Studie

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Juli 2024

Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien

INHALTSVERZEICHNIS

Ansprechpartner: Dr. Christoph Kost

christoph.kost@ise.fraunhofer.de

Fraunhofer-Institut

für Solare Energiesysteme ISE Heidenhofstraße 2

79110 Freiburg

www.ise.fraunhofer.de

Institutsleiter: Prof. Dr. Hans-Martin Henning Prof. Dr. Andreas Bett

Zusammenfassung

—_

. Ziel dieser Untersuchung

2. Historische Entwicklung von erneuerbaren Energien

3. Berechnung von Stromgestehungskosten

4. Stromgestehungskosten von Energietechnologien in 2024

5. Entwicklung der Stromgestehungskosten bis 2045 in Deutschland

6. Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien in Regionen mit hoher Einstrahlung und guten Windgeschwindigkeiten

7. Exkurs: Strukturauswertung von zugebauten PV-Anlagen 8. Anhang

9. Referenzen

Danksagung

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Für wertvolle Beiträge und hilfreiche Diskussionen sowie für die große Unterstützung bei der Erstellung der Studie bedanken wir uns bei Omar Hegab, Tobias Reuther, Leonhard Probst, John

Padua, Franka Sunder, Andreas Bett und Bruno Burger.

Die vorliegende Studie gibt einen Überblick über die aktuellen

und zukünftigen Stromgestehungskosten verschiedener Strom- erzeugungstechnologien. Dabei werden die Stromgestehungs- kosten von heute, im Jahr 2024, bis zum Jahr 2045 analysiert. Der Fokus der Analyse liegt dabei auf den Erneuerbaren Ener- gien wie Photovoltaik- (PV), Windenergie- (WEA) und Bioener- gieanlagen in Deutschland. Zusätzlich werden PV-Batteriesyste- me und Photovoltaikanlagen auf landwirtschaftlichen Flächen (Agri-PV) betrachtet, da sie einen wachsenden Markt im deut- schen Stromsystem darstellen.

Zum Vergleich der Stromgestehungskosten dieser Erneuerba- ren Energietechnologien werden auch die Stromgestehungs-

Stand: Juli 2024

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Stromgestehungskosten [€cent,..,/KkWh]

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kosten neu errichteter, konventioneller Kraftwerke wie Braun- kohle-, Steinkohle-, Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD) und Gasturbinen sowie Kernkraftwerke berechnet. Zusätzlich werden erstmals die Kosten von Gasturbinen, Gas- und Dampf- turbinenkraftwerken sowie Brennstoffzellen, die mit grünem Wasserstoff betrieben werden, untersucht. Ein weiterer Teil der Studie befasst sich mit einer Stromgestehungskostenanalyse von Gasturbinen, die im Jahr 2035 von Erdgas auf Wasserstoff umgerüstet werden.

Abbildung 1 zeigt die errechneten Stromgestehungskosten für erneuerbare und konventionelle Kraftwerke, die potenziell im Jahr 2024 errichtet werden. Die dargestellten Kostenbänder

I—4G ZA Fraunhofer ISE

PV PVDach PV PV PV Agri-PV Wind Wind Biogas Feste Braun- Stein- GuD- GT-CH, GT- Kernkraft Dach klein Dach frei frei Onshore Offshore Biomasse kohle kohle CH, Umrüstung klein mit Batterie groß mit Batterie

dt 32

Abbildung 1: Stromgestehungskosten für Erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke an Standorten in Deutschland im Jahr 2024. Spezifische Stromgestehungskosten sind mit einem minimalen und einem maximalen Wert je Technologie berücksichtigt.

spiegeln dabei die bestehende Bandbreite der Berechnungspa- rameter wider (z.B. Anlagenpreise, Sonneneinstrahlung, Wind- angebot, Zahl der Volllaststunden, Kosten der CO,-Emissions- zertifikate etc.), die in den Tabellen 1 bis 7 im Detail beschrieben sind. Beispielhaft soll diese Methodik für das Photovoltaik-Kos- tenband erläutert werden: Das obere Limit der Stromgeste- hungskosten ergibt sich aus der Kombination einer PV-Anlage mit hohem Anschaffungspreis an einem Standort mit niedriger Sonneneinstrahlung (z.B. Norddeutschland). Umgekehrt wird das untere Limit durch die günstigsten verfügbaren Anlagen an Standorten mit hoher Einstrahlung in Süddeutschland de- finiert. Analog wird dieses Verfahren mit den entsprechenden Bezugsgrößen auch auf alle anderen Technologien angewandt. Die marktüblichen Finanzierungskosten und Risikoaufschläge werden detailliert und technologiespezifisch in der Berechnung der Stromgestehungskosten berücksichtigt und sind ebenfalls tabellarisch gelistet. Die Studie soll einen Vergleich von Kraft- werksstandorten, Technologierisiken und Kostenentwicklungen ermöglichen. In dieser Studie werden alle Kosten und Diskon- tierungssätze mit realen Werten (Bezugsjahr 2024) berechnet. Dadurch ist ein direkter Vergleich der Zahlenwerte zwischen dieser Studie und vergangenen Veröffentlichungen nicht zuläs- sig. Die spezifischen Investitionen im Jahr 2024 wurden durch Marktrecherchen und Kostenstudien ermittelt. Im Vergleich zur vorangegangenen Studie sind die absoluten Werte aufgrund

der hohen Inflation der vergangenen Jahre größtenteils ange- stiegen. Die Stromgestehungskosten fallen in dieser Studienfas- sung demnach inflationsbedingt systematisch höher aus.

Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass die Stromgestehungs- kosten von PV-Anlagen je nach Anlagentyp und Sonnenein- strahlung zwischen 4,1 und 14,4 €Cent/kWh variieren. Die Stu- die unterscheidet zwischen kleinen PV-Dachanlagen (<30 kW), großen PV-Dachanlagen (>30 kW), PV-Freiflächenanlagen (>1 MW) und Agri-PV (500 kW-2 MW). Die spezifischen Anla- genkosten liegen derzeit zwischen 700 und 2000 EUR/kW, und sind größtenteils gestiegen, insbesondere bei kleinen Anlagen. Die Stromgestehungskosten für PV-Batteriesysteme variieren zwischen 6,0 und 22,5 €Cent/kWh. Die große Bandbreite er- gibt sich aus den hohen Kostenunterschieden für Batteriesyste- me (400 bis 1000 EUR/kWh) in Kombination mit den Kostenun- terschieden bei den PV-Anlagen und der unterschiedlich hohen Sonneneinstrahlung. Der Einsatz von Batteriespeichern bietet einen zusätzlichen Mehrwert, indem er die erzeugte Strom- menge zu anderen Tageszeiten nutzbar macht.

Die Stromgestehungskosten von Onshore-Windenergieanlagen (WEA) liegen im Jahr 2024 zwischen 4,3 und 9,2 €Cent/kWh, basierend auf spezifischen Anlagenkosten von 1300 bis 1900 EUR/kW. Damit sind PV-Freiflächenanlagen und Onshore- Windenergieanlagen nicht nur unter den erneuerbaren Energi-

en, sondern unter allen Kraftwerksarten die kostengünstigsten Technologien in Deutschland. Mit bis zu 4500 Volllaststunden erzielen Offshore-Windanlagen Stromgestehungskosten zwi- schen 5,5 und 10,3 €Cent/kWh. Die spezifischen Anlagenkos- ten liegen zwischen 2200 und 3400 EUR/kW, einschließlich der Festlandanbindung.

Bei den Stromgestehungskosten für Bioenergie wird zwischen Biogas und fester Biomasse unterschieden. Dabei wird auch eine Wärmenutzung berücksichtigt, was zu einer Senkung der Stromgestehungskosten führt. Die Stromgestehungskosten für

[us]

iogas liegen bei Substratkosten von 8,8 €Cent/kWh,, zwi- schen 20,2 und 32,5 €Cent/kWh. Bei Anlagen mit fester Bio- masse sind die Stromgestehungskosten mit Werten zwischen 11,5 und 23,5 €Cent/kWh geringer.

Die Stromgestehungskosten für potenziell neu zu errichten- de Kohlekraftwerke (Stein- und Braunkohle) liegen aufgrund von steigenden COz>-Zertifikatspreisen über 15 €Cent/kWh. Für ein neues Braunkohlekraftwerk würden die Stromgestehungs- kosten heute zwischen 15,1 und 25,7 €Cent/kWh liegen. Die Stromgestehungskosten für große Steinkohlekraftwerke liegen etwas höher, zwischen 17,3 und 29,3 €Cent/kWh. GuD-Kraft- werke weisen günstigere Stromgestehungskosten auf, zwi- schen 10,9 und 18,1 €Cent/kWh. Gasturbinenkraftwerke für den kurzfristigen flexiblen Einsatz haben Stromgestehungskos- ten zwischen 15,4 und 32,6 €Cent/kWh. Der CO,-Preis spielt hier eine entscheidende Rolle. Während die Energieträgerpreise für Erdgas, Stein- sowie Braunkohle aufgrund der prognosti- zierten Angebots- und Nachfragesituation perspektivisch als annähernd konstant angenommen werden, wird der CO,-Preis als steigend und der Preis für grünen Wasserstoff fallend pro- gnostiziert (siehe Annahmentabellen). Die Stromgestehungs- kosten von Gasturbinen, die im Jahr 2024 gebaut und 2035 von Erdgas auf Wasserstoff umgewidmet werden, liegen zwi- schen 20,4 und 35,6 €Cent/kWh. Die Gestehungskosten von neu zu bauenden Kernkraftwerken ergeben sich zu 13,6 bis 49,0 €Cent/kWh. Die große Bandbreite der Kosten hängt in erster Linie mit den zugrunde gelegten Vollaststunden- und Investitionskostenintervallen zusammen, welche in den An- nahmen erläutert werden. In einem Energiesystem, in dem der Anteil Erneuerbarer Energien hoch ist, würden die Stromge- stehungskosten von Kernkraftwerken perspektivisch deutlich über denen von Erdgas- bzw. Wasserstoffkraftwerken liegen. Um eine komplementäre Betriebsweise aus Erneuerbaren Kraft- werken und Kernkraftwerken zu realisieren, wäre jedoch auch die technische Regelbarkeit der Kernkraft von großer Relevanz. Dies ist aus technischer und wirtschaftlicher Sicht nur bedingt umsetzbar. In dieser Studie werden die Folgekosten der Kern- kraft sowie die Endlagerung nicht in die Stromgestehungskos- ten eingepreist.

Entwicklung der Stromgestehungskosten in Deutschland bis 2045

Abbildung 2 zeigt das Ergebnis der Berechnungen für die Ent- wicklung der Stromgestehungskosten in Deutschland bis zum Jahr 2045. Für alle Technologien sind die Kostenentwicklungen für den Bau und den Betrieb der Anlagen berücksichtigt. Im Jahr 2045 liegen die Stromgestehungskosten zwischen 4,9 und 10,4 €Cent/kWh bei kleinen PV-Dachanlagen und zwi- schen 3,1 und 5,0 €Cent/kWh bei Freiflächenanlagen. Ab dem Jahr 2024 liegen die Stromgestehungskosten aller PV-Anlagen ohne Batteriespeicher unter 15 €Cent/kWh. Die Anlagenprei- se für PV sinken bis 2045 bei Freiflächenanlagen im besten Fall auf unter 460 EUR/kW und bei Kleinanlagen auf 660 bis 1306 EUR/kW. Im Jahr 2035 wird die Stromerzeugung aus ei- nem PV-Batteriesystem im Mittel deutlich günstiger als aus ei- nem GuD-Kraftwerk prognostiziert. Im Jahr 2045 können selbst kleine PV-Batteriesysteme Stromgestehungskosten zwischen 7 und 19 €Cent/kWh erreichen, vorausgesetzt die Preise für Bat- teriespeicher sinken auf die angenommenen 180 bis 700 EUR/ kwh.

Stand: Juli 2024

56 58

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Stromgestehungskosten [Ecent,,54/kWh]

2025 2030

Die Stromgestehungskosten von Onshore-WEA zählen mit den PV-Freiflächenanlagen zu den niedrigsten aller Technolo- gien. Von derzeitigen Stromgestehungskosten zwischen 4,3 bis 9,2 €Cent/kWh sinken die Kosten langfristig auf 3,9 bis 8,3 €Cent/kWh. Verbesserungen werden hauptsächlich in ei- ner höheren Volllaststundenzahl und der Erschließung von neu- en Standorten mit speziellen Schwachwindturbinen erwartet. Offshore-WEA haben verglichen mit Onshore-WEA ein ähnlich starkes Kostenreduktionspotenzial. Bis 2045 werden die Strom- gestehungskosten je nach Standort und Windangebot auf Wer- te zwischen 5,5 und 10,2 €Cent/kWh absinken.

Bei Biogasanlagen und Anlagen mit fester Biomasse wird mit geringen Kostensenkungen gerechnet. Dies führt unter der Annahme steigender Substratpreise zu Stromgestehungskos- ten bis 2045 von 25,4 bis 43,3 €Cent/kWh für Biogas und von 14,6 bis 31,9 €Cent/kWh für feste Biomasse, jeweils unter Berücksichtigung der Erträge aus Wärmeerzeugung. Bei Bio- energie sind insbesondere die Verfügbarkeit, die Wärmeaus- kopplung und die Brennstoffkosten des Substrats entscheidend für die zukünftige Entwicklung der Stromgestehungskosten.

Fraunhofer

ISE 52 102 56 96

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2035 2040 2045

U Photovoltaik: GHI = 950-1300 kWh/(m?a), LR = 15%, mittlerer Ausbaupfad Wind Onshore: VLS von 1800 bis 3200 h/a, LR = 5%, mittlerer Ausbaupfad [7 A Wind Offshore: VLS von 3200 bis 4500 h/a, LR = 7%, mittlerer Ausbaupfad

[| Bioenergie: VLS von 4000 bis 7000 h/a

DS PV Dachinstallierte Kleinanlagen (< 30 kW,) inkl. Batteriespeicher 1 kW, : 1 kWh PV Dachinstallierte Großanlagen (30 - 1000 kW,) inkl. Batteriespeicher 2 kW, : 1 kWh PV Freiflächenanlagen (größer 1 MW,) inkl. Batteriespeicher 3 kW, : 2 kWh GuD-CH;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 4 2 GT-CH;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 a 2 GuD-H;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 2 2 GT-H;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 2 2 1 Brennstoffzelle: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7

Abbildung 2: Entwicklung von Stromgestehungskosten von erneuerbaren Erzeugungsanlagen und mit Erdgas beziehungsweise Wasserstoff befeuerten Kraftwerken ohne Wärmeauskopplung in Deutschland bis 2045. Die Berechnungsparameter finden sich in Tabelle 1 bis 7. Der LCOE-Wert pro Bezugsjahr bezieht sich jeweils auf eine Neuanlage im Bezugsjahr.

Die Stromgestehungskosten von GuD-Kraftwerken steigen aufgrund der ansteigenden CO,-Preisentwicklung bei gleich- zeitig sinkenden Volllaststunden im Zeitraum 2024 - 2045 von 10,9 bis 18,0 €Cent/kWh auf Werte zwischen 14,1 bis 40,5 €Cent/kWh im Jahr 2045 an. Im Fall von Gasturbinen lässt sich aus den gleichen Gründen eine Kostensteigerung von 15,4 bis 32,67 €Cent/kWh in 2024 auf 18,6 bis 40,5 €Cent/kWh im Jahr 2045 verzeichnen. Die Stromgestehungskosten umge- widmeter Gasturbinen, die ab dem Jahr 2035 mit Wasserstoff betrieben werden, sind vergleichbar zu weiterhin konventionell mit Erdgas betriebenen Gaskraftwerken. Deutlich ist hingegen der Unterschied zwischen neu installierten H,-Gaskraftwerken und herkömmlichen Gasturbinenkraftwerken im Jahr 2024. Die Kostendiskrepanz der Stromgestehungskosten verringert sich bis ins Jahr 2035. In diesem Jahr belaufen sich die LCOE von H2- Kraftwerken im Schnitt auf 30,5 bis 49,8 €Cent/kWh. Im Jahr 2045 liegen diese zwischen 27,0 und 46,3 €Cent/kWh. Ver- gleicht man die Gestehungskosten der GuD-Kraftwerkskapazi- täten im zeitlichen Verlauf und im Hinblick auf die verwendeten Energieträger Wasserstoff und Erdgas, erkennt man ebenfalls eine große Kostenabweichung. Diese lässt sich in erster Linie

Stand: Juli 2024

GT-H,

Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH, mit Wärmegutschrift

2045

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

GT-H,

Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH, mit Wärmegutschrift

2035

EEE

auf die hohen Brennstoffpreise von Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas zurückführen. Die CO,-Zertifikatekosten spielen bei der Preisbildung im Fall von Wasserstoff keine Rolle. Die prognosti- zierten Stromgestehungskosten für das Jahr 2045 zeigen, dass die angenommenen Kostenbänder für Wasserstoff-GuD bei 19,8 bis 56,4 €Cent/kWh liegen, während für erdgasbetriebene GuD die Kosten im Bereich 14,1 bis 40,5 €Cent/kWh liegen. Die große Schwankungsbreite der LCOE beider Technologien rührt zum einen daher, dass eine breite Bandbreite für den CO,-Preis berücksichtigt ist und zum anderen daher, dass das Intervall für die zugrunde gelegten Volllaststunden ebenfalls innerhalb des Prognosezeitraumes zunimmt. Im Fall der Brennstoffzellen er- gibt sich über die prognostizierten Jahre hinweg aufgrund der Umstellung auf grünen Wasserstoff ein Anstieg der Kosten bis 2035 mit einem anschließenden Abfall bis 2045 mit Werten zwischen 28,7 und 96,1 €Cent/kWh. Es ist wichtig zu erwäh- nen, dass die Werte für die Brennstoffzelle stark in Abhängig- keit der Vollaststunden skalieren. Da ein degradierender Aus- nutzungsgrad für die Untergrenze der Vollaststunden zugrunde gelegt wurde, ist die Obergrenze für die Stromgestehungskos- ten im direkten Technologievergleich hoch.

> ZA Fraunhofer ISE

Betriebskosten

Stromgestehungskosten

Betriebskosten

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

GT-H,

Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH4 mit Wärmegutschrift

2024

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

0 5 10 15

Stromgestehungskosten

Betriebskosten

Stromgestehungskosten

20 25 30 35 40 45

Betriebskosten / Stromgestehungskosten [Ecentz9,/kWh]

Abbildung 3: Vergleich von Stromgestehungskosten von erneuerbaren Energien mit Betriebskosten von bestehenden konventionellen, fossilen

Kraftwerken in den Jahren 2024, 2035 und 2045.

Abschließend wurde noch ein Vergleich von Stromgestehungs- kosten (also den Erzeugungskosten von Strom unter Berück- sichtigung des Baues bzw. Kaufes der Anlage) von Erneuer- baren Energien mit den Betriebskosten von konventionellen Kraftwerken durchgeführt (siehe Abbildung 3). Hierzu wurden die Betriebskosten bestehender Braunkohlekraftwerke und GuD-Kraftwerke (mit und ohne Wärmeauskopplung) mit den Stromgestehungskosten von neuen Wind-Onshoreanlagen, kleinen PV-Aufdachanlagen und großen PV-Freiflächenanlagen verglichen. Es zeigt sich, dass im Jahr 2024 die Stromgeste- hungskosten von großskaligen erneuerbaren Energieanlagen deutlich unter den Betriebskosten von konventionellen Kraft-

werken liegen, dies gilt insbesondere für Wind-Onshoreanla- gen und PV-Freiflächenanlagen.

Nur wenn über eine Wärmeauskopplung die Nutzung von Wär- me in Fernwärmenetzen möglich ist, können GuD-Kraftwerke noch Betriebskosten von 7,4 bis 9,7 €Cent/kWh erreichen. Im Jahr 2035 und 2045 liegen selbst die Betriebskosten von GuD- Kraftwerken mit Wärmeauskopplung bei über 8 €Cent/kWh. GuD-Kraftwerke ohne Wärmeauskopplung haben perspek- tivisch Betriebskosten von über 10 €Cent/kWh, Braunkohle- kraftwerke von über 15 €Cent/kWh, wobei sich aufgrund der steigenden CO,-Preisdynamik bei Braunkohle die Stromgeste- hungskosten mehr als verdoppeln bis in das Jahr 2045.

1. ZIEL DIESER UNTERSUCHUNG

Die Dekarbonisierung und der Umbau der Energieversorgung sind sowohl mit technischen als auch ökonomischen Anstren- gungen verbunden. Die Kosten der Stromerzeugung stellen da- bei einen maßgeblichen Kostenfaktor dar. Sie lassen sich tech- nologiespezifisch auflösen und sind abhängig von den Kosten für Bau und Betrieb der jeweiligen Stromerzeugungsanlage. Insbesondere die Kosten für erneuerbare Energietechnologien sind in den letzten 15 Jahren stark gesunken. Getrieben wird diese Entwicklung durch technologische Innovationen wie den Einsatz günstigerer und leistungsfähigerer Materialien, redu- zierten Materialverbrauch, effizientere Produktionsprozesse, Steigerung von Wirkungsgraden sowie die automatisierte Mas- senproduktion von Komponenten. Auf der anderen Seite wird die Integration wasserstoffbasierter Stromerzeugungstechno- logien zum Ausgleich fluktuierender erneuerbarer Einspeisung eine immer wichtigere Rolle im zukünftigen Erzeugungsmix einnehmen. Die aktuelle Auflage dieser Studie setzt sich das Ziel, eine möglichst transparente, zukunftsgerichtete und tech- nologieneutrale Abbildung der Stromgestehungskosten aller im deutschen Energiesystem relevanten Stromerzeugungstechno- logien vorzunehmen. Vor dem Hintergrund der aktuellen De- batte um den wirtschaftlichen und systemrelevanten Einsatz der Kernkraft wurde auch diese Erzeugungstechnologie mitbe- rücksichtigt. Hierbei wurde auch die Abhängigkeit der Strom- gestehungskosten von den Volllaststunden analysiert, da ein Stromsystem basierend auf Erneuerbaren Energien eine Kom- plementierung durch flexible Kraftwerke mit niedrigen Volllast- stunden vorsieht.

Zentrale Inhalte dieser Studie

EB Analyse der aktuellen Situation im Jahr 2024 und der zu- künftigen Marktentwicklung von Photovoltaik (PV), Wind- energieanlagen (WEA) und Bioenergieanlagen in Deutsch- land

= Ökonomische Modellierung der technologiespezifischen Stromgestehungskosten (Stand Juli 2024) für verschiede- ne Anlagentypen und Standortbedingungen auf Basis von marktüblichen Finanzierungskosten

EB Ökonomische Analyse von Photovoltaikanlagen mit Batte- riespeicher

BE Bewertung der unterschiedlichen Technologie- und Finanz- parameter anhand von Sensitivitätsanalysen für die einzel- nen Technologien

# Entwicklung der zukünftigen Stromgestehungskosten von Erneuerbaren Energien bis 2045 unter Verwendung von Lernkurvenmodellen und Marktwachstumsszenarien

E Entwicklung der Stromgestehungskosten von bestehen- den konventionellen Kraftwerken in 2024, 2035 und 2045 unter Abschätzung der zukünftigen Betriebskosten

EB Einblicke in die statistische Auswertung der PV-Anlagen im Marktstammdatenregister (MaStR)

Um die üblichen Variationen der Marktpreise und Schwankun- gen in den Volllaststunden innerhalb der jeweiligen Technolo- gie realistisch abbilden zu können, werden obere und untere Preisgrenzen angegeben. Diese Preisobergrenzen und -unter- grenzen basieren auf einer Technologiekostenanalyse, die Kos- ten einzelner Komponenten, Markt- und Literaturrecherche sowie aktuelle Meldungen zu Kraftwerken berücksichtigt. Es ist zu beachten, dass sich Marktpreise häufig an geltenden Ein- speisetarifen orientieren und sich damit nicht immer im freien Wettbewerb befinden. Nicht berücksichtigt sind Charakteristi- ka einzelner Technologien, die nicht in Stromgestehungskosten abgebildet werden können, wie beispielsweise Vorteile einer einfach integrierbaren Speicherung, Anzahl der Volllaststunden, dezentrale Stromerzeugung, Fähigkeit zum Lastfolgebetrieb und tageszeitabhängige Verfügbarkeit. Die Technologien wer- den anhand marktüblicher Finanzierungskosten und historisch belegter Lernkurven bewertet und einander gegenübergestellt. Als Referenz werden die aktuellen und zukünftigen Stromge- stehungskosten von potenziell neu gebauten konventionellen Kraftwerken (Braunkohle-, Steinkohle-, Kernkraft-, GuD- und Gaskraftwerke) sowie von flexiblen Kraftwerken und Brenn- stoffzellen, die mit Wasserstoff betrieben werden, berechnet.

