Entwicklung von Stromproduktionskosten

Expertise Entwicklung von Stromproduktionskosten Die Rolle von Freiflächen-Solarkraftwerken in der Energiewende Im Auftrag der BELECTRIC Solarkraftwerke GmbH Ansprechpartner Frank Peter Mitarbeiter Leonard Krampe Inka Ziegenhagen Berlin, 10. Oktober 2013

Das Unternehmen im Überblick Geschäftsführer Christian Böllhoff Präsident des Verwaltungsrates Gunter Blickle Handelsregisternummer Berlin HRB 87447 B Rechtsform Aktiengesellschaft nach schweizerischem Recht Gründungsjahr 1959 Tätigkeit Prognos berät europaweit Entscheidungsträger in Wirtschaft und Politik. Auf Basis neutraler Analysen und fundierter Prognosen werden praxisnahe Entscheidungsgrundlagen und Zukunftsstrategien für Unternehmen, öffentliche Auftraggeber und internationale Organisationen entwickelt. Arbeitssprachen Deutsch, Englisch, Französisch Hauptsitz Prognos AG Henric Petri-Str. 9 CH-4010 Basel Telefon +41 61 3273-310 Telefax +41 61 3273-300 info@prognos.com Weitere Standorte Prognos AG Prognos AG Goethestr. 85 Wilhelm-Herbst-Str. 5 D-10623 Berlin D-28359 Bremen Telefon +49 30 52 00 59-210 Telefon +49 421 51 70 46-510 Telefax +49 30 52 00 59-201 Telefax +49 421 51 70 46-528 Prognos AG Prognos AG Science 14 Atrium; Rue de la Science 14b Schwanenmarkt 21 B-1040 Brüssel D-40213 Düsseldorf Telefon +32 2808-7209 Telefon +49 211 91316-110 Telefax +32 2808-8464 Telefax +49 211 91316-141 Prognos AG Prognos AG Nymphenburger Str. 14 Friedrichstr. 15 D-80335 München D-70174 Stuttgart Telefon +49 89 954 1586-710 Telefon +49 711 3209-610 Telefax +49 89 954 1586 288-710 Telefax +49 711 3209-609 Internet www.prognos.com

Inhalt Ergebnisüberblick 4 1 Aufgabenstellung und Vorgehensweise 5 1.1 Aufgabenstellung 5 1.2 Hintergrund zu Freiflächen-Solarkraftwerken 6 1.3 Vorgehensweise 8 2 Kosten der Stromerzeugung für einzelne Erzeugungstechnologien im regionalen Vergleich 13 2.1 Photovoltaik 13 2.1.1 Dachsystem 14 2.1.2 Freifläche 16 2.2 Windenergie 19 2.2.1 Onshore 20 2.2.2 Offshore 23 2.3 Bioenergie 26 2.3.1 Biogas 27 2.3.2 Biomasse 30 2.4 Konventionelle Energieträger 32 2.4.1 Erdgas 33 2.4.2 Steinkohle 37 2.4.3 Braunkohle 40 3 Ergebnisse aus der Analyse der Stromgestehungskosten 43 3.1 Die Stromgestehungskosten der Erzeugungstechnologien im Vergleich 43 3.2 Die Wirtschaftlichkeit von Freiflächen-Solarkraftwerken im Jahr 2015 45 3.3 Der Einfluss von Freiflächen-Solarkraftwerken auf die Kosten des erneuerbaren Strommixes 48 4 Wettbewerbsfähigkeit von Freiflächen-Solarkraftwerken in Deutschland im Vergleich zu Süd-Europa 51 4.1 Annahmen und Stromgestehungskosten zu Solarkraftwerken in Spanien, Italien und Griechenland 51 4.2 Annahmen und Stromtransportkosten aus Spanien, Italien und Griechenland nach Deutschland 53 5 Systemintegration von Freiflächen-Solarkraftwerken 58 5.1 Verringerte Netzbelastung 58 5.2 Potenzielle Bereitstellung von Systemdienstleistungen 61 6 Fazit und Handlungsoptionen 64 Exkurs: Einordung der Ergebnisse im Vergleich zur Agora-Studie Kostenoptimaler Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland 67 3

Ergebnisüberblick Die vorliegende Studie hat die Kostenentwicklung von verschiedenen konventionellen und erneuerbaren Stromerzeugungstechniken in unterschiedlichen geographischen en Deutschlands bewertet und miteinander verglichen. Vertieft wurde die Rolle der Freiflächen-Solarkraftwerke in Deutschland im Kontext der Energiewende analysiert. Es wird deutlich, dass Freiflächen-Solarkraftwerke einen kostengünstigen und technisch wertvollen Beitrag zur Stromerzeugung leisten können, wenn die entsprechenden Rahmenbedingungen hierzu geschaffen werden. Die zentralen Ergebnisse der Studie im Einzelnen sind: Freiflächen-Solarkraftwerke sind bereits heute in einigen en Deutschlands und insbesondere in Süddeutschland die günstigste Erneuerbare-Energien-Technik zur Stromerzeugung. Ein höherer Anteil an Freiflächen-Solarkraftwerken wird die Kosten der erneuerbaren Stromerzeugung insbesondere in Süddeutschland deutlich senken. Mittelfristig werden Freiflächen-Solarkraftwerke bezogen auf die reinen Stromgestehungskosten günstiger sein als Steinkohle- und Erdgasstromerzeugung. Die aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen sind jedoch nicht dafür geeignet, Freiflächen-Solarkraftwerke ab 2014 in Deutschland wirtschaftlich betreiben zu können. Die deutlich sinkenden Kosten für erneuerbare Energien insgesamt und Freiflächen-Solarkraftwerke im Speziellen senken den absoluten Kostenvorteil von ertragreichen Standorten im Vergleich zu weniger ertragreichen Standorten. Ein gerichteter Stromtransport aufgrund von Kostenunterschieden zwischen einzelnen en wird folglich wirtschaftlich weniger attraktiv. Freiflächen-Solarkraftwerke bieten neben niedrigen Kosten auch die Möglichkeit, durch optimierte DC-AC-Faktoren die Netzbelastung durch verminderte Einspeisespitzen zu senken. Freiflächen-Solarkraftwerke können technische Systemdienstleistungen für das Stromnetz erbringen. Hierfür müssen entsprechende Marktbedingungen geschaffen werden. Bei dem heute absehbaren Kostenniveau von Freiflächen- Solarkraftwerken in Deutschland ergeben sich unter der Berücksichtigung der Transportkosten keine wirtschaftlichen 4

