Analyse der marokkanischen Ausbaupläne für Windkraftanlagen und CSP-Kraftwerke unter regelungstechnischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkten

Inhaltsverzeichnis

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

TABELLENVERZEICHNIS

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

1 EINLEITUNG
1.1 Problemstellung und Zielsetzung
1.2 Vorgehensweise und Aufbau der Arbeit

2 MODELLIERUNG IN DER ELEKTRIZITÄTSWIRTSCHAFT

3 ENERGIESITUATION IN MAROKKO
3.1 Nachfrage nach Elektrizität
3.2 Aktuelle Erzeugungsstruktur
3.3 Ausbaupläne des zukünftigen Kraftwerkspark

4 MODELLIERUNG DER WIND- UND SOLARKRAFTWERKE
4.1 Modellierung der windtechnischen Stromerzeugung
4.1.1 Grundlegende Berechnungsschritte
4.1.2 Auswahl der Referenzanlage
4.1.3 Pauschale Verlustkorrekturen
4.1.4 Standortauswahl und meteorologische Daten
4.1.5 Ergebnisse des Wind-Modells
4.2 Modellierung der solarthermischen Stromerzeugung
4.2.1 Standortauswahl und meteorologische Daten
4.2.2 Speicher und Zufeuerung
4.2.3 Größe des Solarfeldes
4.2.4 Modellierung mit SAM
4.2.5 Ergebnisse der CSP-Modellierung
4.3 Stromgestehungskosten
4.3.1 Windkraftwerke
4.3.2 Solarthermische Kraftwerke

5 MODELL DER KRAFTWERKSEINSATZPLANUNG
5.1 Erzeugung der Lastkurve
5.2 Konventioneller Kraftwerkspark
5.2.1 Thermische Kraftwerke
5.2.2 Wasserkraftwerke
5.2.3 Importe
5.3 Merit Order
5.3.1 Wirkungsgrade
5.3.2 Brennstoffkosten
5.3.3 Variable Betriebskosten
5.3.4 Anfahrtskosten
5.4 Kraftwerkseinsatzplanung
5.4.1 RES-E Einspeisung
5.4.2 Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke
5.4.3 Einsatz der thermischen Kraftwerke
5.4.4 Modellkalibrierung für das Jahr 2009
5.5 Versorgungssicherheit und Regelenergie

6 ERGEBNISSE
6.1 Auswirkungen des Ausbaus von Windkraftanlagen und CSP Kraftwerken auf den marokkanischen Erzeugungsmix
6.2 Substitution konventioneller Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke
6.3 Auswirkungen des Ausbaus der Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke auf die Systembetriebskosten
6.4 Vergleich des für 2020 vorgesehenen Kraftwerksparks mit einem Szenario ohne jeglichen Ausbau der erneuerbaren Energien

7 FAZIT UND AUSBLICK

ANHANG A - RAUHIGKEITSKLASSEN ZUR HÖHENUMRECHNUNG VON

WINDGESCHWINDIGKEITEN

ANHANG B - INPUT-VARIABLEN DES SOLAR ADVISORY MODEL (SAM)

ANHANG C - VOLLSTÄNDIGE CHARAKTERISIERUNG DES THERMISCHEN KRAFTWERKSPARKES IN DER REIHENFOLGE DER MERIT ORDER

QUELLENVERZEICHNIS

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 3.1 - Absolute Bevölkerungszahl in Marokko und relative Anteile der Stadt- bzw. Landbevölkerung

Abbildung 3.2 - Entwicklung des marokkanischen Bruttoinlandsproduktes

Abbildung 3.3 - Entwicklung der jährlich erzeugten Strommenge und der installierten Leistung in Marokko

Abbildung 4.1 - Kennlinien der verwendeten Modell-Windturbinen

Abbildung 4.2- Windatlas von Marokko

Abbildung 4.3 - Variation der Temperatur und des atmosphärischen Drucks an den Standorten Taza und Tarfaya

Abbildung 4.4 - Korrelation der Veränderung der Stromeinspeisung zweier Windkraftanlagen in Abhängigkeit des Abstandes und des betrachteten Zeitraums

Abbildung 4.5 - Modellierte Stromerzeugung der Windkraftwerke in Marokko

Abbildung 4.6 - Durchschnittlicher Tagesverlauf der Einspeisung durch Windkraftanlagen..

Abbildung 4.7 - Parabolrinnen- und Fresnel-Prinzip

Abbildung 4.8 - Solarturmkraftwerk und Dish-Styrling-System

Abbildung 4.9 - Sonnenkarte von Marokko mit den geplanten CSP Standorten und den verfügbaren Messstandorten

Abbildung 4.10 - Summe der monatlichen Direktnormalstrahlung pro Quadratmeter

Abbildung 4.11 - Tagesverlauf der Direktnormalstrahlung am Standort Ouarzazate in monatlicher Auflösung

Abbildung 4.12 - Typische Lastkurven für Marokko (links) und Dispatch des thermischen Speichers im CSP Kraftwerk (rechts)

Abbildung 4.13 - Hauptmenü des Solar Advisory Model (SAM)

Abbildung 4.14 - Mittlerer Einspeiseverlauf des 100 MW Referenzkraftwerks am Standort Ouarzazate (anteilig zur Maximalleistung) und exemplarischer Lastgang an einem Dienstag im Winter bzw. Sommer (anteilig zur Minimallast)

Abbildung 4.15 - Stromerzeugungsprofil eines Modellkraftwerks an drei aufeinanderfolgenden Tagen im August am Standort Ouarzazate

Abbildung 4.16 - Kostenreduktion (Lernkurve) und geplanter Leistungszubau von Windkraftanlagen in Marokko

Abbildung 4.17 - Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten einer Windkraftanlage am Standort T arfaya

Abbildung 4.18- Kostensenkung durch Skaleneffekte (CSP)

Abbildung 4.19 - Kostenreduktion (Lernkurve) und geplanter Leistungszubau von CSP in Marokko

Abbildung 4.20 - Sensitivitätsanalyse der LCOE von einem CSP Kraftwerk am Standort Ouarzazate

Abbildung 5.1 - Prinzipielle Vorgehensweise

Abbildung 5.2 - Vorgehensweise zur Erzeugung einer durchgehenden Lastkurve aus den verfügbaren Lastverläufen

Abbildung 5.3 - Wirkungsgrad der Speicherung in Pumpspeicheranlagen

Abbildung 5.4 - Importe und Exporte zwischen Spanien und Marokko

Abbildung 5.5 - Stromübertragung zwischen Marokko und Spanien im stündlichen Verlauf

Abbildung 5.6 - Verlauf von Last, RES-E Einspeisung und Residuallast in der Woche mit der maximalen RES-E Einspeisung in 2020

Abbildung 5.7 - Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke (SuP) bei einer installierten Wind- und CSP-Leistung von jeweils 2000 MW in der Woche mit der maximalen RES-E Einspeisung in 2020

Abbildung 5.8 -Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks ohne installierte erneuerbare Kraftwerksleistung für die Woche mit der maximal auftretenden Last in 2020

Abbildung 5.9 - Lastkurve der Jahreshöchstlasten im Vergleich zur verfügbaren konventionellen Kraftwerksleistung nach den marokkanischen Ausbauplänen für 2020

Abbildung 6.1 -Installierte Kraftwerksnennleistung nach Kraftwerkstyp im jeweiligen Referenzkraftwerkspark 2010 (linker Balken) und 2020 (rechter Balken)

Abbildung 6.2 - Kraftwerkseinsatz des Kraftwerksparks in 2010 bei 286 MW installierter Windleistung für die Woche mit der auftretenden Jahreshöchstlast

Abbildung 6.3 - Oben: Kraftwerkseinsatz des gesamten Kraftwerksparks in 2020 bei jeweils 2000 MW installierter Wind- und CSP Leistung; Unten: Kraftwerkseinsatz des konventionellen Kraftwerksparks in 2020 nach Einspeisung der RES-E durch 2000 MW installierte Wind- und CSP Leistung. Jeweils für die Woche mit der auftretenden Jahreshöchstlast

Abbildung 6.4 - Marokkanischer Stromerzeugungsmix in 2010 mit 286 MW installierter Windleistung und 2020 mit jeweils 2000 MW installierter Wind-und CSP Leistung

Abbildung 6.5 - Substitution der Stromerzeugung konventioneller Kraftwerke durch Wind- bzw. CSP Kraftwerke bei einem simultanen Ausbau von jeweils 100 bzw. 500 MW, ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2010

Abbildung 6.6 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einem Zubau der Wind- bzw. CSP Kapazitäten um jeweils 100 bzw. 500 MW ausgehend von dem Referenzkraftwerkspark 2010

Abbildung 6.7 - Substitution der konventionellen Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke bei einem simultanen Ausbau um jeweils 500 MW, ausgehend von einem Niveau von jeweils 1500 MW (Säulen 1 und 3) bzw. 2000 MW (Säulen 2 und 4)

Abbildung 6.8 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einer Variation der Wind- bzw. CSP Kapazität von jeweils 500 MW ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2020

Abbildung 6.9 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einer Variation der Wind- bzw. CSP Kapazität von jeweils 500 MW ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2020 und einer variierten Bewertung der Stromimporte

Abbildung 6.10 - Einfluss der installierten RES-E Leistung auf die Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei konstant gehaltenem Anteil der jeweils anderen RES-E Technologie auf dem Niveau des Referenzkraftwerksparks 2010

Abbildung 6.11 - Senkung der Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei verschiedenen Kombinationen bezüglich des Ausbaus der Wind- und CSP Kraftwerke

Abbildung 6.12 - Einfluss auf die Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2020 durch die Variation der installierten Windleistung (links) bzw. der installierten CSP Leistung (rechts), bei konstant gehaltener Leistung der jeweils anderen RES-E Technologie auf den für 2020 geplanten 2000 MW

Abbildung 6.13 - Senkung der Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei verschiedenen Kombinationen bezüglich des Ausbaus der Wind- und CSP Kraftwerke

Tabellenverzeichnis

Tabelle 3.1 - Vergleich des marokkanischen pro-Kopf Stromkonsums mit vergleichbaren Ländern der Region

Tabelle 4.1 - Bestehende Windparks in Marokko

Tabelle 4.2 - Übersicht über bereits realisierte und noch in Planung befindliche Windprojekte in Marokko

Tabelle 4.3 - Modellzuordnung der installierten Windleistung in 2020

Tabelle 4.4 - Kalibrierung des Windmodells

Tabelle 4.5 - Geplante CSP Kapazitäten in Marokko und Angaben zur DNI-Einstrahlung

Tabelle 4.6 - Charakterisierung der im Modell verwendeten Referenzkraftwerke

Tabelle 4.7 - Annahmen für die Berechnung der Stromgestehungskosten (Nominalwerte) ..

Tabelle 4.8 - LCOE der Windkraftanlagen

Tabelle 4.9 - Verwendete Kostenparameter zur Modellierung der Investitionskosten des trockengekühlten Referenzkraftwerkes mit 100 MW Leistung und 7,5 Stunden Speicher

Tabelle 4.10 - LCOE der solarthermischen Kraftwerke

Tabelle 5.1 - Nettoleistung der thermischen Kraftwerke in 2010 und 2020 nach Kraftwerkstyp und unter Berücksichtigung der Nichtverfügbarkeiten

Tabelle 5.2 - Modellannahmen bezüglich der Flexibilität der thermischen Kraftwerke

Tabelle 5.3 - Strommengen der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke

Tabelle 5.4 - Wirkungsgrade der thermischen Kraftwerksblöcke in Marokko

Tabelle 5.5 - Brennstoffpreise für Kohle, Gas, Heizöl und Diesel

Tabelle 5.6 - Variable Betriebskosten nach Kraftwerksart

Tabelle 5.7 - Anfahrtskosten der thermischen Kraftwerke durch Brennstoffmehrbedarf und Verschleiß

Tabelle 5.8 - Modellkalibrierung mit den Werten von 2009

Tabelle 5.9 - Leistungsvorhaltung abhängig von Lastniveau und installierter Windleistung.

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

Der Klimawandel führt seit einigen Jahren weltweit zu einem Umdenken in der Energieversorgung, was sich bisher vor allem im Stromsektor auswirkt und zum Einsatz alternativer Technologien zur regenerativen Stromerzeugung führt. Zur Einhaltung der Selbstverpflichtungen des Kyoto Protokolls, ist in den Industriestaaten ein radikaler Umbau der Energieversorgung notwendig. Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht beispielsweise vor, den Anteil der Stromerzeugung 16 % regenerativ erzeugtem Strom am gesamten Strombedarf bis 2020 auf 35 % und bis 2050 auf 80 % zu steigern (BMU, 2010).

In der Diskussion darüber, wie die selbst gesteckten klima- und energiepolitischen Ziele erreicht werden, spielen Stromimporte aus den Ländern Nordafrikas, speziell durch solarthermische Kraftwerke (CSP Kraftwerke) eine immer wichtiger werdende Rolle. Die hohe Sonneneinstrahlung mit vielen Sonnenstunden im Jahr, weiträumige, ungenutzte Flächen in der Nähe von Straßen- und Stromversorgungsnetz und die geographische Nähe zu Europa machen die Region attraktiv und könnten bis 2050 einen Anteil von 15 % an der deutschen Stromversorgung ausmachen (BMU, 2010). Verschiedene Initiativen wie die Desertec Industry Initiative oder der Mediterranean Solar Plan arbeiten zum Teil sehr medienwirksam daran einen Stromexport der nordafrikanischen Länder zu realisieren (Sterner et al., 2010).

1.1 Problemstellung und Zielsetzung

Eine Stromversorgung Europas durch den Import von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen (RES-E) kann nachhaltig nur stattfinden, wenn auch die nordafrikanische Seite davon profitiert. Oft ist die Rede davon, dass dem Ausbau der erneuerbaren Energien in Nordafrika für den Export erst eine Versorgung des Marktes vor Ort vorausgehen muss. Die Länder Nordafrikas sind durch ein hohes wirtschaftliches Wachstum und damit verbundenem steigenden Stromverbrauch geprägt. Ein Ausbau der erneuerbaren Energien könnte also zunächst genutzt um den Energiebedarf vor Ort nachhaltig und zuverlässig zu decken, die Abhängigkeit gegenüber fossilen Brennstoffen zu verringern und einen Beitrag gegen den Klimawandel zu leisten.

Vor diesem Hintergrund ist das Ziel dieser Arbeit, den Ausbau der erneuerbaren Energien in Marokko zu untersuchen und die Auswirkungen auf den konventionellen Kraftwerkspark zu quantifizieren. Die Wahl fällt dabei auf Marokko als zu untersuchendes Energiesystem aus folgenden Gründen: Zum einen wird der Ausbau der erneuerbaren Energien in Marokko so stark forciert wie zurzeit in keinem anderen Land der Region. Die aktuellen Ausbaupläne der Regierung sehen bis 2020 einen Zubau der Kapazitäten von Windkraftanlagen und Solarkraftwerken auf jeweils 2000 MW Gesamtleistung vor (Benkhadra, 2010). Zum zweiten ist Marokko zu nahezu 100 % abhängig von Energieimporten (GTZ, 2009). Diese Abhängigkeit kann durch die verstärkte Nutzung der nationalen RES-E Ressourcen vermindert werden und ist eines der zentralen Argumente, die von der marokkanischen Politik angeführt werden (Benkhadra, 2010). Schließlich ist Marokko bereits durch mehrere Übertragungsleitungen nach Spanien mit dem europäischen Elektrizitätssystem verbunden und verfügt auch über Kuppelstellen nach Algerien. Auch ist die Liberalisierung des Strommarktes relativ zu anderen Ländern der Region bereits fortgeschritten (Brand und Zingerle, 2010). Aufgrund dieser Faktoren erscheint Marokko für Analyse der Folgen eines verstärkten RES-E Ausbaus in der Region als besonders geeignet.

Im Rahmen dieser Arbeit werden folgende Fragestellungen untersucht:

- Mit welchen Stromgestehungskosten erfolgt die Stromerzeugung durch Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke unter den spezifischen Bedingungen vor Ort in Marokko und welche Charakteristiken weisen die betrachteten Technologien dabei bezüglich der fluktuierenden Erzeugung auf?
- Wie wirkt sich der vorgesehene Ausbau der Wind- und Solarkraftwerke auf den zukünftigen Erzeugungsmix in Marokko und importierte Strommengen aus Spanien aus?
- Welchen Einfluss hat die Einspeisung der vorgesehenen RES-E Kapazitäten auf die Betriebsweise des konventionellen Kraftwerksparks? Welche konventionelle Stromerzeugung wird durch die jeweiligen Technologien substituiert und wie hoch sind die dadurch erzielten Ersparnisse? Ist die Einspeisung solarthermischer Kraftwerke „wertvoller“ als die der Windkraftanlagen, da die Erzeugung tagsüber stattfindet und eventuell Spitzenlastkraftwerke ersetzt?
- Wie wirkt sich der Zubau der RES-E Kapazitäten auf die Gesamtkosten der Stromversorgung aus. Sind die vorgesehenen Ausbaupläne unter Berücksichtigung der charakteristischen RES-E Einspeiseprofile und den Erzeugungskosten kostenoptimal oder können durch ein anderes Verhältnis von installierter Wind- und CSP Leistung Kosten eingespart werden?

Zur Untersuchung dieser Fragestellungen soll zum einen ein Modell entwickelt werden, das die RES-E Erzeugung von zukünftigen Windkraftanlagen und CSP Kraftwerken in Marokko detailliert darstellt. Anschließend soll Modell zur Kraftwerkseinsatzplanung konzipiert werden, mit dem die Auswirkungen der vorher dargestellten RES-E Erzeugung auf den konventionellen Kraftwerkspark und die resultierenden Systemkosten quantifiziert werden können. Die gewählte Vorgehensweise dazu wird im folgenden Abschnitt erläutert.

1.2 Vorgehensweise und Aufbau der Arbeit

Die vorliegende Untersuchung gliedert sich in insgesamt sieben Kapitel. Zunächst wird in Kapitel 2 ein Überblick über bisherige Untersuchungen und Ansätze zur Modellierung einer Kraftwerkseinsatzplanung dargestellt. Anschließend werden in Kapitel 3 die derzeitigen Rahmenbedingungen des marokkanischen Elektrizitätsmarktes herausgearbeitet und der vorgesehene Ausbau der Kraftwerksparks bis zum Jahr 2020 vorgestellt.

Kapitel 4 und 5 stellen den Kern dieser Untersuchung dar: In Kapitel 4 wird die Modellierung der Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke beschrieben, die sich möglichst eng an den real bestehenden Verhältnissen orientiert. Die gewählten Eingangsparameter werden ausführlich diskutiert und der jeweils resultierende Einspeiseverlauf hergeleitet. In Kapitel 5 wird das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung entwickelt. Dazu wird zunächst die Lastkurve modelliert und anschließend der konventionelle Kraftwerkspark in Marokko charakterisiert. Dabei werden sowohl die thermischen Kraftwerke als auch die Kapazitäten in Wasserkraftwerken und die Importkapazitäten behandelt. Nach der Berechnung der variablen Kosten, die zur Merit Order führen, wird die Entscheidungsfindung der Kraftwerkseinsatzplanung erläutert. Diese berechnet den kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz und die resultierenden Systembetriebskosten, die zur Deckung der Last anfallen. Die Vorgehensweise unter Verwendung der beiden Modelle aus den Kapitel 4 und 5 ist schematisch in Abbildung 1.1 dargestellt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1.1 - Vorgehensweise zur Berechnung der Systembetriebskosten

Quelle: Eigene Darstellung

Zuerst wird für ein Szenario bezüglich des Ausbaus der erneuerbaren Energien in Marokko die aggregierte Leistungsabgabe von Wind- bzw. CSP Kraftwerken für ein Jahr modelliert. Die Lastkurve wird um RES-E Einspeisung vermindert und es verbleibt die Residuallast, die durch die konventionellen Kraftwerke gedeckt werden muss. Der Einsatz der konventionellen Kraftwerke wird durch das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung erstellt und zur Lastdeckung anfallenden Systembetriebskosten werden ermittelt.

In Kapitel 6 werden die Szenarien, die zur Untersuchung der oben gestellten Fragen berechnet werden, vorgestellt und die erhaltenen Ergebnisse näher betrachtet. Im abschließenden Kapitel 7 werden die gewonnen Kernaussagen zusammengefasst und ein Ausblick erstellt.

2 Modellierung in der Elektrizitätswirtschaft

Für die Entscheidung eines Modellansatzes, mit dem der Einfluss des Ausbaus der erneuerbaren Energien in Marokko untersucht wird, wurde eine Reihe von Arbeiten betrachtet, die sich bereits mit ähnlichen Fragestellungen befasst haben. Eine grundsätzliche Unterscheidung der betrachteten Arbeiten könnte folgendermaßen verlaufen: Auf der einen Seite stehen Untersuchungen, die eine Integration der erneuerbaren untersuchen ohne den konventionellen Kraftwerkspark zu betrachten. Der Fokus liegt dabei auf dem Einspeiseprofil der betrachteten RES-E Technologien und inwiefern diese zur Abbildung der Lastkurve geeignet sind [[Reichling Kulacki 2008] untersuchen den Marktwert von eingespeistem Strom aus Windkraftanlagen und CSP Kraftwerken anhand der von Preisen gehandelter Stromprodukte in den USA. Dazu wird ein Modell zur der Stromerzeugung durch die jeweiligen Technologien entwickelt und die stündlich aufgelöste Erzeugung mit den geltenden Marktpreisen bewertet. Ein optimales Verhältnis von installierter Wind- zu CSP Leistung wird durch die Maximierung der Marktpreise des erzeugten Stroms erreicht. [Hoste, Dvorak Jacobson] untersuchen in ihrer Arbeit inwiefern die kalifornische Lastkurve durch einen verstärkten RES-E Anteil an der Stromversorgung abgebildet werden kann. Dazu wird ein mittlerer Tagesgang der Stromnachfrage und dem Angebot der RES-E Technologien berechnet. Die Bewertung der Szenarien mit unterschiedlichen RES-E Anteilen erfolgt anhand der berechneten Unter- bzw. Überproduktion von Strom. Die Arbeiten von [Vick, Clark „Improved Electrical load match...“] untersuchen ebenfalls mittlere Einspeiseprofile von Wind- und CSP Kraftwerken in Kalifornien und vergleichen diese auf eine Korrelation mit der Lastkurve. [SAHIN “Applicability of Wind-Solar..“] führt eine statistische Analyse des Einspeiseverlaufs von Wind- und Solarkraftwerken auf der arabischen Halbinsel durch. Die Zielgrößen für ein optimales System stellen dabei die Gleichmäßigkeit der Einspeisung und die Stromerzeugungskosten des Gesamtsystems dar.

Die genannten Arbeiten führen zu dem Schluss, dass der Umfang und zeitliche Verlauf der Stromerzeugung durch Wind- und Solarkraftwerke stark vom Kraftwerksstandort abhängig ist und daher eine Analyse des Einflusses auf ein bestehendes Elektrizitätssystem die charakteristischen Eigenschaften einzelner Standorte soweit wie möglich berücksichtigen sollte. Die genannte Bewertung der Szenarien mit unterschiedlichem RES-E Ausbau anhand von Börsenpreisen kann aufgrund nicht vorhandener entsprechender Strukturen in Marokko nicht angewendet werden. Eine Bewertung ausschließlich anhand statistischer Kenngrößen erscheint für die Zielsetzung dieser Arbeit nicht geeignet. Daher orientiert sich die Vorgehensweise dieser Untersuchung an den folgenden Arbeiten:

Die zweite Gruppe der betrachteten Arbeiten berücksichtigt zur Analyse der Auswirkungen des Ausbaus der RES-E Kapazitäten die dadurch veränderte Betriebsweise des konventionellen Kraftwerksparks. Dazu wird die Betriebsweise durch ein Modell der Kraftwerkseinsatzplanung dargestellt, wodurch der Einfluss auf untersuchte Zielgrößen, zum Beispiel Gesamtkosten oder CO2-Ausstoß der Stromversorgung, untersucht werden kann. Diese können nach Lux (Lux, 1999) unterteilt werden in heuristische Algorithmen und mathematische Optimierungsverfahren:

Mathematische Optimierungsverfahren geben eine Zielfunktion vor und berechnen unter vorgegebenen Nebenbedingungen ein mathematisches Optimum. Sie sind im allgemeinen als sehr flexibel anzusehen, verursachen jedoch einen hohen Rechenaufwand im Vergleich zu heuristischen Verfahren (Lux, 1999).

(Lux, 1999) wendet in seiner Arbeit die Gemischt-Ganzzahlig-Lineare Optimierung an, um die Betriebsweise des deutschen Kraftwerksparks bei verschiedenen Anteilen der Windstromerzeugung zu untersuchen. Damit wird untersucht welche konventionelle Stromerzeugung durch zusätzliche Windkraftwerke ersetzt wird und wie sich dies auf die Kosten der Stromversorgung auswirkt. Die Struktur des zugrunde liegenden konventionellen Kraftwerksparks bleibt dabei in den Szenarien mit einer steigenden Windstromerzeugung konstant. (Krämer, 2003) verwendet ebenfalls ein Optimierungsverfahren zur Kraftwerkseinsatzplanung um die Kosten der Stromversorgung bei steigenden Anteilen der Erzeugung in Windkraftanlagen zu untersuchen. Investitionsentscheidungen in neue Kraftwerke werden dabei jedoch für die Modellierung offen gelassen, wodurch sich die Anteile der Kraftwerkstechnologien an einen höheren Anteil der fluktuierenden Windeinspeisung anpassen können. Beide Arbeiten reduzieren die Betrachtung auf die Erzeugung und den Verbrauch der des Stroms ohne eine Beachtung der Netzrestriktionen. Aufgrund der Flexibilität von Optimierungsverfahren werden entsprechende Modelle häufig in Zusammenarbeit mehrerer Autoren entwickelt und auf verschiedene Fragestellungen angewandt. Beispielsweise wird das von Lux (Lux, 1999) am IER entwickelte Verfahren der Kraftwerkseinsatzplanung ebenfalls von Sontow [[2000] verwendet. Das vom EWI in Köln entwickelte Modell einer linearen Programmierung DIME wurde zunächst von [[Fürsch et al. European] für die Untersuchung des europäischen Marktes entwickelt und von [[Brand Zingerle] auf die Maghreb Länder angewandt.

Heuristische Algorithmen zur Kraftwerkseinsatzplanung basieren meist auf einer Einschaltreihenfolge der Kraftwerke auf Basis der vom Einsatz abhängigen variablen Betriebskosten (Merit Order). Darüber hinaus gehende Randbedingungen für den Einsatz der Kraftwerke, wie zum Beispiel Mindestbetriebs- und -stillstandszeiten, werden individuell vorgegeben. Heuristische Algorithmen verfügen aufgrund dieser Vorgaben über eine geringere Flexibilität bei der Anpassung auf einen anderen Kraftwerkspark.

[[Klobasa 2007] untersucht in seiner Arbeit die unterschiedlichen Betriebsweisen des konventionellen Kraftwerksparks, die sich bei einer Integration der Windenergie und einem Lastmanagement ergeben. Zur Kraftwerkseinsatzplanung erstellt er einen heuristischen Algorithmus der den Einsatz des gegebenen Kraftwerksparks unter variierenden Annahmen bezüglich der Windeinspeisung und den Potenzialen zum Lastmanagement berechnet. [[Rosen 2007] wählt für seine Untersuchung der Rolle der erneuerbaren Energien in der europäischen Energieversorgung ebenfalls einen heuristischen Simulationsansatz um den Einsatz der konventionellen Kraftwerke bei variierenden Anteilen der erneuerbaren Energien zu bestimmen.

In dieser Arbeit wird zur Modellierung des Kraftwerkseinsatzes ein heuristiher Algorithmus entwickelt. Dabei werden bei der Integration zusätzlicher RES-E Kapazitäten lediglich Angebot und Nachfrage der Stromerzeugung betrachtet und keinerlei Netzrestriktionen [[vgl. (Kaltschmitt und Fischedick, 1995/ Krämer, 2003/ Klobasa, 2007S.129)]. Für den Vergleich unterschiedlicher Szenarien bezüglich des Ausbaus der RES-E Kapazitäten wird außerdem von einem gleichbleibendem zugrunde liege.nden Kraftwerkspark ausgegangen [Vgl. Lux 1999, Klobasa 2007, Rosen 2007]

3 Stromversorgungssystem Marokko

Die Integration von Wind- und Solarkraftwerken in Marokko, die Gegenstand dieser Untersuchung ist, erfolgt in ein Stromversorgungssystem das bisher zu nahezu 100 % auf konventioneller Stromerzeugung beruht. Die zusätzlichen Kapazitäten der erneuerbaren Energien sollen maßgeblich dazu beitragen, dem erwarteten Wachstum des Stromverbrauchs in der Zukunft nachzukommen. In diesem Kapitel wird in Abschnitt 3.1 zunächst die Nachfrageseite des Stromversorgungssystems betrachtet. Dazu wird der typische tageszeitliche Verlauf der Lastkurve in Marokko betrachtet und die historische Entwicklung des Stromverbrauchs untersucht. Anschließend werden die Wachstumserwartungen bezüglich des Strombedarfs in Marokko erläutert. Anschließend wird die momentane Erzeugungsstruktur dargestellt und auf die Besonderheiten des marokkanischen Stromversorgungssystems hingewiesen. Abschließend wird ein Überblick über den vorgesehenen Ausbau des Kraftwerksparks in 2020 gegeben.