Außerdem werden die zukünftigen Betriebskosten von konven- tionellen Erzeugungskapazitäten mit den Stromgestehungskos- ten von erneuerbaren Energien verglichen.

Die Höhe der Stromgestehungskosten von Energietechnologien hängt maßgeblich von folgenden Parametern ab:

Spezifische Anschaffungskosten für Bau und Installation der Anlagen mit Ober- und Untergren- zen; ermittelt aus aktuellen Kraftwerks- und Marktdaten

Standortbedingungen mit typischem Strahlungs- und Windangebot für unterschiedli- che Standorte oder mit Volllaststunden im Energiesystem

Betriebskosten während der Nutzungszeit der Anlage

Lebensdauer der Anlage

Finanzierungsbedingungen

am Finanzmarkt ermittelte Renditen und Laufzeiten aufgrund technologiespezifischer Risikoaufschläge und länderspezifi- scher Finanzierungsbedingungen, unter Berücksichtigung des Anteils von Fremd- und Eigenkapitalfinanzierung. Preisbezugs- jahr ist 2024.

Folgende Stromerzeugungstechnologien werden bei verschie- dener Größenauslegung bezüglich der aktuellen Höhe ihrer Stromgestehungskosten unter den Standortbedingungen von Deutschland untersucht und bewertet:

Photovoltaikanlagen (PV) Module auf Basis von kristallinen Siliciumsolarzellen

EB Dachinstallierte Kleinanlagen (< 30 kW,) - "PV Dach klein"

EB Dachinstallierte Großanlagen (> 30 kW,) - "PV Dach groß"

EB Freiflächenanlagen (> 1 MW,) - "PV frei"

E Agri-Photovoltaik (0,5-2 MW,) — „Agri-PV”

Für die PV-Anlagen werden Standorte in Deutschland mit einer horizontalen Globalstrahlung von 950 bis 1300 kWh/(m?a) un- tersucht. Es werden nur Standardmodule mit monokristallinen Siliciumsolarzellen betrachtet.

Photovoltaikanlagen mit Batteriespeicher

E Dachinstallierte Kleinanlagen (< 30 KW, und Batterie — Verhältnis der Leistung der PV-Anlage in kW, zur Nutzka- pazität des Batteriespeichers in kWh 1:1 - "PV Dach klein inkl. Batterie 1:1"

EB Dachinstallierte Großanlagen (> 30 kW,) und Batterie mit PV-Batterie-Verhältnis 2:1 - "PV Dach groß inkl. Batterie 2:1"

BE Freiflächenanlagen (> 1 MW,) und Batterie mit PV-Batte- rie-Verhältnis 3:2 - "PV frei inkl. Batterie 3:2"

Die Kombination aus PV-Anlage und Batteriespeicher wurde mit markttypischen Größen (Auswertung Marktstammdaten- register und Ergebnisse der Innovationsausschreibungen) von Batteriekapazität zur PV-Leistung angesetzt.

Windenergieanlagen (WEA)

BE Onshore (Turbinengröße: 2 - 5 MW) EB Offshore (Turbinengröße: 6 - 15 MW)

Betrachtet wird der Betrieb von Onshore-Windparks in Deutschland bei 1800 bis 3200 Volllaststunden pro Jahr sowie von Offshore-Windparks bei 3200 bis 4500 Volllaststunden pro Jahr. Darüber hinaus werden Standorte mit hoher Windge- schwindigkeit sowohl für Onshore- als auch für Offshore-WEA untersucht. Es werden Standorte mit Volllaststunden zwischen 3000 bis 4000 h für Onshore-WEA und 4000 bis 5000 h für Offshore-WEA ausgewählt, die den Bedingungen im Nordosten Großbritanniens entsprechen.

Bioenergieanlagen

BE Biogasanlagen (> 500 kW) mit Substrat (nachwachsende Rohstoffe und Exkremente) BE Anlagen mit Nutzung von fester Biomasse (Gemischtholz)

Die Wärmeauskopplung ist mitspezifiziert. Sie senkt die Strom- gestehungskosten, da ein Teil der Kosten auf die Wärmemenge umgelegt wird.

Konventionelle Kraftwerke

Braunkohlekraftwerke (1000 MW) Steinkohlekraftwerke (800 MW) Gas-und Dampfkraftwerke (GuD-Kraftwerke, 500 MW)

= | | El Gasturbinenkraftwerke (200 MW)

Zum Vergleich werden die Stromgestehungskosten von neuen konventionellen Kraftwerken mit verschiedenen Entwicklungs- pfaden für die Volllaststunden sowie für Preise von CO>2-Emissi- onszertifikaten und Brennstoffen (Braunkohle, Steinkohle oder Erdgas) analysiert. Die Wärmeauskopplung bei GuD-Kraftwer- ken ist in der Detailauswertung als Sonderfall mitspezifiziert. Sie senkt die Stromgestehungskosten, da ein Teil der Kosten auf die Wärmemenge umgelegt wird.

Konventionelle Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen

BE Braunkohlekraftwerke (1000 MW)

BE Steinkohlekraftwerke (800 MW)

El Gas-und Dampfturbinenkraftwerke (GuD-Kraftwerke, 500 MW)

BE Gasturbinenkraftwerke (GT, 200 MW)

Zum Vergleich werden die Stromgestehungskosten von neuen konventionellen Kraftwerken mit verschiedenen Entwicklungs- pfaden für die Volllaststunden, CAPEX sowie für Preise von CO;- Emissionszertifikaten und Brennstoffen (Braunkohle, Steinkohle oder Erdgas) analysiert. Die Wärmeauskopplung bei GuD-Kraft- werken und Brennstoffzellen ist in der Detailauswertung als Sonderfall mitspezifiziert. Sie senkt die Stromgestehungskosten, da ein Teil der Kosten auf die Wärmemenge umgelegt wird.

Flexible Kraftwerke mit Wasserstoff

BE Gas- und Dampfturbinenkraftwerke (GuD-Kraftwerke, 500 MW)

BE Gasturbinenkraftwerke (GT, 50 - 200 MW) (neugebaut und umgerüstet)

El Brennstoffzellen (50 MW)

Gaskraftwerke werden auch mit dem Einsatz von grünem Was- serstoff als Brennstoff analysiert. Im Fall der Umrüstung der Gas- turbinen und GuD-Anlagen wird unterstellt, dass im Jahr 2035 eine Umstellung des Brennstoffs von Erdgas auf Wasserstoff stattfindet. Dies geht mit einer zusätzlichen Investition von 15% der initialen Investitionskosten (CAPEX) einher, welche in die Stromgestehungskosten eingepreist werden. Die brennstoffspe- zifischen Kostenparameter werden im Jahr der Umwidmung an- gepasst, sodass eine korrekte Abbildung der Kraftwerksnutzung über die Lebensdauer hinweg stattfindet. Bei den Brennstoffzel- len wird ebenfalls davon ausgegangen, dass eine Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff im Jahr 2035 stattfindet.

Kernkraftwerke BE Kernkraftwerk (1200 MW)

Die Analyse findet unter Berücksichtigung repräsentativer Kos- tenparameter für Kraftwerksneubauten im europäischen Wirt- schaftskontext und im Rahmen der energiepolitischen Planung des deutschen Energiesystems statt. Kosten für die Endlagerung sind nicht berücksichtigt.

(Klein)-Wasserkraftwerke und Kraftwerke mit Nutzung von Wärme aus Tiefengeothermie werden nicht betrachtet, da sie als Neubauten ein relativ geringes technisches Potential aufwei- sen oder sehr standortspezifische Kostenparameter aufweisen, die eine hohe Komplexität bei der Kostenerfassung im Rahmen einer Stromgestehungskostenanalyse aufweisen.

Stromgestehungskosten erneuerbare Energien Studie, Version 2024 - Änderungen zu den vorherigen Studien

Die vorliegende Studie ist eine methodische und inhaltliche Aktu- alisierung der Versionen Juni 2021 (Kost et al. 2021), März 2018 (Kost et al. 2018), Dezember 2013 (Kost et al. 2013), Mai 2012 (Kost et al. 2012) und Dezember 2010 (Kost und Schlegl! 2010) und greift aktuelle Trends in der Kostenentwicklung der letzten drei Jahre auf. Zusätzlich zu vorangegangenen Änderungen, die weiter unten beschrieben werden, sind in der Version von 2024 folgende Änderungen durchgeführt worden.

EB Agri-Photovoltaikanlagen, d.h. Anlagen, die mit laufender Landwirtschaft unter den Anlagen verbunden sind, werden aufgenommen.

El Wasserstoffkraftwerke, Brennstoffzellen und Kernkraftwer- ke werden zusätzlich analysiert.

EB Für regelbare Kraftwerkstypen wird eine Analyse abhängig von den Volllaststunden durchgeführt, um die Systemeffek- te von flexiblen Kraftwerken mit niedrigen Volllaststunden in einem auf Erneuerbaren Energien basierenden Energie- system abzubilden.

EB Die Entwicklung der Brennstoffpreise (Erdgas, Biomasse), CO,-Preise und Volllaststunden ist entsprechend den aktu- ellen Zielen für Deutschland hin zu einem klimaneutralen Energiesystem im Jahr 2045 erneut angepasst. Die Brenn- stoffpreise und Volllaststunden sind aktualisiert.

EB Aufgrund der in den letzten beiden Jahren gestiegenen Inflation liegen die Finanzierungskosten über denen der letzten Studie. Auch die CAPEX-Werte wurden alle einer Inflationsbetrachtung unterzogen.

2. HISTORISCHE ENTWICKLUNG VON ERNEUERBAREN ENERGIEN

In den vergangenen 20 Jahren verzeichnete der weltweite Markt für Erneuerbare Energien ein starkes Wachstum (siehe Abbildung 4). Die weiter gesteigerte Wettbewerbsfähigkeit zu konventionellen Kraftwerken und die internationalen Anstren- gungen gegen den Klimawandel (Pariser Abkommen) haben den Erneuerbaren Energien zusätzliche Märkte und Anwen- dungsfelder erschlossen. In fast allen Staaten weltweit zählen Erneuerbare Energien zu den günstigsten Arten der Stromer- zeugung. Die Investitionsbedingungen für Erneuerbare Ener- gien sind in vielen Ländern sehr gut, da die Einhaltung der Klimaziele an Priorität deutlich gewonnen hat. Investitionen in Technologien mit Verbrennung von fossilen Energieträgern sind immer stärker limitiert bzw. rechnen sich nicht mehr.

Stand: Juli 2024 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 700 u 600 500 400 300 200 100

Fraunhofer ISE

kumulierte installierte Leistung [GW]

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

2022 2023 | Biogas I Feste Biomasse E Wind offshore EN Wind onshore [7] Photovoltaik

Abbildung 4: Global kumulierte installierte Kapazität 2014-2023 von PV, Onshore- und Offshore-WEA, Biomasseanlagen (International Renewable Energy Agency (IRENA) 2024).

Das starke Marktwachstum von Erneuerbaren Energien und die hohen Investitionen in neue Kraftwerke gingen einher mit intensiven Forschungsanstrengungen, die in verbesserten Sys- temlösungen mit höheren Wirkungsgraden, niedrigeren Pro- duktionskosten sowie geringeren Betriebskosten mündeten. In Kombination mit Massenfertigung konnten die spezifischen Investitionen und damit die Stromgestehungskosten der erneu- erbaren Technologien deutlich gesenkt werden. Weiter sinken- de Stromgestehungskosten werden Wettbewerbsfähigkeit und die Absatzpotentiale der Technologien weiter deutlich wachsen lassen und zu einer weiterhin dynamischen Marktentwicklung der Erneuerbaren Energien beitragen.

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Der Umfang der weltweit installierten Kraftwerkskapazitäten zur Stromerzeugung aller Erneuerbaren Energien betrug Ende 2023 knapp 3870GW und damit etwa 470 GW mehr als in 2022 (International Renewable Energy Agency (IRENA) 2024). Zum Vergleich: Die weltweit im Jahr 2022 installierte Leistung von Kohle- und Gaskraftwerken beträgt 2079 bzw. 1800 GW (Global Energy Monitor 2024), die im Jahr 2022 installierte Kernkraftwerkskapazität beträgt 393,4 GW (Nuclear Energy Institute 2024).

Aufgrund unterschiedlicher Kosten- und Marktstrukturen, aber auch aufgrund von Fördermaßnahmen entwickelten sich die Märkte der einzelnen Technologien in einzelnen Ländern sehr unterschiedlich. Die installierte Leistung von WEA sum- miert sich aktuell auf 1017 GW, davon 944,5 GW Onshore und 73,6 GW Offshore, jeweils mit Neuinstallationen im Jahr 2023 von etwa 105 bzw. 11 GW (International Renewable Energy Agency (IRENA) 2024). Die global installierte Leistung der Pho- tovoltaik wuchs zum Ende des Jahres 2023 auf 1.412 GW mit einem Neuzubau von 346 GW und hat damit die Windkraft überholt. Seit dem Jahr 2016 liegt der jährliche Zubau von Ka- pazitäten an PV-Leistung höher als von WEA. In Deutschland beträgt die Ende 2023 gesamte installierte Leistung von WEA 69 GW und von PV-Anlagen 82 GW (International Renewab- le Energy Agency (IRENA) 2024). Der globale Ausblick für die Marktentwicklung von WEA bleibt positiv. Das Jahr 2023 war ein Rekordjahr für die Stromerzeugung durch Windenergie. Rund 10% des weltweiten Stromes wurde durch WEA erzeugt. Allein in China wurden 75 GW neu installiert. Wachstumspro- gnosen für die WEA gehen für die nächsten fünf Jahre von ei- nem jährlichen Wachstum von etwa 15 % der Installationen aus. Dies entspricht einer jährlichen Neuinstallation von mehr als 136 GW bis 2027 (Global Wind Energy Council 2023; World Wind Energy Association 2024).

Der Photovoltaikmarkt hat sich durch den starken Ausbau der Produktionskapazitäten insbesondere in Asien unter Verwen- dung von hochautomatisierten Fertigungsstraßen zum - ge- messen an der Kapazität - bedeutendsten Segment der erneu- erbaren Energien entwickelt. Es wird mit einem weiterhin sehr

starken Ausbau der Produktionskapazitäten und Wachstum des PV-Marktes gerechnet, allerdings werden die absoluten Preis- rückgänge deutlich geringer als in der Vergangenheit sein, da die PV-Module sehr günstig geworden sind, und weitere Kos- tensenkungen insbesondere durch Effizienzsteigerungen erzielt werden.

Der Zubau von Bioenergieanalagen hat im Vergleich zu Pho- tovoltaik und Windkraft ein deutlich geringeres Volumen. Der Markt für Biogasanlagen ist in den letzten 10 Jahren in Deutschland am stärksten gewachsen, gefolgt von China und Türkei. Der Grund liegt vor allem in den Vergütungsregelungen der jeweiligen Länder. Der Zubau der Kapazitäten von festen Biomasseanlagen wird in den letzten 10 Jahren von China an- geführt, gefolgt von Indien, Brasilien und Japan. In Deutschland beträgt die gesamte installierte Leistung von Bioenergieanlagen Ende 2023 10,0 GW (International Renewable Energy Agency (IRENA) 2024).

Für die Prognose der Stromgestehungskosten bis 2045 nutzt diese Studie Lernkurvenmodelle zur Abschätzung zukünftiger Entwicklungen. Den Lernkurvenmodellen werden Marktszena- rien für jede Technologie mit einer Prognose der zukünftigen Marktentwicklungen zu Grunde gelegt, die aus Referenzsze- narien verschiedener Studien entnommen sind (Tabelle 13 im Anhang). Aus den technologiespezifischen Marktszenarien er- gibt sich für jede Technologie ein Entwicklungshorizont, der je- doch von zahlreichen technologischen, energiepolitischen und wirtschaftlichen Entscheidungsvariablen in den kommenden zwanzig Jahren beeinflusst wird. Für alle Technologien besteht eine Unsicherheit über die tatsächlich realisierbare Marktent- wicklung bis zum Jahr 2045. Die Marktentwicklung hängt in den kommenden Jahren insbesondere von der Umsetzung der Pariser Klimaziele ab. Die tatsächliche Marktentwicklung jeder Technologie ist jedoch entscheidend für den zeitlichen Verlauf der Kostendegression im Lernkurvenmodell. Die hier vorge- stellten Entwicklungen der Stromgestehungskosten sind daher potenzielle Entwicklungspfade, die auf aktuellen Marktent- wicklungen aus verschiedenen Szenarien und technologiespe- zifischen Annahmen wie der Lernrate, aber auch in Abhängig- keit von Standortfaktoren wie den realisierten Volllaststunden basieren.

3. BERECHNUNG VON STROMGESTEHUNGSKOSTEN

Technologie- und Finanzierungsparameter

Eine detaillierte Erläuterung der Methodik zur Berechnung von Stromgestehungskosten (engl. LCOE = Levelized Cost of Elec- tricity) und von Lernraten für die Berechnung von zukünftigen Kostenentwicklungen befindet sich im Anhang ab Seite 39.

Für alle Technologien wird auf Grundlage der Datenrecherche eine obere und untere Preisgrenze ohne Berücksichtigung von Ausreißern ermittelt, zwischen denen die marktüblichen Kos- ten für die Installation der Anlagen variieren. Es werden für alle Standorte einheitliche Investitionshöhen angenommen. In der Praxis ist zu berücksichtigen, dass die Anlageninvestitionen in noch nicht entwickelten Märkten oder an wenig entwickelten Standorten z.T. deutlich höher liegen können.

Tabelle 1 gibt die Investitionshöhen in EUR/kW Nennleistung al- ler betrachteten Technologien an, die aus einer Marktrecherche zu aktuellen Kraftwerksinstallationen in Deutschland sowie un- ter Berücksichtigung externer Marktstudien ermittelt wurden. Die Werte enthalten keine Mehrwertsteuer.

CAPEX Wind Wind Biocae Feste Braun- [EUR/kW] Onshore Offshore 9 Biomasse kohle Investment

2024 niedrig 1300 2200 2894 3473 1850 Investment 2024 hoch 1900 3400 5788 5788 2550

Im Bereich Photovoltaik können anhand der Anlagengröße obere bzw. untere Grenzwerte für die Installationskosten von Kleinanlagen bis 30 kW,, große Dachanlagen größer 30 kW, und Freiflächenanlagen größer 1000 kW, angegeben werden, anhand derer die Stromgestehungskosten für den Investitions- zeitpunkt bzw. Bau der Anlage berechnet werden. Die tech- nische und finanzielle Lebensdauer wurde für PV-Anlagen mit 30 Jahren angesetzt. Batteriespeicher wurden in einer jeweils typischen Konstellation mit PV-Anlage untersucht. Während in der Praxis eine große Bandbreite im Verhältnis von PV-Leistung zu Batteriespeicher zu finden ist, wurden für die Analyse drei aktuell typische Verhältnisse untersucht. Es wird dabei ange- nommen, dass im Bereich PV-Heimspeicher die Leistung der PV-Anlage in kW, 1:1 Kapazität des Batteriespeichers in kWh entspricht. Im Bereich dachinstallierte Großanlagen wird von einem Verhältnis von 2:1 ausgegangen. Im Bereich von Freiflä- chenanlagen wird mit einem Verhältnis von 3:2 gerechnet. Die Kosten für die Batteriespeicher beziehen sich auf die Nutzkapa- zität inklusive Installationskosten. Die Lebensdauer für Batterie- speicher wurde mit 15 Jahren angesetzt. Somit fällt nach dieser Zeit ein Ersatz der Batterie zu verringerten Kosten an.

Stein- E H2 H2 Brenn- Kern- kohle SEID SEEN NE Gasturbine GuD stoffzelle kraft 1700 900 450 550 1100 5000 6000 2300 1300 700 1200 2400 8000 16000

Batteriespeicher

Batteriespeicher Batteriespeicher

SEE ee für PV-Kleinanla- a für PV-Freiflächen- CAPEX Kleinanla- anlagen (>30 PV Freifläche Agri-PV (,5- gen (<=30kW, "y _ Er anlagen (> 1 MW,, [EUR/kW] gen (<=30 kw.) (> 1MW,) 2 MW,) PV-Leistung zu pP” pr PV-Leistung zu p p pP : 2 PV-Leistung zu ; BE kW,) Batteriekapazi- 5 ,n, Batteriekapazität Ba Batteriekapazität : tät 1:1) 2:1) 3:2) Investment A mearig 1000 900 700 900 500 450 400 Investment an 2000 1600 900 1700 1000 800 600

Tabelle 1: Spezifische Anlagenkosten EUR/kW bzw. EUR/kWh bei aktuellen Anlagen in 2024, (Quelle: Fraunhofer ISE intern, Lazard 2024)

Die Daten für Offshore-WEA wurden aus laufenden und abge- schlossenen Projekten in der deutschen Nord- und Ostsee ge- wonnen. Die Eingangsparameter für Onshore-WEA sind eben- falls aus aktuellen, geplanten und kürzlich abgeschlossenen Projekten entnommen.

Derzeit sind eine Vielzahl von Bioenergieanlagen mit unter- schiedlichsten Rohstoffen, Techniken und Anwendungsberei- chen in Betrieb. In dieser Studie wird ausschließlich zwischen Stromerzeugung aus fester Biomasse und Biogas unterschie- den. Die Stromerzeugung aus Biogasanlagen wird basierend auf unterschiedlichen, für landwirtschaftliche Biogasanlagen ty- pischen, Substraten berechnet. Die dabei vorwiegend verwen- deten Substrate sind Rindergülle und Silomais, wobei Silomais mit einem massebezogenen Anteil von 54% berücksichtigt wird (dena- Deutsche Energie-Agentur 2021). Die Wärmeerzeugung durch Biogasanlagen stellt einen wichtigen Betriebsparameter dar und fließt in die Berechnung der Stromgestehungskosten - unter Berücksichtigung einer Eigenwärmeversorgung der Bio- gasanlagen von 25% - ein. In dieser Studie werden Biogasan- lagen mit einer Größe von 500 kWel abgebildet, da auf Grund früherer EEG-Strukturen derzeit die durchschnittliche Anlagen- größe bei 500 kWeaı liegt (IZES, DBFZ, UFZ 2019). Die Strom- erzeugung aus fester Biomasse umfasst ein breites Spektrum an biogenen Brennstoffen und erfolgt in Deutschland im We- sentlichen aus der Verbrennung von Holz (Altholz, Landschafts- pflegeholz, Waldrestholz, Rinde und sonstiges Industrieholz) (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)). In dieser Studie wird als Brennstoff für Blomassenanlagen größer-gleich 500 kWeı Hackschnitzel mit einem Feuchtigkeitsanteil von 35% aus Waldrestholz angenommen. Die Wärmeerzeugung

Wind onshore

Wind offshore

Braun- kohle

Feste Biomasse

Biogas

Lebensdauer

25 2 25 25 40 in Jahren

Anteil

Fremdkapital [%] a 70 80 80 60 Anteil

Eigenkapital [%] 2) 30 20 20 40 Zinssatz

Fremdkapital [9%] = 7,0 5,5 5,5 7,0 Rendite

Eigenkapital [%] 2 10,0 8,0 8,0 11,0 WACC

nominal [%] a 7,9 6,0 6,0 8,6 WACC

real [%] 2 6,0 4,2 4,2 6,8 OPEX fix 4% von 4% von

[EUR/KW] 2 39 CAPEX CAPEX 2 OPEX var

[EUR/KWH] lan 0,008 0,004 0,004 0,005 Jährliche

Reduktion des [0) 0 N) N) 0 Wirkungsgrads

13

der Bioenergieanlagen mit Verbrennung von fester Biomasse in Form von Heizenergie wird bei der Berechnung der Strom- gestehungskosten mitspezifiziert. Da KWK-Anlagen nicht nur Strom, sondern auch Wärme erzeugen können, lassen sich die gesamten Erzeugungskosten nicht allein der Stromerzeu- gung zugeordnen. Die Wärmeqgutschrift errechnet sich aus den Brennstoffkosten, die für die Wärmeerzeugung anfallen wür- den, steht aber unentgeltlich aus der in der gekoppelten Pro- duktion der strombetriebenen KWK-Anlage erzeugten Wärme zur Verfügung.

