Masterseminararbeit SS 15

Transkript

1 Masterseminararbeit SS 15 Die Kostenstruktur der Stromerzeugung in Deutschland Themensteller: Dr. Jürgen Blank Vorgelegt von: Johannes Berg Kurt-Schumacher-Straße Kaiserslautern MTKNR: Studiengang: 4. Semester WI-MB Tobias Herbst Friedensstrasse Ludwigshafen am Rhein MTKNR: Studiengang: 2. Semester BWL Kaiserslautern,

2 Inhaltsverzeichnis II Inhaltsverzeichnis Symbolverzeichnis... III Abbildungsverzeichnis... IV Tabellenverzeichnis... V 1 Einleitung Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland Merkmale der Stromerzeugung in Deutschland Charakterisierung der Stromerzeugungsoptionen Fossile Gas- und Dampfkraftwerke Kraftwerke mit CCS-Technologie Kernkraftwerke Kraftwerke mit erneuerbaren Energieträger Stromgestehungskosten und deren Kostenstruktur Verfahren zur Bestimmung der Stromgestehungskosten.16 3 Bestimmung der Stromgestehungskosten Kapitalkosten Betriebskosten Brennstoffkosten Kosten für CO 2 -Emmissionen Beispielhafte Bestimmung der Kostenstruktur 26 4 Vergleich und Entwicklung von Kostenstrukturen Vergleich der Kostenstrukturen der Stromerzeugung Entwicklung der Kostenstruktur fossiler Kraftwerken 33 5 Fazit Literaturverzeichnis... 38

3 Symbolverzeichnis III Symbolverzeichnis kw kwh MW. MWh TWh CO 2 LCOE M et I 0 A t i n t I v m KBr,t PNetto VL WG kbr K P Netto VL WG e k Kilowatt Kilowattstunde Megawatt Megawattstunde Terrawattstunde Kohlenstoffdioxid Spezifische Stromgestehungskosten Produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr Investitionsausgaben Jährliche Gesamtkosten im Jahr t Kalkulationszinssatz wirtschaftliche Nutzungsdauer in Jahren Zeitindex Investitionsausgabe zum Zeitpunkt t vor der Inbetriebnahme Baujahre vor Inbetriebnahme Brennstoffkosten im Jahr t Installierte Nettoleistung Volllaststunden Wirkungsgrad Spezifischer Brennstoffverbrauch Kosten für CO 2 -Emissionen im Jahr t Installierte Nettoleistung Volllaststunden Wirkungsgrad Spezifische CO 2 -Emissionen Kosten für CO 2 -Zertifikat

4 Abbildungsverzeichnis IV Abbildungsverzeichnis Abbildung 2-1: Bruttostromerzeugung in Deutschland von 2011 bis Abbildung 2-2: Bruttostromerzeugung aus erneuerbarer Energie in Deutschland von 2011 bis Abbildung 2-3: Stromgestehungskosten Abbildung 2-4: Schematische Darstellung der Kostenstruktur eines fossilen Kraftwerkes.. 15 Abbildung 1-1: Abgeleitete Kostenstruktur.. 28 Abbildung 4-1: Vergleich der Kostenstrukturen Abbildung 4-2: Kostenstruktur Braunkohlekraftwerk und CCS-Braunkohlekraftwerk mit geringen CO2-Zertifikatspreisen. 35 Abbildung 4-3: Kostenstruktur Braunkohlekraftwerk und CCS-Braunkohlekraftwerk mit geringen CO 2 -Zertifikatspreisen... 36

5 Tabellenverzeichnis V Tabellenverzeichnis Tabelle 3-1: Spezifische Investitionskosten.. 20 Tabelle 3-2: Fixe und variable Betriebskosten.. 22 Tabelle 3-3: Wirkungsgrad und spezifische Brennstoffkosten Tabelle 3-4: spezifische CO 2 -Emissionen. 25 Tabelle 3-5: Technische und ökonomische Berechnungsparameter. 26 Tabelle 3-6: Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten Tabelle 4-1: Technische und ökonomische Parameter im Vergleich Tabelle 4-2: Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten Tabelle 4-3: Technische und ökonomische Parameter der Braunkohlekraftwerke Tabelle 4-4: Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten für geringe CO 2 - Zertifikatspreise 34 Tabelle 4-5: Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten für hohe CO2- Zertifikatspreise 35

6 Einleitung 6 1 Einleitung Die preiswürdige Verfügbarkeit von elektrischem Strom ist eine der wesentlichen Voraussetzungen für Wirtschaftswachstum und Beschäftigung in einer hochindustrialisierten Volkswirtschaft. 1 Die Elektrizitätswirtschaft stand dabei immer im Zentrum des öffentlichen Interesses. Der Fokus hat sich jedoch im Laufe der Zeit geändert. Neben den ökonomischen Aspekten bildeten ab Mitte der 1970er Jahre zunehmend ökologische Aspekte den Schwerpunkt in elektrizitätswirtschaftlichen Diskussionen. In diesem Spannungsfeld zwischen Ökonomie auf der einen, und Ökologie auf der anderen Seite, bewegt sich auch heute noch der gesellschaftliche Diskurs. Als jüngste Beispiele sind in diesem Zusammenhang der 2005 eingeführte CO 2 -Emissionshandel in der Europäischen Union sowie die deutsche Energiewende zu nennen. Diese Veränderungen der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen haben erhebliche Auswirkungen auf die Kostenstrukturen und damit letztendlich auf die Stromgestehungskosten. Diese sind letztlich dafür verantwortlich, ob ein Kraftwerk gebaut wird oder nicht. Heute stehen Stromerzeugungsoptionen auf Basis fossiler, nuklearer oder erneuerbarer Energieträger im Wettbewerb, die alle unterschiedliche Kostenstrukturen aufweisen und deren Entwicklungen in der Zukunft als ebenso unterschiedlich angenommen werden kann. Im Rahmen dieser Arbeit wird aufgezeigt, aus welchen Kostenbausteinen sich die Kostenstruktur und damit die Stromgestehungskosten für unterschiedliche Stromerzeugungsoptionen zusammensetzten und wie diese bestimmt werden können. Dazu wird in den folgenden Kapiteln erläutert, was unter der Kostenstruktur zu verstehen ist und eine Charakterisierung der unterschiedlichen Möglichkeiten zur Stromerzeugung vorgenommen. Weiter wird eine Berechnungsmethode aufgezeigt, mit der die Stromgestehungskosten bestimmt werden können. Im dritten Kapitel werden die einzelnen Kostenbausteine detailliert herausgearbeitet und eine Möglichkeit zu deren Bestimmung aufgezeigt. Im letzten Kapitel werden die unterschiedlichen Kostenstrukturen der Stromerzeugungsoptionen miteinander verglichen und wesentliche Unterschiede aufgezeigt. Zum Abschluss werden die Auswirkungen von Veränderungen wesentlicher Determinanten auf die Kostenstruktur analysiert. 1 Vgl. Buttermann/Hillebrand/Baten (2008), S.187.