3.1 Nachfrage nach Elektrizität

Abbildung 3.1 stellt den typischen Lastverlauf in Marokko für jeweils einen Wochentag im Winter und Sommer dar. Der Lastverlauf oder die Lastkurve stellt die summierte Stromnachfrage aller dem Versorgungsnetz angeschlossener Verbraucher im zeitlichen Verlauf dar. Der Nachfrage steht die Summe der Erzeugung der marokkanischen Kraftwerke und der Stromimporte gegenüber. Da sich der Betrieb der Kraftwerke an dem Verlauf der Lastkurve ausrichtet, stellt ihr Verlauf eine wichtige Charakterisierung eines Stromversorgungsmarktes dar. Das tägliche Maximum der Lastkurve in Marokko liegt typischerweise in den Abendstunden zwischen 21 und 22 Uhr im Sommer und zwischen 18 und 19 Uhr im Winter. Während dieser Spitzenlastzeiten steigt die zu deckende Last auf ein Niveau welches ungefähr 600 MW über dem zweiten lokalen Maximum liegt, das in den Mittagsstunden auftritt. Die Differenz zur niedrigsten Last während der Nachtstunden liegt bei 1500 MW.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.1 - Typische Lastkurve in Marokko (2009)

Quelle: [[Salhi]

Eine höhere nachgefragte Leistung durch die bestehenden Verbraucher oder eine steigende Anzahl von Verbrauchern führt zu einem höheren Niveau der Lastkurve. Die Fläche unter der Lastkurve, also die Summe der nachgefragten Leistung zu jedem Zeitpunkt während eines Jahres, ergibt die Jahresstrommenge. Diese betrug im Jahr 1999 noch 13 TWh pro Jahr und hat sich bis 2009 auf 25 TWh verdoppelt (Abbildung 3.2). Dies entspricht einem mittleren Wachstum der Jahresstrommenge von 6,6 % pro Jahr. Analog dazu fand ein Anstieg der installierten Leistung der Kraftwerke im gleichen Zeitraum von 3700 MW um 60 % auf 6100 MW statt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.2 - Entwicklung der nachgefragten Jahresstrommenge und der installierten Kraftwerksnennleistung in Marokko

Quelle: (MEM, 2011)

Das Wachstum des marokkanischen Stromsektors wird maßgeblich von zwei Faktoren angetrieben: Zum einen findet in Marokko eine demografische Entwicklung statt, die geprägt ist von einer steigenden Bevölkerungszahl und einer Urbanisierung der Bevölkerung. Das Wachstum der Bevölkerung führt zu einer stetig steigenden Zahl von Konsumenten und damit einem Anstieg der nachgefragten Strommenge. Zusätzlich nimmt der Anteil der Bevölkerung zu, der in Städten lebt und damit einen besseren Zugang zu Elektrizität hat (Abbildung 3.3).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.3 - Absolute Bevölkerungszahl in Marokko und relative Anteile der Stadt- bzw. Landbevölkerung

Quelle: (HCP, 2011)

Der zweite Faktor, der maßgeblich zu einem stetig steigenden Strombedarf in Marokko beiträgt, ist ein wachsender Wohlstand, gemessen am Bruttoinlandsprodukt (BIP). Das wirtschaftliche Wachstum in Marokko beträgt seit 1998 durchschnittlich 5 % pro Jahr, wodurch sich das BIP in den letzten zehn Jahren seit 2010 um knapp zwei Drittel erhöht hat (Abbildung 3.4). Der Zusammenhang zwischen Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch wird von den Autoren der MED-CSP Studie hergestellt (DLR, 2005, S.88ff). In der Studie wird das hohe Aufholpotenzial der wirtschaftlichen Entwicklung Marokkos gegenüber den entwickelten Ländern angeführt und ein daraus resultierend ein weiterhin steigender Strombedarf prognostiziert.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.4 - Entwicklung des marokkanischen Bruttoinlandsproduktes

Quelle: (IMF, 2011)

Des Weiteren lässt der direkte Vergleich Marokkos mit dem Niveau des Stromverbrauchs ähnlicher Länder der Region vorerst kein Nachlassen der Wachstumsdynamik erwarten. Marokko weist, trotz des starken Wachstums der letzten Jahre, immer noch ein verhältnismäßig niedriges Niveau des Stromverbrauchs auf, was auf ein weiteres Wachstum vermuten lässt (Tabelle 3.1). Die Autoren der MED-CSP Studie rechnen bis 2020 mit einer jährlichen Zunahme der Stromnachfrage von 6,8 %, was zu einer Verdoppelung der Jahresstrommenge bis 2020 auf über 50 GWh führen würde [[MEDRING].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Tabelle 3.1 - Vergleich des marokkanischen pro-Kopf Stromkonsums mit vergleichbaren Ländern der Region

Quelle: Euro-Mediterranean Energy Market Integration Project (MEDRING, 2010 S.16)

3.2 Aktueller Kraftwerkspark und Ausbaupläne bis 2020

Stromerzeugungsmix

Der Stromerzeugungsmix in Marokko wird bestimmt durch die Erzeugung in thermischen Kraftwerken, die 2009 einen Anteil von 69 % an der Stromerzeugung hatten (Abbildung 3.5). Weitere 18 % entfielen auf importierten Strom aus Spanien und insgesamt 13 % wurden in Wind- und Wasserkraftwerken erzeugt. Bei der Betrachtung der dazu verwendeten Kraftwerkstypen dominieren die Kohlekraftwerke, die einen Anteil an der Erzeugung der Jahresstrommenge von 25 TWh von 43 % ausmachen. Das größte Kohlekraftwerk in Jorf Lasfar verfügt über eine Leistung von 1320 MW, was einem Fünftel der installierten Leistung des Landes entspricht. Die verbleibenden Anteile entfallen zu etwa gleichen Teilen auf thermische Kraftwerke, betrieben mit Gas bzw. Heizöl, Wasserturbinen und importierten Strom aus Spanien.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.5 - Bruttostromerzeugung in 2009 nach Kraftstoff bzw. Kraftwerkstyp

Quelle:(ONE, 2009/ WEPP, 2010)

Da Marokko über keine nennenswerten Vorkommen fossiler Energieträger verfügt, wird der Primärenergiebedarf des Landes zu 96 % durch Importe aus dem Ausland, hauptsächlich in Form von Öl und Kohle, gedeckt (GTZ, 2009). In leicht abgeschwächter Form ist diese Abhängigkeit auch in der Stromversorgung wiederzufinden, die in 2009 zu 87 % durch die Erzeugung mithilfe importierter Energieträger und Strom aus Spanien sichergestellt wurde (Abbildung 3.5). Beispielsweise wurde in 2008 der Bau eines Gas- und Dampfkraftwerkes in Wahda abgebrochen, da die Verhandlungen mit Algerien, dem einzigen Gaslieferanten des Landes scheiterten und die Gasversorgung des Kraftwerks damit nicht sichergestellt werden konnte (Weltbank, 2007). Gleichzeitig gewinnen die Stromimporte aus Spanien weiter an Bedeutung für das marokkanische Stromversorgungssystem. Während im Jahresbericht 2006 des marokkanischen Versorgers ONE noch rund 2 TWh als Saldo der Importe und Exporte ausgewiesen wurden, so beträgt der Wert für 2009 mit 4,6 TWh bereits mehr als das Doppelte [[ONE 2004. 2009]. Die Nennleistung zur Stromübertragung zwischen Spanien und Marokko beträgt zurzeit 1400 MW. Darüber hinaus ist ein Ausbau der Übertragungsleistung von 700 MW in Planung (Benkhadra, 2010/ Brand und Zingerle, 2010).

Kraftwerksstruktur

Um der rasant steigenden Nachfrage nach Elektrizität gerecht zu werden, hat der marokkanische Stromversorger ONE einen Investitionsplan entworfen, der den Zubau von gut 3200 MW Leistung konventioneller Kraftwerke vorsieht (Alaoui, 2010). Außerdem wurde von der marokkanischen Führung eine intensivierte Nutzung der nationalen erneuerbaren Energiequellen angekündigt, die zu mehr Versorgungssicherheit und weniger Energieimporten führen sollen [[Benkhadra]. Diesbezüglich ist bis 2020 ein Zubau von Wind-, Solar- und Wasserkraftwerken bis auf eine Leistung von jeweils 2000 MW avisiert (Benkhadra, 2010/ MASEN, 2010). Unter Berücksichtigung dieser Planungen und der Stillegung alter Kraftwerke nach Abschnitt 5.2.1, wurde der zukünftige Kraftwerkspark in 2020 erstellt (Abbildung 3.6). Die zusätzliche Leistung der konventionellen Kraftwerke unterteilt sich in 2000 MW Kohlekraftwerke, 800 MW GuD-Anlagen, 300 MW ölbetriebene Gasturbinen und knapp 100 MW Dieselgeneratoren.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3.6 - Struktur des marokkanischen Kraftwerkspark in 2010 und 2020

DT: Dampfturbinenkraftwerk; GuD: Gas- und Dampfturbinenkraftwerk;

GT: Gasturbinenkraftwerk; HFO: Heizölfeuerung

QueNe:(ONE, 2009/ WEPP, 2010)[[Benkhadra]

4 Modellierung der Wind- und Solarkraftwerke

Zur Analyse des Einflusses der erneuerbaren Energien auf das marokkanische Elektrizitätssystem ist eine genaue Untersuchung des zeitlichen Stromerzeugungsverhaltens von erneuerbaren Energien notwendig. Eingespeister Strom, zum Beispiel aus Windkraftwerken, ersetzt die Produktion eines konventionellen Kraftwerks, dessen Leistung vermindert oder komplett heruntergefahren werden kann. Welche Kraftwerke ersetzt werden und welche Brennstoffe in welchem Maße eingespart werden können, ist vom Zeitpunkt abhängig, an dem die RES-E Einspeisung in das Stromnetz erfolgt. Die Einspeisung zu Zeiten einer hohen Stromnachfrage ist potenziell wertvoller als zu Stunden mit einer relativ niedrigen Nachfrage, da teurere Spitzenlastkraftwerke wie zum Beispiel Gas- oder Ölturbinen ersetzt werden. Spitzenlastkraftwerke sind sehr flexibel, verfügen jedoch über hohe Betriebskosten und werden daher nur in den Stunden mit dem höchsten Bedarf angeschaltet (Konstantin, 2009). Werden diese Kraftwerke ersetzt, so ist die Kosteneinsparung pro Kilowattstunde größer als zu Zeiten einer geringen Last, wenn Kohlekraftwerke oder GuD-Kraftwerke ersetzt werden.

Die Modellierung der RES-E Erzeugung sollte in einer hohen zeitlichen Auflösung erfolgen, um die starken Fluktuationen der RES-E Einspeisung und auch der Stromnachfrage berücksichtigen zu können. In dieser Arbeit werden die Modellberechnungen bezüglich der erneuerbaren Stromerzeugung und der Kraftwerkseinsatzplanung in stündlicher Auflösung erfolgen.^[1]

4.1 Modellierung der windtechnischen Stromerzeugung

Die Analyse der windtechnischen Stromerzeugung erfolgt in mehreren Arbeitsschritten, die im Folgenden genauer erläutert werden. Zuerst werden die grundlegenden Berechnungsschritte vorgestellt, die den Zusammenhang zwischen der kinetischen Energie des Windes und der resultierenden Stromerzeugung einer Windkraftanlage herstellen. Im zweiten Schritt wird der aktuelle Ausbaustatus der Windenergie in Marokko analysiert und eine Übersicht über bestehende Anlagen erstellt. Auf Basis dieser Übersicht wird die Auswahl einer repräsentativen Referenzanlage getroffen, deren Kennlinie den Zusammenhang zwischen den meteorologischen Zeitreihen und der resultierenden Stromerzeugung herstellt. Im letzten Abschnitt werden die modellierten Stromerzeugungsprofile der verschiedenen Standorte vorgestellt.

4.1.1 Grundlegende Berechnungsschritte

Bei der Stromerzeugung durch Windkraftanlagen (WKA) wird die kinetische Energie des Windes dazu genutzt einen Rotor anzutreiben und wird dadurch in mechanische Energie umgewandelt. Der Rotor ist wiederum mit einem Generator verbunden, der die mechanische Energie der Drehbewegung in elektrische Energie umwandelt.

Die kinetische Energie einer Masse berechnet sich nach:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Um die Leistung einer bewegten Luftmasse zu berechnen, wird anstelle der Masse m der Massenstrom mLuft betrachtet, der den Rotor durchströmt. Mit der Dichte der Luft pLuft und der Rotorfläche AR ergibt sich für die Leistung Pwind, die im Wind steckt:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bei der Umwandlung in Strom besitzt die Windkraftanlage einen Wirkungsgrad oder Leistungsbeiwert cP , der von der Windgeschwindigkeit abhängt. Dieser beeinflusst maßgeblich, wie viel von der im Wind steckenden Energie in Strom umgewandelt wird. Unter Berücksichtigung des Leistungsbeiwertes beträgt die Leistung, die dem Wind von der Windkraftanlage entnommen wird:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Dabei bezieht sich die Windgeschwindigkeit auf die Höhe der Rotornabe. Bei der Verwendung von gemessenen Windgeschwindigkeiten muss daher beachtet werden, dass die Höhe von Messungen meist deutlich unter der Nabenhöhe liegt. Während moderne Windkraftanlagen eine Nabenhöhe von 60 m oder deutlich mehr aufweisen^[2], werden Windmessungen aus wirtschaftlichen Gründen meist auf einer deutlich geringeren Höhe durchgeführt. Das Centre de développement des énergies renouvelables (CDER) in Marokko beispielsweise verfügt über Windmessungen von 38 marokkanischen Standorten, von denen 33 in einer Höhe von 10 m oder weniger durchgeführt wurden (Affani, 2008). Die gemessene Windgeschwindigkeit vwind muss also meistens auf die Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe vNabe umgerechnet werden.

Zur Höhenumrechnung von Windgeschwindigkeiten, nennt der Bundesverband Windenergie zwei verschiedene Ansätze: Zum einen das Potenzgesetz nach Hellmann und zum anderen das Logarithmische Windprofil nach Prandtl (vgl. BWE, 2011). Molly (1990, S.38) empfiehlt, den logarithmischen Ansatz dem Potenzgesetz wenn möglich vorzuziehen, da das Potenzgesetz nur in einem engeren Höhenintervall gilt. Daher wird hier das logarithmische Windgesetz nach Prandtl verwendet (vgl. Sensfuß et al., 2003/ Klobasa, 2007). Die Berechnung erfolgt anhand der Gleichung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

h: Höhe der Windmessung bzw. der Rotornabe [m]

r: Rauhigkeitslänge [m]

Dabei steht r für die sogenannte Rauhigkeitslänge, die ein Maß für die Abbremsung des Windes durch die Landschaft ist und anhand der Topographie geschätzt wird.^[3] hNabe bzw. hMess stehen für die Höhe der Rotornabe bzw. die Höhe, in der die Windmessung [m] durchgeführt wurde.

Neben dem Anstieg der Windgeschwindigkeit mit zunehmender Höhe, muss bei Anwendung von Gleichung (4.1) auch beachtet werden, dass die im Wind enthaltene Leistung von der Dichte der bewegten Luft abhängig ist. Je höher die Dichte der Luft, desto höher die Masse und damit die enthaltene kinetische Energie. Die Dichte der Luft pL wiederum schwankt mit dem Luftdruck und der Temperatur. Nach Molly (1990) kann der Einfluss der Temperatur und des Druckes auf die Luftdichte wie folgt bestimmt werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Um die Leistungsabgabe einer Windkraftanlage auszurechnen, benötigt man nun noch den Wert des Kapazitätsfaktors cP. Dieser Faktor gibt an, welcher Anteil von der auf den Rotor auftreffenden Windenergie von der Windkraftanlage aufgenommen und in Strom umgewandelt werden kann. Der Kapazitätsfaktor ist von der Bauweise einer Windkraftanlage abhängig und wird vom Hersteller angegeben. Die Auswahl einer repräsentativen Windkraftanlage mit zugehöriger Kennlinie wird im folgenden Abschnitt getroffen.

4.1.2 Auswahl der Referenzanlage

Abhängig von den Windverhältnissen an einem Standort und anderen Kriterien, wie zum Beispiel Auflagen zur Lärmentwicklung, ist zur Maximierung der Stromerzeugung die Auswahl einer bestimmten WKA optimal. Die Auswahl kann aus einer Reihe von Herstellern getätigt werden, die wiederum über ein Produktportfolio mit den unterschiedlichsten Anlagentypen verfügen. Um die Komplexität des Modells zu reduzieren, erfolgt in dieser Arbeit eine Festlegung auf zwei konkrete Windkraftanlagen zur Repräsentation aller Anlagen. Diese Vereinfachung kann zwar dazu führen, dass sich die verwendete Kennlinie von denen der tatsächlich installierten Anlagen unterscheidet, grundlegende Muster der Stromerzeugung, wie tages- und jahreszeitliche Schwankungen, sollten jedoch erhalten bleiben.^[4]

Für die Auswahl einer Referenzanlage wird zunächst untersucht, welche Anlagen bisher in Marokko errichtet worden sind: Zur Zeit sind in Marokko Windkraftanlagen mit einer insgesamten Leistung von 285,5 MW installiert (Salhi, 2010) im Vergleich zu 26.379 MW, die in Deutschland installiert sind (Windmonitor, 2011). Tabelle 4.1 gibt einen Überblick über die Hersteller und die Leistungsgrößen der Anlagen.

Tabelle 4.1 - Bestehende Windparks in Marokko

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen:(Meisel, 2009), (Gamesa, 2009), (Vestas, 2011), (CDM, 2008), (Affani, 2008)

Mit 232 MW von 285,5 MW wird der Großteil der installierten Leistung durch Anlagen der Firma Gamesa bereitgestellt. Aufgrund dieser starken Präsenz werden für die nachfolgenden Berechnungen zwei verschiedene Windturbinen von diesem Hersteller für die Modellierung verwendet. Wie in Tabelle 4.1 aufgeführt, verfügt die Mehrzahl der bisher errichteten Anlagen über eine Nennleistung von unter 1 MW. Diese Anlagen werden im Modell durch die „Gamesa G58" dargestellt. Die G58 verfügt über einen Rotordurchmesser von 58m und eine Nennleistung von 850 kW. Der Turm, auf dem der Rotor montiert wird, kann in einer Höhe von 44 m, 55 m oder 65 m bestellt werden (Gamesa, 2009). Da keine genaueren Angaben über die bestehenden Anlagen zur Verfügung stehen, wird für die Modellierung eine mittlere Rotornabenhöhe von 55 m angenommen. Die elf bestehenden Turbinen mit einer Nennleistung von 2 MW werden durch die „Gamesa G80“ mit einem Rotordurchmesser von 80 m und einer Nennleistung von 2 MW dargestellt. Die Nabenhöhe dieser Anlage ist zwischen 60 m, 67 m, 78 m oder 100 m wählbar. Für die Modellierung wird eine Nabenhöhe von 78 m gewählt, die sich an den gewählten 75 m von (Vick und Clark, 2006) orientiert.

Zukünftige Windkraftanlagen werden ebenfalls durch die G80 abgebildet. Dahinter steckt zum einen die Erwartung, dass sich die Größe von Neuanlagen in Marokko der Entwicklung auf anderen Märkten anpassen wird, in Deutschland lag die mittlere Nennleistung neu installierter Anlagen in 2010 beispielsweise bei 2,4 MW (Windmonitor, 2011). Zum anderen wurde die Mehrheit der bisherigen Windkraftanlagen in bergigem Gelände an der Straße von Gibraltar errichtet. Viele davon wurden auf Gebirgskämmen errichtet, die schwer zugänglich sind und daher nur den Aufbau kleinerer Anlagen zulassen (Meisel, 2009). Die zukünftig vorgesehenen Standorte an der Atlantikküste liegen dagegen in flachem Gebiet und sind leicht zugänglich.

Leistungskennlinie

Die Auswahl einer repräsentativen Windkraftanlage ist vor allem aufgrund der zugehörigen Leistungskennlinie wichtig. Die Leistungskennlinie gibt den Verlauf des Kapazitätsfaktors in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit an und gibt darüber Auskunft, welche Leistungsabgabe bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit erwartet werden kann. Der Kapazitätsfaktor ist also ein Maß dafür, wie viel Energie dem Wind entnommen und in Strom umgewandelt wird. Der Kapazitätsfaktor ist abhängig von der Windgeschwindigkeit, Luftdichte und Anlagendetails, wie der Bremsvorrichtung mit der die Rotation des Rotors reguliert werden kann. Die Kennlinie einer Anlage wird vom Hersteller angegeben und dient als Grundlage, um die Leistungsabgabe zu prognostizieren.

Die Kennlinien der G58 mit 850 kW Leistung und der G80 mit 2 MW Nennleistung, sind in Abbildung 4.1 dargestellt. Vom Hersteller wurde die Kennlinie für insgesamt neun verschiedene Luftdichten angegeben, die im Bereich von 1,06 bis 1,27 kg/m[3] liegen. Eine Auswahl ist in Abbildung 4.1enthalten. Die tatsächlichen Schwankungen der Luftdichte liegen zum Beispiel am Standort Haouma in einem Bereich zwischen 1,061 kg/m3 und 1,212 kg/m3. Für die Berechnung der Leistungsabgabe wird die Luftdichte für jede Stunde mit Gleichung (4.3) berechnet und dann die passende Kennlinie ausgewählt, deren zugrunde liegende Dichte am nächsten liegt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.1 - Kennlinien der verwendeten Modell-Windturbinen

Quelle: Selbst erstellte Grafik auf Basis von (Gamesa, 2009)

Wie in Abbildung 4.1 dargestellt, beginnt die Leistungsabgabe der G58 bei einer Windgeschwindigkeit von 3 m/s, die der G80 ab 4 m/s. Danach steigt die Leistungsabgabe mit der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit an, bis der Zuwachs kurz vor dem Erreichen der Nennleistung durch eine Bremsvorrichtung reduziert wird. So wird ein Überschreiten der Nennleistung und damit eine Überlastung der Anlage vermieden. Die G58 erreicht ihre Nennleistung, je nach Luftdichte, bei circa 14 m/s. Bei Windgeschwindigkeiten von mehr als 23 m/s wird die Anlage zur Vermeidung von Schäden vollständig ausgebremst.

4.1.3 Pauschale Verlustkorrekturen

Die berechneten Leistungswerte werden anschließend noch um einige Verlustfaktoren vermindert, die noch nicht in der Leistungskennlinie des Herstellers berücksichtigt werden:

Zum einen soll der Eigenverbrauch einer Anlage für den Betrieb der Windrichtungsnachführung berücksichtigt werden, der nach Kaltschmitt und Fischedick (1995) circa 2 % der am Generator abgegebenen Strommenge beträgt. Ein weiterer Punkt betrifft die gegenseitige Abschattung von WKA innerhalb eines Windparks und die damit verbundenen Leistungseinbußen. Im Windmodell von Saint-Drenan et al. (2009) wird ein Korrekturparameter verwendet, der die gegenseitigen Abschattungsverluste von Anlagen in Windparks berücksichtigen soll, ohne dass dieser quantifiziert wird. Nach Reichling und Kulacki (2008) führt die Windabschattung in einem Windpark zu Verlusten, die „wahrscheinlich kleiner sind als 10 %", jedoch ohne eine detaillierte Untersuchung der Topographie und der Anordnung der Turbinen im Windpark nicht genauer quantifiziert werden können.^[5] Die mittlere Verfügbarkeit einer WKA soll ebenso noch in das Modell einfließen. Dadurch werden Stillstände aufgrund technischer Störungen und Wartungsarbeiten berücksichtigt. Die technische Verfügbarkeit einer WKA liegt ungefähr bei 98 %, abhängig vom Anlagentyp und -alter (Sontow, 2000/ Reichling und Kulacki, 2008).

Zusammengenommen ergeben die oben aufgezählten Faktoren eine pauschale Verlustkorrektur von 12 %, um die die Leistungswerte der Kennlinie vermindert werden.

4.1.4 Standortauswahl und meteorologische Daten

Marokko verfügt über eine Reihe von Standorten, die sich sehr gut zur Nutzung der Windenergie eignen. Abbildung 4.2 zeigt einen Windatlas von Marokko, der einen Überblick über die Windverhältnisse gibt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.2- Windatlas von Marokko

Quelle: (ONE, 2010a)

Die windreichen Regionen sind an der dunklen Färbung zu erkennen und konzentrieren sich vor allem auf drei Gebiete: Die Küstenregion an der Straße von Gibraltar im Großraum zwischen Tanger und Tetouan, Gebiete im Atlasgebirge und große Strecken an der Atlantikküste. Mit einer Gesamtleistung von 226 MW steht der größte Anteil der bisher errichteten WKA in dem mit „Haouma" gekennzeichneten Gebiet. Der bislang einzige Windpark außerhalb dieses Gebietes steht an der Antlantikküste Marokkos in Essaouira und besitzt eine Leistung von 60 MW.

Wie bereits in Abschnitt Fehler! Verweisquelle konnte nicht gefunden werden. erwähnt, sehen die Ausbaupläne der Regierung vor, dass bis 2020 WKA mit einer Gesamtleistung von 2000 MW ans Netz gehen. Soll dieses Ziel erreicht werden, so bedeutet dies für die nächsten Jahre einen Ausbau der Windenergie in einer Größenordnung von 1700 MW. Tabelle 4.2 gibt einen Überblick über bereits realisierte Windparks und zukünftig geplante Projekte zum Erreichen der Ausbauziele.

Tabelle 4.2 - Übersicht über bereits realisierte und noch in Planung befindliche Windprojekte in Marokko

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: (Salhi, 2010/ ONE, 2010a); *(Enzili, 2008), **(Alaoui, 2010)

Das ökonomisch erschließbare Potential der Windenergie in Marokko wird in einer Studie vom DLR (2005) auf 25 TWh pro Jahr geschätzt. Dies lässt sich unter konservativen Annahmen, auf eine Leistung von mindestens 5000 MW umrechnen, die unter Einhaltung ökonomischer Gesichtspunkte errichtet werden können. Die Zeitschrift Sun & Wind Energy (2010, S.54ff) nennt ein Potential von 6000 MW Windleistung in Marokko. Die derzeitigen Ausbaupläne für die Nutzung der Windenergie stoßen nach diesen Annahmen, auch bei einer deutlichen Erweiterung des Programmes, noch nicht an die Grenzen des nutzbaren Potentials.

Zur Modellierung der Windeinspeisung konnten insgesamt sechs Messreihen recherchiert werden, die die Windgeschwindigkeit in stündlicher oder sogar feinerer Auflösung an in Frage kommenden Standorten beinhalten. Vier davon stammen vom CDER und betreffen die Standorte Sendouk, Tarfaya, Boujdour und Taza. Die Messreihen erstrecken sich jeweils über den Zeitraum eines Jahres und stammen aus den vier verschiedenen Jahren 1993, 1995, 1999 und 2006 respektive. Zwei weitere Messreihen wurden von einer marokkanischen Firma, die Windparks entwickelt zur Verfügung gestellt. Sie betreffen die Standorte Tarfaya und Haouma und stammen beide aus dem Jahr 2008 (ISE, 2011). Die sechs Zeitreihen decken also fünf verschiedene Standorte ab.

Temperatur und Druck

In die Berechnung der Leistungsabgabe einer WKA nach Gleichung (4.1) fließt die Dichte der Luft proportional ein, die nach (4.3) wiederum von Druck und Temperatur abhängig ist.

Da die oben erwähnten Windmessungen keine Informationen über den Verlauf von Druck und Temperatur beinhalten, wurden Daten der Klimadatenbank Meteonorm verwendet.^[6]

Die Anpassung der Berechnung an die Schwankungen von Temperatur und Luftdruck ist vor allem für die Temperatur relevant, da sie deutlich stärker ausfallen. Abbildung 4.3 zeigt exemplarisch die Werte für den Luftdruck und der Temperatur an den Standorten Taza und Tarfaya im Verlauf eines Jahres. Es ist zu erkennen, wie gering die Schwankungen des Drucks im Vergleich zur Temperatur ausfallen. Die Anpassung des Luftdrucks ist daher vor allem wichtig, um systematische Unterschiede von Standorten zu berücksichtigen. Wie in der Darstellung zu erkennen, liegt der Druck in Taza generell circa 5 % unter dem Niveau in Tarfaya. Dies ist vor allem durch den Höhenunterschied zwischen dem Küstenstandort Tarfaya und dem im Hinterland auf einer Höhe von 510 m gelegenen Standort Taza zu erklären (siehe auch Abbildung 4.2). Während das Niveau des Luftdrucks an den betrachteten Standorten relativ konstant ist, schwankt die Temperatur im Tages- und Jahresverlauf deutlich stärker. In Taza beispielsweise kommt es im Jahresverlauf zu Schwankungen von bis zu 38°C, was im Modell eine Leistungsdifferenz der 2 MW-Anlage von bis zu 100 kW ausmacht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.3 - Variation der Temperatur und des atmosphärischen Drucks an den Standorten Taza und Tarfaya

Quelle: Klimadatenbank METEONORM Version 6.1.0.14 (Fraunhofer ISE Lizenz)

4.1.5 Ergebnisse des Wind-Modells

Standortauswahl

Czisch und Ernst (2001) untersuchen anhand der Daten von 230 Windstandorten in Deutschland die Korrelation der Leistungsschwankungen von WKA. Die Korrelation zweier Zeitreihen ist ein Maß dafür, inwiefern sie voneinander abhängen. Bei einer Korrelation von 1, würde bei jeder Veränderung der Leistungsabgabe von Anlage A, die gleiche Veränderung bei Anlage B beobachtet werden. Nach den Untersuchungen nimmt die Korrelation der Leistungsschwankungen zweier WKA mit zunehmender Entfernung voneinander ab. Dieser Effekt wird als Ausgleichseffekt bezeichnet, da die absoluten Schwankungen der Stromerzeugung durch die geographische Verteilung kleiner werden, verglichen mit einer Installation der Anlagen in unmittelbarer Nähe zueinander. In Abbildung 4.4 sind einige Ergebnisse der Untersuchung dargestellt. Demnach beträgt die Korrelation der stündlichen Leistungsschwankungen bei einer Entfernung von 20 km noch mehr als 50 %, fällt jedoch bei steigender Entfernung schnell auf einen Wert von unter 20 %.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.4 - Korrelation der Veränderung der Stromeinspeisung zweier Windkraftanlagen in Abhängigkeit des Abstandes und des betrachteten Zeitraums

Quelle: (Czisch und Ernst, 2001)

Bei der Auswahl der Standorte, die zur Berechnung der Gesamterzeugung beitragen sollen, besteht zum einen die Problematik, dass nicht für alle Standorte Messreihen vorhanden sind. Zum anderen stammen die vorhandenen Messreihen zum Teil aus verschiedenen Jahren.