Vorteile für die Alternative, Freiflächen-Solarkraftwerksstrom aus Südeuropa nach Deutschland zu importieren. Die absolut sinkenden Kosten für solar erzeugten Strom erhöhen die Attraktivität der verbrauchsnahen Erzeugung. 1 Aufgabenstellung und Vorgehensweise 1.1 Aufgabenstellung (1) Die BELECTRIC Solarkraftwerke GmbH hat Prognos im April 2013 mit der Frage beauftragt, die Rolle der Photovoltaik- Freiflächen-Kraftwerke für die künftige Energieversorgung Deutschlands und insbesondere Bayerns näher zu beleuchten. Die aktuell gültigen gesetzlichen Rahmenbedingungen begrenzen die Förderung von Photovoltaik-Freiflächen-Anlagen auf eine Größe von 10 MW und definierte Konversionsflächen und auf an Infrastruktur angrenzende Seitenstreifen. Als Folge dessen steigen die Kosten für diese Art der Stromerzeugung. In Verbindung mit erheblich sinkenden EEG-Einspeisevergütungen für Freiflächen ergeben sich dadurch für die Photovoltaik-Freifläche schwierige wirtschaftliche Rahmenbedingungen. Darüber hinaus ermöglichen nach dem Erreichen des absoluten Deckels von 52 GW Eigenverbrauchsmodelle nur in absoluten Ausnahmefällen weitere wirtschaftliche Investitionen. Der Zubau von Photovoltaik- Freiflächen wäre nach aktuell gültiger Rechtslage damit praktisch beendet. (2) Ziel dieser Studie ist es, die zukünftige Wettbewerbsfähigkeit der Freiflächen-Solarkraftwerke in Deutschland zu untersuchen. Dafür werden in Kapitel 2 die regionsspezifischen Kosten der Stromproduktion (Stromgestehungskosten) für konventionelle und erneuerbare Erzeugungstechnologien ermittelt und zu einander in Beziehung gesetzt. Für erneuerbare Techniken werden zunächst Kosten für den Inbetriebnahmezeitpunkt 2015 analysiert und über 20 Jahre betrachtet. Um den Vergleich der Stromgestehungskosten mit den konventionellen Technologien Kohle und Gas führen zu können, die in der Regel wirtschaftlich technische Lebensdauern von 40 Jahren und mehr aufweisen, wird für die erneuerbaren Anlagen ein zweiter Investitionszyklus ab dem Jahr 2035 berücksichtigt. Für die Freiflächen-Solarkraftwerke werden diesbezüglich Rahmenbedingungen unterstellt, die die aktuellen Begrenzungen und dadurch entstehenden Mehrkosten ausklammern. Kapitel 3 fasst die wesentlichen Ergebnisse dieser Analysen zusammen. In Kapitel 4 wird die Frage beantwortet, ob die Stromproduktion mit Solarkraftwerken in Südeuropa unter Berücksichtigung der Transportkosten einen Vorteil gegenüber der Stromerzeugung in 5

Deutschland hat. In Kapitel 5 wird der Nutzen der Freiflächen- Solarkraftwerke hinsichtlich ihrer Wirkung im Netz betrachtet. Neben dem Aspekt der Vermeidung von Einspeisespitzen werden auch mögliche Beiträge zur Systemstabilität im Verteilnetz skizziert. 1.2 Hintergrund zu Freiflächen-Solarkraftwerken (1) Bei einem Freiflächen-Solarkraftwerk handelt es sich um eine PV-Anlage großen Maßstabs, die nicht auf Gebäuden, sondern auf dem Boden errichtet wird. Dafür werden die Module auf Gestellen befestigt. Die installierte Leistung von Freiflächen- Solarkraftwerken reicht je nach verfügbarer Fläche von mehreren hundert Kilowatt bis zu derzeit über 100 Megawatt. Generell besteht jedoch keine technische Größenlimitierung eines solchen Kraftwerkes. Nach den Rahmenbedingungen des derzeit aktuellen EEG 2012 erhalten nur Anlagen bis zu einer Größe von 10 MW eine Vergütung, die auf bereits versiegelten Flächen, sogenannten Konversionsflächen, installiert werden. Bei Konversionsflächen handelt es sich beispielsweise um ehemalige militärisch genutzte Flächen oder Tagebaugebiete bzw. Deponieflächen. Desweiteren können auch Flächen neben Autobahnen und Schienenwegen in einem seitlichen Abstand von 110 Metern genutzt werden. Anlagen, die auf Ackerflächen installiert werden, erhalten seit dem Jahr 2010 keine Vergütung mehr. Die Weiterentwicklung des EEG hat seit dem Jahr 2009 somit kontinuierlich zu einer Verschlechterung der Rahmenbedingungen für Freiflächen-Solarkraftwerke geführt. Die folgende Abbildung zeigt ein Freiflächen-Solarkraftwerk auf einem ehemaligen Militärflughafen in Templin mit knapp 130 MW, das unter den heute geltenden Rahmenbedingungen so nicht mehr realisiert werden könnte. 6

Abbildung 1: Freiflächen-Solarkraftwerk in Templin Quelle: BELECTRIC (2) Ein Freiflächen-Solarkraftwerk besteht aus einer Vielzahl von PV-Modulen, die auf einem Unterbau bzw. auf Gestellen montiert und zur Sonne hin ausgerichtet werden. Die Module werden an Wechselrichter angeschlossen, um die produzierte Gleichspannung in Wechselspannung umzuwandeln. Je nach Anzahl der installierten Module und der Kapazität der einzelnen Wechselrichter werden mehrere Wechselrichter benötigt. Diese benötigen wiederum einen Netzanschluss, um den produzierten Strom ins Netz einspeisen zu können. Die Gestelle von Freiflächen-Solarkraftwerken werden in der Regel ohne Fundament oder nur mit punktuellen Fundamenten im Erdreich verankert. Aus diesem Grund wird trotz der hohen Flächeninanspruchnahme der Boden kaum versiegelt. Auch die Wechselrichter stehen in der Regel auf Gestellen. Zwischen den einzelnen Reihen der Module kann sich somit ungehindert Vegetation ausbreiten. Diese wird üblicherweise zweimal pro Jahr gemäht, damit die Module nicht durch den Pflanzenwuchs verschattet werden. (3) Von den derzeit rund 32 GW installierten PV-Anlagen in Deutschland besitzen rund 25 % eine Kapazität von über 1 MW. Zunehmend werden jedoch auch Dachanlagen in der Megawattklasse realisiert, so dass erst ab einer Peak-Leistung von 7

mehr als 3 MW mit hoher Wahrscheinlichkeit von einer Freifläche ausgegangen werden kann. Anlagen mit über 3 MW installierter Leistung haben einen Anteil von rund 20 % an der insgesamt installierten PV-Leistung in Deutschland. Durch die starke Absenkung der Vergütungssätze und die restriktiven Flächenbeschränkungen wurden in den letzten Monaten jedoch immer weniger Freiflächen-Anlagen ans Netz angeschlossen. Zudem führt die monatliche Vergütungsabsenkung bei den Freiflächen-Solarkraftwerken mit etwa einem Jahr Projektvorlauf bis zur Inbetriebnahme zu einer Verschlechterung der Planungssicherheit. Aktuell sinkt Monat für Monat die in Betrieb genommene Leistung von Anlagen mit einer Kapazität von mehr als 3 MW. 1.3 Vorgehensweise (1) Mit Hilfe der spezifischen Stromgestehungskosten ( /MWh) können die Kosten der Stromerzeugung unterschiedlicher Erzeugungstechnologien, aber auch innerhalb einer Erzeugungstechnologie unterschiedliche Projekte verglichen werden. Dabei handelt es sich um die finanzmathematischen Durchschnittskosten über den Nutzungszeitraum der Erzeugungsanlage. Für die Analyse der Stromgestehungskosten (LCOE) im regionalen Vergleich wird folgender Ansatz verwendet: LCOE = I 0 + n t=1 n t=1 A t (1 + i) t M el (1 + i) t LCOE I 0 A t M el i n t Levelized Cost of Energy/Stromgestehungskosten in Euro/MWh Investitionsausgaben in Euro Jährliche Gesamtkosten in Euro im Jahr t Produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in MWh Realer kalkulatorischer Zinssatz in % (hier WACC) Wirtschaftliche Nutzungsdauer Jahr der Nutzungsperiode (1, 2, n) Die LCOE werden bei dieser Berechnung gebildet aus der Summe der Barwerte der jährlichen Gesamtkosten und den Investitionsausgaben dividiert durch den Barwert der gesamten Stromerzeugung über die Nutzungsdauer. Je nach betrachteter Erzeugungsart variieren die Eingangsgrößen. (2) Zu den Investitionsausgaben können sämtliche Kosten gezählt werden, die im Vorfeld der Investitionsentscheidung 8