7 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 7 2 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 2.1 Merkmale der Stromerzeugung in Deutschland Die Erzeugung von Elektrizität erfolgt seit jeher durch die Transformation von Primärenergieträgern wie fossile Brennstoffe, Uran, Wind, Sonne etc. in spezifischen Umwandlungsprozessen. Auf diese Art und Weise kann den Verbrauchern an Stelle der originären Energie, Sekundärenergie in Form von Strom zur Verfügung gestellt werden. 2 Zu diesem Zweck können grundsätzlich thermische Kraftwerke, Wasser-, Wind- und Solarkraftwerke eingesetzt werden. Die Erzeugungsstruktur für Elektrizität in Deutschland unterlag dabei schon immer einem stetigen Wandel. In den 70er Jahren verlor die Kohle als bis dahin dominanter Energieträger zur Stromerzeugung durch den Ausbau von Erdöl- und Gaskraftwerken sowie durch die verstärkte Nutzung der Kernenergie an Bedeutung. 3 Aktuell befindet sich die Stromerzeugungsstruktur wieder in einem tiefgreifenden Wandel. Durch die von der Bundesregierung im Jahr 2011 beschlossene Energiewende, in deren Zentrum der Ausstieg aus der Atomenergie bis zum Jahr 2022 und ein Umstieg auf klimaneutrale Energieträger steht, erfolgt eine Abkehr von den heute überwiegend eingesetzten thermischen Kraftwerken hinzu Erneuerbaren Energieträgern Bruttostromerzeugung in Deutschland in TWh Übrige Energieträger Erneuerbare Energien Mineralölprodukte Erdgas Steinkohle Kernenergie Braunkohle Abbildung 2-2: Bruttostromerzeugung in Deutschland von 2011 bis 2014.Quelle: BMWi (2015). 2 Vgl. Ströbele/Heuterkes/Pfaffenberger (2010), S Vgl. ebenda, S. 243.

8 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 8 Die Abbildung 2-1 gibt einen Überblick über die Struktur der Stromerzeugung in Deutschland. Die Gesamtmenge der Bruttostromerzeugung verändert sich in dem betrachteten Zeitraum nur geringfügig und liegt konstant über 600 TWh pro Jahr. Zu mehr als der Hälfte des erzeugten Stroms tragen weiterhin die Kohle- und die Kernenergienutzung bei. Durch die Einführung von Förderprogrammen zum Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wie bspw. Wind oder Sonne, wurden zuverlässige Rahmenbedingungen für Investitionen in diesem Bereich geschaffen. Begünstigt wird die Entwicklung zudem durch eine gestiegene Wettbewerbsfähigkeit der Technologien im Vergleich zu den konventionellen Kraftwerken. 4 Dies lässt sich in einem signifikant gestiegenen Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung von 123,8 TWh im Jahr 2011 auf 160,6 TWh im Jahr 2014 beobachten. Die folgende Abbildung zeigt eine detaillierte Aufschlüsselung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. 180 Bruttostromerzeugung aus EE in TWh Hausmüll Photovoltaik Biomasse Wasserkraft Windkraft Abbildung 3-2: Bruttostromerzeugung aus erneuerbarer Energie in Deutschland von 2011 bis 2014.Quelle: BMWi (2015). Im Jahr 2014 erreichten die Erneuerbaren Energien damit einen Anteil von ca. 26% an der Bruttostromerzeugung. Den größten Beitrag zu dieser Entwicklung liefern Windkraft mit 9%, Biomasse mit 7% und Photovoltaik mit ca. 6%. Damit kann konstatiert werden, dass der Ausbau der Erneuerbaren Energie noch weiter voranschreiten muss, damit das Ziel der Bundesregierung, im Jahr % der Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu decken, erfüllt wird. Im fol- 4 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S. 8.

9 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 9 genden Kapitel werden die zur Stromerzeugung genutzten Kraftwerkstypen anhand von ihren Funktionsprinzipien und ihren Prämissen näher beschrieben. 2.2 Charakterisierung der Stromerzeugungsoptionen Zu den heute verfügbaren Kraftwerkstechnologien zählen fossile Dampfkraftwerke sowie deren Erweiterung um umweltfreundliche CCS-Technologie zur CO 2 Abscheidung und Speicherung, Kernkraftwerke und Kraftwerke auf Basis erneuerbarer Energiequellen. In diesem Kapitel werden die einzelnen Kraftwerke beschrieben sowie das dahinterstehende Prinzip der Stromerzeugung erklärt. Weiter wird auf die jeweiligen zugrundliegenden Prämissen wie bspw. Nutzungsdauer, Volllaststunden und Energieträger der Alternativen eingegangen Fossile Gas- und Dampfkraftwerke Fossile Dampfkraftwerke können grundlegend auf drei verschiedene Arten angefeuert werden. Dabei kommen bei konventionellen Dampfkraftwerken (Dampf- KW) die Energieträger Braunkohle, Steinkohle oder Erdgas zum Einsatz. Im Fall von Erdgas werden sowohl Gasturbinen als auch Dampfturbinen in den Kraftwerken (GuD-KW) zur Energie Gewinnung eingesetzt. Der technische Fortschritt und der Nachhaltigkeitsgedanke haben die Kraftwerke immer weiter optimiert, um die Brennstoffausnutzung zu verbessern. 5 Bei konventionellen Dampfkraftwerken wird mittels des fossilen Brennstoffs ein Werkstoff in liquider Form erhitzt. Der entstehende Frischdampf expandiert und treibt somit eine Turbine zur Energiegewinnung an. Im Anschluss wird der Dampf gekühlt und der dadurch entstehende Unterdruck treibt eine Kondensationsturbine an. Damit ist der Kreisprozess wieder im Ausgangszustand und beginnt mit der Überhitzung wieder von vorne. Dabei gibt es verschiedene Möglichkeiten den Wirkungsgrad zu erhöhen. Zum einen durch die Erhöhung der Temperatur und des Drucks des Frischdampfes. Dabei gibt es physikalische Grenzen, bei deren Überschreitung die Wirtschaftlichkeit nicht mehr gewährleitet werden kann, da auf sehr teure Werkstoffe zurückgegriffen werden muss. Eine weitere Möglichkeit zur Wirkungsgradverbesse- 5 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010),. S. 3.

10 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 10 rung liegt in der Optimierung der Dampfturbine. Der Turbinenwirkungsgrad korreliert stark mit dem Gesamtwirkungsgrad eines Dampfkraftwerkes. Auch das mehrfache Überhitzen anstatt der einfachen Zwischenüberhitzung steigert den Wirkungsgrad, da somit in dem Kreisprozess die Wärmezufuhr auf einem höheren Niveau erfolgt. Eine weitere Strategie zur Verbesserung des Wirkungsgrades ist die untere Prozesstemperatur weiter Abzusenken. Dabei kann der Wasserdampf in der Turbine auf einen niedrigeren Kondensationsdruck entspannen und somit mehr Energie gewonnen werden. 6 Die Kohlekraftwerke dienen hauptsächlich zur Bereitstellung der Grund- und Mittellast im Netz. 7 Bei Gasturbinen und GuD-Anlagen arbeiten zwei Prozesse nacheinander. Der Gasturbinenprozess nutzt das überhitzte Brenngas. Der Dampfturbinenprozess nutzt die Restwärme der entspannten Abgase aus dem ersten Prozess um in einem Abhitzekessel Wasserdampf zu erzeugen, der wiederum die Dampfturbine antreibt. Dabei erzeugt der Gasturbinenprozess 2/3 und der Dampfturbinenprozess 1/3 der Energie. Gasturbinen decken hauptsächlich die Spitzenlast ab wobei GuD- Anlagen tendenziell für die Mittel- und Grundlast genutzt werden. 8 Die Steigerung des Wirkungsgrades ist hauptsächlich durch die Erhöhung der ISO-Turbinen-Eintrittstemperatur möglich. Diese gilt auch als wichtigster Parameter bei GuD-Anlagen. Weiterhin wirkt sich eine Zwischenkühlung bei der Kondensation oder eine Zwischenüberhitzung bei der Expansion positiv auf den Wirkungsgrad aus. Auch die Rekuperation, die die Wärme des Abgases am Turbinenausgang nutzt um die komprimierte Luft vorzuwärmen bevor sie in die Brennkammer kommt, erhöht den Wirkungsgrad. 9 In der Literatur lassen sich unterschiedliche Angaben über die Prämissen von fossilen Kraftwerken finden. Bei Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD-KW) wird von 1000 MW el,netto Nettoleistung sowie von einem Nettowirkungsgrad von 60% und einer Nutzungsdauer von 30 Jahren ausgegangen. Steinkohledampfkraftwerke 1020 MW el,netto, einen Nettowirkungsgrad von 46% und eine Nutzungsdauer von 35 Jahren. Bei Braunkohledampfkraftwerke haben Vgl. Schneider (1998), S. 4ff. 7 Vgl. Schmitt, Junk, Ebersbach, Prechtl (1978), S. 94ff. 8 Vgl. Schneider (1998), S. vi. 9 Vgl. Schneider (1998), S. 5.