Die Leistung von Standorten, für die keine Windmessungen vorliegen, wird im Modell dem nächstgelegenen Standort zugeordnet, der über eine Messreihe verfügt. Dadurch konzentriert sich die Anzahl der Anlagen auf eine kleinere Zahl von Standorten und der oben beschriebene Ausgleichseffekt, der sich durch die geografische Verteilung von WKA einstellt, wird unterschätzt. Auf der anderen Seite führt die Verwendung von Zeitreihen aus zum Teil unterschiedlichen Jahren dazu, dass die Wechselwirkung vor allem zwischen nah beieinander liegenden Standorten, vernachlässigt wird und der Ausgleichseffekt überschätzt wird. Aufgrund der Datenlage, können die beiden gegenläufigen Effekte nur schwer quantifiziert werden und die Auswahl, welche der fünf Zeitreihen für die Berechnungen verwendet werden soll, wird auf Basis eigener Abschätzungen getroffen. Folgender Ansatz wird gewählt:

Die zwei Messreihen aus Tarfaya und Haouma stammen aus dem Jahr 2008 und werden verwendet. Zusätzlich werden noch die Messreihen der Standorte Taza (2006) und Boujdour (1995) verwendet. Diese Vorgehensweise wird für Taza damit begründet, dass zwischen dem nächstgelegenen Standort Haouma und dem Standort in Taza eine Distanz von mehr als 300 km liegt und die Korrelation damit nach Czisch und Ernst (2001) als sehr gering zu erwarten ist. Außerdem liegen die Standorte in topographisch sehr verschiedenen Gegenden, folglich wird das Windaufkommen vermutlich von unterschiedlichen Faktoren beeinflusst.^[7] Im Fall von Boujdour sollte nach Czisch und Ernst (2001) ebenfalls nur eine geringe Korrelation zum nächstgelegenen Standort Tarfaya bestehen, der in rund 250 km Entfernung liegt. Es wird daher für beide Standorte angenommen, dass der Fehler durch die Vernachlässigung der Korrelation gering ist, während die bessere Darstellung der Windverhältnisse vor Ort durch die Messreihe insgesamt zu einer Verbesserung des Modells führt. Die Verwendung der fünften Messreihe vom Standort Sendouk wird verworfen, da die Entfernung zum nächstgelegenen Standort Haouma nur bei 50 km liegt und damit nach Abbildung 4.4 eine hohe Korrelation der Standorte zu erwarten ist. Tatsächlich beträgt der Korrelationskoeffizient der Messreihen aus den zwei Jahren lediglich 0,0178 und die Verwendung würde zu einer deutlichen Überschätzung des Ausgleichseffektes zwischen den beiden Standorten führen.

Kaltschmitt und Fischedick (1995, S.55ff) kommen in Ihrer Arbeit zu dem Schluss, dass eine Verteilung von Windkraftanlagen auf bis zu fünf Standorte zu einem deutlichen Anstieg des Ausgleichseffektes führt. Darüber hinaus bringt eine Verteilung der WKA nur noch einen geringfügigen Zuwachs des Ausgleicheffektes. Die Ergebnisse lassen vermuten, dass die gewählte Darstellung der 14 geplanten Standorte in Marokko anhand von vier Standorten zu einer tendenziellen Unterschätzung des Ausgleichseffektes führt.^[8] Dem wirkt jedoch entgegen, dass die vier verwendeten Zeitreihen aus drei unterschiedlichen Jahren stammen und dadurch tendenziell eine zu geringe Korrelation aufweisen.

Aggregation der Leistung

Um die Leistungsabgabe an einem Standort zu ermitteln, werden die in Kapitel 4.1.1 bis 4.1.3 erläuterten Berechnungschritte durchgeführt und das sich ergebene Erzeugungsprofil mit der installierten Leistung multipliziert. Die aggregierte Leistungsabgabe aller WKA ergibt sich aus der Summe der Leistungsabgabe der Standorte. Implizit wird dabei die Annahme getroffen, dass für alle Anlagen, die demselben Standort zugeordnet sind, exakt die gleichen

Windverhältnisse gelten und damit die Leistungsabgabe übereinstimmt (vgl. Klobasa (2007), Sontow (2000) und Oukili et al. (2010). Der dadurch entstehende Fehler ist aufgrund der hohen Korrelation von WKA in geringer Entfernung zueinander vermutlich gering (siehe Abbildung 4.4). Tabelle 4.3 zeigt die gewählte Zuordnung der für 2020 geplanten 2000 MW Windleistung auf die vier Standorte, deren Windmessungen verwendet werden. Die Zuordnung orientiert sich, wie bereits weiter oben beschrieben, an den Ausbauplänen der Regierung. Aufgrund der hohen Dichte von Windparks im Norden an der Straße von Gibraltar und an der Atlantikküste um Tarfaya, wird diesen zwei Standorten eine besonders hohe Leistung zugeordnet. In den Szenariorechnungen von Kapitel 5 wird für den Fall, dass eine Winderzeugung von mehr als 2000 MW Leistung modelliert werden soll, die zusätzliche Leistung gleichmäßig auf die vier Standorte verteilt.

Tabelle 4.3 - Modellzuordnung der installierten Windleistung in 2020

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

¹ Mittlere Windgeschwindigkeit in Höhe von 78 Metern. Bezüglich der ² MW Referenzanlage

Quelle: Eigene Berechnungen

Die modellierte Leistungsabgabe der WKA wird analog zur Arbeit von Klobasa et al. (2009a) mit den Ergebnissen von Holttinen (2005) kalibriert.^[9] Als Vergleichsparameter dienen die Standardabweichung der Leistungsabgabe und die Standardabweichung der Leistungsschwankungen (Änderung der Leistung). Die Zeitreihe der Leistungsschwankungen berechnet sich nach

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Laut Klobasa et al. (2009a) sollte die Standardabweichung der Leistungsabgabe kleiner sein als ihr Mittelwert und außerdem in einer Größenordnung von 18 % liegen. Wie in Tabelle 4.4 zu sehen ist, werden beide Kriterien bereits vor der Kalibrierung erfüllt.

Tabelle 4.4 - Kalibrierung des Windmodells

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Alle Angaben in Prozent der installierten Windleistung.

Quellen: (Holttinen, 2005); Eigene Berechnungen

Anders ist es bei der Zeitreihe der Leistungsschwankungen: Wie in Tabelle 4.4 aufgeführt ist, beträgt die Standardabweichung vor der Anpassung des Modells 5,8 % und liegt damit deutlich über dem geforderten Wert von weniger als 3 %. Auch die maximalen Werte der Leistungsschwankungen in positiver und negativer Richtung liegen über den Richtwerten.

Die modellierte Leistungsabgabe von Windkraftanlagen verfügt also, gemessen an der Arbeit von Holttinen (2005), über zu große Schwankungen.^[10] Holttinen schlägt daher zwei Verbesserungen vor, die in Norgaard und Holttinen (2004) näher erläutert werden:

Zum einen wird eine Anpassung der Turbinenkennlinie vorgeschlagen, um den steilen Leistungsabfall im Bereich der Abschaltgeschwindigkeit zu dämpfen. Da die Abschaltgeschwindigkeit lediglich an zwei von vier Standorten für einige wenige Stunden erreicht wird, ist die Anpassung hier nicht relevant. Zum zweiten wird die Mittelung der Windgeschwindigkeit über einen gleitenden Durchschnitt vorgeschlagen. Dadurch soll die zeitliche Verzögerung berücksichtigt werden, mit der Änderungen der Windgeschwindigkeit an allen WKA auftreten. Für die Anpassung der Windgeschwindigkeit mittels des gleitenden Durchschnitts, wird ein Zeitschritt von einer Stunde gewählt und die Leistungszeitreihe nach

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

geglättet, wobei vt für die gemessene Windgeschwindigkeit in der Stunde i steht. Dies führt zu einer Glättung der Windzeitreihe, die ausreichend ist um die Richtwerte nach Holttinen (2005) in Tabelle 4.4 zu erfüllen.

Auswertung

Die vier untersuchten Standorte verfügen jeweils über ein hervorragendes Windangebot mit einer hohen Zahl an Volllaststunden (siehe Tabelle 4.3). Der Standort Haouma liegt dabei mit knapp 4300 Volllaststunden an der Spitze. Alle Windparks zusammengenommen erreichen im Jahr 2020 eine mittlere Ausnutzungsdauer von 3883 Volllaststunden. In Deutschland liegt der Wert für Onshore Anlagen nach ISET (2008) bei durchschnittlich 1562 Volllaststunden^[11] und nach Sensfuß et al. (2003) zwischen 1676 h und 2190 h (in 2020). Vor diesem Hintergrund mögen die Ergebnisse zu den Windverhältnissen in Marokko als optimistisch erscheinen, liegen jedoch in einer Größenordnung mit anderen Arbeiten, die sich mit den marokkanischen Windverhältnissen beschäftigen.^[12] Ein weiterer Punkt ist, dass die Nutzung der Windenergie in Marokko noch viel weniger fortgeschritten ist als in Deutschland, und daher der Ausbau in Marokko zunächst an den besten Standorten stattfinden kann. Der Zubau von Onshore Anlagen in Deutschland geschieht dagegen an weniger exponierten Stellen, die für den bisherigen Zubau nicht attraktiv genug waren (abgesehen von der Ersetzung alter Anlagen durch neue, größere Anlagen am selben Standort).

Wird das Modell zur Winderzeugung mit der in Tabelle 4.3 aufgeführten Zuordnung bezüglich der in 2020 geplanten Windleistung ausgeführt, so ergibt sich die stündliche Erzeugungsreihe in Abbildung 4.5. Die Ergebnisse des Modells zur Windeinspeisung sind sowohl vor der Glättung mittels des gleitenden Durchschnitts als auch danach eingezeichnet und es ist zu erkennen, wie einzelne Ausreißer nach oben und unten gedämpft werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.5 - Modellierte Stromerzeugung der Windkraftwerke in Marokko

Quelle: Eigene Berechnungen

Gleichwohl es zu den oben angesprochenen Ausgleichseffekten durch die räumliche Verteilung der WKA kommt, weist die aggregierte Leistungsabgabe noch immer starke Schwankungen auf. Die maximale Windeinspeisung wird an einem Tag im August erreicht und liegt bei 1713 MW, was einem Ausnutzungsfaktor von 86 % der installierten Windleistung entspricht. Der minimale Wert wird mit 21 MW im Dezember erreicht und entspricht damit einem Ausnutzungsfaktor von einem Prozent. Der rot eingezeichnete Monatsmittelwert der Windeinspeisung lässt auf einen leichten saisonalen Trend schließen mit einer etwas höheren Windeinspeisung in den Sommermonaten März bis August.

In Abbildung 4.6 wurden die täglichen Trends der Leistungsschwankungen anhand der mittleren Leistungsabgabe von jeweils einer Anlage der vier Standorte untersucht. Im Jahresmittel ergibt sich an allen vier Standorten eine tendenziell höhere Leistungsabgabe während der Stunden am Nachmittag und frühen Abend. Dieser Trend ist am stärksten in Boujdour und am schwächsten in Haouma ausgeprägt. Wie sehr die tatsächliche Einspeisung von diesen Mittelwerten abweichen kann, zeigen die zwei eingezeichneten Leistungskurven von einer Turbine jeweils in Haouma und Tarfaya am 1. August. Die Werte für den 1. August, die beide auf Windmessungen aus 2008 basieren, zeigen auch die großen Leistungsunterschiede, die zwischen zwei Standorten möglich sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.6 - Durchschnittlicher Tagesverlauf der Einspeisung durch Windkraftanlagen

Quelle: Eigene Berechnungen

4.2 Modellierung der solarthermischen Stromerzeugung

Als zweite regenerative Energiequelle fließen solarthermische Kraftwerke (CSP Kraftwerke)^[13] in die Modellberechnungen ein. Nach Weltbank (2011) und Viebahn et al. (2010) gibt es zurzeit vier kommerzielle Technologien für CSP Kraftwerke auf dem Markt: Parabolrinnenkraftwerke, Fresnel-Kollektoranlagen, Solarturmkraftwerke und Dish-Stirling- Systeme. Das grundlegende Prinzip ist bei allen Technologien dasselbe:

- Die Sonneneinstrahlung wird mithilfe von Spiegeln auf eine Brennlinie oder einen Brennpunkt konzentriert und so in Wärme umgewandelt.
- Die Wärme wird anschließend in Strom umgewandelt.

Im Unterschied zur Photovoltaik kann von CSP Kraftwerken nicht die gesamte eintreffende Sonneneinstrahlung (Globalstrahlung) genutzt werden, sondern lediglich die Direktnormalstrahlung. Sie stellt den Anteil der Globalstrahlung dar, der ohne Streuung durch Wolken oder andere Partikel direkt von der Sonne zur Erdoberfläche gelangt. Die von CSP Kraftwerken genutzten optischen Prinzipien zur Fokussierung der Lichtstrahlen sind nicht auf den diffusen Anteil der Globalstrahlung anwendbar. Der thermische Kreislauf von CSP Kraftwerken kann durch eine Zufeuerung teilweise oder vollständig ergänzt werden und die Stromerzeugung damit an die Nachfrage im Stromnetz angepasst werden. Mit einer Zufeuerung stellt CSP planbare Kraftwerkskapazität dar und verursacht keinen zusätzlichen Reservebedarf [[Wietschel et al. 2010 S.367]. Außerdem können thermische Speicher genutzt werden um die Stromerzeugung vom zeitlich schwankenden Angebot der Einstrahlung abzukoppeln.

Die Technologien unterscheiden sich hauptsächlich in dem Prinzip, das zur Konzentration der Sonneneinstrahlung genutzt wird. Die folgenden Ausführungen über die vier wichtigsten CSP Technologien orientieren sich an den Arbeiten von Weltbank (2011), Viehbahn et al. (2010) und Engelken (2010):

Parabolrinnenkraftwerke und Fresnel-Kollektoranlagen sind sogenannte linienfokussierende Kraftwerke, die der Sonne in einer Dimension nachgeführt werden (einachsige Nachführung). Das Solarfeld zum Einsammeln der Sonneneinstrahlung besteht aus langen, gleichmäßigen Spiegelreihen, in denen die Sonnenstrahlung auf ein Rohr fokussiert wird. Das Rohr bzw. der Receiver wird durchströmt von einem Medium welches dazu dient die Wärme aufzunehmen und abzutransportieren, dem Heat Transfer Fluid (HTF). Als HTF dient meist ein Ölgemisch, aber auch Luft oder andere Gase können genutzt werden. Die Wärme wird anschließend genutzt um eine mit Wasser betriebene Dampfturbine anzutreiben. Optional kann die Wärmeenergie auch in einem Wärmespeicher vorgehalten werden. Der grundlegende Unterschied zwischen Parabolrinnen- und Fresnel-Technologie liegt in dem Prinzip, das der Konzentration der Sonnenstrahlung auf den Receiver dient. Vereinfacht gesagt, nutzen Parabolrinnenkraftwerke parabolisch geformte Spiegel zur Konzentration des Sonnenlichts, während Fresnel-Kollektoranlagen flache Spiegel nutzen, die nach einem von Fresnel entdeckten Prinzip angeordnet sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.7 - Parabolrinnen- und Fresnel-Prinzip

Quellen: Schematische Darstellungen: (IEA, 2010)

Foto links: (BilfingerBerger, 2010) Foto rechts: (MedSmallCSP, 2011)

Solarturmkraftwerke und Dish-Stirling-Systeme zählen zu den punktfokussierenden Systemen, die nach [[Wietschel et al. 2010] einen Konzentrationsfaktor von 500 bis 1000 erreichen. Solarturmkraftwerke fokussieren die Sonneneinstrahlung mithilfe einer hohen Anzahl von Spiegeln, die der Sonne 2-achsig nachgeführt werden, auch Heliostaten genannt. Die Fokussierung richtet sich auf einen Turm mit Receiver, in dem die Strahlung in Wärme umgewandelt und anschließend zur Stromerzeugung genutzt wird. Aufgrund der hohen Konzentration der Strahlung sind Arbeitstemperaturen von bis zu 1000°C möglich (Ragwitz et al., 2011). Die Konzentration der Strahlung an einem Punkt birgt weiterhin den Vorteil, dass der Energie- und Infrastrukturaufwand für die Wärmeübertragung reduziert wird. Dish-Stirling-Systeme ähneln äußerlich einer Parabolantenne. Sie reflektieren die eintreffende Sonneinstrahlung mithilfe eines tellerförmigen Spiegelsystems auf einen Stirling Motor, der im Fokus des Spiegelsystems montiert ist. Dieser nutzt den Wärmeeintrag durch die Sonneneinstrahlung zum Betrieb eines Generators, der die mechanische Energie des Motors in Elektrizität umwandelt. Die in Abbildung 4.8 dargestellten Fotos zeigen zum einen Dish-Stirling-Systeme und zum anderen die Luftansicht des Solarturmkraftwerks PS10 in Spanien.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.8 - Solarturmkraftwerk und Dish-Styrling-System

Quellen: Schematische Darstellungen: (IEA, 2010) Foto links: (Abengoa, 2011) Foto rechts: (DLR, 2011)

Parabolrinnenkraftwerke stellen die mit Abstand am weitesten verbreitete Technologie dar. Nach Viebahn et al. (2010) beruhen nahezu 100 % der weltweit installierten bzw. sich im Bau befindlichen CSP Kraftwerke auf der Parabolrinnen-Technologie (gemessen an der Leistung). Von der geplanten CSP Kapazität, entfällt nach ihren Angaben 75 % auf Parabolrinnenkraftwerke. Diese Werte liegen nach den Angaben von Ragwitz et al. (2011) bei 95 % und 67 %. Nach ihren Aussagen stellen Parabolrinnenkraftwerke zurzeit die einzige „bankable“ CSP Technologie dar, deren Funktionsweise als getestet und bewiesen gilt. Obwohl die Ausschreibung für Ouarzazate von MASEN ausdrücklich keine Technologie ausschließt (MASEN, 2010), wird hier wegen der angesprochenen Dominanz der Technologie davon ausgegangen, dass der Zubau in Marokko zu einem großen Anteil auf Parabolrinnenkraftwerke entfallen wird und daher eine Modellierung der CSP Stromerzeugung ausschließlich anhand dieser Technologie durchgeführt. Die für die Untersuchung wichtigen tages- und jahreszeitlichen Trends der Leistungsabgabe und die Möglichkeit zur Wärmespeicherung ähneln sich in den verschiedenen CSP Technologien soweit, dass dadurch keine größeren Fehler zu erwarten sind. Aufgrund des begrenzten Umfangs dieser Arbeit, wird die mögliche Nutzung von Photovoltaik zur Stromerzeugung nicht betrachtet.

4.2.1 Standortauswahl und meteorologische Daten

Der marokkanische Solarplan sieht bis 2020 einen Ausbau der installierten Leistung solarthermischer Kraftwerke auf 2000 MW vor (Benkhadra, 2010). Insgesamt rechnet die Regierung mit Investitionen in Höhe von 9 Milliarden US-Dollar. Der Ausbau der erneuerbaren Energien und insbesondere der Solarenergie, wurde durch die Gründung der „Moroccan Agency for Solar Energy" (MASEN) forciert, die sich speziell mit der Entwicklung der Solarenergie in Marokko beschäftigt. Für den Ausbau der CSP Kraftwerke besteht bereits eine Planung, die fünf Standorte im Land identifiziert: Ouarzazate, Ain Benimathar, Sebkhate Tah, Foum Al Ouad und Boujdour.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: (ONE, 2010b)

Abbildung 4.9 - Sonnenkarte von Marokko mit den geplanten CSP Standorten und den verfügbaren Messstandorten

Im März 2010 wurde für den ersten Standort Ouarzazate die Errichtung der ersten Tranche von 500 MW international ausgeschrieben. Seit Dezember 2010 läuft die zweite Runde der Ausschreibung mit den vier Bewerbern, die sich in der Vor-Qualifizierung durchgesetzt haben (MASEN, 2010). Die in Abbildung 4.9 dargestellte Karte von Marokko zeigt anhand der Sonnensymbole die fünf Standorte, die für den CSP Ausbau vorgesehen sind (ONE, 2010b). Um die Stromerzeugung solarthermischer Kraftwerke zu simulieren, bedarf es eines Berechnungsmodells, das anhand der Sonneneinstrahlung und anderer Inputs eine zeitlich hochaufgelöste Zeitreihe der Stromerzeugung abbildet. In dieser Arbeit wurde dafür das Solar Advisory Model (SAM) gewählt, welches im nächsten Abschnitt genauer vorgestellt wird. Als zentralen Input benötigt das Modell die stündlichen Werte der Direktnormalstrahlung (DNI). Weitere meteorologische Daten, wie die Außentemperatur und Windgeschwindigkeiten, werden ebenfalls berücksichtigt, um beispielsweise die Verlustwärme zu berechnen, die an die Umgebung abgegeben wird.

Wie bei der Modellierung der Winderzeugung, gilt auch hier, dass möglichst realistische meteorologische Daten in das Modell einfließen sollen. Leider sind Messungen der DNI selten für diejenigen Standorte vorhanden, die für CSP Kraftwerke geeignet sind. Das liegt zum einen daran, dass Messwerte der DNI nur für wenige andere Anwendungen relevant sind und zum anderen daran, dass Messungen der DNI vergleichsweise aufwendig sind, da die Messinstrumente der Sonne nachgeführt werden müssen (verglichen mit Messungen der Globalstrahlung). Die konkreten Planungen der Regierung in Marokko bezüglich zukünftiger CSP Standorte und die laufende Ausschreibung für erste Kraftwerkseinheiten, lassen zwar vermuten, dass entsprechende Messungen vor Ort durchgeführt wurden oder noch werden, waren jedoch zum Zeitpunkt der Untersuchung nicht verfügbar.

Strahlungsdaten können jedoch anhand von Satellitenmessungen modelliert werden: Dazu werden Daten von geostationären Satelliten benutzt und zusammen mit Informationen über den Sonnenstand, die Gaszusammensetzung der Atmosphäre und unter Berücksichtigung von Wolkenbildung eine Zeitreihe der DNI berechnet. Diese Zeitreihe kann mit Daten von Wetterstationen am Boden validiert und die Genauigkeit verbessert werden (Geuder et al., 2003). Für die Beschaffung der DNI-Zeitreihen wird in dieser Arbeit die Wettersoftware Meteonorm genutzt, die bereits bei der Modellierung der Winderzeugung bezüglich der Druck- und Temperaturwerte genutzt wurde. Da die Dichte der Wetterstationen mit Geräten zur Einstrahlungsmessung sehr gering ist, wurden die Wetterdaten für eine Reihe von Standorten anhand der Modelle von Meteonorm interpoliert. Für diese Standorte steht dann eine simulierte, stündliche Zeitreihe der DNI in Form eines typischen meteorologischen Jahres zur Verfügung (Reumund, 2008). Die gewählten Messstationen, die nach ihrer Nähe zu den Kraftwerksstandorten ausgesucht wurden, sind mit einem Pfeil in der obigen Abbildung 4.9 markiert. Für die Standorte Ouarzazate und Ain Benimathar waren zwei Interpolationen in nächster Nähe verfügbar. Die verbleibenden drei Standorte Sebkhate Tah, Foum Al Ouad und Ouarzazate werden durch Messstation abgebildet, die zwischen 150 und 300 Kilometer entfernt sind.

Zur Charakterisierung der Einstrahlungsverhältnisse an einem Standort nach den Daten von Meteonorm, eignet sich die Summe der direkten Sonneneinstrahlung pro Quadratmeter und Jahr. Zum Vergleich dienen zum einen Werte von ONE (2010b) und zum anderen Daten der NASA (2011), die im Internet öffentlich verfügbar sind (siehe Tabelle 4.5).

Tabelle 4.5 - Geplante CSP Kapazitäten in Marokko und Angaben zur DNI-Einstrahlung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: [1](ONE, 2010b), [2](NASA, 2011)

Wie zu erkennen ist, gibt es zwischen den von ONE veröffentlichen Werten über den jährlichen Energieeintrag und denen von Meteonorm eine relativ starke Diskrepanz. Insbesondere die beiden Standorte Sebkhate Tah und Foum Al Ouad erscheinen nach den Werten von Meteonorm aufgrund des relativ niedrigen Strahlungsaufkommens als ungeeignet.^[14] Für die Modellierung wird die Leistung des Standortes Sebkhate Tah dem Standort Ain Benimathar zugeordnet, da die Werte für den jährlichen Strahlungseintrag laut den Werten von ONE und der NASA am nächsten beieinander liegen. Für die beiden Standorte wird also im Modell die gleiche Zeitreihe für die Sonneneinstrahlung verwendet. Der Standort Foum Al Ouad wird nach der gleichen Argumentation dem Standort Ouarzazate zugeordnet.

Um einen Überblick über die jährliche Verteilung der Einstrahlung zu gewinnen, ist in Abbildung 4.10 die Summe der monatlichen Direkteinstrahlung für jeden der drei Standorte aufgetragen. Gemittelt über die drei Standorte stellen die 6 Monate von März bis August, die Monate mit dem höchsten Strahlungseintrag dar. Der Mai liegt mit durchschnittlich 250 kWh/m[2] an der Spitze, während es im Dezember gemittelt über die drei Standorte lediglich 127 kWh/m2 sind.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.10 - Summe der monatlichen Direktnormalstrahlung pro Quadratmeter

Quelle: Eigene Berechnungen

Wie in Abbildung 4.11 am Beispiel des Standortes Ouarzazate zu sehen ist, variiert der mittlere Strahlungseintrag im Jahresverlauf nicht nur in der Intensität der Einstrahlung, gemessen in Watt pro Quadratmeter, sondern auch im zeitlichen Verlauf der Einstrahlung. In den Sommermonaten wird morgens bereits ab circa 5 Uhr eine Einstrahlung gemessen, die im Mittel bis 19 Uhr am Abend anhält. Die Einstrahlungsdauer im Winter liegt dagegen durch den späteren Sonnenaufgang und Sonnenuntergang je nach Monat um bis zu 4 Stunden darunter. Bezüglich der DNI liegt am Standort Ouarzazate der Monat Mai mit 294 kWh/m2 und einer mittleren Einstrahlungsdauer von 13 Stunden ganz vorne (schwarze durchgezogene Linie). Der niedrigste DNI-Wert tritt im Dezember auf und liegt bei 157 kWh/m2 und einer Einstrahlungsdauer von 10 Stunden (schwarze gestrichelte Linie). Die Stunde mit der höchsten mittleren Strahlungsleistung von 1046 W/m2 tritt im April von 12 bis 13 Uhr auf. Gemittelt über alle drei Standorte stellt Mai den Monat mit dem höchsten und Dezember den Monat mit dem niedrigsten Wert bezüglich des Strahlungseintrages dar. Die Strahlungsdauer liegt im Mittel bei 13 Stunden im Mai bzw. 9 Stunden im Dezember.

4.2.2 Speicher und Zufeuerung

Um die Nachfrage nach Strom auch nach Sonnenuntergang für eine Zeit decken zu können und um Schwankungen durch kurzzeitige Verschattung durch Wolken ausgleichen zu können, ist die Installation eines Speichers für thermische Energie sinnvoll. Die Größe des thermischen Speichers, also die Menge an Wärmeenergie, kann in Stunden Volllast eingegeben werden. Eine Speichergröße von 3 Stunden etwa bedeutet, dass das Kraftwerk drei Stunden lang mit Volllast betrieben werden kann und dabei nur auf den Wärmeinhalt des Speichers zugreift. Für die Modellierung wird hier die Verwendung des gleichen Speichersystems angenommen, das auch in den spanischen CSP Kraftwerken Andasol 1 Verwendung gefunden hat: Ein zwei-Tank System, welches als Speichermedium flüssiges Salz verwendet und das gefüllt für einen Volllastbetrieb von 7,5 Stunden ausgelegt ist (SolMill, 2011). Dieses zwei-Tank System stellt nach CSPT (2010) den momentanen Stand der Technik bezüglich Wärmespeicherung in CSP Kraftwerken dar, das neben den Kraftwerken Andasol 1 - 3 auch für das 280 MW Kraftwerk „Solana" in Arizona geplant ist.

Die beiden Tanks teilen sich in einen heißen und einen kalten Tank auf, zwischen denen das geschmolzene Salz fließt. Soll Wärme gespeichert werden, so fließt Salz aus dem kalten Tank in den heißen und nimmt dabei über einen Wärmetauscher Energie des HTF auf. Die Entnahme von Wärmeenergie erfolgt entsprechend umgekehrt.

Eine weitere Möglichkeit zur Erhöhung der Flexibilität des CSP Kraftwerkes ist die fossile Zufeuerung, die die im Solarfeld gesammelte Wärmeenergie durch die Wärme aus einem Verbrennungsprozess ergänzt. Dies kann zum Beispiel dazu dienen durch die höheren Temperaturen eine Wirkungsgradsteigerung der Dampfturbine zu erreichen. Ein weiterer Vorteil ist die höhere Verlässlichkeit des Kraftwerks durch die Zufeuerung. Besteht die Infrastruktur zum Betrieb des Kraftwerkes durch einen Verbrennungsprozess, so kann das Kraftwerk zur Sicherheit der Stromversorgung beitragen und auch in Stunden mit maximaler Stromnachfrage fest in die Planung aufgenommen werden, da notfalls eine rein fossil betriebene Stromerzeugung möglich ist (Goebel, 2010).Tatsächlich basiert die Mehrheit der geplanten und in Bau befindlichen CSP Projekte der nordafrikanischen Region auf dem Prinzip „Integrated Solar Combined Cycle" (ISCC). In einem ISCC Kraftwerk wird der konventionelle GuD Kreislauf durch den Wärmeeintrag aus einem Solarfeld unterstützt. Dadurch kann der solar erzeugte Strom günstiger hergestellt werden, da bereits bestehende konventionelle Kraftwerksteile mit genutzt werden. Außerdem wird durch die höheren Temperaturen des Verbrennungsprozesses ein höherer Wirkungsgrad der Dampfturbine erreicht (Al-Soud und Hrayshat, 2009). Laut einer von CSPT (2011) veröffentlichten Zusammenstellung aller CSP Projekte weltweit, basieren drei der zurzeit vier in Bau befindlichen CSP Projekte in der MENA Region auf dem ISCC Prinzip. Das ISCC Kraftwerk im marokkanischen Ain Benimathar sieht einen solaren Anteil von 30 MW von insgesamt 470 MW Kraftwerksleistung vor. Im algerischen Hassi-R’mel ist ein ISCC Projekt in Bau mit geplanten 25 MW von 150 MW und im ägyptischen Kuraymat sind 40 MW von 150 MW vorgesehen.

