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Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

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

Ein zweiter Faktor, der

Ein zweiter Faktor, der die Höhe der Eigenkapitalrendite beeinflusst, ist das projektspezifische Risiko: Je höher das Ausfallrisiko ist, desto höher ist die vom Investor geforderte Eigenkapitalrendite. Um die Kapitalkosten gering zu halten, ist ein möglichst hoher Anteil an günstigem Fremdkapital wünschenswert. Dieser wird jedoch ebenfalls durch das projektspezifische Risiko begrenzt: Je höher das Ausfallrisiko, desto weniger Fremdkapital wird von den Banken zur Verfügung gestellt. Da Offshore- Windparks nach wie vor ein höheres projektspezifisches Risiko als beispielsweise Onshore-Windkraftanlagen aufweisen, sind die durchschnittlichen Kapitalkosten entsprechend höher. Stehen Förderkredite in ausreichender Höhe zur Verfügung – beispielsweise von der KfW-Bankengruppe – können je nach Technologie Fremdkapitalzinssätze von rund 2 bis 4% erzielt werden. Dies ist momentan für PV Kleinanlagen der Fall, für die der effektive Zins eines KfW-Förderkredits in der höchsten Bonitätsklasse derzeit bei nur 2,63 % liegt – bei 20-jähriger Laufzeit und 20-jähriger Zinsbindung (KfW 2018). Da zurzeit ein sehr niedriges Zinsniveau vorliegt und in Zukunft eine Steigerung des Zinssatzes erwartet wird, werden die Fremdkapitalrenditen für PV Anlagen mit 3,5% etwas höher angesetzt. Bei länderübergreifenden Standortvergleichen ist zu beachten, dass sich neben den Umweltfaktoren wie Einstrahlung und Windangebot auch die Finanzierungsbedingungen ändern. Insbesondere bei regenerativen Projekten, deren Wirtschaftlichkeit maßgeblich auf staatlich geregelten Einspeisevergütungen beruht, muss das länderspezifische Risiko für einen Ausfall dieser Zahlungen, etwa durch Staatsbankrott, berücksichtigt werden. Ein weiterer Faktor ist die Verfügbarkeit von zinsgünstigen Förderkrediten. Speziell der Standort Deutschland bietet hier sehr günstige Rahmenbedingungen für Investitionen in regenerative Kraftwerke. Untersuchte Standortbedingungen Einstrahlung – Volllaststunden Die Höhe des Stromertrages am Standort des Kraftwerkes stellt einen wichtigen Parameter mit einem erheblichen Einfluss auf die Stromgestehungskosten dar. Bei Solartechnologien spielt hierbei, je nach Technologie, die Höhe der diffusen oder direkten