11 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 11 MW el,netto, einen Nettowirkungsgrad von 44% und dabei eine Nutzungsdauer von 35 Jahren Kraftwerke mit CCS-Technologie Die Abkürzung CCS steht für CO 2 -Abscheidung und Speicherung(Carbon Dioxide Capture and Storage). Das Ziel ist die Reduzierung von CO 2 -Emissionen durch die technische Abscheidung im Kraftwerk und unterirdische Speicherung. Dies stellt die Zukunft für fossile Kraftwerke in einer nachhaltigen Gesellschaft dar. Solle es gelingen in zukunftsfähigen Kraftwerken die CO 2 -Abscheidung beim Verbrennungsprozess auf 90% zu erhöhen, würde dies nicht nur für die Ökologie, sondern auch für die Soziologie und Ökonomie ein nachhaltiger Beitrag zum Klimaschutz bedeuten. In anderen Bereichen, zum Beispiel der Erdölgewinnung, wird die CO 2 -Abscheidung schon seit längerem genutzt. Dabei wird CO 2 abgeschieden und zur besseren Förderung wieder in die Bohrformation zurückgepresst. Bei den Kraftwerken ist die Umstellung noch mit Herausforderungen verbunden. Dazu gehören die geeignete Abscheidetechnik, der Aufbau der erforderlichen Entsorgungsinfrastruktur für das CO 2 und geeignete Transportsysteme und Speichereinrichtungen für die langfristige und sichere Einlagerung. Die erste Testanalage wurde 2008 zur Demonstration in Betrieb genommen. Allerdings ist mit der großen technischen Einsatzfähigkeit von CCS-Kraftwerken ist nicht vor 2025 zu rechnen Kernkraftwerke Die Funktionsweise eines Kernkraftwerkes ist ähnlich dem eines Dampfkraftwerks. Der Unterschied liegt bei dem zur Dampfgewinnung eingesetzten Energieträger. Anstelle eines fossilen Brennstoffs werden Brennelemente auf Basis von Uran genutzt. Die Energiefreisetzung entsteht durch die Spaltung von schweren Atomkernen. Die Bindungsenergie im Nukleon erhöht sich durch die Kernspaltung. Diese Energiedifferenz wird hauptsächlich als Bewegungsenergie der Spaltprodukte freigesetzt und erzeugt somit Wärme und den benötigten Wasserdampf um die Turbinen zur Energiegewinnung anzutreiben. Die Entdeckung beruht auf Altert Einstein, der erkannte, dass man Masse in Energie umwandeln kann. Die 10 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S.3 ff. 11 Vgl. ebenda, S.5ff

12 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 12 staatliche Unterstützung brachte die Kerntechnik soweit, dass es zum Großtechnischen Einsatz in der Energieerzeugung kam. 12 Die Anlagen befinden sich mittlerweile in der dritten Generation, wobei sich die technische Optimierung weniger mit der Erhöhung des Wirkungsgrads beschäftigt hat als vielmehr mit der Verbesserung der Sicherheit, der Aufbereitung der Brennelemente und deren Haltbarkeit. Die dritte Generation bietet eine höhere Sicherheit und eine bessere Verfügbarkeit im Gegensatz zu den Anlagen der zweiten Generation. Kernkraftwerke decken hauptsächlich die Grundlasten ab, da sie soweit möglich rund um die Uhr im Volllastbetrieb laufen und können somit nicht auf Schwankungen reagieren. Ein europäischer Druckwasserreaktor bringt 1600 MW el,netto, bei einer Brennstoffanreicherung von 4,2 %. Der Nettowirkungsgrad liegt bei 36% und die Nutzungsdauer beträgt 60 Jahre Kraftwerke mit erneuerbaren Energieträger Bei Kraftwerken mit erneuerbaren Energien wird grundsätzlich auf natürliche Energieträger wie Wasser, Wind, Sonnenlicht oder Biomasse zurückgegriffen. Die Nutzung der Wasserkraft ist schon seit mehreren Jahrhunderten angewandte Technik. Auch die Wasserkraftwerke sind schon seit längerem im Betrieb. Ein Laufwasserkraftwerk bringt 3100 kw el,netto bei einer Auslastung von durchschnittlich 57%. An hydrologisch geeigneten Standorten in Deutschland wir eine Volllaststundenzahl von 5000h/ Jahr durchschnittlich erreicht. Die Nutzungsdauer beträgt 60 Jahre. Allerdings sind aufgrund der hydrologischen Gegebenheiten in Deutschland die Möglichkeiten für Laufwasserwerke weitgehend erschlossen. Laufwasserkraftwerke dienen hauptsächlich zur Deckung der Grundlast. Windkraft wird ebenfalls seit Jahrhunderten wertvoll genutzt um Arbeit zu verrichten. Zur Energiegewinnung in Deutschlang gibt es zwei verschiedene Arten von Windkraftwerken. Zum einen die Onshore-Windkraftkonverter, die auf dem Festland ihren Stand haben. Zum anderen die Offshore-Windkraftkonverter, die ihren Standort auf See haben. Ein Onshore-Windkraftkonverter bringt im Durchschnitt 2000 kw el,netto. Dabei sind Windgeschwindigkeiten von mindestens 5,5 m/s 12 Vgl. Erdmann, Zweifel (2012), S Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S. 4.

