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Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

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

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scher Finanzierungsbedingungen, unter Berücksichtigung des Anteils von Fremd- und Eigenkapitalfinanzierung. Folgende Stromerzeugungstechnologien werden bei verschiedener Größenauslegung bezüglich der aktuellen Höhe ihrer Stromgestehungskosten unter den Standortbedingungen von Deutschland untersucht und bewertet: Zum Vergleich werden die Stromgestehungskosten von neuen konventionellen Kraftwerken mit verschiedenen Entwicklungspfaden für die Volllaststunden sowie für Preise von CO 2 -Emissionszertifikaten und Brennstoffen (Braunkohle, Steinkohle oder Erdgas) analysiert. Solarthermische Großkraftwerke (CSP) Photovoltaikanlagen (PV) Module auf Basis von kristallinen Siliciumsolarzellen • Parabolrinnenkraftwerke (100 MW) mit Wärmespeicher "CSP" • Dachinstallierte Kleinanlagen (5 bis 15 kWp) – "PV Dach klein" • Dachinstallierte Großanlagen (100 - 1000 kWp) – "PV Dach groß" • Freiflächenanlagen (größer 2 MWp) – "PV frei" Für die PV-Anlagen werden Standorte in Deutschland mit einer horizontalen Globalstrahlung von 950 bis 1300 kWh/(m²a) untersucht. Es wurden Standardmodule mit multikristallinen Siliciumsolarzellen berücksichtigt. Windenergieanlagen (WEA) Für Standorte mit hoher Solarstrahlung werden neben der Photovoltaik-Technologie auch die solarthermischen Großkraftwerke (concentrated solar power) untersucht. Da CSP-Kraftwerke nur unter hoher Direktstrahlung zur Stromerzeugung genutzt werden können, konzentriert sich die Analyse auf Standorte mit einer Direktnormalstrahlung von 2000 kWh/(m²a) (beispielsweise in Spanien) und Standorte mit 2500 kWh/(m²a) (beispielsweise in den MENA-Staaten). Von den solarthermischen Kraftwerkstechnologien wird nur die Parabolrinnentechnologie analysiert. Fresnelsysteme und Turmkraftwerke, die derzeit auch entwickelt und gebaut werden, werden in dieser Studie nicht betrachtet. • Onshore (2 - 4 MW) • Offshore (3 - 6 MW) Betrachtet wird der Betrieb von Onshore-WEA in Deutschland bei 1800 bis 3200 Volllaststunden pro Jahr sowie von Offshore- WEA bei 3200 bis 4500 Volllaststunden pro Jahr. Biogasanlagen • Biogasanlagen (> 500 kW) mit Substrat (Silomais und Schweinegülle) Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien Studie, Version 2018 - Änderungen zu den vorherigen Studien Die vorliegende Studie ist eine methodische und inhaltliche Aktualisierung der Versionen Dezember 2013 (Kost et al. 2013), Mai 2012 (Kost et al. 2012) und Dezember 2010 (Kost und Schlegl 2010) und greift aktuelle Trends in der Kostenentwicklung der letzten vier Jahre auf. Außerdem haben sich im Rahmen dieser Studie Änderungen ergeben, welche im Folgenden erläutert werden. Für die gesamte Betrachtungsdauer wird ein konstanter Substratpreis in Höhe von 3,03 ​€ Cent /kWh th angenommen, da zum heutigen Zeitpunkt keine Kostensteigerungen in der Zukunft erwartet werden (Scheftelowitz et al. 2016). Der Betrieb als Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage mit zusätzlicher Wärmeausleitung und damit erreichbare Erträge sind in dieser Studie nicht hinterlegt. Konventionelle Kraftwerke In der vorliegenden Studie werden die Stromgestehungskosten von PV-Anlagen erweitert. Die Analyse umfasst nun auch das Konzept von PV-Speicheranlagen, das insbesondere von privaten Haushalten und privaten Investoren zur Eigenstromversorgung genutzt wird. Die Größenklassen der PV-Anlagen wurden auf die aktuelle Marktsituation in Deutschland angepasst (Kleine PV-Aufdachanlagen zwischen 5 und 15 kW, größere Aufdachanlagen auf Betrieben oder Geschäftsgebäuden und große Freiflächenanlagen zwischen 2 und 10 MW). • Braunkohlekraftwerke (1000 MW) • Steinkohlekraftwerke (800 MW) • Gas-und Dampfkraftwerke (GuD-Kraftwerke, 500 MW) • Gasturbinenkraftwerke (GT, 200 MW) Bei WEA erfolgt keine Unterteilung in Starkwind- und Schwachwindanlagen. Durch den Trend des steigenden Verhältnisses des Rotordurchmessers zur Generatornennleistung sowie der steigenden Nabenhöhe von WEA werden sowohl für Onshore- 6

WEA als auch Offshore-WEA jährlich steigende Volllaststunden unterstellt. Dieser Trend rechtfertigt die leicht steigenden Anlagekosten im Vergleich zum Jahr 2013. In der Zukunft wird jedoch erwartet, dass diese Kosten sinken werden. Für WEA werden neben den variablen Betriebskosten auch fixe Kosten berücksichtigt. Fixe Betriebskosten setzen sich aus den ertragsunabhängigen Wartungs- und Reparaturkosten, Betriebsführungs- und Pachtkosten sowie den Kosten für die Versicherung zusammen. Auch für die konventionellen Kraftwerke werden sowohl fixe als auch variable Betriebskosten berücksichtigt, welche einen erheblichen Anteil der Stromgestehungskosten bilden, da diese neben den Kosten für Hilfsund Rohstoffe die Brennstoffkosten sowie die Kosten für die CO 2 -Zertifikate beinhalten. Da die Marktsituation von konventionellen Kraftwerken aus heutiger Sicht ungewiss ist, wird für diese eine hohe Bandbreite an Inputparametern für Brennstoffpreise, CO 2 -Preise und Volllaststunden gewählt. Für die CO 2 -Zertifikatspreise werden insbesondere höhere Bandbreiten im Vergleich zur letzten Studie gewählt, um die hohe Unsicherheit widerzuspiegeln. Aufgrund eines aktuell noch niedrigeren Zinsniveaus als im Jahr 2013 ergeben sich günstigere Finanzierungsbedingungen für Kraftwerke. Lag der Zinssatz für 20-jährige Bundesanleihen im Jahr 2013 noch bei etwa 2,6 %, so ist er im Jahr 2017 auf durchschnittlich 1,07 % gesunken (Stand: November 2017). In den zukünftigen Jahren wird jedoch eine Zinserhöhung erwartet. Daher wird mit einem nur gering niedrigeren Zinsniveau gerechnet, im Vergleich zu Vorgängerstudie, da ein Anstieg impliziert wird. 7

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