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Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

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

vestitionskosten

vestitionskosten feststellen. So steigen sogar die spezifischen Investitionskosten von Anlagen zwischen den Jahren 2005 und 2009 (Stenull et al. 2011). Es wird daher keine LR für Biogasanlagen angesetzt. In dieser Studie wird keine Wärmeauskopplung berücksichtigt, um eine Vergleichbarkeit zu den Stromgestehungskosten anderer Technologien zu wahren. Eine Wärmegutschrift ist daher in den Stromgestehungskosten nicht berücksichtigt. 14,74 € Cent /kWh deutlich höher ausfallen. Der größte Bestimmungsfaktor der Stromgestehungskosten von Biogasanlagen sind die Substratkosten, aber auch die Volllaststunden haben einen großen Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungskosten. So sinken die Stromgestehungskosten um gut 0,75 € Cent /kWh, wenn die Volllaststunden um 20% erhöht werden. Im Vergleich sinken die Stromgestehungskosten um 1,5 € Cent /kWh, wenn die Substratkosten um 20% verringert werden. Geringere Auswirkung auf die Stromgestehungskosten weisen eine Veränderung der Lebensdauer und der O&M Kosten auf. Kann die Lebensdauer um 20% erhöht werden, sinken die LCOE lediglich um 0,25 € Cent /kWh, werden die O&M Kosten um 20% verringert, sinken die LCOE ebenfalls um 0,4 € Cent /kWh. Von den beobachteten Parametern hat eine Veränderung der WACC die geringste Auswirkung auf die Stromgestehungskosten. Konventionelle Kraftwerke Marktentwicklung und Prognose Kohlekraftwerke Abbildung 11: Stromgestehungskosten von Biogaskraftwerken bei unterschiedlichen Volllaststunden im Jahr 2018. In Abbildung 11 sind die Stromgestehungskosten von großen Biogasanlagen (>500 kW el ) für unterschiedliche Volllaststunden dargestellt. Zudem fließen die spezifischen Investitionen mit Werten zwischen 2000 und 4000 EUR/kW in die Berechnung ein. Für Biogasanlagen mit hohen Volllaststunden und niedrigen spezifischen Investitionen ergeben sich Stromgestehungskosten von mindestens 10,14 € Cent /kWh, während die Stromgestehungskosten von Biogasanlagen mit niedrigen Volllaststunden und hohen spezifischen Investitionen mit bis zu Kohlekraftwerke haben an der weltweit installierten Kraftwerksleistung mit rund 2000 GW einen derzeitigen Anteil von 32%. Damit wird weltweit die größte Menge an Strom (40%) durch Kohlekraftwerke produziert, gefolgt von Gaskraftwerken mit 22% (IEA 2017). Die größte Menge an Kohlestrom produziert China. Zugleich ist China mit 50 % des gesamten Kohlekonsums der größte Konsument (World Energy Council 2016). Der zweitgrößte Markt sind die OECD-Staaten Amerikas, gefolgt von den asiatisch-ozeanischen OECD-Staaten. Der viertgrößte Markt ist in Osteuropa und Eurasien, wobei die OECD-Staaten Europas die derzeit geringste Kohlestromproduktion haben. Indien, der Verband südostasiatischer Nationen und Südafrika stellen Zukunftsmärkte dar. Abbildung 12: Sensitivitätsanalyse für Biomassekraftwerke mit spezifischer Investition von 3000 EUR/kW und 6000 Volllaststunden. Während im Jahr 2012 die Nettostromerzeugung durch Braunkohle in Deutschland noch bei 30% und die der Steinkohle bei 22% lag (BNetzA 2018, Kost et al. 2013), beträgt der Anteil der Braunkohle an der Nettostromerzeugung 2017 nur noch 24% und der der Steinkohle etwa 15% (Fraunhofer ISE 2018). Die installierten Leistungen von Braunkohle- und Steinkohlekraftwerken sind mit 20,9 GW und 28,32 GW seit dem Jahr 2002 nahezu konstant (Fraunhofer ISE 2017). Langfristig wird mit einem Rückgang der Braunkohlekapazitäten bis 2033 auf 11,8 GW gerechnet (50Hertz Transmission GmbH et al. 2013), die Steinkohlekapazitäten werden bis 2033 auf 20,2 GW sinken. 20