Da bei der Brennstoffzelle mit einen gewissen Markthochlauf und damit einer Kostendegression zu rechnen ist, wurden in den technoökonomischen Parametern der Technologie abfal- lende CAPEX hinterlegt. Die untere Grenze der Vollaststunden liegt im Jahr 2045 bei 2600h, während die obere Schranke bei 6000h liegt.

Die im Folgenden motivierten und diskutierten Parameter fließen in die Berechnung der durchschnittlichen Stromgeste- hungskosten für den Zeitpunkt Mitte 2024 und zukünftige An- lagen ein (Tabelle 2).

In vielen Studien werden oftmals identische Diskontierungssät- ze für alle untersuchten Technologien und Standorte angesetzt, wodurch es zu Abweichungen von den tatsächlichen Strom- gestehungskosten kommt. Die Diskontierungssätze werden in dieser Studie technologieabhängig über die marktüblichen Kapitalkosten (weighted average costs of capital - WACC) der jeweiligen Investition bestimmt und setzen sich anteilig aus Fremdkapitalzins und Eigenkapitalrendite zusammen. Groß-

Kern- kraft- werk

Brenn- stoff- zelle

Stein- kohle SuD

GUDH2 GTH2

30 30 30 30 30 12 45 60 60 60 60 60 60 60 40 40 40 40 40 40 40 7,0 7.0 7,0 7,0 7,0 80 80 11,0 10,0 10,0 2 11,3 12,0 12,0 8,6 82 82 87 87 96 9,6 6,8 6,4 6,4 6,9 6,9 7,8 7,8 37 20 23 25 23) 30 100

0,005 0,005 0,004 0,005 0,005 0,016 0,007 0 [0) {0} 0 [0) 0 0

PY Dach PV Dach Er Klein- Freiflächen- Großanlagen anlagen (> 30 kw.) anlagen (ab (< 30 kW,) P 1000 kW,)

Lebensdauer 0 30 = in Jahren Anteil Fremdkapital [%] ® 80 80 Anteil Eigenkapital [%] = 2 20 Zinssatz Fremdkapital [%] 30 3,0 5,0 Rendite Eigenkapital [%] = 6,5 6,5 WACC nominal [%] = 3,3 3,3 WACC real [%] 3,2 3,5 3,5 OPEX fix [EUR/KW] 26 21,5 13,3 OPEX var [EUR/KWH] 0 0 ) Jährliche Reduktion des 0,0025 0,0025 0,0025 Wirkungsgrads Batterieersatzkosten - - F

Wirkungsgrad [%] - - -

Jährliche Volllastzyklen

Batteriespei-

Batteriespeicher

Batteriespei-

Batteriespei-

eher Tun EM für PV Dach en tOUEN cher für PV-Frei- ee Großanlagen SEN LEE flächenanlagen gen lagen (< 30 KW, 1:1) (> 30 kW, 2:1) (> 1 MW,, 3:2) (> 1MW,, 3:2) 30 15 15 1 80 80 80 ee 20 20 20 Tr 5,0 3,0 3,0 e 6,5 5,0 6,5 65 5,3 3,4 37 3 3,5 22 2,5 5 2 2 5,3-8,0* 0 0) 0 5 0,0025 0 0 0)

40-50% der An- 35% der Anfang- 30% der Anfangs-

fangsinvestition investition investition - 90 90 90 - 200 100-300** 100-300**

Tabelle 2: Inputparameter für Wirtschaftlichkeitsberechnung. Die realen WACC-Werte sind mit einer Inflationsrate von 1,8 % berechnet

(Quelle: Fraunhofer ISE intern)

* bezogen auf die PV-Anlagenleistung (entspricht 2% der Batterie-Investitionskosten) ** Da die Lebensdauer der Batterie als fix angenommen wird, haben die jährlichen Volllastzyklen nur einen Einfluss auf die Höhe der Batteriespeicherverluste. Eine hohe Zyklenzahl (hohe Verluste) wird für die Obergrenze der LCOE genutzt, eine geringe Zyklenzahl (geringe

Verluste) zur Berechnung der Untergrenze der LCOE.

kraftwerke, die von großen institutionellen Investoren errich- tet und betrieben werden, haben aufgrund der vom Investor geforderten Eigenkapitalrendite einen höheren gewichteten Kapitalkostensatz (WACC) als Kleinanlagen oder Anlagen mitt- lerer Größe, die von Privatpersonen oder Genossenschaften errichtet werden. Die von Investoren geforderten Kapitalren- diten für Technologien mit kürzerer Markthistorie - zum Bei- spiel Brenn-stoffzellen - sind zudem höher als bei etablierteren Technologien. Es ist zu erwarten, dass sich die Finanzierungspa- rameter nach einer entsprechenden Zunahme der installierten Leistung angleichen werden, da die Risikozuschläge für neue Technologien mit zunehmender Erfahrung absinken. Die Finan- zierungsparameter wurden seit der letzten Studie im Jahr 2021 weiter analysiert und auf die Risiko- und Investorenstruktur der einzelnen Technologien angepasst. Bei der Betrachtung der zukünftigen Stromgestehungskosten ist zu beachten, dass die Finanzierungsbedingungen (in Form von Fremd- oder Eigenka- pitalrenditen) sowohl ansteigen als auch fallen können.

Da sich der WACC aus marktüblichen Zinssätzen und Rendi- teerwartungen ableitet, die in nominalen Werten angegeben werden, werden zunächst die nominalen Werte des WACC berechnet. Dieser nominale Wert wird dann unter Berücksichti-

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gung einer angenommenen Inflationsrate von 1,8% p.a. in ei- nen realen Wert umgerechnet. Dieser Wert wurde im Vergleich zu vorangegangenen Studien wieder erhöht, da die durch- schnittliche Inflationsrate deutlich nach oben gegangen ist.

Für die Berechnung der Stromgestehungskosten ist es ent- scheidend, dass alle auftretenden Zahlungsströme entweder nominal oder real angesetzt werden. Eine Vermischung realer und nominaler Größen ist fehlerhaft und unzulässig. Um die Berechnung auf Basis nominaler Werte durchzuführen, müss- te zunächst die jährliche Inflationsrate bis 2045 prognostiziert werden. Da die Prognose der Inflationsrate über lange Zeiträu- me sehr ungenau und schwierig ist, werden Kostenprognosen für lange Zeiträume meist mit realen Werten durchgeführt. Alle in dieser Studie angegebenen Kosten beziehen sich deshalb ebenfalls auf reale Werte von 2024. Die Angabe von Stromge- stehungskosten für zukünftige Jahre bezieht sich immer auf die Neuinstallationen in den jeweiligen Jahren. Bei einer errichteten Anlage bleiben die durchschnittlichen Stromgestehungskosten über die Lebensdauer konstant und sind damit identisch mit der Angabe im Jahr der Installation.

Ein zweiter Faktor, der die Höhe der Eigenkapitalrendite beein- flusst, ist das projektspezifische Risiko: Je höher das Ausfallrisi- ko ist, desto höher ist die vom Investor geforderte Eigenkapi- talrendite. Um die Kapitalkosten gering zu halten, ist also ein möglichst hoher Anteil an günstigem Fremdkapital wünschens- wert. Dieser wird jedoch ebenfalls durch das projektspezifi- sche Risiko begrenzt: Je höher das Ausfallrisiko, desto weniger Fremdkapital wird von den Banken zur Verfügung gestellt. Da Offshore-Windparks nach wie vor ein höheres projektspezifi- sches Risiko als beispielsweise Onshore-Windkraftanlagen auf- weisen, sind die durchschnittlichen Kapitalkosten entsprechend höher. Stehen Förderkredite in ausreichender Höhe zur Verfü- gung - beispielsweise von der KfW-Bankengruppe - können je nach Technologie Fremdkapitalzinssätze von rund 5% bis 7% erzielt werden.

Bei länderübergreifenden Standortvergleichen ist zu beachten, dass sich neben den Umweltfaktoren wie Einstrahlung und Windangebot auch die Finanzierungsbedingungen ändern. Ein weiterer Faktor ist die Verfügbarkeit von zinsgünstigen Förder- krediten. Speziell der Standort Deutschland bietet hier günstige Rahmenbedingungen für Investitionen in Erneuerbare Energi- en.

Untersuchte Standortbedingungen Einstrahlung - Volllaststunden

Die Höhe des Stromertrages am Standort des Kraftwerkes stellt einen wichtigen Parameter mit einem erheblichen Einfluss auf die Stromgestehungskosten von Erneuerbaren Energien dar. Bei Solartechnologien spielt hierbei, je nach Technologie, die Höhe der diffusen oder direkten Solarstrahlung eine Rolle. Ab- hängig von der Windgeschwindigkeit lassen sich Volllaststun- den aus dem Windangebot am Kraftwerksstandort einer WEA

Globalstrahlung

PV-Anlage (Standardmodule)

[kWh/(m?a)] Deutschland Norden 950 Deutschland Mitte und Osten 1120 Deutschland Süden 1300

Windgeschwindigkeit auf 120m Nabenhöhe [m/s]

Windenergieanlage (2 - 5 MW)

berechnen. Bei Biogas bzw. Biomasse hingegen ist die Anzahl der Volllaststunden nicht dargebotsabhängig, sondern wird von den Faktoren Nachfrage, Verfügbarkeit des Substrats und Anla- genauslegung bestimmt.

Deshalb sollen exemplarisch Standorte mit spezifischen Ener- gieerträgen aus der Sonneneinstrahlung sowie Standorte mit spezifischen Volllaststunden für WEA untersucht werden (siehe Tabelle 3). An typischen Standorten in Deutschland trifft eine Globalstrahlung (GHI, global horizontal irradiance — bestehend aus diffuser und direkter Strahlung) im Bereich zwischen 950 und 1300 kWh pro m? und Jahr horizontal auf (Abbildung 29). Dies entspricht einer Solarstrahlung zwischen 1100 bis 1510 kWh/fm2a) auf eine optimal ausgerichtete PV-Anlage (sowohl in Bezug auf Himmelsrichtung Süd als auch in Bezug auf den optimalen Neigungswinkel der Anlage). Nach Abzug von Verlusten innerhalb des PV-Kraftwerkes ergibt dies einen mittleren jährlichen Stromertrag zwischen 935 und 1280 kWh pro installiertem kW,. Die Volllaststunden der Anlagen sinken entsprechend, wenn die Anlagen zum Beispiel aufgrund der Dachneigung in Richtung Osten oder Westen ausgerichtet sind oder wenn die Anlagen flacher aufgeständert werden. Beide Gesichtspunkte können unter Umständen aus einer Wirtschaft- lichkeitsberechnung und unter der Berücksichtigung von Eigen- stromnutzung aus Eigentümersicht optimal sein.

Das Windangebot ist ebenfalls standortabhängig. Onshore- Anlagen können an schlechten Standorten Volllaststunden von nur 1800 Stunden pro Jahr aufweisen. Die Höhe der Volllast- stunden kann jedoch an ausgewählten küstennahen Stand- orten in Deutschland Werte von bis zu 3200 Stunden errei- chen. Der durchschnittliche Wert der im Jahr 2016 errichteten Onshore-WEA liegt bei 2721 Volllaststunden pro Jahr (Fraunho- fer IWES 2018). Für Onshore-WEA wird eine jährliche Zunahme

Stromerzeugung pro 1 kW, bei

Einstrahlung auf PV-Module optimalem Neigungswinkel

[kWh/(m?a)] und Südausrichtung [kWh/a]

1100 935

1300 1105

1510 1280

Wind-Volllaststunden [h] a SmozzUgunpr SEN

Onshore: Binnenland Deutschland 55 Onshore: Norddeutschland 6,4 Onshore: Küstennahe und windreiche 78 Standorte Deutschland ö

Offshore: mittlere Entfernung von Küste 7,8 Offshore: höhere Entfernung von Küste 87 Offshore: sehr gute Standorte 10,3

[kWh/a] 1800 1800 2500 2500 3200 3200 3200 3200 3600 3600 4500 4500

Tabelle 3: Jahreserträge an typischen Standorten von PV und Wind (Quelle: Fraunhofer ISE intern).

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Volllaststun-

den konven- Braunkohle Steinkohle

tionelle KW

[h/a]

Jahr 2024 Hoch 6300 5200 6300 Niedrig 4300 3000 3000

Jahr 2035 Hoch 3650 2650 4500 Niedrig 1150 1150 1000

Jahr 2045 Hoch 1000 1000 2500 Niedrig 500 500 500

Feste Biomasse

Brenn-

stoffzelle Peru

GT-H,

6300 3000 3000 6300 6300 6300 6300 3000 500 500 3000 4300 4300 4300 4500 3000 3000 4500 5000 5000 5000 1000 500 500 1000 2000 2000 2000 2500 2000 2000 4000 4000 4000 4000

500 500 500 1000 2000 2000 2000

Tabelle 4: Entwicklung der Vollaststunden für konventionelle Kraftwerke und Bioenergieanlagen im Systempfad Klimaneutralität

(Quelle: eigene Annahme auf Basis aktueller Werte im Jahr 2024)

der Volllaststunden um 0,5% angenommen. Sehr viel höhere Volllaststunden erreichen Offshore-Anlagen mit Werten zwi- schen 3200 Stunden pro Jahr in Küstennähe und bis zu 4500 Stunden pro Jahr an küstenferneren Standorten in der Nordsee. Durch die bei Offshore-Anlagen höheren Umgebungsturbulen- zen bei der Anströmung, wird davon ausgegangen, dass die Volllaststunden trotz des Trends zu immer größerer Anlagen- dimensionen konstant bleibt (Dr. Martin Dörenkämper 2022).

Biogasanlagen und Anlagen mit Verwendung von biogenen Festbrennstoffen können in Deutschland problemlos eine Aus- lastung von 80 - 90% erreichen, was über 7000 Volllaststunden pro Jahr entspricht. Vorangetrieben durch die durch das EEG eingeführte Flexibilitätsprämie wird immer häufiger eine flexible Fahrweise der Anlagen angestrebt, was zu sinkenden Volllast- stunden führt. Das Ziel der Flexibilitätsprämie ist die Erhöhung des flexiblen Anteils an der Stromproduktion der Biogasanlage. Dies dient dazu, die Dargebotsabhängigkeit der Stromerzeu- gung von Solar und Wind auszugleichen. Aus diesem Grund wird eine Bandbreite zwischen 4000 und 6300 Vollaststunden angesetzt (DBFZ 2015).

Im Gegensatz zu den meisten erneuerbaren Energietechnologi- en ist die jährliche Stromerzeugung und damit die Volllaststun- denzahl eines fossilen Kraftwerkes abhängig von der jeweiligen Nachfrage, den CO,-Kosten sowie Kosten für fossile Brennstof- fe und damit auch von der stündlichen Wettbewerbsfähigkeit der Technologie im Energiesystem. Im Jahr 2023 lagen die Volllaststunden von Braunkohle über alle Anlagen bei durch- schnittlich 4366 Stunden (Burger, Bruno 2024). Bei Steinkohle wurden im Jahr 2023 durchschnittlich 2050 Stunden und im Fall von erdgasgetriebenen GuD- und Gasturbinensystemen im Schnitt 2241 Stunden erzielt (Burger, Bruno 2024). Im Zuge der steigenden Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und der steigenden CO,-Zertifikatspreise ist davon auszuge- hen, dass die Volllaststunden von konventionellen Kraftwerken

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weiter kontinuierlich sinken. Bei Braunkohle, Steinkohle und Erdgas-GuD sinkt perspektivisch der mittlere Wert der Volllast- stunden im Jahr 2045 auf deutlich unter 2000 Stunden pro Jahr. Höhere Volllaststunden können die Stromgestehungskos- ten von konventionellen Kraftwerken verringern, falls dies die Wettbewerbs- oder Nachfragesituation zulässt. Entsprechend führen geringere Volllaststunden zu einer Erhöhung der Strom- gestehungskosten. Die zugrundeliegenden Annahmen orien- tieren sich an den politischen Zielsetzungen und Klimaschutz- vorgaben für das deutsche Energiesystem. Die Berechnung von umfassenden systemischen Stromgestehungskosten einer Technologie bedürfen einer detaillieren Auseinandersetzung als sie in dieser Studie stattfindet. Dazu müsste die Nutzungs- weise der Erzeugungstechnologien im Kontext des jeweiligen Energiesystems mit spezifischen Erzeugungs-, Verbrauchs und Übertragungsstrukturen betrachtet werden. Insbesondere die Volllaststunden beeinflussen die Wirtschaftlichkeit der Erzeu- gungstechnologien und müssen im systemspezifischen Kontext betrachtet werden.

Um eine möglichst technologieneutrale und systemunabhängi- ge Bewertung im Rahmen dieser Studie vornehmen zu können, wurde daher eine dezidierte Untersuchung der Volllaststunden- abhängigkeit regelbarer Technologien vorgenommen (siehe Abbildung 18). Um die Allgemeingültigkeit der Ergebnisse wei- testgehend sicherzustellen, wurden system- und standortspe- zifische Kostenfaktoren vernachlässigt. Somit werden im Zu- sammenhang mit dem Zubau erneuerbarer Kapazitäten keine zusätzlichen Kosten für den Zubau von Backup-Kraftwerken, verstärkte Abregelung oder den Netzausbau subsummiert. Es findet auch keine Internalisierung von Rückbaukosten oder ge- gebenenfalls einer Endlagerung von radioaktivem Material im Rahmen der Studie statt.

Brennstoffkosten

Die Substratkosten variieren für Biogasanlagen deutlich. Die Kosten unterscheiden sich aufgrund der Möglichkeiten des Zu- kaufs von Substraten oder der Verwendung von eigenerzeug- ten Substraten von Biogasbetreibern. Zudem sind die Anteile der unterschiedlichen Substrate von Anlage zu Anlage verschie- den. Beispielsweise wird für eine Biogasanlage mit 500 kWeı ein durchschnittlicher Substratmix mit 60% Silomais, 20% Rin- dergülle /Rindermist, 10% Grassilage und 10% Ganzpflanzen- silage (GPS) verwendet. Hierbei variiert der Methanertrag der einzelnen Substrate zwischen 99 Nm?/t FM (Tonne Feuchtmas- se) für Silomais und 17 Nm? für Milchkuhgülle (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)). Für die Substrate fallen zudem unterschiedliche Kosten an. So liegen die Substrat- kosten für den Ankauf von guten Silomais bei 34 Euro/t FM (Harms 2023) und für Rinder- und Schweinegülle bei 11,20 und 13,66 Euro/m? (BockholtKarl 2022). Für eigenerzeugte Substrate können die Substratkosten mit nahezu O Euro/t FM angesetzt werden. Durch Biogas kann ein Methanertrag von 50-75% erreicht werden. Die Methanausbeute beträgt dann entsprechend 9,97 kWh/Nm?. (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)) Es werden in dieser Studie durchschnitt- liche Substratkosten von 8,75 €Cent/kWh,, für Biogasanlagen angesetzt (dena- Deutsche Energie-Agentur 2021). Die Brenn- stoffkosten für die Verbrennung fester Biomasse variieren auch je nach eingesetztem Rohstoff. In Deutschland werden die Bio- masseheizkraftwerke überwiegend mit Hackschnitzeln aus Alt- holz, Landschaftspflegeholz, Waldrestholz und Rinde betrieben (Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)). In dieser Studie wird als Brennstoff Hackschnitzel mit einer Feuchte von 35% mit Kosten in der Höhe von 2,4 €Cent/kWh,, angenom- men (carmen-ev).

Für einen Vergleich der Stromgestehungskosten von Erneuer- baren Energien und konventionellen Kraftwerken sind Annah- men zu Wirkungsgraden und CO,-Emissionen der Kraftwerke notwendig. Die Annahmen der typischen Kraftwerksgrößen liegen bei Braunkohle zwischen 800 und 1000 MW, bei Stein- kohle zwischen 600 und 800 MW und bei GuD-Kraftwerken zwischen 400 und 600 MW je Standort bzw. für GT-Kraftwer- ken bei 200 MW. Durch weitere technische Verbesserungen steigt der Netto-Wirkungsgrad von Neuanlagen bei Braunkoh- le von 38% auf 40%, bei Steinkohle von 39% auf 41% und bei GuD von 60% auf 62%. Die Preispfade für die Brennstoffe Braunkohle, Steinkohle und Erdgas sind mit relativ konstanten Entwicklungen angenommen. Der Preis für Wasserstoff sinkt langsam von 150 auf 100 &/MWh im Jahr 2045 (Heizkosten- vergleich 2024, Fraunhofer ISE a). Aufgrund einer möglichen Verknappung der CO,-Zertifikate wird zudem ein langfristiger Anstieg des Zertifikatspreises angenommen (siehe Tabelle 7).

17

Die CO,-Zertifikatspreise sowie die Brennstoffpreise orientieren sich an dem Ziel der Treibhausgasneutralität bis 2045. Das be-

deutet, dass energiebedingte CO,-Emissionen in Deutschland bis 2045 gegen Null tendieren. Der CO,-Zertifikatspreis steigt aufgrund der Klimaziele Deutschlands auf Werte von 175 bis 375 EUR/t im Jahr 2045 an.

Brennstoff-

preise 2024 2030 2035

[EUR/MWh]

Braunkohle 23 23 23 23 2,3 Steinkohle 15) 11,6 11,6 11,6 11,6 Erdgas 38,0 27,0 27,0 DINO 27,0 ee 150 150 129 1 100 Uran 8,0 8,0 80 80 80 Substrat bei

Biogas 87,5 99,6 1038 106,7 1102

Feste Biomasse 22,8 25,5 26,4 AT 28,2

Tabelle 5: Annahmen zu Brennstoffpreisen basiert auf Werten von (Hecking et al. 2017; Fraunhofer IEE 2019; IEA 2020; carmen-ev; dena- Deutsche Energie-Agentur 2021; Burger, Bruno 2024)

Kraftwerkswirkungsgrade

[%]

Braunkohle - Elektrisch 38,0 39,0 40,0 Steinkohle - Elektrisch 39,0 40,0 41,0 GuD - Elektrisch 60,0 61,0 62,0 GuD - Thermisch 20,0 20,0 20,0 Kernkraft 35,0 35,0 35,0 Brennstoffzelle - Elektrisch 53,0 53,0 53,0 Brennstoffzelle - Themisch 27,0 27,0 20 Biogas - Elektrisch 40,0 40,0 40,0 Biogas - Thermisch 44,0 44,0 44,0 Feste Biomasse-Elektrisch Ban Bam Bon Feste Biomasse - Thermisch 525 32,3 52,3

Tabelle 6: Wirkungsgradentwicklung bei neuen Großkraftwerken. (Wietschel et al. 2010; Fraunhofer IEE 2019; Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. 2014; AG Energiebilanzen e. V. 2023; Lazard 2024, Fraunhofer ISE eigene Annahmen)

CO;-Zertifikats-

preise [EUR/t CO, 2024 2030 2035 2040 2045 Unterer Wert 75 100 125 150 175 Oberer Wert 90 150 225 300 375

Tabelle 7: CO,-Zertifikatspreis (Heizkostenvergleich 2024)

4. STROMGESTEHUNGSKOSTEN VON ENERGIETECHNOLOGIEN IN 2024

Im hier durchgeführten Technologievergleich werden die Stromgestehungskosten der erneuerbaren Energietechnolo- gien PV, Wind, Biogas und feste Biomasse an Standorten in Deutschland anhand von Marktdaten zu spezifischen Investitio- nen, Betriebskosten und weiteren technischen und finanziellen Parametern ermittelt. Konventionelle Kraftwerke (Braunkohle, Steinkohle, Kernkraft, GuD und Gasturbinen) sowie flexible Wasserstoffkraftwerke und Brennstoffzellen werden ebenfalls unter verschiedenen Anlagenausprägungen sowie Annahmen für den Bau und den Betrieb untersucht.

