Der Hauptanteil der weltweiten Stromerzeugung entfällt auf Großkraftwerke die mit Kohle, Gas oder Kernenergie betrieben werden. Auch Wasserkraft spielt mit 16 Prozent eine wichtige Rolle, während andere Erneuerbare Energien (z.B. Wind und Photovoltaik (PV)) nur 5 Prozent der Erzeugung ausmachen (IEA 2014).
Aufgrund der Verknappung fossiler Rohstoffe und der Problematik des Ausstoßes von klimaschädlichen Emissionen wird global der Ausbau Erneuerbarer Energien vorangetrieben. In großen zentralen Energieversorgungsnetzen geschieht dies häufig durch feste Einspeisetarife. Diese ermöglichen den konkurrenzfähigen Ausbau von Erneuerbaren Energien, unterliegen jedoch meistens politischen Rahmenbedingungen, die für zukünftige Investitionen schwer abschätzbar sind.
Deshalb ist es besonders für die Entwicklung der PV spannend nach alternativen Märkten zu suchen, die unabhängig von politischen Förderinstrumenten sind. Hierbei bietet sich besonders die Hybridisierung bestehender Diesel- oder Schwerölkraftwerke an, die sehr hohe Brennstoffkosten haben. Auch wenn nur ca. 5 Prozent der Stromerzeugung weltweit auf Dieselkraftwerken beruht repräsentieren diese ein sehr interessantes Marktpotential, da dort PV in vielen Regionen ohne Förderinstrumente wettbewerbsfähig ist.
Als kurze Beispielrechnung hierfür nehmen wir ein Dieselkraftwerk mit durchschnittlich 30 % Wirkungsgrad. Dieses hätte bei Dieselkosten von 20 bis 100 Eurocent/Liter allein auf Brennstoffkosten basierende Stromgestehungskosten von 6,6 bis 33 Eurocent/kWh. Der momentane Weltmarktpreis für Diesel liegt bei etwa 60 EuroCent/Liter, was PV-Strom von unter 20 Eurocent /kWh wettbewerbsfähig macht. Große Dieselkraftwerke haben oftmals Wirkungsgrade bis zu 45 %, da muss der PV Strom günstiger als 13 Eurocent /kWh sein um eine attraktive Alternative darzustellen.
Ab einem Ertrag von 1.000 kWh/kWpeak erreicht die PV dieses Kostenlimit (bei 20 Jahren Lebenszeit, CAPEX von 1,200 Euro/kWpeak, bei OPEX von 1 % der CAPEX pro Jahr und WACC von 7 %). Je nach Änderung der Einstrahlungsstärke und der Investitionskosten kann es sich sogar lohnen Batterien in das System mit aufzunehmen um den PV Anteil zu erhöhen. Zusammenfassend kann man sagen, dass das Marktpotential von PV-Diesel-Hybrid- Systemen vor allem in Regionen mit starker Sonneneinstrahlung und regelmäßig laufenden Dieselkraftwerken hoch ist. In großen zentralen Netzen dienen Dieselkraftwerke nur zum Ausgleich von wenigen Spitzenlastzeiten und sind deshalb aufgrund ihrer geringen Betriebsstunden unattraktiv für die Hybridisierung mit PV. In netzfernen Gebieten und auf Inseln werden Dieselkraftwerke allerdings als hauptsächlicher oder alleiniger Stromerzeuger genutzt. Durch die hohe Auslastung ergibt sich ein starkes Hybridisierungspotential, das heißt bis zu einem gewissen Kapazitätsgrad ersetzt jede produzierte Kilowattstunde PV Strom eine Kilowattstunde Dieselstrom unter Berücksichtigung von Stabilitätskriterien („Fuel Saver“).
Um nun global die Potentiale zu bestimmen ist es wichtig einen Überblick über die operierenden Dieselkraftwerke und deren Abstand zum Übertragungsnetz zu bekommen. Laut der Kraftwerksdatenbank PLATTS2012 gab es 2012 global 75,5 GW installierte Kapazität. Davon sind 20 GW mehr als 50 km vom Übertragungsnetz entfernt, das heißt es ist davon auszugehen, dass es sich um off-grid Kraftwerke handelt. Über 15 GW sind sogar mehr als 100 km netzfern. Diese off-grid Kraftwerke bilden eigenständige – hauptsächlich mit Dieselstrom betriebene – Inselnetze und eignen sich damit sehr gut zur Hybridisierung mit PV.
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