13 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 13 bzw. 6,5 m/s in 50m Höhe notwendig. Die Volllastbenutzungsstunden liegen zwischen 1300 bis 2200 h/ Jahr und die Nutzungsdauer beträgt 20 Jahre. Bei den Offshore- Windkraftkonverter beträgt die Leistung 5000 kw el,netto bei einer Volllaststundenzahl von 2200 h/ Jahr bis 3500 h/ Jahr. Die Nutzungsdauer beträgt wie bei den Onshore-Windkraftkonvertern 20 Jahre. Nach Wasser und Wind stellt das Sonnenlicht, die Solare Strahlung, die nächste erneuerbare Ressource zur Energiegewinnung dar. Photovoltaik ist der Begriff für das Verfahren der direkten Umwandlung von Lichtenergie in elektrische Energie durch Solarzellen. Schon seit 1958 wird diese Technik in der Raumfahrt genutzt. Mittlerweile findet die Photovoltaiktechnik auch Anwendung zur Energiegewinnung auf der Erde, unter anderem auf Dächern oder Freiflächen. Eine Photovoltaikanlage als Dachanlage hat eine Leistung von 2 kw el,netto bei einer durchschnittlichen Volllaststundenzahl von 900 h/ Jahr und die Nutzungsdauer beträgt 25 Jahre. Eine andere Anwendung von einer Photovoltaikanalage ist deren Nutzung bzw. Aufgeständert auf Freiflächen mit einer Leistung von 500 kw el,netto und einer durchschnittlichen Volllaststundenzahl von 950 h/ Jahr. Dabei beträgt die Nutzungsdauer ebenfalls 25 Jahre. 14 Ein weiterer Energieträger zur Energiegewinnung ist Biomasse. Darunter wird hauptsächlich Holz als brennbare Biomasse verstanden. Bei Biomassen- Heizkraftwerke handelt es sich um die gleiche Kraftwerkstechnik wie bei den fossilen Dampfkraftwerken. Dies ist eine ausgereifte Technik und kommt kommerziell in Deutschland zum Einsatz. Die Biomasse-Heizkraftwerke haben eine Leistung von 20 MW el,netto und einen Nettowirkungsgrad von 35%. Die Nutzungsdauer beträgt 20 Jahre Stromgestehungskosten und deren Kostenstruktur In den vorangegangen Kapiteln wurden sowohl die Struktur der Stromerzeugung in Deutschland als auch die verschiedenen zum Einsatz gelangenden Stromerzeugungsoptionen näher erläutert. Im Rahmen dieses Kapitel stehen die durch die Stromerzeugung anfallenden Kosten, die sogenannten Stromgestehungskosten, sowie deren Struktur im Fokus der Betrachtung. 14 Vgl. S. Geitmann (2004), S Vgl. S. Geitmann (2004), S. 144ff..

14 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 14 Als Stromgestehungskosten bzw. spezifische Stromgestehungskosten werden die Kosten bezeichnet, die kalkulatorisch bei der Produktion einer Kilowattstunde (kwh) Stroms entstehen. 16 Die Stromgestehungskosten setzen sich aus den Kostenbestandteilen Kapital-, Betriebs-, und Brennstoffkosten sowie aus Kosten für CO 2 -Zerifikate bei fossilen Kraftwerken zusammen. 17 In Kapitel 2.2 wurden die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Stromerzeugung mit deren Prämissen erläutert. Dort werden bereits Gründe für die Abweichungen der jeweiligen Stromgestehungskosten zueinander deutlich. Die Abbildung 2-3 enthält die Stromgestehungskosten für ausgewählte Erzeugungsalternativen im Jahr Stromgestehungskosten 2013 [ /KWh] 0,22 0,2 0,18 0,16 0,14 0,12 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0 Abbildung 2-3:Stromgestehungskosten 2013 Quelle: Kost/Schlegl/Mayer/Thomsen/Hartmann, (2013). Den Werten der Abbildung liegen bestimmte Prämissen über Nutzungsdauer, Volllaststunden, Investitionssumme etc. zugrunde, die unter anderem für die Bandbreite der einzelnen Kosten verantwortlich sind. Aus den Daten wird jedoch ersichtlich, dass die Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien über denen von konventionellen Energieträgern wie Kohle und Gas liegen. Dabei sind die Erzeugungskosten für Windenergieanlagen an Offshore-Standorten (Wind OFS) mit 11,9 bis 19,4 Cent/kWh am höchsten. Ausschlaggebend dafür können die teilweise als schwierig anzusehenden Bedingungen von der Planung bis hin zur 16 Eine ausführliche Berechnungsmethode der spezifischen Stromgestehungskosten wird in Kapitel 2.4 aufgezeigt. 17 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S. 16.

15 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 15 Inbetriebnahme der Anlagen sein. 18 Am unteren Ende der Erzeugungskosten rangieren Braunkohlekraftwerke mit Kosten von 3,8 bis 5,3 Cent/kWh gefolgt von Steinkohle- und Gaskraftwerken. Neben den Unterschieden bei den spezifischen Stromgestehungskosten der betrachteten Erzeugungsalternativen weisen auch deren Kostenstrukturen deutliche Unterschiede zueinander auf. Die Kostenstruktur gibt dabei an, wie groß der Anteil der einzelnen Kostenbestandteile an den spezifischen Stromgestehungskosten ist. In Abbildung 2-4 ist die Kostenstruktur eines fossilen Kraftwerks schematisch dargestellt. 100% 22% 80% 60% 34% 60% VAR VAR FIX CO2 40% 9% Brennstoff Betrieb 20% 35% 40% FIX Kapital 0% Kostenbestandteile Kostenart Abbildung 2-4: Schematische Darstellung der Kostenstruktur eines fossilen Kraftwerks Den fossilen Kraftwerken ist gemein, dass sich alle vier Kostenbausteine in der Kostenstruktur wiederspiegeln. 19 Neben Kapital-, Betriebs- und Brennstoffkosten fallen zusätzlich durch das im Verbrennungsprozess freigesetzte CO 2 entsprechende Emissionskosten an. 20 Die genaue Verteilung hingegen hängt vom konkret betrachteten Kraftwerkstypen ab. Weiterhin lassen sich die Kostenbestandteile hinsichtlich ihrer Entstehung nach fixen und variablen Kosten unterscheiden. Bei den Kapitalkosten handelt es sich um fixe Kosten, die im Rahmen der Errichtung des Kraftwerkes anfallen und somit unabhängig von der produzierten Strommen- 18 Vgl. Reimers/Kaltschmitt (2014), S Dies gilt nicht für alle Kraftwerkstypen. In Kapitel 4.1 wird explizit auf die Unterschiede der Kostenstrukturen der einzelnen Erzeugungsalternativen eingegangen. 20 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S. 16.

16 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 16 ge des Kraftwerks sind. Brennstoffkosten sowie die Kosten für CO 2 -Emissionen sind alleine auf den Kraftwerksbetrieb zurückzuführen und aus diesem Grund den variablen Kosten zuzuschreiben. Die Betriebskosten können sowohl fixe als auch variable Kostenbestandteile aufweisen. 21 Wie sich die Kostenbestandteile konkret zusammensetzen und wie diese berechnet werden können, ist Gegenstand von Kapitel drei. Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass die Berechnung der Stromgestehungskosten die Grundlage für eine Überführung der Kostenbestandteile in die dargestellte Kostenstruktur bildet. Im nächsten Kapitel wird eine Methode zur Berechnung der Stromgestehungskosten dargestellt. 2.4 Verfahren zur Bestimmung der Stromgestehungskosten Im vorangegangenen Kapitel wurde die grundlegende Zusammensetzung von Stromgestehungskosten aufgezeigt sowie deren reale Ausprägung im Jahr 2013 miteinander verglichen. In diesem Kapitel wird eine Methode zur Berechnung der Stromgestehungskosten näher erläutert. Das Verfahren der Levelized Costs of Eletricity (LCOE) ermöglicht den Vergleich von Stromgestehungskosten und Kostenstruktur unterschiedlicher Stromerzeugungsoptionen miteinander. Der Grundgedanke bei der Ermittlung ist, aus allen anfallenden Kosten während der Nutzungsdauer einer Anlage jährliche Durchschnittskosten in Form einer Annuität zu bilden und diese der durchschnittlichen jährlichen Stromerzeugung gegenüber zu stellen. 22 Dabei stützt sich die Berechnung in ihren Grundzügen auf die Kapitalwertmethode, einem dynamischen Verfahren der Investitionsrechnung, bei der alle Zahlungsströme durch Diskontierung auf den Betrachtungszeitpunkt in eine Kennzahl, den Kapitalwert, überführt werden. 23 Die Berechnungsformel kann aus der Gleichung für den Kapitalwert abgeleitet werden. Auf der linken Seite steht der Barwert der durchschnittlichen spezifischen Stromgestehungskosten, die mit der jährlichen produzierten Strommenge multipliziert werden. Dem gegenüber steht die Barwertsumme aller Ausgaben über den Nutzungszeitraum. Die Ausgangssituation ist in der folgenden Gleichung dargestellt Vgl. Ammon (2014), S Vgl. Kost/Schlegl/Mayer/Thomsen/Hartmann, (2013), S Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S Vgl. Konstantin (2007), S. 120.