Gaskraftwerke In 2017 waren weltweit rund 1700 GW an Gaskraftwerkskapazität installiert. Gaskraftwerke haben nach Kohlekraftwerken global damit den zweitgrößten Anteil an der Stromproduktion. Produziert wurde eine Strommenge von 4299 TWh (EIA 2017). Über die Hälfte aller Gaskraftwerke sind in den OECD-Staaten installiert. Die OECD-Staaten Amerikas haben dabei einen Anteil von 27% der weltweit installierten Kapazität, gefolgt von OECD Europa (15%) und OECD Asien (9%). In den nicht OECD-Ländern hat Russland, bedingt durch große Gasreserven, mit 7% die größte installierte Kapazität an Gaskraftwerken, der mittlere Osten insgesamt hat einen Anteil von 14%. In China sind 4% und in Indien 2% der weltweiten Leistung installiert. Die Märkte in Afrika, Zentral- und Südamerika sind derzeit sehr klein. Große Wachstumsmärkte sind Brasilien – mit einer Wachstumsrate von 6% zwischen 2008 bis 2035 – und Indien. Auch die Märkte in Afrika, Mexiko und Chile werden bis 2035 stark wachsen. In Russland und Japan sind die Kapazitäten leicht rückläufig (EIA 2017). Im 2017 trugen Gaskraftwerke mit einem Anteil von etwa 8% an der Nettostromerzeugung in Deutschland bei (Fraunhofer ISE 2018). Seit dem Jahr 2002 hat sich die installierte Leistung von Gaskraftwerken in Deutschland von 20,3 GW aus 29,9 GW erhöht. Laut Netzentwicklungsplan wird von einer Zunahme der installierten Gaskapazität auf 30,5 GW - 37,8 GW in 2030 ausgegangen (50Hertz Transmission GmbH et al. 2017). Preis- und Kostenentwicklung Die Stromgestehungskosten von Gas- und Kohlekraftwerken sind stark abhängig von den erzielbaren Volllaststunden. In Deutschland erreichen Braunkohlekraftwerke derzeit Volllaststunden zwischen 5000 und 7600, Steinkohlekraftwerke erzielen Volllaststunden zwischen 3500 und 6500 und GuD- Kraftwerke erzielen Volllaststunden zwischen 2000 und 5000. Die Volllaststunden, die ein Kraftwerk erzielen kann, sind abhängig von den variablen Grenzkosten des Einzelkraftwerks, da der Einsatz der Kraftwerke am Markt durch die Merit-Order bestimmt wird. Dadurch ist die Entwicklung der Volllaststunden im Wesentlichen abhängig von einer Prognose der Brennstoffund CO 2 -Zertifikatspreise, der Entwicklung der erneuerbaren Stromeinspeisung und der Zusammensetzung des Kraftwerksparks. Die genannten Größen sind aufgrund ihrer Abhängigkeit von den Entwicklungen auf den nationalen und internationalen Märkten mit erheblichen Unsicherheiten behaftet, weswegen für die Technologien eine große Bandbreite an Volllaststunden angegeben wurde. Abbildung 13 zeigt die Stromgestehungskosten für das Jahr 2018 von Braunkohle, Steinkohle, Gas- und Dampfkraftwerken (GuD) sowie Gasturbinen, jeweils für die Bandbreite an Volllaststunden (siehe Annahmen), den CO 2 -Zertifikatspreis aus Tabelle 6, die Brennstoffpreise aus Tabelle 4 sowie für die minimalen und maximalen spezifischen Investitionen aus Tabelle 1. Abbildung 13: Stromgestehungskosten konventioneller Kraftwerke im Jahr 2018 mit variierenden CO 2 -Zertifikats- und Brennstoffpreisen sowie spezifische Investitionen. Braunkohle hat derzeit die niedrigsten Stromgestehungskosten, die zwischen 4,59 und 7,98 € Cent /kWh liegen. Als klassische Grundlastkraftwerke haben Braunkohlekraftwerke jedoch eine sehr geringe Flexibilität der Erzeugung und eignen sich daher nur bedingt zur Flankierung von fluktuierenden erneuerbaren Energien. Die Stromgestehungskosten von Steinkohlekraftwerken liegen, trotz niedrigerer spezifischer Investition als Braunkohle, mit 6,27 bis 9,86 € Cent /kWh deutlich darüber. Die Stromgestehungskosten von GuD-Kraftwerken haben eine Bandbreite zwischen 7,78 und 9,96 € Cent /kWh und sind damit etwas teurer als Kohlekraftwerke. Vorteile der GuD-Kraftwerke sind deren höhere Flexibilität und die im Vergleich zu Kohlekraftwerken geringen CO 2 -Emissionen. Hochflexible Gasturbinen haben bei 11,03 und 21,94 € Cent /kWh noch höhere Stromgestehungskosten, sind jedoch hoch flexibel und aufgrund geringer Anschaffungskosten günstiger bei einer geringeren Auslastung unter 1000 Volllaststunden pro Jahr als andere Technologien. Zum Vergleich: Während PV-Freiflächenanlagen an Standorten mit Globalstrahlung von 1300 kWh/(m 2 a) Stromgestehungskosten von 3,71 € Cent /kWh erreichen, liegen diese für Onshore-WEA an Standorten mit 3200 Volllaststunden bei 3,99 € Cent /kWh. Damit liegen die Stromgestehungskosten von PV-Freiflächenanlagen und Onshore-WEA deutlich unterhalb der Erzeugungskosten für Strom aus allen konventionellen Kraftwerken. 21

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