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Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

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

lyse und Bewertung einer

lyse und Bewertung einer Technologie im Energiesystem eine entscheidende Rolle. So wird beispielsweise die „Wertigkeit“ des Stroms an Bedeutung gewinnen, d.h. seine Verfügbarkeit zu Zeiten hohen Bedarfs, die Regelbarkeit der Anlagen und die Fähigkeit zur Übernahme von Systemdienstleistungen wie die Bereitstellung von Blindleistung oder Frequenz- und Spannungsstabilisierung. Es gibt eine Vielzahl an Kombinationsmöglichkeiten, wie ein solches Energiesystem auf nationaler, regionaler und kommunaler Ebene gestaltet sein kann. Unter der Maßgabe, die Nachfrage jederzeit decken zu können, kann mit Hilfe von Energiesystemmodellen entweder ein sektorübergreifendes Energiesystem für ein gesetztes Ziel, wie zum Beispiel CO 2 -Minderung (vgl. Ergebnisse des REMod-D-Modells (Henning und Palzer 2015, beschrieben in Henning und Palzer (2013)), oder für den Stromsektor mit hohem erneuerbaren Anteil entworfen werden (z.B. ENTIGRIS (www.entigris.org). Das am Fraunhofer ISE entwickelten Energiesystemmodell REMod-D betrachtet das Energiesystem in seiner Gesamtheit, da es viele Schnittstellen und Berührungspunkte zwischen den unterschiedlichen Sektoren (Strom, Wärme, Verkehr, etc.) gibt (siehe Abbildung 23). Die grundlegende Funktionsweise des Modells REMod-D basiert auf einer kostenbasierten Strukturoptimierung eines Energieversorgungssystems dessen energiebedingte CO 2 -Emissionen einen vorgegebenen Zielwert bzw. Zielpfad nicht überschreiten. Dabei berechnet REMod-D einen optimierten Transformationspfad, sodass alle relevanten Erzeuger, Wandler und Verbraucher kostenminimal dimensioniert sind und dass in jeder Stunde die Energiebilanz des Gesamtsystems erfüllt ist. Somit kann eine technisch-ökonomische Bewertung von Transformationspfaden des deutschen Energiesystems von heute bis zum Jahr 2050 durchgeführt werden und die Rolle von einzelnen Technolgien analysiert werden. Um die Entwicklung der Investitionen in erneuerbare Energietechnologien gut abbilden zu können, sollte immer auch die räumliche Verteilung der Ressourcen als wichtiger Faktor berücksichtigt werden, da sich für jeden Standort unterschiedliche Möglichkeiten der Investition in Technologien ergeben. Das Energiesystemmodel ENTIRGIS ist ein Ausbausoptimierungsmodell für den deutschen und europäischen Stromsektor, mit dem Aussagen über die regional aufgelöste optimale Verteilung von erneuerbaren und konventionellen Kraftwerken sowie Netzausbau getroffen werden können. Um die Frage zu beantworten, wie ein solches Zielsystem erreicht werden kann, ist es wichtig abzuschätzen, in welche Richtung und in welchem Tempo sich das Energiesystem verändert. Für die Veränderung sind verschiedene Faktoren von Bedeutung: Politisch getriebene Anreize, Rahmenbedingungen oder Restriktionen sowie die Wirtschaftlichkeit von Technologien. Der eigentliche Kern besteht darin, zu analysieren, unter welchen Bedingungen ein Investor bereit ist, in die verschiedenen Komponenten des Energiesystems zu investieren. Innerhalb dieser Entscheidung spielen die Stromgestehungskosten und deren Entwicklung eine wichtige Rolle. Abbildung 24: Entwicklung der installierten Leistung in Deutschland bis 2050 als Beispielergebnisse aus dem Model ENTIRGIS (Heendaniya, C.B., 2017) 30