beispielsweise durch Genehmigungen und Zertifizierung und während der gesamten Errichtungsphase anfallen. Je nach Erzeugungstechnologie und Projekt variieren dabei die Anteile zwischen Genehmigungskosten, Kosten der Technik und Installationskosten. Darüber hinaus ist zu beachten, dass die in dieser Studie dargestellten Investitionskosten sich ausschließlich auf Neuinvestitionen beziehen. Dieses gilt es bei der Interpretation der Ergebnisse zu berücksichtigen. Die jährlichen Gesamtkosten beinhalten sämtliche fixe und variable Betriebskosten. Fixe Betriebskosten fallen unabhängig vom Betrieb der Anlage und der Nutzungsdauer an. Dazu zählen beispielsweise Personalkosten, Versicherungspolicen, Kosten für Miete und Pacht und Teile der Wartungskosten. Die variablen Kosten fallen maßgeblich während des Betriebs an und steigen mit zunehmender Nutzungsdauer der Anlage. Zu den variablen Betriebskosten werden vor allem die Brennstoffkosten, aber auch die bei der Nutzung fossiler Brennstoffe anfallenden CO 2 -Kosten sowie laufzeitabhängige Wartungskosten gezählt. (3) Die im jeweiligen Jahr produzierte Strommenge wird von verschiedenen Faktoren beeinflusst: Während dargebotsabhängige erneuerbare Energien, wie Wind und PV, von den meteorologischen Gegebenheiten abhängig sind, ist die Einsatzplanung konventioneller Kraftwerke v.a. bestimmt durch das Preisniveau auf dem Großhandelsmarkt. Das derzeitige System im Strommarkt orientiert sich an der sogenannten Merit- Order, der Einsatzreihenfolge der benötigten Kraftwerke. Diese wird durch die einzelnen Grenzkosten der am Strommarkt teilnehmenden Kraftwerke bestimmt. Ein Kraftwerk wird dementsprechend nur eingesetzt, wenn der aktuelle Strompreis an der Börse mindestens den Grenzkosten dieser Anlage entspricht. Mit steigendem Anteil grenzkostenfreier erneuerbarer Energien im Stromsystem ist allerdings davon auszugehen, dass der Großhandelsstrompreis in Zukunft tendenziell auf einem niedrigeren Niveau liegen wird als bislang. Dadurch werden konventionelle Kraftwerke in Zukunft pro Jahr weniger Strom produzieren als es in den letzten Jahren der Fall gewesen ist. Darüber hinaus kann bei Photovoltaikanlagen aufgrund der Degradation der Anlage mit einem leichten Rückgang der jährlichen produzierten Strommenge gerechnet werden. (4) Der reale kalkulatorische Zinssatz, mit dem die jährlichen Betriebskosten und die Stromerzeugung abdiskontiert werden, wird in der vorliegenden Studie durch den gewichteten Kapitalkostensatz bzw. WACC (weighted average cost of capital) dargestellt. Der WACC bildet sich dabei wie folgt aus den Anteilen und Renditen für Fremdkapital (FK) und Eigenkapital (EK): 9

WACC = FKAnteil*FKRendite + EKAnteil*EKRendite Je nach Art der Investition und der Erzeugung können die Bestandteile der WACC-Berechnung stark variieren. Projekte wie kleine PV-Anlagen im privaten Sektor können zum Teil einen sehr hohen Anteil an Eigenkapital und damit wenig Fremdkapital aufweisen. Investitionen in Solar- und Onshore-Wind- Großkraftwerke und Offshore-Windparks, bei denen nicht selten das Investitionsvolumen im Bereich von mehreren Hundert Millionen Euro liegt, weisen in der Regel einen deutlich niedrigeren Anteil von Eigenkapital im Bereich von 30 % bis 40 % auf. Dementsprechend steigt der Fremdkapitalanteil bei solchen Projekten stark. Ähnlich verhält es sich mit den Renditeanforderungen. Grundsätzlich gilt: Je risikoreicher ein Projekt ist, desto höher ist die in der Projektkalkulation anzusetzende Renditeerwartung. Die FK-Rendite wird bestimmt durch die marktüblichen Einstandszinsen und die projektspezifische Risikoaufschläge in Form der Marktmarge. Die EK-Rendite wird darüber hinaus noch durch die Renditeerwartungen alternativer Anlageformen beeinflusst. So muss ein Investor vorab bestimmen, wie hoch die Verzinsung bzw. der Rückfluss des eingesetzten Kapitals in möglichen, alternativen Projekten bzw. Investitionen ist. Bei Investitionen im Bereich der Energieerzeugung liegt wie auch bei anderen Investitionen die EK-Rendite üblicherweise über der FK- Rendite. Bei privaten Haushalten mit kleinen PV-Anlagen spielen diese Opportunitätsberechnungen eine weniger starke Rolle. Derzeit sind die Zinsen risikoarmer Finanzprodukte auf einem sehr niedrigen Niveau, so dass eine Eigenkapitalrendite im mittleren einstelligen Bereich völlig ausreichen dürfte, um eine positive Investitionsentscheidung zu treffen. Zusammengefasst bedeutet dies, dass der WACC in unseren Berechnungen je nach Erzeugungsart und auftretendem Risiko unterschiedlich ausfallen wird. (5) Die wirtschaftliche Nutzungsdauer hängt ebenfalls von der betrachteten Erzeugungsart ab. Fossile Großkraftwerke weisen in der Regel eine Lebensdauer von rund 40 Jahren auf. Die Lebensdauer von Erneuerbare-Energien-Anlagen liegt hingegen in der Regel zwischen 20 und 25 Jahren. In Abhängigkeit von den Wartungskosten und den zu erzielenden Erträgen können EE- Anlagen auch länger als 20 oder 25 Jahre betrieben werden. Die realen Stromgestehungskosten sind nicht gleichzusetzen mit den für die Wirtschaftlichkeit von Projekten erforderlichen Vergütungshöhen beispielsweise aus dem EEG. Die Vergütungssätze im EEG sind nominaler Natur, wohingegen die Stromgestehungskosten real, d.h. inflationsbereinigt, berechnet werden. 10