Solarstrahlung eine Rolle. Abhängig von der Windgeschwindigkeit lassen sich Volllaststunden aus dem Windangebot am Kraftwerksstandort einer WEA berechnen. Bei Biogasanlagen hingegen ist die Anzahl der Volllaststunden nicht dargebotsabhängig, sondern wird von den Faktoren Nachfrage, Verfügbarkeit des Substrats und Anlagenauslegung bestimmt. Deshalb sollen exemplarisch Standorte mit spezifischen Energieerträgen aus der Sonneneinstrahlung sowie Standorte mit spezifischen Volllaststunden für WEA untersucht werden (siehe Tabelle 3). An typischen Standorten in Deutschland trifft eine Globalstrahlung (GHI, global horizontal irradiance – bestehend aus diffuser und direkter Strahlung) im Bereich zwischen 950 und 1300 kWh pro m² und Jahr auf die horizontale Fläche auf (Abbildung 25). Dies entspricht einer Solarstrahlung zwischen 1100 bis 1510 kWh/(m²a) auf eine optimal ausgerichtete PV- Anlage. Nach Abzug von Verlusten innerhalb des PV-Kraftwerkes ergibt dies einen mittleren jährlichen Stromertrag zwischen 935 und 1280 kWh pro installiertem kWp. Das Windangebot ist ebenfalls standortabhängig. Onshore- Anlagen können an schlechten Standorten Volllaststunden von nur 1800 Stunden pro Jahr aufweisen. Die Höhe der Volllaststunden kann jedoch an ausgewählten küstennahen Standorten in Deutschland Werte von bis zu 3200 Stunden errei- PV-Anlage (Standardmodule) Einstrahlung auf PV-Module [kWh/(m 2 a)] Stromerzeugung pro 1 kWp bei optimalem Neigungswinkel [kWh/a] Deutschland Norden (Globalstrahlung 950 kWh/(m 2 a)) 1100 935 Deutschland Mitte (Globalstrahlung 1120 kWh/(m 2 a)) 1300 1105 Deutschland Süden (Globalstrahlung 1300 kWh/(m 2 a)) 1510 1280 Windenergieanlage (2 - 5 MW) Wind-Volllaststunden [h] Stromerzeugung pro 1 kW [kWh/a] Onshore: Binnenland Deutschland (Windgeschwindigkeit 5,5 m/s; 120m Nabenhöhe) Onshore: Norddeutschland (Windgeschwindigkeit 6,4 m/s; 120m Nabenhöhe) Onshore: Küstennahe und windreiche Standorte Deutschland (Windgeschwindigkeit 7,8 m/s; 120m Nabenhöhe) Offshore: geringe Entfernung von Küste (Windgeschwindigkeit 7,8 m/s; 120m Nabenhöhe) Offshore: mittlere Entfernung von Küste (Windgeschwindigkeit 8,7 m/s; 120m Nabenhöhe) Offshore: sehr gute Standorte (Windgeschwindigkeit 10,3 m/s; 120m Nabenhöhe) Tabelle 3: Jahreserträge an typischen Standorten von PV und Wind (Quelle: Fraunhofer ISE). 1800 1800 2500 2500 3200 3200 3200 3200 3600 3600 4500 4500 12