Einsatz von Speicher und Zufeuerung

Wie weiter unten im Abschnitt 5.1 zur Modellierung der marokkanischen Lastkurve ausführlich diskutiert wird, besitzt der typische Tagesverlauf der elektrischen Last in Marokko zwei Maxima: Zur Mittagszeit und zur Abendzeit, wobei das Maximum am Abend deutlich stärker ausgeprägt ist. Es fällt auf, dass die Abendspitze im Vergleich mit Deutschland oder auch Spanien sehr spät auftritt, ungefähr um 21 Uhr im Sommer und 19 Uhr im Winter (Salhi, 2010). Zur Minderung der Nachfragespitzen, plant der marokkanische Stromversorger ONE einen Zwei-Stufen Tarif einzuführen, der sich vor allem an Großverbraucher mit einem Verbrauch von mehr als 100kWh richtet. Er sieht vor, nachgefragten Strom zwischen 17 und 22 Uhr im Winter und zwischen 18 und 23 Uhr im Sommer höher zu bepreisen, um die hier auftretende Tageshöchstlast zu vermindern (ONE, 2011). Die Einsatzplanung für den Speicher und die Zufeuerung der modellierten Referenzkraftwerke richtet sich nach diesen Spitzenlastzeiten und soll eine Leistungsabgabe während dieser Stunden in Höhe der Nennleistung garantieren. Die Monate von März bis August werden entsprechend den Auswertungen der Einstrahlungswerte in 4.2.1 als Sommermonate definiert, September bis Februar als Wintermonate.

Abbildung Abbildung 4.12 zeigt die gewählte Einsatzplanung (Dispatch) für den Speicher.

Abbildung 4.12 - Typische Lastkurven für Marokko (links) und Dispatch des thermischen Speichers im CSP Kraftwerk (rechts)

Quellen: Links: (Salhi, 2010) Rechts: SAM-Screenshot der vorgenommenen Einstellungen

Um zu erreichen, dass der Speicher genau in den Stunden zur Stromproduktion bereit steht, für die ONE den Zwei-Stufen-Tarif vorgesehen hat, wird ihnen die höchste Gewichtungsstufe 1 zugeteilt. Für die weiteren Stunden wird auf Basis des typischen Lastverlaufs die weitere Gewichtung bis zur niedrigsten Stufe 4 vorgenommen.

Zur Steuerung der Zufeuerung, kann für die einzelnen Gewichtungsstufen eingestellt werden, welcher Anteil der Nennleistung durch die Zufeuerung ergänzt werden soll, falls die Wärmeenergie aus Solarfeld und Speicher nicht ausreichend ist. Während der Spitzenstunden mit der Gewichtungsstufe 1 soll die Zufeuerung garantieren, dass das Kraftwerk in jedem Fall mit 100 % seiner Nennleistung zur Verfügung steht. Der fossile Anteil an der Stromerzeugung des CSP Kraftwerks sollte jedoch nicht zu hoch sein, da hierdurch womöglich der Export des Stroms als „grünes Produkt" verhindert wird, wie er zum Beispiel von der DESERTEC Initiative vorgesehen ist. In begrenztem Umfang wird eine fossile Zufeuerung voraussichtlich toleriert werden, da dies aus technischen und wirtschaftlichen Gründen sinnvoll ist. Beispielsweise muss die zur Wärmeübertragung dienende Infrastruktur stets auf einer Mindesttemperatur gehalten werden, was gegebenenfalls durch eine Zufeuerung sichergestellt wird. In Spanien etwa profitieren die Betreiber solarthermischer Kraftwerke von der Vergütung für erneuerbaren Solarstrom trotz eines Anteil von bis zu 12 % fossiler Zufeuerung (Ragwitz et al., 2011). Die Planungen für das in Bau befindliche CSP Kraftwerk „Shams One" in den Vereinigten Arabischen Emiraten sehen einen fossilen Anteil an der Stromerzeugung von 18 % vor (Goebel, 2010). Für die Modellierung wird hier als Bedingung gestellt, dass der fossile Anteil der Jahresstrommenge in keinem Fall 15 % übersteigt.

4.2.3 Größe des Solarfeldes

Während die Kraftwerksleistung und die Speichergröße für die Modellierung vorgegeben sind, wird die Größe des Solarfeldes an jeden Standort individuell angepasst. Die in m[2] angegebene Größe des Solarfeldes entspricht hier der Gesamtfläche aller im Solarfeld installierten Kollektoren, die zur Konzentration des Sonnenlichts zur Verfügung steht (Kollektorfläche). Die Solarfeldgröße wird oft auch indirekt in Form des Solar Multiples angegeben.^[15]

Je mehr Spiegelfläche dem Kraftwerk zur Nutzung der Sonneneinstrahlung zur Verfügung steht, desto mehr Wärme wird der Turbine und dem Speicher aus dem Solarfeld zugeführt und eine größere Menge von Strom wird erzeugt. Die höhere Auslastung der Kraftwerkskomponenten führt zu sinkenden Stromgestehungskosten. Dem wirken die zusätzlichen Investitionskosten für die Kollektoren entgegen. Nach Izquierdo et al. (2010) gibt es ein Optimum bezüglich minimaler Stromgestehungskosten, welches je nach Konstellation von Speicher- und Solarfeldgröße bei einem Solar Multiple zwischen 1,5 und 3 liegt. In dieser Arbeit wird für die Dimensionierung des Solarfeldes, ausgehend von einem Solar Multiple von 2, die Kollektorfläche so variiert, dass in Kombination mit dem Speicher eine Deckung der Spitzenlast während der Abendstunden zwischen 17 und 22 Uhr im Winter und 18 bis 23 Uhr im Sommer gewährleistet wird, ohne dass die dafür benötigte Zufeuerung mehr als 15 % der Stromerzeugung ausmacht. Die damit berechneten Solarfeldgrößen sind im Ergebnis-Abschnitt 3.2.5 in Tabelle 3.6 aufgeführt.

4.2.4 Modellierung mit SAM

Aufgrund der deutlich höheren Komplexität bei der Modellierung eines CSP Kraftwerkes gegenüber einer Windkraftanlage, wurde das frei verfügbare Solar Advisory Model (SAM) auf die Problematik dieser Arbeit angepasst und für die Berechnungen verwendet. SAM ist ein Modell des amerikanischen Forschungsinstitutes „National Renewable Energy Laboratory" (NREL), mit dem unterschiedliche erneuerbare Energiesysteme modelliert werden können. Zurzeit werden folgende Technologien vom Modell unterstützt: Photovoltaik, konventionelle Kraftwerke, nicht-konzentrierende Solarthermie, Geothermie, Klein-Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke. Abbildung 4.13 zeigt einen Screenshot der Programmoberfläche im Hauptmenü.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.13 - Hauptmenü des Solar Advisory Model (SAM)

Quelle: Screenshot des Solar Advisory

Für die Modellierung eines Parabolrinnenkraftwerks gibt es in SAM zwei Möglichkeiten: Das „Physical Trough System" und das „Empirical Trough System". Das „Empirical" Modell nutzt Mess- und Erfahrungswerte aus bereits existierenden Anlagen, das „Physical" Modell sieht dagegen die Eingabe umfangreicher technischer Details vor. Da bisher noch keine konkreten Planungen zur Technologie von zukünftigen CSP Kraftwerken in Marokko bekannt sind, wird das „Empirical" Modell verwendet. Es bietet den Vorteil, dass für die Eingabe technischer Parameter der Kraftwerkskomponenten auf die SAM-Bibliothek zurückgegriffen werden kann. So ist beispielsweise eine Auswahl verschiedener Receiver hinterlegt, die sich in der Effizienz der Absorption des Lichtes oder dem Wärmeverlust pro Meter Rohrlänge unterscheiden.

Für die Berechnung benötigt SAM Input aus insgesamt sechs verschiedenen Bereichen, die im Folgenden vorgestellt werden. Eine vollständige Auflistung aller Eingaben ist in Anhang B gegeben.

Wetterdaten

Um die Stromerzeugung möglichst realistisch zu modellieren, ist eine genaue Kenntnis der ortsspezifischen Klimabedingungen erforderlich. Maßgeblich für Stromerzeugung in einem CSP Kraftwerk ist der Wert der direkten Sonneneinstrahlung, die auf den Spiegeln ankommt, da dieser Anteil der Globalstrahlung zur Stromerzeugung genutzt wird. Außerdem fließen noch stündliche Werte zur Außentemperatur und Windgeschwindigkeit in die Berechnungen ein, um die Wärmeverluste, die vor dem Eintritt in die Dampfturbine in Anlagenteilen wie Absorbern und Leitungsrohren auftreten, zu quantifizieren.

Die Beschaffung der Daten wurde bereits weiter oben diskutiert und erfolgt über die die Wetterdatenbank Meteonorm. Für die Verwendung in SAM, müssen die Daten in der Sektion „Climate“ in Form eines sogenannten „Typical Meteorological Year“ (TMY3-Format) eingegeben werden. Ein solches typisches Jahr im TMY3-Format besteht aus Daten bezüglich der Sonneneinstrahlung und anderer meteorologischer Parameter in stündlicher Auflösung, die sich auf einen bestimmten Standort beziehen. Da die Daten ein typisches Jahr repräsentieren und extreme Ereignisse nicht abgebildet werden, eignen sich Daten in diesem Format, um die Leistungsabgabe eines Solarkraftwerkes zu simulieren. (NREL, 2011). Die über Meteonorm beschafften Wetterdaten, wurden in das TMY 3 Format gebracht und damit für die Verwendung mit SAM nutzbar gemacht.

Kollektorfeld

In der Sektion „Solar Field“ wird die Summe der Kollektorfläche im Solarfeld entweder direkt oder in Form des Solar Multiples (SM) eingegeben. Außerdem wird in dieser Sektion noch das HTF definiert, welches der Wärmeübertragung zwischen Solarfeld, Wärmespeicher und Turbine dient. Wichtige Eingaben betreffen hier die Ein- und Austrittstemperatur des HTF bezüglich des Solarfeldes und die Wärmeverluste im Rohrleitungssystem. Für die Eingabe der technischen Daten wird auf die Bibliothek von SAM zurückgegriffen (Werte siehe Anhang).

Spiegel und Receiver

In dieser Sektion werden die Parabolspiegel (Solar Collector Assembly - SCA) und die Receiver (Heat Collector Element - HCE) technisch charakterisiert. Sowohl für die Spiegel, als auch die Receiver, kann eine Reihe technischer Größen eingegeben werden. Zum Beispiel können Angaben über die Absorbtionsrate und Wärmeverluste des Receivers oder die Reflektionsrate und Staubeinflüsse auf die Spiegel gemacht werden. Hier wird ebenfalls auf die Bibliothek von SAM zurückgegriffen, die bereits unterschiedliche Technologien mit Ihren Parametern hinterlegt hat. Für die Berechnungen in dieser Arbeit wurde als Receiver das Modul Schott PTR 70 Vacuum und als Spiegel der EuroTrough ET150 aus der Bibliothek gewählt.

Erzeugungsblock

In diesem Abschnitt werden die Kapazität und andere Eigenschaften des konventionellen Turbinenblocks definiert. Wichtigste Eingabeparameter sind die gewünschte Nettokapazität der Turbine und ihr Wirkungsgrad. Außerdem wird noch ein Bereich definiert, um den die Maximalleistung des Kraftwerks überschritten werden kann. Aus der Bibliothek von SAM wird die 80 MW Turbine gewählt, die in einem der SEGS CSP Kraftwerke in Kalifornien verbaut ist. Diese Turbine kann bis zu 15 % mehr Leistung als die Bruttonennleistung abgeben.

An dieser Stelle muss auch die Entscheidung darüber erfolgen, ob der konventionelle Kraftwerksteil mit einer Wasserkühlung oder Trockenkühlung mit Kühlturm betrieben werden soll. CSP Standorte werden tendenziell in sehr trockenen Gebieten wie Wüsten errichtet, da hier oft geeignete Strahlungsbedingungen vorgefunden werden. Es liegt die Vermutung nahe, dass der Großteil der zukünftigen CSP Kraftwerke in Nordafrika über eine Trockenkühlung mit Kühlturm gekühlt werden wird (Al-Soud und Hrayshat, 2009). Auch Hilgers (2010) kommt in seiner Untersuchung der Kosten von CSP Kraftwerken in Nordafrika zu dem Schluss, dass sich aus ökologischen und geopolitischen Gründen eine Trockenkühlung der Kraftwerke durchsetzen wird. Daher wird das CSP Referenzkraftwerk dieser Arbeit über einen Kühlturm mit Trockenkühlung dargestellt. Für die Berechnung des Teillastverhaltens der Turbine und die Wirkungsgradverluste durch Trockenkühlung, wird auf die in SAM hinterlegten Eigenschaften einer 80 MW Turbine zurückgegriffen, die in den SEGS CSP Kraftwerken in Kalifornien installiert ist.

Thermischer Speicher und Zufeuerung

Hier wird die Größe des Speichers angegeben sowie der Wärmeverlust bei der Speicherung definiert. Außerdem werden in dieser Sektion die in Abschnitt 4.2.2 angesprochenen Gewichtungsstufen auf die Stunden eines Tages verteilt, die vorgeben, wann der Wärmeinhalt des Speichers bzw. die Zufeuerung zur Stromerzeugung genutzt wird.

Eigenverbrauch und Nichtverfügbarkeit

In diesem Abschnitt wird der Eigenverbrauch des CSP Kraftwerks berechnet, um die Nettoleistung des Kraftwerks berechnen zu können. Die Nettoleistung eines Kraftwerks entspricht der um den Eigenverbrauch verminderten Bruttoleistung. Den größten Anteil am Eigenverbrauch nehmen die Pumpen ein, vor allem für das in den Receivern zirkulierende Thermo-Öl. Die Höhe des Eigenverbrauchs hängt stark von der Größe des Solarfeldes und dem Betriebspunkt der Turbine ab. Es wird außerdem von einer Kraftwerksverfügbarkeit von 90 % ausgegangen, was die jährlich erzeugte Strommenge um 10 % mindert und in etwa der Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke entspricht (DLR, 2005).

4.2.5 Ergebnisse der CSP-Modellierung

Referenzkraftwerk

In diesem Kapitel werden die Simulationsergebnisse des oben beschriebenen Modells vorgestellt. In Tabelle 4.6 sind die wichtigsten Größen zusammengefasst, die das jeweils verwendete Referenzkraftwerk charakterisieren. Zur Orientierung sind auch noch die entsprechenden Werte der Kraftwerke Andasol 1 und Shams One aufgeführt.

Tabelle 4.6 - Charakterisierung der im Modell verwendeten Referenzkraftwerke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: Eigene Berechnungen, Andasol: (SolarPACES, 2009/ SolMill, 2011), Shams One: (Goebel, 2010)

Die Dimensionierung des Referenzkraftwerks erfolgt anhand drei maßgeblicher Parameter: Leistung der Dampfturbine^[16], Größe des Speichers und Summe der Kollektorfläche:

Die Mehrzahl der bisher gebauten CSP Kraftwerke der Welt besitzt eine Leistung von 50 MW. Dies spricht auf den ersten Blick dafür, das Referenzkraftwerk ebenfalls mit dieser Leistung auszustatten. Ragwitz et. al (2011) weisen jedoch darauf hin, dass die Leistung von CSP Kraftwerken der letzten Jahre vermutlich durch die spanischen Bestimmungen zum Einspeisetarif RD-661/2007 beeinflusst wurden, die eine Förderung nur bis zu einer Kapazität von maximal 50 MW vorsehen. Laut den Autoren der Studie kann damit gerechnet werden, dass zukünftige Projekte höhere Leistungswerte anstreben werden, um eine Kostenminderung durch Skaleneffekte zu erreichen. Die größten Projekte sind für die USA geplant und verfügen über Kraftwerksleistungen von bis zu 250 MW (Ragwitz et al., 2011). Die bisher bekanntgewordenen Projekte in der MENA Region liegen dagegen eher bei einem solaren Anteil der Leistungsabgabe von 100 MW oder darunter (CSPT, 2011). Das erste CSP Projekt der Region, welches primär mit Sonnenenergie betrieben werden soll, ist das Shams One Projekt in den Vereinigten Arabischen Emiraten und wird voraussichtlich eine Leistung von 100 MW besitzen. Die Größe des Referenzkraftwerks in dieser Arbeit wird sich mit einer Nettokapazität von 100 MW daran orientieren. Der thermische Speicher des Referenzkraftwerks liegt mit 8 h in etwa der gleichen Größenordnung wie der Speicher der Andasol Kraftwerke. Er wurde mit Blick auf den marokkanischen Lastverlauf etwas größer modelliert, da die verbrauchsstarken Stunden am Abend in Marokko noch etwas stärker ausgeprägt sind als in Spanien (siehe Abschnitt 5.1 bezüglich der Lastkurve).

Jahresverlauf

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.14 - Mittlerer Einspeiseverlauf des 100 MW Referenzkraftwerks am Standort Ouarzazate (anteilig zur Maximalleistung) und exemplarischer Lastgang an einem Dienstag im Winter bzw. Sommer (anteilig zur Minimallast).

Quelle: Eigene Berechnungen

Die in Abbildung 4.14 dargestellten Werte der CSP-Einspeisung stellen Mittelwerte dar und sind nicht zu verwechseln mit der tatsächlichen Fahrweise eines CSP Kraftwerks im Modell, die im nachfolgenden Abschnitt exemplarisch vorgestellt wird.

Der mittlere T agesverlauf der CSP-Einspeisung ist jedoch sehr gut dafür geeignet, die allgemeinen Tendenzen der Kraftwerksfahrweise aufzuzeigen: Der Einspeiseverlauf eines CSP Kraftwerks im Modell ist geprägt durch die hohe Gewichtung der Abendstunden von 17­22 Uhr im Winter und 18-23 Uhr Sommer. Sie sollen mithilfe des Speichers möglichst ohne den Einsatz der Zufeuerung abgedeckt werden. In den Sommermonaten reicht die hohe Einstrahlung dafür aus, die Leistungsabgabe bereits relativ früh zu beginnen und bis über die Mittagsspitze von 10 bis 13 Uhr fortzuführen. Danach werden die relativ verbrauchsarmen Stunden genutzt, um den Speicher mindestens so weit zu füllen, dass die definierten Spitzenlaststunden am Abend abgedeckt werden können. Durch die Zufeuerung wird garantiert, dass das CSP Kraftwerk während dieser Stunden stets mit der vollen Leistung zur Verfügung steht. Der Einspeiseverlauf ist stark abhängig von den in Abschnitt 4.2.1 angesprochenen Schwankungen der Direktnormalstrahlung über das Jahr hinweg. Durch die relativ niedrigen DNI Werte in den Wintermonaten reicht die vom Solarfeld gelieferte Wärmeenergie oft nicht aus, um eine hohe Leistung an das Stromnetz abzugeben und gleichzeitig den Speicher nennenswert zu füllen. Dadurch liegt die mittlere Leistungsabgabe während der Wintermonate deutlich unter den Werten der Sommermonate. Die zwei Monate Mai und Dezember mit dem höchsten bzw. niedrigsten Strahlungseintrag sind schwarz markiert (Dezember gestrichelt).

Beispielhafter Einspeiseverlauf

Ein Vorteil bei der Nutzung der Solarenergie gegenüber der Windenergie liegt im zeitlichen Verlauf der Stromerzeugung. Die Stromerzeugung hängt direkt mit dem Sonnenstand zusammen und fällt tagsüber an bzw. kann mit einem Speicher auch bis in die Abend- und Nachtstunden fortgesetzt werden. Der Stromverbrauch wiederum ist in der Nacht durch eine generell geringere Aktivität in Industrie und sonstigen Sektoren niedriger als tagsüber. Aufgrund dieser positiven Korrelation steht Strom aus Solarkraftwerken tendenziell zu Zeiten zur Verfügung, in denen der Verbrauch relativ hoch ist. Speziell bei CSP Kraftwerken mit einem Speicher und einer Vorrichtung zur fossilen Zufeuerung kann die Produktion noch besser auf den Verbrauch ausgerichtet werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Eigene Berechnungen, durchgeführt mit SAM

Abbildung 4.13 zeigt exemplarisch den Einspeiseverlauf des Modellkraftwerks in Ouarzazate an drei Tagen im Juni (gestrichelte Linie). Die Leistungsabgabe ist relativ zur Nettoleistung von 100 MW eingezeichnet, die wie bereits erwähnt um bis zu 15 % überschritten werde kann. Der Energieinhalt des Speichers und die Zufeuerungsleistung sind relativ zu dem jeweilig maximal möglichen Wert angegeben.

Aufgrund der hohen Einstrahlung am ersten Tag, kann das Kraftwerk ab 7 Uhr mit einer Leistung von mehr als 90 MW zur Stromerzeugung beitragen und gleichzeitig den Speicher aufladen. Eine Leistungsabgabe wäre schon früher möglich, der in Abschnitt 4.2.4 vorgestellte Dispatch sieht jedoch vor, dass der Speicher zu mindestens 30 % gefüllt ist, bevor die Stromerzeugung hochgefahren wird. Mithilfe des Speichers ist die Produktion durchgängig bis in die Nachtstunden um 1 Uhr des Folgetages ohne jegliche Zufeuerung möglich.

Am zweiten Tag liegt eine verringerte Einstrahlung vor, sodass der Speicher erst gegen 9 Uhr morgens zu 30 % gefüllt ist und die Stromerzeugung einsetzen kann. Während der Mittagsstunden von 10 bis 13 Uhr, in denen die Lastkurve ein lokales Maximum aufweist, verlangsamt sich die Ladung des Speichers, um zur Lastdeckung beizutragen (vgl. Abschnitt 5.1). Die verbleibenden Stunden bis zur Abendspitze sollen genutzt werden, um den Speicher so weit zu füllen, dass von 18 bis 23 Uhr möglichst ohne Zufeuerung die Nennleistung abgegeben werden kann. Um dies zu gewährleisten, wird die Leistung der Turbine bis 17 Uhr partiell heruntergefahren und stattdessen mehr Wärmeenergie in den Speicher geleitet. Anschließend ist ohne Zufeuerung eine Leistungsabgabe während der Abendstunden mit maximaler Nachfrage möglich.

Die Einstrahlung des dritten Tages liegt deutlich unter dem Niveau der zwei vorangegangenen Tage. Gemäß den genannten Einsatzbestimmungen wird die gesamte Einstrahlung des Tages zum Füllen des Speichers genutzt. Da die Einstrahlung morgens zu schwach ist, um den Speicher auf mehr als 30 % zu laden und auch während der Nachmittagsstunden nicht ausreicht, um auf den geforderten Speicherinhalt von mindestens fünf Volllaststunden zu kommen, setzt die Leistungsabgabe erst zu den Spitzenlastzeiten am Abend ein. Infolge der niedrigen Einstrahlung ist der Speicher nur so weit gefüllt, dass von 19 bis 23 Uhr die Zufeuerung dazu geschaltet wird.

4.3 Stromgestehungskosten

Die Stromgestehungskosten eines Kraftwerks zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen werden von den Investitionskosten dominiert (Krämer, 2003). Die variablen Kosten, zum Beispiel für die Wartung der Anlagen, liegen deutlich unter denen konventioneller Kraftwerke, die wiederum durch die Brennstoffkosten dominiert werden (Konstantin, 2009/ Hundt et al., 2009). Um einen Vergleich der Kosten für die Stromerzeugung zu ermöglichen, werden die Stromgestehungskosten berechnet, die auch mit LCOE^[17] bezeichnet werden. Bei der Berechnung der Stromgestehungskosten werden die Investitionskosten und die Summe der laufenden Kosten auf die erwartete Stromerzeugungsmenge umgelegt. Damit wird es möglich, die Kosten von Strom aus unterschiedlichen Erzeugungsquellen zu vergleichen. Die im Folgenden beschriebene Vorgehensweise zur Berechnung der LCOE orientiert sich an der Studie von Kost und Schlegl (2010) des Fraunhofer Instituts für Solare Energiesysteme zu Stromgestehungskosten erneuerbarer Energie.

Die Berechnung der LCOE erfolgt nach folgender Gleichung (Konstantin, 2009):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle:(Kost und Schlegl, 2010/ Konstantin, 2009)

Die Höhe der Kosten, die für Installation und den laufenden Betrieb der Wind- und Solarkraftwerke anfallen, ist nicht genau bekannt, da sie von den standortspezifischen Eigenschaften abhängt. Zum Beispiel ist die Installation einer Anlage in flachem Küstengebiet voraussichtlich günstiger als in weniger zugänglichen Gebieten. Dafür führt der höhere Salzgehalt in der Luft womöglich zu höheren Wartungskosten. Aufgrund dieser Unsicherheiten werden üblicherweise pauschale Annahmen bezüglich der Kosten für Installation und Betrieb getroffen. Neben den direkten Kosten für Material und Arbeit spielen auch die Kosten für die Finanzierung eine gewichtige Rolle. Die Annahmen bezüglich der Berechnung von Finanzierungs- und Betriebskosten sind in Tabelle 4.7 aufgeführt:

Tabelle 4.7 - Annahmen für die Berechnung der Stromgestehungskosten (Nominalwerte)

^[18] Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: Annahmen auf Basis von Kost und Schlegl (2010)

Die Finanzierungskosten für Projekte in Entwicklungsländern liegen generell über den Kosten in entwickelten Ländern, da die Risiken im Allgemeinen höher sind. Zu den Risiken, die in den nordafrikanischen Ländern verstärkt anfallen, zählen laut Komendantova et al. (2009) insbesondere regulatorische und politische Risiken. Regulatorische Risiken treten durch eine komplexe und korrupte Bürokratie und instabile Regulierungsgesetze auf. Politische Risiken werden durch eine fehlende Unterstützung durch den Staat und die Instabilität des Staatssystems verstärkt. Die von Kost und Schlegl (2010) angenommene Verzinsung des eingesetzten Fremd- und Eigenkapitals wird daher um einen Aufschlag erhöht, um die größeren Risiken zu berücksichtigen. Die Quantifizierung des Renditeaufschlags, den die Kapitalgeber für die Übernahme der zusätzlichen Risiken fordern, ist schwer festzustellen, da Details zur Finanzierung ähnlicher Großprojekte nicht öffentlich verfügbar sind. Al-Soud und Hrayshat (2009) wählen in ihrer Arbeit zur Berechnung der Stromgestehungskosten eines CSP Kraftwerks in Jordanien Eigen- und Fremdkapitalzinsen von 12 % bzw. zwischen 3 und 6 %. Mit der gewählten Kapitalstruktur ergibt sich ein WACC von 5,7 % bzw. 7,8 %. Ein Artikel des VDI (2011) über Photovoltaikanlagen in Indien gibt die Höhe der Fremdkapitalzinsen und des resultierenden WACC mit 12 % und 16 % an. Für die Berechnungen dieser Arbeit wird ein Aufschlag von 2,5 Prozentpunkten auf die von [Kost/Schlegl 2010] gewählte Eigen- bzw. Fremdkapitalverzinsung addiert. Außerdem wurde noch die Quote von Eigen- und Fremdkapital an die Finanzierungsstruktur der Andasol Projekte angepasst, die über einen Fremdkapital-Anteil von 80 % finanziert wurden (Schnatbaum-Laumann, 2009). Insgesamt ergibt sich ein WACC von 8,5 %, der etwas über dem höheren Szenario von Al-Soud und Hrayshat (2009) liegt.

Die für die Zukunft zu erwartenden Reduktionen der Investitionskosten werden durch ein Lernkurven-Modell prognostiziert, welches die Kostenreduktion einer Technologie mit der akkumulierten Produktionsmenge in Verbindung setzt. Die Annahmen bezüglich der Lernkurve basieren ebenfalls auf der Arbeit von Kost und Schlegl (2010).

4.3.1 Windkraftwerke

Die Berechnung der Stromgestehungskosten neuer Windkraftanlagen erfolgt anhand der Angaben von Kost und Schlegl (2010) bezüglich Installationskosten und zukünftiger Kostensenkungen.^[19] Abbildung 4.16 zeigt den Verlauf der Lernkurve, nach der die Investitionskosten von rund 1175 €/kW in 2010 auf 1110 €/kW in 2020 sinken. Der flache Verlauf der Lernkurve verdeutlicht, dass im Bereich der Windkraft nur noch relativ geringe Kostensenkungen mit der Zeit erwartet werden. Onshore-Windkraftanlagen stellen momentan die günstigste erneuerbare Technologie zur Stromerzeugung dar, das Potenzial zu weiteren Kostensenkungen gilt als weitgehend ausgereizt (Kost und Schlegl, 2010).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.16 - Kostenreduktion (Lernkurve) und geplanter Leistungszubau von Windkraftanlagen in Marokko

Quellen: Eigene Berechnungen auf Basis von Kost und Schlegl (2010)

Unter Berücksichtigung der spezifischen Windverhältnisse eines Standortes, ergeben sich die in Tabelle 4.8 aufgeführten Stromgestehungskosten für Anlagen, die in 2010 bzw. 2020 errichtet werden. Trotz der höheren Finanzierungskosten in Marokko liegen drei der vier Standorte mit ihren Stromgestehungskosten aufgrund der guten Windverhältnisse unter dem in Kost und Schlegl (2010) angegebenen Wert von 54 €/MWh, bezogen auf 2700 Volllaststunden. Die von Czisch und Ernst (2001) für Marokko berechneten Stromgestehungskosten liegen mit 45 €/MWh in der gleichen Größenordnung, wobei darin zusätzlich noch die Kosten für die Übertragung nach Deutschland enthalten sind.