In Süddeutschland betragen die Stromgestehungskosten für PV-Kleinanlagen (<30 kWp) an Standorten mit horizonta-

Stand: Juli 2024

50

AB 4---=m40mmnnnnneenansnananssnnansennneennne rennen een

15 4-4

Stromgestehungskosten [Ecent,.,/kWh]

10-1 . u ---------

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Ali muessen

ler Globalstrahlung von 1300 kWh/(m?a) zwischen 6,3 und 10,6 €Cent/kWh und bei einer Einstrahlung von 950 kWh/(m2a) in Norddeutschland zwischen 8,7 und 14,4 €Cent/kWh. Die Ergebnisse sind abhängig von der Höhe der spezifischen In- vestitionen, die zwischen 1000 und 2000 EUR/kWp angesetzt wurden. Größere PV-Dachanlagen (>30 kWp) können heute in Süddeutschland Strom zu Gestehungskosten zwischen 5,7 und 8,8 €Cent/kWh produzieren, in Norddeutschland zwischen 7,8 und 12,0 €Cent/kWh, jeweils bei spezifischen Investitio- nen zwischen 900 und 1600 EUR/kWp. Große Freiflächenan- lagen (>1 Mwp) erreichen heute Werte zwischen 4,1 und 5,0 €Cent/kWh in Süddeutschland und 5,7 bis 6,9 Cent/kWh in Norddeutschland, da die günstigsten Anlagen spezifische In-

L— 4 Fraunhofer ISE

PV PVDach PV EM PV Agr-PV Wind Wind Biogas Feste Braun- Steini- GuD- GT-CH, GT- Kernkraft Dach klein Dach frei frei Onshore Offshore Biomasse kohle kohle CH, Umrüstung klein mit Batterie groß mit Batterie

IA 3:2

Abbildung 5: Stromgestehungskosten für Erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke an Standorten in Deutschland im Jahr 2024. Spezifische Anlagenkosten sind mit einem minimalen und einem maximalen Wert je Technologie berücksichtigt. Das Verhältnis bei PV-Batteriesystemen drückt PV-Leistung in kW, gegenüber Batteriespeicherkapazität in kWh aus. Die zugehörigen Annahmen lassen sich Tabellen 1 bis 7 entnehmen.

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vestitionskosten von 700 EUR/kW oder 900 EUR/kW aufwei- sen. Damit sind Freiflächen-PV-Anlagen am wirtschaftlichsten.

Vor dem Hintergrund eines zunehmenden Flächenkonfliktes zwischen Nahrungsmittelproduktion und Klimapolitik bietet die Agriphotovoltaik (Agri-PV) durch die Doppelnutzung eine viel- versprechende Lösung und rückt daher verstärkt in den Fokus. Das technische Potenzial in Deutschland liegt bei 2900 GW. Es wird zwischen geschlossenen PV-Gewächshäusern und offenen Agri-PV-Systemen unterschieden. Diese Studie konzentriert sich auf offene Agri-PV-Systeme. Diese werden weiter unterteilt in bodennahe Module, die für Grünlandflächen und Ackerbau genutzt werden, sowie aufgeständerte Module. Mittelhohe Aufständerungen bis zu 2,1 m werden ebenfalls für den Acker- bau genutzt, während hohe Aufständerungen (bis zu 4 m) für hochwachsendes Obst und Gemüse geeignet sind. (Fraun- hofer ISE 2024 b) Die Stromgestehungskosten für Agri-PV- Anlagen liegen bei 5,2 bis 8,7 €Cent/kWh in Süddeutschland und 7,1 oder 11,9 €Cent/kWh in Norddeutschland. Die spe- zifischen Investitionen liegen bei Agri-PV-Anlagen ähnlich wie bei größeren PV-Anlagen zwischen 900 und 1700 EUR/kWp.

Die Stromgestehungskosten für PV-Batteriesysteme beziehen sich auf die gesamte von der PV-Anlage produzierte Energie- menge abzüglich der Speicherverluste. Die Speicherverluste errechnen sich aus der Kapazität des Batteriespeichers, der angenommenen Zyklenzahl sowie dem Wirkungsgrad der Bat- terie. Die Stromgestehungskosten für PV-Batterie-Kleinanla- gen liegen demnach zwischen 9,1 und 22,5 €Cent/kWh. Die Ergebnisse umfassen Unterschiede in den PV-Kosten, Batte- riekosten (500 bis 1200 EUR/kWh) und unterschiedlich hohe Einstrahlungswerte. Für größere PV-Dachanlagen mit Batterie- speicher liegen die Stromgestehungskosten zwischen 7,3 und 16,0 €Cent/kWh. Dabei ergeben sich die Batteriekosten zu 450 bis 800 EUR/kWh. Für PV-Freiflächenanlagen mit Batteriespei- cher errechnen sich Stromgestehungskosten von 6,0 bis 10,8 €Cent/kWh; hierfür wurden Investitionskosten für den Batterie- speicher von 400 bis 600 EUR/kWh angenommen. Die Spanne der Investitionskosten ist kleiner bei den größeren Größen, da hier ein stärkerer Konkurrenzdruck vorliegt. Onshore-WEA mit durchschnittlichen Installationskosten von ca. 1600 EUR/kW weisen an Standorten mit sehr hohen jährlichen Volllaststun- den von 3200 Stromgestehungskosten von 4,3 €Cent/kWh auf, jedoch sind diese Standorte in Deutschland begrenzt. Deshalb variieren die Kosten von Anlagen an schlechteren Standorten bis in einen Bereich von 9,2 €Cent/kWh, wiederum abhängig von der spezifischen Investition sowie den dort erreichten jähr- lichen Volllaststunden (Tabelle 3). Im Vergleich dazu liegen die durchschnittlichen Investitionskosten für Offshore-WEA bei 2800 EUR/kW. Trotz höherer Volllaststundenzahl von 3200 bis 4500 pro Jahr sind die Stromgestehungskosten mit Werten zwi-

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schen 5,5 €Cent/kWh und 10,3 €Cent/kWh deutlich teurer.

Die Stromgestehungskosten von Biogas betragen bei Sub- stratkosten von 88 €Cent/kWh,, zwischen 20,1 und 32,5 €Cent/kWh. Bei Anlagen mit fester Biomasse sind die Stromgestehungskosten zwischen 11,5 und 23,5 €Cent/kWh etwas geringer, was hauptsächlich auf die Substratkosten, die bei 2,4 €Cent/kWh,, liegen, zurückzuführen ist. Sowohl bei Bio- masse als auch bei Biogas wurden bei den Stromgestehungs- kosten die Wärmegutschriften, auch als Einnahmen aus der Wärmeerzeugung bezeichnet, abgezogen. Das bedeutet, dass die hier angegebenen Werte sich nur auf Bioenergie mit Kraft- Wärmekopplung beziehen. Anlagen ohne Wärmeauskopplung besitzen deutlich höhere Stromgestehungskosten.

Für konventionelle Kraftwerke ergeben sich unter den der- zeitigen Bedingungen auf dem Strommarkt mit den jewei- ligen Volllaststunden und Brennstoffpreisen je Technologie folgende Stromgestehungskosten: Heute errichtete Braun- kohlekraftwerke können Stromgestehungskosten von 15,1 bis 25,7 €Cent/kWh für die gewählten Betriebsparameter (mit ei- nem heute relativ niedrigen CO,-Preis) aufweisen. Etwas höher liegen die Stromgestehungskosten von großen Steinkohlekraft- werken zwischen 17,3 und 29,3 €Cent/kWh. GuD-Kraftwerke erreichen heute Werte zwischen 10,9 und 18,1 €Cent/kWh. Deutlich höher liegen die Werte von flexiblen Gaskraftwerken zwischen 15,4 und 32,6 €Cent/kWh.

Die Gestehungskosten der Kernkraft liegen im Vergleich dazu bei 13,6 bis 49,0 €Cent/kWh. Hierbei ist zu berücksichtigen, dass externalisierte Kosten wie die Endlagerung der ausge- brannten Brennstäbe nicht berücksichtigt werden. Wird eine Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff im Jahr 2035 für die Gasturbine betrachtet, ergeben sich Gestehungskosten von 20,4 - 35,6 €Cent/kWh im Installationsjahr 2024. Die Brenn- stoffzelle weist Stand 2024 Gestehungskosten zwischen 23,1 und 59,0 €Cent/kWh auf.

Zu berücksichtigen ist, dass die Berechnung der Stromge- stehungskosten nicht die mögliche Flexibilität einer Erzeu- gungstechnologie oder Wertigkeit der erzeugten Elektrizität hinterlegt. Beispielsweise sind saisonale und tagesspezifische Erzeugung der einzelnen Technologien sehr verschieden. So sind Unterschiede durch den flexiblen Einsatz der Kraftwerke oder die Bereitstellung von Systemdienstleistungen in Bezug auf den erzielten Marktverkaufspreis von Strom nicht in der Höhe der Stromgestehungskosten berücksichtigt (siehe Kapitel N).

Photovoltaik

Marktentwicklung und Prognose Ende 2023 hat die global installierte PV-Leistung mehr als 1400 GW; betragen, der weltweite Zubau in 2023 erreichte rund 413

Stand: Juli 2024 a Fraunhofer BE Niedrig in LE.O00T ER Mitte: a "Hoch

Kumulierte installierte Leistung [GWp] > [2 © a

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2040

2025 2030 2035 2045

Abbildung 6: Szenarien für die Marktentwicklung der kumuliert installierten Kraftwerksleistung [GW] für PV bis 2045, eigene Szenarien.

GWp. Dies bedeutet ein Marktwachstum von 58% gegenüber 2022, als rund 252 GW, installiert wurden (JOHN FITZGERALD WEAVER 2023; International Renewable Energy Agency (IRE- NA)). Der globale PV-Markt wird derzeit sowohl bei der Produk- tion als auch bei der Installation von China dominiert. Gleich- wohl installieren immer mehr Länder PV in einem signifikanten Umfang, da PV-Anlagen sich immer öfter im freien Wettbewerb durchzusetzen und damit unabhängig von Förderprogrammen realisiert werden können. Das PV-Marktwachstum wird somit vermehrt durch rein ökonomische Gründe getrieben.

Daher ist davon auszugehen, dass der globale PV-Nachfrage- markt weiterhin stark wachsen wird. Die drei der Studie zu- grunde gelegten Szenarien „Hoch“, „Mittel“ und „Niedrig“ für die Marktentwicklung gehen alle von einer kontinuierlichen Re- duzierung des jährlichen Marktwachstums aus. Das angenom- mene Marktwachstum in 2024 von 24%, 20% bzw. 18% für die Szenarien "Hoch", "Mittel" und "Niedrig" flacht bis 2045 auf 5% (Hoch, Mittel) bzw. 4% (Niedrig) ab. Für das Jahr 2045 ergeben die Szenarien eine Gesamtkapazität von 14.400 GW, 8900 GW und 5600 GW. Die Szenarien der kumuliert installier- ten Kraftwerksleistung sind in Tabelle 11 aufgeführt.

Preis- und Kostenentwicklung

Seit 2021 sind die Großhandelspreise für kristalline Module in Deutschland von 310 EUR/kWp auf 270 EUR/kWp im Jahr 2023 nochmals deutlich gefallen. Der niedrigste Netto-Preis für kris- talline Module lag im vierten Quartal 2023 bei 270 EUR/kW». Weiterhin besteht ein Unterschied der Preisniveaus chinesischer

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und deutscher Hersteller: Im Jahr 2022 konnten chinesische Hersteller ihre Module durchschnittlich 40 EUR/kWp günstiger anbieten als deutsche Hersteller. Im Jahr 2023 betrug der Ab- stand weiterhin 40 EUR/kWp. (EuPD Research - Christoph Su- wandy).

Auch die Kosten für Wechselrichter und BOS-Anlagenkompo- nenten (Balance-of-System Components) wie Montagesystem und Kabel sowie für deren Installation nahmen ab, wenn auch nicht im gleichen Maße wie die der PV-Module. Während 2005 der Kostenanteil der Solarmodule noch fast 75% der System- kosten betrug, liegt dieser heute selbst bei Aufdachanlagen unter 30%.

In Abbildung 7 sind Kostenbänder schiedlicher Größenklassen dargestellt. Die Kosten für eine klei- ne PV-Anlage (bis 30 kWp) liegen derzeit bei 1000 bis 2000 Euro/kWp. Bei größeren PV-Anlagen über 30 kWp liegen die Kosten gegenwärtig bei 900 bis 1600 EUR/kWp. PV-Freiflächen- anlagen mit Leistungen ab 1 MW; erreichen Investitionskosten von 700 bis 900 EUR/kWp und Agri-PV-Anlagen mit Leistungen

für PV-Anlagen unter-

Performance Ratio von PV-Systemen

Zum Effizienzvergleich netzgekoppelter PV-Anlagen an ver- schiedenen Standorten und mit verschiedenen Modultypen wird häufig die Performance Ratio verwendet. Die Perfor- mance Ratio (engl. performance = Ertrag und ratio = Ver- hältnis) beschreibt das Verhältnis des tatsächlichen Energie- ertrages (elektrische Endenergie) eines PV-Systems zu dessen Nennleistung. Die Nennleistung eines PV-Systems wird übli- cherweise in Kilowattpeak (kWp) angegeben. Sie beschreibt die unter normierten STC-Bedingungen (STC engl. für Stan- dard Testing Conditions = Standard-Testbedingungen) ge- messene Generatorleistung der PV-Module des PV-Systems. Der tatsächlich nutzbare Energieertrag des PV-Systems wird von den realen Betriebsbedingungen am Systemstandort

beeinflusst. Abweichungen des Modulertrages im Vergleich

zu STC-Bedingungen können sich aus unterschiedlichen Gründen ergeben, wie abweichende Einstrahlungswerte der Sonne, Abschattung und Verschmutzung der PV-Modu- le, Reflexion an der Moduloberfläche bei Schrägeinfall des Lichtes, spektrale Abweichung vom Normspektrum sowie Erhöhung der Modultemperatur. Neben den abweichenden Betriebsbedingungen der PV-Module kommen weitere Ver- luste im PV-System hinzu, durch elektrische Fehlanpassung der Module, ohmsche Verluste in der AC- bzw. DC-Verkabe- lung, Wechselrichterverluste sowie gegebenenfalls Verluste im Transformator. Neue, optimal ausgerichtete PV-Anlagen erreichen in Deutschland Performance Ratios zwischen 80 und 90% (Reich et al. 2012).

von 500 kWp bis 2 MW; liegen bei 900 bis 1700 EUR/kW,. Es ist zu beachten, dass Agri-PV-Systeme mehrere hundert Megawatt Nennleistung besitzen können. Investitionskosten größerer An- lagen sind dementsprechend geringer.

Stand: Juli 2024

Fraunhofer 18 ISE a F I 5 I 0 T T T T T T T T T T T T T 1 PVDach PVDach PV ‚Agri-PV PVDach PVDach PV ‚Agri-PV PVDach PVDach PV ‚Agri-PV klein groß frei klein groß frei klein frei 850 350 ‚950 950 1120 1120 1120 1120 1300 1300 1300 1300

Hin CHin CHin Hin Hin Hin Hin Hin Hin CHlin GHlin CHlin kwn/m?a) KWhl(m?a) Kuvnma) kWRm?a) Km a) KWnAm?a) KWn/ma) Kwnima) Kwhı?a) kWh/ma) KWh/(m?a) KWnd(mia)

Stromgestehungskosten [Ecent,93,/kWh]

Abbildung 7: Stromgestehungskosten für PV-Anlagen in Deutschland je Anlagentyp und Einstrahlung (GHI in kWh/(m2a)) im Jahr 2024.

Diese Werte enthalten sämtliche Kosten von Komponenten und zur Installation der PV-Anlage. Teilweise können Anlagen unter bestimmten Einkaufsbedingungen sogar unter den ge- nannten Preisbändern realisiert werden. Im Vergleich zur letz- ten Studie 2021 werden für Dach-PV-Anlagen deutlich größere Bandbreiten für die spezifische Investition angegeben. Die Gründe hierfür liegen an einer Marktentwicklung, in der der Standort, Design der Anlage bzw. die Dach- und Gebäudebe- dingungen stark auf die Preise der Anlagen einwirken. Dies führt zu einer höheren Variation der spezifischen Kosten.

Die Werte aktueller PV-Stromgestehungskosten werden für die verschiedenen Anlagengrößen und -kosten für unterschiedliche Einstrahlungswerte (siehe Tabelle 3) in Abbildung 7 dargestellt. Die Zahl hinter der Anlagengröße steht für die jährliche Ein- strahlung am Standort der Anlage. Optimal ausgerichtete An- lagen im Norden produzieren ab etwa 935 kWh/a, während Anlagen in Süddeutschland bis zu 1280 kWh/a liefern.

Die Preisdegression bei den Anlageninvestitionen führ- te zu weiterhin sehr geringen PV-Stromgestehungskosten. PV-Freiflächenanlagen können in Norddeutschland bereits Stromgestehungskosten von unter 7,0 €Cent/kWh erreichen, in Süddeutschland liegen diese unter 4,2 €Cent/kWh. Die Stromgestehungskosten für Agri-PV liegen zwischen 5,2 bis 11,9 €Cent/kWh und sind damit höher. Große PV-Dachanlagen können Stromgestehungkosten zwischen 12,0 €Cent/kWh in Norddeutschland und 5,7 €Cent/kWh in Süddeutschland auf- weisen. Kleine PV-Dachanlagen in Deutschland erzeugen Strom zu Gestehungskosten zwischen 6,3 und 14,4 €Cent/kWh und liegen damit deutlich unterhalb der durchschnittlichen Strom- kosten für Haushalte. Da die Photovoltaik entlang der gesam-

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ten Wertschöpfungskette und bei allen Komponenten immer noch ein deutliches Kostenreduktionspotential besitzt, ist - von möglichen Preisschwankungen aufgrund von speziellen Markt- geschehen abgesehen - mittel- und langfristig weiter mit sin- kenden Anlagenkosten zu rechnen. Basierend auf der aktuellen Marktentwicklung sowie der Garantie, die die meisten Modul- hersteller anbieten, liegt die Lebensdauer von PV-Modulen in dieser Studie bei 30 Jahren.

Stand: Juli 2024 — 130 4 Fraunhofer

ISE

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Parametervariation [%]

Investitionen —— WACC —— O&M —— Lebensdauer Einstrahlung

Abbildung 8: Sensitivitätsanalyse PV-Kleinanlage bei einer horizontalen Globalstrahlung von 1120 kWh/(m2a) und mittleren Investition von 1500 Euro/kW.

Eine Sensitivitätsanalyse für eine PV-Kleinanlage in Deutschland zeigt die starke Abhängigkeit der Stromgestehungskosten von der Einstrahlung und den spezifischen Investitionen (siehe Ab- bildung 8). Einen nicht zu unterschätzenden Einfluss auf die Stromgestehungskosten hat die Lebensdauer der Anlagen, da bei längeren Lebensdauern auch bereits abgeschriebene Anla- gen weiterhin Strom zu sehr niedrigen Betriebskosten produ- zieren. Einen geringen Einfluss auf die Stromgestehungskosten bei PV-Anlagen haben leicht veränderte Betriebskosten sowie die Kapitalkosten der Investition (WACC).

Photovoltaik mit Speicher

Um den Eigenverbrauch von Photovoltaikstrom zu erhöhen oder die Netzeinspeisung zu verstetigen, werden immer häu- figer Stromspeicher eingesetzt. In der Regel handelt es sich dabei um Batteriespeicher, weshalb sie in dieser Ausgabe der Stromgestehungskostenstudie in die Untersuchungen aufge- nommen werden. Im Vergleich zu Photovoltaik, Windkraft und Bioenergie sind Lithium-lonen-Batteriespeicher eine vergleichs- weise junge Technologie. Entsprechend ist der Markt von star- kem Wachstum und stark sinkenden Preisen geprägt. Da PV- Batteriesysteme in unterschiedlichen Anwendungen eingesetzt werden, wird in der Berechnung der Stromgestehungskosten zwischen drei unterschiedlichen Anwendungsbereichen unter- schieden:

PV-Heimspeicher (PV-Aufdach klein) -— Hier steht die Eigen- verbrauchserhöhung im Vordergrund, obwohl auch häufig Insellösungen nachgefragt werden. Da Strom aus PV-Anlagen unter 30 kWp bei Eigenverbrauch von Abgaben und Umlagen befreit ist, können Batteriespeicher Einsparungen durch eine Erhöhung der Eigenverbrauchsquote erzielen. Der durch das PV-Batteriesystem erzeugte Strom steht somit im Wettbewerb mit den Kosten für den Netzstrombezug von Privatpersonen und Gewerbekunden. Die Größe der Batteriespeicherkapazität im Verhältnis zur PV-Leistung ist in den letzten Jahren mit sin- kenden Batteriepreisen stetig gestiegen. Es wird für die Studie daher von einem Verhältnis von 1:1 ausgegangen. Die Zahl der PV-Anlagen, die in Kombination mit Batteriespeicher installiert werden, ist stark gestiegen. Bei PV-Anlagen unter 30 kWp wer- den mittlerweile knapp 80% der Anlagen mit Batteriespeicher ausgestattet.

Mittelgroße Batteriespeicher (PV-Aufdach groß) - Dies sind häufig PV-Batteriesysteme bei Gewerbe- und Industriekunden. Die Batteriespeicher können hier oft gleich mehrere Nutzen erbringen: Neben einer Erhöhung der Eigenverbrauchsquote können Batteriespeicher beispielsweise auch für Spitzenlast- kappung, für unterbrechungsfreie Stromversorgung oder zum Laden von Elektrofahrzeugen genutzt werden. Das Verhältnis von PV-Leistung zu Batteriekapazität kann in diesem Segment sehr unterschiedlich sein. Angenommen wurde ein Verhältnis von 2:1. Aufgrund häufig geringerer Strompreise in den Sek- toren Gewerbe-Handel-Dienstleistung und Industrie sind hier bisher nur wenige PV-Speichersysteme im Einsatz. Mit weiter sinkenden Batteriepreisen ist allerdings auch hier ein weiteres Wachstum zu erwarten.

Große Batteriespeicher in Kombination mit PV-Freiflä- chenanlagen (PV-frei) — Bisher werden solche Projekte im Rahmen der Innovationsausschreibungen gefördert und die- ses Angebot wird auch verstärkt angenommen. Der Nutzen des Batteriespeichers ist hier in erster Linie die Verstetigung der Stromerzeugung des Kraftwerksparks und einer sich dar- aus erhofften Vermarktung zu höheren Preisen. Das Verhältnis von PV-Leistung zu Batteriekapazität kann auch hier sehr unter- schiedlich sein, ein Verhältnis von 3:2 ist für derzeitige Anlagen realistisch.

Abbildung 9 zeigt die Stromgestehungskosten für PV-Batte- riesysteme in Abhängigkeit der Art und Größe der PV-Anlage sowie des Verhältnisses zwischen PV-Anlagenleistung und Spei- cherkapazität. Die Bandbreite für die resultierenden Stromge- stehungskosten ist deutlich größer als bei den anderen erneuer- baren Energietechnologien, da drei Parameter variiert werden: Die Investitionskosten für die PV-Anlage, die Investitionskosten für den Batteriespeicher und die Einstrahlung. Die geringsten Stromgestehungskosten entstehen somit bei niedrigen Investi- tionskosten und hoher Einstrahlung. Die höchsten Stromgeste-

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hungskosten treffen auf Anlagen mit hohen Investitionskosten und geringer Einstrahlung zu. Die Volllastzyklen des Batterie- speichers wurden in allen Fällen gleich (nach Tabelle 2) ange- nommen, da dieser Wert nur eine Schätzung darstellt und der Einfluss auf den LCOE sehr gering ist.

Stand: Juli 2024 A Fraunhofer

ISE

T T T 33% 50% 67% | PV frei

Stromgestehungskosten [Ecent,.5,/kWh]

T T T 20% 50% 80% PV Dach groß

T T T 50% 100% 200% PV Dach klein

Batteriekapazität [kWh] im Verhältnis zur PV-Leistung [KW]

Abbildung 9: Stromgestehungskosten für PV-Batteriesysteme in Abhängigkeit des Verhältnisses von PV-Leistung zur Batte- riekapazität.

