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Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

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Eine Studie von Frauenhofer Institut für solare Energieversorgungssysteme (ISE) Erscheinungsdatum: März 2018

ZUSAMMENFASSUNG 3.

ZUSAMMENFASSUNG 3. BERECHNUNG VON STROMGESTEHUNGSKOSTEN Technologie- und Finanzierungsparameter Eine detaillierte Erläuterung der Methodik zur Berechnung von Stromgestehungskosten (engl. LCOE = Levelized Costs of Electricity) befindet sich im Anhang auf Seite 31. Für alle Technologien wird auf Grundlage der Datenrecherche eine obere und untere Preisgrenze ohne Berücksichtigung von Ausreißern ermittelt, zwischen denen die marktüblichen Kosten für die Installation der Anlagen variieren. Es werden für alle Standorte einheitliche Investitionshöhen angenommen. In der Praxis ist zu berücksichtigen, dass die Anlageninvestitionen in noch nicht entwickelten Märkten oder an wenig entwickelten Standorten deutlich höher liegen können. Tabelle 1 gibt die Investitionshöhen in EUR/kW Nennleistung aller betrachteten Technologien an, die aus einer Marktrecherche zu aktuellen Kraftwerksinstallationen in Deutschland sowie unter Berücksichtigung externer Marktstudien ermittelt wurden. Die Werte enthalten keine Mehrwertsteuer. Im Bereich Photovoltaik können anhand der Anlagengröße obere bzw. untere Grenzwerte für die Installationskosten von Kleinanlagen bis 15 kWp, große Dachanlagen bis 1000 kWp und Freiflächenanlagen angegeben werden, anhand derer die Stromgestehungskosten für den Investitionszeitpunkt bzw. Bau der Anlage berechnet werden. Die finanzielle Lebensdauer wurde für PV-Anlagen mit 25 Jahren angesetzt. Die Erfahrungen des Fraunhofer ISE im Bereich des Anlagenmonitoring spiegeln aber auch längere Lebensdauern und Einsatzzeiten von PV-Anlagen wider. Die Daten für Offshore-Windenergie wurden aus laufenden und abgeschlossenen Projekten in der deutschen Nord- und Ostsee gewonnen. Die Eingangsparameter für Onshore-Windenergieanlagen sind ebenfalls aus aktuellen, geplanten und kürzlich abgeschlossenen Projekten entnommen. Stromerzeugung aus Biomasse wurde ausschließlich für Anlagen zur Verbrennung von Biogas basierend auf unterschiedlichen Substraten berechnet. Die dabei verwendeten Substrate sind Schweinegülle und Silomais, wobei Silomais mit einem massebezogenen Anteil von 40% berücksichtigt wurde. Die Wärmeerzeugung in Form von Heizenergie durch Biogasanlagen stellt einen wichtigen Betriebsparameter dar und erhöht die Wirtschaftlichkeit der Anlagen. In die Berechnung der Stromgestehungskosten fließt sie an dieser Stelle jedoch nicht ein. In dieser Studie wird eine typische Biogasanlagen mit einer Größe von 500 kW el abgebildet, da Biogasanlagen der Leistungsklasse größer-gleich 500 kW derzeit den höchsten Marktanteil besitzen (Stenull et al. 2011; Fachverband Biogas 2017). Derzeit ist eine Vielzahl von Bioenergieanlagen in Betrieb. Die Anlagengröße liegt häufig zwischen 70 und 1000 kWel, wobei die Stromerzeugung mit festen, flüssigen oder gasförmigen Biobrennstoffen erfolgt. Neuanlagen oder Anlagenerweiterungen werden vor allem im Biogassektor vorangetrieben (DFBZ 2012). Zudem werden zukünftig zur Integration hoher Anteile der fluktuierenden Stromerzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen flexible Kraftwerke benötigt (VDE 2012). Der flexible Betrieb von Biogasanlagen im Lastfolgebetrieb ist möglich. CAPEX [EUR/kW] Investment 2018 niedrig Investment 2018 hoch Wind onshore Wind offshore PV Dach Kleinanlagen (5-15 kWp) PV Dach Großanlagen (100-1000 kWp) PV Freifläche (ab 2000 kWp) Biogas Braunkohle Steinkohle GuD GT 1500 3100 1200 800 600 2000 1600 1300 800 400 2000 4700 1400 1000 800 4000 2200 2000 1100 600 Tabelle 1: Spezifische Anlagenkosten EUR/kW bei aktuellen Kraftwerksinstallationen. 10

