mini|Geschätzte Stromgestehungskosten für neu zu errichtende Kraftwerke in Deutschland. Datenquelle: Fraunhofer ISE; Juli 2024
Stromgestehungskosten () sind in der Energiewirtschaft eine Maßeinheit, die die Kosten für die Errichtung und den jährlichen Betrieb einer Anlage ins Verhältnis zur Stromerzeugungsmenge über die gesamte Lebensdauer der Anlage setzt. Sie werden zum Beispiel in Euro oder Dollar je Megawattstunde angegeben.
Stromgestehungskosten dienen dem Vergleich von Kraftwerken mit verschiedenen Erzeugungs- und Kostenstrukturen. Sie ergeben sich aus den Kapitalkosten und den fixen und den variablen Betriebskosten. Variable Betriebskosten sind unter anderem Brennstoffkosten und Kosten für Emissionsrechte.
Die Stromgestehungskosten betrachten nur die Kosten der jeweiligen Stromerzeugungsanlagen. Für die gesamten Kosten der Stromversorgung fallen weitere von der Art der Erzeugungsanlagen abhängige Kosten an, insbesondere für die Verteilung der erzeugten elektrischen Energie über Stromnetze und bei dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen (insbesondere Windkraft- und Photovoltaikanlagen) für Speicherung und Entspeicherung oder den Kapazitätsmarkt.
Berechnung BerechnungsformelIEA, zit. nach: Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 78.:
Hierbei sind: {| style="width:100%; margin-top: 12px;" |- | || der Diskontierungsfaktor |- |Investmentt || die Investitionsausgaben im jeweiligen Jahr (Euro) |- |O&Mt || die Betriebs- und Wartungsausgaben im jeweiligen Jahr (Euro) |- |Fuelt || die Ausgaben für Brennstoffe im gegebenen Jahr (Euro) |- |Carbont || die Ausgaben für Emissionszertifikate im jeweiligen Jahr (Emissionsrechte) (Euro) |- |Decommissioningt ||die Ausgaben für Entsorgung |- |Electricityt || die produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in MWh
Erläuterung der Formel
Bestimmung der Eingangsparameter In die Formel gehen laufende Ausgaben ein. Für eine erneuerbare Anlage sind diese im Wesentlichen durch die Anlagencharakteristika bestimmt. Für eine konventionelle Anlage hängen diese von Marktpreisen ab. Dabei gehen nicht nur die Preise für Brennstoffkosten und Emissionszertifikate ein, sondern auch die viertelstündlichen Marktpreise für Strom, da die Marktpreise für Strom bestimmen, wann und wie oft die Anlage läuft. Das bestimmt wiederum die jährlichen Ausgaben für Brennstoffe und die erzeugte Strommenge (siehe Spark Spread).
Wirkung einzelner Parameter in der Formel
Zinssatz und Bauzeit Je höher der Zins und je länger die Bauzeit der Anlage, desto höher ceteris paribus die Stromgestehungskosten, denn die Investitionsausgaben im Zähler werden sofort oder innerhalb der Bauzeit fällig und vermindern sich durch die Diskontierung wenig. Dagegen findet die Stromerzeugung erst nach Abschluss des Baus statt. Die Strommenge im Nenner vermindert sich somit durch die Diskontierung stärker.
Lebensdauer und Volllaststunden Je länger die Lebensdauer der Anlage und je mehr Strom sie dabei pro Jahr erzeugt, desto kleiner sind ceteris paribus die Stromgestehungskosten. Das bedeutet, dass Annahmen über die Lebensdauer und die erreichten Volllaststunden die Höhe der Stromgestehungskosten bestimmen. Für dargebotsabhängige Erzeugung wie Wind- und Solaranlagen hängen die erreichten Volllaststunden vom Wind- und Sonneneinstrahlungsaufkommen ab. Für Erzeugung ohne Anspruch auf Erlöse aus dem Erneuerbare-Energien-Gesetz hängen die Volllaststunden von der Ausgestaltung des übrigen Kraftwerksparks ab. Kraftwerke mit relativ zum übrigen Kraftwerkspark höheren Grenzkosten stehen in der Merit Order der Kraftwerke weiter hinten und werden seltener eingesetzt. Sie müssen somit ihre Fixkosten in weniger Volllaststunden verdienen.
Stromgestehungskosten und der Kapitalwert der Investition Eine Investition in eine Stromerzeugungsanlage ist (wie jede andere Investition) genau dann wirtschaftlich, wenn der Kapitalwert , die Differenz aus diskontierten Einnahmen und diskontierten Ausgaben über die Lebenszeit der Anlage positiv ist, d. h. es gilt dann: .
