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Stromgestehungskosten

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Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke in Deutschland. Datenquelle: Fraunhofer ISE; Juni 2021[1]

Stromgestehungskosten (englisch Levelized Cost of Electricity, LCOE) 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.[2] Sie werden zum Beispiel in Euro oder Dollar je Megawattstunde angegeben.

Die Stromgestehungskosten ergeben sich aus den Kapitalkosten und den fixen und den variablen Betriebskosten. Variable Betriebskosten sind unter anderem Brennstoffkosten und Kosten für Emissionsrechte.

Nicht inbegriffen sind Kosten für die Verteilung der erzeugten elektrischen Energie.

Stromgestehungskosten dienen dem Vergleich von Kraftwerken mit verschiedenen Erzeugungs- und Kostenstrukturen.

Berechnung

Berechnungsformel[3][2]:

Hierfür stehen:

für den Diskontierungsfaktor
Investmentt für die Investitionsausgaben im jeweiligen Jahr (Euro)
O&Mt für die Betriebs- und Wartungskosten im jeweiligen Jahr (Euro)
Fuelt für die Brennstoffkosten im gegebenen Jahr (Euro)
Carbont für die Kosten der Kohlenstoffdioxidemissionen im jeweiligen Jahr (Emissionsrechte) (Euro)
Decommissioningt für die Entsorgungskosten bzw. den Restwert im jeweiligen Jahr (Euro)
Electricityt für die produzierte Strommenge im jeweiligen Jahr in kWh

Erläuterung der Formel

Bestimmung der Eingangsparameter

In die Formel gehen laufende Kosten 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 CO2 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 jährliche Höhe der Brennstoffkosten (siehe Spark Spread). Gleiches gilt für die erzeugte Strommenge .

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 Investitionskosten 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 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.

SGK 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 Erlösen und diskontierten Aufwänden 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 Erlöse 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 Erlösseite 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.[4] 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.[5]

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.[6]

Stromgestehungskosten neuer Kraftwerke in Eurocent je Kilowattstunde
Energieträger Publikation 2009[7] Publikation 2011[8] Studie 2012[9] diverse Einzeldaten (Stand 2012) Studie 2013[10] Studie 2015[11] Studie 2018[12] Studie 2021[1]
Kernenergie 5,0[13] 6–10 – 7,0–9,0;[14] 7,0–10,0;[15] 10,5[16] – 3,6–8,4 – –
Braunkohle 4,6–6,5[17] 4,5–10[18] – – 3,8–5,3 2,9–8,4 4,59–7,98 10,38–15,34
Steinkohle 4,9–6,8[17] 4,5–10[18] – – 6,3–8,0 4,0–11,6 6,27–9,86 11,03–20,04
Erdgas (GuD) 5,7–6,7[17] 4–7,5 – 9,4[16] 7,5–9,8 5,3–16,8 7,78–9,96 7,79–13,06
Wasser – – – – – 2,2–10,8 – –
Wind Onshore 9,3 5–13 6,5–8,1 6,35–11,1;[19] 11,8[16] 4,5–10,7 2,9–11,4 3,99–8,23 3,94–8,29
Wind Offshore – 12–18 11,2–18,3 14,3–15,1[16] 11,9–19,4 6,7–16,9 7,49–13,79 7,23–12,13
Biomasse (Gas) – – – 12,6[16] 13,5–21,5 – 10,14–14,74 7,22–17,26
Photovoltaik-Kleinanlage (DE) – – 13,7–20,3 – 9,8–14,2 – 7,23–11,54 5,81–11,01
Photovoltaik-Großkraftwerk 32 – 10,7–16,7 10,0[20]; 18,5[16] 7,9–11,6 3,5–18,0 3,71–8,46 3,12–5,7

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 172 €/MWh)[21] 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.[22][23][24]

In Deutschland brachten die seit dem Jahr 2017 durchgeführten Ausschreibungen starke Kostensenkungen. Bei einer Ausschreibung für Offshore-Windparks verzichtete mindestens ein Anbieter gänzlich auf öffentliche Förderung und war bereit das Projekt alleine über den Markt zu finanzieren. Der höchste Förderpreis, der noch einen Zuschlag erhielt, lag bei 6,00 ct/kWh.[25] Bei einer Ausschreibung für Windpark-Projekte an Land wurde eine mittlere Vergütung von 5,71 ct/kWh erreicht, bei einer zweiten Ausschreibungsrunde von 4,29 ct/kWh.[26]