(6) Um die unterschiedlichen klimatischen und räumlichen Rahmenbedingungen wie Windertrag, radiale Strahlung und transportabhängige Brennstoffkosten der einzelnen en in Deutschland sachgerecht zu berücksichtigen, werden die Stromgestehungskosten in der vorliegenden Untersuchung für jeweils vier verschiedene Zonen ausgewiesen. Prinzipiell können regionale Daten auch noch kleinteiliger aufgelöst werden. Für die hier angefertigte Studie soll jedoch die Einteilung in vier wesentliche Zonen genügen (mit Ausnahme von Wind Offshore und Bioenergie). Die weiter unten ausgewiesenen Daten und Berechnungsergebnisse sind demzufolge jeweils als Mittelwerte für eine bestimmte zu verstehen. 1 ist in unserer Abgrenzung das Gebiet nördlich von Bremen mit dem höchsten Windenertrag und im Durchschnitt, mit Ausnahme der Inseln, geringsten Solarertrag. Mit Ausnahme der Ballungszentren Hamburg und Bremen existieren in dieser tendenziell weniger große Verbrauchszentren für Strom. In der 2, die große Teile Niedersachsens, Brandenburgs und Sachsen-Anhalts umfasst, herrschen aufgrund geringer topografischer Höhen auch immer noch sehr gute Windgeschwindigkeiten. Die umfasst zudem aus energiewirtschaftlicher Sicht die bedeutenden Braunkohlereviere in Brandenburg, Sachsen, Sachsen- Anhalt und Nordrhein-Westphalen. In der 2 liegt mit der Rhein-Ruhr- das größte Stromverbrauchszentrum in Deutschland. 3 liegt zwischen den Linien Köln-Dresden und Karlsruhe-Regensburg und umfasst die größten Teile von Hessen, Thüringen, das südliche Sachsen, Rheinland- Pfalz, Saarland und die nördlichen Teile von Baden- Württemberg und Bayern. Diese ist komplett durchzogen von Mittelgebirgen, weshalb aufgrund der topografischen Gegebenheiten die mittleren Windgeschwindigkeiten spürbar geringer ausfallen, als in den en 1 und 2. Darüber hinaus liegen in dieser weitere Braunkohlereviere im Rheinland und in Sachsen. Mit dem Rhein-Main-Gebiet Ludwigshafen/Mannheim und dem Großraum Nürnberg existieren in dieser einige größere Verbrauchszentren für Strom. 4 liegt südlich der Linie Karlsruhe-Regensburg und beinhaltet somit die südlichen Teile von Bayern und Baden- Württemberg. In dieser herrschen die schlechtesten mittleren Windgeschwindigkeiten, jedoch können aufgrund der südlichen Lage die höchsten Solarerträge in Deutschland erzielt werden. Gleichzeitig befinden sich viele 11

große Stromverbrauchszentren wie beispielsweise München, Stuttgart und Ingolstadt in dieser. Abbildung 2: ale Einteilung Deutschlands 1 2 3 4 Quelle: Prognos AG 12

2 Kosten der Stromerzeugung für einzelne Erzeugungstechnologien im regionalen Vergleich (1) Um die Stromgestehungskosten der einzelnen Erzeugungstechnologien berechnen zu können, müssen wie in Kapitel 1.3 dargestellt diverse Annahmen zu Investitions- und Betriebskosten, zur jährlichen Energieerzeugung, zu Finanzierungsmodalitäten, Brennstoffpreisen und CO 2 -Emissionen getroffen werden. Ziel dieses Kapitels ist eine detaillierte Beschreibung dieser Annahmen und die Berechnung der regionalen Stromgestehungskosten für die erneuerbaren und die konventionellen Energieträger. Da die wirtschaftliche Lebensdauer konventioneller Kraftwerke in der Regel rund 40 Jahre beträgt, die Lebensdauer der erneuerbaren Energien aber zumeist mit 20 Jahren angegeben wird, werden in dieser Studie die Stromgestehungskosten der erneuerbaren Energien über 40 Jahre mittels zweier Investitionszyklen am selben Standort berechnet. Der erste Investitionszeitpunkt in dieser Berechnung ist im Jahr 2015, der zweite im Jahr 2035. Dadurch können die Stromgestehungskosten der konventionellen Energieträger mit denen der erneuerbaren verglichen werden. Aus heutiger Sicht ist es natürlich möglich, dass einzelne Anlagen eine längere Anlagenlebensdauer als 20 Jahre aufweisen können. Solange die Anlage nach 20 Jahren noch genügend Strom erzeugen kann, ohne dass die Betriebs- und Reparaturkosten die Erträge übersteigen, ist es oftmals sinnvoll, die Anlage nicht stillzulegen. 2.1 Photovoltaik (1) In den vergangen 5 Jahren hat vor allem der Ausbau von PV-Anlagen in Deutschland stark zugenommen. Allein in den Jahren 2011 und 2012 erhöhte sich die installierte PV-Leistung in Deutschland jeweils um 7,5 GW auf über 30 GW kumulierter Leistung. Begleitet (und begünstigt) wurde dieser Kapazitätszuwachs von einem starken Preisverfall kristalliner PV- Module vor allem auf dem asiatischen Markt. In den vergangenen zwei Jahren haben sich hier die Modulkosten um über 50 % reduziert. Die Preisentwicklung europäischer Module verlief in einer ähnlichen Größenentwicklung. Allerdings sind insbesondere durch höhere Faktorkosten diese Module derzeit immer noch rund 30 % bis 40 % teurer als die asiatischen Modelle. Die kürzlich von der EU-Kommission eingeführten Strafzölle auf chinesische Module haben zu einer intensiven Diskussion über den Nutzen dieser 13

Maßnahme zwischen europäischen Herstellern, Zulieferern, Großhändlern und Installateuren geführt. Da bislang nicht abschließend damit gerechnet werden kann, dass die Strafzölle weiterhin bestehen bleiben, werden diese bei der Kostenberechnung für PV-Anlagen nicht mit betrachtet. 2.1.1 Dachsystem (1) Für die Berechnung der Stromgestehungskosten werden im Folgenden die zugrunde liegenden Annahmen für PV- Dachsysteme erläutert. Tabelle 1: Annahmenset PV-Dachsystem (jährliche Degradation von 0,5 %) Einheit 1 2 2015 2035 3 4 1 2 3 4 Investitionskosten 2012 /kw 1.200 1.200 1.200 1.200 850 850 850 850 Stromerzeugung MWh/MW 850 900 950 1.000 850 900 950 1.000 Fixe Betriebskosten Variable Betriebskosten % der Invest.- kosten 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Brennstoffpreis 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Wirkungsgrad % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% CO 2 -Emissionen g/kwh 0 0 0 0 0 0 0 0 WACC (real) % 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% 4,5% Quelle: Prognos AG (2) Für den ersten Investitionszeitpunkt im Jahr 2015 kann standortunabhängig mit Investitionskosten von 1.200 Euro/kW gerechnet werden. Diese Kosten beinhalten die Kosten der PV- Module, des Wechselrichters sowie der Installation. Die Kosten für Module werden im Mittel mit 550 Euro/kWp angesetzt. Die Nicht- Modul- oder Balance-of-System (BOS)-Kosten belaufen sich somit im Durchschnitt auf 650 Euro/kWp. Je nach, in der die PV-Anlage installiert wird, fällt die jährliche Stromerzeugung unterschiedlich aus. In der 1 (Norddeutschland) beträgt die Netto-Stromerzeugung rund 850 MWh/MWp und steigt, je weiter man nach Süden kommt, auf bis zu 1.000 MWh/MWp ( 4). Die altersbedingte Degradation der Anlage beträgt rund 0,5 % pro Jahr. Für den zweiten Investitionszeitpunkt im Jahr 2035 gehen wir in dieser Berechnung davon aus, dass die Investitionskosten rund 850 Euro 2012 /kw betragen werden. Auf Modulkosten entfallen dann nur noch 350 Euro/kWp. Die BOS-Kosten werden im Mittel mit 500 Euro/kWp abgeschätzt. Die Volllaststunden verändern sich 14