17 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 17 (1+) = + (1+) LCOE Spezifische Stromgestehungskosten in Euro/kWh M et I 0 A t Produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr Investitionsausgaben in Euro Jährliche Gesamtkosten in Euro im Jahr t i Kalkulationszinssatz in % n t wirtschaftliche Nutzungsdauer in Jahren Jahr der Nutzungsperiode (2.1) Diese Ausgangsgleichung kann nun nach LCOE umgestellt werden und liefert im Ergebnis die spezifischen Stromgestehungskosten. = + (1+) (2.2) (1+) In Gleichung 2.2 werden die Barwerte aller Ausgaben durch die Barwerte der Stromerzeugung geteilt. Aus physikalischer Sicht scheint die Berechnung des Barwertes der erzeugten Strommenge zunächst unverständlich, ist jedoch die Folge der Umformungen von Gleichung 2.1. Dort stehen auf beiden Seiten Geldbeträge, die aufgrund des finanzmathematischen Kalküls, dass Geldbeträge, die weiter in der Zukunft liegen einen geringeren Barwert aufweisen, diskontiert werden müssen. 25 Unter den jährlichen Gesamtkosten werden in der Formel alle anfallenden variablen als auch fixen Kosten zusammengefasst. Die jährlich produzierte Strommenge berechnet sich durch Multiplikation der installierten Nettoleistung des Kraftwerkes mit der Anzahl der Volllaststunden pro Jahr. Der Kalkulationszins ist der aggregierte Kapitalkostensatz, der sich aus den Renditeerwartungen sowohl der Eigen- als auch der Fremdkapitalgeber zusammensetzt. Zur Bestimmung kann der Ansatz der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (Weighted average cost of capital - WACC), der die Finanzierung der Investition berücksichtigt, verwendet werden Vgl. Konstantin (2007), S Vgl. Kruschwitz/Husmann (2012), S. 408.

18 Charakteristika der Stromerzeugung in Deutschland 18 Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch das stringente Vorgehen bei der Bestimmung mittels der Methode LCOE die Vergleichbarkeit der Stromgestehungskosten von verschiedenen Stromerzeugungsalternativen gewährleistet werden kann. Eine Aussage über die Wirtschaftlichkeit kann jedoch nicht getroffen werden, da dazu eine vollständige Betrachtung der konkreten Investition mit allen Ein- und Ausgaben durchzuführen ist. 27 Als wesentliche Determinanten für die Stromgestehungskosten können der Kalkulationszinssatz und die produzierte Strommenge, die stark von der Anzahl der Volllaststunden abhängt, gesehen werden. Im dritten Kapitel sind die einzelnen Kostenbestandteile und deren Bestimmung Gegenstand der Betrachtung. 27 Vgl. Kost/Schlegl/Mayer/Thomsen/Hartmann, (2013), S. 36.

19 Bestimmung der Stromgestehungskosten 19 3 Bestimmung der Stromgestehungskosten Im zweiten Kapitel wurde ausgehend von der Charakterisierung der Stromerzeugungsoptionen über die Erläuterung der Stromgestehungskosten und deren Kostenbestandteile ein Verfahren zur Bestimmung der Stromgestehungskosten beschrieben, aus denen die Kostenstruktur abgeleitet werden kann. Das Ziel dieses Kapitels ist die konkrete Bestimmung der Stromgestehungskosten sowie die Ableitung der entsprechenden Kostenstruktur. Dazu ist es Notwendig in einem ersten Schritt notwendig, die bereits vorgestellten Kostenbestandteile Kapital-, Betrieb-, Brennstoffkosten sowie die Kosten für CO2-Emissionen detailliert heraus zu arbeiten und aufzuzeigen, wie diese bestimmt werden können. Zudem werden auf Basis von Literaturdaten Abschätzungen für die einzelnen Größen gegeben. Am Ende dieses Kapitels wird die Bestimmung an einem Beispiel exemplarisch vorgenommen. 3.1 Kapitalkosten Bei den Kapitalkosten handelt es sich um Kosten, die in erster Linie auf die Investition für den Bau eines Kraftwerkes zurückzuführen sind. Sie werden damit zu den fixen Kostenbestandteilen gezählt, da sie unabhängig vom Anlagenbetrieb anfallen. 28 Die Investitionskosten werden von einer Vielzahl von Faktoren wie dem Standort, der Bauzeit etc. beeinflusst. Die gesamten Investitionskosten lassen sich dabei in Kosten für die fertige Anlage, Bauherreneigenleistung und in Zinsen während der Bauzeit unterteilen. 29 Angaben über Investitionskosten für die fertige Anlage werden in der gesichteten Literatur häufig bezogen auf die installierte Nettoleistung in Euro pro Kilowatt angegeben und weichen je nach Anlagentyp deutlich voneinander ab. Unter der Bauherreneigenleistung werden alle Kosten subsumiert, die neben der eigentlichen Errichtung der Anlage anfallen. Dies können bspw. Kosten für die Bereitstellung von Baugrundstück und Infrastruktur, für das Genehmigungsverfahren oder für die Erstinbetriebnahme sein. Die Bauherreneigenleitung wird meistens pauschal als prozentualer Anteil der Investitionssumme für die fertige Anlage angegeben. Literaturangaben schwanken diesbezüglich zwischen 5-21%. 30 Die Bauzinsen, die während der Bauzeit einer Anlage anfallen, hängen wesentlich von vier Determinanten ab. Ausschlaggebend dafür 28 Vgl. Groscurth (2009), S Vgl. Schneider (1998), S Vgl. ebenda S. 15.

