Optimierung des Designs von netzfernen Mikronetzen, die mit einem unzuverlässigen zentralen Netz verbunden sind, unter Verwendung eines Open-Source-Simulationstools (Hoffmann 2019)

Während nationale Stromnetze traditionell die vorherrschenden Elektrifizierungsprojekte der Regierungen sind, beinhalten die jüngsten mehrgleisigen Pläne auch die Nutzung einer dezentralen Versorgung, wie z. B. netzunabhängige Mikronetze. In ihrem Energy for All Case mit dem Ziel einer vollständigen Elektrifizierung bis 2030 geht die IEA davon aus, dass 44 % der Haushalte durch den Anschluss an ein Mikronetz Zugang zu Elektrizität erhalten werden. Die Unsicherheit über die nationalen Netzausbaupläne stellt die größte Umsetzungshemme dar: Investoren sind besonders vorsichtig, wenn die Möglichkeit eines zukünftigen nationalen Netzausbaus an ihrem Projektstandort die Gefahr birgt, dass ihre gesamte Investition zu versunkenen Kosten wird. Dies kann dazu führen, dass ganze Gemeinden, ansonsten realisierbare Projektstandorte, ohne Strom sind. Es gibt jedoch erfolgreiche Beispiele für die Vernetzung von Mikronetzen. Die Erforschung von Optionen nach der Verschaltung, insbesondere bei der Anbindung an oft unzuverlässige nationale Netze, ist jedoch selten.

Diese Studie trägt zu dieser Lücke bei. Um mögliche Post-Interconnection-Optionen von bisher netzfernen Mikronetzen mit dem Aufkommen sowohl eines zuverlässigen als auch eines unzuverlässigen nationalen Netzes zu bewerten, wird ein Open-Source-techno-ökonomisches Optimierungs- und Simulationswerkzeug entwickelt, das auf dem Open Energy Modelling Framework (oemof) basiert. Das simulierte Energiesystem kann Netzanschluss, Generator, Windkraft, PV-Module und Speicher sowie Wechselrichter und Gleichrichter umfassen, die sowohl den Gleich- als auch den Wechselstrombedarf decken. Die Kapazitäts- und Dispatch-Optimierung kann zu einer jährlichen Verknappung führen oder die Erfüllung eines Kriteriums für einen stabilen oder minimalen Anteil erneuerbarer Energien erfordern. Aus den Optimierungsergebnissen berechnet das Simulationstool die Leistungsindikatoren des Systems: Versorgungssicherheit, Anteil erneuerbarer Energien, Autonomie, Kapitalwert, Stromgestehungskosten und andere.

Das Tool wird auf eine Fallstudie angewendet und validiert, die auf einem Elektrifizierungsplan für den nigerianischen Bundesstaat Plateau basiert und 544 potenzielle Projektstandorte analysiert. Das Paradigma, dass Micro Grids nach der Einführung eines zuverlässigen Netzes zu gestrandeten Vermögenswerten werden, wird bestätigt, wenn keine geeigneten Richtlinien vorhanden sind. Wenn das eingespeiste Netz jedoch eine geringe Versorgungssicherheit aufweist, könnten 17 % der Projektstandorte ihre Gemeinden zu geringeren Kosten netzfern versorgen. Die Optionen eines Micro-Grids nach der Zusammenschaltung werden bewertet, wenn das nationale Stromnetz nach fünf Jahren netzunabhängigem Betrieb eines Micro-Grids fertiggestellt werden sollte, wobei Folgendes berücksichtigt wird: On-Grid-Betrieb, Kapazitätsanpassung (Umrüstung), Umwandlung in einen Small Power Producer (SPP) oder Small Power Distributor (SPD) sowie Erstattung und Stilllegung. Daraus ergibt sich, dass der Kleinstnetzbetreiber einen On-Grid-Betrieb bevorzugen würde, wenn Subventionen oder eine Erstattung gewährt würden. Im Falle eines unzuverlässigen nationalen Netzes würde der Betreiber jedoch die Erstattung dem Weiterbetrieb vorziehen. Der Betrieb des Mikronetzes würde eingestellt und die Gemeinden würden ohne zuverlässige Stromversorgung dastehen. Aus Sicht der Elektrifizierungsplaner wäre ein weiterer Betrieb des Mikronetzes im Netz vorzuziehen, da dies die kostengünstigste Option ist, die eine zuverlässige Versorgung gewährleistet.

Daher sollten die Regierungen den Wert einer zuverlässigen Versorgung berücksichtigen und neben den Erstattungen Subventionsprogramme entwickeln, die die Betreiber dazu ermutigen, den Betrieb fortzusetzen, insbesondere wenn es im nationalen Stromnetz zu Stromausfällen kommt.

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