7. ANHANG Berechnung der Stromgestehungskosten Die Methode der Levelized Costs of Electricity (LCOE) ermöglicht es, Kraftwerke unterschiedlicher Erzeugungs- und Kostenstruktur miteinander zu vergleichen. Die Stromgestehungskosten ergeben sich aus der Gegenüberstellung aller über die Lebensdauer der Anlage für die Errichtung und den Betrieb der Anlage anfallenden Kosten und der Summe der erzeugten Energiemenge über die Nutzungsdauer. Die Berechnung kann entweder auf Grundlage der Kapitalwertmethode oder der sog. Annuitätenmethode erfolgen. Bei der Anwendung der Kapitalwertmethode werden die Aufwendung für Investition sowie die Zahlungsströme von Einnahmen und Ausgaben während der Laufzeit der Anlage durch Diskontierung auf einen gemeinsamen Bezugszeitpunkt berechnet. Dazu werden die Barwerte aller Ausgaben durch die Barwerte der Stromerzeugung geteilt. Eine Diskontierung der Stromerzeugung erscheint aus physikalischer Sicht zunächst unverständlich, ist jedoch eine Folge finanzmathematischer Umformungen. Dahinter steht der Gedanke, dass die erzeugte Energie implizit den Einnahmen aus dem Verkauf dieser Energie entspricht. Je weiter diese Einnahme in der Zukunft liegt, desto geringer also der zugehörige Barwert. Die jährlichen Gesamtausgaben über die komplette Betriebslaufzeit setzen sich aus den Investitionsausgaben und den über die Laufzeit anfallenden Betriebskosten zusammen. Für die Berechnung von Stromgestehungskosten (LCOE) für Neuanlagen gilt (Konstantin 2013): LCOE Stromgestehungskosten in Euro/kWh I 0 A t M t,el i n t Investitionsausgaben in Euro Jährliche Gesamtkosten in Euro im Jahr t Produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in kWh realer kalkulatorischer Zinssatz wirtschaftliche Nutzungsdauer in Jahren Jahr der Nutzungsperiode (1, 2, ...n) Die jährlichen Gesamtkosten setzen sich zusammen aus fixen und variablen Kosten für den Betrieb der Anlagen, Wartung, Instandhaltung, Reparaturen und Versicherungszahlungen. Der Anteil von Fremd- und Eigenkapital kann explizit durch die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (Weighted average cost of capital - WACC) über den Diskontierungsfaktor (kalkulatorischer Zinssatz) in die Analyse einfließen. Er ist abhängig von der Höhe des Eigenkapitals, der Eigenkapitalrendite über die Nutzungsdauer, den Fremdkapitalkosten und dem Anteil des eingebrachten Fremdkapitals. Für die Formel der jährlichen Gesamtkosten in der Berechnung der Stromgestehungskosten gilt außerdem: Jährliche Gesamtkosten A t = Fixe Betriebskosten + Variable Betriebskosten (+ Restwert/Entsorgung der Anlage) Durch die Diskontierung aller Ausgaben und der erzeugten Strommenge über die Nutzungsdauer auf den gleichen Bezugspunkt wird die Vergleichbarkeit der Stromgestehungskosten gewährleistet. Die Stromgestehungskosten stellen eine Vergleichsrechnung auf Kostenbasis und nicht eine Berechnung der Höhe von Einspeisetarifen dar. Diese können nur unter Hinzunahme von weiteren Einflussparametern berechnet werden. Eigenverbrauchsregelungen, Steuergesetzgebung und realisierte Einnahmen der Betreiber erschweren die Berechnung eines Einspeisetarifs aus den Ergebnissen für die Stromgestehungskosten. Zusätzlich muss eingeschränkt werden, dass eine Berechnung von Stromgestehungskosten die Wertigkeit des produzierten Stroms innerhalb eines Energiesystems in einer jeweiligen Stunde des Jahres nicht berücksichtigt. An dieser Stelle ist es wichtig zu betonen, dass diese Methode eine Abstraktion von der Realität darstellt, mit dem Ziel, verschiedene Erzeugungsanlagen vergleichbar zu machen. Die Methode ist nicht geeignet, um die Wirtschaftlichkeit einer konkreten Anlage zu bestimmen. Dafür muss eine Finanzierungsrechnung unter Berücksichtigung aller 31

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