20 Bestimmung der Stromgestehungskosten 20 ist die Höhe der Investitionskosten für die fertige Anlage, die Bauzeit, die Verteilung der Kosten während der Bauzeit sowie der Kalkulationszinssatz. 31 Es wird ersichtlich, dass insbesondere eine ungeplante Verlängerung der Bauzeit bei unterstellter Konstanz der übrigen Determinanten einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der zu zahlenden Zinsen hat. Die Berechnung der Investitionssumme inklusive Zinszahlung während der Bauzeit erfolgt durch Aufzinsung der Investitionssummen mit dem Kalkulationszins auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme t=0. Mathematisch wird dieser Zusammenhang in der folgenden Gleichung dargestellt. =! (1+) (3.1) I 0 I v i Investitionsausgaben zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme Investitionsausgabe zum Zeitpunkt t vor der Inbetriebnahme Kalkulationszins m Baujahre vor Inbetriebnahme, bei t=0 Anhand des Ergebnisses aus Formel 3.1 und durch Hinzurechnung der Bauherreneigenleistung kann die gesamte Investitionssumme zur Errichtung einer Anlage bei gegebener Verteilung der Investitionsausgaben bestimmt werden. In der nachstehenden Tabelle sind spezifische Investitionskosten pro Megawatt installierter Nettoleistung für verschiedene Erzeugungsalternativen angegeben. Tabelle 3-1: Spezifische Investitionskosten Energieträger Kraftwerkstyp Nettoleistung MW Spez. Investitionskosten Euro/kW Erdgas GuD Steinkohle Dampf-KW Braunkohle Dampf-KW Kernenergie LWR Wind Onshore Wind Offshore Sonne Photovoltaik 0, Quelle: Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010). 31 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010), S. 37.

21 Bestimmung der Stromgestehungskosten 21 Bei den konventionellen Kraftwerken ist die Kernenergie mit 2800 Euro/kW die Alternative mit den höchsten spezifischen Kosten. Die Kraftwerke auf Basis des Energieträgers Gas weisen mit ca. 700 Euro/kW installierter Leistung von allen dargestellten Alternativen die geringsten Kosten auf. Im Bereich der erneuerbaren Energien ist die Stromerzeugung aus Wind an Onshore-Standorten mit 1320 Euro/kW die günstigste Alternative im Vergleich zu Offshore-Standorten oder der Photovoltaik-Technologie. Die in der Tabelle 3-1 dargestellten Werten sind als Richtgrößen für die spezifischen Kosten für eine fertige Anlage ohne Bauzinsen zu verstehen. Die Kosten für den konkreten Einzelfall können davon abweichen. 3.2 Betriebskosten Unter den Betriebskosten werden alle Kosten zusammengefasst, die während dem Betrieb der Anlage auftreten. Ausgenommen davon sind die Kosten für Brennstoffe und für CO 2 -Emissionen. Die Betriebskosten können zwischen fixen und variablen Anteilen unterschieden werden, wobei den fixen Betriebskosten den deutlich höheren Anteil ausmachen. Grundsätzlich wird bei der Berechnung der Stromgestehungskosten von im Zeitverlauf steigenden Betriebskosten ausgegangen. 32 Die fixen Betriebskosten sind unabhängig von der produzierten Strommenge. Zu ihnen zählen Personalkosten, Instandhaltung und Wartung sowie Versicherungskosten. Sie weisen dabei eine große Abhängigkeit vom Typ und Größe der betrachteten Anlage auf. Insbesondere beim Personal gibt es große Unterschiede, da bei einer Windenergieanlage kein fester Personalstamm zum Betrieb notwendig ist. Bei einem fossilen Kraftwerk stellt sich die Situation hingegen vollkommen anders dar. Zur Berechnung der jeweiligen Personalkosten müsste der Personalbedarf sowie die Personalkosten ermittelt werden. Oftmals werden in der Literatur nur pauschale Angaben über die Höhe der fixen Betriebskosten gemacht. Diese werden entweder als Prozentsatz der Investitionskosten oder als spezifische Angabe in Euro pro Kilowatt ausgewiesen. 33 Die variablen Betriebskosten hängen nur von der erzeugten Strommenge ab. Zu ihnen zählen die Kosten für Hilfs- und Betriebsstoffe sowie gewisse variable Anteile der Wartung und Instandhaltung. Auf die variablen Betriebskosten entfällt nur ein geringer Anteil, weshalb sie nur von untergeordneter Bedeutung für die 32 Vgl. Schneider (1998), S Vgl. ebenda S. 24.

22 Bestimmung der Stromgestehungskosten 22 Stromgestehungskosten sind. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die variablen und fixen Betriebskosten unterschiedlicher Erzeugungsalternativen. Energieträger Tabelle 3-2: Fixe und variable Betriebskosten Kraftwerkstyp Betriebskosten fix Betriebskosten var Euro/kW Euro/MWh Erdgas GuD 19 2,0 Steinkohle Dampf-KW 35 4,0 Braunkohle Dampf-KW 39 4,4 Kernenergie LWR 55 0,5 Wind Onshore 50 Wind Offshore 120 Sonne Photovoltaik 34 2,8 Quelle: Wissel/Fahl/Blesl/Voß (2010). Die fixen Betriebskosten beziehen sich auf die installierte Nettoleistung der Anlagen. Dabei wird implizit davon ausgegangen, dass mit steigender Nettoleistung auch die fixen Betriebskosten zunehmen. 34 Dieser Ansatz scheint gerechtfertigt, da mit steigender Leistung auch eine steigende Anzahl an Personal, mehr Wartungsumfänge oder Versicherungsprämien erforderlich sind. Die Gaskraftwerke weisen mit 19 Euro/kW gefolgt von den fossilen Kraftwerken mit Euro/kW die geringsten Kosten auf. Die höchsten fixen Betriebskosten weisen mit deutlichem Abstand die Windenergie an Offshore-Standorten mit 120 Euro/kW auf. Dies ist in großen Teilen auf die Komplexität bei Wartung und Instandhaltung von Offshore-Anlagen zurückzuführen. 35 Die variablen Betriebskosten beziehen sich auf die produzierte Strommenge in Megawattstunden (MWh). Für Windenergieanlagen wurden in der vorliegenden Studie keine Angeben zu den variablen Betriebskosten gemacht. 3.3 Brennstoffkosten Die Brennstoffkosten sind die Kosten, die für die Beschaffung von Primärenergieträgern zur Umwandlung in elektrische Energie, bezahlt werden müssen. Sie sind alleine von der produzierten Strommenge abhängig und somit den variablen Kostenbestandteilen zuzuordnen. Die Brennstoffkosten sind eine wesentliche Determinante für die Stromgestehungskosten, da sie innerhalb des Nutzungszeitraums 34 Vgl. Vgl. Schneider (1998), S Vgl. Reimers/Kaltschmitt (2014), S. 224.

23 Bestimmung der Stromgestehungskosten 23 von Kraftwerken großen Preisrisiken unterliegen und eine Prognose daher mit erheblicher Unsicherheit behaftet ist. 36 Die Kosten für Brennstoff werden grundsätzlich durch Multiplikation der benötigten Menge eines Brennstoffs für die jährliche Produktionsmenge an Strom mit dem jeweiligen Preis berechnet. Der Bestimmungsfaktor für die Brennstoffmenge zur Produktion von Strom ist der Wirkungsgrad des Kraftwerks. 37 Dieser gibt das Verhältnis von eingesetzter Primärenergie zur erzeugten Strommenge an. Umso größer der Wirkungsgrad ist, desto weniger Brennstoff muss zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Die Berechnung der Brennstoffkosten wird an folgender Formel verdeutlicht. # $%, = ' () * +, - $%, (3.2) K Br,t P Netto VL Brennstoffkosten im Jahr t [Euro] Installierte Nettoleistung [kw] Volllaststunden [h] WG Wirkungsgrad [%] k Br Spezifischer Brennstoffverbrauch [Euro/kWh] Die installierte Nettoleistung, die Volllaststunden sowie der Nutzungsgrad werden bei der Planung der Kraftwerke festgelegt. Aus diesen drei Elementen können durch Multiplikation mit den spezifischen Brennstoffkosten, die exogene Parameter sind und denen im Zeitverlauf keine Konstanz unterstellt werden kann, die Brennstoffkosten für ein Jahr bestimmt werden. Die Tabelle 3-3 gibt einen Überblick über Wirkungsgrade sowie die spezifischen Brennstoffkosten ausgewählter Erzeugungsalternativen. Tabelle 3-3: Wirkungsgrad und spezifische Brennstoffkosten 2013 Energieträger Kraftwerkstyp Wirkungsgrad Spez. Brennstoffkosten % Euro/kWh Erdgas GuD 60 0,0287 Steinkohle Dampf-KW 46 0,0114 Braunkohle Dampf-KW 45 0,0016 Quelle: Kost/Schlegl/Mayer/Thomsen/Hartmann, (2013). 36 Vgl. Wissel/Fahl/Blesl (2012), S Vgl. Schneider (1998), S. 10.