Tabelle 4.8 - LCOE der Windkraftanlagen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

bezogen auf eine 2MW-Referenzanlage

Quellen: Eigene Berechnungen auf Basis von Kost und Schlegl (2010),

Um den Einfluss der zentralen Annahmen auf die Berechnung der Stromgestehungskosten zu quantifizieren, wird eine Sensitivitätsanalyse bezüglich der Investitionskosten, der Volllaststunden und der Kapitalkosten durchgeführt (Abbildung 4.17). Die Analyse bezieht sich auf eine Anlage am Standort Tarfaya und zeigt, dass die Stromgestehungskosten am effektivsten durch Einsparungen bei den Investitionskosten gesenkt werden können: Eine Reduzierung um 20 % führt zu einem Rückgang der Stromgestehungskosten um 12 %. Die Zahl der Volllaststunden, die an einem Standort erreicht werden können, hat ebenfalls einen großen Einfluss auf die Höhe der LCOE. So führt eine Reduktion der Volllaststunden um 20 % zu einem Anstieg auf 60 €/MWh.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.17 - Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten einer Windkraftanlage am Standort Tarfaya

Quelle: Eigene Berechnungen

4.3.2 Solarthermische Kraftwerke

Die Berechnung der Investitionskosten für den Bau eines 100 MW CSP Kraftwerks, basiert auf den von Ragwitz et al. (2011) veröffentlichten Werten bezüglich eines 50 MW Kraftwerks, die sich wiederum an den Andasol Kraftwerken in Spanien orientieren. Zur Quantifizierung der Kostensenkungen durch Skaleneffekte, bei der Ausweitung der Kraftwerksleistung von 50 auf 100 MW, werden die Angaben von Kistner et al. (2009) verwendet. Die Autoren geben für die entsprechende Ausweitung der Kraftwerkskapazität ein Kostenreduktionspotential des ursprünglichen Wertes auf 87,9 % an (Abbildung 4.18). Die Einsparungen treten zum größten Teil bei den Ausgaben für Serviceleistungen wie Projektmanagement und bezüglich der konventionellen Kraftwerksteile auf. Die Ausgaben für die Arbeiten und Anlagen im Solarfeld und bezüglich des Speichers verringern sich bezogen auf die installierte Leistung nur geringfügig. Dies erscheint plausibel, da der Personalaufwand zur Planung und Entwicklung eines 100 MW Projektes gegenüber einem 50 MW Projekt vermutlich kaum ansteigt. Dagegen wird beispielsweise das Solarfeld bei einer Ausweitung der Kraftwerksleistung deutlich größer ausfallen und zusätzliche Kosten verursachen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.18- Kostensenkung durch Skaleneffekte (CSP)²⁰

Quelle: (Kistner et al., 2009)

Die Annahmen von Ragwitz et al. (2011) bezüglich eines 50 MW CSP Kraftwerks sind in Tabelle 4.9 aufgeführt. Werden die von Kistner et al. (2009) getroffenen Annahmen bezüglich der Kostensenkungen durch die Kapazitätserweiterung auf dieses Kraftwerk angewendet, so ergeben sich die ebenfalls in Tabelle 3.9 angegebenen Kostenparameter. Die Kosten des hier verwendeten Referenzkraftwerks mit einer Kollektorfläche von rund einer Million Quadratmeter, 7,5 Stunden Speicher und einer Nettoleistung von 100 MW, betragen 4943 €/kW.

Tabelle 4.9 - Verwendete Kostenparameter zur Modellierung der Investitionskosten des trockengekühlten Referenzkraftwerkes mit 100 MW Leistung und 7,5 Stunden Speicher

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Das Referenzkraftwerk von Ragwitz et al. (2011) ist wassergekühlt. Um die zusätzlichen Investitionen für den Kühlturm zu berücksichtigen wurden die Kosten für den Kraftwerksblock nach (DLR/BMU, 2007) um 89 EUR/kW erhöht.

Quellen: Eigene Berechnungen

Zukünftige Kostensenkungen der CSP-Technologie werden nach Viebahn et al. (2008) zum einen durch zunehmende Projektgrößen und -erfahrung und zum anderen durch technische Fortschritte in der Automatisierung und der Entwicklung von Komponenten und Materialen eintreten. Die nach Kost Schlegl (2010) zugrunde gelegte Lernkurve bezüglich der Investitionskosten ist in Abbildung 4.19 dargestellt. Aufgrund der langwierigen Planungs- und Bauphase eines CSP Kraftwerks, kann davon ausgegangen werden, dass ein Großteil der Kosten bereits einige Zeit vor der Inbetriebnahme des Kraftwerks verhandelt wird. Für die Berechnung der Stromgestehungskosten wird von einer dreijähren Planungs- und Bauphase ausgegangen (Schnatbaum-Laumann, 2009), zu deren Beginn die Preise festgesetzt werden. Beispielsweise gilt im Modell für ein Kraftwerk, das 2015 ans Netz gehen soll, der Wert der Investitionskosten von 2012.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.19 - Kostenreduktion (Lernkurve) und geplanter Leistungszubau von CSP in Marokko

Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis von Kost und Schlegl (2010)

Tabelle 4.10 gibt jeweils für die drei verwendeten Standorte die Stromgestehungskosten eines CSP Kraftwerks an, das in 2010 bzw. 2020 errichtet wird. Erfolgt der CSP Ausbau bis 2020 nach den bisherigen Planungen, so ergeben sich für die 2000 MW CSP-Leistung durchschnittliche Stromgestehungskosten von 121,6 €/MWh. Für die insgesamt 600 MW Leistung der zwei nicht dargestellten Standorte Sebkhate Tah und Foum Al Ouad wird angenommen, dass sie im Jahr 2020 zu gleichen Teilen an den anderen drei Standorten installiert werden.

Tabelle 4.10 - LCOE der solarthermischen Kraftwerke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: Eigene Berechnungen

Die in Abbildung 4.20 dargestellte Sensitivitätsanalyse der Stromgestehungskosten, durchgeführt für den Standort Ouarzazate, weist eine hohe Empfindlichkeit gegenüber der DNI-Einstrahlung auf. Eine Reduktion der Einstrahlung um 20 % führt zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten um knapp 16 %. Der Anstieg wird zum einen durch die sinkende Strommenge und zum anderen durch die häufiger zum Einsatz kommende Gaszufeuerung ausgelöst. Dabei wirken sich Abweichungen der DNI nach unten stärker aus, als Abweichungen nach oben. Noch stärker ist der Einfluss der Investitionskosten, die bei einem Anstieg von 20 % zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten von ebenfalls fast 20 % von 136 auf 161 €/MWh führen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4.20 - Sensitivitätsanalyse der LCOE von einem CSP Kraftwerk am Standort Ouarzazate

Quelle: Eigene Berechnungen

5 Modell der Kraftwerkseinsatzplanung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.1 - Prinzipielle Vorgehensweise

Quelle: Eigene Darstellung

Das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung bestimmt für ein vorgegebenes Kraftwerksportfolio den kostenoptimalen Einsatz zur Deckung der Residuallast^[21] durch den konventionellen Kraftwerkspark und berechnet die Summe der für die RES-E Einspeisung anfallenden Stromgestehungskosten und der variablen Kosten des konventionellen Kraftwerksparks:

Berechnung der Systembetriebskosten einfügen

Um die Fluktuationen der RES-E Einspeisung angemessen zu berücksichtigen, erfolgt die Untersuchung analog zur Modellierung der RES-E Einspeisung in einer zeitlichen Auflösung von einer Stunde (vgl. z.B. Kaltschmitt und Fischedick, 1995/ Klobasa et al., 2009a). Zusammen mit den in Abschnitt 4.3 ermittelten Kosten, die für Wind- und CSP Kraftwerke anfallen, ergeben sich daraus die Systembetriebskosten, die einen ökonomischen Vergleich unterschiedlicher Ausbauszenarien bezüglich der erneuerbaren Energien in Marokko ermöglichen.

In den folgenden Abschnitten wird das entwickelte Modell der Kraftwerkseinsatzplanung näher erläutert. Dazu gehört zunächst die Erzeugung einer elektrischen Lastkurve, die die Stromnachfrage bis zum Jahr 2020 darstellt. Danach erfolgen die technische Charakterisierung des konventionellen Kraftwerksparks und anschließend die Berechnung der variablen Kosten der Kraftwerke. Aufsteigend sortiert ergeben diese die Merit Order. Anschließend wird das Modell für das Jahr 2009 durchgeführt und die Ergebnisse zur Kalibrierung mit den verfügbaren Angaben über den realen Kraftwerksbetrieb verglichen. Im letzten Teil dieses Kapitels werden die Anforderungen hinsichtlich der Versorgungssicherheit behandelt, die an ein zukünftiges Stromversorgungssystem mit hohen Anteilen von Wind- und CSP-Leistung gestellt werden.

5.1 Erzeugung der Lastkurve

Um den Kraftwerkseinsatz zu simulieren, wird zunächst die Lastkurve mit der Stromnachfrage in den 8760 Stunden eines Jahres benötigt. Eine solche Zeitreihe steht für Marokko und beispielsweise auch für Deutschland nicht zur Verfügung. Daher ist es ein verbreiteter Ansatz die Lastkurve anhand von wenigen Typtagen darzustellen, deren Lastverlauf verfügbar ist (vgl. Krämer, 2003/ Hundt et al., 2009/ Sensfuß et al., 2008 u.a.). Zur Erzeugung der Lastkurve werden in dieser Arbeit Daten aus (GEF, 2005) genutzt. Dort ist die marokkanische Lastkurve von 2004 für eine Woche im Januar und jeweils den ersten Dienstag im Monat des Jahres angegeben. Hinzu kommen noch die Werte für eine Woche im April, Juli und Oktober desselben Jahres, die von den Autoren der Studie zur Verfügung gestellt wurden. Damit stehen die Tagesverläufe der Lastkurve von insgesamt 36 verschiedenen Tagen zur Verfügung. Diese werden als Typtage dazu verwendet den Lastverlauf für ein ganzes Jahr zu erzeugen. Ausgehend von dem Lastverlauf der vier vollständig vorliegenden Wochen, werden die Lastprofile der fehlenden Wochen erzeugt. Zur Anpassung saisonaler Schwankungen der Lastkurve wird die Lastdifferenz der Dienstage in jedem Monat genutzt. Abbildung 5.2 veranschaulicht die gewählte Vorgehensweise:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.2 - Vorgehensweise zur Erzeugung einer durchgehenden Lastkurve aus den verfügbaren Lastverläufen

Quelle: Eigene Darstellung

Die dadurch erzeugte Lastkurve liegt bezüglich der Jahresstrommenge rund 5 % über dem von ONE (2004) angegebenen Wert. Zur Anpassung daran wird die Lastkurve in jeder Stunde soweit reduziert, bis die Strommengen übereinstimmen. Zur Berechnung der Lastkurve in 2020 wird die Wachstumsrate des Stromverbrauches in Marokko betrachtet. Das Wachstum betrug von 2004 bis 2009 nach den Jahresberichten von ONE im Schnitt 6,87 %. Die in 2020 jährlich nachgefragte Strommenge wird nach MEDRING (2010) 50,4 TWh betragen, was ausgehend von dem Wert in 2009 einem jährlichen Wachstum von durchschnittlich 6,66 % entspricht. Die Berechnung der zukünftigen Lastkurve erfolgt über

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Bei der Erzeugung der zukünftigen Lastkurve wird implizit angenommen, dass sich das Wachstum der Stromnachfrage auf jede Stunde proportional gleich auswirkt (vgl. Krämer, 2003). Das Lastprofil, welches die relativen Lastunterschiede der einzelnen Stunden untereinander beschreibt, bleibt also unverändert. Alternativ wäre eine genauere Vorhersage des zukünftigen Lastprofils durch eine Zuordnung der Nachfrage auf die verschiedenen Verbrauchergruppen (Haushalte, Industrie...) und Annahmen über das jeweilige Wachstum möglich (vgl. Klobasa, 2007). Aufgrund der geringen Verfügbarkeit dafür relevanter Daten, wird in dieser Untersuchung von diesem Ansatz abgesehen.

5.2 Konventioneller Kraftwerkspark

Der konventionelle Kraftwerkspark in Marokko besteht zum einen aus den thermischen Kraftwerkskapazitäten in Form von Dampfturbinenkraftwerken, Gasturbinenkraftwerken, kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerken und Dieselgeneratoren. Dazu kommen noch die verschiedenen Wasserkraftwerke und Übertragungsleitungen nach Spanien und Algerien, die den Stromexport bzw. -import ermöglichen.^[22]

5.2.1 Thermische Kraftwerke

Mithilfe der „World Electric Power Plant Database" (WEPP) wird eine detaillierte Aufstellung der in 2010 installierten Kraftwerksleistung in Marokko bezüglich Kraftwerkstyp, verwendetem Brennstoff, Nennleistung und Baujahr auf Ebene einzelner Erzeugungsblöcke erstellt (WEPP, 2010). Ergänzend wird dazu noch eine Aufstellung der „Arab Union of Electricity" (AUPTDE, 2011) und die Jahresberichte von ONE hinzugezogen. Zur Berücksichtigung von Kraftwerksstilllegungen wurde für die Modellierung des Kraftwerksparks im Jahr 2020 die jeweilige Kraftwerkslebensdauer nach Schulz et al. (2005) übernommen. Damit wurde der in Tabelle 5.1 dargestellte Überblick des marokkanischen Kraftwerksparks erstellt.

Tabelle 5.1 - Nettoleistung der thermischen Kraftwerke in 2010 und 2020 nach Kraftwerkstyp und unter Berücksichtigung der Nichtverfügbarkeiten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: *(WEPP, 2010/ AUPTDE, 2011/ ONE, 2009), **(Alaoui, 2010/ GenElec, 2010); ***(Schulz et al., 2005)

Dampfturbinenkraftwerke (DT) wandeln die chemisch gebundene Energie eines Brennstoffes durch Verbrennung in Wärme um und nutzen diese um Wasser zu verdampfen. Der Wasserdampf treibt eine Dampfturbine an, die Strom erzeugt. Zur Erzeugung des Wasserdampfes kann eine Vielzahl von Brennstoffen verwendet werden. Zum Beispiel Kohle, Öl, Gas, Holz oder Uran in einem Atomkraftwerk. Ein thermisches Kraftwerk kann auf die Verwendung unterschiedlicher Brennstoffe eingerichtet werden und ist dann weniger anfällig gegenüber Brennstoffengpässen. Beispielsweise können die Kraftwerke „Mohammedia" und „Jerada" in Marokko sowohl mit Kohle als auch mit Schweröl befeuert werden (CDM, 2008). Im Modell wird der Brennstoffverbrauch eines Kraftwerks auf den in WEPP (2010) genannten Primärbrennstoff bezogen. Durch die Nutzung der Speicherkapazität des Kessels, können DT in einem Bereich von 5-10 % der Nennleistung sehr flexibel zur Regelung der Netzfrequenz beitragen. Dazu wird über das Ventil des Kessels die Dampfmenge gesteuert, die zur Turbine gelangt und damit für einen begrenzten Zeitraum eine Leistungsregelung ermöglicht. Diese sogenannte „drehende Reserve" kann nur im laufenden Betrieb bereitgestellt werden. Große Laständerungen müssen über die zugeführte Heizleistung abgebildet werden und erfolgen vergleichsweise langsam (Hundt et al., 2009).

Die Turbine in einem Gasturbinenkraftwerke (GT) wird im Gegensatz zu einer Dampfturbine nicht mit erhitztem Wasserdampf betrieben, sondern direkt mit dem zu verbrennendem Gas. In einem Verdichter wird die aus der Umgebung entnommene Verbrennungsluft komprimiert, reagiert in der Brennkammer mit dem Brennstoff und treibt anschließend die Turbine an. Gasturbinen zeichnen sich durch eine hohe Flexibilität aus, das Anfahren dauert nur wenige Minuten und Laständerungen sind in hoher Geschwindigkeit möglich (Hundt et al., 2009). Eine Gasturbine benötigt Brennstoffe, die in Hinsicht auf von Verunreinigungen wie Staub oder metallische Partikel sehr rein sind, zum Beispiel Erdgas oder auch Heizöl (Strauß, 2009). In Marokko werden alle Gasturbinen, abgesehen von den Turbinen der GuD-Anlagen, mit schwerem Heizöl (HFO) befeuert (siehe Tabelle 5.1). Dies ist ungewöhnlich, da Heizöl zu deutlich höheren Preisen^[23] gehandelt wird und hängt vermutlich mit der problematischen Gasversorgungssituation in Marokko zusammen.

Ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk (GuD) stellt eine Kombination der zwei Turbinenarten dar. Zuerst findet eine Verbrennung von Gas oder Öl in einer Gasturbine statt. Anschließend wird die verbleibende Wärmeenergie des Abgases genutzt, um Wasserdampf zu erzeugen und eine Dampfturbine anzutreiben. Ein GuD Kraftwerk kann so ausgelegt werden, dass die Gasturbine unabhängig von der Dampfturbine betrieben werden kann, was zusätzliche Flexibilität bringt. Die GuD Anlage in Ain Benimathar beispielsweise verfügt über zwei Gasturbinen, die sowohl autonom betrieben werden können, als auch in Kombination mit der Dampfturbine (WEPP, 2010). Einen Spezialfall stellt ein ISCC^[24] Kraftwerk dar, in dem ein Teil der zugeführten Wärmeenergie der Dampfturbine durch Solarkollektoren zur Verfügung gestellt wird. Im marokkanischen Ain Benimathar ist 2010 ein ISCC Kraftwerk mit einer Gesamtleistung von 470 MW ans Netz gegangen, wovon 20 MW durch ein Solarfeld bereitgestellt werden (Abener, 2011/ Geyer, 2010). Da nur wenige Informationen über die Betriebsweise des solaren Anteils verfügbar sind, wird dieser im Modell nicht berücksichtigt und das Kraftwerk als reguläre GuD Anlage dargestellt. Dies sollte aufgrund des geringen Anteils des Solarfeldes an der Kraftwerksleistung zu keinen größeren Fehlern bei der Berechnung des Brennstoffbedarfes führen.

Als vierten thermischen Kraftwerkstyp gibt es in Marokko noch Dieselgeneratoren, deren Gesamtleistung sich in 2009 auf 179 MW addiert. Im Modell werden alle Dieselgeneratoren als ein Block modelliert, der beliebig flexibel auf Laständerungen reagieren kann. Dies erscheint aufgrund der hohen Flexibilität eines Dieselgenerators, die noch über der von Gasturbinen liegt (Dommermuth et al., 2010) und der großen Anzahl von Generatoren, die parallel an- und abgefahren werden können, als plausibler Ansatz.

Beim Einsatz der Kraftwerke nach der Merit Order, müssen die individuellen Eigenschaften bezüglich der Flexibilität beachtet werden. Für jedes Kraftwerk wurde die Anfahrzeit, Verfügbarkeitsrate, Mindeststillstands- und Mindestbetriebszeit, sowie die Mindestleistung bis zu der ein Kraftwerk in Teillast betrieben werden kann, definiert (Tabelle 5.2).

Tabelle 5.2 - Modellannahmen bezüglich der Flexibilität der thermischen Kraftwerke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Eigene Annahmen auf Basis der Angaben für die GT. **Die Mindestbetriebszeit wurde von 4 h auf 5 h erhöht, um nicht unter der Anfahrzeit zu liegen.

Je nach Technologie benötigt ein Kraftwerk eine gewisse Anfahrzeit, während der nur eine eingeschränkte Stromerzeugung stattfindet. Da von Rosen (2007) nicht näher definiert, wird hier die Annahme getroffen, dass die Anfahrzeit die Dauer beschreibt, die ein Kraftwerk benötigt, um die Mindestleistung zu erreichen. Ist ein Kraftwerk einmal in Betrieb, so kann die Leistungsabgabe zwischen der Mindestleistung und der Nettoleistung variieren. Die Nettoleistung eines Kraftwerks entspricht dabei der Nennleistung eines Kraftwerks, korrigiert mit der Verfügbarkeitsrate, die geplante (Revision) und ungeplante Kraftwerksausfälle berücksichtigt. Außerdem gelten nach (Hundt et al., 2009) für die DT- und GuD-Anlagen noch Mindeststillstands- bzw. Mindestbetriebszeiten, die einen übermäßig fluktuierenden Betrieb und damit einhergehende Anfahrtskosten berücksichtigen sollen (vgl. Kapitel 5.3.4). Diese entsprechen zwar nicht den realen Restriktionen von Kraftwerken, welche lediglich durch die Laständerungsgeschwindigkeit beschränkt sind, dienen nach Hundt et al. (2009) jedoch dem Erreichen einer realistischen Kraftwerkseinsatzplanung (vgl. Klobasa, 2007).

5.2.2 Wasserkraftwerke

In Marokko gibt es laut der WEPP (2010) 49 Anlagen zur Nutzung von Wasserkraft, deren Leistung sich nach ONE (2009) auf 1750 MW summiert und aufteilt in Laufwasser-, Speicher- und in Pumpspeicherkraftwerke: Laufwasserkraftwerke nutzen die Energie des strömenden Wassers eines Flusses zur Stromerzeugung. Die Erzeugung erfolgt unverzögert vom Wasserzufluss und unterliegt relativ großen jahreszeitlichen Schwankungen (Konstantin, 2009). Die Erzeugung der Laufwasserkraftwerke lässt sich nach Angaben von Schulz et al. (2005) sehr gut vorhersagen und wird daher in dieser Untersuchung als planbar angesehen. Speicherkraftwerke stauen Wasser in einem Stausee, der durch natürliche Zuflüsse gespeist wird und nutzen die Fallhöhe des Wassers zur Stromerzeugung.

Pumpspeicherkraftwerke verfügen über mindestens zwei Wasserbecken, zwischen denen ein Höhenunterschied herrscht. Bei hohem Strombedarf wird das Wasser aus dem oberen Becken in das untere geleitet und zur Stromerzeugung genutzt. Bei relativ niedrigem Strombedarf, wird das obere Becken durch den Betrieb einer Pumpe wieder aufgefüllt. Die Flexibilität beim Einsatz von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken liegt im Bereich von Gasturbinen oder noch darüber (Konstantin, 2009). Für den Wirkungsgrad der Speicherung wird der in Abbildung 5.3 ermittelte Wert von 76 % in 2009 angenommen. Es gilt außerdem die Annahme, dass die Pumpen der Pumpspeicherkraftwerke mit der gleichen Leistung wie die Turbinen eingesetzt werden können.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.3 - Wirkungsgrad der Speicherung in Pumpspeicheranlagen

Quellen: (ONE, 2009/ MEM, 2011)

Von der installierten Leistung der marokkanischen Wasserkraftwerke, ist laut GTZ (2009) lediglich 50 % nutzbar. Diese Nichtverfügbarkeit wird in vollem Umfang auf die Laufwasser- und Speicherkraftwerke bezogen, da die einzige Pumpspeicheranlage des Landes in Afourer erst seit 2004 in Betrieb ist und damit noch relativ neu ist. Ausgehend von 464 MW Leistung in Pumpspeicherkraftwerken nach ONE (2009) wird den Laufwasser- und Speicherkraftwerken unter Berücksichtigung der erwähnten Nichtverfügbarkeiten eine Leistung von 640 MW zugeordnet. Davon entfällt rund 8 % auf Laufwasserkraftwerke (Industcards, 2011). Bis 2020 ist ein Ausbau der Leistung in Wasserkraftwerken auf bis zu 2000 MW vorgesehen (Benkhadra, 2010), wobei die Kapazität der Pumpspeicherkraftwerke um 300 MW erhöht werden soll. Unter der Annahme, dass Laufwasser- und Speicherkraftwerke im gleichen Verhältnis zugebaut werden, ergeben sich die in Tabelle 5.3 dargestellten Leistungswerte.

Tabelle 5.3 - Strommengen der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: ONE Jahresberichte 2004 - 2009; (Alaoui, 2010); (Benkhadra, 2010)

Zur Berechnung der mittleren verfügbaren Jahresstrommengen der Wasserkraftwerke werden die Angaben der Jahresberichte 2004 bis 2009 des marokkanischen Versorgers ONE verwendet. Für die Laufwasser- und Speicherkraftwerke, die auf den natürlichen Zufluss von Wasser angewiesen sind, wird die Annahme getroffen, dass die Stromerzeugung dem Jahresverlauf der Niederschlagsmenge folgt. Während des Sommerhalbjahres von Mai bis Oktober fällt im Schnitt ungefähr ein Viertel der Regenmenge des Winterhalbjahres^[25]. Die Erzeugung der Laufwasserkraftwerke erfolgt kontinuierlich und wird im Modell unter der Annahme von 5000 Volllaststunden berechnet (Konstantin, 2009). Zur Berechnung der in 2020 verfügbaren Strommenge der Wasserkraftwerke, wird die Annahme getroffen, dass die spezifische Strommenge pro installierter Leistung beim Ausbau konstant bleibt (Tabelle 5.3). Die damit berechnete Erzeugungsmenge beträgt rund 3200 GWh pro Jahr und liegt unterhalb der von DLR (2005) als Obergrenze des ökonomisch realisierbaren Potentials berechneten 4000 GWh pro Jahr.

5.2.3 Importe

Spanien und Marokko sind durch Unterseekabel mit einer Gesamtkapazität von 1400 MW verbunden, deren Übertragungsleistung in 2015 um 700 MW erweitert werden soll (Brand und Zingerle, 2010)[[Benkhadra]. Die momentan nutzbare Nettoleistung zur Übertragung beträgt nach Entsoe (2011) 900 MW in Richtung Marokko und 600 MW in Richtung Spanien. Abbildung 5.4 zeigt den Leistungsverlauf der Stromübertragung zwischen Marokko und Spanien für den Zeitraum 2008 - 2010. Es fällt auf, dass die Übertragung zur meisten Zeit in Richtung Marokko erfolgt und ein Export nach Spanien nur selten vorkommt. Außerdem deutet der Verlauf darauf hin, dass die Kapazitätsgrenze bis Mitte 2009 bei knapp 700 MW lag und seitdem auf einem Niveau von knapp 900 MW liegt. Trotz der Erweiterung auf 900 MW, lag die maximal genutzte Übertragungskapazität auch zu Spitzenlastzeiten meist unter 800 MW. Im Modell wird daher eine Übertragungskapazität von 750 MW gewählt, die sich 2015 durch den Ausbau auf 1125 MW erhöht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.4 - Importe und Exporte zwischen Spanien und Marokko

Quelle: (OMEL, 2009)

Eine genauere Betrachtung der Importe aus Spanien auf stündlicher Basis zeigt außerdem, dass die Übertragungskapazität von marokkanischer Seite sehr flexibel genutzt wird. Wie in Abbildung 5.5 zu sehen ist, ähnelt der zeitliche Ablauf der Importe sehr stark dem in Abschnitt 5.1 vorgestellten Lastverlauf von Marokko. Während der Nachtstunden werden die Importe auf ein sehr niedriges Niveau heruntergefahren, vereinzelt wird mit kleiner Leistung nach Spanien exportiert. Tagsüber werden die Importe bis auf ein maximales Niveau von circa 750 MW gesteigert und besitzen während der Lastmaxima zu den Mittags- und Abendstunden besonders hohe Werte. Aufgrund der beobachteten hohen Gradienten der Leistungsänderung, von zum Teil mehreren hundert MW pro Stunde, wird im Modell angenommen, dass die importierte Leistung innerhalb der Leistungsgrenzen mit beliebiger Flexibilität variiert werden kann.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.5 - Stromübertragung zwischen Marokko und Spanien im stündlichen Verlauf

Quelle: (RedElec, 2011)

Der Preis zu dem ONE Strom aus Spanien importiert, ist nicht bekannt. Die Marktpreise an der spanischen Strombörse für den kurzfristigen Handel am Intraday Market, liegen in einer Größenordnung zwischen 50 und 60 €/MWh, dazu kommen noch etwa 5 €/MWh für die Übertragung nach Marokko (RedElec, 2011). Mit diesem Preis lassen sich die Importe in der ermittelten Merit Order für Marokko direkt über den Kohle- und GuD Kraftwerken einordnen. Nach der Merit Order müssten die Importe auch in der Nacht zur Deckung der verbleibenden Last beitragen, da die Leistung der Kohle- und GuD-Kraftwerke allein dafür nicht ausreicht. Aus ökonomischer Sichtweise erscheint das Herunterfahren der Importe während der Nacht nicht als sinnvoll und ist womöglich politisch motiviert, um den Anteil des importierten Stroms und damit die Abhängigkeit gegenüber dem Ausland begrenzt zu halten. Die Struktur der Importe lässt vermuten, dass der Preis vom marokkanischen Versorger in der Merit Order gerade über den Kraftwerken eingeordnet wird, die während der Nacht eine Deckung der Last ohne zusätzliche Importe ermöglichen. Dies führt im verwendeten Modell zu einem Preis der Importe von 162 €/MWh.

5.3 Merit Order

Es wird die Annahme getroffen, dass die Struktur des Kraftwerksparks innerhalb des betrachteten Zeitraumes von einem Jahr unverändert bleibt, was aufgrund der langen Planungs- und Bauzeiten neuer Kraftwerksprojekte als zulässige Annahme erscheint (vgl. Rosen, 2007). Damit sind während des Betrachtungszeitraums die Fixkosten der Kraftwerke, die sich nach Krämer (2003) und Konstantin [[2009] hauptsächlich aus Personal-, Miet- und Kapitalkosten zusammensetzen, konstant und haben keinen Einfluss auf den Kraftwerkseinsatz. Unter dieser Annahme ist es zulässig, die Entscheidungen des Kraftwerkseinsatzes ohne Beachtung der Fixkosten, lediglich auf Basis der variablen Kosten zu treffen. Für einen kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz, werden die Kraftwerke in der Reihenfolge ihrer variablen Kosten eingesetzt, beginnend mit dem günstigsten. Sind die variablen Kosten für jedes Kraftwerk bekannt, so können die Kraftwerke aufsteigend nach ihren Kosten sortiert werden und es ergibt sich die sogenannte Merit Order.

Die variablen Kosten eines Kraftwerks setzen sich aus den Brennstoffkosten und den variablen Betriebskosten wie folgt zusammen:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten^[26]

Für die Entscheidungen der Kraftwerkseinsatzplanung sind auch die Anfahrtskosten von Bedeutung, die abhängig vom Kraftwerkstyp in unterschiedlicher Höhe anfallen. Um zu berücksichtigen, dass ein Anfahren bestimmter Kraftwerke ökonomisch nur sinnvoll ist, wenn eine gewisse Betriebsdauer vorgesehen ist, werden die in 5.2.1 diskutierten Mindestbetriebs­und Mindeststillstandszeiten nach Hundt et al. (2009) in das Modell integriert. Die Berechnung der Anfahrtskosten eines Jahres erfolgt im Anschluss an die Kraftwerkseinsatzplanung.

