Hintergrundinformationen zur quantitativen Ausgestaltung des einstufigen Referenzertragsmodells Energie mit Zukunft

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1 Hintergrundinformationen zur quantitativen Ausgestaltung des einstufigen Referenzertragsmodells Energie mit Zukunft Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung Baden-Württemberg (ZSW)

2 Impressum Auftraggeber Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Bearbeitung Henning Jachmann Fachgebiet Systemanalyse Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) Stuttgart, Januar

3 Inhalt 1. Hintergrund 2. Methodik 3. Datengrundlage 4. Stromgestehungskosten & Korrekturfaktoren 5. Sensitivität 6. Datenanhang 3

4 Hintergrund Mit dem Eckpunktepapier zum EEG 2016 vom 8. Dezember 2015 [1] hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie seine Pläne zur Ausgestaltung des Referenzertragsmodells konkretisiert. Demnach soll das bisher zweistufige Referenzertragsmodell in einen einstufigen Ansatz überführt werden. Teilnehmer an der Ausschreibung bieten künftig auf den anzulegenden Wert am Referenzstandort (100-Prozent-Standort). Der Zuschlagswert wird anschließend mit einem standortspezifischen Korrekturfaktor multipliziert. Der so ermittelte individuelle anzulegende Wert gilt unter dem Vorbehalt einer späteren Überprüfung für den gesamten Vergütungszeitraum von 20 Jahren. Das EEG 2016 wird für Standortqualitäten zwischen 70 und 150 Prozent Stützwerte für die Korrekturfaktoren enthalten, zwischen denen linear zu interpolieren ist. Für Standorte, deren Ertrag 70 Prozent des Referenzertrags unterschreitet, ist keine weitere Differenzierung der Korrekturfaktoren vorgesehen. Das vorliegende Dokument stellt sowohl die Methodik als auch die Annahmen vor, die zur Berechnung der im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Korrekturfaktoren herangezogen wurden. Die Höhe des Korrekturfaktors ist abhängig von der Qualität des Standortes, die wie bisher als Quotient aus dem tatsächlichen Ertrag der Anlage und dem rechnerischen Ertrag, den die gleiche Anlage an einem gesetzlich festgelegten Referenzstandort erzielen würde, definiert ist. 4

5 Methodik Neben projektspezifischen Besonderheiten beeinflussen vor allem die Windverhältnisse die Kosten zur Erzeugung von Strom aus Windenergie. Dies führt zu erheblichen Unterschieden innerhalb Deutschlands. Die Bandbreite liegt aktuell bei rund 5 bis 9 Cent pro Kilowattstunde. Um im Rahmen der Ausschreibungen einen deutschlandweiten Ausbau anzureizen und eine Überförderung an den windreichsten Standorten zu verhindern, soll das Referenzertragsmodell diese Kostenunterschiede teilweise kompensieren. Die Festlegung der Korrekturfaktoren setzt demnach Kenntnisse zu den Kostenunterschieden voraus. Wie schon bei der Festlegung der Vergütungssätze im EEG 2014 und davor spielt die Ermittlung der Stromgestehungskosten damit eine zentrale Rolle. Die Berechnung der Korrekturfaktoren erfolgte in zwei Schritten: 1. Erhebung der Stromgestehungskosten je Standortqualität 2. Normierung der Stromgestehungskosten auf den Referenzstandort (100-Prozent-Standort). Formel: Stromgestehungskosten (StGK) I StGK t 1 n 0 t 1 n At (1 i) M el, t t (1 i) t I o A t M el,t i n t Gesamtinvestition Betriebskosten in t Stromerzeugung in t Kalkulationszinssatz Nutzungsdauer in Jahren Jahr der Nutzungsdauer 5

6 Datengrundlage Die Berechnung der Stromgestehungskosten erfordert möglichst umfassende Einblicke in die Kostenstruktur von Windenergieprojekten. Die Höhe der Investitions- und Betriebskosten unterliegt jedoch nicht selten dem Geschäftsgeheimnis. Der Erhebung der wahren Kosten in Form von Umfragen und bilateralen Gesprächen sind daher natürliche Grenzen gesetzt. In den zurückliegenden Monaten haben sich verschiedene Institute und Akteure mit der Berechnung der Stromgestehungskosten für Windenergie an Land befasst. Hierzu zählen die Deutsche WindGuard GmbH (DWG) im Auftrag von BWE und VDMA [2], das Leipziger Institut für Energie GmbH (IE Leipzig) im Auftrag des BMWi [3] sowie im Auftrag des LEE NRW und des Umweltministeriums NRW [4] und das Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH in Zusammenarbeit mit Prof. Dr. Bofinger und Prof. Dr. Ludwigs im Auftrag des Umweltministeriums Baden-Württemberg [5]. Die Studien des IE Leipzig bauen aufeinander auf. In den folgenden Gegenüberstellungen wird daher lediglich auf den aktualisierten Datenstamm aus der jüngeren der beiden Studien [4] zurückgegriffen. Keine Berücksichtigung fand dagegen die BET-Studie, deren Annahmen nicht im Detail vorliegen. Die Annahmen der verschiedenen Gutachten bildeten die Diskussionsgrundlage für den siebten Fachworkshop, der am 23. November 2015 im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie unter Beteiligung der gelisteten Akteure und Institute sowie weiterer Branchenvertreter stattfand. 6

