Hintergrunddokument Kostenannahmen und Szenarien BERLIN,

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1 Studie zum kostenoptimalen Ausbau der Erneuerbaren Energien Hintergrunddokument Kostenannahmen und Szenarien BERLIN,

2 Annahmen zu Investitionskosten der Erneuerbaren Energien basieren auf der BMU Leitstudie Annahmen zu Investitionskosten der Erneuerbaren Energien Investitionskosten, EUR/kWpeak BMU Leitstudie Anpassung Kostendegression* Benutzte Annahmen: Jahr PV Aufdachanlagen Jahre früher PV Freiflächen Wind onshore (Schwachwindstandorte) Wind onshore (Starkwindstandorte) Wind offshore (excl. Offshore-Netz) Jahre verzögert *Anpassungen der Annahmen durch Agora Energiewende; wesentliche Quellen: PV: Photon Preismonitor Solaranlagen, Fraunhofer ISE Studie zu Stromgestehungskosten ( Wind Offshore: Crown Estate Pathways Studie Offshore%20wind%20cost%20reduction%20pathways%20study.pdf); Wind onshore: Expertendiskussionen, veröffentlichte Kosten von Windparks 2

3 Detaillierung der EE-Ausbaupfade in den Szenarien 3

4 Zwei unterschiedliche EE-Ausbaupfade wurden untersucht, eine zusätzliche Sensitivität wird noch betrachtet Basisszenario Gedanke bei Szenariogestaltung EE-Ausbaupfad 1 EE-Ausbaupfad 2 Sensitivität PV Mehr Wind onshore, verteilt in ganz Deutschland Mehr PV, verteilt in ganz Deutschland Viel weniger Wind offshore Lokal wird Ausbau im Hinblick auf das Verteilnetz optimiert Mehr Wind onshore im Norden Weniger PV im Norden, kein Ausbau nach 52 GW Weniger Wind offshore Keine lokale Optimierung im Hinblick auf das Verteilnetz Ausbau ähnlich zu Ausbaupfad 1, zusätzlich drastischer Ausbau von PV + Batteriesystemen Fokus NICHT auf Kosten der EE-Erzeugung sondern auf indirekten Effekten Ausbau EE orientiert sich an Last Ausbau EE fokussiert sich auf Wind, vorwiegend im Norden Durchbruch in PV- und Batteriekosten führt zu drastischem Ausbau 4

5 Mengen der installierten Leistungen an Wind- und Solaranlagen in den EE- Ausbaupfaden GW-Werte in allen Szenarien führen zu Stromerzeugung aus Wind- und Solaranlagen in Höhe von 244 TWh in 2023 und 366 TWh in 2033 Änderungen je Technologie relativ zu NEP (in 2023, 2033) Installierte Leistung je Technologie in 2023/in2033 NEP 2013 B Ausbaupfad 1 keine Mehr Wind onshore, vor allem im Süden (+14, +23 GW) Etwas mehr PV, verteilt über ganz Deutschland (+2, + 8 GW) Viel weniger Wind offshore (-9, -16 GW) Wind onshore: 49/66 GW PV: 61/ 65 GW Wind offshore: 14/25 GW Wind onshore: 64/89 GW PV: 63/73 GW Wind offshore: 5/9 GW Ausbaupfad 2 Mehr Wind onshore, vor allem im Norden (+12, + 19 GW) Weniger PV im Norden (-9, -13 GW) Etwas weniger Wind offshore (-7, - 12 GW) Wind onshore: 61/85 GW PV: 52/ 52 GW Wind offshore: 7/14 GW PV Breakthrough Etwas mehr PV (+ 5, + 11 GW, identisch mit Ausbaupfad 1) Viel mehr Systeme aus PV+Batterie (+19, +74 GW ) In 2023 etwas mehr Wind onshore (-8GW) In 2033 weniger Wind offshore (-18 GW) PV: 85/150 GW, davon 19/74 GW mit Batterie Wind onshore: 57/66 GW Wind offshore: 5/7 GW 5