5.3.1 Wirkungsgrade

Der Wirkungsgrad fossiler Kraftwerke, mit dem die zugeführte chemische Energie der Brennstoffe in Strom umgewandelt wird, hat großen Einfluss auf die variablen Kosten. Ein höherer Wirkungsgrad ermöglicht bei verringertem Einsatz von Brennstoffen die Bereitstellung der gleichen Strommenge. Die Bestimmung der Wirkungsgrade der einzelnen marokkanischen Kraftwerke erfolgt auf Basis der Dokumentation eines CDM-Projektes zur Förderung der Windenergie in Marokko (CDM, 2008). Der Clean Development Mechanism (CDM) unterstützt Projekte in Entwicklungsländern, die zur Verringerung von CO2 Emissionen beitragen. Zur Berechnung der spezifischen CO2 Emission, wurde vom CDM (2008) der Brennstoffverbrauch der marokkanischen Kraftwerke und die erzeugte Strommenge untersucht. Anhand der Unterlagen wurden die Wirkungsgrade der einzelnen Kraftwerke berechnet:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die berechneten Wirkungsgrade sind in Tabelle 5.4 aufgeführt. Für Kraftwerke, die zur Zeit der Untersuchung des CDM noch nicht gebaut waren, wird der Wirkungsgrad ähnlicher Anlagen verwendet. Zum Beispiel wird für das neu geplante Kraftwerk in Jorf Lasfar der Wirkungsgrad der bereits bestehenden Anlage verwendet. Ausnahmen bilden zum einen die Gasturbinenkraftwerke in Mohammedia und Kenitra mit Baujahr 2009 und 2011, da die vergleichbaren Anlagen in Marokko bereits sehr alt sind und zum anderen die Dieselgeneratoren, für die eine Wirkungsgradberechnung nach den Werten vom CDM (2008) keine plausiblen Ergebnisse erzielt.^[27] Für diese Anlagen werden die Angaben des jordanischen Stromversorgers bezüglich der Kraftwerkswirkungsgrade verwendet (CEGCO, 2011). Dabei wird davon ausgegangen, dass die klimatischen und technischen Bedingungen in den beiden Ländern ähnlich sind und das Vorgehen eine angemessene Näherung darstellt.

Tabelle 5.4 - Wirkungsgrade der thermischen Kraftwerksblöcke in Marokko

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Aggregierte Nennleistung des Standortes

Quellen: Typ, Leistung und Baujahr: (WEPP, 2010/ AUPTDE, 2011/ ONE, 2009); Wirkungsgrade: Eigene Berechnungen auf Basis von (CDM, 2008)

Zur Plausibilisierung der berechneten Wirkungsgrade, erfolgt ein Abgleich mit den Abschätzungen anderer Autoren: Für Dampfturbinenkraftwerke gibt Konstantin (2009) einen Wert für den weltweiten Durchschnitt von 31 % an, der von Neuanlagen deutlich überschritten werden kann. Die Wirkungsgrade der DT-Anlagen in Marokko liegen je nach Alter der Anlage etwas unter bzw. über diesem Wert und erscheinen plausibel. Der Standort Jerade weicht mit dem Wirkungsgrad etwas deutlicher ab, was vermutlich durch das Alter der Anlage zu erklären ist. Nach Strauß (2009) beträgt die Verbesserung des Wirkungsgrades von Kraftwerken ungefähr drei Prozentpunkte in 10 Jahren. Für GuD- Anlagen mit optimierter Wärmenutzung und Zweidruckschaltung nennt Strauß (2009) einen erreichbaren Wirkungsgrad von 60 %, was die Obergrenze darstellt. Klobasa et al. (2009b) gehen von einem Wirkungsgrad zwischen 47 und 58 % aus. Auf den Internetseiten von Siemens wird das Kraftwerk in Tahaddart als Referenzprojekt mit einem Wirkungsgrad von 57,1 % gelistet (Siemens, 2011), was dem berechneten Wert von 57,7 % sehr nahe liegt. Gasturbinenkraftwerken weisen nach Klobasa et al. (2009b) den geringsten Wirkungsgrad auf, was sich auch in den Ergebnissen von Tabelle 5.4 wiederfinden lässt. Nach Strauß (2009) liegt der Wirkungsgrad eines Gasturbinenkraftwerks bei ungefähr 30 %, was den Annahmen bezüglich der neueren GT-Anlagen entspricht. Auch hier liegen die Wirkungsgrade der älteren Anlagen zum Teil deutlich unter dem Vergleichswert, was jedoch vor dem Hintergrund des Alters der Anlagen plausibel erscheint.

5.3.2 Brennstoffkosten

Der gewichtigste Bestandteil der variablen Kosten eines fossilen Kraftwerkes besteht aus den Brennstoffkosten, die bei der Beschaffung der Brennstoffe wie zum Beispiel Kohle oder Gas anfallen (Konstantin, 2009/ Hundt et al., 2009). Diese setzen sich zum größten Teil aus den am Weltmarkt geltenden Rohstoffpreisen und in geringerem Maße aus den Kosten für Transport und Lagerung zusammen. Zur Berechnung der Brennstoffkosten ist es notwendig Annahmen über die Brennstoffpreise zu treffen. In dieser Arbeit werden die Preisangaben der U.S. Energy Information Agency (EIA) verwendet, in denen die kompletten Beschaffungskosten für Brennstoffe frei Kraftwerk beinhaltet sind (EIA, 2011). Die verwendeten Energiepreise sind in Tabelle 5.5 zu finden. Im Vergleich zu anderen Arbeiten liegen die Preisannahmen der EIA relativ hoch, insbesondere in Bezug auf die Ölpreise. Zur besseren Vergleichbarkeit wurden alle Werte mit einem Wechselkurs von 1,4 EUR/USD in Euro angegeben und mit einer Inflationsrate von 2% auf das Jahr 2009 umgerechnet.

Tabelle 5.5 - Brennstoffpreise für Kohle, Gas, Heizöl und Diesel

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5.3.3 Variable Betriebskosten

Die Berechnung der variablen Kosten eines Kraftwerks nach Gleichung (5.2) umfasst neben den Brennstoffkosten noch die variablen Betriebskosten. Diese setzen sich nach Konstantin (2009) vorwiegend aus Kosten für die Instandhaltung zusammen. Außerdem fallen noch Kosten für Hilfs- und Betriebsstoffe (z.B. Kühlwasser, Schmiermittel) und für die Beseitigung von Rückständen des Kraftwerksbetriebes an. Die Höhe der variablen Betriebskosten ist abhängig vom betrachteten Kraftwerkstyp. Nach einer von Schneider (1998) zusammengetragenen Aufstellung besitzen Kohlekraftwerke die höchsten und Erdgaskraftwerke die niedrigsten spezifischen variablen Betriebskosten, bezogen auf die erzeugte Strommenge. In dieser Untersuchung werden die in Tabelle 5.6 dargestellten variablen Kosten nach Konstantin (2009) verwendet. Es gilt die Annahme, dass die variablen Betriebskosten während des betrachteten Zeitraums bis 2020 konstant bleiben.

Tabelle 5.6 - Variable Betriebskosten nach Kraftwerksart

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Umrechnung auf Basisjahr 2009 bei 2 % Inflation; **Nach (Dommermuth et al., 2010) liegen die VBK eines Dieselgenerators in der Größenordnung der VBK eines GT

Quelle: (Konstantin, 2009)

5.3.4 Anfahrtskosten

Das Anfahren eines Kraftwerks verursacht über die regulären Brennstoff- und Betriebskosten hinaus zusätzliche Anfahrtskosten. Nach Schulz et al. (2005) setzen sich die Anfahrtskosten aus zwei Komponenten zusammen, einem zusätzlichen Brennstoffbedarf zum einen und erhöhten Wartungs- und Verschleißkosten durch den Anfahrtsvorgang zum anderen. Der zusätzliche Brennstoffbedarf fällt dafür an, dass Kraftwerkskomponenten, wie zum Beispiel der Kessel, auf Betriebstemperatur aufgeheizt werden müssen. Der Mehrbedarf ist besonders hoch für Dampfturbinenkraftwerke, da hier der gesamte Dampfkreislauf aufgewärmt werden muss (Klobasa et al., 2009a). Der Brennstoffmehrbedarf ist dabei abhängig von dem Temperaturniveau auf welches das Kraftwerk nach dem letzten Betrieb abgekühlt ist. Maximal fallen die Kosten eines Kaltstartes an, der bei vollständiger Abkühlung einer Anlage auf Umgebungstemperatur notwendig wird. Die Anfahrtskosten und die jeweilige Abkühldauer der Kraftwerke sind in Tabelle 5.7 aufgeführt.

Tabelle 5.7 - Anfahrtskosten der thermischen Kraftwerke durch Brennstoffmehrbedarf und Verschleiß

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Eigene Annahmen; **Umrechnung auf Basisjahr 2009 mit 2 % Inflation

Es wird hier die vereinfachende Annahme getroffen, dass der Abkühlvorgang eines Kraftwerks linear verläuft und je nach Kraftwerkstyp die in Tabelle 5.7 genannte Anzahl von Stunden andauert. Zur Berechnung der Abkühldauer werden die Angaben von Rosen (2007) bezüglich eines Dampfturbinenkraftwerks genutzt und über das Verhältnis der Anfahrzeiten auf die anderen Kraftwerkstypen übertragen. Die Anfahrtskosten fallen nur dann in voller Höhe an, wenn das betreffende Kraftwerk so lange außer Betrieb war, dass es auf das Temperaturniveau des Kaltstartes abgekühlt ist. Mit der Annahme einer linearen Abkühlfunktion der Kraftwerke berechnen sich die Kosten eines Anfahrvorganges nach:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5.4 Kraftwerkseinsatzplanung

In der Kraftwerkseinsatzplanung wird zunächst die zu deckende Lastkurve um die exogen vorgegebene RES-E Einspeisung der Wind- und CSP Kraftwerke reduziert, wodurch sich die Residuallast ergibt. Die Residuallast wird im nächsten Schritt durch die Einspeisung der Wasserkraftwerke zum Teil geglättet und anschließend durch die thermischen Kraftwerke vollständig abgedeckt. Diese Vorgehensweise wird in den folgenden Abschnitten näher erläutert und zur Kalibrierung des Modells der Kraftwerkseinsatzplanung auf das Jahr 2009 angewandt.

5.4.1 RES-E Einspeisung

Bezüglich der Integration der RES-E Einspeisung wird von einer Vorrang-Einspeisung ausgegangen. Die Leistungsabgabe von Wind- und CSP Kraftwerken wird zu jedem Zeitpunkt in das Stromnetz aufgenommen, die Residuallast verbleibt zur Deckung durch die restlichen Kraftwerke. Die Residuallast in Stunde t berechnet sich nach:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Für den Fall, dass die RES-E Einspeisung die Stromnachfrage übersteigen sollte und die Residuallast negativ wird, wird der Überschuss als Export nach Spanien abgebildet. Dieser Fall tritt jedoch erst für Szenarien auf, in denen die installierte RES-E Leistung deutlich über den aktuellen Zielen liegt. Abbildung 5.6 stellt für 2020 den Verlauf der Lastkurve und die verbleibende Residuallast dar, die sich bei einer Installation von 2000 MW Windleistung bzw. 2000 MW CSP-Leistung ergibt. Für die Darstellung wurde die Woche ausgewählt, in der die maximale RES-E Einspeisung auftritt. Die Einspeisung durch die Windkraftanlagen reduziert die Last relativ gleichmäßig, wodurch die Residuallast ein ähnliches Lastprofil behält. Die Einspeisung der CSP Kraftwerke führt dagegen zu einer Residuallast mit deutlich verringerten Lastunterschieden zwischen Tag und Nacht. Da die Einspeisung stets tagsüber bis in die späten Abendstunden erfolgt, genau zu den Stunden mit hoher Stromnachfrage, kann die Spitzenlast, die durch den konventionellen Kraftwerkspark gedeckt werden muss, deutlich gesenkt werden. Dabei fällt auf, dass die für 2020 vorgesehene CSP Leistung von 2000 MW bereits zu einer solch starken Reduktion der Residuallast führt, dass die die für den thermischen Kraftwerkspark verbleibende Last tagsüber und in der Nacht auf ähnlichem Niveau liegt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.6 - Verlauf von Last, RES-E Einspeisung und Residuallast in der Woche mit der maximalen RES-E Einspeisung in 2020

Quelle: Eigene Berechnungen(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)(RedElec, 2011)

5.4.2 Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke

Die Erzeugung durch Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke wird für die Einsatzplanung als kostenlose Option betrachtet, für die keine variablen Kosten anfallen (vgl. Krämer, 2003).^[28] Der Einsatz wird so ausgerichtet, dass mit der verfügbaren Energiemenge möglichst teure Kraftwerke ersetzt werden und damit die Einsparung maximiert wird. Dies wird in den Stunden mit besonders hoher Residuallast erreicht, da die Kraftwerke nach der Merit Order eingesetzt werden, also in der Reihenfolge ihrer variablen Kosten. Umgekehrt erhöht der Betrieb der Pumpen die Last und macht den Einsatz zusätzlicher Kraftwerke erforderlich. Daher sollte der Pumpbetrieb in den Stunden mit besonders niedriger Last erfolgen. Diese Betriebsweise sorgt auch dafür, dass Lastschwankungen vermindert werden und ein gleichmäßigerer Betrieb der thermischen Kraftwerke ermöglicht wird.

Die Einsatzplanung der Pumpspeicherkraftwerke erfolgt über einen Horizont von einem Tag. Zunächst wird unter Berücksichtigung des Speicherwirkungsgrades die Pumparbeit eingeplant, die nötig ist, um die Wasserspeicher zu füllen. Anschließend wird die täglich verfügbare Energiemenge der Speicherkraftwerke und die gespeicherte Energie der Pumpspeicherkraftwerke verteilt. Dabei wird ein simultaner Betrieb von Turbinen und Pumpen ausgeschlossen. Eine weitere Bedingung besteht darin, dass die Erhöhung der Lastkurve durch den Pumpbetrieb nicht über das Niveau der durch die Wasserturbinen gesenkten Last steigt. Beide zuletzt genannten Betriebsweisen werden hier, aufgrund der Speicherverluste, als nicht kostenoptimierend angesehen.

In Abbildung 5.7 ist der Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke für die gleiche Woche der obigen Abbildung dargestellt, ebenfalls unter der Annahme von jeweils 2000 MW installierter Wind- und CSP-Leistung. Es ist zu erkennen, in welchem Maße die Speicher­und Pumpspeicherkraftwerke zur Glättung der Residuallast beitragen. Dies geschieht sowohl durch die Stromerzeugung während der Spitzenlastzeiten, als auch durch eine Erhöhung der Last durch den Pumpbetrieb während Zeiten mit einer geringen Residuallast. Dadurch wird zum einen der Betrieb teurer Spitzenlastkraftwerke reduziert und zum anderen eine ruhigere Betriebsweise des thermischen Kraftwerksparks erreicht, wodurch die Anfahrtskosten verringert werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.7 - Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke (SuP) bei einer installierten Wind- und CSP-Leistung von jeweils 2000 MW in der Woche mit der maximalen RES-E Einspeisung in 2020

Quelle: Eigene Berechnungen

5.4.3 Einsatz der thermischen Kraftwerke

Die verbleibende Last wird schließlich durch den Einsatz der thermischen Kraftwerke und die Importkapazitäten gedeckt. Ausgehend von der Merit Order, wird die verfügbare Leistung der Kraftwerke unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen aufsummiert, bis die Last in jeder Stunde vollständig gedeckt ist. Dazu werden sukzessive für jedes Kraftwerk und jede Stunde des Jahres die folgenden Schritte durchgeführt:

1. Es wird geprüft, ob die Last in der betrachteten Stunde bereits vollständig gedeckt ist. Ist die Last bereits gedeckt, so springt die Betrachtung zur nächsten Stunde. Ist die Last noch nicht gedeckt, so wird überprüft, ob das betreffende Kraftwerk bereits in Betrieb ist ➜ 2.
2. Ein Kraftwerk ist bereits in Betrieb, wenn es eine Leistungsabgabe in der vorherigen Stunde vorweist. Ist dies der Fall, so wird es mit der maximal möglichen Leistung eingesetzt, die zwischen Maximal- und Minimalleistung des Kraftwerks liegt und die verbleibende Last nicht überschreitet. Anschließend springt die Betrachtung zur nächsten Stunde. Ist das Kraftwerk noch nicht in Betrieb (keinerlei Leistungsabgabe während der vergangenen Stunde), so wird überprüft ob es angefahren werden kann ➜ 3.
3. Eine Anfahrt ist möglich, wenn Mindestbetriebs- und Mindeststillstandszeit des Kraftwerks erfüllt werden. Die Forderung nach der Mindestbetriebszeit ist erfüllt, wenn das Kraftwerk während der gesamten Anfahrzeit die verbleibende Last nicht überschreitet. Die Mindeststillstandszeit ist erfüllt, wenn das Kraftwerk die geforderte Anzahl von Stunden nicht mehr in Betrieb gewesen ist. Wird eines dieser Kriterien verletzt, so kann das Kraftwerk nicht anfahren und die Betrachtung springt zur nächsten Stunde. Ansonsten wird ein Anfahrtsvorgang gestartet ➜ 4.
4. Kraftwerke deren Anfahrzeit 0 h beträgt, werden mit der maximal möglichen Leistung eingesetzt, die zwischen Maximal- und Minimalleistung liegt, ohne die verbleibende Last zu überschreiten. Für alle anderen Kraftwerke ist ein Anfahrtsvorgang so definiert, dass das Kraftwerk innerhalb der Anfahrzeit seine Mindestleistung erreicht. Der Leistungszuwachs während der Anfahrt erfolgt linear.^[29] Die Leistung des Kraftwerks wird in diesem Schritt für die Anzahl der Stunden festgelegt, die der Anfahrtsvorgang dauert. Anschließend springt die Betrachtung zur nächsten Stunde

Abbildung 5.8 zeigt den Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks, zur besseren Darstellung in einem Szenario ohne jegliche RES-E Einspeisung. Aufgrund des hohen Lastniveaus und durch den Einsatz der Wasserspeicher bleiben die kohle- und ölbefeuerten Dampfturbinenkraftwerke und die GuD-Anlagen durchgehend in Betrieb. In den Stunden mit einer hohen Last wird mit maximaler Kapazität Strom importiert, während den Stunden mit einer niedrigen Last werden sie deutlich zurückgefahren. Die verbleibenden Lastspitzen, die durch den Einsatz der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke bereits zum Teil abgedeckt worden sind, werden durch Gasturbinen und bei besonders hohem Bedarf durch Dieselgeneratoren abgedeckt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.8 -Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks ohne installierte erneuerbare Kraftwerksleistung für die Woche mit der maximal auftretenden Last in 2020

Quelle: Eigene Berechnung

5.4.4 Modellkalibrierung für das Jahr 2009

Zur Kalibrierung wird die Einsatzplanung für das Jahr 2009 ausgeführt und die Ergebnisse anschließend mit den Angaben im Jahresbericht von ONE (2009) verglichen. Dazu werden die exogen vorgegebenen Energiemengen der Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke und die Erzeugung der Windkraftanlagen an die spezifischen Verhältnisse von 2009 angepasst, die im Fall der Speicherkraftwerke deutlich vom langjährigen Mittel abweichen.

Die Simulation des Kraftwerkseinsatzes vor der Kalibrierung weist eine Stromerzeugung der Kohlekraftwerke aus, die knapp 20 % über dem im Jahresbericht angegebenen Wert liegt (siehe Tabelle 5.8). Eine Betrachtung der einzelnen Kraftwerksblöcke zeigt, dass die Mehrerzeugung durch die Kraftwerke Mohammedia und Jerada zustande kommt, die im Modell aufgrund ihrer geringen variablen Kosten das ganze Jahr in Betrieb sind. Nach den Angaben im Jahresbericht werden die Kraftwerke jedoch deutlich seltener eingesetzt. Dies liegt im Fall von Jerada vermutlich am hohen Alter der Anlage, die bereits 1972 gebaut wurde und damit nach Hoster (1996) eine altersbedingt stark gestiegene Nichtverfügbarkeit aufweist. Im Fall Mohammedia lässt sich die Mehrerzeugung des Modells gegenüber den Angaben im Jahresbericht vermutlich mit dem großen Anteil von Heizöl zur Stromerzeugung erklären (CDM, 2008), der zu deutlich höheren variablen Kosten und damit vermutlich zu einer geringeren Nutzung führt. Zur Berücksichtigung dieser Effekte wird der Verfügbarkeitsgrad der beiden Kraftwerke soweit herabgesetzt bis die angegebene Erzeugungsmenge erreicht ist. Insgesamt liegen die Modellergebnisse in Tabelle 5.8 nach der Kalibrierung sehr nahe an den Werten des Jahresberichts 2009. Für eine vergleichende Bewertung der Systembetriebskosten bei unterschiedlichen Anteilen der Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke erscheint die Genauigkeit der Kraftwerkseinsatzplanung als hinreichend genau.

Tabelle 5.8 - Modellkalibrierung mit den Werten von 2009

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

*Summe der Importe aus Spanien abzüglich der Exporte

Quellen: Jahresbericht (ONE, 2009), Eigene Berechnungen

Die Abweichung der Stromerzeugung durch die Pumpspeicherkraftwerke wird im Modell dadurch hervorgerufen, dass die auf 2009 basierende Strommenge der Speicherkraftwerke so hoch ist, dass die Wasserspeicher nicht vollständig durch den Pumpbetrieb gefüllt werden können, ohne die Bedingung zu verletzten, dass Pumpen und Wasserturbinen nicht simultan in Betrieb sein dürfen. Da die verfügbare Wassermenge in 2009 ungewöhnlich hoch ist (2,5 TWh im Vergleich zu durchschnittlich 1,3 TWh), tritt die Verdrängung der Pumpspeicherkraftwerke durch die Speicherkraftwerke in den modellierten Szenarien nicht oder nur geringfügig auf und daher wird diesbezüglich keine Anpassung vorgenommen.

5.5 Versorgungssicherheit und Regelenergie

Aufgrund der begrenzten Speicherbarkeit von Elektrizität, muss das Angebot in einem Stromversorgungssystem stets der Nachfrage entsprechen. Ungleichheiten von Stromverbrauch und -erzeugung führen zu Schwankungen der Netzfrequenz und können zum Zusammenbruch des Versorgungssystems führen. Aufgrund der hohen Abhängigkeit gegenüber der Verfügbarkeit von Strom, werden entsprechende Vorsorgemaßnahmen ergriffen, die eine hohe Versorgungssicherheit gewährleisten sollen. Die Versorgungssicherheit besteht dabei zum einen aus der Forderung nach einem ausreichend großen und zum anderen nach einem ausreichend flexiblen Kraftwerkspark (Rosen, 2007):

Verfügbare Maximalleistung

Die erste Säule der Versorgungssicherheit verlangt, dass die Leistung der Kraftwerke mit einer hohen Wahrscheinlichkeit auch bei unerwarteten Kraftwerksausfällen dafür ausreicht, um die Jahreshöchstlast zu decken. Für ein Versorgungsgebiet bedeutet dies, dass die verfügbare Kraftwerksleistung stets etwas über der erwarteten Last liegt. Nach der UCTE (2009a) soll die Versorgungsicherheit mit einer Wahrscheinlichkeit von 99 % gegeben sein, wofür, abhängig von den Lastschwankungen in einem Land und der Häufigkeit von ungeplanten Kraftwerksausfällen, eine Leistungsreserve von 5 bis 10 % über der maximal erwarteten Last nötig ist. Es wird hier angenommen, dass die notwendige Leistungsreserve in Marokko im oberen Bereich dieses Spektrums liegt und mit 10 % angesetzt.

Wird für jede Stunde des Jahres, der maximale Wert der Lastkurve in 2020 ermittelt und dieser um die Leistungsreserve von 10 % erhöht, so ergibt sich der in Abbildung 5.9 dargestellte Tagesverlauf der Jahreshöchstlasten (schwarze, durchgezogene Linie). Die Versorgungssicherheit ist dann mit einer ausreichend hohen Wahrscheinlichkeit gegeben, wenn die verfügbare Kraftwerksleistung (KW-Leistung) in jedem Zeitpunkt mindestens dem Tagesverlauf der Jahreshöchstlasten entspricht oder darüber liegt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5.9 - Lastkurve der Jahreshöchstlasten im Vergleich zur verfügbaren konventionellen Kraftwerksleistung nach den marokkanischen Ausbauplänen für 2020

Quelle: Eigene Berechnungen

Bei der Betrachtung von Abbildung 5.9 wird deutlich, dass die Versorgungssicherheit in 2020 nicht allein durch die konventionellen Kraftwerke gewährleistet werden kann. Während der Stunden von 18 bis 22 Uhr kommt es im Jahresverlauf zu der Situation, dass die verfügbare Leistung der konventionellen Kraftwerke nicht ausreichend ist, um die Last unter Einhaltung der geforderten Reserve von 10 % zu decken. Während dieser Stunden fehlt eine zusätzliche Leistung von rund 450 MW. Unter der Annahme, dass die Ausbaupläne für Wind- und CSP Kraftwerke bis 2020 realisiert werden, stellt diese Situation jedoch keinen Engpass dar, da die gesicherte Leistung der CSP Kraftwerke durch die Zufeuerung, während der kritischen Stunden, als ausreichend angesehen werden kann.

Für die gesicherte Leistung der CSP Kraftwerke während der Stunden mit Zufeuerung, wird nach Schulz et al. (2005) der Wert konventioneller Kraftwerke von 93 % der installierten Leistung angenommen. In der gleichen Studie wird für die gesicherte Leistung der Windkraftanlagen ein Wert von 6 bis 9 % der installierten Windleistung genannt.^[30] Mit diesen Annahmen berechnet sich die gesicherte Leistung der RES-E Kraftwerke über:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Solange die gesicherte Leistung der RES-E Anlagen in den Stunden von 18 bis 22 Uhr über 450 MW liegt, können Szenarien mit unterschiedlicher RES-E Leistung berechnet werden, ohne dass zusätzliche Reservekraftwerke dargestellt werden müssen. Liegt die gesicherte Leistung der RES-E Kraftwerke darunter, wird die fehlende Reserve durch ein Gaskraftwerk dargestellt. Dabei werden Installationskosten von 416 €2009/kW, Fixkosten von 7,4 Mio. €2009/Jahr (Konstantin, 2009) und die gleichen Konditionen der Finanzierung wie bei der Berechnung der LCOE in Abschnitt 4.3 angenommen.

Regelbarkeit der Kraftwerke

Die zweite Säule der Versorgungssicherheit betrifft die nötige Flexibilität des Kraftwerksparks, um auf Schwankungen der Residuallast zu reagieren. Dazu muss eine gewisse Regelleistung verfügbar sein, die in drei Kategorien eingeteilt wird und sich hauptsächlich in der Aktivierungsdauer unterscheidet mit der sie zur Regelung beiträgt (UCTE, 2009b): Die Primär- und Sekundärregelleistung wird unmittelbar bei einer Abweichung der Netzfrequenz aktiviert. Der Unterschied liegt in der Geschwindigkeit mit der die volle Leistung verfügbar sein muss: Die Primärregelung ist innerhalb von 30 Sekunden mit der vollen Leistung verfügbar. Die vorgehaltene Leistung der Sekundärregelung muss dagegen erst nach 5 Minuten in vollem Umfang zur Verfügung stehen. Beide werden spätestens nach 15 Minuten durch die Tertiärregelung^[31] abgelöst. Für die Ermittlung der benötigten Sekundär- und Tertiärregelleistung in einem System ohne Windeinspeisung kann nach (UCTE, 2009b) folgende Funktion verwendet werden:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Bedarf an Primär- und Sekundärregelleistung ist nach Schulz et al. (2005) nur von der Lastkurve abhängig und wird nicht durch die Installation von WKA beeinflusst. Daher wird hier die vereinfachende Annahme getroffen, dass der gemeinsame Bedarf an Primär- und Sekundärregelleistung mit Gleichung (5.4) berechnet werden kann (Tabelle 5.9). Hinzu kommt der zusätzliche Bedarf an Tertiärregelleistung, der durch die stochastische Einspeisung der Windkraftanlagen hervorgerufen wird^[32] und der nach Klobasa et al. (2009a) von der Güte der Windprognose abhängt. Der Bedarf an zusätzlicher T ertiärregelleistung durch die WKA wird mit den Angaben von Klobasa (2007) ermittelt, der den zusätzlichen Regelleistungsbedarf bei zunehmender installierter Windleistung berechnet. (Tabelle 5.9) Dabei wird von einer mittleren Vorhersagegenauigkeit der Windeinspeisung ausgegangen.

Tabelle 5.9 - Leistungsvorhaltung abhängig von Lastniveau und installierter Windleistung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: *Nach UCTE-Formel (5.4); ** Nach Klobasa (2007); Eigene Berechnungen

Die Leistungsvorhaltung für die Primär- und Sekundärregelung ist ausschließlich von der Jahreshöchstlast abhängig und beträgt in 2020 rund 180 MW, unabhängig vom Ausbau der Windenergie. Die Leistungsvorhaltung erfolgt nach Konstantin (2009) durch große thermische Blöcke, die nicht mit der vollen Leistung ausgefahren werden und dadurch flexibel auf Laständerungen reagieren können. Die Vorhaltung wird im Modell durch die Absenkung der Verfügbarkeit der größten thermischen Blöcke gewährleistet.

Die Tertiärregelleistung wird im Modell durch Gasturbinen und Dieselgeneratoren abgedeckt, die binnen weniger Minuten angefahren werden können und daher als stehende Reserve geeignet sind (Strauß, 2009). Die verfügbare Leistung der Gaskraftwerke und Dieselgeneratoren liegt 2020 voraussichtlich bei 1250 MW und damit deutlich über dem in Tabelle 5.9 geforderten Wert von 418 MW. Selbst bei einem Ausbau der Windenergie auf das Doppelte der momentan geplanten 2000 MW Leistung, stehen immer noch genügend flexible Kraftwerke zur Verfügung, die bei Bedarf schnell angefahren oder abgeschaltet werden können. Dies gilt umso mehr, wenn die Erzeugungskapazitäten in Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken hinzugenommen werden, die in 2020 auf bis zu 2000 MW ausgebaut werden sollen und die ebenfalls über eine hohe Flexibilität verfügen. Die Vorhaltung muss im Modell nicht gesondert dargestellt werden, da die betreffenden Kraftwerke die teuersten sind und daher entweder nicht in Betrieb sind und damit auf Abruf bereit stehen oder im Fall einer sehr geringen Windeinspeisung angefahren werden, dann sind jedoch keine großen Abweichungen der Windeinspeisung nach unten mehr möglich. Umgekehrt wird der Bedarf nach negativer Regelleistung besonders hoch, wenn die Windeinspeisung in dem beschriebenen Fall in kurzer Zeit auf ein hohes Niveau ansteigt. In diesem Fall sind die Gasturbinen und Dieselgeneratoren vorher in Betrieb gewesen und können flexibel zur negativen Regelung beitragen.