Die im Folgenden motivierten und diskutieren Parameter fließen in die Berechnung der durchschnittlichen Stromgestehungskosten für den Zeitpunkt Anfang 2018 und zukünftige Anlagen ein (Tabelle 2). Die Finanzierungsparameter wurden seit den ersten Studien von 2010, 2012 und 2013 weiter analysiert und auf die Risiko- und Investorenstruktur der einzelnen Technologien angepasst. Aktuell sind die verfügbaren Finanzierungsbedingungen sehr günstig, wodurch die Kapitalkosten unterhalb von den Werten der Studie in 2013 angesetzt wurden. Bei der Betrachtung der zukünftigen Stromgestehungskosten ist zu beachten, dass die Finanzierungsbedingungen (in Form von Fremd- oder Eigenkapitalrenditen) wieder ansteigen können. In vielen Studien werden oftmals identische Diskontierungssätze für alle untersuchten Technologien und Standorte angesetzt, wodurch es zu Abweichungen von den tatsächlichen Stromgestehungskosten kommt. Die Diskontierungssätze werden in dieser Studie daher technologieabhängig über die marktüblichen Kapitalkosten (weighted average costs of capital - WACC) der jeweiligen Investition bestimmt und setzen sich anteilig aus Fremdkapitalzins und Eigenkapitalrendite zusammen. Großkraftwerke, die von großen institutionellen Investoren errichtet und betrieben werden, haben auf Grund der vom Investor geforderten Eigenkapitalrendite einen höheren gewichteten Kapitalkostensatz (WACC) als Kleinanlagen oder Anlagen mittlerer Größe, die von Privatpersonen oder Genossenschaften errichtet werden. Die von Investoren geforderten Kapitalrenditen für Technologien mit kurzer Markthistorie – wie Offshore-Wind – sind zudem höher als bei etablierten Technologien. Es ist zu erwarten, dass sich die Finanzierungsparameter nach einer entsprechenden Zunahme der installierten Leistung angleichen werden, da die Risikozuschläge für neue Technologien mit zunehmender Erfahrung absinken. Da sich der WACC aus marktüblichen Zinssätzen und Renditeerwartungen ableitet, die in nominalen Werten angegeben werden, werden zunächst die nominalen Werte des WACC berechnet. Dieser nominale Wert wird dann unter Berücksichtigung einer angenommenen Inflationsrate von 2% p.a. in einen realen Wert umgerechnet. Für die Berechnung der Stromgestehungskosten ist es entscheidend, dass alle auftretenden Zahlungsströme entweder nominal oder real angesetzt werden. Eine Vermischung realer und nominaler Größen ist fehlerhaft und unzulässig. Um die Berechnung auf Basis nominaler Werte durchzuführen, müsste zunächst die jährliche Inflationsrate bis 2035 prognostiziert werden. Da die Prognose der Inflationsrate über lange Zeitraum sehr ungenau und schwierig ist, werden Kostenprognosen für lange Zeiträume meist mit realen Werten durchgeführt. Alle in dieser Studie angegebenen Kosten beziehen sich deshalb ebenfalls auf reale Werte von 2018. Die Angabe von Stromgestehungskosten für zukünftige Jahre in den Szenariengrafiken bezieht sich immer auf die Neuinstallationen in den jeweiligen Jahren. Bei einer einmal errichteten Anlage bleiben die durchschnittlichen Stromgestehungskosten über die Lebensdauer konstant und sind damit identisch mit der Angabe im Jahr der Installation. Wind onshore Wind offshore PV Dach Kleinanlagen (5-15 kWp) PV Dach Großanlagen (100-1000 kWp) PV Freifläche (ab 2000 kWp) Biogas Braunkohle Steinkohle GuD GT Lebensdauer in Jahren 25 25 25 25 25 30 40 40 30 30 Anteil Fremdkapital 80% 70% 80% 80% 80% 80% 60% 60% 60% 60% Anteil Eigenkapital 20% 30% 20% 20% 20% 20% 40% 40% 40% 40% Zinssatz Fremdkapital 4,0% 5,5% 3,5% 3,5% 3,5% 4,0% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% Rendite Eigenkapital 7,0% 10,0% 5,0% 6,5% 6,5% 8,0% 11,0% 11,0% 10,0% 10,0% WACC nominal 4,6% 6,9% 3,8% 4,1% 4,1% 4,8% 7,7% 7,7% 7,3% 7,3% WACC real 2,5% 4,8% 1,8% 2,1% 2,1% 2,7% 5,6% 5,6% 5,2% 5,2% OPEX fix [EUR/kW] OPEX var [EUR/kWh] Jährliche Reduktion des Wirkungsgrads 30 100 2,5% von CAPEX 2,5% von CAPEX 2,5% von CAPEX 4,0% von CAPEX 36 32 22 20 0,005 0,005 0 0 0 0 0,005 0,005 0,004 0,003 0 0 0,0025 0,0025 0,0025 0 0 0 0 0 Tabelle 2: Inputparameter für Wirtschaftlichkeitsberechnung. 11

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