6 Stromerzeugung Wind- und Solarenergie in TWh, 2023 Wind offshore Photovoltaik Wind onshore Ausgangspunkt: Leitszenario Netzentwicklungsplan Realistische Optimierung Fokus auf Wind onshore (kostengünstigste Technologie) Mindestausbau von PV und Wind offshore Optimierte Ausbaupfade verbrauchsnahe Erzeugung Wind und PV verteilt in ganz Deutschland beste Standorte Wind und PV an besten Standorten 6

7 Stromerzeugung Wind- und Solarenergie in TWh, 2033 Wind offshore Photovoltaik Wind onshore Ausgangspunkt: Leitszenario Netzentwicklungsplan Realistische Optimierung Fokus auf Wind onshore (kostengünstigste Technologie) Mindestausbau von PV und Wind offshore Optimierte EE-Ausbaupfade verbrauchsnahe Erzeugung beste Standorte Wind und PV verteilt in ganz Deutschland Wind und PV an besten Standorten 7

8 Darstellung der installierten Leistung (in GW) je Technologie in den Ausbaupfaden und im Vergleich mit dem NEP 2012 GW Installierte Leistung, 2023 GW Installierte Leistung, NEP2012-B NEP2012-C Basisszenario (NEP 2013 B) "beste Standorte" Wind onshore Wind offshore PV Wind onshore Wind offshore PV "verbrauchsnahe Erzeugung" "PV breakthrough" 8

9 Darstellung der erzeugten Strommengen (in TWh) je Technologie in den Ausbaupfaden und im Vergleich mit dem NEP 2012 TWh Erzeugte Strommengen, 2023 TWh Erzeugte Strommengen, NEP2012-B NEP2012-C (Werte 2023 Basisszenario (NEP 2013 B) "beste Standorte" 50 0 Wind onshore Wind offshore PV 50 0 Wind onshore Wind offshore PV "verbrauchsnahe Erzeugung" Starker Anstieg der Stromerzeugung im Basisszenario bedingt durch Aktualisierung veralteter Annahmen zu Windanlagen im NEP 9

10 Verteilung der Windanlagen onshore in den Szenarien Generell Basisszenario Ausbaupfad 1 Ausbaupfad 2 Verteilung wird nur auf Bundesländer-Ebene definiert, lokale Verteilung durch IWES Verteilung gemäß NEP Szenario B (Vorschlag der ÜNB) Zusätzliche Windanlagen ggü. NEP werden entsprechend der Last auf die Bundesländer verteilt Detaillierte Berechnung: Theoretische Verteilung von Windanlagen gemäß Stromverbrauch der Bundesländer wird ermittelt Länder mit zu wenig Windanlagen gemäß dieser Verteilung im NEP Szenario B werden ermittelt (NRW, BY, BW, HE, SN, SL) Die zusätzlichen GW werden entsprechend der Differenz zwischen theoretischer Verteilung und NEP Szenario B proportional auf diese Länder aufgeteilt Zusätzliche Windanlagen ggü. NEP werden auf die Bundesländer mit den besten Windverhältnissen verteilt Detaillierte Berechnung: Die Bundesländer werden entsprechend ihrer durchschnittlichen Standortqualitäten aufgelistet Von oben nach unten werden zusätzliche Windanlagen verteilt bis sie verbraucht sind : die Grenze je Land ist dabei In 2023 die Werte des NEP Szenarios C 2023 (6 GW für SH, je 3 GW für NI und MV) In 2033 die doppelte Menge in GW wie im NEP Szenario B2033 (10 GW für SH, je 4,5 GW NI und MV) 10

11 Wind onshore: Darstellung der installierten Leistung (in GW) je Bundesland GW C2023 Basisszenario (NEP 2013 B) "verbrauchsnahe Erzeugung" "beste Standorte" Länder mit zusätzlichen Windanlagen bei verbrauchsorientierter Erzeugung Länder mit zusätzlichen Windanlagen bei besten Standorten 11

