Grenzübergreifende integrierte Elektrizitätsplanung im südlichen Afrika

Abstract

Die meisten Staaten im südlichen Afrika haben versucht, ein weitgehend autarkes Elektrizitätssystem aufzubauen. Mit der zunehmenden Demokratisierung und dem politischen Willen zur Zusammenarbeit innerhalb der Southern African Development Community (SADC) hat sich die Planungsperspektive jedoch gewandelt, und eine grenzübergreifende Zusammenarbeit ist möglich geworden. Die sich ergänzenden Energieressourcen in der SADC-Region (Wasserkraft im Norden und fossile Energieträger im Süden) lassen eine solche Zusammenarbeit sehr vorteilhaft erscheinen. Grundlegende Fragestellung dieser Arbeit ist daher, wie die Vorteile einer langfristigen, grenzübergreifenden Planung eines Elektrizitätssystems quantifiziert werden können. Eine gesellschaftliche Planungsperspektive wird hierbei zugrunde gelegt, da es nicht um die Gewinnmaximierung eines einzelnen Unternehmens geht, sondern die Gesamtinteressen einer aus mehreren Staaten zusammengesetzten Weltregion im Vordergrund stehen. Neben Kostenkriterien ist daher eine Berücksichtigung weiterer Aspekte (wie z.B. Umweltauswirkungen durch die Elektrizitätserzeugung) bei der Planung erforderlich. Ausgehend von dieser Fragestellung wurde ein gemischt-ganzzahliges lineares Optimierungsmodell aufgestellt, das eine grenzübergreifende kombinierte Kraftwerks- und Netzausbauplanung ermöglicht. Nationale Sicherheitsaspekte und Importbeschränkungen können ebenso Berücksichtigung finden wie quantifizierbare externe Effekte (z.B. CO2-Emissionen). Für mehrere Szenarien wurden Optimierungsrechnungen für das Elektrizitätssystem im südlichen Afrika durchgeführt, wobei die nächsten 20 Jahre als Modellierungszeitraum gewählt wurden. Die Anwendbarkeit und Lösbarkeit des entwickelten Modells konnte somit unter Beweis gestellt werden. Ergebnis der Fallstudie ist u.a., daß sich durch eine verstärkte grenzübergreifende Zusammenarbeit die gesamten Systemkosten um ca. 5 Prozent reduzieren lassen. Weiterhin konnte das Vermeidungspotential für CO2-Emissionen abgeschätzt werden. Geht man von externen Kosten in Höhe von 4 bis 15 $ pro t CO2 aus, würde eine Berücksichtigung dieser Kosten bei der Planung im Jahr 2015 in einer Reduktion der CO2-Emissionen von 22 bis 55 Prozent gegenüber dem Referenz-Szenario resultieren.

In Southern Africa most countries have tried to establish an electricity system which is, to a large extent, autarkic. However, with the increasing democratisation and the political will to co-operate within the Southern African Development Community (SADC), the planning perspective has changed and transnational co-operation and planning has become possible. In view of complementary energy sources in the SADC region (hydro power in the north and fossil energy resources the south) this co-operation appears very favourable. Therefore, the fundamental topic of this thesis is how the advantages of long-term, transnational planning of an electricity system can be quantified. A societal planning perspective is adopted since it is not intended to maximise the pro t of an individual enterprise. Rather, the main focus is the common interests of a world region consisting of several individual countries. Therefore, apart from cost criteria, the consideration of further aspects (e. g. environmental impacts of electricity generation) is required within the planning scope. Based on this question a mixed integer linear programming (MILP) optimisation model was set up, which enables transnational combined expansion planning for the generation and the transmission system. National security aspects and import restrictions can be considered as well as quantifiable external effects (e. g. CO2 emissions). For several scenarios, optimisation calculations for the electricity system in Southern Africa have been conducted with a modelling period covering the next 20 years. Therefore, the applicability and solubility of the developed model has been proven. Main results of the case study are that by an intensified transnational co-operation the total system costs can be reduced by approx. 5 percent. Further, estimates of the potential for CO2 emission reductions were made. External costs for CO2 emissions in the range of 4 to 15$ per t CO2 were assumed. If these cost were considered while planning CO2 emission reductions by 22 to 55 percent in comparison to the reference scenario would be achieved by 2015.