Die Kostenannahmen sind in Tabelle 1 angegeben, weitere Ein- gangsparameter sind in Tabelle 2 aufgeführt. Die Stromgeste- hungskosten steigen mit größeren Batteriekapazitäten, da eine größere Batterie höhere Investitionskosten bei gleichbleibender oder durch die Batterieverluste sogar leicht sinkender Stromer- zeugung bedeuten. Die Bandbreite wächst mit zunehmender Batteriekapazität, da dadurch ein steigender Anteil für Batterie- investitionskosten in die Rechnung einbezogen wird. Die Kapa- zität des Batteriespeichers hat eine geringere Auswirkung auf den niedrigen Wert der Stromgestehungskosten und einen grö- Reren Einfluss auf die Obergrenze. Dies ist durch die Multipli- kation der spezifischen Batteriespeicherkosten mit der Batterie- größe begründet. Beim angenommenen PV-Batterie-Verhältnis von 1:1 (100% in der Grafik) liegen die Stromgestehungskos- ten für kleine PV-Batteriesysteme zwischen 9,1 und 22,5 €Cent/ kWh. Bei einer halbierten Batteriespeichergröße (50%) sinken die Stromgestehungskosten auf 7,7 bis 18,4 €Cent/kWh. Bei einer größeren Batteriespeicherkapazität steigen die Stromge- stehungskosten auf 10,5 bis 26,7 €Cent/kWh an. Für große PV-Dachanlagen mit Batteriespeicher, bei denen eine große Bandbreite der in der Praxis umgesetzten Systemkonfiguratio- nen vorliegt, liegen die Stromgestehungskosten bei 7,3 bis 16,0 €Cent/kWh bei einem PV-Batterie-Verhältnis von 2:1 (50% in der Grafik). Die Stromgestehungskosten sinken auf 6,3 bis 13,6 €Cent/kWh für eine geringe Batteriespeichergröße (Kapazität ist 20% der PV-Anlagenleistung) und steigen auf 8,2 bis 18,5 €Cent/kWh für eine größere Batteriespeichergröße (80%). Für

Großspeicher wurde ein PV-Batterie-Verhältnis von 3:2 ange- nommen (67%), an dieser Stelle werden zwei geringere Bat- teriespeichergrößen untersucht. Die Stromgestehungskosten

können dabei von 6,0 bis 10,8 €Cent/kWh auf 5,5 bis 9,8 €Cent/kWh (50%) bzw. 5,1 bis 8,8 €Cent/kWh (33%) sinken.

Die Sensitivitätsanalyse für die Stromgestehungskosten von PV-Batteriesystemen zeigt, wie bei der Analyse für PV-Systeme, eine starke Abhängigkeit von der Einstrahlung und damit der PV-Stromerzeugung. Einen starken Einfluss haben ebenfalls die Investitionskosten, wobei die Investitionen für PV einen größe- ren Einfluss haben als die Investitionen für die Batterie, auf- grund der größeren Absolutwerte (1500 EUR/kWp im Vergleich zu 750 EUR/kWh). Der Einfluss des WACCs auf die Stromge- stehungskosten ist, wie bei PV, aufgrund der teilweise großen Unterschiede des Absolutwertes möglicherweise auch höher als hier dargestellt. Einen geringeren Einfluss haben der Wirkungs- grad und die Anzahl der Volllastzyklen des Batteriespeichers.

‚Stand: Juli 2024

130 @ Fraunhofer

ISE

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100

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Abweichung von Referenz [%]

80

80 110 120

100 Parametervariation [%]

Investitionen PV = = = Investitionen Batterie ——— Batterieersatzkosten (in % Anfangsinvestition) — Wirkungsgrad Batterie (Roundtrip) —— PV Stromerzeugung —— Anzahl Vollladezyklen —— WACC

Abbildung 10: Sensitivitätsanalyse für PV-Dach-Kleinanlagen

mit Batteriesystem bei einer horizontalen Globalstrahlung von 1120 kWh/(m2a), einer PV-Investition von 1500 EUR/kW, einer Batterieinvestition von 750 EUR/kWh und Batterieersatzkosten von 45% der Anfangsinvestition.

Preis- und Kostenentwicklung

Ein großer Anteil der heute installierten stationären Batterie- speicher basiert auf der Lithium-Ionen-Technologie. Die welt- weit kumulierte Kapazität von Lithium-lonen-Batterien wird für das Jahr 2022 auf ca. 700 GWh geschätzt (Fleischmann et al. 2023). Davon hatten elektrische Fahrzeuge allerdings den größ- ten Anteil und auch das größte jährliche Wachstum. Die Preise für stationäre Batteriespeicher werden daher auch stark durch den Fahrzeugmarkt beeinflusst. Die Unterhaltungselektronik hat ebenfalls einen großen Marktanteil, aber ein langsameres Wachstum. Stationäre Energiespeicher hatten einen Marktan- teil von ca. 5% am Gesamtmarkt. Für alle drei Anwendungs- fälle - PV-Heimspeicher, Gewerbe- und Industriespeicher sowie Großspeicher in Deutschland - wird ebenfalls von einem starken weiteren Wachstum ausgegangen. Somit wird die Preisredukti- on gleichzeitig durch einen wachsenden weltweiten Markt als

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auch steigende Installationszahlen in Deutschland getrieben. Windenergieanlagen

Von den Erneuerbaren Energien ist die Windkraft diejenige, die schon am längsten eine hohe Wettbewerbsfähigkeit gegen- über konventioneller Stromerzeugung aufzeigt, entsprechend stark ist ihre weltweite Marktpenetration. Die vier wichtigsten Märkte für Neuinstallationen im Jahr 2022 waren China, die USA, Brasilien und Deutschland, diese vier Märkte machten zusammen 69 Prozent der weltweiten Installation aus. Jedoch gibt es in den meisten Regionen Märkte für WEA mit einem beständigen Wachstum (Global Wind Energy Council 2023; World Wind Wind Energy Association 2023). Bis Ende 2023 stieg die globale Gesamtkapazität aller installierten WEA auf ein Volumen von 1.017 GW. Der Markt zeigte bis zum Jahr 2023 ein kontinuierliches Wachstum. In den Jahren 2023 bis 2027 wird erwartet, dass 680 GW Windenergie neu installiert werden, davon 130 GW Offshore-WEA. Bis 2030 sollen zwei Terrawatt an installierter Leistung erreicht werden (Global Wind Energy Council 2023; International Renewable Energy Agen- cy (IRENA) 2024). Es wird erwartet, dass die Gesamtkapazität der Onshore-Windenergie im Jahr 2030 gut 1500 GW erreicht (Global Wind Energy Council 2023). Für die Offshore-Wind- energie wird eine weltweite Gesamtkapazität von 500 GW im Jahr 2030 und im Jahr 2050 knapp 2000 GW angenommen (World Forum Offshore Wind e.V 2023; Global Wind Ener- gy Council 2023). Der Anteil der Windkraft an der gesamten Stromerzeugung in Deutschland beträgt im Jahr 2022 26%, wovon 19,9% auf Onshore-WEA fällt. Bei der regenerativen Stromerzeugung hat die Windkraft 2022 mit 50,5% weiterhin den größten Anteil (Fraunhofer ISE 2024).

Stand: Juli 2024 as A Fraunhofer 6.0007 ISE BE vvind Offshore Niedrig

5.600] ll wind Offshore Hoch 5.200-1 BE vvind Onshore Niedrig

1 BEE wind Onshore Mittel Eh EN vvind Onshore Hoch 4.4007 =

4.000-) 3.6001 3.200-) 2.800-] 2.400- 2.000 1.600 1.200-|

800-1

400-|

0)

Kumulierte installierte Leistung [GW]

2025 2030 2035 2040 2045

Abbildung 11: Marktprognosen kumulierter Windkraft 2020-2045 nach (GWEC 2016b; IRENA 2021; Global Wind Energy Council 2023; GWEC 2016a).

Die Stromgestehungskosten von WEA sind stark abhängig von den Standortbedingungen, sowohl in Bezug auf On- und Offshore-Anlagen, als auch aufgrund der erreichbaren Volllast- stunden. Allgemein wird zwischen Stark- und Schwachwinds- tandorten unterschieden. Von Starkwindstandorten wird im All- gemeinen bei mittleren Windgeschwindigkeiten über 7,8 m/s gesprochen. Schwachwindstandorte finden sich in Deutschland häufig im Binnenland, wo zum einen die mittlere Jahreswind- geschwindigkeit oftmals geringer und zum anderen die Rau- igkeit des Bodens aufgrund von Bebauungen und Bewaldung größer ist. Derzeit lässt sich beobachten, dass Hersteller von Windkraftanlagen weiterhin größere Turmhöhen sowie eine Erhöhung der überstrichenen Rotorfläche im Verhältnis zur Ge- neratorleistung anstreben. Dies geht mit einem Streben nach einer Ertragserhöhung einher, wodurch eine wirtschaftliche Nutzung an windschwächeren Standorten ermöglicht werden soll. Größere Turmhöhen und längere Rotorblätter führen je- doch auch zu höheren Material- und damit Installationskosten, die sich nur durch eine signifikante Erhöhung der Volllaststun- den rechtfertigen und dadurch die Investition profitabel werden lassen. Durch die technische Weiterentwicklung ist bei zukünf- tigen Anlagen eine Steigerung der Volllaststunden zu erwar- ten, weswegen eine jährliche Erhöhung der Volllaststunden in der Berechnung von Stromgestehungskosten für WEA an Land angenommen wird. Bei Offshore-Parks kommt der Effekt der Windverschattung dazu, die wiederum zu weniger Volllaststun- den führt. Daher wird für Offshore-WEA über die Jahre von einer konstanten Volllaststundenzahl ausgegangen. Die Strom- gestehungskosten von Windkraftanlagen werden für Standor- te mit einer mittleren Jahreswindgeschwindigkeit von 5,5 m/s bzw. 6,4 m/s berechnet. Am ersten Standort werden so 1800 und am zweiten 2500 Volllaststunden pro Jahr erreicht. Sehr gute Windstandorte an den Küsten sind durch einen Standort mit 7,8 m/s und einer Volllaststundenzahl von 3200 abgedeckt.

Wie in Abbildung 12 dargestellt, liegen die Stromgestehungs- kosten für Onshore-WEA an küstennahen Starkwindstand-

Stand: Juli 2024 Fraunhofer

ISE

14

12

: u

Stromgestehungskosten [Ecent,oz4/kWh] [0] ©

T r T - T r T r T r T 2 Wind Onshore Wind Onshore Wind Onshore Wind Offshore Wind Offshore Wind Offshore 1800 VLS 2500 VLS 3200 VLS 3200 VLS 3850 VLS 4500 VLS in h/a in h/a in h/a in h/a in h/a in h/a

Abbildung 12: Stromgestehungskosten für WEA nach Standort und Volllaststunden im Jahr 2024.

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orten mit 3200 Volllaststunden zwischen 4,3 €Cent/kWh und 5,5 €Cent/kWh. Standorte mit einem schwächeren Windangebot erzielen Stromgestehungskosten von 7,1 bis 9,2 €Cent/kWh, abhängig von den spezifischen Investitionen. Wenn an dem betreffenden Standort 2500 Volllaststunden er- reicht werden können, liegen die Stromgestehungskosten mit Werten zwischen mit 5,3 bis 6,8 €Cent/kWh unter den Strom- gestehungskosten von neuen Steinkohle bzw. Braunkohlekraft- werken. Im Vergleich zu den Kosten der Vorgängerstudie ist in Deutschland im Jahr 2024 eine systematische Erhöhung der Stromgestehungskosten insbesondere aufgrund der gestiege- nen Inflation zu erkennen.

Demgegenüber zeigt die Analyse aktueller Offshore-WEA auch für Standorte mit höheren Volllaststunden (bis zu 4500 Volllast- stunden) höhere Stromgestehungskosten als für Onshore-WEA. Dies ist dem notwendigen Einsatz von widerstandsfähigeren, teureren Materialien, der aufwändigen Verankerung im Mee- resgrund, kostenintensiverer Installation und Logistik der An- lagenkomponenten sowie einem höheren Wartungsaufwand geschuldet. Jedoch ist zukünftig aufgrund von Lerneffekten mit sinkenden Anlagenkosten und niedrigeren Wartungskosten wegen zuverlässigeren Anlagen zu rechnen. Derzeit erreichen Offshore-WEA an sehr guten Standorten Stromgestehungs- kosten von 5,5 bis 7,6 €Cent/kWh. Diese häufig küstenfernen Standorte unterliegen jedoch dem Nachteil einer aufwändi- gen und teuren Netzanbindung, sowie der Notwendigkeit der Überbrückung der größeren Meerestiefe; Standorte mit einer geringeren Volllaststundenanzahl (3200 h) erzielen Stromge- stehungskosten von 7,4 bis 10,3 €Cent/kWh. Damit liegen Offshore-WEA größtenteils über den Stromgestehungskosten für Onshore-WEA, mit Ausnahme von Offshore-Standorten mit sehr hoher Windgeschwindigkeit, an denen Offshore-WEA ver- gleichbare Stromgestehungskosten mit Onshore-WEA haben. Der Vorteil von Offshore-Anlagen zeichnet sich durch die hö- here Volllaststundenzahl sowie durch geringere Lärmbelastung und höhere Akzeptanz in der Bevölkerung aus, wenn Unter- grenzen für die Entfernung zur Küste und Umweltschutzaufla- gen eingehalten werden. Technologiespezifische Risiken führen zu höheren Kapitalkosten sowie Sicherheitsforderungen seitens der Fremdkapitalgeber, woraus immer noch höhere WACC für Offshore-Projekte im Vergleich zu Onshore-Windparks resultie- ren. Zwar gibt es einen deutlichen Spielraum für Kostensen- kungen bei Offshore-WEA. Aufgrund des höheren Aufwands für die Installation und Wartung erscheint die Erreichbarkeit eines mit Onshore-WEA vergleichbaren Niveaus derzeit aller- dings schwierig. Jedoch zeigen die letzten Jahre, dass mit der Realisierung von zahlreichen Projekten die Kosten der Projekte schneller sinken als in früheren Studien erwartet. Zum Beispiel haben die neuesten Offshore-Windparks, die in letzter Zeit in Betrieb genommen worden sind oder noch im Bau sind, wie

OWP Arcadis Ost 1, Baltic Eagle, Gode Wind 3 und Borkum Riffgrund 3 alle spezifische Installationskosten von weniger als 4000 €/kW, was deutlich unter den teuersten Projekten liegt, die in der früheren Studien berichtet wurden. Gleichzeitig pro- fitieren Offshore-Anlagen auch davon, dass sie häufig Strom einspeisen können, wenn andere EE-Anlagen gerade keine Erzeugungs-mengen zur Verfügung stellen können. Hieraus wird sich in den kommenden Jahren ein ökonomischer Vorteil herausstellen. Die Sensitivitätsanalyse für Onshore-WEA iden- tifiziert Einsparungen bei der Anlageninvestition als primäres Ziel zukünftiger Kostenreduktionspotentiale. Wie bei der PV reagiert die Sensitivitätsanalyse nicht nur bei den Investitions- kosten stark, sondern auch auf die Standortwahl. Darüber hin- aus kann auch die Steigerung der Lebensdauer von WEA einen wichtigen Beitrag liefern.

Stand: Juni 2021 130

A Fraunhofer ISE

er * = 8 Ss Ss

Abweichung von Referenz [%]

8

80 90 100 110 120 Parametervariation [%]

—— Investitionen —— WACC —— O&M —— Lebensdauer —— Volllaststunden

Abbildung 13: Sensitivitätsanalyse Onshore-WEA mit 2500 Volllaststunden, spezifische Investition von 1600 Euro/kW.

Die Sensitivitätsanalyse für Onshore-WEA identifiziert Einspa- rungen bei der Anlageninvestition als primäres Ziel zukünftiger Kostenreduktionspotentiale. Wie bei der PV reagiert die Sensiti- vitätsanalyse auf diese Parameter am stärksten. Darüber hinaus kann auch die Senkung der Wartungskosten einen wichtigen Beitrag liefern.

Bioenergieanlagen

Der Markt für Biogasanlagen ist von zahlreichen Höhen und Tiefen geprägt. Während zwischen den Jahren 2016 bis 2020 jährlich etwa 300 MW in Deutschland zugebaut wurden, stag- niert die installierte Leistung seit 2021 bei insgesamt 5,9 GW. (Fachverband Biogas 2023). Trotz der Leistungserhöhung der Biogasanlagen in Deutschland lässt sich in den letzten Jahren keine erhebliche Reduktion der spezifischen Investitionskosten feststellen. Es wird daher keine Lernrate für Biogasanlagen an- gesetzt. Bei der Nutzung von fester Biomasse zur Stromerzeu- gung kam es insbesondere nach der Einführung des EEG zu einem dynamischen Wachstum. Die Zahl neu in Betrieb genom-

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mener Bioenergieanlagen mit fester Biomasse hat sich jedoch seit dem Jahr 2020 nur sehr geringfügig erhöht (Fraunhofer IEE 2019). Die installierte Leistung biogener Festbrennstoffe zur Stromerzeugung machte Ende 2023 in etwa 1,5 GW aus (AGEE-Stat 2021). Ähnlich wie für Biogasanlagen wird auch für Anlagen mit Verwendung von fester Biomasse keine Lernrate für die Technologie angesetzt. Die Wärmeauskopplung für die Bioenergieanlagen wird mitberechnet und in den Stromgeste- hungskosten mit einer entsprechenden Wärmegutschrift be- rücksichtigt.

In Abbildung 14 sind die Stromgestehungskosten von gro- Ren Biomasseanlagen mit fester Biomasse und Biogasanlagen (>500 kWel) für unterschiedliche Volllaststunden mit und ohne Berücksichtigung der Wärmeauskopplung dargestellt. Um den wachsenden Bedarf an Flexibilität in einem auf Erneuerbaren Energien basierenden Energiesystem darzustellen, werden die jährlichen Volllaststunden mit Fortschreiten des Anlagenalters gesenkt. Zudem fließen die spezifischen Investitionen mit Wer- ten zwischen 2900 und 5800 EUR/kW für Biogasanlagen so- wie 2900 und 5800 EUR/kW für feste Biomasse in die Berech- nung ein. Durch die Berücksichtigung der Wärmeauskopplung und somit einer Wärmegutschrift ist eine deutliche Reduktion der Stromgestehungskosten zu beobachten. Für Biogasan-

lagen mit hohen Volllaststunden und niedrigen spezifischen Investitionen ergeben sich unter Berücksichtigung der Wär- meauskopplung, bei einem eigenen Wärmebedarf von 25%, Stromgestehungskosten von 16,5 €Cent/kWh. Die Stromge- stehungskosten von Biogasanlagen ohne Wärmeauskopplung fallen mit 27,9 €Cent/kWh deutlich höher aus. Die Stromge- stehungskosten für Biogasanlagen mit niedrigen Volllaststun- den und hohen spezifischen Investitionen liegen dabei mit und ohne Wärmeauskopplung bei jeweils 23,3 €Cent/kWh und 34,8 €Cent/kWh. Für Anlagen unter Verwendung fester Bio-

Stand: Juli 2024

40 38 36 34 32 30

A Fraunhofer

ISE

Stromgestehungskosten [Ecent,054/KWh] n >

Biogas 4300 Wärmegutschrift 6300 WVärmegutschrft 4300 Wärmegutschrft 6300 Wärmegutschrift

Biogas ohne Biogas Biogasohne Biomasse Biomasse ohne Biomasse Biomasse ohne VLS in h/a 4300 VLS in h/a

VLSinh/a 6300 VLSin h/a

VLSinh/a 4300 VLS in h/a

VLS in ha ‚6300 VLS in h/a

Abbildung 14: Stromgestehungskosten von Biomasse- und Biogaskraftwerken mit und ohne Wärmeauskopplung bei unterschiedlichen Volllaststunden im Jahr 2024.

masse ergeben sich für hohe Volllaststunden und niedrige spezifische Investitionen mit und ohne Wärmeauskopplung Stromgestehungskosten von jeweils 12,6 €Cent/kWh und 17,1 €Cent/kWh. Bei niedrigen Volllaststunden und hohen spezifischen Investitionskosten hingegen ergeben sich mit und ohne Wärmeauskopplung deutlich höhere Stromgestehungs- kosten von jeweils 16,0 €Cent/kWh und 20,4 €Cent/kWh. Aus der Sensitivitätsanalyse der Biogasanlagen in Abbildung 15 geht hervor, dass Substratkosten sowie die Volllaststunden

einen großen Einfluss auf die Höhe der Stromgestehungs- kosten haben. So sinken die Stromgestehungskosten um gut 8,2 €Cent/kWh im Vergleich zum Referenzfall, wenn die Volllaststunden um 20% erhöht werden. Im Vergleich sinken die Stromgestehungskosten um 9,6 €Cent/kWh, wenn die Substratkosten um 20% verringert werden. Daraus lässt sich schließen, dass ein Einsatz von ausschließlich Gülle und land- wirtschaftlichen Reststoffen als Substrat die Stromgestehungs- kosten von Biogasanlagen weiter senken können. Die Verände- rung der Investitionskosten und der Lebensdauer haben eine ähnlich große Auswirkung auf die Stromgestehungskosten. Geringere Auswirkung weisen Veränderungen der Betriebskos- ten und des WACC auf.

Stand: Juli 2024

120 @ Fraunhofer

ISE

110

100

‚Abweichung von Referenz [%]

80 80 90 100 110 120 Parametervariation [%]

WACC —— O&M —— Lebensdauer

—— Investitionen Volllaststunden —— Substratkosten

Abbildung 15: Sensitivitätsanalyse für Biogasanlagen mit spezifischer Investition von 4300 Euro/kW und 6000 Volllaststunden/a.

Stand: JUni 2021

120 @ Fraunhofer

ISE

110

90

‚Abweichung von Referenz [%] 3 [>]

80

80 90 100 110 120 Parametervariation [%]

WACC —— O&M —— Lebensdauer

—— Investitionen Volllaststunden —— Substratkosten

Abbildung 16: Sensitivitätsanalyse für Biomassekraftwerke mit spezi- fischer Investition von 4600 Euro/kW und 6000 Volllaststunden/a.

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Abbildung 16 zeigt, dass sich bei Bioenergieanlagen mit Ver- brennung von fester Biomasse neben den Substratkosten ins- besondere die Volllaststunden stark auf die Stromgestehungs- kosten auswirken. Bei einer Verringerung der Volllaststunden um 20% resultiert eine Erhöhung der Stromgestehungskosten um 1,8 €Cent/kWh. Durch die Variation der Substratkosten ergibt sich ebenfalls ein starker Einfluss, bei einer Reduktion um 20% der Substratkosten steigen die Stromgestehungskos- ten um 1,4 €Cent/kWh. Investitionskosten und Lebensdauer haben ebenfalls einen Einfluss. Reduziert man die Investiti- onskosten um 20%, sinken die Stromgestehungskosten um 1,0 €Cent/kWh. Am wenigstens ändern sich die Stromgeste- hungskosten durch die Variation der Parameter WACC und Be- triebskosten.

Konventionelle Kraftwerke

Marktentwicklung und Prognose

Kohlekraftwerke hatten im Jahr 2022 an der weltweit instal- lierten Kraftwerksleistung mit rund 2079 GW einen Anteil von etwa 24,5% (Global Energy Monitor 2024; Statista 2024). Damit wird weltweit die größte Menge an Strom durch Koh- lekraftwerke produziert (35,6%) (Ember 2024). Allein China ist für etwa 50% des weltweiten stromgebundenen Kohlever- brauchs verantwortlich. Der zweitgrößte Markt liegt in Indien, gefolgt von den USA (lEA - International Energy Agency). Wäh- rend im Jahr 2012 die Nettostromerzeugung durch Braunkohle in Deutschland noch bei 30% und die der Steinkohle bei 22% lag (BNetzA 2018), beträgt der Anteil der Braunkohle an der Nettostromerzeugung im Jahr 2023 nur noch 18,0% und der der Steinkohle etwa 7,8%. Die installierte Leistung von Braun- kohle- und Steinkohlekraftwerken ist in den letzten Jahren leicht gesunken auf aktuell 18,5 und 18,9 GW (Burger, Bru- no 2024). Dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) zufolge wird Deutschland bis 2038 aus der Kohleverstromung aussteigen.

Im Jahr 2022 waren weltweit rund 1800 GW an Gaskraftwerks- kapazität installiert (Boom and Bust Gas 2022). Gaskraftwerke haben damit nach Kohlekraftwerken global den zweitgrößten Anteil an der Stromproduktion mit 22,5%. Produziert wurde eine Strommenge von 6444 TWh mithilfe der Erdgasverstro- mung (Ember 2024). Knapp über die Hälfte aller Gaskraftwer- ke sind in den OECD-Staaten installiert. Die USA haben dabei einen Anteil von 33% der weltweit installierten Kapazität, ge- folgt von Europa (12%) und OECD-Asien (4%). In den nicht OECD-Ländern hat Russland, bedingt durch große Gasreserven, mit 5,8% die größte installierte Kapazität an Gaskraftwerken, dicht gefolgt von China mit 5,7% (Ember 2024). Im Jahr 2023

trugen Gaskraftwerke mit einem Anteil von etwa 10,3% zu der deutschen Nettostromerzeugung bei. Seit dem Jahr 2002 hat sich die installierte Leistung von Gaskraftwerken in Deutschland von 20,3 GW auf 35,99 GW erhöht (Burger, Bruno 2024). Laut Netzentwicklungsplan wird von einer Zunahme der installierten Gaskapazität bis auf 37,8 GW in 2030 ausgegangen (50Hertz Transmission GmbH et al. 2017).