Weiter sinkenden Kosten für die Windenergie an Land in Deutschland widerspricht eine Studie der Deutsche Windguard aus dem Jahr 2022. Diese erhebt regelmäßig im Rahmen einer Beratung des BMWK Kostendaten für die Windenergie an Land bei Projektentwicklern, Herstellern und Banken. Vor dem Hintergrund deutlicher Unterzeichnungen bei vergangenen Ausschreibungen und Berichten über stark gestiegene Stromgestehungskosten bei Windenergie an Land nahm sie eine Neuerhebung von Kostendaten auf Basis von Datenmeldungen bis Ende 2022 vor. Im Ergebnis prognostiziert die Studie der Firma für eine beispielhafte Anlage eine Kostensteigerung von 43 % von 4,8 ct pro kW für das Ausschreibungsjahr 2021 auf 6,8 ct pro kWh für das Ausschreibungsjahr 2025. Für das Jahr 2021 wurden dabei Kosten-Spannweiten von 4,1 bis 8,9 ct/kWh und für das Jahr 2025 Kostenspannweiten von 5,8 bis 12,9 ct/kWh ermittelt.[27]

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.[28]

Im selben Jahr gab es Ausschreibungen in Portugal für Photovoltaikanlagen, bei der der Preis für das günstigste Projekt bei 1,476 ct/kWh liegt.[29]

Vereinigte Staaten

Geschätzte Stromgestehungskosten jetzt geplanter Kraftwerke mit Inbetriebnahme 2018 in US-Dollar/MWh (Stand 2013)[30]
Kraftwerkstyp Kapazitäts-
faktor		 Gemittelte
Kapital-
kosten		 Instandhaltungskosten Netz-
kosten		 Strom-
gestehungs-
kosten
fix variabel
(inkl. Brennstoff)
Konventionelles Kohlekraftwerk 85 65,7 4,1 29,2 1,2 100,1
Fortgeschrittenes Kohlekraftwerk 85 84,4 6,8 30,7 1,2 123
Fortgeschrittenes Kohlekraftwerk mit CCS 85 88,4 8,8 37,2 1,2 135,5
Konventionelles GuD-Kraftwerk 87,8 15,8 1,7 48,4 1,2 67,1
Fortgeschrittenes GuD-Kraftwerk 87 17,4 2,0 45,0 1,2 65,6
Fortgeschrittenes GuD-Kraftwerk mit CCS 87 34,0 4,1 54,1 1,2 93,4
Konventionelle Gasturbine 30 44,2 2,7 80,0 3,4 130,3
Fortgeschrittene Gasturbine 30 30,4 2,6 68,2 3,4 104,6
Fortgeschrittenes Kernkraftwerk 90 83,4 11,6 12,3 1,1 108,4
Geothermiekraftwerk 92 76,2 12,0 0,0 1,4 89,6
Biomassekraftwerk 83 53,2 14,3 42,3 1,2 111,0
Windenergie 34 70,3 13,1 0,0 3,2 86,6
Offshore-Windenergie 37 193,4 22,4 0,0 5,7 221,5
Photovoltaik 25 130,4 9,9 0,0 4,0 144,3
Sonnenwärmekraftwerk 20 214,2 41,4 0,0 5,9 261,5
Wasserkraft 52 78,1 4,1 6,1 2,0 90,3

Die aktualisierte Version der Untersuchung aus dem Jahr 2018 zeigt eine deutliche Kostenreduktion im Bereich der erneuerbaren Energien:

Geschätzte Stromgestehungskosten neu geplanter Kraftwerke mit Inbetriebnahme 2022 in US-Dollar/MWh (Stand 2018)[31]
Kraftwerkstyp Kapazitäts-
faktor		 Gemittelte
Kapital-
kosten		 Instandhaltungskosten Netz-
kosten		 Strom-
gestehungs-
kosten
fix variabel
(inkl. Brennstoff)
Windenergie 41 43,1 13,4 0,0 2,5 59,1
Offshore-Windenergie 45 115,8 19,9 0,0 2,3 138,0
Photovoltaik 29 51,2 8,7 0,0 3,3 63,2
Sonnenwärmekraftwerk 25 128,4 32,6 0,0 4,1 165,1
Wasserkraft 64 48,2 9,8 1,8 1,9 61,7