12 Szenariendefinition Wind onshore 2033: Darstellung der installierten Leistung (in GW) je Übertragungsnetzknoten Verteilung der Windanlagen im Basisszenario (66 GW in 2033) Verteilung der Windanlagen verbrauchsnahe Erzeugung (89 GW in 2033) Basiszenario Indikative geografische Darstellungen anhand der Übertragunsnetzknoten, nicht maßstabsgetreu Verteilung der Windanlagen beste Standorte (85 GW in 2033) Zusätzlicher Ausbau 12

13 Verteilung der PV-Anlagen in Szenarien Generell Verteilung wird nur auf Bundesländer-Ebene definiert, lokale Verteilung entsprechend Verteilungslogik Constentec und IWES Basisszenario Verteilung gemäß NEP Szenario B (Vorschlag der ÜNB) Ausbaupfad 1 Ausbau der PV-Anlagen auf die Bundesländer entsprechend der Last verteilt Detaillierte Berechnung: Theoretische Verteilung von PV-Anlagen gemäß Stromverbrauch der Bundesländer (% an Gesamtverbrauch in Deutschland) wird ermittelt Alle PV-Anlagen werden entsprechend diesem Schlüssel aufgeteilt Ausbaupfad 2 Weniger Zubau in Ländern mit wenig Sonne, in sonnigen Ländern Zubau gemäß NEP Szenario B Detaillierte Berechnung: Für BY, BW, RP bleiben die Ausbaumengen nach NEP Szenario B gleich Für alle anderen Länder werden die Ausbaumengen um 30% gegenüber Annahmen des Leitszenarios für 2023 reduziert Verteilung in 2033 gleich wie in 2023 (kein weiterer Zubau) 13

14 Photovoltaik: Darstellung der installierten Leistung (in GW) je Bundesland GW C2023 Basiszenario (NEP2013 B) "verbrauchsnahe Erzeugung" "beste Standorte" Länder mit zusätzlichen PV-Anlagen bei verbrauchsorientierter Erzeugung Länder ohne Reduktion der PV-Anlagen bei besten Standorten in

15 Szenariendefinition PV 2033: Darstellung der installierten Leistung (in GW) je Übertragungsnetzknoten Verteilung der PV-Anlagen Basisszenario (65 GW in 2033) Verteilung der PV-Anlagen verbrauchsnahe Erzeugung (73 GW in 2033) Basiszenario Indikative geografische Darstellungen anhand der Übertragunsnetzknoten, nicht maßstabsgetreu Verteilung der PV-Anlagen beste Standorte (52 GW in 2033) Zusätzlicher Ausbau 15

16 Detaillierte Analyse zu aktualisierten Kosten der Erneuerbaren Energien 16

17 BMU Leitstudie ist die Basis der EE- Kostenannahmen, wo erforderlich wird Kostendegression zeitlich angepasst BMU Leitstudie enthält Investitionskosten der EE-Technologien in EUR/kWpeak, PV und Wind Offshore: Anpassungen an aktuelle Marktentwicklung, basierend auf glaubwürdigen Analysen von Verbänden der jeweiligen Industrien: Kostendegression für PV: 5 Jahre früher als erwartet Kostendegression für Wind offshore: 3 Jahre später als erwartet Wind onshore: Differenzierung der Kosten zwischen Starkwind und Schwachwindanlagen auf Basis von veröffentlichten Kostendaten und Expertengesprächen 17

18 PV 18

19 Die Investitionskosten PV werden aus der BMU-Leitstudie übernommen, die Kostendegression um 5 Jahre vorgezogen Investitionskosten, EUR/kWpeak Annahmen BMU Leitstudie Reale Werte 2012 (basierend auf Photon Preismonitor) Gewählte Annahmen: PV Gesamt Quellen: Photon Preismonitor,

20 Unterschiede in Kosten zwischen Aufdach- und Freiflächenanlagen werden berücksichtigt 1800 Investitionskosten, EUR/kWpeak Gewählte Annahmen: PV Gesamt Gewählte Annahmen: Aufdachanlagen Gewählte Annahmen: Freiflächen Quellen:

21 Für Investitionskosten für Kleinanlagen sind transparente Daten vorhanden Kosten für Großanlagen werden nach ISE- Studie abgeleitet Photon Preismonitor Aus Photon Preismonitor Investitionskosten, EUR/kWpeak Gleiches Kostenverhältnis Groß- und Kleinanlagen wie in ISE-Studie ISE-Studie zu Kosten EE Quellen: Photon Preismonitor,