im Vergleich zum ersten Investitionszeitpunkt nicht. Es wird weiterhin angenommen, dass die PV-Module auch zukünftig eine jährliche Degradation von 0,5 % pro Jahr aufweisen. Für beide Investitionszyklen wird mit jährlichen fixen Betriebskosten in Höhe von 2 % der Investitionskosten gerechnet. Zu den fixen Betriebskosten zählt unter anderem die Reinigung der Anlage, regelmäßige Wartung und das Ablesen der Zählerstände sowie Versicherungskosten. Bei der Berechnung der Stromgestehungskosten geht man davon aus, dass eine PV- Anlage keine variablen Betriebskosten (z.b. Brennstoffkosten) aufweist und somit CO 2 -frei Strom erzeugt. 1 Der reale kalkulatorische Zinssatz (hier WACC) beträgt für beide Investitionszeitpunkte 4,5 %. Anhand dieser Annahmen ergeben sich für PV-Dachanlagen über einen Zeitraum von 40 Jahren folgende Stromgestehungskosten. Tabelle 2: Stromgestehungskosten PV-Dachanlage, in Cent 2012 /kwh (Inbetriebnahme 2015/2035) Einheit 1 2 3 4 20 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 14,2 13,4 12,7 12,1 40 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 13,0 12,3 11,6 11,1 Quelle: Prognos AG (3) Bedingt durch die niedrigere globale Sonneneinstrahlung in Norddeutschland und der sich daraus ergebenden geringeren Stromerzeugung einer Anlage liegen die Stromgestehungskosten des ersten Investitionszyklus im Jahr 2015 von Anlagen in der 1 mit 14,2 Cent 2012 /kwh rund zwei Cent über den Stromgestehungskosten von Anlagen in der 4. Die Stromgestehungskosten über den gesamten Investitionszeitraum von 40 Jahren liegen bedingt durch die niedrigeren Investitionskosten des zweiten Investitionszyklus im Jahr 2035 rund 1 Cent 2012 /kwh unter den Stromgestehungskosten des ersten Investitionszyklus. (4) Da es sich bei Investoren von PV-Dachsystemen meistens um Privatpersonen handelt, sind die Renditeerwartungen geringer als bei kommerziellen Investoren. Darüber hinaus wird zukünftig 1 Es wird keine CO 2-Vorkettenbetrachtung einzelner Energieerzeugungstechnologien durchgeführt. 15

der Eigenverbrauch von eigenerzeugtem PV-Strom eine immer wichtigere Rolle spielen. Bereits heute lohnt es sich für einen Besitzer einer neuen Anlage, den Strom selber zu verbrauchen anstatt ihn in das Stromnetz einzuspeisen. Die Vergütungssätze für PV-Anlagen liegen unter den Strombezugskosten für private und teilweise gewerbliche Verbraucher. Ein Anlagenbetreiber spart somit mehr Geld über den vermiedenen Strombezug ein, als er für die Einspeisung erhalten würde. Diese Tatsache kann dazu führen, dass PV-Anlagen auf Hausdächern in Zukunft eher auf den tatsächlichen Stromverbrauch ausgelegt werden, um einen hohen Anteil von Eigenverbrauch zu erzielen. Das hätte für Aufdachsysteme zur Folge, dass sich die installierte Leistung pro Hausdach, im Vergleich zu den in den letzten Jahren installierten Anlagen, reduzieren würde, die auf die maximale Ausnutzung der Dachfläche ausgelegt waren. Mit einer kleineren Anlage lassen sich viel höhere Anteile von eigenerzeugtem Eigenverbrauch realisieren. Für gewerbliche Nutzer wie Supermärkte, Hotels, Büros und anderes produzierendes Gewerbe mit einem hohen konstanten Stromverbrauch während des Tages, ist diese Auslegung ebenfalls empfehlenswert. Eine breite Nutzung von Speicherkonzepten wird aufgrund der immer noch sehr hohen Kosten nicht unterstellt. Hinzu kommt der Aspekt der Unterdimensionierung des Wechselrichters. Ein PV-System, das auf einen hohen Anteil Eigenerzeugung mit einem hohen DC/AC- Faktor ausgelegt ist, kann in den Sommermonaten bereits ab dem Vormittag über viele Stunden einen Großteil des Strombedarfs decken. 2.1.2 Freifläche (1) Für die Berechnung der Stromgestehungskosten werden im Folgenden die zugrunde liegenden Annahmen für solare Freiflächensysteme erläutert. 16

Tabelle 3: Annahmenset Freiflächen-Solarkraftwerke (jährliche Degradation von 0,5 %) Einheit 1 2 2015 2035 3 4 1 2 3 4 Investitionskosten 2012 /kw 925 925 925 925 450 450 450 450 Stromerzeugung MWh/MW 900 970 1.020 1.100 900 970 1.020 1.100 Fixe Betriebskosten Variable Betriebskosten % der Invest.- kosten 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2% 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Brennstoffpreis 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Wirkungsgrad % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% CO 2 -Emissionen g/kwh 0 0 0 0 0 0 0 0 WACC (real) % 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% Quelle: Prognos AG (2) Bereits heute werden einige große Freiflächen mit Investitionskosten unter 1.000 Euro/kW realisiert. Für den ersten Investitionszeitpunkt im Jahr 2015 wird daher standortunabhängig mit 925 Euro 2012 /kw gerechnet. Diese Kosten beinhalten neben den Modul- und Wechselrichterkosten auch Baukosten zur Flächenbereitstellung, Kosten der Aufständerung, Netzanbindung, Kosten für Sicherheitsanlagen wie Zäune und Kosten für evtl. notwendige Ausgleichsmaßnahmen aufgrund von Umweltvorschriften (Bäume pflanzen oder Rasen sähen). Vor allem aber beinhalten diese Kosten den Netzanschluss, der bei Freiflächenanlagen eine wichtige Rolle spielt und dementsprechend je nach Standort der Anlage einen größeren Anteil an den Gesamtkosten bilden kann. Die Modulkosten in der Freifläche werden aktuell mit rund 500 Euro/kWp für Siliziummodule angesetzt. Im Vergleich zu den Dachanlagen sind diese durch die größere abgenommene Menge und den Wegfall von Zwischenhändlern in der Regel kostengünstiger. Werden Dünnschichtmodule verbaut, liegen die Modulkosten noch unterhalb der Marke von 500 Euro/kWp. Höhere Aufwendungen für Gestelle und die technische Einbindung führen dann im Mittel zu vergleichbaren Gesamtinvestitionskosten. Für den zweiten Investitionszeitpunkt im Jahr 2035 fallen einige dieser Kostenbestandteile weg. Da der Netzanschluss, die Sicherheitsmaßnahmen, die Gerüste und die Versorgungsinfrastruktur dann bereits bestehen und weiter genutzt werden können, bedarf es daher nur eines Austauschs der Module und gegebenenfalls der Wechselrichter. Aus diesem Grund fallen beim zweiten Investitionszyklus nur noch 450 Euro 2012 /kw als Investitionskosten an, etwa 325 Euro/kWp entfallen davon allein auf Modulkosten. Freiflächenanlagen besitzen gegenüber Aufdachanlagen den Vorteil, dass sie optimal auf den Verlauf der 17