24 Bestimmung der Stromgestehungskosten 24 Die Brennstoffkosten fallen nur bei konventionellen Kraftwerken an. Die Stromerzeugungsalternativen, die auf regenerative Energieträger wie Sonne oder Wind angewiesen sind, weisen in ihrer Kostenstruktur keine Brennstoffkostenanteile auf. Die Brennstoffkosten für Erdgas und Steinkohle werden in großem Maße von Angebot und Nachfrage auf dem Weltmarkt beeinflusst, während die Kosten für Braunkohle von den Förderkonditionen im Abbaugebiet abhängen. 38 Braunkohlekraftwerke werden fast ausschließlich in unmittelbarer Nähe zum Abbaugebiet errichtet um einen kostenintensiven Transport zu sparen. 39 Braunkohle weist mit 0,0016 Euro/kWh die geringsten Brennstoffkosten auf. Erdgas hingegen ist mit 0,0287 Euro/kWh der teuerste Energieträger zur Stromerzeugung. Trotz der aktuell relativen Entspannung wird für die Zukunft von tendenziell steigenden Rohstoffpreisen ausgegangen. 3.4 Kosten für CO 2 -Emmissionen Im Jahr 2005 wurde mit der Errichtung des Europäischen Emissionshandelssystem (EU ETS) der Grundstein für die Bepreisung von CO 2 -Emissionen gelegt. Der Handel richtet sich an dem Ziel zur Reduzierung der CO 2 -Emissionen innerhalb der Europäischen Union aus. Grundsätzlich können die ausgegeben CO 2 - Zertifikate an verschiedenen europäischen Börsen frei gehandelt werden. Der Europapolitik obliegt jedoch die politische Ausgestaltung der Rahmenbedingungen, zu denen auch die Festlegung der Menge der verfügbaren Zertifikate gehört. Die Menge der Zertifikate hat nach dem Gesetz des Marktes unmittelbare Auswirkungen auf den Börsenpreis. Durch diesen Emissionshandel wurde für die Stromgestehungskosten fossiler Kraftwerke ein neuer Kostenbestandteil geschaffen. Die CO 2 -Emissionen eines Kraftwerkes hängen zum einen vom gewählten Brennstoff sowie vom Wirkungsgrad ab. 40 Zum anderen haben zukünftige Techniken wie die Abscheidung oder die Speicherung von CO 2 einen Effekt auf die Emissionskosten, da sie maßgeblich zur Reduzierung von CO 2 -Emissionen beitragen können. Die Berechnung der Emissionskosten erfolgt über Multiplikation der spezifischen an CO 2 -Emissionen mit der jährlichen Stromproduktion geteilt durch den Wirkungsgrad. Daraus ergibt sich die Gesamtmenge der CO 2 -Emissionen, die mit den 38 Vgl. Schneider (1998), S Vgl. Ströbele/Heuterkes/Pfaffenberger (2010), S Vgl. Ammon (2014), S. 38.

25 Bestimmung der Stromgestehungskosten 25 jeweiligen Preis pro Tonne CO 2 zu multiplizieren ist, um die jährlichen Kosten für CO 2 -Emissionen zu erhalten. In Formel 3-3 wird dieser Umstand veranschaulicht. #./ = ' () * +, 0./ -./ (3.3) #./ Kosten für CO 2 -Emissionen im Jahr t [Euro] P Netto VL Installierte Nettoleistung [kw] Volllaststunden [h] WG Wirkungsgrad [%] 0./ Spezifische CO 2 -Emissionen [kg/kwh] -./ Kosten für CO 2 -Zertifikat [Euro/t] Mit der Planung des Kraftwerkes werden alle Parameter bis auf die Kosten für CO 2 -Zertifikat festgelegt. Diese unterliegen im Zeitverlauf Änderungen und sind somit als Unsicherheitsfaktor bei der Bestimmung dieser Kosten zusehen. Mit Einführung des Emissionshandels 2005 lag der Zertifikatspreis bei 22,09. In der Folge sank der Preis bis auf einen Durchschnittspreis von 4,10 Euro/t CO 2 im Jahr Für die Zukunft wird jedoch in Folge der Einsparziele und der daraus resultierenden Verknappung der Zertifikate von steigenden Preisen ausgegangen. Dadurch steigt der Einfluss der Emissionskosten auf die Stromgestehungskosten von fossilen Kraftwerken tendenziell. Tabelle 3-4 zeigt die spezifischen CO 2 - Emissionen für fossile Kraftwerkstypen. Tabelle 3-4: spezifische CO 2 -Emissionen Energieträger Kraftwerkstyp CO 2 -Emissionen Kg/kWh Erdgas GuD 0,35 Steinkohle Dampf-KW 0,78 Braunkohle Dampf-KW 0,96 Quelle: Wagner/Koch/Burkhardt/Böckmann (2007). Es ist ersichtlich, dass Braunkohlekraftwerke die mit 0,96 kg/kwh die höchsten CO 2 -Emissionen aufweisen. Erdgas hat mit 0,35 kg/kwh die geringsten Emissionen. Es ist daher zu vermuten, dass sich ein Preisanstieg am stärksten auf die Kostenstruktur von Braunkohlekraftwerken niederschlägt und zu höheren Stromge- 41 Vgl. Ammon (2014), S. 39.

26 Bestimmung der Stromgestehungskosten 26 stehungskosten führen könnte. Auf der anderen Seite lässt sich für dieses Szenario das Potential von neuen Techniken zur CO 2 -Vermeidung entdecken. Im nächsten Kapitel wird in einem Beispiel die Stromgestehungskosten berechnet und die Kostenstruktur abgeleitet. 3.5 Beispielhafte Bestimmung der Kostenstruktur In den vorangegangenen Kapiteln wurden die einzelnen Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten detailliert beschrieben und eine Möglichkeit zu deren Berechnung aufgezeigt. Das Ziel dieses Kapitels ist die beispielhafte Bestimmung der Stromgestehungskosten sowie die daraus abgeleitete Kostenstruktur für ein Braunkohlekraftwerk. Als Grundlage der Berechnung dient das in Kapitel 2.4 vorgestellte Verfahren der Levelized Costs of Electicity. Für die berechnungsrelevanten technischen sowie ökonomischen Parameter wurde gemäß der in Kapitel 3 beschriebenen Kosten geeignete Annahmen getroffen, die in der Tabelle 3-5 dargestellt sind. Es wird dabei unterstellt, dass das betrachtete Kraftwerk 2015 mit der Produktion beginnt und eine Nutzungsdauer von 40 Jahren aufweist. Tabelle 3-5: Technische und ökonomische Berechnungsparameter Position Einheit Technische Parameter Installierte Nettoleistung MW 1050 Wirkungsgrad % Nutzungsdauer a Volllaststunden h/a CO 2 -Emission kg/kwh 0, Ökonomische Parameter Spezifische Investition /kw Bauzeit a Verteilung der Investitions % summe über die Jahre der Bauzeit Kalkulationszins i % Betriebskosten fix /kw jährlicher Anstieg Betriebskosten fix % Betriebskosten var /MWh Brennstoffkosten /kwh 0, CO 2 -Zertifikatspreis /t CO Die Technischen Parameter werden mit Beginn der Planung festgelegt und sind über den Zeitablauf angenommen. Bei den ökonomischen Parametern werden