7 Datengrundlage Investitionskosten Bei Windenergieprojekten wird in der Regel zwischen Hauptinvestitionskosten und Investitionsnebenkosten unterschieden. Zu den Hauptinvestitionskosten zählen die Windenergieanlage selbst sowie deren Transport und Installation. Die Kosten für Fundamente, Infrastruktur, Netzanschluss und Sonstiges werden den Investitionsnebenkosten zugerechnet. Die spezifischen Gesamtinvestitionskosten umfassen beide Bestandteile. Anmerkung: Die Kostenannahmen, die der IE Leipzig Studie zugrunde liegen, beziehen sich auf das Inbetriebnahmejahr Die von DWG ausgewiesen durchschnittlichen Investitionskosten beziehen sich dagegen auf den Zeitraum zwischen 2016 und Spezifische Gesamtinvestitionskosten [EUR/kW] DWG IE Leipzig ,30 1,20 Normierte Gesamtinvestitionskosten DWG IE Leipzig 1,10 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 7

8 Datengrundlage Betriebskosten Während des Betriebs einer Windenergieanlage fallen verschiedene Kosten an. Mit zusammen rund 70 % entfällt der größte Anteil davon auf Wartung und Reparatur sowie Grundstückspachten [2]. Dazu kommen Kosten für die kaufmännische und technische Betriebsführung, die Direktvermarktung, die Versicherung der Anlage, Rücklagen, und Sonstiges. Da die Betriebskosten in der Regel in der zweiten Hälfte der Betriebszeit ansteigen, wird in den Annahmen zwischen der ersten und zweiten Dekade unterschieden. Beim Fachworkshop am 23. November 2015 wurde das Thema Betriebskosten intensiv diskutiert. Von den anwesenden Experten wurde dabei mehrheitlich bestätigt, dass die spezifischen Betriebskosten mit steigender Standortqualität fallen. Das Annahmeset der DWG-Studie trägt diesem Sachverhalt erstmals Rechnung. Ein Teil der Akteure wies ferner darauf hin, dass die ausgewiesenen Betriebskosten infolge der auskömmlichen Vergütung im bestehenden System vor allem an windreicheren Standorten noch Spielräume für Reduktionen ließen. Belastbare Zahlen liegen hierzu gegenwärtig allerdings nicht vor. 3,50 3,00 2,50 2,00 Spezifische Betriebskosten [ct/kwh] DWG 1. Dek IE Leipzig 1. Dek DWG 2. Dek 1,50 IE Leipzig 2. Dek 8

9 Datengrundlage 1,20 1,15 1,10 1,05 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 Normierte Betriebskosten DWG 1. Dek IE Leipzig 1. Dek Volllaststunden DWG 2. Dek IE Leipzig 2. Dek Mit den Volllaststunden wird der Nutzungsgrad einer Windenergieanlage beschrieben. Es handelt sich dabei um eine rechnerische Größe, die über den Quotienten aus dem Jahresenergieertrag und der Nennleistung der Windenergieanlage bestimmt wird. Die Volllaststunden neuer Windenergieanlagen nehmen seit Jahren zu. Grund hierfür sind in erster Linie steigende Nabenhöhen und sinkende Flächenleistungen (Watt pro Quadratmeter Rotorkreisfläche) Volllaststunden [h/a] DWG 0 IE Leipzig 9

10 Datengrundlage Finanzierungsstruktur & Zinsniveau Bezüglich der unterstellten Finanzierungsstruktur und Höhe der Fremdkapitalzinsen weisen die vorliegenden Gutachten leichte Differenzen auf. Unterschiede bestehen darüber hinaus in der Detailtiefe, mit der das Thema Finanzierung in den jeweiligen Modellen abgebildet wurde. Um eine Vergleichbarkeit der Ergebnisse gewährleisten zu können, wurden einheitliche, auf den bisherigen Daten aufbauende Annahmen für die Finanzierungsstruktur und das Zinsniveau mit dem Auftraggeber abgestimmt. Hierbei wurde ferner dem Sachverhalt Rechnung getragen, dass sich die Struktur der Finanzierung insbesondere die Finanzierungsdauer mit dem Übergang vom zweistufigen zum einstufigen Referenzertragsmodell verändern wird. Fremdkapitalzinssatz (Jahr 1 bis 10): 2,5 % Fremdkapitalzinssatz (Jahr 11 bis 17): 5,0 % Die Renditeanforderung des Investors wurde standortspezifisch ausgestaltet. Hierdurch soll der Anreiz, die Windenergienutzung an windreicheren Standorten voranzutreiben, zumindest in der Tendenz erhalten werden. Für Standortqualitäten bis 100 Prozent wurde eine Eigenkapitalrendite (vor Steuern) in Höhe von 8 Prozent unterstellt. Zwischen dem Referenzstandort und dem 150-Prozent-Standort wurde schließlich ein linearer Anstieg auf 10 Prozent angesetzt. Folgende Annahmen wurden getroffen: Fremdkapitalanteil: 80 % Finanzierungsdauer: 17 Jahre 10