Sonne am jeweiligen Standort ausgelegt werden können. Daher erzielen sie in den Untersuchungsregionen dieser Studie eine höhere Stromerzeugung als Aufdachanlagen in der gleichen. In der 1 beträgt die Netto-Stromerzeugung einer Freiflächenanlage rund 900 MWh/MWp und steigt, je weiter man nach Süden kommt, auf rund 1.100 MWh/MWp ( 4). Die Degradation der Module einer Freiflächenanlage beträgt ebenfalls 0,5 % pro Jahr. Wir gehen davon aus, dass die hier unterstellte Kostenentwicklung für Freiflächen-Solarkraftwerke insgesamt auch bei der temporären Einführung von Importzöllen bestehen bleibt. Zum einen sind Dünnschichtmodule von Importzöllen oder Mindestpreisen von Importmodulen aus China nicht betroffen und zum anderen werden Zölle bisher nur auf chinesische siliziumbasierte Produkte erhoben. Produkte aus Malaysia, Korea oder Taiwan sind bisher von Zöllen ausgenommen, ebenso wie ein erheblicher Anteil von chinesischen Modulen, soweit sie unter den ausgehandelten Kompromiss zwischen der chinesischen Regierung und der EU fallen. Wir gehen davon aus, dass dies auch in Zukunft so bleibt. (3) Für beide Investitionszyklen wird wie bei Aufdachanlagen mit jährlichen fixen Betriebskosten in Höhe von 2 % der Investitionskosten gerechnet. Zu den fixen Betriebskosten zählt unter anderem die Reinigung der Anlage und gegebenenfalls die Schneebeseitigung, regelmäßige Wartung und das Ablesen der Zählerstände sowie Versicherungskosten. Darüber hinaus muss sichergestellt werden, dass der Pflanzenbewuchs um die Anlagen keine Verschattung zur Folge hat und bei einer Rasenbeflanzung muss dieser regelmäßig geschnitten werden. Auch bei Freiflächen- Solarkraftwerken fallen keine variablen Betriebs- und Brennstoffkosten an. Der reale kalkulatorische Zinssatz beträgt für beide Investitionszeitpunkte 5 %. Anhand dieser Annahmen ergeben sich für Freiflächen-Solarkraftwerke über einen Zeitraum von 40 Jahren folgende Stromgestehungskosten. Tabelle 4: Stromgestehungskosten Freiflächen-Solarkraftwerke, in Cent 2012 /kwh (Inbetriebnahme 2015/2035) Einheit 1 2 3 4 20 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 10,7 9,9 9,4 8,7 40 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 9,2 8,5 8,1 7,5 Quelle: Prognos AG 18

(4) Die Stromgestehungskosten des ersten Investitionszyklus im Jahr 2015 liegen bei einer Freiflächenanlage in den betrachteten en zwischen 10,7 Cent 2012 /kwh ( 1) und 8,7 Cent 2012 /kwh ( 4). Die Stromgestehungskosten über den gesamten Betrachtungszeitraum von 40 Jahren liegen in allen en unter 10 Cent 2012 /kwh. Bedingt durch die niedrigeren Investitionskosten im zweiten Zyklus ab dem Jahr 2035 betragen die LCOE in der 1 9,2 Cent 2012 /kwh und verringern sich bis auf 7,5 Cent 2012 /kwh in 4. Gerade bei Freiflächen-Solarkraftwerken, bei denen die Wechselrichter einen hohen Anteil an den Gesamtkosten ausmachen, ist es sinnvoll, ein hohes DC/AC-Verhältnis zu realisieren. So können zum einen die zusätzlichen Kosten für einen weiteren Wechselrichter eingespart werden und zum anderen kann mit deutlich geringerem finanziellem Einsatz die Stromerzeugung im Tagesverlauf spürbar verstetigt werden. Aufgrund der gängigen Größe einer Freiflächenanlage eignet sich eine solche Investition eher selten zur Eigenstromversorgung. Dies würde lediglich für sehr große Industriebetriebe z.b. im Bereich des produzierenden Gewerbes sinnvoll sein, aber hier treten womöglich Flächennutzungsrestriktionen auf. 2.2 Windenergie (1) Die Stromerzeugung aus Wind spielt bereits heute eine wesentliche Rolle in der Energieversorgung. In den letzten Jahren konnte je nach Windjahr allein durch Wind Onshore bis zu 50 TWh Strom pro Jahr erzeugt werden. Damit besitzt Wind Onshore unter den erneuerbaren Energieträgern den größten Anteil an der Stromversorgung. Durch den geplanten weiteren Ausbau wird sich an dieser Situation in den kommenden Jahren wenig ändern. Im Vergleich zu Wind Offshore besitzt die Onshore-Technologie den Vorteil der einfacheren Installation und Wartung der Anlagen an Land. Um jedoch nicht zu viele Windanlagen an Land installieren zu müssen, bietet sich Wind Offshore als Ergänzung zur Onshore- Erzeugung an. Die Anlagen die weit vor der Küste installiert werden, liegen meistens außerhalb der Sichtweite und verändern somit nicht das allgemeine Landschaftsbild. Darüber hinaus besitzt Wind Offshore den Vorteil, noch höhere Volllaststunden liefern zu können. Allerdings sind der Aufbau und die Wartung dieser Anlagen durch die Wetterverhältnisse, die weite Entfernung von der Küste und nicht zuletzt durch die Wassertiefe deutlich kostenintensiver. Aus diesem Grund gibt es derzeit eine kontroverse Diskussion über den allgemeinen Nutzen der Energieerzeugung durch Wind Offshore, auf die in diesem Diskussionspapier jedoch nicht eingegangen werden kann. Die bereits genannten Vor- und Nachteile sind bekannt und es obliegt 19

jedem einzelnen, den Nutzen von Wind On- und Offshore zu bewerten. 2.2.1 Onshore (1) Die Onshore-Technologie hat sich in den vergangenen Jahren immer weiter entwickelt. Die Turbinenleistung, Nabenhöhe und Rotordurchmesser sind stark gewachsen, was je nach Standort der Anlage zu unterschiedlichen Betriebskonzepten geführt hat. Generell kann man zwischen Starkwind- und Schwachwindstandorten unterscheiden. Turbinen mit einer Leistung von bis zu 7,5 MW, einer Nabenhöhe von über 130 m und einem Rotordurchmesser von über 120 m eignen sich eher für Starkwindstandorte. An solchen Standorten ist es möglich, mit Turbinen mit einer hohen Leistung eine hohe Energieerzeugung zu erzielen. Neben dieser Fokussierung auf die Erhöhung der Turbinenleistung zeigt es sich ebenfalls als vorteilhaft, an Starkwindstandorten Turbinen mit einer geringeren Leistung, einer durchschnittlichen Nabenhöhe, aber mit großen Rotordurchmessern zu installieren. Dieses Konzept zielt auf eine maximale Energieerzeugung mit hohen Volllaststunden ab. Bei solchen Konfigurationen spielt das Verhältnis zwischen Rotordurchmesser und Generatorleistung eine entscheidende Rolle. Je größer dieses Verhältnis ist, desto höher werden in der Regel die Volllaststunden der Anlage. Für Schwachwindstandorte im Binnenland und besonders in Süddeutschland empfiehlt es sich, Turbinen mit einer sehr hohen Nabenhöhe (bis zu 150 m) und einem hohen Verhältnis zwischen Rotordurchmesser und Generatorleistung zu installieren. Aufgrund der geringeren durchschnittlichen Windgeschwindigkeit an diesen Standorten, hilft eine solche Anlagenkonfiguration, die Vollaststunden in einem akzeptablen Bereich zu halten. Die Berechnung der Stromgestehungskosten basiert auf folgenden Annahmen, die den Durchschnitt der in den jeweiligen Inbetriebnahmejahren installierten Anlagen abbilden soll. 20