22 Backup Regionale Unterschiede in Erzeugung von PV-Anlagen werden anhand realer historischer Wetterdaten (2011) berücksichtigt 22

23 Wind offshore 23

24 Die Investitionskosten Wind offshore werden aus der BMU-Leitstudie übernommen, die Kostendegression um 3 Jahre verzögert Investitionskosten, EUR/kWpeak Annahmen BMU Leitstudie Real abgeschlossene Verträge für 2013 (Stand Mai 2012) 4500 Gewählte Annahmen: Wind Offshore (exkl. Netzanbindung) Quellen:

25 Zusätzliche Kosten für die Netzanbindung von Windanlagen offshore werden berücksichtigt Investitionskosten, EUR/kWpeak Gewählte Annahmen: Wind Offshore (exkl. Netzanbindung) Gewählte Annahmen: Wind Offshore (inkl. Netzanbindung) Quellen:

26 Datenquelle Wind offshore: Analyse zu Kosten von The Crown Estate und eigene Analysen Deutscher Windparks (rot) Kosten für Alpha Ventus: ~4,7 MioEUR/MW Kosten für Baltic 1: ~4,6-6,7 MioEUR/MW Kosten für Bard Offshore : ~7,3 MioEUR/MW Kosten für Nordsee Ost: ~3,9 MioEUR/MW Quellen: Anpassungen entsprechend der Annahmen der Studie: Wechselkurs GBP/EUR (+17%), Abzug der Kosten für Netzanbindung (-15%) Quellen Deutsche Windparks:

27 Wind onshore 27

28 Für Schwachwind- und Starkwindstandorte werden unterschiedliche Windanlagen angenommen, Kostenunterschiede werden berücksichtigt Annahmen zur Anlagenkonfiguration je Standorttyp (IWES) 2013 Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 2,5 2,2 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 3 3 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 4,5 4 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) Abschätzung der zusätzlichen Investitionskosten von Schwachwindanlagen: Erstellung eines Kostentreibermodells zur Abschätzung Kalibrierung des Modells durch veröffentlichte reale Kosten Diskussion mit Experten (Hersteller, Projektierer, Wissenschaftler) zur Erwartung an relative Mehrkosten bis 2033 Annahme: IWES: Zubau von Schwachwindanlagen an Standorten mit durchschnittlicher Windgeschwindigkeit von 7,5 m/s oder weniger (auf Turmhöhe) 28

29 Unterschiedliche Kosten von Schwach- und Starkwindanlagen werden berücksichtigt, bei Ausbau im Basisszenario ergeben sich die Investitionskosten der BMU-Leitstudie Investitionskosten, EUR/kWpeak Annahmen BMU Leitstudie = Annahmen Kosten Windausbau im Basisszenario Gewählte Annahmen: Starkwindanlagen Unterschiede in der Konfiguration zwischen Schwachwind- und Starkwindanlagen sind gemäß Annahmen größer in 2013 und 2033 als in 2023, daher ist der Kostenunterschied in 2023 geringer als 2013 und 2033 Gewählte Annahmen: Schwachwindanlagen Quellen: eigene Analyse zu Kostenverhältnis Starkwind und Schwachwindanlagen 29

30 Ausgangsbasis der Schätzungen: Analyse von Irena zu Kosten je Komponente einer Windanlage Direkte Anlagenkosten für Turm, Rotor, Generator, Gondel etc. werden durch unterschiedliche Auslegung beeinflusst Investitionsnebenkosten (Planung und Projektierung, Netzanschluss etc.) werden nicht wesentlich durch Unterschiede in Nabenhöhe und Rotordurchmesser beeinflusst Investitionsnebenkosten machen 20-30% der gesamten Kosten aus Quelle: Nebenkosten:

31 Abschätzung der relativen Investitionskosten auf Basis eines Kostentreibermodells (Starkwind/Schwachwind) (1/2) Schritt 1: Aufteilung der Gesamtkosten auf Komponenten (IRENA): Welche Komponente verursacht wie viel % der direkten Investitionskosten? 5 Schritte zur Ermittlung der relativen Kosten für Schwachwindanlagen und Starkwindanlagen : 1. Aufteilung der Investitionskosten auf Komponenten (nach IRENA) 2. Zuordnung der Kosten je Komponente auf Kostentreiber (eigene Zuordnung) 3. Annahmen zur Auswirkungen von 10% Erhöhung des Kostentreibers auf betroffene Komponenten 4. Berechnung der relativen Mehrkosten je Schwachwindanlage 5. Berechnung der spezifischen Investitionskosten (je MW) Schritt 2. Zuordnung auf wesentliche Kostentreiber: "durch welchen der drei Treiber (Nennleistung, Rotordurchmesser, Nabenhöhe) steigen die Kosten der jeweiligen Komponente?" Komponente Anteil an Kosten Nenn- Leistung Rotordurchmesser Naben höhe Tower 26% 0,1 0,1 0,8 Rotor Blades 22% 1,0 Rotor Hub 1% 1,0 Rotor Bearings 1% 1,0 Main Shaft 2% 1,0 Main Frame 3% 1,0 Gearbox 13% 1,0 Generator 3% 1,0 Yaw System 1% 1,0 Pitch System 3% 1,0 Power Converter 5% 1,0 Transformer 4% 1,0 Brake System 1% 1,0 Nacelle housing 1% 1,0 Ergebnis Schritt 1+2: Cables 1% 1,0 Welcher Anteil der Gesamtkosten Screws 1% 1,0 wird von welchem Other (fehlend zu 100%) 11% 1,0 Kostentreiber beeinflusst? Gesamt 100% 54% 25% 21% Quelle: 31

32 Abschätzung der relativen Investitionskosten auf Basis eines Kostentreibermodells (Starkwind/Schwachwind) (1/2) Schritt 3: Annahmen zur Auswirkungen von X% Erhöhung des Kostentreibers auf betroffene Komponenten: Um wie viel erhöhen sich die betroffenen Komponenten bei einer Erhöhung z.b. der Turmhöhe um 10%? Rel. Auswirkung des Kostentreibers Leistung 1,0 Rotordurchmesser 2,0 Nabenhöhe 2,0 Erklärung: "1" bedeutet bei einem 10% höheren Turm kosten die betreffenden Komponenten 10% mehr, "2" bedeutet: bei 10% höherem Turm kosten die betreffenden Komponenten 20% mehr Schritt 4: Berechnung der Mehrkosten je Schwachwindanlage (unter Benutzung der Annahmen aus Schritt 1-3): Um wie viel % verändern die unterstellten Änderungen in den Kostentreibern die relativen Kosten der betroffenen Komponenten? Annahmen (IWES) Berechnung Starkwindanlage Schwachwindanlage Leistung (MW) 3,0 3,0 Rotordurchmesser (m) Nabenhöhe (m) Der Rotordurchmesser ist um 15% größer die Kosten der Komponenten, die durch den Kostentreiber Rotordurchmesser beeinflusst werden (25% der Gesamtkosten), steigen um 30% Die Turmhöhe ist um 27% höher die Kosten der Komponenten, die durch den Kostentreiber Turmhöhe beeinflusst werden (21% der Gesamtkosten), steigen um 54% 32

33 Berechnungslogik wurde anhand realer Daten kalibriert und Ergebnisse mit Experten diskutiert 2013 Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 2,5 2,2 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) Annahmen der Schritte 1-3 Mehrkosten der Schwachwindanlage je MW 22% Mehrkosten der Schwachwindanlage ohne Investitionsnebenkosten je MW 26% 2023 Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 3 3 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) % 19% 2033 Starkwind Schwachwind Nennleistung (MW) 4,5 4 Nabenhöhe (m) Rotordurchmesser (m) % 24% 33

34 Backup Regionale Unterschiede in Erzeugung von Wind-Anlagen werden anhand realer historischer Wetterdaten (2011) berücksichtigt Szenarioramen NEP