Zum aktuellen Zeitpunkt gibt es in Deutschland noch keine energiewirtschaftliche Bereitstellung von Strom durch wasser- stoffbetriebene Gasturbinen und Gas-und-Dampfkraftwerke (GuD). Dies soll sich vor dem Hintergrund der vom Bund veran- lassten Kraftwerksstrategie bis Ende der 2030er Jahre ändern. Entsprechend der Strategie sollen zunächst bis zu 4 mal 2,5 GW „H,-ready”-Kapazitäten ausgeschrieben werden, die im Zeit- raum 2035 — 2040 schrittweise auf eine vollständige Nutzung von Wasserstoff anstatt Erdgas umgestellt werden (BMWK 2024). Um Wasserstoffkraftwerke wettbewerbsfähig in das be- stehende Stromsystem zu integrieren, sollen sie perspektivisch in einem Kapazitätsmarkt eingebettet werden. Außerdem ist das Ziel, sogenannte Wasserstoff-Sprinter-Kraftwerke und Hy- brid-Kraftwerkskapazitäten zu installieren. Letzteres Konzept zeichnet sich dadurch aus, dass die gesamte Wasserstoffkette von der variablen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energi- en bis zur Elektrolyse, Speicherung und Rückverstromung des erzeugten Wasserstoffs entwickelt und getestet wird (BMWK 2024). Die endgültige Fassung der Kraftwerksstrategie soll in Kürze vom Bundeskabinett verabschiedet werden.

Die weltweit installierte Leistung von Kernkraft betrug 2022 ca. 393,4 GW (Nuclear Energy Institute 2024). Die größte Ka- pazität gibt es in den USA mit 92 Kernkraftwerken (24,1%), gefolgt von Frankreich (15,6%), China (13,3%), Japan (8,1%) und Russland (7,1%). Kernkraftwerke haben aktuell global den viertgrößten Anteil an der Stromproduktion mit 9,2% (Ember, 2024). Die Kraftwerksleistung von Kernkraftwerken stagniert seit 2010. Deutschland hatte im Jahr 2022 eine installierte Kernkraft-Kapazität von 4,1 GW die noch 6,7% zur Netto- stromerzeugung beigetragen hat (Burger, Bruno 2024). Zum 15.04.2023 wurden die verbleibenden drei Atomkraftwerke abgeschaltet und damit der in Deutschland geplante Atomaus- stieg vollzogen.

Preis- und Kostenentwicklung

Die Stromgestehungskosten von fossil betriebenen Kraftwer- ken sind stark abhängig von den erzielbaren Volllaststunden. Im Jahr 2023 lagen die Volllaststunden von Braunkohle bei durchschnittlich 4366 Stunden. Bei Steinkohle wurden im Jahr 2023 durchschnittlich 2050 Stunden und von erdgasgetriebe- nen GuD- und Gasturbinensystemen im Schnitt 2241 Stunden

27

Stand: Juli 2024 @ Fraunhofer is

Stromgestehungskosten [Ecent,..,/kWh]

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25

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Abbildung 17: Stromgestehungskosten (teil-)flexibler Kraftwerke im Jahr 2024 mit variierenden CO>-Zertifikats- und Brennstoffpreisen sowie spezifischen Investitionen.

erzielt (Burger, Bruno 2024). Die Volllaststunden, die ein Kraft- werk erzielen kann, sind neben technischen Restriktionen auch abhängig von den variablen Grenzkosten des Einzelkraftwerks, da der Einsatz der Kraftwerke am Markt durch die Merit-Order bestimmt wird. Dadurch ist die Entwicklung der Volllaststunden im Wesentlichen abhängig von einer Prognose der Brennstoff- und CO,-Zertifikatspreise, der Entwicklung der erneuerbaren Stromeinspeisung sowie der Zusammensetzung des Kraftwerk- sparks.

Abbildung 17 zeigt die Stromgestehungskosten für das Jahr 2024 von Braunkohle, Steinkohle, Gas- und Dampfkraftwerken sowie Kernkraftwerken und Brennstoffzellen, jeweils für die in den Annahmen hinterlegten Parameter. Bei den Technologien, die eine Wärmeauskopplung technisch und wirtschaftlich aus- nutzen können, werden zusätzlich die Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung der Wärmeerlöse ausgegeben. Neben dem klassischem Betrieb von Gaskraftwerken mit Erdgas wird auch die ausschließliche Nutzung von Wasserstoff betrachtet und eine während der Laufzeit vorgenommene Umrüstung von Erdgas auf Wasserstoff analysiert. In Abbildung 18 werden die Technologien zudem für unterschiedliche Volllaststunden ana- Iysiert, um die gesamte Breite der Einsatzmöglichkeit zu zeigen. In Abbildung 19 werden die Einflüsse von CAPEX und OPEX auf die und die relativen Kostenbestandteile der Stromgestehungs- kosten untersucht.

Unter den fossil betriebenen Kraftwerken haben neu installierte GuD-Kraftwerke derzeit die niedrigsten Stromgestehungskos- ten, die zwischen 10,9 und 18,1 €Cent/kWh liegen. Dabei wur- den potenzielle Wärmeerlöse noch nicht berücksichtigt. Vortei- le der GuD-Kraftwerke sind deren höhere Flexibilität und die im Vergleich zu Kohlekraftwerken geringen CO,-Emissionen. Betrachtet man zusätzlich noch die Wärmeqgutschrift, liegen die Stromgestehungskosten bei GuD-Kraftwerken zwischen 8,8 und 15,6 €Cent/kWh. Die Wärmegutschrift errechnet sich

aus den Brennstoffkosten, die für die Wärmeerzeugung an- fallen würden, steht aber unentgeltlich aus der in der gekop- pelten Produktion der elektrisch betriebenen GuD-Kraftwerke erzeugten Wärme zur Verfügung. Die theoretischen Stromge- stehungskosten von neuen Braunkohlekraftwerken haben eine Bandbreite zwischen 15,1 und 25,7 €Cent/kWh und sind damit teurer als GuD-Kraftwerke. Als klassische Grundlastkraftwerke haben Braunkohlekraftwerke eine sehr geringe Flexibilität der Erzeugung und eignen sich daher nur bedingt zur Flankierung von fluktuierenden erneuerbaren Energien. Die Stromgeste- hungskosten von potenziell neuen Steinkohlekraftwerken |ie- gen, trotz niedrigerer spezifischer Investition als Braunkohle, mit 17,3 bis 29,3 €Cent/kWh deutlich darüber. Hochflexible Gasturbinen haben mit 15,4 - 32,6 €Cent/kWh zwar ähnliche Stromgestehungskosten, sind jedoch aufgrund ihrer gerin- gen Anschaffungskosten günstiger als Steinkohlekraftwerke bei einer niedrigen Auslastung unter 500 Volllaststunden pro Jahr. Die hohe Differenz zwischen Minimal- und Maximalwert in den Stromgestehungskosten rührt daher, dass eine hohe Bandbreite an möglichen Vollaststunden zwischen 500h und 3000h der Berechnung zugrunde gelegt wird. Es zeigt sich au- Berdem, dass die Stromgestehungskosten einer im Jahr 2035 auf Wasserstoff umgerüsteten Gasturbine etwas höher im Be- reich 20,4 - 35,6 €Cent/kWh liegen. Die Abweichung zu kon- ventionellen über die gesamte Lebensdauer hinweg mit Erdgas betriebenen Kraftwerken lässt sich damit begründen, dass im Jahr 2035 die Umrüstung auf grünen Wasserstoff stattfindet, was mit einer zusätzlichen Investition von 15% der ursprüng- lichen CAPEX einhergeht. Außerdem sind die hinterlegten Brennstoffkosten von Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas hoch, auch unter Berücksichtigung von CO>-Kosten bei Erdgas. Die Stromgestehungskosten von Brennstoffzellen im Jahr 2024 lie- gen zwischen 23,1 und 59,0 €Cent/kWh. Ausschlaggebend für die große Spreizung sind sowohl die hohen Investitionskosten als auch das zugrunde gelegte Volllaststundenband. In einem Betriebskontext mit hohem Ausnutzungsgrad verringern sich die Gestehungskosten der Brennstoffzelle signifikant. Unter Berücksichtigung von Wärmeerlösen reduzieren sich die Kos- ten auf eine Bandbreite zwischen 19,6 und 54,3 €Cent/kWh. Die LCOE für ein im Jahr 2024 neu gebautes Kernkraftwerk lassen sich bei 13,6 — 49,0 €Cent/kWh verorten. Dieses Resul- tat muss — wie schon erwähnt - vor dem Hintergrund gesehen werden, dass wichtige gesellschaftliche Kostenfaktoren wie die Endlagerung externalisiert und nicht in die Kostenkalkulation miteinbezogen wurden. Außerdem sind die meisten Kernkraft- werke nur eingeschränkt technisch oder wirtschaftlich dazu in der Lage, Flexibilitäten im Stromnetz bereitzustellen, was für die zukünftige Auslegung des Stromsystems eine herausragen- de Rolle spielen wird. In Abbildung 18 werden die volllaststun- denabhängigen Gestehungskosten der Kernkraft den anderen

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untersuchten Technologien gegenübergestellt.

Zum Vergleich: Während PV-Freiflächenanlagen an Standor- ten mit Globalstrahlung von 1300 kWh/(m?a) Stromgeste- hungskosten von 3,12 €Cent/kWh erreichen, liegen diese für Onshore-WEA an Standorten mit 3200 Volllaststunden bei 3,94 €Cent/kWh. Damit liegen die Stromgestehungskosten von PV-Freiflächenanlagen und Onshore-WEA deutlich unter- halb der Erzeugungskosten für Strom aus allen konventionellen Kraftwerken. Tatsächlich sind auch die Stromgestehungskosten von kleinen PV-Aufdachanlagen an guten Standorten im Süden und in Mitteldeutschland deutlich günstiger als die Stromgeste- hungskosten aller anderen (neu zu bauenden) konventionellen Kraftwerke.

Stand: Juli 2024 @ Fraunhofer ISE

Kernkraft _ EHeup-cH, | EEeup-H, ESsr-cH, EBcr-, EESBiogas

60

Stromgestehungskosten im Jahr 2030 [Ecent,930/kWh]

0+

T T T T T 3000 4000 5000 6000 7000

Volllaststunden (h)

T T 1000 2000 8000

Abbildung 18: Stromgestehungskosten für konventionelle thermische Kraftwerke in Abhängigkeit der Vollaststunden im Installationsjahr 2030.

Da die Gestehungskosten vom Ausnutzungsgrad der Strom- erzeugungstechnologien abhängen, wird in Abbildung 18 die Vollaststundenabhängigkeit für das Installationsjahr 2030 darge- stellt. Alle Kostenwerte werden wie üblich diskontiert auf das Jahr 2024 bererchnet. Es werden alle gesetzten Kostenparame- ter konstant gehalten, während die Vollaststunden im Intervall 500 - 8000h variabel sind. Die grafische Analyse wird für eine Auswahl an Technologien durchgeführt. Es zeigt sich, dass sich eine deutliche Abgrenzung zwischen hochflexiblen Stromerzeu- gungstechnologien wie der GuD und Gasturbine und unflexiblen Technologien wie der Kernkraft vornehmen lässt. Die Stromge- stehungskosten weisen unterschiedliche Sensitivitäten in Bezug auf eine Variation der Vollaststunden auf, insbesondere im nied- rigen Auslastungsbereich lässt sich eine hohe Sensitivität der LCOE für Kernkraft und Biogasverstromung erkennen. Im hohen Auslastungsbereich zeigt sich, dass die erdgasbetriebene GuD unter den thermischen Kraftwerken im Installationsjahr 2030 die geringsten Stromgestehungskosten besitzt.

Abbildung 19 zeigt die Komponenten der Stromgestehungs- kosten für eine Auswahl regelbarer Kraftwerke, aufgeschlüsselt in fixe und variable Betriebskosten, CO2-Zertifikatskosten

und die initialen Investitionskosten. Außerdem wird für jede Technologie die Aufteilung in die einzelnen Kostenbestandteile entsprechend der unteren und oberen Parametergrenzen dar- gestellt. Alle Anteile an den Gesamtkosten werden so normiert, dass ihre Summe 100% entspricht. Es zeigt sich, dass zwischen den unteren und oberen Parameterwerten ein signifikanter Unterschied bezüglich der anteiligen variablen Betriebskosten an den Gesamtkosten vorliegt. Die variablen Betriebskosten er- rechnen sich in diesem Fall als Summe aus den umgesetzten Brennstoffkosten und den sonstigen variablen Kosten, welche in Tabelle 2 hinterlegt sind.

Stand: Juli 2024 BA Fraunhofer se 100 80 = 2 2 = 60 = 2 172 ° “a ® zZ 0 RU} ® X 20 0 Niedrig Hoch Niedrig Hoch Niedrig Hoch Niedrig Hoch Niedrig Hoch Niedrig Hoch Steinkohle GuD-CH, GT-CH, Kernkraft Brennstoffzelle GT-H, I] OPEX Fix OPEX Var CO, Bi CAPEX

Abbildung 19: Zusammensetzung der Stromgestehungskosten ausgewählter konventioneller Kraftwerke im Jahr 2024 mit unteren sowie oberen Grenzen

Man erkennt im Fall der GuD- und Gasturbinenkraftwerke, dass für die unteren Parametergrenzen (niedrige Gestehungskosten) der größte Kostenblock von den variablen Betriebskosten ein- genommen wird. Die Wasserstoffgasturbinen weisen dabei aufgrund der aktuell hohen Kosten für Wasserstoff die mit Ab- stand größten variablen OPEX auf. Die Kosten für CO,-Zerti- fikate stellen sich dem gegenüber für das Jahr 2024 noch als geringer Kostenanteil dar. Bei der Steinkohle fallen die Kosten für CO,-Zertifikate mit etwa der Hälfte an den Gesamtkosten stärker ins Gewicht. Auffällig ist zudem, dass bei der Kernkraft und der Brennstoffzelle die initialen Investitionskosten den größten Kostenblock darstellen. Insgesamt zeichnet sich in der Gegenüberstellung ein deutliches Bild investitionsintensiver Technologien mit einem hohen Bedarf an Volllaststunden und flexiblen Technologien, die sich in der Regel durch geringe CA- PEX, aber hohe variable Betriebskosten auszeichnen. Während die Kernkraft im europäischen Kontext aufgrund sinkender Volllaststunden perspektivisch gesehen eine geringere Wirt- schaftlichkeit aufweisen wird, ist von einer Stärkung der Wett-

29

bewerbsfähigkeit der Brennstoffzelle und Wasserstoff-Gastur- bine auszugehen. Beide Technologien weisen großes Potential für Kostenreduktionen durch Skaleneffekte auf, die zum einen mit der technologischen Weiterentwicklung, zum anderen aber auch mit dem Ausbau der nötigen Infrastruktur und einem sin- kenden Energieträgerpreis von Wasserstoff zusammenhängen.

Ohne Berücksichtigung der CAPEX wird deutlich, dass die Be- triebskosten von konventionellen Kraftwerken in Deutschland bereits teurer sind als PV-Groß- und Freiflächenanlagen sowie Onshore WEA an guten Standorten. Die Betriebskosten von Stein- und Braunkohlekraftwerken sind sogar deutlich höher als die Stromgestehungskosten von neu errichteten PV-Freiflä- chenanlagen und auch Offshore WEA.

In Zukunft werden, bedingt durch einen höheren Anteil von erneuerbar erzeugtem Strom, den zu erwartenden Kohleaus- stieg sowie voraussichtliche Ausstieg aus dem fossilen Erdgas, die Volllaststunden der konventionellen Kraftwerke stark absin- ken. Bei den konventionellen Kraftwerken zeigt sich hierdurch ein gegenläufiger Trend zu den erneuerbaren Technologien: Die Kosten werden zukünftig steigen. Einerseits ist dieser Trend auf steigende CO,-Zertifikatspreise zurückzuführen, andererseits dem zu erwartenden, deutlich geringeren Ausnutzungsgrad geschuldet. Es ist davon auszugehen, dass nicht unbedingt die günstige konventionelle Erzeugungsform am Markt bestehen wird, sondern diejenige, die eine hohe Flexibilität in Bezug auf Anfahr- und Abfahrvariabilität aufweisen kann, also vorzugs- weise Kraftwerke basierend auf Erdgas und Wasserstoff.

5. ENTWICKLUNG DER STROMGESTEHUNGSKOSTEN BIS 2045

IN DEUTSCHLAND

Für die erneuerbaren Technologien können Kostenprognosen anhand von historisch beobachteten Lernkurven beschrieben werden, deren zeitlicher Fortschritt auf den unterschiedlichen Marktprognosen für den Zeitraum bis 2045 aufbaut. Für die Pho- tovoltaik- und Windtechnologie konnte in den vergangenen 20 Jahren jeweils eine durchschnittliche Lernrate (LR) bzw. Progress Ratio (PR = 1 - Lernrate) beschrieben werden. Die Investitionen pro Watt von PV-Modulen sanken in der Vergangenheit mit einer LR von 25 %. Für die Prognose der zukünftigen Entwicklung der Stromgestehungskosten von PV-Systemen wird mit einer LR von 15 % gerechnet. Im Vergleich dazu werden für Onshore-WEA eine Lernrate von 5% und 7% für Offshore-WEA angesetzt (Tsi- ropoulos et al. 2018), was einer Progress Ratio von 95% bzw. 93% entspricht (bei Onshore-Windenergie wird jedoch gleich- zeitig eine Erhöhung der Strommenge (Volllaststunden) über die Zeit angenommen). Für Batteriespeicher liegen aufgrund der kleinen Marktgröße und unterschiedlichen Verwendungsmög- lichkeiten für Batteriesysteme bisher keine verlässlichen Daten zur LR vor. Es wurden daher Annahmen für die Preisreduktion bis zu den Jahren 2035 und 2045 getroffen (siehe Tabelle 8).

Die Modellierung der Stromgestehungskosten zeigt eine unter- schiedliche Entwicklungsdynamik für die einzelnen Technologi- en, abhängig von den oben diskutierten Parametern, Finanzie- rungsbedingungen (WACC), Marktreife und -entwicklung der Technologien (LR), aktuellen spezifischen Investitionen (EUR/kW) und Standortbedingungen.

Fast alle heute neuinstallierten PV-Anlagen in Deutschland kön- nen Strom für unter 14 €Cent/kWh erzeugen. Bei einer jährli- chen Einstrahlung (GHI) von 950 kWh/(m?a) fallen die Kosten selbst für kleinere Aufdachanlagen bis 2024 unter die Marke 14,5 €Cent/kWh bzw. unter 13,4 €Cent/kWh bis 2027. Größere Freiflächenanlagen erzeugen bei einer jährlichen Ein-

von

strahlung von 1300 kWh/(m2a) ihren Strom schon heute für

5,0 €Cent/kWh. Im Jahr 2045 liegen die Stromgestehungskosten zwischen 4,9 und 10,4 €Cent/kWh bei kleinen PV-Dachanlagen und zwischen 3,0 und 5,0 €Cent/kWh bei Freiflächenanlagen. Große PV-Dachanlagen in Deutschland erzeugen in 2045 Strom zu Gestehungskosten zwischen 4,3 und 8,7 €Cent/kWh. Die An- lagenpreise für PV sinken bis 2045 bei Freiflächenanlagen auf 457 bis 588 EUR/kW und bei Kleinanlagen auf bis zu 653 bis 1306 EUR/kW. Die Stromgestehungskosten für PV-Batteriesyste- me können sich bis zum Jahr 2045 bis zu ca. 30% reduzieren. Zu berücksichtigen ist, dass diese Werte für ein gleichbleibendes Verhältnis von PV-Anlagenleistung zu Batteriespeicherkapazität berechnet wurden. Mit sinkenden Batteriespeicherpreisen könn- te sich das Verhältnis allerdings noch zu größeren Batteriekapazi- täten verschieben. Bei gleichbleibendem Verhältnis können sich die Stromgestehungskosten für PV-Batteriesysteme bis 2045 auf 6,6 bis 19,1 €Cent/kWh für Kleinanlagen, 5,6 - 14,0 €Cent/kWh für große Aufdachanlagen und 4,3 bis 9,0 €Cent/kWh für Frei- flächenanlagen verringern.

Je nach Windstandort werden bei Onshore-Windenergieanlagen vergleichbare Preise wie für PV-Kraftwerke an guten Standorten

erreicht. Von derzeitigen Stromgestehungskosten zwischen

CApEx 2024 2035 2045 [EUR/kWh] niedrig 2024 hoch niedrig niedrig 2045 hoch Batteriespeicher für PV-Kleinanlagen (<= 30 500 son, > = En Er KWn, El)

Batteriespeicher für PV-Dach-Großanlagen (30

KW, -1MW,, 2:1) 450 800 270 675 150 580 Batteriespeicher für PV-Freiflächenanlagen (ab 400 = DE A = En

1 MW, 3:2)

Tabelle 8: Annahmen für die Berechnung der Stromgestehungskosten von PV-Batteriesystemen in 2035 und 2045.

Gezeigt ist der

Batteriespeicherpreis in €/kWh Nutzkapazität, inklusive Installation und ohne MWSt.

30

4,3 und 9,2 €Cent/kWh sinken die Kosten langfristig auf 3,7 und 7,9 €CentY/kWh.

Abbildung 20 veranschaulicht die projizierten Stromgestehungs- kosten für Erzeugungstechnologien, deren künftige Integration in den europäischen Strommarkt und die physische Strombe- darfsdeckung zu erwarten ist. Die dargestellten Kostenbänder für die LCOE beziehen sich auf das Installationsjahr 2030.

Stand: Juli 2024 90 -

A Fraunhofer ISE

80 -|

Stromgestehungskosten [Ecent,,,/kWh] - Jahr 2030 & 1

T T Brennstoffzelle Brennstoffzelle STH, GT- GuD-H,

mi Wärmegutschrift

Abbildung 20: Stromgestehungskosten für neue thermische Kraftwerkstechnologien in Deutschland im Installationsjahr 2030. Spezifische Gestehungskosten sind mit einem minimalen und einem maximalen Wert je Technologie berücksichtigt.

Die obige Abbildung zeigt, dass die wasserstoffbetriebene GuD (23,6 - 43,3 €Cent/kWh) und die im Jahr 2035 umgewidmete Gasturbine (24,5 - 39,7 €Cent/kWh) im direkten Vergleich die geringsten Stromgestehungskosten besitzen. Die wasserstoffbe- triebene Gasturbine weist im Vergleich zur H2-GuD eine geringe- re Effizienz auf, was im betrachteten Vollaststundenband höhere Stromgestehungskosten von 33,6 -— 52,9 €Cent/kWh zur Folge hat. Diese gleichen sich jedoch in einem hochflexiblen Betriebs- szenario mit geringen Vollaststunden einander an. Die LCOE der auf grünen Wasserstoff umgewidmeten Gasturbinen verdeutli- chen, dass eine Gasturbine, die im Jahr 2030 neu gebaut wird und im Jahr 2035 umgestellt wird, leicht erhöhte LCOE gegen- über einer konventionellen Gasturbine hat. Eine Umstellung auf Wasserstoff in 2035 hat der durchgeführten Analyse zufolge nur einen eingeschränkten Einfluss auf die langfristige Betriebswirt- schaftlichkeit der Gasturbinen. Diese Aussage gilt unter der hier angewendeten Voraussetzung, dass alle Kosten auf eine techni- sche Lebensdauer von 30 Jahren umgelegt werden und zusätz- liche Investitionen zwecks einer technischen Umwidmung etwa 15% der initialen CAPEX (ca. 90 €&/kW) nicht übersteigen. Die LCOE der Brennstoffzelle (26,9 -— 81,8 €Cent/kWh) weisen be- dingt durch das große Intervall an möglichen Investitionskosten und Vollaststunden die größte Spreizung auf. Aufgrund der an- teilig hohen CAPEX an den Gesamtkosten ist eine Betriebsweise mit hohen Vollaststunden für die Brennstoffzelle am wirtschaft- lichsten. Durch die zusätzliche Vermarktung von Wärmeerlösen ist eine Reduktion der LCOE auf einen Kostenbereich zwischen 21,6 und 74,6 €Cent/kWh möglich.