6 Ergebnisse

In diesem Abschnitt werden die Ergebnisse der durchgeführten Modellberechnungen vorgestellt und diskutiert. Zunächst wird in Abschnitt 6.1 untersucht welche Veränderungen sich durch den geplanten Ausbau der Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke für den Stromerzeugungsmix in Marokko ergeben. In Abschnitt 6.2 wird anschließend aufgezeigt wie sich der Zubau der erneuerbaren Energien auf die Betriebsweise des konventionellen Kraftwerksparks auswirkt. Hierbei wird besonders betrachtet, welche konventionellen Kraftwerke durch den Ausbau RES-E Kapazitäten substituiert werden und wie sich die dadurch erreichten Einsparungen auf die jeweilige RES-E Technologie verteilen. Die erzielten Einsparungen im Betrieb des konventionellen Kraftwerksparks ergeben zusammen mit den Stromgestehungskosten wird in Abschnitt 6.3 der Einfluss zusätzlicher RES-E Kraftwerke auf die Systembetriebskosten dargestellt.

6.1 Auswirkungen des Ausbaus von Windkraftanlagen und CSP Kraftwerken auf den marokkanischen Erzeugungsmix

Zur Untersuchung der Auswirkungen eines Ausbaus der beiden betrachteten RES-E Technologien auf den marokkanischen Erzeugungsmix, wird das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung für den aktuellen Kraftwerkspark 2010 und für den in 2020 vorgesehenen Kraftwerkspark durchgeführt. Dabei werden explizit die Ergebnisse des Modells für 2010 verwendet und nicht die veröffentlichten Daten des marokkanischen Versorgers von 2009. Diese Vorgehensweise wird gewählt, da das Jahr 2009 eine ungewöhnlich hohe Verfügbarkeit der Wasserkraftwerke und ein geringes Windaufkommen aufweist und daher nicht geeignet erscheint, um die Auswirkungen einer veränderten Erzeugungsstruktur zu untersuchen. Das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung geht bei der Berechnung stets von einer durchschnittlichen Verfügbarkeit von Wasser, Wind und Solareinstrahlung aus und produziert daher besser vergleichbare Ergebnisse. Weiterhin berücksichtigt die Kraftwerkseinsatzplanung bereits Neubauprojekte, die in 2010 in Betrieb gegangen sind und ermöglicht daher einen aktuellere Betrachtung.

Aufgrund der stark steigenden Nachfrage nach elektrischem Strom in Marokko, die sich gemessen sowohl an der Jahresstrommenge als auch an der Jahreshöchstlast bis 2020 ungefähr verdoppeln wird [[MEdring 2010], ist ein erheblicher Ausbau der Kraftwerkskapazitäten geplant. Neben dem Ausbau der Wind- und Solarkraftwerke, sind vor allem neue Kohlekraftwerke und GuD-Anlagen vorgesehen, deren Kapazitäten sich jeweils verdoppeln sollen (Abbildung 6.1).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.1 -Installierte Kraftwerksnennleistung nach Kraftwerkstyp im jeweiligen Referenzkraftwerkspark 2010 (linker Balken) und 2020 (rechter Balken)

DT: Dampfturbinenkraftwerk; GuD: Gas- und Dampfturbinenkraftwerk;

GT: Gasturbinenkraftwerk; HFO: Heizölfeuerung

Quelle: Ausbau der konventionellen Kraftwerke: [[ONE NPP]; Wasser-, Wind und CSP Kraftwerke [[Benkhadra]

Der modellierte Kraftwerkseinsatz für den Kraftwerkspark 2010 ist in Abbildung 6.2 exemplarisch für den Zeitraum einer Woche abgebildet.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.2 - Kraftwerkseinsatz des Kraftwerksparks in 2010 bei 286 MW installierter Windleistung für die Woche mit der auftretenden Jahreshöchstlast

Quelle: Eigene Berechnungen

Die Kohle- und GuD-Kraftwerke sind aufgrund ihrer geringen variablen Kosten und der daraus resultierenden vorderen Position in der Merit Order durchgängig in Betrieb. Ein Teil der ölbefeuerten Dampfturbinen liegt bezüglich der variablen Kosten unter den Importen und wird ebenfalls durchgängig betrieben. Die Speicherbecken der Pumpspeicherkraftwerke werden nachts gefüllt und tagsüber während der Spitzenlastzeiten zur Erzeugung genutzt. Der Pumpbetrieb in den Nachtstunden führt zum Teil dazu, dass ein Herunterfahren von Kraftwerkskapazitäten verhindert wird. Die Stromimporte aus Spanien werden beim Ansteigen der Lastkurve tagsüber hochgefahren und abhängig vom Lastniveau in der Nacht heruntergefahren. Während der Spitzenlastzeiten tagsüber werden zusätzlich noch Gasturbinen und Wasserkraftwerke zur Lastdeckung benötigt, die im letzteren Fall insbesondere während der ausgeprägten Abendspitze eingesetzt werden. Die Dieselgeneratoren werden lediglich bei großen Schwankungen der Last eingesetzt oder bei einer sehr niedrigen verbleibenden Last, die nicht durch größere Kraftwerksblöcke abgedeckt werden kann.

Unter der Annahme, dass die Planungen der marokkanischen Regierung bezüglich des Ausbaus der RES-E Kraftwerke und der zusätzlichen konventionellen Kraftwerke realisiert werden, ergibt sich der in Abbildung 6.3 dargestellte Kraftwerkseinsatz. Es ist zu erkennen, dass die Einspeisung der RES-E Kraftwerke zu einer Residuallast führt, die stark von der ursprünglichen Last abweicht. Die Lastunterschiede zwischen Tag und Nacht sind vor allem durch die Einspeisung der CSP Kraftwerke während der Spitzenlastzeiten deutlich kleiner, wodurch maßgeblich der Einsatz von Gasturbinen und die importierte Strommenge gegenüber 2010 reduziert werden. Die Höhe der für die konventionellen Kraftwerke verbleibenden Residuallast liegt deutlich unter dem Niveau der ursprünglichen Lastkurve, was dazu führt, dass GuD Kraftwerke und vereinzelt auch Kohlekraftwerke heruntergefahren werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.3 - Oben: Kraftwerkseinsatz des gesamten Kraftwerksparks in 2020 bei jeweils 2000 MW installierter Wind- und CSP Leistung; Unten: Kraftwerkseinsatz des konventionellen Kraftwerksparks in 2020 nach Einspeisung der RES-E durch 2000 MW installierte Wind- und CSP Leistung. Jeweils für die Woche mit der auftretenden Jahreshöchstlast.

Quelle: Eigene Berechnungen

In der unteren Grafik von Abbildung 6.3 ist zu sehen, dass eine Leistung der CSP Kraftwerke von 2000 MW im Jahr 2020 tagsüber bereits zu einer so weitgehenden Absenkung der Lastkurve führt, dass die verbleibende Residuallast nur noch geringe Unterschiede zwischen Tag und Nacht aufweist. Die Lastunterschiede der Residuallast sind soweit reduziert, dass der Einsatz der Pumpen nicht mehr nur in der Nacht, sondern auch tagsüber stattfindet. Die betrachtete Woche liegt allerdings im August und weist daher eine deutliche höhere CSP Einspeisung auf, als während der Wintermonate, in denen die Glättung der Residuallast noch nicht so weit fortgeschritten ist.

Die Durchführung des Modells der Kraftwerkseinsatzplanung für die beiden Szenarien 2010 und 2020 liefert die jeweiligen Jahresstrommengen, die durch die verschiedenen Kraftwerkstypen erzeugt werden. Die Betrachtung der Jahresstrommengen zeigt für beide Szenarien 2010 und 2020 eine mehrheitliche Erzeugung durch Kohlekraftwerke und GuD- Anlagen, mit einem gemeinsamen Anteil von jeweils rund 65 % bzw. 60 % (Abbildung 6.5).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.4 - Marokkanischer Stromerzeugungsmix in 2010 mit 286 MW installierter Windleistung und 2020 mit jeweils 2000 MW installierter Wind-und CSP Leistung

Quelle: Eigene Berechnungen

Während die erzeugte Strommenge der Kohlekraftwerke in 2020 nahezu proportional zur installierten Leistung steigt, bleibt die erzeugte Strommenge der GuD-Kraftwerke trotz einer Verdoppelung der Kapazitäten nahezu konstant. Dies lässt sich auf die abnehmende Auslastung der GuD-Anlagen zurückführen, die zwar auch in 2020 häufig mit maximaler Leistung zur Lastdeckung beitragen, dafür zu Zeiten einer hohen RES-E Einspeisung jedoch auch oft heruntergefahren werden. Die Auslastung GuD-Anlagen verringert sich dadurch von 8677 Volllaststunden in 2010 auf 4174 Volllaststunden^[33] in 2020. Die Auslastung der Kohlekraftwerke sinkt dagegen nur geringfügig von 8718 auf 8400 Volllaststunden. Die importierte Strommenge in geht stark zurück, die Auslastung der Importkapazitäten sinkt von 4275 auf 503 Volllaststunden.

Insgesamt entfallen in 2010 auf fossile Kraftwerke zusammen mit den importierten Strommengen aus Spanien knapp 90 % der Stromerzeugung, die verbleibenden 10 % werden durch Wasser- und Windkraftwerke erzeugt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien führt in 2020 zu einem Anteil von jeweils 16 % an der gesamten Stromerzeugung, der durch Wind- und CSP-Kraftwerke bereitgestellt wird. Zusammen mit den Wasserkraftwerken (exklusive der Pumpspeicherkraftwerke) wird in 2020 über ein Drittel der Jahresstrommenge mithilfe erneuerbarer Energiequellen erzeugt. Der aggregierte Anteil der Stromerzeugung mithilfe importierter fossiler Brennstoffe und der Stromimporte sinkt deutlich auf rund 65 %. Eine Verringerung der Abhängigkeit gegenüber von Energieimporten ist erklärtes Ziel der marokkanischen Führung [[Benkhadra], und daher ein gewichtiges Argument für den Ausbau der RES-E Kapazitäten in Marokko.

Die Berechnung des Kraftwerkseinsatzes in 2020 hängt maßgeblich von den Annahmen der Modelle ab, die in den Kapiteln 0 und 5 ausführlich erläutert werden. Trotz einer intensiven Recherche und dazu ergänzenden Annahmen, die möglichst plausibel gewählt wurden, besteht eine gewisse Unsicherheit über die gewählten Parameter. Dies gilt insbesondere für die Bewertung der Stromimporte aus Spanien, die im Modell mit einem Preis von 162 €/MWh bewertet werden und an entsprechender Stelle in die Merit-Order einsortiert werden. Der Preis wurde so gewählt, dass die in 2010 beobachtete Importstruktur möglichst gut abgebildet wird (vgl. Abschnitt 5.2.3). Da die auf Basis der spanischen Börsenpreise und den Gebühren zur Leistungsübertragung nach Marokko recherchierten Kosten der Stromimporte mit 65 €/MWh deutlich darunter liegen, wird die Robustheit der folgenden Ergebnisse auf eine solchen Veränderung der Importpreise hin untersucht. Für den oben ermittelten Erzeugungsmix in 2020 führt eine Variation der Importpreise auf 65 €/MWh zu keiner wesentlichen Änderung. In diesem Fall liegen die Importe in der Merit Order zwar vor den ölbetriebenen Dampfturbinen, die dann zu großen Teilen durch die Importe ersetzt werden, die insgesamt importierte Strommenge steigt dadurch jedoch nur geringfügig an.

6.2 Substitution konventioneller Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke

Die Stromerzeugung durch Wind- und CSP-Kraftwerke senkt die Residuallast, die zur Deckung für die konventionellen Kraftwerke verbleibt. Eine niedrige Residuallast führt dazu, dass ein Teil des konventionellen Kraftwerksparks nicht betrieben wird, wodurch die variablen Kosten der Kraftwerke eingespart werden. Welche Kraftwerke substituiert werden und damit die Höhe der eingesparten variablen Kosten, hängt davon ab, wann und in welcher Höhe die RES-E Einspeisung erfolgt. Um zu ermitteln welchen Einfluss zusätzliche RES-E Kapazitäten auf die Betriebsweise des konventionellen Kraftwerksparks haben, wird die Kraftwerkseinsatzplanung für das zu untersuchende Szenario mit zusätzlicher RES-E Kapazität durchgeführt und mit dem Referenzszenario verglichen [[vgl. Lux 1999, Sontow 2000, Klobasa Sensfuß Ragwitz 2009, Klobasa 2007, Rosen2007 u.a.]. Wird nur eine Technologie betrachtet, so ergibt sich die Zuordnung der substituierten konventionellen Erzeugung direkt aus den veränderten Erzeugungsmengen gegenüber dem Referenzszenario. Wird jedoch der simultane Ausbau von Wind- und CSP Kraftwerken betrachtet, so muss ermittelt werden, wie sich die insgesamt substituierten Energiemengen auf die Technologien verteilen.

Die gewählte Vorgehensweise, um die substituierten Erzeugungsmengen zuzuordnen, richtet sich nach [[Klobasa Sensfuß Ragwitz 2009] und benötigt die Berechnung von drei Szenarien: Zuerst werden die ersetzten Energiemengen für das Szenario des gemeinsamen Ausbaus von Wind- und CSP Kraftwerken berechnet. Anschließend wird die Substitution jeweils in einem Szenario mit ausschließlich einer der beiden Technologien berechnet, wodurch eine Zuordnung der Substitution auf die konventionellen Kraftwerke möglich wird. Die Summe der ersetzten Energiemengen dieser Szenarien entspricht jedoch nicht dem gemeinsamen Szenario, da jeweils die Substitution bei Vorrangeinspeisung betrachtet wird. Tatsächlich kann davon ausgegangen werden, dass die Einspeisung beider Technologien gleichberechtigt erfolgt und keine feste Reihenfolge existiert. Die substituierten Erzeugungsmengen durch die Wind- bzw. CSP Kraftwerke werden daher über die Mittelwerte der beiden Szenarios mit jeweiliger Vorrangeinspeisung berechnet.

Substitution durch zusätzliche RES-E Kapazitäten im Kraftwerkspark 2010

Zunächst wird die Substitution konventioneller Stromerzeugung durch zusätzliche Wind- und CSP Kraftwerke anhand des marokkanischen Kraftwerksparks in 2010 analysiert. Dieser verfügt über keinerlei CSP Kapazitäten und nur geringfügige Kapazitäten in Windkraftanlagen von 286 MW und ist daher geeignet um die Substitution der konventionellen Kraftwerke durch eine anfängliche Integration der RES-E Kapazitäten zu untersuchen. Analog zu [[Lux 1999, Sontow 2000, Klobasa 2007] wird der konventionelle Kraftwerkspark als gegeben angenommen und nicht auf den fiktiven Ausbau der Wind- und CSP Kraftwerke angepasst. Untersucht werden zwei Szenarien mit 100 bzw. 500 MW zusätzlicher Leistung jeweils beider betrachteten RES-E Technologien.

Die Zusammensetzung der substituierten Stromerzeugung durch die RES-Einspeisung, hängt vom jeweiligen Einspeiseprofil ab. CSP Kraftwerke, die zumeist tagsüber und mithilfe des Speichers und der Zufeuerung auch während der Spitzenlastzeiten am Abend ihre Leistung abgeben, ersetzen zum größten Teil die Erzeugung durch Gasturbinen und Stromimporte. Wird der Kraftwerkspark in 2010 um 100 MW Windleistung und ein CSP Kraftwerk mit ebenfalls 100 MW Leistung erweitert, so ersetzt die Einspeisung des CSP Kraftwerks, zu 85 % die relativ teure Erzeugung durch Dieselgeneratoren, Gasturbinen und die Importe (Abbildung 6.5).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.5 - Substitution der Stromerzeugung konventioneller Kraftwerke durch Wind- bzw. CSP Kraftwerke bei einem simultanen Ausbau von jeweils 100 bzw. 500 MW, ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2010

Quelle: Eigene Berechnungen

Bei einem Zubau der RES-E Kapazitäten von 500 MW, liegt dieser Anteil für die CSP Kraftwerke bei 65 %. Würden ausschließlich CSP Kraftwerke zugebaut werden, läge dieser Anteil noch höher, da die Verdrängung der Spitzenlastkraftwerke am Tage nicht mit der Windeinspeisung geteilt würde. Für die Windkraftanlagen liegt der Anteil der ersetzten Kraftwerke, die weiter unten in der Merit Order stehen, deutlich höher, da die Leistungsabgabe der Windkraftwerke gleichmäßiger über die 24 Stunden eines Tages verteilt ist und auch nachts stattfindet. Bei einem Zubau der RES-E Kapazitäten um 100 MW liegt der Anteil an ersetzten Dampfturbinenkraftwerken und GuD-Anlagen für die Windkraftanlagen bei 35 %, gegenüber 15 % bei den CSP Kraftwerken. Diese Anteile steigen bei einem Zubau um 500 MW auf 56 % bzw. 35 %. Der Ausbau beider RES-E Technologien hat dabei nur einen geringen Einfluss auf die Erzeugung der Kohlekraftwerke. Diese können in Marokko als Grundlastkraftwerke betrachtet werden und werden nur durch eine starke Absenkung der Residuallast beeinflusst (vgl. Abbildung 6.2).

Die berechnete Substitution konventioneller Kraftwerke durch Wind- und CSP Kraftwerke in Marokko entspricht in der Struktur der von [[Klobasa Sensfuß Ragwitz 2009] durchgeführten Untersuchung des deutschen Kraftwerksparks: Die Erzeugung der Grundlast liefernden Braunkohlekraftwerke wird durch die Erzeugung in Windkraftanlagen kaum und durch Solarkraftwerke (in diesem Fall Photovoltaikanlagen) gar nicht ersetzt. Die Windkraftanlagen ersetzen zum größten Teil Kohlekraftwerke, die in Deutschland als Mittellastkraftwerke eingesetzt werden und die Photovoltaik ersetzt neben den Mittellastkraftwerken hauptsächlich Gaskraftwerke [[Klobasa Sensfuß Ragwitz 2009].

Die Substitution der Erzeugung in den konventionellen Kraftwerken durch die RES-E Einspeisung führt zu einer Reduktion der variablen Kosten. Aufgrund der Leistungsabgabe der CSP Kraftwerke zu Zeiten einer hohen Nachfrage und der resultierenden Verdrängung relativ teurer Kraftwerke, die nur zu den Spitzenlastzeiten eingesetzt werden, führt die Einspeisung durch die CSP Kraftwerke zu höheren spezifischen Einsparungen pro eingespeister Strommenge als die der Windkraftwerke (Abbildung 6.6).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.6 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einem Zubau der Wind- bzw. CSP Kapazitäten um jeweils 100 bzw. 500 MW ausgehend von dem Referenzkraftwerkspark 2010

Quelle: Eigene Berechnungen

Da der Anteil der teureren Kraftwerke, die ersetzt werden, mit steigendem Ausbau der RES­E Kraftwerke abnimmt, wird auch der Wert der eingesparten konventionellen Erzeugung geringer. Bei einem Ausbau der RES-E Kapazitäten auf jeweils 500 MW werden im Mittel durch jede eingespeiste Megawattstunde der CSP Kraftwerke 151 Euro an variablen Kosten des konventionellen Kraftwerksparks eingespart. Der Einsparungen der Windkraftanlagen liegen durch den höheren Anteil an substituierten günstigeren Kraftwerken etwas darunter. Dieses Verhältnis dreht sich jedoch um, wenn die Stromgestehungskosten der RES-E Erzeugung mit einbezogen werden. Aufgrund der deutlich höheren Stromgestehungskosten der CSP Kraftwerke (vgl. Abschnitt 4.3), liegt die Ersparnis unter Berücksichtigung der LCOE in beiden Ausbauszenarien unter der durch Windkraftanlagen erzielten Ersparnis.

Es bleibt hervorzuheben, dass die variablen Kosten der Kraftwerke, die durch die RES-E Einspeisung ersetzt werden, bei beiden RES-E Technologien über den jeweiligen Stromgestehungskosten liegen. Dadurch führt der Ausbau der Wind- und CSP Kraftwerke in Marokko, ausgehend von dem Referenzkraftwerkspark 2010, insgesamt zu einer Senkung der Kosten für die Elektrizitätserzeugung. Einfluss Importpreise

Referenzkraftwerkspark 2020

Nach der Betrachtung der anfänglichen RES-E Integration ausgehend vom Kraftwerkspark 2010, wird nun die die Situation in 2020 untersucht. Der Referenzkraftwerkspark in 2020 basiert auf den marokkanischen Ausbauplänen, die neben einer Reihe von konventionellen Kraftwerksprojekten den Ausbau der Wind- und CSP Kapazitäten auf jeweils 2000 MW vorsehen (vgl. Abschnitt 5.2). Dieses Referenzszenario wird mit Szenarien verglichen, in denen der Ausbau der RES-E Kapazitäten jeweils zum einen 500 MW unter und zum anderen 500 MW über den aktuellen Ausbauplänen liegt.

Zunächst wird der Fall betrachtet, dass der Ausbau der installierten Wind- und CSP Kraftwerke jeweils um 500 MW hinter den Planungen für 2020 zurückbleibt und die Substitution bei einem Zubau der RES-E Kapazitäten auf jeweils 2000 MW berechnet. Während in dem Kraftwerkspark 2010 mit einem niedrigen RES-E Anteil durch einen Zubau hauptsächlich relativ teure Spitzenlastkraftwerke verdrängt werden, liegt dieser Anteil bei dem betrachteten Szenario deutlich darunter. Die zusätzliche RES-E Leistung beider Technologien von jeweils 500 MW ersetzt zu circa 80 % Erzeugung in GuD-Anlagen und Kohlekraftwerken (Abbildung 6.7).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.7 - Substitution der konventionellen Stromerzeugung durch Wind- und CSP Kraftwerke bei einem simultanen Ausbau um jeweils 500 MW, ausgehend von einem Niveau von jeweils 1500 MW (Säulen 1 und 3) bzw. 2000 MW (Säulen 2 und 4)

Quelle: Eigene Berechnungen

Es fällt auf, dass die substituierte Erzeugung für beide Technologien sehr ähnlich ist. Durch den relativ hohen Anteil der CSP Kraftwerke, liegt die Residuallast tagsüber bereits auf einem ähnlichen Niveau wie in der Nacht (vgl. Abbildung 6.3), was dazu führt, dass eine zusätzliche Erzeugung selbst tagsüber nur noch marginal Spitzenlastkraftwerke und hauptsächlich GuD-Anlagen und Kohlekraftwerke ersetzt. Wird der Fall betrachtet, dass der Ausbau der RES-E Kapazitäten bis 2020 auf jeweils 2500 MW stattfindet und die Pläne der marokkanischen Regierung damit um jeweils 500 MW übertroffen werden, so ersetzt die zusätzliche RES-E Einspeisung fast ausschließlich die Erzeugung in GuD-Anlagen und Kohlekraftwerken. Der Anteil von Kohlekraftwerken an der substituierten Erzeugung liegt für zusätzliche CSP Kraftwerke sogar über dem Anteil für zusätzliche Windkraftanlagen, da die Residuallast tagsüber bereits sehr weit abgesenkt ist.

Der zunehmende Anteil relativ günstiger konventioneller Erzeugung an der Substitution bei einem steigenden Anteil der RES-E Kapazitäten führt zu geringeren Einsparungen die durch die RES-E Einspeisung erzielt werden. Während die Einsparungen durch zusätzliche RES-E Kapazitäten im zuerst betrachteten Kraftwerkspark 2010 die zusätzlichen Stromgestehungskosten der RES-E Erzeugung mehr als aufwiegen, kehrt sich diese Beziehung bei einem Ausbau auf einem bereits hohen Niveau um (Abbildung 6.8).

In dem Szenario, in dem die RES-E Kapazitäten bei jeweils 1500 MW liegen und um jeweils 500 MW auf 2000 MW ausgebaut werden, führt der Zubau bei beiden Technologien zu Einsparungen pro eingespeister Strommenge von rund 70 €/MWh. Die Einsparungen durch die zusätzliche CSP Erzeugung liegen noch leicht über denen der Windkraftanlagen. Werden die Stromgestehungskosten der RES-E Erzeugung mit in Betracht gezogen, so ergibt sich für die Einspeisung der Windkraftanlagen eine Einsparung von 22 €/MWh, während die zusätzliche CSP Einspeisung zu Einsparungen von -49 €/MWh führen. Insgesamt überwiegen also bei einem Zubau der CSP Leistung von 1500 auf 2000 MW die anfallenden Stromgestehungskosten die Einsparungen im konventionellen Kraftwerkspark (Abbildung 6.8).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.8 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einer Variation der Wind- bzw. CSP Kapazität von jeweils 500 MW ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2020

Quelle: Eigene Berechnungen

Wird im zweiten Szenario die Leistung der Windkraftanlagen und der CSP Kraftwerke, ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2020, auf jeweils 2500 MW ausgebaut, so sinken die Einsparungen durch die zusätzliche Substitution konventioneller Erzeugung auf 47 bzw. 46 €/MWh. Die geringere Einsparung gegenüber dem vorher betrachteten Szenario, wird durch den steigenden Anteil von substituierten Kohlekraftwerken erklärt, der für die CSP Kraftwerke noch höher liegt als für die Windkraftanlagen und dazu führt, dass die Einsparungen durch zusätzliche CSP Kraftwerke unter denen zusätzlicher Windkraftanlagen liegt. Unter Berücksichtigung der Stromgestehungskosten für die RES-E Erzeugung, heben sich im Fall der Windkraftanlagen die Ersparnisse und zusätzlichen Kosten gegenseitig auf. Da die Stromgestehungskosten der CSP Kraftwerke deutlich höher liegen, summieren sich die Ersparnisse durch zusätzliche CSP Kraftwerke auf -50 €/MWh.^[34]

Im Referenzkraftwerkspark 2020 führt der Ausbau der RES-E Kapazitäten zu einer Substitution der konventionellen Stromerzeugung, mit einer deutlich anderen Struktur gegenüber dem vorher untersuchten Kraftwerkspark 2010.

Sensitivität gegenüber veränderten Importpreisen

Die Berechnung der erzielten Ersparnisse durch die zusätzliche RES-E Einspeisung hängt maßgeblich davon ab wie die substituierte Stromerzeugung bewertet wird. Aufgrund der oben beschriebenen Unsicherheit über die Importpreise wird die Berechnung der jeweils substituierten Importe mit einen Preis von 65 €/MWh erneut ausgeführt. Da die Importe für die Substitution im Kraftwerkspark 2020 nur einen geringen Anteil ausmachen, wird dies nur für den Kraftwerkspark 2020 durchgeführt (Abbildung 6.9).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.9 - Eingesparte variable Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei einer Variation der Wind- bzw. CSP Kapazität von jeweils 500 MW ausgehend vom Referenzkraftwerkspark 2020 und einer variierten Bewertung der Stromimporte

Quelle: Eigene Berechnungen

Die gestrichelten Säulen repräsentieren, die eingesparten variablen Kosten des konventionellen Kraftwerksparks bei der reduzierten Bewertung der importierten Strommengen. Da die Stromimporte für beide Erzeugungsarten einen großen Anteil der substituierten Strommengen ausmachen (vgl. Abbildung 6.5), wirkt sich eine verminderte Bewertung der Substitution auf beide Erzeugungsarten stark aus. Durch die Windkraftanlagen werden auch bei der verminderten Bewertung mehr Einsparungen erzielt, als Stromgestehungskosten für die Anlagen auftreten. Für die CSP Anlagen gilt dies nicht mehr, da die verminderte Bewertung der Stromimporte zur Folge hat, dass die hohen Stromgestehungskosten der CSP Kraftwerke überwiegen. Es fällt außerdem auf, dass der Wert der Einspeisung durch die Wind- und CSP Kraftwerke, festgemacht an den Einsparungen im konventionellen Kraftwerkspark, durch diesen Schritt nahezu auf gleichem Niveau liegen.

6.3 Auswirkungen des Ausbaus der Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke auf die Systembetriebskosten

Die Ergebnisse des vorangehenden Abschnitts machen deutlich, dass sich der Ausbau von Wind- und CSP Kraftwerken in Marokko, abhängig von der betrachteten Technologie und dem jeweiligen Ausbaustatus, unterschiedlich auf die Systembetriebskosten auswirken.

Unter Systembetriebskosten wird hier die Summe der in einem Jahr anfallenden variablen Kosten des konventionellen Kraftwerksparks und die für die Erzeugung während eines Jahres anfallenden Stromgestehungskosten der RES-E Anlagen nach Abschnitt 4.3 verstanden. Fixe Kosten werden nur für Anlagen berücksichtigt, die über die Kapazitäten des Referenzkraftwerksparks hinaus errichtet werden. Die Systembetriebskosten dienen in dieser Untersuchung als zentrale Kenngröße um den monetären Einfluss der RES-E Integration zu messen. Dem liegt eine volkswirtschaftliche Betrachtungsweise zugrunde, die sich auf das Land Marokko bezieht und damit Steuern, Subventionen und andere Förderinstrumente nicht berücksichtigt [[Kaltschmitt Fischedick 1995]. Die Systembetriebskosten stellen nicht die gesamten Kosten der marokkanischen Elektrizitätsversorgung dar, sind daher als absoluter Wert nicht uneingeschränkt aussagekräftig. Veränderungen der Kosten des marokkanischen Elektrizitätssystems, durch eine Variation der installierten RES-E Leistung, fließen jedoch unter den getroffenen Vereinfachungen vollständig in die Systembetriebskosten ein. Daher werden die berechneten Veränderungen der Systembetriebskosten als ausreichend genau angesehen, um eine Kosten-Nutzen-Abwägung der Integration von Wind- und CSP Kraftwerken in Marokko durchzuführen.