Wird die Stromerzeugung mit einem garantierten Fixpreis pro erzeugte MWh vergütet, dann ist genau dann größer Null, wenn der garantierte Fixpreis größer ist als die Stromgestehungskosten: . Deshalb ist die Ermittlung der Stromgestehungskosten ein klassischer Bestandteil der Investitionsplanung einer EEG-Anlage.
Begründung:
Die Einnahmen im Jahr einer solchen fixpreisvergüteten Investition ergeben sich als . Somit bestimmt sich der Kapitalwert über die Diskontierung von Kosten und Erlösen als
Die Anlage ist wirtschaftlich, wenn positiv ist, d. h.:
Dies ist äquivalent zu:
und dies wiederum zu:
Steht auf der Einnahmenseite hingegen nicht ein Fixpreis pro erzeugte MWh, sondern in jeder Viertelstunde ein unterschiedlicher unsicherer Marktpreis, ist eine solche Umformung nicht möglich. Die Gestehungskosten sind somit als alleiniger Indikator für die Wirtschaftlichkeit einer Stromerzeugungsart problematisch. Unterschiedliche Wertbeiträge verschiedener Einspeiseprofile zur Sicherstellung der Versorgung insgesamt, die sich in unterschiedlichen Marktwerten der Einspeiseprofile widerspiegeln, und der Wert der Flexibilität einer Erzeugungsanlage für die Versorgungssicherheit, bleiben unberücksichtigt.
Stromgestehungskosten für neue Kraftwerke nach Kraftwerkstypen Europa Es ist bei der folgenden Tabelle zu erkennen, dass die Kosten für erneuerbare Energien, insbesondere Photovoltaik, sehr schnell sinken. Mit Stand 2017 sind die Gestehungskosten von Strom aus Photovoltaikanlagen beispielsweise binnen 7 Jahren um fast 75 % gefallen.
Weiterhin ist bei der folgenden Tabelle zu berücksichtigen, dass für eine Versorgung mit hohen Anteilen erneuerbaren Energien Energiespeicher zwingend erforderlich sind. Notwendig werden Speicher, wenn jährlich etwa 40 bis 60 % des Stromes von variablen erneuerbaren Energien stammt. Durch den Aufbau von Speichern erhöhen sich die Kosten der Stromversorgung; bei einer Vollversorgung mit 100 % erneuerbaren Energien würden die Kosten der Energiespeicherung ca. 20–30 % der Stromerzeugungskosten ausmachen.Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 133.
+ Stromgestehungskosten neuer Kraftwerke in Eurocent je Kilowattstunde Energieträger Publikation 2009Panos Konstantin, Praxishandbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Berlin - Heidelberg 2009, S. 294, 302, 322, 340. Publikation 2011David Millborrow, Wind edges forward in cost-per-watt battle. In: Wind Power Monthly, Jan. 2011, zit. nach: Alois Schaffarczyk Technische Rahmenbedingungen. In: Jörg v. Böttcher (Hrsg.), Handbuch Windenergie. Onshore-Projekte: Realisierung, Finanzierung, Recht und Technik, München 2012, S. 166. Studie 2012 (PDF; 4,6 MB) diverse Einzeldaten (Stand 2012) Studie 2013Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien November 2013 (PDF; 8,3 MB) Studie 2015 (Nicht mehr online verfügbar), archiviert vom Original am 4. Februar 2022, abgerufen am 13. Oktober 2017, Autor: VGB PowerTech Studie 2018Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien März 2018. Abgerufen am 21. März 2018. Studie 2021 Studie 2024 Kernenergie5,0Bei Anschaffungspreis von 4,2 Mrd. Euro.6–10–7,0–9,0; 7,0–10,0; –3,6–8,4––7–12; 13,6–49,0 Braunkohle4,6–6,5Mit bzw. ohne kostenloser Zuteilung von Emissionszertifikaten. 4,5–10In der Quelle wird nicht zwischen Braunkohle und Steinkohle unterschieden.