Tabelle 5: Annahmenset Wind Onshore Einheit 1 2 2015 2035 3 4 1 2 3 4 Investitionskosten 2012 /kw 1.400 1.505 1.680 1.785 1.100 1.180 1.350 1.430 Stromerzeugung MWh/MW 2.400 2.280 2.160 2.100 3.050 2.900 2.820 2.700 Fixe Betriebskosten Variable Betriebskosten % der Invest.- kosten 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Brennstoffpreis 2012 /MWh 0 0 0 0 0 0 0 0 Wirkungsgrad % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% CO 2 -Emissionen g/kwh 0 0 0 0 0 0 0 0 WACC (real) % 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% Quelle: Prognos AG (2) Die Investitionskosten unterscheiden sich je nach betrachteter. An Starkwindstandorten in der 1 in Küstennähe sind aufgrund der Windgeschwindigkeiten bei Anlagenkonfigurationen mit einem hohen Verhältnis zwischen Rotordurchmesser und Generatorleistung nicht so hohe Nabenhöhen notwendig wie in der 4. Aus diesem Grund liegen die Investitionskosten im Jahr 2015 für Anlagen in 1 mit 1.400 Euro 2012 /kw rund 20 % unter den Investitionskosten für Anlagen in der 4 mit 1.750 Euro 2012 /kw. Dabei ist der Kostenunterschied zwischen den en maßgeblich durch die Nabenhöhe und die höheren Baukosten der Türme beeinflusst. Im zweiten Investitionszyklus im Jahr 2035 liegen die Investitionskosten für Anlagen in der 1 mit 1.200 Euro 2012 /kw ebenfalls 20 % unter den Kosten für Anlagen in der 4 mit 1.500 Euro 2012 /kw. Dabei wird jedoch angenommen, dass die zukünftigen Nabenhöhen die heutigen Nabenhöhen deutlich übersteigen werden (bis zu 180 m). Tabelle 6 können die verwendeten Anlagenkonfigurationen, auf denen die Berechnungen der Stromgestehungskosten basieren, entnommen werden. Während im regionalen Mix in der 1 über 90 % Starkwindanlagen unterstellt werden, nimmt dieser Anteil über 2 (60 %) und 3 (30 %) bis in die 4 auf 10% ab. (3) Aufgrund der besseren Windverhältnisse in 1 beträgt die Netto-Stromerzeugung 2.400 MWh/MW und liegt damit mehr als 12 % über der möglichen Stromerzeugung in 4 von 2.100 MWh/MW. Die schlechteren mittleren Windgeschwindigkeiten bei etwa 100 m Nabenhöhen werden in den en 2, 3 und 4 durch höhere Anlagenhöhen und höhere Rotordurchmesser teilweise kompensiert. Die hier ausgewiesenen Erträge verstehen 21

sich als mittlere Nettoerträge der Anlagen über 20 Betriebsjahre. Das bedeutet, dass von den Bruttoerträgen bereits Anlagenverfügbarkeiten, Abschattungsverluste in Windparks und elektrische Leitungsverluste abgezogen sind. Durch die in Zukunft weiter wachsenden Nabenhöhen und Rotordurchmesser der installierten Anlagen erhöht sich mit dem zweiten Investitionszyklus im Jahr 2035 auch die jährliche Stromerzeugung der installierten Anlagen nochmals deutlich. Für die 1 kann dabei mit 3.050 MWh/MW gerechnet werden. Damit liegen diese erneut 10 % über der Stromerzeugung der Anlagen in 4 mit rund 2.700 MWh/MW. Tabelle 6: Anlagenkonfiguration für Wind Onshore Einheit 1 2 2015 2035 3 4 1 2 3 4 ø Leistung pro Anlage MW 3,0 3,0 2,5 2,5 5,0 5,0 3,5 3,5 ø Nabenhöhe m 95 105 120 130 130 140 150 160 ø Rotordurchmesser m 100 100 110 115 130 130 140 150 Quelle: Prognos AG (4) Für beide Investitionszyklen liegen die jährlichen fixen Betriebskosten der Anlagen standortunabhängig bei 3 % der Investitionskosten. Variable Betriebskosten fallen dabei nicht an. Aufgrund der hohen Stückpreise der Anlagen und der Tatsache, dass diese in der Regel mit mehreren in Windparks zusammen gebaut werden, werden diese Investitionssummen meistens von kommerziellen Investoren oder Projektentwicklern bereitgestellt. Diese haben eine höhere Renditeerwartung, weshalb der reale kalkulatorische Zinssatz mit 5,5 % über dem von PV-Anlagen liegt. Mit diesen Annahmen als Berechnungsgrundlage ergeben sich für einen Zeitraum von 40 Jahren folgende Stromgestehungskosten für Wind Onshore. Tabelle 7: Stromgestehungskosten Wind Onshore, in Cent 2012 /kwh (Inbetriebnahme 2015/2035) Einheit 1 2 3 4 20 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 6,6 7,4 8,8 9,6 40 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 5,9 6,6 7,7 8,4 Quelle: Prognos AG 22

(5) Die Stromgestehungskosten von Wind Onshore liegen im ersten Investitionszyklus im Jahr 2015 bei 6,9 Cent 2012 /kwh bis 10,3 Cent 2012 /kwh. Mit Stromgestehungskosten über 40 Jahre von 6,2 Cent 2012 /kwh erreicht Wind Onshore in 1 auf absehbare Zeit die niedrigsten Stromgestehungskosten aller erneuerbarer Energien in Deutschland. Aufgrund der höheren Investitionskosten und der geringeren Stromerzeugung steigen die Stromgestehungskosten von Wind Onshore an, je südlicher sich der Standort der Anlage befindet. Mit 9,3 Cent 2012 /kwh liegen die Stromgestehungskosten der Anlagen in 4 50 % über den LCOE in 1. 2.2.2 Offshore (1) Die Entwicklung der Offshore-Windtechnologie steht in Deutschland noch am Anfang. Bislang sind rund 320 MW vor allem in der Nord- aber auch der Ostsee installiert. Geplant sind jedoch bis zu 25 GW installierter Leistung im Jahr 2030. Ob dieses Ziel so erreicht wird, hängt aber von vielen Faktoren ab. Bisherige Erfahrungen beim Bau und der Installation der Windparks auf hoher See haben gezeigt, dass sich die Umsetzung der Vorhaben schwieriger gestaltet, als man es ursprünglich eingeschätzt hat. Neben zu optimistisch eingeschätzten Kosten u.a. für die Tragstrukturen und für die Installation bereitet das Wetter auf der Nordsee den Unternehmen große Probleme. Die Wetterfenster, die für einen reibungslosen Aufbau der Windanlagen benötigt werden, sind kleiner als man vor einigen Jahren geplant hat. Die daraus resultierenden Stillstandskosten für die benötigten Spezialschiffe sind enorm. Darüber hinaus verunsichern aktuelle Diskussionen in Politik und Gesellschaft über die weitere Entwicklung der Kosten der Energiewende viele Investoren, weshalb die Planungen vieler Windparks verschoben werden. Dies hat weitere Verzögerungen beim Ausbau zur Folge, weshalb fraglich bleibt, wie hoch die installierte Leistung auf hoher See sein wird. Die Annahmen für die Berechnungsgrundlage der Stromgestehungskosten können der folgenden Abbildung entnommen werden. 23