11 Stromgestehungskosten & Korrekturfaktoren Auf Basis der vorgestellten Daten wurden die unten abgebildeten Stromgestehungskosten berechnet. Trotz der zum Teil erheblichen Abweichungen bei einzelnen Annahmen, resultiert aus beiden Datensätzen ein recht ähnlicher Verlauf. Dies spiegelt sich auch bei den Korrekturfaktoren wieder, die durch eine Normierung der Stromgestehungskosten auf den Referenzstandort (100-Prozent-Standort) bestimmt wurden. Da die DWG-Zahlen auf aktuelleren Erhebungen beruhen, wurden sie für die im Eckpunktepapier zur EEG-Novelle 2016 vorgeschlagenen Stützwerte bevorzugt. Stromgestehungskosten [ct/kwh] 10 DWG IE Leipzig Korrekturfaktoren 1,40 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 DWG IE Leipzig 0,

12 Korrekturfaktoren 1,40 1,29 1,20 1,00 1,16 1,07 1,00 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79 0,80 0,60 0,40 0,20 0,

13 Sensitivität Fremdkapitalzinsen Die Finanzierungsbedingungen können die Wirtschaftlichkeit eines Vorhabens empfindlich beeinflussen. Mit einer Variation der Fremdkapitalzinsen um ± 1 %-Punkt wurde daher die Robustheit der vorgeschlagenen Korrekturfaktoren gegenüber einer Änderung des allgemeinen Zinsniveaus untersucht. stärker auswirken. Der Einfluss auf die Korrekturfaktoren bleibt jedoch insgesamt gering. Die Variation der Fremdkapitalzinsen um ± 1 %-Punkt führt zu einer maximalen Änderung der Korrekturfaktoren um 0,006, was einer Anpassung in der Spitze um rund 0,4 % entspricht. An den Stromgestehungskosten zeigt sich, dass sich Zinsänderungen an windschwächeren Standorten tendenziell Stromgestehungskosten [ct/kwh] Referenz + 1 %-Punkt - 1 %-Prozent 2 0 Korrekturfaktoren 1,400 1,200 1,000 0,800 0,600 0,400 0,200 Referenz + 1 %-Punkt - 1 %-Punkt 0,

14 Datenanhang Gesamtinvestitionskosten [EUR/kW] IE Leipzig DWG Betriebskosten 1. Dekade [ct/kwh] IE Leipzig 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 2,50 DWG 2,70 2,60 2,50 2,50 2,40 2,40 2,30 2,30 2,30 Betriebskosten 2. Dekade [ct/kwh] IE Leipzig 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 3,10 DWG 3,00 2,90 2,80 2,70 2,70 2,60 2,60 2,50 2,50 Volllaststunden [h/a] IE Leipzig DWG

15 Quellen [1] Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. EEG-Novelle 2016 Eckpunktepapier. Berlin, [2] LÜERS, Silke, WALLASCH, Anna-Kathrin und REHFELDT, Knud. Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland - Update. Varel : Deutsche WindGuard GmbH im Auftrag von BWE und VDMA, [3] FALKENBERG, Doris. Vorhaben IIe - Stromerzeugung aus Windenergie. Wissenschaftlicher Bericht. Leipziger Institut für Energie GmbH, [4] BERNOTAT, Sina, SCHIFFLER, Alexander und BOHNENSCHÄFER, Werner. Untersuchungen zu einem einstufigen Vergütungsmodell: Teil B - Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen. Leipzig : Leipziger Institut für Energie, [5] BOFINGER, Peter, LUDWIGS, Markus, RITZAU, Michael, SCHEMM, Ralf, BRÜHL, Stefan und SCHUFFELEN, Lukas. EEG 3.0: Ausgestaltungsvorschlag für ein Ausschreibungsmodell für Wind an Land [online]. Wissenschaftliches Begleitgutachten. Aachen/Würzburg : BET,

16 Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff- Forschung Baden-Württemberg (ZSW)