––3,8–5,32,9–8,44,59–7,9810,38–15,3415,1–25,7 Steinkohle4,9–6,84,5–10––6,3–8,04,0–11,66,27–9,8611,03–20,0417,3–29,3 Erdgas (GuD)5,7–6,74–7,5–7,5–9,8 5,3–16,87,78–9,967,79–13,0610,9–18,1 Wasser–––––2,2–10,8–– Wind Onshore9,35–136,5–8,16,35–11,1; (PDF; 3,8 MB). Studie der Deutschen Windguard. Abgerufen am 13. November 2013. 4,5–10,72,9–11,43,99–8,233,94–8,294,3–9,2 Wind Offshore–12–1811,2–18,3–11,9–19,46,7–16,97,49–13,797,23–12,135,5–10,3 Biomasse–––13,5–21,5–10,14–14,747,22–17,2611,5–23,5 Photovoltaik-Kleinanlage (DE)––13,7–20,3–9,8–14,2–7,23–11,545,81–11,016,3–14,4 Photovoltaik-Großkraftwerk32–10,7–16,77,9–11,63,5–18,03,71–8,463,12–5,74,1–6,9
Im Vereinigten Königreich wurde 2013 für das neu zu bauende Kernkraftwerk Hinkley Point C eine Einspeisevergütung von 92,50 Pfund/MWh zu Preisen von 2012 (derzeit umgerechnet €/MWh)Umrechnung mit Wechselkurs vom und UK-Verbraucherpreisindex seit 2012. zuzüglich Inflationsausgleich mit einer Laufzeit von 35 Jahren festgelegt. Diese lag zu diesem Zeitpunkt unterhalb der Einspeisevergütung für große Photovoltaik- und Offshore-Windkraftanlagen und oberhalb von Onshore-Windkraftanlagen.Carsten Volkery: Kooperation mit China: Großbritannien baut erstes Atomkraftwerk seit Jahrzehnten, In: Spiegel Online vom 21. Oktober 2013.gov.uk: Hinkley Point C Contracts for the Hinkley Point C, veröffentlicht am 29. September 2016. Abgerufen am 1. Februar 2022
Im Jahr 2019 gab es Ausschreibungen für neue Offshore-Windparks im Vereinigten Königreich, bei denen die Kosten auf bis zu 3,96 pence pro kWh (4,47 ct) gesunken sind.
Im selben Jahr gab es Ausschreibungen in Portugal für Photovoltaikanlagen, bei der der Preis für das günstigste Projekt bei 1,476 ct/kWh liegt.
Deutschland
Seit 2017 werden die anzulegenden Werte und damit die Förderung von der Bundesnetzagentur in regelmäßigen Auktionen nach Erzeugungsart ausgeschrieben. Den Zuschlag erhält, wer am wenigsten Förderung verlangt. Die Ausschreibungen brachten zunächst starke Kostensenkungen mini|420x420px|Ausschreibungsergebnisse Solar Freifläche von 2015 bis 2023, Quelle: Bundesnetzagentur Die seit 2018 für Solar Freifläche geforderten anlegbaren Preise liegen bei ca. 5 ct/kWh. Im Jahr 2023 gab es deutliche Preisausschläge nach oben, es wurden bis zu 7ct/kWh verlangt. Der Preistiefpunkt war 2017. Bei der Ausschreibung im Juli 2024 lag der niedrigste Gebotswert eines Gebotes, das einen Zuschlag erhielt, bei 4,5 ct/kWh, der höchste Zuschlagswert lag bei 5,24 ct/kWh, der durchschnittliche Zuschlagswert bei 5,05 ct/kWh. mini|420x420px|Ergebnisse der Ausschreibungen der Bundesnetzagentur zu Solar auf Dach, Quelle: Bundesnetzagentur In der Kategorie Solar auf Dach werden deutlich höhere anlegbare Preise teilweise über 10 ct/kWh verlangt. Ein Trend zu sinkenden Kosten ist derzeit nicht erkennbar. Bei der Ausschreibung im Oktober 2024 lag der niedrigste Gebotswert eines Gebotes, das einen Zuschlag erhielt, bei 7,45 ct/kWh, der höchste bei 9,69 ct/kWh und der durchschnittliche bei 9,04 ct/kWh. mini|420x420px|Mittlerer Anlegbarer Preis für bezuschlagte Windanlagen an Land, Quelle: Ausschreibungsdaten der Bundesnetzagentur. Die in den jeweiligen Auktionen geforderten anlegbaren Preise bezuschlagter Windanlagen an Land lagen seit 2018 recht stabil bei um die 6 ct/kWh, sind aber 2023 um über 1 ct/kWh angestiegen. Bei der Ausschreibung im November 2024 lag der niedrigste Gebotswert eines Gebotes, das einen Zuschlag erhielt, bei 6,93 ct/kWh, der höchste bei 7,23 ct/kWh und der durchschnittliche Zuschlagswert bei 7,15 ct/kWh.