Studie zum kostenoptimalen Ausbau der Erneuerbaren Energien

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1 Studie zum kostenoptimalen Ausbau der Erneuerbaren Energien Hintergrunddokument zu Kostenannahmen der Erneuerbaren Mai 2013 DANIEL FÜRSTENWERTH, AGORA ENERGIEWENDE

2 Inhalt Detaillierte Analyse zur Aktualisierung der Annahmen der Kosten der Erneuerbaren Energien Übersicht Aktualisierung: Photovoltaik Aktualisierung: Wind offshore Differenzierung: Wind onshore Schwachwind/Starkwind 2

3 Detaillierte Analyse zur Aktualisierung der Annahmen der Kosten der Erneuerbaren Energien Übersicht Aktualisierung: Photovoltaik Aktualisierung: Wind offshore Differenzierung: Wind onshore Schwachwind/Starkwind 3

4 Annahmen zu Investitionskosten der Erneuerbaren Energien basieren auf der BMU Leitstudie Übersicht: 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 (exkl. 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 4

5 BMU Leitstudie ist die Basis der EE- Kostenannahmen, wo erforderlich wird Kostendegression zeitlich angepasst BMU Leitstudie: Annahmen zu Investitionskosten Wind und PV in Aktualisierung durch Agora Energiewende: 1 3 Photovoltaik: Anpassung an aktuelle Marktentwicklung: Kostendegression 5 Jahre früher als erwartet Wind offshore: Anpassung an aktuelle Marktentwicklung: Kostendegression 3 Jahre später als erwartet 2 Wind onshore: Differenzierung der Kosten Starkwind und Schwachwindanlagen auf Basis von veröffentlichten Daten und Expertengesprächen 5

6 Detaillierte Analyse zur Aktualisierung der Annahmen der Kosten der Erneuerbaren Energien Übersicht Aktualisierung: Photovoltaik Aktualisierung: Wind offshore Differenzierung: Wind onshore Schwachwind/Starkwind 6

7 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, 7

8 Unterschiede in Kosten zwischen Aufdach- und Freiflächenanlagen werden berücksichtigt 1800 Investitionskosten, EUR/kWpeak Gewählte Annahmen: PV Gesamt Gewählte Annahmen: Aufdachanlagen Gewählte Annahmen: Freiflächen Quellen: 8

9 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, 9

10 Einspeisung aus Solaranlagen wurde auf Basis der Wetterdaten 2011 stundenscharf für jeden Netzknoten in Deutschland modelliert Stündliche Wetterdaten 2011 Beispiel 12. März, 8:00 bis 15:00 Uhr Simulation der Einspeisung aus Wind und PV ~350 Netzknoten 4 Szenarien Quelle: IWES 10

11 Zusätzliche Abschätzung: Referenzwert für heutige Speicherkosten basierend auf Bandbreiten der Technologiekosten Kosten von Batteriesystemen pro kw und kwh basierend auf ISAE-Studie für SEFEP Annahme zu heutigen Kosten von gewähltem Batteriesystem EUR/kW EUR/kWh Kosten je System 2kW, 6 kwh, in EUR min max min max Li-Ion NaS Min max Li-Ion NaS Mittelwert 4900 Annahme zur Auslegung von Batteriesystemen in PV-Battery-Breakthrough Sensitivität Leistung: 2 kw Kapazität: 6 kwh Als Referenzwert wurde die obere Schätzung der Bandbreite der Kosten gewählt (Grund: auch hier ist die Differenz zu heutigen Preisen von einem vergleichbaren Batteriesystem relativ hoch) 11

12 Inhalt Detaillierte Analyse zur Aktualisierung der Annahmen der Kosten der Erneuerbaren Energien Übersicht Aktualisierung: Photovoltaik Aktualisierung: Wind offshore Differenzierung: Wind onshore Schwachwind/Starkwind 12

13 Die Investitionskosten für 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:

14 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) Eine Aktualisierung der Annahmen zu Kosten von Offshore-Netzanbindung auf Basis des ersten Offshore Netzentwicklungsplans (März 2013) ist nicht erfolgt Quellen:

15 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:

16 Inhalt Detaillierte Analyse zur Aktualisierung der Annahmen der Kosten der Erneuerbaren Energien Übersicht Aktualisierung: Photovoltaik Aktualisierung: Wind offshore Differenzierung: Wind onshore Schwachwind/Starkwind 16

17 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) 17

18 Grafische Darstellung der Annahmen zur Auslegung von Windanlagen differenziert nach Standort und Zeitpunkt Starkwind Schwachwind Starkwind Schwachwind Starkwind Schwachwind Kiel, Daniel Fürstenwerth 18

19 Einspeisung aus Windkraftanlagen wurde auf Basis der Wetterdaten 2011 stundenscharf für jeden Netzknoten in Deutschland modelliert Stündliche Wetterdaten 2011 Beispiel 12. März, 8:00 bis 15:00 Uhr Simulation der Einspeisung aus Wind und PV ~350 Netzknoten Abhängig von Auslegung Quelle: IWES 19

20 Ergebnis der Kostenabschätzung unter der Prämisse dass sich bei Ausbau im Basisszenario die Investitionskosten der BMU-Leitstudie ergeben 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 20

21 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:

22 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: 22

23 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% 23

24 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% Excel Tool zur Berechnung kann bereitgestellt werden: 24

25 Agora Energiewende Rosenstraße Berlin T +49 (0) F +49 (0) Fragen, Kommentare, Anregungen: Agora Energiewende is a joint initiative of the Mercator Foundation and the European Climate Foundation. 25

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