31

Abbildung 21 veranschaulicht die im betrachteten Zeithorizont bis 2045 auftretende Kostendynamik der Stromgestehungskos- ten für bestimmte Technologien. Während für Biogas- bezie- hungsweise Biomasseverstromung, PV und Windkraftanlagen durchgehende Kostenbänder abgebildet werden, werden alle weiteren Erzeugungstechnologien exemplarisch für die Jahre 2024, 2035 und 2045 ausgewertet. Die Biomasse- und Biogas- verstromung wird in der folgenden Abbildung zu Bioenergie zu- sammengefasst. Da die Obergrenze der Stromgestehungskosten von Biogas systematisch höher ausfällt als die Obergrenze der Biomasseverstromung und die Biomasse über alle Jahre hinweg eine geringere Untergrenze aufweist, bestimmt Biogas die obere Grenze und Biomasse die untere Grenze des LCOE-Kostenban- des. Aufgrund der steigenden CO,-Zertifikatspreise werden die Stromgestehungskosten für erdgasbetriebene GuD-Kraftwerke im Jahr 2045 zwischen 14,1 und 40,5 €Cent/kWh prognostiziert. Es ist davon auszugehen, dass sich die Stromgestehungskosten der GuD-Kraftwerke vor allem bedingt durch steigende CO>- Zertifikatspreise deutlich erhöhen, je nach Preisannahme für die Zertifikate und den unterstellten Volllaststunden ergibt sich eine stark variierende Kostenprojektion. Erdgas-Gasturbinen weisen im Jahr 2045 ebenfalls höhere Stromgestehungskosten zwischen 18,6 und 40,5 €Cent/kWh auf. Die Gestehungskosten für den Strom wasserstoffbasierter Gaskraftwerke sinken über den be- trachteten Zeithorizont kontinuierlich ab und liegen im Jahr 2045 zwischen 27,0 und 46,3 €Cent/kWh. Im Fall der Brennstoffzellen ergibt sich eine Erhöhung der LCOE bis in das Jahr 2035, in dem die Umstellung auf Wasserstoff stattfindet. Dies hängt damit zu- sammen, dass bis zum Jahr 2035 Erdgas als Brennstoff genutzt wird, welcher aufgrund der CO,-Bepreisung zu steigenden vari- ablen Kosten führt. Betriebswirtschaftlich gesehen wird bei der Brennstoffzelle die Umstellung auf Wasserstoff von Energieträ- gerpreisen, Zertifikatspreisen und sonstigen Förderregimen ab- hängen und kann durchaus von dem in dieser Studie angesetzten Jahr abweichen. Die mittleren LCOE der Wasserstoff-GuD stei- gen über den untersuchten Zeithorizont hinweg an, wobei die Breite des Kostenbandes mit dem Jahresverlauf zunehmen. Der kostensenkende Effekt der Brennstoffpreisreduktion wird durch eine sinkende Zahl an Volllaststunden kompensiert. Eine höhere Anzahl an Volllaststunden bewirkt im Fall der Wasserstoff-GuD

eine signifikante Senkung der Stromgestehungskosten, so dass bei wärmegeführten und gegebenenfalls durch Wärmegutschrif- ten unterstützte Anlagen Gestehungskosten im Bereich von 14,5

bis 51,1 €Cent/kWh im Jahr 2045 als realistisch anzusehen sind.

Stand: Juli 2024 56 58

50

PS ie}

& oO

D [=}

a oO

LTE LL LE LS SZ

Stromgestehungskosten [Ecent,,54/kWh]

_———— mm nn nn m m m EEE TE

2025 2030

EEE]

A Fraunhofer

ISE 52 102 56 96

50

LS LSLSLL LES

EEE AT TE a TEEN

2035 2040 2045

U Photovoltaik: GHI = 950-1300 kWh/(m?a), LR = 15%, mittlerer Ausbaupfad I 1 Wind Onshore: VLS von 1800 bis 3200 h/a, LR = 5%, mittlerer Ausbaupfad [7 A Wind Offshore: VLS von 3200 bis 4500 h/a, LR = 7%, mittlerer Ausbaupfad

[| Bioenergie: VLS von 4000 bis 7000 h/a

5 PV Dachinstallierte Kleinanlagen (< 30 kW,) inkl. Batteriespeicher 1 kW, : 1 kWh PV Dachinstallierte Großanlagen (30 - 1000 kW,) inkl. Batteriespeicher 2 KW, : 1 kWh

PV Freiflächenanlagen (größer 1 MW,) inkl. Batteriespeicher 3 kW, :2 kWh

GuD-CH;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 4 2 1 GT-CH,: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 [eu GuD-H;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 1 GT-H,;: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 Brennstoffzelle: Volllaststunden, Brennstoffkosten, Wirkungsgrad, CO,-Preise abhängig von Betriebsjahr, vgl Tabelle 5-7 2

Abbildung 21: Entwicklung der Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien sowie ausgewählte thermische Kraftwerke in Deutschland

bis 2045.

Bei Offshore-WEA dagegen sind durch eine höhere Lernrate etwas größere Kostenreduktionspotentiale vorhanden. Dies kann die Stromgestehungskosten von den deutlich höheren Werten bis 2045 spürbar senken. Die Reduktion der Strom- gestehungskosten wird von heutigen Werten zwischen 5,5 und 10,3 &€Cent/kWh auf dann gut 5,1 bis 9,4 €Cent/kWh in 2045 erwartet. Die Anlagenpreise liegen dann zwischen 1968 und 3042 EUR/kW. Für Bioenergieanlagen ändern sich die Stromgestehungskosten und liegen 2045 im Bereich 14,6 bis 43,3 €Cent/kWh. Hierbei sind insbesondere die Verfügbarkeit, die Wärmeauskopplung und die Brennstoffkosten des Substrats entscheidend für die zukünftige Entwicklung der Stromgeste- hungskosten. Langfristig besitzen PV-Anlagen an strahlungs- intensiven Standorten und WEA an windreichen Onshore- Standorten die niedrigsten Stromgestehungskosten. Beide Technologien können die Stromgestehungskosten fossiler An- lagen bis 2045 deutlich unterbieten. Die Technologie- und Kos- tenentwicklungen der letzten Jahre haben die Wettbewerbsfä- higkeit von WEA und PV deutlich verbessert. Insbesondere bei der PV konnten so starke Kostensenkungen realisiert werden, dass sie inzwischen mit Onshore-Windenergie eine der güns- tigsten Erzeugungstechnologien (in Bezug auf neue gebaute Kraftwerke) in Deutschland ist. Bei WEA tragen neben der Kos-

32

tensenkung der Anlagekosten die steigenden Volllaststunden infolge größerer Anlagedimensionen bedeutend zu den niedri- gen Stromgestehungskosten bei. Die Analyse der Stromgeste- hungskosten 2024 zeigt, dass sich die in den letzten Versionen dieser Studie (2010, 2012, 2013, 2018, 2021) präsentierten Entwicklungen für PV trotz des starken Marktwachstums und erheblichen Preissenkungen für PV-Anlagen aufgrund der ho- hen Inflation nun verändert haben. Die Technologie als auch nanzierungskosten sind weiterhin deutlich günstiger gewor- en.

n Vergleich der Stromgestehungskosten erneuerbarer Ener- ien mit den Betriebskosten konventioneller Kraftwerke zeigt eutliche Unterschiede (siehe Abbildung 22). Hierbei werden ie Betriebskosten bestehender Braunkohlekraftwerke und GuD-Kraftwerke (Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke, mit und ohne Wärmeausspeisung) den Stromgestehungskosten neuer

ooaomao zn

Onshore-Windkraftanlagen, kleiner PV-Dachanlagen und gro- Ber PV-Freiflächenanlagen gegenübergestellt. Die Betriebskos- ten der konventionellen Kraftwerke setzen sich aus den vari- ablen Betriebskosten, Brennstoffkosten sowie den Kosten für CO,- Zertifikatspreise zusammen.

Im Jahr 2024 liegen die Stromgestehungskosten großskaliger erneuerbarer Energieanlagen, insbesondere Onshore-Wind- kraftanlagen und PV-Freiflächenanlagen, deutlich unter den Betriebskosten konventioneller Kraftwerke ohne Wärmeaus- kopplung. Onshore-Windkraftanlagen und große PV-Freiflä- chenanlagen weisen die geringsten Kosten auf, während kleine PV-Dachanlagen etwas höhere, aber immer noch vergleichs- weise niedrige Kosten haben. Braunkohlekraftwerke haben Betriebskosten von über 11 €Cent/kWh, GuD-Kraftwerke lie- gen über 10 €Cent/kWh, und selbst GuD-Kraftwerke mit Wär- meausspeisung erreichen Betriebskosten zwischen 6,5 und

8,6 €Cent/kWh. Die Betriebskosten der Wasserstoff-Gasturbi- nen sind im Bereich 35,1 -— 38,3 €Cent/kWh mit Abstand am größten. Dies lässt sich direkt auf die hohen Brennstoffkosten zurückführen.

Im Jahr 2035 bleiben die Stromgestehungskosten erneu- erbarer Energien niedrig, während die Betriebskosten kon- ventioneller Kraftwerke steigen. Braunkohlekraftwerke kos- ten über 17 €Cent/kWh, GuD-Kraftwerke weiterhin über 11 €Cent/kWh, und GuD-Kraftwerke mit Wärmeausspeisung

Stand: Juli 2024

GT-H, Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH, mit Wärmegutschrift

2045

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

GT-H,

Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH, mit Wärmegutschrift

2035

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

GT-H,

Braunkohle

GuD-CH,

GuD-CH4 mit Wärmegutschrift

2024

Wind Onshore PV Dach klein PV frei

0 5 10 15 Betriebskosten / Stromgestehungskosten [Ecentz94/kWh]

liegen im Schnitt bei über 9 €Cent/kWh. Erkennbar ist außer- dem eine Vergrößerung der Kostenbänder bei allen drei fos- silen Erzeugungstechnologien. Dies hängt in erster Linie mit der Spreizung der hinterlegten CO,-Zertifikatekosten und den Vollaststundenintervallen zusammen, die als Parameter in die Berechnung der Betriebskosten eingehen. Wasserstoff-Gas- turbinen weisen weiterhin die mit Abstand höchsten Betriebs- kosten oberhalb von 26 €Cent/kWh auf. Im Gegensatz dazu sinken die Stromgestehungskosten von PV-Dachanlagen unter 10 €Cent/kWh.

Bis zum Jahr 2045 steigen die Betriebskosten konventioneller Kraftwerke weiter an, während die Stromgestehungskosten er- neuerbarer Energien niedrig bleiben. Die Kosten für Braunkoh- lekraftwerke überschreiten aufgrund steigernder CO>-Beprei- sung 22 €Cent/kWh. Die Betriebskosten von GuD-Kraftwerken liegen über 12 €Cent/kWh und GuD-Kraftwerke mit Wärme- ausspeisung über 9 €Cent/kWh. Die Stromgestehungskosten von Onshore-Windkraftanlagen und PV-Anlagen stabilisieren sich hingegen im Bereich zwischen 5 und 10 €Cent/kWh.

> ZA Fraunhofer ISE

Betriebskosten

Stromgestehungskosten

Betriebskosten

Stromgestehungskosten

Betriebskosten

Stromgestehungskosten

20 25 30 35 40 45

Abbildung 22: Vergleich der Stromgestehungskosten von neuinstallierten PV und Onshore-WEA Anlagen sowei der Betriebskosten von

bestehenden Braunkohle- und GuD-Kraftwerken.

33

Zusammenfassend zeigen die Daten, dass Erneuerbare Energi- en, insbesondere große PV-Freiflächenanlagen und Onshore- Windkraftanlagen, bereits im Jahr 2024 kostengünstiger sind als konventionelle Kraftwerke. Diese Kostenvorteile setzen sich bis 2045 fort und werden durch die steigenden Betriebskosten konventioneller Kraftwerke, insbesondere durch höhere CO- Preise, weiter verstärkt. Im Jahr 2045 ist davon auszugehen, dass im angenommenen Vollaststundenbereich die Betriebs- kosten von wasserstoffbetriebenen Gasturbinen im Mittel nied- riger als die der Braunkohle sein werden.

Mit den in dieser Studie geschätzten Kosten entsprechen die Stromerzeugungskosten für PV-Freiflächenanlagen langfristig in Deutschland Werte zwischen 5 und 10 €Cent/kWh, Wind- kraftwerke unter 10 €Cent/kWh. Diese Werte liegen nicht wesentlich über den Werten, für die Strom aus PV und WEA in Regionen mit noch besseren Solar- und Windbedingungen erzeugt werden kann.

Sensitivitätsanalysen der verwendeten Lernkurven für PV und Wind

In einer Sensitivitätsanalyse können die Parameter spezifische Investition, Betriebsdauer, gewichtete durchschnittliche Kapital- kosten (WACC), Volllaststunden und Betriebskosten hinsicht- lich ihres Einflusses auf die Stromgestehungskosten untersucht werden.

Abbildung 23 und Abbildung 24 zeigen für eine unterschied- liche Kombination von Lernrate und Marktszenarien (siehe Ta- belle 12 und Tabelle 13) die Bandbreite der Stromgestehungs- kosten für PV-Kleinanlagen und Onshore WEA in Deutschland. Ausgehend von heute niedrigen Kosten zeigen die Werte Schwankungen bis 12 % abhängig von den verwendeten Pa- rametern. Dies drückt die Unsicherheit des Lernkurvenmodells für unterschiedliche Inputparameter aus. Gleichzeitig spiegelt es eine potenzielle Bandbreite für die Kostenentwicklung der einzelnen Technologien wider.

Für kleine PV-Systeme an Standorten mit einer GHI von 1300 kWh/m?a können im Jahr 2045 Stromgestehungskos- ten zwischen 4,5 €Cent/kWh und 5,3 €Cent/kWh identifiziert werden. Für Onshore-Windenergie sind aufgrund der geringen aktuellen Stromgestehungskosten nur geringfügige zukünftige Kostensenkungen zu erwarten (3,7 bis 3,8 €Cent/kWh).

34

Stand: Juli 2024 Fraunhofer

ISE

Niedrig, LR 10 % —— Mittel, LR 15 % —— Hoch, LR 20 %

[o>}

Stromgestehungskosten [Ecent,95,/kWh]

>

2025 2030 2035 2040 2045

Abbildung 23: Sensitivitätsanalyse für die Prognose von Stromgestehungskosten von PV-Kleinanlagen, Investitionskosten in 2024 = 1000 EUR/kW, GHI=1300 kWh/(m’a).

Stand: Juli 2024

Alan A Fraunhofer ISE

— —— Niedrig, LR3% s 4,24 —— Mittel, LR5% & Hoch, LR 7%

x

5 € 4,17

®

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Ss 404 7} fe} 5 “ 39- ©

> Fo ® 0 38- ® je} 5 5 3,7- o

3,6

T T T T 1 2025 2030 2035 2040 2045 Abbildung 24: Sensitivitätsanalyse für die Prognose von Stromgestehungskosten von Onshore-WEA, Investitionskosten in 2024 betragen 1300 EUR/kWh, VLS steigen von 3200 h/a in 2024 auf

3553 h/a im Jahr 2045.

6. STROMGESTEHUNGSKOSTEN FÜR ERNEUERBARE ENERGIEN IN REGIONEN

MIT HOHER EINSTRAHLUNG UND GUTEN WINDGESCHWINDIGKEITEN

In diesem Kapitel werden die Technologien Photovoltaik (PV) für Regionen mit höherer Einstrahlung sowie Windkraftanlagen an Standorten mit höheren Volllaststunden als in Deutschland analysiert.

Zur Berechnung der Stromgestehungskosten von PV wurden drei Standorte angenommen mit einer Globalstrahlung (GHI) von 1450 kWh/(m?a), 1800 kWh/(m?a)) und 2000 kWh/(m2a).

Globalstrahlung [kWh/(m?a)]

Einstrahlung auf PV-Module bei opti-

Für Windkraftanlagen wurden Standorte mit sehr guten Wind- bedingungen genutzt. Diese Standorte sind entweder bei Onshore-Windkraft in Küstennähe von Atlantik oder Nordsee in Europa mit 3000 bis 4000 Volllaststunden anzutreffen. Bei Offshore-Windkraft können teilweise in Europa in Seegebieten mit sehr starken Winden in der Nordsee und Atlantik um Groß- britannien Volllaststunden von 4000 bis 5000 erreicht werden.

Stromerzeugung pro 1 kW [kWh/a]

PV-Anlagen

Südfrankreich 1450 Südspanien 1800 MENA 2000

malem Neigungswinkel [kWh/(m?a)]

1670 1380 2070 1680 2300 1790

Volllaststunden [h] Stromerzeugung pro 1 kW [kWh/a]

Windgeschwindigkeit [m/s] Vrs329r5) SS

Windkraftanlagen Wind-Onshore Wind-Offshore

3000 - 4000 4000 - 5000

3000 - 4000 4000 - 5000

Tabelle 9: Jahreserträge an typischen Standorten von PV (Quelle: Fraunhofer ISE).

Zur Berechnung wurden die folgenden Annahmen für die Technologien getroffen.

PV Freifläche

Wind Onshore Wind Offshore

(ab 1000 kW,,)

PV

Dachanlagen

(< 30 kw,)

Lebensdauer in Jahren 30 Anteil Fremdkapital [%] 80 Anteil Eigenkapital [%] 20 Zinssatz Fremdkapital [%] 7,0 Rendite Eigenkapital [%] 7,0 WACC nominal [%] 7,0 WACC real [%] Sl OPEX fix [EUR/kW] 26 OPEX var [EUR/kWh] [0) se: 0005

30 25 25

80 70 70

20 30 30

7,0 85 6,5 85 10,0 10,0 7,3 9,0 7S 5,4 7,0 5,4 13,3 39 70

0 0,008 0,008 0,0025 0 0

Tabelle 10: Inputparameter für die Wirtschaftlichkeitsrechnungen in Regionen mit hoher Einstrahlung

33

Kleine PV-Dachanlagen besitzen an Standorten mit hoher Ein- strahlung (GHI von 2000 kWh/(m2a)) niedrigere Stromgeste- hungskosten zwischen 5,3 bis 11,8 €Cent/kWh. Freiflächen- Anlagen haben an solchen Standorten Stromgestehungskosten zwischen 3,5 und 5,4 €Cent/kWh.

Für Onshore-WEA an guten Windstandorten wie im Nordos- ten Großbritanniens können Stromgestehungskosten von 4,3 bis 7,7 €Cent/kWh erreicht werden, was höher als PV in den MENA-Regionen mit hoher Einstrahlung. Die Kosten für Off- shore liegen etwas höher zwischen 5,4 und 9,1 €Cent/kWh in der Nordsee an der schottischen Küste.

Prognose der Stromgestehungskosten bis 2045 für er- neuerbare Energien bei hoher Solarstrahlung und guten Windgeschwindigkeiten

Die Projektion der Stromgestehungskosten bis zum Jahr 2045 wird ebenfalls für die Technologien PV und WEA an Stand- orten mit hoher Solarstrahlung bzw. Windgeschwindigkeit durchgeführt. Für PV und WEA werden ähnliche Lernraten wie in Kapitel 5 verwendet. Bis 2045 können die Stromgeste- hungskosten von Onshore-WEA auf Werte zwischen 3,5 und

Stand: Juli 2024

A Fraunhofer ISE

Stromgestehungskosten [Ecent,.,/kWh]

PVDach PVDach PVDach PV Pv Pv Wind Wind klein klein klein frei frei frei Onshore Offshore 1380 1680 1780 1380 1680 1790 3000-4000 4000-5000 GHlin GHlin GHlin GHlin GHlin GHlin VLS in VLS in

kWh/im?a) kWh/(m?a) kWhllm?s) kWh/m?s) kWhilm?a) kWhiim?a) hra hla

Abbildung 25: Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien an Standorten mit hoher Sonneneinstrahlung und guten Windgeschwindigkeiten im Jahr 2024.

5,7 €Cent/kWh sinken (siehe Abbildung 25). Bei Offshore-WEA liegen die Stromgestehungskosten in 2045 zwischen 5,0 und 8,3 €Cent/kWh. Für PV können die Stromgestehungskosten an Standorten mit guter Sonneneinstrahlung in der MENA-Region 4,0 bis 8,4 €Cent/kWh für kleine Aufdachanlagen und weniger als 3,9 €Cent/kWh für PV-Freiflächenanlagen betragen.

36

Stand: Juli 2024

#@ Fraunhofer 12 ee

Stromgestehungskosten [Ecent,o2,/kWh]

7 a u u mr) Fr TR 2025 2030 2035 2040 2045

U Photovoltaik: PV Dach bei GHI = 1450 bis 2000 kWh/(m?a), LR = 15%, mittlere Marktentwicklung N | Photovoltaik: PV frei bei GHI = 1450 bis 2000 kWh/(m?a), LR = 15%, mittlere Marktentwicklung YA Wind Offshore: VLS von 4000 bis 5000 h/a, LR = 7%, mittlere Marktentwicklung

BE wind Onshore: VLS von 3000 bis 4000 h/a, LR = 5%, mittlere Marktentwicklung

Abbildung 26: Entwicklung der Stromgestehungskosten für WEA und PV-Anlagen an Standorten mit hoher Windgeschwindigkeit (m/s) und Solarstrahlung kWh/(m2a).

7. EXKURS: STRUKTURAUSWERTUNG VON ZUGEBAUTEN PV-ANLAGEN

Alle an das Netz der allgemeinen Versorgung angeschlossenen Stromerzeugungseinheiten in Deutschland müssen seit Janu- ar 2021 in das Markstammdatenregister (MaStR) eingetragen sein. Dies gilt auch für die stetig wachsende Zahl von Photo- voltaikanlagen und Batteriespeichern in Deutschland. Neben den Stammdaten, die schon in den EEG-Stammdaten erfasst wurden, wie Leistung und Standort von PV-Anlagen, werden im MaStR nun auch zusätzliche Informationen über die PV-An- lagen, wie zum Beispiel die Ausrichtung, Neigung, Nutzung von Stromspeichern und Leistungsbegrenzung sowie Detailinforma-

Stand: Juli 2024

£

tionen zu Batteriespeichern erfasst. Die verfügbaren Informati- onen wertet das Fraunhofer ISE in regelmäßigen Abständen aus und macht relevante Ergebnisse für die Öffentlichkeit verfüg- bar. Weiterführende Auswertungen sind möglich und können

beim Fraunhofer ISE angefragt werden. Im Folgenden werden

zwei beispielhafte Auswertungen dargestellt, die auf Basis der im MasStR verfügbaren Daten erstellt wurden.

Bei der Anlagenklasse der Gebäude 10 bis 20 kW ist im Jahr 2021 ein sprunghafter Anstieg zu beobachten. Mit 3% im Jahr

4 Fraunhofer ISE

> = ES m S [e) & 2 e m 5 N o je] c 5 © — 0% 20% 40% 60% 80% 100%

Anteil Leistungszubau

Balkon- und Minianlagen (x<2 kW) Gebäude (20 xx <30 kW) EI Gebäude (500 <x <s 750 kW)

Freifläche (2 <x = 750 kW)

Gebäude (2 <xs 10 kW) EI Gebäude (30 < x < 100 kW) EI Gebäude (750 <x s 1000 kW)

I Freifläche (750 < x < 1.000 kW)

Gebäude (10 <x <20 kW) EI Gebäude (100 <x < 500 kW) El Gebäude (x > 1000 kW)

I Freifläche (x > 1.000 kW)

Abbildung 27: Verteilung des Leistungszubaus von PV-Anlagen nach Leistungsklasse und Anlagentyp nach Jahr der Inbetriebnahme. Quelle: Eigene Berechnung auf Basis MaStR-Daten (Stand 06.02.2024) (BNetzA 2024a).

37

2020 auf 12% im Jahr 2021 Anteil am Leistungszubau. Die- ser Trend könnte auf eine Novellierung des EEG im Jahr 2021 zurückzuführen sein. Dabei wurde die Leistungsgrenze für steuerliche Vereinfachungen, wie den Wegfall der Einkommen- steuer durch Stellen eines Antrags auf "Liebhaberei", sowie die EEG-Umlage auf den Selbstverbrauch von 10 kW auf 30 kW angehoben. Auch im Jahr 2023 ist mit 22% gegenüber dem Jahr 2022 mit 13% ein erhebliches Wachstum zu beobachten. Balkon- und Minianlagen (bis 2 kW) erreichen im Jahr 2023 bisher 1,5% am Leistungszubau, wohingegen diese 29% des Anlagenzubaus (in Anzahl der installierten Systeme) in diesem Jahr ausmachen. Generell steigen die Anteile von Gebäudean- lagen bis 30 kW ab dem Jahr 2020 stark an auf bis zu 51% im Jahr 2023. Es ist damit zu rechnen, dass sich dieser Trend, der sich wahrscheinlich durch die Änderung im EEG ergeben hat, auch in Zukunft fortsetzen wird.