Der Einfluss eines variierten RES-E Ausbaus wird für den aktuellen Kraftwerkpark 2010 und den für 2020 vorgesehenen Kraftwerkspark untersucht. Der zugrunde liegende konventionelle Kraftwerkspark wird auch hierbei als gegeben angenommen und nicht auf die veränderten RES-E Anteile angepasst [[vgl. Lux 1999, Sontow 2000, Klobasa 2007]. Dies erscheint als geeignete Vorgehensweise um begrenzte Abweichungen von den bisherigen RES-E Ausbauplänen zu bewerten, zumal die betrachteten Szenarien stets die Kriterien der Versorgungssicherheit erfüllen und damit als realistische Alternativen betrachtet werden können.

Referenzkraftwerkspark 2010

Ausgehend vom Kraftwerkspark 2010 wird der Anteil der Wind- bzw. CSP Kapazitäten schrittweise erhöht und die resultierenden Systembetriebskosten berechnet. Dabei werden die Technologien zunächst isoliert betrachtet und es ergibt sich die in Abbildung 6.10 dargestellte Abhängigkeit der Systembetriebskosten von der installierten Leistung der jeweils betrachteten RES-E Technologie.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.10 - Einfluss der installierten RES-E Leistung auf die Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei konstant gehaltenem Anteil der jeweils anderen RES-E Technologie auf dem Niveau des Referenzkraftwerksparks 2010

Quelle: Eigene Berechnungen

Wie bereits im vorangegangenen Abschnitt festgestellt, führt ein Ausbau beider betrachteter RES-E Technologien im Kraftwerkspark 2010 zu einer Senkung der Systembetriebskosten. Durch den Ausbau der installierten Windleistung von den 286 MW in 2010 auf 1000 MW, können die Systembetriebskosten um mehr als 15 % gesenkt werden. Wird der Anteil der Windleistung konstant auf dem in 2010 bestehenden Wert von 286 MW gehalten und die Leistung der CSP Kraftwerke schrittweise erhöht, so führt dies bis zu einer Leistung von 700 MW ebenfalls zu einer Senkung der Systembetriebskosten bis auf ein Niveau von etwas über 90 % der Systembetriebskosten des Referenzkraftwerksparks von 2010.

Wird die Leistungsvariation in Schritten von 50 MW für alle Kombinationen der installierten Wind- und CSP Leistung zwischen dem Niveau von 2010 und einer Obergrenze von 1000 MW jeweiliger Leistung durchgeführt, so ergibt sich Abbildung 6.11.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.11 - Senkung der Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei verschiedenen Kombinationen bezüglich des Ausbaus der Wind- und CSP Kraftwerke

Quelle: Eigene Berechnungen

Es ist zu erkennen, dass zusätzliche Windkraftanlagen im betrachteten Bereich stets zu einer Senkung der Systembetriebskosten führen. Die Einsparungen pro zusätzlicher Leistung werden jedoch analog zu den vorangegangenen Ergebnissen mit steigenden RES­E Anteilen kleiner. Die erreichbaren Kostensenkungen durch die CSP Kraftwerke haben dagegen ein Minimum, das abhängig von der installierten Windleistung zwischen 400 und 800 MW liegt. Gegeben dem konventionellen kraftwerkspark in 2010, liegt die kostenoptimale Kombination der RES-E Leistung bei 1000 MW Windleistung und 450 MW CSP Leistung. Gegenüber den Systembetriebskosten des Referenzkraftwerksparks 2010 können dadurch Einsparungen der Systembetriebskosten von nahezu 20 % erreicht werden, was 330 Millionen Euro entspricht.

Referenzkraftwerkspark 2020

Die Variation der RES-E Kapazitäten für den geplanten Referenzkraftwerkspark 2020 mit jeweils 2000 MW installierter Wind- und CSP Leistung, wird ebenfalls zunächst isoliert für die beiden betrachteten RES-E Technologien betrachtet. Dazu wird die Leistung der CSP Kraftwerke konstant auf den vorgesehenen 2000 MW gehalten und die resultierenden Systembetriebskosten für eine Abweichung der Windleistung von maximal 1000 MW in positiver und negativer Richtung berechnet. Anschließend wird das Vorgehen für die CSP Kraftwerke wiederholt (Abbildung 6.12).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.12 - Einfluss auf die Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2020 durch die Variation der installierten Windleistung (links) bzw. der installierten CSP Leistung (rechts), bei konstant gehaltener Leistung der jeweils anderen RES-E Technologie auf den für 2020 geplanten 2000 MW.

Quelle: Eigene Berechnungen

Für den Referenzkraftwerkspark in 2020 ergibt sich ein deutlich anderes Ergebnis gegenüber der Situation in 2010. Der Bau zusätzlicher Windkraftanlagen über die derzeitigen Ausbaupläne hinaus, wirkt sich nur geringfügig auf die resultierenden Systembetriebskosten aus. Die Mehrkosten für die Integration der Windanlagen werden also vollständig durch die Einsparungen im konventionellen Kraftwerkspark aufgehoben. Werden weniger Windkraftanlagen installiert, so wirkt sich dies in geringem Maße steigernd auf die Systembetriebskosten aus. Zusätzliche CSP Kraftwerke über die geplanten 2000 MW hinaus, führen zu steigenden Systembetriebskosten. Umgekehrt liegen die Systembetriebskosten bei einem verringerten Ausbau der CSP Kapazitäten unter denen des Referenzkraftwerksparks 2020.

Werden die Systembetriebskosten in 100 MW Schritten für alle Kombinationen der installierten Wind- bzw. CSP Leistung zwischen 1000 und 3000 MW berechnet, so ergibt sich die in Abbildung 6.13 dargestellte Oberfläche.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6.13 - Senkung der Systembetriebskosten des Kraftwerksparks 2010 bei verschiedenen Kombinationen bezüglich des Ausbaus der Wind- und CSP Kraftwerke

Quelle: Eigene Berechnungen

Ausgehend vom vorgesehenen konventionellen Kraftwerkspark in 2020, liegt die optimale Kombination der betrachteten RES-E Technologien in dem betrachteten Bereich bei 3000 MW Windleistung und 1000 MW CSP Leistung. Dadurch werden Systembetriebskosten erreicht die knapp 10 % bzw. 250 Millionen Euro unter den Systembetriebskosten des Referenzkraftwerksparks mit jeweils 2000 MW Leistung liegen. Die insgesamt erzeugte Strommenge auf Basis erneuerbare Energien würde in diesem Szenario sogar leicht über dem Referenzszenario liegen.

6.4 Vergleich des für 2020 vorgesehenen Kraftwerksparks mit einem Szenario ohne jeglichen Ausbau der erneuerbaren Energien

Für einen Vergleich mit Szenarien, die in großem Maße von den Ausbauplänen in 2020 abweichen, erscheint es nicht als angebracht, den konventionellen Kraftwerkspark als gleichbleibend zu betrachten. Daher wird bei der in Abschnitt 6.4 erfolgenden Berechnung der Systembetriebskosten eines Szenarios ohne jeglichen RES-E Zubau bis 2020, der konventionelle Kraftwerkspark manuell angepasst. Dazu wird die Annahme getroffen, dass die zusätzlich benötigte Kraftwerksleistung ausschließlich in Form von Kohlekraftwerken und GuD-Anlagen bereitgestellt wird. Der Ausbau wird so gestaltet, dass das Verhältnis von jeweils installierter Leistung zur Jahresmaximallast gleich bleibt, wodurch sich ein Zubau der Nennleistung von 1061 MW in Kohlekraftwerken und 607 MW in GuD-Anlagen ergibt. Die Kosten für die zusätzlichen konventionellen Kraftwerke setzten sich aus den zusätzlichen

Investitionen zusammen, die auf die Nutzungsdauer verteilt werden, den jährlich anfallenden Fixkosten und den variablen Kosten.^[35]

In construction...

7 Fazit und Ausblick

Ziel dieser Untersuchung war es, vor dem Hintergrund der ehrgeizigen marokkanischen Ausbaupläne für Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke, den zukünftigen Einfluss der Anlagen auf die Betriebsweise des Kraftwerksparks zu untersuchen und die derzeitigen Ausbaupläne in einen monetären Kontext zu stellen. Dazu wurden in dieser Arbeit wesentlich zwei Arbeitsschritte durchgeführt: Zum ersten wurde ein Modell entwickelt um die Stromerzeugung in zukünftigen Wind- und CSP Kraftwerken in Marokko zu simulieren und damit Erkenntnisse über die jeweiligen Potenziale und Charakteristiken zu gewinnen. Zum zweiten wurde das Modell der Kraftwerkseinsatzplanung entwickelt und angewendet um anschließend Rückschlüsse darüber zu ziehen, wie sich der geplante RES-E Ausbau auf den marokkanischen Erzeugungsmix und die Systembetriebskosten auswirkt. Aus dieser Untersuchung lassen sich folgende wesentlichen Ergebnisse ableiten:

- Durch die vergleichsweise hohen variablen Kosten der thermischen Kraftwerke in Marokko, die durch den hohen Benutzungsgrad der Stromimporte aus Spanien bestätigt werden und gleichzeitig sehr geringen Stromgestehungskosten der erneuerbaren Energien durch hervorragende Wind- und Einstrahlungsverhältnisse, führt eine Integration der erneuerbaren Energien in Marokko zu einer Senkung der Systembetriebskosten. Ohne Betrachtung von Faktoren wie der Einfluss auf die Umwelt oder die gesenkte Abhängigkeit gegenüber Importen entsteht unmittelbar ein volkswirtschaftlicher Nutzen durch den Ausbau.
- Die Integration der Wind- und CSP Kraftwerke führt in Marokko bei relativ niedrigen Anteilen insgesamt zu Einsparungen der Systembetriebskosten. Ausgehend vom Kraftwerkspark 2010 können durch den Ausbau der RES-E Kapazitäten auf
1000 MW Windleistung und 450 MW CSP Leistung jährliche Einsparungen bei der Stromversorgung von 330 Millionen Euro erzielt werden.
- Die Einspeisung der CSP Kraftwerke führt zu einer Vergleichmäßigung des mittleren Tagesverlaufs der Residuallast, da die Einspeisung und mit den tageszeitlichen Schwankungen der Stromnachfrage positiv korreliert ist. Dieser Effekt tritt bei der betrachteten Kraftwerkskonfiguration mit 7,5 h Speicher bis zu einer CSP Leistung von circa 2000 bis 2500 MW auf. Danach wird die Last tagsüber soweit herabgesenkt, dass die Schwankungen der Last wieder zunehmen, ein Ausbau darüber hinaus sollte daher mit CSP Kraftwerken erfolgen, die über einen deutlich größeren Speicher verfügen
- Die Stromimporte gehen durch den Spitzenlastcharakter der CSP Kraftwerke ergänzt durch die Einspeisung der Windkraftanlagen stark zurück und werden bis 2020 beinahe ganz heruntergefahren werden
- Der Ausbau der Erneuerbaren bis 2020 führt zu einer Reduktion der Importabhängigkeit des Stromsektors von 90 % auf 65 %, mit einem Anteil der erneuerbaren Energien von 35 %. Ein weiterer Ausbau der Windkraftanlagen könnte für eine kostenoptimale Ausweitung diesen Anteils genutzt werden.
- Die Einspeisung der CSP Kraftwerke ist „wertvoller“, da teurere Spitzenlastkraftwerke ersetzt werden. Dies wiegt jedoch nicht die deutlich höheren Stromgestehungskosten gegenüber den Windkraftanlagen auf, wodurch diese auch unter Berücksichtigung der substituierten konventionellen Erzeugung günstiger sind.
- Der Ausbau der RES-E Kraftwerke kann in Marokko aufgrund der hohen Anteile flexibler Erzeugungseinheiten noch deutlich über die bisher jeweils geplanten 2000 MW hinaus stattfinden ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden.

Die Kombination zwischen Solar- und Windkraftwerken ist eine besonders interessante Kombination, da die Windkraft, die momentan günstigste, aber volatilste EE Erzeugung darstellt, während CSP Kraftwerke vergleichsweise teuren Strom produzieren, dafür aber die wertvolle Eigenschaft der Speicherfähigkeit besitzen. Zusätzlich kann einem CSP Kraftwerk durch die Zufeuerung mit Erdgas noch ein Freiheitsgrad hinzugefügt werden.

Die Ergebnisse zeigen, dass die Einsparungen im konventionellen Kraftwerkspark bei einem moderaten Zubau der Wind- und CSP Kraftwerke, ausgehend von einem niedrigen RES-E Anteil, höher liegen als die anfallenden Stromgestehungskosten der zusätzlichen RES-E Anlagen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien in Marokko, führt also zunächst zu sinkenden Kosten der Elektrizitätsversorgung. Liegt der Anteil der RES-E Kapazitäten bereits auf einem relativ hohen Niveau, wie in dem Referenzkraftwerkspark 2020, so ist ein zusätzlicher Ausbau der RES-E Kapazitäten insgesamt mit Mehrkosten verbunden. Diese liegen jedoch durch die Einsparungen im konventionellen Kraftwerkspark deutlich unter den Stromgestehungskosten der zusätzlichen Anlagen.

Die Untersuchung der substituierten konventionellen Stromerzeugung zeigt, dass CSP Kraftwerke aufgrund der Leistungsabgabe zu Zeiten einer höherer Stromnachfrage, tendenziell teurere Kraftwerke ersetzen. Die dadurch erzielten Einsparungen liegen über denen der Windkraftanlagen und die CSP Einspeisung kann damit als „wertvoller" betrachtet werden. Dieser Effekt wird jedoch bei einem zunehmenden Ausbau der RES-E Kapazitäten schwächer und kehrt sich ab einem bestimmten Grad des Ausbaus um (siehe Abbildung 6.8). Obwohl die CSP Einspeisung, zumindest anfänglich, teurere Kraftwerke ersetzt, liegen die insgesamt erzielten Einsparungen durch die Windkraftanlagen, aufgrund der deutlich geringeren Stromgestehungskosten, stets über denen der CSP Kraftwerke.

Dies wird im Hinblick auf die klassischen Strukturen von Grund-, Mittel- und Spitzenlast geschehen. Mit einem hohen Anteil einer erneuerbaren Stromerzeugung wird die periodische Struktur der Lastkurve an Relevanz verlieren und durch eine immer zufällig schwankende Lastkurve ersetzt. Ziel wird es sein, die Schwankungen dieser Lastkurve bereits durch das Verhältnis der installierten Erzeugungsarten so zu beeinflussen, dass die Belastung auf die wenigen, steuerbaren Erzeugungsblöcke möglichst gering wird.

Mittelfristig werden dazu noch Kraftwerke bereitstehen, die auf der Verbrennung von Gas beruhen. Langfristig wird jedoch der Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung einen so hohen Anteil annehmen, dass die wenigen flexiblen Einheiten immer mehr an Wert gewinnen und voraussichtlich durch neue Speichertechnologien erweitert werden müssen. Räumliche und zeitliche Ausgleichseffekte zwischen den verschiedenen Erzeugungsarten müssen genutzt werden, um die Stromerzeugung ökonomischer zu gestalten und technisch möglich zu machen.

Kritische Auseinandersetzung - wohin?

Szenarioberechnungen: Bei Szenarien mit veränderter RES-E Leistung in der Zukunft wird nur bedingt beachtet, dass sich der zugrunde liegende konventionelle Kraftwerkspark vermutlich an die RES-E Einspeisung anpassen würde. Wenn zum Beispiel keine RES-E Leistung installiert wird, würden wahrscheinlich zusätzliche Grundlastkraftwerke errichtet werden.

Nicht beachtet werden Kraftwerksstillegungen, die durch einen stärkeren Ausbau der RES-E Kapazitäten gegenüber dem Referenzkraftwerkspark eventuell möglich werden. Dies wirkt sich in konservativer Weise auf die berechneten Systembetriebskosten aus, in dem Sinne, dass eventuell zusätzliche Einsparungen durch den RES-E Ausbau nicht berücksichtigt werden.

Welche Vereinfachungen wurden gemacht und wie schwer wiegen diese?

Nur Wind und CSP (kein PV), keine Betrachtung von Netzrestriktionen (siehe dazu Krämer 2003: ab S. 103 )

Bezüglich der Regelenergie wurde vereinfacht, dass die Leistung von Kraftwerken, die durch die Res-E Einspeisung ersetzt werden, weiterhin zu Reservezwecken zur Verfügung steht. Dies berücksichtigt nicht, dass CSP Kraftwerke eine planbare Leistung liefern und weniger Reserveleistung nach sich ziehen als Windkraftanlagen.

Teillastverluste wird nicht beachtet. Ist aber nicht so schlimm da zum Einen aufgrund der Modellstruktur immer nur das letzte eingesetzte Kraftwerk in Teillast fährt. Die Kraftwerke, die Reservevorhaltung machen laufen nur ein paar Prozentpunkte unter Nennlast. Der Wirkungsgradverlust hält sich dabei in Grenzen (siehe Klobasa Erge Hausmann 2009 S.30 - Wirkunsggradverlust bei 50 % der Nennlast auf 96 % des Nennwirkungsgrades)

Zu Teillast:

Teillastbetrieb in Krämer (Krämer, 2003) nicht berücksichtigt. Als Ausgleich geht er immer von Kaltstarts aus (Überschätzung der Kosten).

Teillastbetrieb auch im Dokument „BeicipFranlab fuer Weltbank" S.68

Anhang A - Rauhigkeitsklassen zur Höhenumrechnung von Windgeschwindigkeiten

Tabelle 8.1 - Rauhigkeitslängen unterschiedlicher Landschaftsformen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quellen: (Molly, 1990/ Klobasa, 2007)

Anhang B - Input-Variablen des Solar Advisory Model (SAM)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

SCA – Solar Collector Assembly

HCE – Heat Collection Element

Tilt – horizontal = 0°; vertical = 90°

Azimuth – equator = 0°, west = 90, east = -90

Incident angle modifier coefficients - Used to calculate the incident angle modifier factor, which is used to calculate the HCE absorbed energy and the solar field optical efficiency.

*von den Autoren empfohlener Wert

LHV – Lower Heating Value

Anhang C - Vollständige Charakterisierung des thermischen Kraftwerksparkes in der Reihenfolge der Merit Order

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Incident angle modifier coefficients - Used to calculate the incident angle modifier factor, which is used to calculate the HCE absorbed energy and the solar field optical efficiency. *von den Autoren empfohlener Wert LHV - Lower Heating Value

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Uh, D. 27. Januar 2011: RE: Telefongespräch mit Herrn Dieter Uh von der Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) in Marokko bezüglich einer Zeitreihe der Stromnachfrage in Marokko. Außerdem noch Informationen zum Abnahmepreis des Konzessionsvertrages mit dem Kraftwerk Jorf Lasfar und den Engpässen und Lieferpreisen des Kraftwerks Ain Beni Mathar..

VDI 2011: Sonnenstrom in Indien auf dem Vormarsch. Mumbai. Verfügbar unter: http://www.vdi-nachrichten.com/vdi- nachrichten/aktuelle ausgabe/akt ausg detail.asp?cat=2&id=51401 [Letzter Zugriff am 31. März 2011].

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^[1] Fürsch et al. (2010) benutzen für das „Dispatch and Investment Model for Europe“ (DIME) eine zeitliche Auflösung von 3 Stunden und teilen damit einen Tag in 8 Abschnitte auf. Häufiger wird jedoch eine noch feinere Betrachtung mit stündlicher Auflösung gewählt, so zum Beispiel von Klobasa (2007), Saint-Drenan et al. (2009), Vick und Clark (2006), Krämer (2003) oder Hundt et al. (2009).

^[2] Für die in dieser Arbeit verwendete 2 MW-Referenzanlage von Gamesa ist beispielsweise eine Turmhöhe von 60 m, 67 m, 78 m oder 100 m wählbar.

^[3] Je rauer das Gelände, desto stärker ist mit abnehmender Höhe die Abbremsung des Windes durch die Landschaft und desto größer die Rauhigkeitslänge. Sind für einen Standort Windmessungen in mindestens zwei unterschiedlichen Höhen verfügbar, so kann die Rauhigkeitslänge anhand der Messungen berechnet werden. Ein Überblick über die Rauhigkeitslängen bestimmter Geländetypen ist im Anhang A enthalten.

^[4] Senssfuss et al. (2003) untersuchen in ihrer Arbeit die Fluktuation und Vorhersagbarkeit der Windenergie in Deutschland bei einem verstärkten Offshore Anteil und modellieren die gesamten deutschen Windkraftanlagen mithilfe von sechs Referenzanlagen. Sontow (2000, S.189) wählt in ihrer Arbeit 2 Referenzturbinen, zur Darstellung der deutschen Windanlagen im Leistungsspektrum von 800 bis 1500 kW. Archer & Jacobson (2007) untersuchen die Korrelation des Windenergieangebotes von 19 Standorten im Westen der USA und wählen für ihre Berechnungen eine repräsentative Windkraftanlage aus.

^[5] Wortlaut aus dem Original: “These losses are likely to be less than 10 % [34] but cannot be more accurately estimated without specification of turbine placement within the wind farm array and information about local topography.”

^[6] Meteonorm stützt seine Berechnungen auf die Messwerte von 590 Wetterstationen in Afrika und mehr als 8000 Stationen weltweit. Anhand der Messwerte wird eine Interpolation der Wetterbedingungen durchgeführt, die die Wetterbedingungen an jedem beliebigen Standort nachbilden. Durch ein stochastisches Modell werden stündliche Zeitreihen erzeugt, die ein „typisches meteorologisches Jahr“ darstellen (Meteonorm, 2010).

^[7] Die Windverhältnisse am Meer werden unter anderem durch die Temperaturschiede von See- und Landmasse beeinflusst. Dieser Effekt ist für einen Standort, der mehrere hundert Kilometer im Landesinneren liegt, nicht zu erwarten.

^[8] Es sind zwar 14 Standorte für den Ausbau bis 2020 vorgesehen, davon liegen allerdings einige in nächster Nähe voneinander, vor allem die Standorte im Norden an der Straße von Gibralter. Werden alle Standorte, die weniger als 100 km voneinander entfernt sind zusammengefasst, so bleiben 7 Standorte, die anhand der genannten vier Messreihen dargestellt werden.

^[9] Die Arbeit von Holttinen untersucht die Windeinspeisung der Länder Dänemark, Finnland, Norwegen und Schweden. Zum Vergleich mit dem Windmodell dieser Arbeit werden die Kennzahlen für Finnland hinzugezogen, da die angegebene Fläche der WKA-Verteilung am ehesten auf die Verteilung in Marokko zutrifft. Charakterisiert wird die geografische Verteilung durch die maximale Distanz zwischen der nördlichsten und südlichsten bzw. der westlichsten und östlichsten Windkraftanlage, was in Finnland 1000 km bzw. 400 km entspricht.

^[10] Diese Problematik wird von Holttinen darauf zurückgeführt, dass alle WKA in einem großen Gebiet mithilfe einer einzelnen Windmessung modelliert werden. Dadurch werden Änderungen der Windgeschwindigkeit an einer Messstation gleichzeitig auf alle Windturbinen im betrachteten Gebiet übertragen, während sich in der Realität Änderungen der Windgeschwindigkeit mit einer zeitlichen Verzögerung ausbreiten.

^[11] Die Volllaststunden wurden anhand der Angaben im Windenergie Report 2008 berechnet. Der Wert von 1562 Stunden entspricht dem Mittelwert der Jahre 2003 bis 2007 (ISET, 2008).

^[12] Czisch (2005) geht beispielsweise in seiner Arbeit von einem Potential von „deutlich mehr“ als 4500 Volllaststunden für Standorte in Südmarokko aus. Meisel (2009) untersucht in seiner Arbeit bestehende Windparks in Marokko und erhält Werte von 3000 bis 3900 Volllaststunden. Brand und Zingerle (2010) geben in ihrer Arbeit einen Wert von 3300 Volllaststunden an, der von Windanlagen mit einer Gesamtleistung von 2000 MW in 2020 erreicht wird.

^[13] CSP - Concentrated Solar Power

^[14] Zum Vergleich: Die Einstrahlung der spanischen CSP Kraftwerke Andasol 1-3 liegt in einer Größenordnung von 2136 kWh/m2/a (SolMill, 2011).

^[15] Der Solar Multiple (SM) berechnet sich als Quotient aus der im Solarfeld vorhandenen Kollektorfläche und der Fläche, die theoretisch nötig wäre um die Turbine bei Norm­Sonneneinstrahlung gerade zu 100 Prozent auszulasten. Der Solar Multiple beträgt 1, wenn die Kollektoren im Solarfeld bei Norm-Einstrahlung genau so viel Wärme zur Verfügung stellen, wie der Dampfkreislauf der Turbine gerade noch aufnehmen kann, zuzüglich Übertragungsverluste. Damit hängt der SM maßgeblich von der gewählten Norm-Einstrahlung ab.

^[16] Die Bruttoleistung eines Kraftwerks entspricht der elektrischen Leistung, die von der Turbine abgegeben wird. Die Nettoleistung entspricht der Bruttoleistung abzüglich des elektrischen Eigenverbrauchs des Kraftwerks (zum Beispiel zum Betrieb des Kühlkreislaufs oder einer Rauchgasfilterung). Mit Leistung ist im Folgenden bezüglich der CSP Kraftwerke immer die Nettoleistung gemeint, da sie ins Netz eingespeist wird und daher die relevante Größe für das Elektrizitätssystem ist.

^[17] LCOE - Levelized Cost of Electricity

^[18] Die Weighted Average Cost of Capital (WACC) geben die durchschnittlichen Kapitalkosten einer Investition an, die sowohl fremd- als auch eigenfinanziert ist.

^[19] Zur Umrechnung der Geldwerte auf das Jahr 2009 wird eine Inflationsrate von zwei Prozent angenommen.

^[20] TI - Total Investment, Al - Allowances, SF - Solar Field, TS - Thermal Storage, PM - Project Management, BOP - Balance of Plant, CW - Civil Works, PB - Power Block, HTF - Heat Transfer Fluid, PF - Project Financing, PD - Project Development, Gr - Grid Access, Ot - Other

^[21] Mit Residuallast wird im Folgenden die elektrische Nachfragelast bezeichnet, die nach Abzug der Einspeisung durch Windkraftanlagen und CSP Kraftwerke zur Deckung durch den konventionellen Kraftwerkspark verbleibt.

^[22] Die Ubertragungsleitung nach Algerien wird für die Berechnungen nicht weiter beachtet, da zum einen nur eine sehr eingeschränkte Nutzung stattfindet (circa 5 % der aus Spanien importierten Strommenge) und zum anderen der Austausch so geregelt ist, dass sich die Importe und Exporte in einem Jahr gegenseitig aufheben (MEDRING, 2010).

^[23] Nach den Daten der U.S. Energy Information Agency (EIA) wurde Heizöl in 2010 zu einem Preis von 11,43 $/mmBTU und Erdgas zu 5,18 $/mmBTU gehandelt. (EIA, 2011)

^[24] Integrated Solar Combined Cycle (ISCC)

^[25] Quelle: Niederschlagstabelle für die Städte Marrakesch und Fes, die nahe den zwei größten Wasserkraftanlagen Afourer und Fes liegen. (http://www.eurometeo.com/english/city/id_ma)

^[26] Der elektrische Nettowirkungsgrad gibt an welcher Anteil der zugeführten chemischen Energie in Form von Brennstoff, nach Abzug vom Eigenverbrauch des Kraftwerks (Eigenverbrauch beispielsweise für Filter, Pumpen oder Kohlemühlen), in Form von elektrischer Energie abgegeben wird.

^[27] Die anhand des CDM-Berichtes berechneten Wirkungsgrade der Dieselgeneratoren führen zu Werten der einzelnen Anlagen, die zwischen 10 und 70 % schwanken.

^[28] Die Kosten für den zusätzlichen Betrieb der konventionellen Kraftwerke, für die erforderliche Pumparbeit, geht in die Betrachtung mit ein.

^[29] Nach Konstantin (2009) steigt die Betriebstemperatur und der Dampfdruck eines Kohlekraftwerkes bei einem Warmstart linear an. Bei einem Kaltstart gilt dies lediglich für die Betriebstemperatur, der Anstieg des Dampfdrucks verläuft dagegen parabelförmig. Als Vereinfachung wird hier ein linearer Anstieg der Leistungsabgabe angenommen, unabhängig von der Dauer des vorherigen Stillstands.

^[30] Die in Schulz et al. (2005) genannte gesicherte Leistung von WKA bezieht sich auf die Situation in Deutschland und ist nur näherungsweise auf Marokko übertragbar. Für die Berechnung der gesicherten Leistung wäre eine rekursive Faltung der Verfügbarkeit der WKA mit der Ausfallwahrscheinlichkeit der konventionellen Kraftwerke notwendig. Da der Wert der spezifischen gesicherten Leistung nach den Angaben der Autoren mit der installierten Windleistung abnimmt, kann diese Annahme als konservativ angesehen werden, die den benötigten Reservebedarf durch WKA tendenziell überschätzt.

^[31] In Deutschland wird die Tertiärregelung auch mit Minutenreserve bezeichnet (Klobasa, 2007).

^[32] Für die CSP Kraftwerke wird hier die Annahme getroffen, dass sie keinen zusätzlichen Regelaufwand verursachen, da die gewählte Konfiguration mit einer Zufeuerung während der kritischen Stunden eine planbare Leistungsabgabe ermöglicht.

^[33] Die Berechnung der Volllaststunden erfolgt hier anhand der verfügbaren Kraftwerksleistung und nicht anhand der Kraftwerksnennleistung.

^[34] Obwohl der Anteil der relativ günstigen Kraftwerke an der CSP Substitution in diesem Szenario noch weiter steigt, bleiben die insgesamten Kosten für die Integration auf gleichem Niveau. Dies liegt daran, dass für den über die zurzeit geplanten 2000 MW hinausgehenden Zubau, angenommen wird, dass dieser in der gleichen Reihenfolge der Standorte stattfindet. Damit findet der Zubau in diesem Beispiel am Standort Ouarzazate statt, der über die besten Einstrahlungsverhältnisse verfügt und dadurch die mittleren Stromgestehungskosten der CSP Kraftwerke gesenkt werden.

^[35] Annahmen aus [[Panos 2009]: Investiton: 1200 €2oo7/kW (Kohle), 530 €2oo7/kW (GuD); Nutzungsdauer: 40 Jahre (Kohle), 30 Jahre (GuD); Fixkosten: 36.000 €2007/MW (Kohle), 14.000 €2007/MW (GuD)