Tabelle 8: Annahmenset Wind Offshore Nordsee Ostsee Einheit 2015 2035 2015 2035 Investitionskosten 2012 /kw 4.000 2.700 4.000 2.700 Stromerzeugung MWh/MW 4.300 4.600 4.100 4.300 Fixe Betriebskosten Variable Betriebskosten % der Invest.- kosten 4% 4% 4% 4% 2012 /MWh 0 0 0 0 Brennstoffpreis 2012 /MWh 0 0 0 0 Wirkungsgrad % 100% 100% 100% 100% CO 2 -Emissionen g/kwh 0 0 0 0 WACC (real) % 7% 7% 7% 7% Quelle: Prognos AG (2) Für den ersten Investitionszyklus im Jahr 2015 betragen die Investitionskosten sowohl in der Nord- als auch in der Ostsee 4.000 Euro 2012 /kw. Dabei beziehen sich die Investitionskosten für die Nordsee auf Windanlagen mit einer durchschnittlichen Leistung von 4 MW, die in einer Wassertiefe zwischen 30 m und 40 m mit einer Hafenentfernung zwischen 50 km und 80 km errichtet werden. Die Investitionskosten für Windenergieanlagen in der Ostsee beziehen sich auf Windenergieanlagen mit 4 MW Leistung, die in einer Wassertiefe zwischen 15 m und 30 m errichtet werden. Obwohl die Wassertiefe damit in der Ostsee wesentlich geringer ist, bereiten die schlechteren Bodenbeschaffenheiten den Unternehmen große Probleme bei der Installation. Der Meeresboden in der Ostsee ist an vielen Standorten mit einer hohen Schlickschicht bedeckt, die teilweise zwischen 5 m und 15 m mächtig ist. Dies stellt eine besondere Anforderung an die Tragstrukturen, die deutlich tiefer im festen Boden verankert werden müssen, als in der Nordsee. Daher ergeben sich kaum Kostenunterschiede zwischen Projekten in der Nord- und Ostsee. Für den zweiten Investitionszyklus im Jahr 2035 wird mit wesentlich geringeren Investitionskosten gerechnet. Aufgrund der hohen Kostendegressionspotenziale, die sich im Bereich der Offshore-Technologie ergeben können ähnlich wie sie in der Entwicklung der Onshore-Technologie realisiert worden sind liegen die Investitionskosten im Jahr 2035 mit 2.700 Euro 2012 /kw für eine Anlage mit 6 MW bis 8 MW Leistung deutlich unter den heutigen Kosten. Dabei geht man davon aus, dass nicht nur im Bereich der Turbinentechnik, sondern auch bei den Tragstrukturen, den Installationsverfahren und im Bereich der maritimen Logistik bei einer kontinuierlichen Sammlung von 24

Erfahrung, Kostendegressionspotenziale realisiert werden können. Anlagen in der Nordsee können im ersten Investitionszyklus durchschnittlich 4.300 MWh/MW erzeugen und ans Netz abgegeben werden. Dem zugrunde liegt die Annahme, dass die Nabenhöhe der Anlagen rund 100 m beträgt, bei einem Rotordurchmesser von 130 m (siehe Tabelle 9). Die mittlere Windgeschwindigkeit liegt in Nabenhöhe um 10 m/s. In der Berechnung sind die Anlagenverfügbarkeit von 95 %, Abschattungs- und elektrische Verluste bereits berücksichtigt. Tabelle 9: Anlagenkonfiguration für Wind Offshore Nordsee Ostsee Einheit 2015 2035 2015 2035 ø Leistung pro Anlage MW 4 8 4 8 ø Nabenhöhe m 100 120 100 120 ø Rotordurchmesser m 130 175 130 175 ø Wassertiefe m 35 35 20 20 Quelle: Prognos AG (3) Die etwas geringeren durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten in der Ostsee führen zu einer jährlichen Stromerzeugung von 4.100 MWh/MW. Im zweiten Investitionszyklus steigt die Nabenhöhe auf 120 m und der Rotordurchmesser kann bis zu 175 m betragen. Dadurch steigt die durchschnittliche jährliche Energieerzeugung von Anlagen in der Nordsee auf 4.600 MWh/MW und in der Ostsee auf rund 4.300 MWh/MW. Die jährlichen fixen Betriebskosten betragen für eine Offshore Windanlage 4 % der Investitionskosten. Dabei gilt es in Zukunft, die Betriebs- und Wartungskonzepte für Offshore Windparks zu optimieren. Da für die Wartung einer Anlage auf hoher See geeignete Wetterbedingungen erforderlich sind, sollten geeignete Monitoring-Systeme und Fernüberwachung den Einsatz von Technikern auf See unterstützen. Regelmäßige Wartungsarbeiten können in Zeiten mit optimalen Wetterbedingungen geplant werden. Ungeplante Ausfälle der Technik sollten jedoch möglichst vermieden werden, in dem die in Frage kommenden Bauteile am besten vor einem Totalausfall ausgetauscht werden. Um das zu realisieren, müssen die Unternehmen jedoch zunächst mehr Erfahrungen im Betrieb sammeln. Aufgrund der höheren Risikostruktur und dem hohen Kapitalbedarf von Offshore Projekten beträgt der reale kalkulatorische Zinssatz standortunabhängig für beide Investitionszyklen 7 %. Mit diesen Annahmen als Berechnungsgrundlage ergeben sich für einen Zeitraum von 40 Jahren folgende Stromgestehungskosten für Wind Offshore (vgl. Tabelle 10). 25

Tabelle 10: Stromgestehungskosten Wind Offshore, in Cent 2012 /kwh (Inbetriebnahme 2015/2035) Einheit Nordsee Ostsee 20 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 12,0 12,6 40 Jahre Betriebszeitraum Cent 2012/kWh 11,0 11,6 Quelle: Prognos AG (4) Die Stromgestehungskosten des ersten Investitionszyklus liegen im Jahr 2015 bei 12,0 Cent 2012 /kwh in der Nordsee und 12,6 Cent 2012 /kwh in der Ostsee. Aufgrund der sinkenden Investitionskosten bis zum Jahr 2035 ergeben sich für die Nordsee über 40 Jahre Stromgestehungskosten in Höhe von 11,0 Cent 2012 /kwh. Durch die geringere jährliche Stromerzeugung in der Ostsee liegen die Stromgestehungskosten mit 11,6 Cent 2012 /kwh etwas höher. Grundsätzlich ist bei der vorliegenden Studie zu beachten, dass die hier berechneten Stromgestehungskosten ausschließlich die Kosten des Offshore-Windparks und des parkinternen Umspannwerks beinhalten. Es werden jedoch gemäß den regulatorischen Bestimmungen nicht die Kosten der Anbindung an die landseitigen Stromnetze berücksichtigt ( Netzanbindungskosten ), sondern nur die reinen Stromgestehungskosten auf dem Meer. Mit den Kostenangaben aus dem Offshore-Netzentwicklungsplan 2013 (Zweiter Entwurf O-NEP 2013) betragen die Netzanbindungs- bzw. Stromtransportkosten rund 2,5 bis 3,5 Cent 2012 /kwh. 2 Diese müssten den reinen Stromgestehungskosten hinzugerechnet werden, um eine komplette Vergleichbarkeit zwischen den Stromgestehungskosten der restlichen erneuerbaren Energien herzustellen. Aufgrund besonderer regulatorischer Bestimmungen werden die Netzanbindungskosten für Offshore Windparks jedoch über die Netzentgelte finanziert. Aus diesem Grund fallen diese in der reinen Betrachtung der Stromgestehungskosten dieser Studie weg. 2.3 Bioenergie (1) Die Stromproduktion aus biogenen Substraten kann auf mehreren Wegen erfolgen, von denen zwei hier beschrieben werden: über die Verfeuerung von holzigen Festbrennstoffen und 2 Offshore-Netzentwicklungsplan 2013 (Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber); Szenario B 2033 S. 89 ff.; http://www.netzentwicklungsplan.de/onep_2013_2%20entwurf_teil%20i.pdf 26