Obwohl Großanlagen in den letzten Jahren trotz ihrer men- genmäßig geringen Installation bei Anlagenzubau kaum ins Gewicht fallen, geht ein Großteil der installierten Leistung Stand: Jul 2024

6.000-] 45%

5.267

A Fraunhofer ISE

5.000] 4.000] 3.000-1

2.000-|

Speicherkapazität in MWh

| 6.83% 1001 786

Be

ann aan wm m N ul ar

BREI) Be

Abbildung 28: Verteilung des Bestandes (Speicherkapazität) von Batteriespeichern nach Kapazitätsklassen bis Ende des Jahres 2023 in Prozent und Absolut in MWh. Quelle: Eigene Berechnung auf Basis MasStR-Daten (Stand 06.02.2024) (BNetzA 2024a).

auf sie zurück. Die Bedeutung von größerer PV-Anlagen und Freiflächenanlagen am Leistungszubau nahm über die Zeit ste- tig zu und verdrängte somit die Bedeutung der Kleinanlagen beim Leistungszubau. Der Anteil der 30-750 kW Gebäudean- lagen hat über den betrachteten Zeitraum zugenommen und erreichte seinen maximalen Anteil von 53% im Jahr 2019. Es handelt sich hierbei vor allem um PV-Anlagen auf Dächern von Gewerbeanlagen. Das Anwachsen dieses Segments lässt sich nicht aus konkreten Ursachen ableiten, sondern ist viel mehr auf ein Zusammenspiel verschiedener Gründe zurückführen. Diese umfassen unter anderem sinkende Preise für PV-Anlagen, steigende Strompreise und gestiegene Anforderungen an das

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Umweltengagement von Unternehmen. Im Jahr 2022 hat die Bedeutung dieses Segments durch den Anteilsanstieg der 10- 30 kW Anlagen wieder deutlich nachgelassen und beträgt nun nur noch 15%. Auch Freiflächenanlagen machen trotz ihrer geringen Anlagenanzahl einen bedeutenden Anteil am Leis- tungszubau aus. Seit 2019 stieg der Anteil wieder von 25%, auf 31% im Jahr 2023.

Bereits im August des Jahres 2023 wurde das Ausbauziel der Bundesregierung von 9 GW überschritten, mit einem Zubau von 14,5 GW. Die Bundesnetzagentur ermittelte für das Jahr 2023 einen Zubau von 14,1 GW (Veröffentlichung vom 05.01.2024) (BNetzA 2024b). Die Differenz ist hauptsächlich auf den frühe- ren Auswertungszeitpunkt zurückzuführen. Gerade im ersten Monat nach der Inbetriebnahme ist mit einer großen Anzahl an Nachmeldungen zu rechnen.

Abbildung 28 zeigt die Verteilung des Anlagenbestandes von Batteriespeichern nach Speicherkapazitätsklassen bis Ende des Jahres 2023 im Hinblick auf die Speicherkapazität. Es wird er- sichtlich, dass 45% der gesamten Speicherkapazität von Spei- chern mit einer Kapazität zwischen 5 und 10 kWh bereitgestellt wird. Auf Speicher mit einer Kapazität von 10 bis 20 kWh fallen 28%. Speicher mit einer Kapazität von mehr als 1 MWh haben einen Anteil von 13% und Speicher kleiner 5 kWh einen Anteil von 7%. Daraus wird ersichtlich, dass vor allem Heimspeicher (bis 30 kWh) und Großspeicher (ab 1.000 kWh) die Gesamtka- pazität ausmachen. Speicher im Gewerbe- und Industriebereich (30 bis 1.000 kWh) fallen kaum ins Gewicht.

Weitere Informationen zu Statistiken von Photovoltaik und Batterien finden sich auf der Webseite des Fraunhofer ISE (https://www.ise.fraunhofer.de) sowie auf der Seite www.ener- gy-Charts.info. Weiterhin veröffentlicht das Fraunhofer ISE den PV-Statusreport mit zahlreichen Informationen zum PV-Markt und PV-Systemen (https://www.ise.fraunhofer.de/de/vreroef-

fentlichungen/studien/photovoltaics-report.htm!).

8. ANHANG

Berechnung der Stromgestehungskosten

Die Methode der Levelized Cost of Electricity (LCOE) ermöglicht, Kraftwerke unterschiedlicher Erzeugungs- und Kostenstruktur miteinander zu vergleichen. Die Stromgestehungskosten erge- ben sich aus der Gegenüberstellung aller über die Lebensdauer der Anlage für die Errichtung und den Betrieb der Anlage an- fallenden Kosten und der Summe der erzeugten Energiemenge über die Nutzungsdauer. Die Berechnung kann entweder auf Grundlage der Kapitalwertmethode oder der Annuitätenme- thode erfolgen. Bei der Anwendung der Kapitalwertmethode werden die Aufwendung für Investition sowie die Zahlungsströ- me von Einnahmen und Ausgaben während der Laufzeit der Anlage durch Diskontierung auf einen gemeinsamen Bezugs- zeitpunkt berechnet. Dazu werden die Barwerte aller Ausgaben durch die Barwerte der Stromerzeugung geteilt. Eine Diskon- tierung der Stromerzeugung erscheint aus physikalischer Sicht zunächst unverständlich, ist jedoch eine Folge finanzmathema- tischer Umformungen. Dahinter steht der Gedanke, dass die erzeugte Energie implizit den Einnahmen aus dem Verkauf die- ser Energie entspricht. Je weiter diese Einnahme in der Zukunft liegt, desto geringer also der zugehörige Barwert. Die jährlichen Gesamtausgaben über die komplette Betriebslaufzeit setzen sich aus den Investitionsausgaben und den über die Laufzeit anfallenden Betriebskosten zusammen. Für die Berechnung von Stromgestehungskosten (LCOE) für Neuanlagen gilt (Konstan- tin 2013):

A Ne: ICOE = _ a+D

LCOE Stromgestehungskosten in EUR/kWh ) Investitionsausgaben in EUR

A, Jährliche Gesamtkosten in EUR im Jahr t

M,.ı Produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in kwh ) realer kalkulatorischer Zinssatz

n wirtschaftliche Nutzungsdauer in Jahren

t Jahr der Nutzungsperiode (1, 2, ...n)

39

Die jährlichen Gesamtkosten setzen sich zusammen aus fixen und variablen Kosten für den Betrieb der Anlagen, Wartung, Instandhaltung, Reparaturen und Versicherungszahlungen. Der Anteil von Fremd- und Eigenkapital kann explizit durch die ge- wichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (Weighted average cost of capital - WACC) über den Diskontierungsfaktor (kalku- latorischer Zinssatz) in die Analyse einfließen. Er ist abhängig von der Höhe des Eigenkapitals, der Eigenkapitalrendite über die Nutzungsdauer, den Fremdkapitalkosten und dem Anteil des eingebrachten Fremdkapitals.

Für die Formel der jährlichen Gesamtkosten in der Berechnung der Stromgestehungskosten gilt außerdem:

Jährliche Gesamtkosten A, =

Fixe Betriebskosten

+ Variable Betriebskosten

(+ Restwert/Entsorgung der Anlage)

Durch die Diskontierung aller Ausgaben und der erzeugten Strommenge über die Nutzungsdauer auf den gleichen Bezugs- punkt wird die Vergleichbarkeit der Stromgestehungskosten gewährleistet.

Die Stromgestehungskosten stellen eine Vergleichsrechnung auf Kostenbasis und nicht eine Berechnung der Höhe von Ein- speisetarifen dar. Diese können nur unter Hinzunahme von wei- teren Einflussparametern berechnet werden. Eigenverbrauchs- regelungen, Steuergesetzgebung und realisierte Einnahmen der Betreiber erschweren die Berechnung eines Einspeisetarifs aus den Ergebnissen für die Stromgestehungskosten. Zusätzlich muss eingeschränkt werden, dass eine Berechnung von Strom- gestehungskosten die Wertigkeit des produzierten Stroms in- nerhalb eines Energiesystems in einer jeweiligen Stunde des Jahres nicht berücksichtigt. An dieser Stelle ist es wichtig zu betonen, dass diese Methode eine Abstraktion von der Realität darstellt, mit dem Ziel, verschiedene Erzeugungsanlagen ver- gleichbar zu machen. Die Methode ist nicht geeignet, um die Wirtschaftlichkeit einer konkreten Anlage zu bestimmen. Dafür muss eine Finanzierungsrechnung unter Berücksichtigung aller

Einnahmen und Ausgaben auf Basis eines Cashflow-Modells durchgeführt werden.

Die Berechnung der Stromgestehungskosten anhand der An- nuitätenmethode ist als Vereinfachung der Kapitalwertmetho- de zu verstehen und existiert in zwei unterschiedlichen Ausfüh- rungen. Zum einen können die Stromgestehungskosten als Quotient der annualisierten Investitions- und Betriebskosten und des durchschnittlichen Stromertrags definiert werden. Die Berechnung erfolgt anhand folgender Formel (Allan et al. 2011; Gross et al. 2007; Lai und McCulloch 2016):

A (lo + Dizo a4 * ANF

n t=1 Mı n

LCOE =

Der Annuitätenfaktor (ANF) berechnet sich wie folgt:

Aare ir» 1+08 “Tardt-1

In einer noch einfacheren Ausführung werden Stromgeste-

hungskosten unter der Annahme, dass die jährlich produzierte

Strommenge sowie die jährlichen Betriebskosten über die ge-

samte Betrachtungsdauer konstant sind, berechnet (Brown et

al. 2015; Tegen et al. 2012):

(Io « ANF) + A

LCOE = M

Die Berechnung der Stromgestehungskosten anhand der bei- den Ausführungen der Annuitätenmethode bieten zwar den Vorteil eines geringeren Rechenaufwandes, jedoch können abhängig von den gewählten Eingangsparametern starke Ab- weichungen zu der Berechnung mit der Kapitalwertmethode entstehen. Da die Anwendung der Kapitalwertmethode für die Berechnung der Stromgestehungskosten die Realität am besten abbildet, wurden die Stromgestehungskosten in der vorliegen- den Studie auf Basis der Kapitalwertmethode berechnet.

Um die Wärmeerzeugung in einer Kraft-Wärme-Kopplungs- anlage (KWK-Anlagen), wie z.B. Bioenergieanlagen und GuD- Kraftwerke, zu berücksichtigen, wird die Methodik der Wär- megutschrift ("Heat Credit“ auf Englisch) angewendet. Da KWK-Anlagen nicht nur Strom, sondern auch Wärme erzeu- gen, können die gesamten Erzeugungskosten nicht allein der Stromerzeugung zugeordnet werden. Die Wärmegutschrift, die auch als Erlös aus der Wärmeerzeugung bezeichnet wird, ist definiert als der Wert der von der KWK-Anlage abgegebenen Wärme, berechnet pro Einheit des von der Anlage über ihre

40

Lebensdauer erzeugten Stroms. Die Wärmegutschrift errechnet sich aus den Brennstoffkosten, die für die Wärmeerzeugung anfallen würden, steht aber unentgeltlich aus der in der gekop- pelten Produktion der strombetriebenen KWK-Anlage erzeug- ten Wärme zur Verfügung. Die Wärmegutschriften variieren stark von Studie zu Studie (Bratanova et al. 2015). In dieser Studie wird die Wärmegutschrift aus der Differenz zwischen dem Gesamtwirkungsgrad einer KWK-Anlage und dem elektri- schen Wirkungsgrad berechnet. Dabei ergibt sich die Differenz aus den realen Brennstoff- und Betriebskosten und denen, die anfallen, wenn das Kraftwerk ausschließlich zur Wärmeerzeu- gung genutzt wird (Koch et al. 2020; Schröder et al. 2013).

Lernkurvenmodelle

Aufbauend auf den Ergebnissen der Stromgestehungskosten für 2021 können, mit Hilfe der Marktprojektionen bis 2030 und 2040, Lernkurvenmodelle erstellt werden, die Aussagen über eine zukünftige Entwicklung der Anlagenpreise und damit auch der Stromgestehungskosten ermöglichen. Das Lernkurvenkon- zept stellt eine Beziehung zwischen der kumuliert produzierten Menge (Marktgröße) und den sinkenden Stückkosten (Produk- tionskosten) eines Gutes dar. Verdoppeln sich Stückzahlen und sinken die Kosten um 20%, so spricht man von einer Lernrate von 20% (Progress Ratio PR = 1 - Lernrate). Die Beziehung zwi- schen der zum Zeitpunkt t produzierten Menge x+, den Kosten C(x,) im Vergleich zur Ausbringungsmenge im Bezugspunkt xo und den entsprechenden Kosten C(xo) und dem Lernparameter b stellt sich folgendermaßen dar:

Für die Lernrate gilt: X _ ca) = CWICT" Xo iR=1-23%

vergleiche Ferioli et al. (2009), Wright (1936).

Durch die Prognose der Anlagenpreise C(x}) für den Betrach- tungszeitraum mittels der Lernkurvenmodelle (unter Annahme von Literaturwerten für die Lernrate bzw. PR) können somit die Stromgestehungskosten bis zum Jahr 2040 berechnet werden. In Verbindung mit Marktszenarien für die zukünftigen Jahre können den kumulierten Marktgrößen jeweils Jahreszahlen zugeordnet werden, so dass die Entwicklung der Stromgeste- hungskosten zeitlich abhängig prognostiziert werden.

Bewertung der Methodik und Verwendung von Stromge- stehungskosten

Stromgestehungskosten haben sich als eine sehr praktische und wertvolle Vergleichsgröße für unterschiedliche Erzeu- gungstechnologien hinsichtlich ihrer Kosten durchgesetzt. Die LCOE-Berechnungsmethode ist international als Benchmark an- erkannt, um die wirtschaftliche Tragfähigkeit von unterschied- lichen Erzeugungstechnologien sowie von einzelnen Projekten zu bewerten und ermöglicht die Gegenüberstellung der Erzeu- gungstechnologien bezüglich ihrer Kosten (Allan et al. 2011, S. 23; Joskow 2011, S. 10; Lai und McCulloch 2016, S. 2; Liu et al. 2015, S. 1531; Orioli und Di Gangi 2015, S. 1992). Einer der Gründe, weswegen sich die Kostenmetrik durchgesetzt hat liegt darin, dass diese sich durch eine hohe Transparenz und Anschaulichkeit auszeichnet und gleichzeitig dazu in der Lage ist, die Schlüsselfaktoren der Erzeugungskosten über die ge- samte Lebensdauer des Kraftwerkes in lediglich einer Zahl wi- derzuspiegeln (Allan et al. 2011, S. 24; Diaz et al. 2015, S. 721; Tidball et al. 2010, S. 59). Aus wirtschaftlicher Sicht beinhalten die Stromgestehungskosten die wichtigsten Faktoren, die zu dem ökonomischen Potenzial eines Projektes beitragen (Myhr et al. 2014, S. 715). Die Tatsache, dass Stromgestehungskos- ten lediglich eine Zahl darstellen, bewirkt eine starke Reduktion der Komplexität und ermöglicht einen schnellen und unkompli- zierten Vergleich unterschiedlicher Alternativen. Zudem findet der Ansatz ein breites Anwendungsfeld (Branker et al. 2011, S. 4471; Ouyang und Lin 2014, S. 65).

Jedoch sind bei der Betrachtung einer einzelnen Zahl Grenzen

gesetzt. So besteht bei einer Einzelbetrachtung der Stromge- stehungskosten aufgrund der Verengung der Sichtweise die

41

Gefahr einer Fehlinterpretation und einer daraus resultierenden Fehlentscheidung. Die Stromgestehungskosten stellt eine mit Unsicherheiten behaftete Kennzahl dar. Diese lassen sich in ers- ter Linie dadurch erklären, dass für die Berechnung sämtliche Werte bezüglich der gesamten Lebensdauer des Kraftwerkes erforderlich sind, welche zum Teil prognostiziert werden müs- sen. An dieser Stelle nennen Branker et al. (2011, S. 471) als weitere Schwachstelle, dass der Fokus oftmals zu stark auf dem statischen Wert der Stromgestehungskosten liegt, die Berechnungsgrundlage jedoch nicht transparent ist. Aus die- sem Grund ist wichtig, dass die Annahmen hinter der Kenn- zahl ausreichend begründet und nachvollziehbar sind und es muss ersichtlich sein, welche Kostenbestandteile mit einbezo- gen wurden. Joskow (2011, S. 1) hebt hervor, dass Strom ein zeitlich heterogenes Gut ist, was bedeutet, dass die Wertigkeit des Stromes von dem Zeitpunkt abhängt, zu dem er erzeugt wird. Die Wertigkeit des Stromes hängt nicht nur von der ein- gesetzten Technologie ab, sondern wird von dem Zusammen- spiel der Kraftwerke in dem betrachteten System beeinflusst. Es ist jedoch davon auszugehen, dass sich die Wertigkeit, wie sie heute in Deutschland über den Energy-Only-Markt berechnet wird, in einem System mit noch höheren Anteilen erneuerbaren Energien anders darstellen wird und der Wert der CO>-freien Stromerzeugung deutlich steigt.

Stromgestehungskosten können unterstützend zur Entschei- dungsfindung herangezogen werden. Abschließende Aussa- gen über die Wirtschaftlichkeit einer Technologie können an- hand der einzelnen Betrachtung der Stromgestehungskosten jedoch nicht getroffen werden. An dieser Stelle darf nicht in Vergessenheit geraten, dass die Stromgestehungskosten eine kostenbasierte Kennzahl sind und keine Erlöse miteinbeziehen.

Datenanhang

Niedrig Mittel Hoch 2024 1396 1445 1545 2025 11592 1676 1854 2026 17993 1928 2206 2027 2014 2197 2603 2028 2236 2483 3046 2029 2460 2781 3533 2030 2681 3087 4063 2.03j| 2895 3396 4632 2032 ss 3135 5234 2033 3330 4109 5863 2034 3547 4520 6507 2035 3760 4972 7158 2036 3948 5419 7838 2037 4106 5853 8544 2038 4270 6262 9270 2039 4441 6638 10011 2040 4618 6970 10762 2041 4803 7318 11516 2042 4995 7684 12264 2043 5195 8069 13000 2044 5403 8472 13715 2045 5619 8896 14401

Tabelle 11: Entwicklung der globalen kumulierten Leistung von PV [GWI, eigene Szenarien (Fraunhofer ISE)

Technologie Lernrate (LR) Ausbaupfad Variation der LR Variation der Ausbaupfade PV-Aufdach klein 15-90 PV mittel 10%, 20% PV niedrig, PV hoch PV-Aufdach groß 15 % PV mittel 10%, 20% PV niedrig, PV hoch PV-Freiflächenanlage 15% PV mittel 10%, 20% PV niedrig, PV hoch Wind Onshore 5% Wind Onshore Mittel 3%, 7% Wind Onshore Hoch Wind Offshore 1 Wind Offshore - -

Biogas-Anlagen - - > = Feste Biomasse - - = 2 Braunkohle - - = " Steinkohle - & 3 = GuD-Kraftwerke - - e Re Gaskraftwerke - - 2 a Tabelle 12: Übersicht der Lernrate und Ausbaupfade

In Entwicklung bis 2045 verwendet

Technologie Ausbaupfad Quelle

Wind Offshore Mittel Wind Offshore

Wind offshore GWEC 2023 500 1.625 Hoch

Wind offshore ISE 102 209 x

Wind Onshore GWEC 2016, niedrig (an-

Wind onshore Mittel gepasst von ISE) 1364 2796 x Wndisnshore Wind Onshore GWEC 2016, advanced 2255 5489

Hoch (angepasst von ISE) Wind onshore u IRENA REMap 2021 1811 4703 PV PV niedrig ISE 2681 5619 PV PV mittel ISE 3087 8396 x PV PV hoch ISE 4063 14401

Tabelle 13: Übersicht der Szenarien und Ausbauziele für PV, CSP und WEA

42

Globalstrahlung in der Bundesrepublik Deutschland

Basierend auf Satellitendaten und Bodenwerte aus dem DWD-Messnetz

„„ Mittlere Jahressummen, Zeitraum: 1981 - 2010 _

18°0

150 200 Kilometer [

1:3.750.000

Abbi (Mitı

jes bsbienFrankfurt/M, ®

sind

Deutscher Wetterdienst

Klima- und Umweltberatung, Hamburg Email: klima.hamburg@dwd.de

Abbildung 29: Mittlere Jahressumme der Globalstrahlung [kWh/m2] in der Bundesrepublik Deutschland von 1981-2010 (DWD 2013)

43

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GESCHÄFTSFELD ENERGIESYSTEMANALYSE AM FRAUNHOFER ISE

Die erneuerbaren Energietechnologien haben sich in den ver- gangenen Jahren rasant entwickelt: Die Preise sind stark ge- fallen, gleichzeitig ist die installierte Leistung von erneuerba- ren Energietechnologien stark gestiegen. Weltweit haben sich die erneuerbaren Ener-gien, insbesondere Photovoltaik und Windenergie, nicht nur zu einer wichtigen Industriesparte ent- wickelt, sondern tragen mit ihrem Wachstum auch zu starken Veränderungen im Energiesystem bei.

Aus dieser Veränderung ergeben sich neue, interessante For- schungsfragen, die hauptsächlich auf die Integration und das Zusammenspiel der erneuerbaren Energien im System abzielen: Wie ist eine kosteneffiziente Nutzung erneuerbarer Energieres- sourcen in verschiedenen Regionen zu erreichen? Wie können verschiedene Technologien miteinander kombiniert werden, um den Energiebedarf optimal zu decken? Wie wird sich das Energiesystem und die Infrastrukturen wie Netze insgesamt entwickeln? An welchen Stellen muss diese Entwicklung durch den Staat unterstützt werden?

Das Fraunhofer ISE bietet für diese Fragestellungen eine Rei- he von Lösungen an, die in den folgenden Themen abgedeckt werden:

EB Energiewirtschaftliche Analysen von Energiesystemen

BE Techno-ökonomische Bewertung von Energietechnologien

EB Dekarbonisierungsstrategien, Transformation und Sektor- analysen

BE Potentialbewertung von Energietechnologien

E Ressourcenbewertung für die Energiewende

EB Sozialwissenschaftliche Analysen zu Energietechnologien und zum Energiesystem

BE Geschäftsmodelle, Flexibilität und Vermarktung

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Am Fraunhofer ISE werden verschiedene Energietechnologien unter technischen und ökonomischen Gesichtspunkten analy- siert, wie beispielsweise anhand von Stromgestehungskosten. Weiterhin kann der Einsatz erneuerbarer Technologien für eine Versorgungsaufgabe (Land, Stadt, Unternehmen, Gebäude) durch eine Betrachtung des Zusammenspiels der Komponenten hinsichtlich bestimmter Zielkriterien optimal ausgelegt werden. Das Geschäftsfeld Energiesystemanalyse untersucht die Transfor- mation des Energiesystems mit Hilfe von sehr unterschiedlichen methodischen Ansätzen: Zum einen kann für ein bestimmtes CO>- Minderungzziel ein sektorübergreifendes Zielsystem nach minima- len volkswirtschaftlichen Kosten ermittelt werden. Zum anderen kann durch Investitionsentscheidungsmodelle aufgezeigt wer- den, wie sich das Energiesystem unter bestimmten Rahmenbedin- gungen entwickelt und wie das Zusammenspiel der Komponen- ten im Energiesystem funktioniert. Somit können unsere Modelle eine fundierte Grundlage für die Entscheidung über die Rah- menbedingungen einer zukünftigen Energieversorgung bieten.

Ein weiterer Baustein des Geschäftsfeldes Energiesystemana- lyse ist die Entwicklung von Geschäftsmodellen, die wir unter Berücksichtigung der veränderten Rahmenbedingungen in verschiedenen Märkten anbieten. Wir entwickeln Möglich- keiten, wie erneuerbare Energietechnologien in Zukunft ver- stärkt zur Anwendung kommen können, auch in Ländern, in denen sie bisher noch nicht stark verbreitet sind. Auf diese Weise bietet das Fraunhofer ISE umfassende Analysemetho- den sowie Forschung und Studien zu technologi-schen und ökonomischen Fragestellungen an, um die Herausforderun- gen eines sich ändernden Energiesystems zu bewältigen.

Weitere Informationen und Kontaktinformationen für Ihre Anfra- gen zum Geschäftsfeld Energiesystemanalyse finden Sie unter:

https://www.ise.fraunhofer.de/de/geschaeftsfelder/systeminteg- ration/energiesystemanalysen.html