27 Bestimmung der Stromgestehungskosten 27 dagegen im Zeitablauf Anpassungen vorgenommen. Bereits in Kapitel 3.2 beschrieben, ist im Zeitverlauf mit höheren fixen Betriebskosten wegen zunehmendem Verschleiß und Reparaturaufwand zu rechnen. Diesem Umstand wird bei der Bestimmung mit einem jährlichen Anstieg der fixen Betriebskosten um 1 % Rechnung getragen. Aufgrund des beträchtlichen Zeithorizonts von 40 Jahren und der zukünftigen Verknappung der Menge an verfügbaren CO 2 -Zertifikaten ist im Zeitverlauf von tendenziell steigenden Zertifikatspreisen auszugehen. Dementsprechend wurden drei Preissteigerungen während der Nutzungsdauer berücksichtigt. Bei den Brennstoffpreisen wurden keine Preissteigerungen unterstellt, da Braunkohle für deutsche Kraftwerke nicht auf dem Weltmarkt gehandelt wird und aus diesem Grund keinen Preisschwankungen unterliegt 42 In Tabelle 3-6 sind die Berechnungsergebnisse zusammengefasst. Tabelle 3-6: Kostenbestandteile der Stromgestehungskosten Fixe Kosten Mio Euro/a 182,87 Kapitalkosten Mio Euro/a 140,31 Betriebskosten Mio Euro/a 42,56 variable Kosten Mio Euro/a 158,47 Betriebskosten Mio Euro/a 7,45 Brennstoffkosten Mio Euro/a 92,77 CO 2 -Emissionskosten Mio Euro/a 58,25 Jahreskosten Mio Euro/a Jahresstromproduktion kwh Stromgestehungskosten Euro/kWh 0,0458 Dargestellt sind die durchschnittlichen jährlichen Kosten sowie die durchschnittlich produzierte Strommenge eines Jahres. Aus der Berechnung ergeben sich die spezifischen Stromgestehungskosten zu 0,0458 Euro/kWh. Damit liegen die spezifischen Kosten pro kwh in dem Bereich der in Kapitel 2.3 vorgestellten Stromgestehungskosten. Die jährlichen fixen Kosten übersteigen dabei mit 182,87 Million Euro die variablen Kosten mit 158,47 Millionen Euro. Zur Ableitung der Kostenstruktur werden die einzelnen Kostenbestandteile in Bezug zu den Jahres- 42 Vgl. Ammon (2014), S. 40.

28 Bestimmung der Stromgestehungskosten 28 kosten gesetzt. Die Kostenstruktur für das Berechnungsbeispiel ist der folgenden Abbildung dargestellt. 100% 17% 80% 60% 40% 27% 15% CO2-Emissionskosten Brennstoffkosten Betriebskosten Kapitalkosten 20% 41% 0% Abbildung 4-1: Abgeleitete Kostenstruktur Es handelt sich hierbei um die typische Kostenstruktur eines fossilen Kraftwerks, in der alle Kostenbestandteile inklusive der CO 2 -Emissionskosten vorhanden sind. Den größten Anteil an den Stromgestehungskosten machen mit 41 % die Kapitalkosten aus. Den zweitgrößten Anteil nehmen die Brennstoffkosten mit 27% ein gefolgt von den CO 2 -Emissionskosten mit 17% und den fixen sowie variablen Betriebskosten mit 15%. In diesem Kapitel wurde gezeigt, wie auf Basis von technischen und ökonomischen Inputfaktoren die Stromgestehungskosten berechnet und die Kostenstruktur daraus abgeleitet werden kann. Im vierten Kapitel werden im Rahmen eines Vergleichs die wesentlichen Unterschiede zwischen den Kostenstrukturen der grundlegenden Stromerzeugungsoptionen dargestellt. Weiterhin werden die Auswirkungen von entscheidenden Einflussfaktoren für die Stromgestehungskosten analysiert.

29 Vergleich und Entwicklung von Kostenstrukturen 29 4 Vergleich und Entwicklung von Kostenstrukturen Nach der ausführlichen Erläuterung der einzelnen Kostenbausteine, aus denen sich die Stromgestehungskosten zusammensetzten, folgt in diesem Kapitel ein Vergleich der Kostenstrukturen der jeweiligen Erzeugungsoptionen. Weiterhin wird auf die Entwicklung der Kostenstruktur eines fossilen Kraftwerks Variation von relevanten Einflussgrößen eingegangen. In diesem Rahmen wird zwischen Kraftwerken mit und ohne CCS-Technologie unterschieden. Die Daten für die Berechnung der Kostenbausteine sowie deren Entwicklung spiegeln die typische Struktur der jeweiligen Stromerzeugungsoptionen und sind in diesem Kapitel schematisch dargestellt. Daher werden die Daten exemplarisch aus mehreren Quellen und Abschätzungen ermittelt um die Struktur und deren Entwicklung zu verdeutlichen. 4.1 Vergleich der Kostenstrukturen der Stromerzeugung Zu den Stromerzeugungsoptionen zählen die fossilen Gas- und Dampfkraftwerke, die Kernkraftwerke und die Kraftwerke mit erneuerbaren Energien. Diese wurden in Kapitel 2.2 für die jeweiligen Kraftwerkstypen dargestellt. Jeder Kraftwerkstyp hat aufgrund seiner besonderen Eigenschaften eine andere Kostenstruktur. Diese Unterschiede werden in diesem Kapitel aufgezeigt. Für die fossilen Dampfkraftwerke wird auf die exemplarische Berechnung der Kostenstruktur eines Braunkohlekraftwerks aus Kapitel 3.5 zurückgegriffen. Die Stromgestehungskosten für Kernkraftwerke werden exemplarisch bestimmt. Gleiches gilt für die Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien. Um die Unterschiede deutlich zu machen wird bei den erneuerbaren Energien der Kraftwerkstyp Windenergie an Offshore- Standorten gewählt. Für das Braunkohlekraftwerk wurde in Kapitel 3.5 bereits ausführlich erläutert, wie sich die Stromgestehungskosten zusammensetzten. Die Kernenergie und auch die offshore Windkonverter haben dabei jeweils andere technische und ökonomische Parameter zur Bestimmung der jeweiligen Stromgestehungskosten und somit auch eine andere Kostenstruktur. Die Nachfolgende Tabelle zeigt die Parameter der einzelnen Energieerzeugungsoptionen auf und stellt diese direkt gegenüber. Tabelle 4-1: Technische und ökonomische Parameter im Vergleich