chen. Der durchschnittliche Wert der im Jahr 2016 errichteten Onshore-WEA liegt bei 2721 Volllaststunden pro Jahr (Fraunhofer IWES 2018). Sehr viel höhere Volllaststunden erreichen Offshore-Anlagen mit Werten zwischen 3200 Stunden pro Jahr in Küstennähe und bis zu 4500 Stunden pro Jahr an küstenferneren Standorten in der Nordsee. Angesichts des Trends immer größerer Anlagendimensionen sowie der Errichtung von Anlagen in Küstenferne wird angenommen, dass Offshore-WEA bis zum Jahr 2050 im Idealfall eine Volllaststundenzahl von 5500 erreichen werden (Reuter und Elsner 2016). Dies entspricht einer jährlichen Steigung der Volllaststunden um 0,6 %. In diese Studie wird für Onshore-WEA eine jährliche Zunahme der Volllaststunden bei Neuanlagen um 0,5 % angenommen. Biogasanlagen können in Deutschland problemlos eine Auslastung von 80 - 90 % erreichen, was über 7000 Volllaststunden pro Jahr entspricht. Vorangetrieben durch die durch das EEG eingeführte Flexibilitätsprämie wird immer häufiger eine flexible Fahrweise von Biogasanlagen angestrebt, was zu sinkenden Volllaststunden führt. Das Ziel der Flexibilitätsprämie ist die Erhöhung des flexiblen Anteils an der Stromproduktion der Biogasanlage. Dies dient dazu, die fluktuierende Einspeisung von Solar und Wind auszugleichen. Aus diesem Grund wird eine Bandbreite zwischen 5000 und 7000 Vollaststunden angesetzt. Im Vergleich zu den meisten erneuerbaren Energietechnologien ist die jährliche Stromerzeugung und damit die Volllaststundenzahl eines konventionellen Kraftwerkes abhängig von der jeweiligen Nachfrage, den Kosten für fossile Brennstoffe und damit auch von der Wettbewerbsfähigkeit der Technologie im Energiesystem. Derzeit liegen die Volllaststunden von Braunkohle über alle Anlagen bei durchschnittlich 6950 Stunden. Bei Steinkohle werden durchschnittlich 5850 Stunden und bei wirtschaftlichen GuD-Kraftwerken 3500 Stunden erzielt (BMWI 2017a). Im Zuge der Energiewende und steigenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien sinken jedoch die Volllaststunden von konventionellen Kraftwerken. Diese Studie hinterlegt in der Berechnung bis 2035 für alle Neuanlagen kontinuierlich sinkende Volllaststunden (Braunkohle und Steinkohle -1% pro Jahr, GuD -0,5% pro Jahr, sowie GT konstante Volllaststunden). Bei Braunkohle sinkt somit der mittlere Wert der Volllaststunden im Jahr 2035 auf 5350 und bei GuD auf 3100. Höhere Volllaststunden können die Stromgestehungskosten von fossilen Kraftwerken verringern, falls dies die Wettbewerbs- oder Nachfragesituation zulässt, entsprechend führen geringere Volllaststunden zu einer Erhöhung der Stromgestehungskosten. Brennstoffkosten Die Substratkosten variieren für Biogasanlagen deutlich. Die Kosten unterscheiden sich aufgrund der Möglichkeiten des Zukaufs von Substraten oder der Verwendung von eigenerzeugten Substraten von Biogasbetreibern. Zudem sind die Anteile der unterschiedlichen Substrate von Anlage zu Anlage verschieden. Beispielsweise wurde im Betriebsjahr 2009 in einer Biogasanlage in Baden-Württemberg ein durchschnittlicher Substratmix mit 30% Gülle, 5% Festmist, 43% Silomais, 12% Grassilage, 5% Ganzpflanzensilage (GPS) und 5% sonstige Substrate verwendet (Stenull et al. 2011). Hierbei variiert der Methanertrag der einzelnen Substrate zwischen 106 Nm³/tFM (Tonne Feuchtmasse) für Silomais (Scholwin et al. 2011) und 12 Nm³/tFM für Schweinegülle (Taumann 2012). Für die Substrate fallen zudem unterschiedliche Kosten an. So liegen die Substratkosten für den Ankauf von Maissilage bei 31 EUR/tFM (Scholwin et al. 2011) und für Schweinegülle bei 3 EUR/tFM (DFBZ 2010). Für eigenerzeugte Substrate können die Substratkosten mit nahezu 0 EUR/tFM angesetzt werden. Mit der Umrechnung des Methanertrags und der Methanausbeute von 9,97 kWh/Nm³ werden in dieser Studie durchschnittliche Substratkosten von 0,03 EUR/kWh th angesetzt. Für einen Vergleich der Stromgestehungskosten von erneuerbaren Energien und konventionellen Kraftwerken sind Annahmen zu Wirkungsgraden und CO 2 -Emissionen der Kraftwerke notwendig. Die Annahmen der typischen Kraftwerksgrößen liegen bei Braunkohle zwischen 800 und 1000 MW, bei Steinkohle zwischen 600 und 800 MW und bei GuD-Kraftwerken zwischen 400 und 600 MW je Standort bzw. bei GT-Kraftwerken um 200 MW. Durch weitere technische Verbesserungen steigt der Wirkungsgrad von Neuanlagen bei Braunkohle von 45% auf 48%, bei Steinkohle von 46% auf 51% und bei GuD von 60% auf 62%. Die Preispfade für Brennstoffe sind mit moderaten Steigerungen angenommen. Aufgrund einer möglichen Verknappung der CO 2 -Zertifikate wird zudem ein langfristiger Anstieg des Zertifikatspreises angenommen (siehe Tabellen 4-6). 13

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