Im Sommer 2014 hat die Investmentbank Lazard mit Sitz in New York eine Studie zu den aktuellen Stromgestehungskosten der Photovoltaik in den USA im Vergleich zu konventionellen Stromerzeugern veröffentlicht. Die günstigsten großen Photovoltaikkraftwerke können Strom mit 60 USD pro MWh produzieren. Der Mittelwert solcher Großkraftwerke liegt aktuell bei 72 USD pro MWh und die Obergrenze bei 86 USD pro MWh. Im Vergleich dazu liegen Kohlekraftwerke zwischen 66 USD und 151 USD pro MWh, Atomkraft bei 124 USD pro MWh. Kleine Photovoltaikaufdachanlagen liegen jedoch noch bei 126 bis 265 USD pro MWh, welche jedoch auf Stromtransportkosten verzichten können. Onshore-Windkraftanlagen liegen zwischen 37 und 81 USD pro MWh. Ein Nachteil sehen die Stromversorger der Studie nach in der Volatilität von Solar- und Windstrom. Eine Lösung sieht die Studie in Batterien als Speicher (siehe Batterie-Speicherkraftwerk), die bislang jedoch noch teuer seien.[32] Eine aktualisierte Fassung der Lazard-Studie erschien im November 2017.[33] Als niedrigster Wert für große Photovoltaikkraftwerke werden dort 43 USD pro MWh, für Wind 30 USD pro MWh genannt.

In einem Stromabnahmevertrag in den USA vom Juli 2015 mit einer Laufzeit von 20 Jahren wird der Solarstrom mit 38,7 US-$ pro MWh (3,87 $ct/kWh) vergütet. Die Solaranlage, die diesen Solarstrom produziert, steht in Nevada (USA) und hat 100 MW Leistung.[34] Im Juni 2018 wurden von Nevada Power Verträge für Solarstrom mit einer Vergütung von 21,55 US-$ pro MWh (2,155 $ct/kWh) abgeschlossen.[35]

Sonstige Länder

Für einen Bauabschnitt des Sheikh Mohammed Bin Rashid Solar Parks über 800 MW Photovoltaik wurde im Frühjahr 2016 bei einer Ausschreibung ein Gebot von 0,0299 US-$ pro Kilowattstunde Solarstrom erzielt.[36]

Ende 2017 bot der Gewinner eines neuen Solar Parks in Mexiko über 104MWp die Stromentstehungskosten mit 0,02057 US-$ pro Kilowattstunde an.[37]

Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit

Für eine Betrachtung der Wirtschaftlichkeit sind grundsätzlich nicht nur (Gestehungs-)Kosten, sondern auch die Erlöse für den erzeugten Strom zu betrachten. Der pro kWh am Markt erzielbare Erlös einer Erzeugungsanlage hängt von dem eingespeisten 1/4-stündlichen Profil ab, da in jeder Viertelstunde unterschiedliche Marktpreise gelten (siehe Stromhandel).

Sofern eine Anlage Anspruch auf Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz hat, steht auf der Erlösseite betriebswirtschaftlich ein Fixpreis pro erzeugte kWh. Volkswirtschaftlich sollten die Gestehungskosten auch in diesem Fall dem Marktwert des erzeugten Stroms, das heißt den auf dem Strommarkt erzielten Erlösen gegenübergestellt werden. Diese sind seit Jahren wegen der hohen Korrelation (Gleichzeitigkeit) der Wind- und Solareinspeisung niedriger als der durchschnittliche Börsenpreis, wobei der Abstand zum durchschnittlichen Börsenpreis mit zunehmender installierter Wind- und Solarkapazität größer wird.[38][39] Ein entsprechender Vergleich wird monatlich auf der Seite Netztransparenz für alle Erzeuger nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz veröffentlicht.[40]

Für konventionelle Kraftwerke steht auf der Erlösseite auch betriebswirtschaftlich der im Stromhandel erzielte Marktpreis für den vom Kraftwerk erzeugten Stromfahrplan. Relevant ist somit die Differenz zwischen dem Marktwert des Stromfahrplans und dem Marktwert des benötigten Brennstoffs (der sogenannte Spark-Spread beziehungsweise Dark-Spread).[41] Für eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung werden daher zunächst Strom- und Brennstoffpreise prognostiziert und auf dieser Basis ein optimaler Einsatz des Kraftwerks ermittelt. Spitzenkraftwerke fahren auf Basis einer solchen Rechnung selten und nur zu teuren Stunden, ihr Einspeiseprofil erzielt pro kWh einen Preis, der deutlich über dem durchschnittlichen Börsenpreis liegt. Dem stehen hohe Stromgestehungskosten gegenüber. Grundlastkraftwerke fahren durch und erzielen den mittleren Börsenpreis. Sie haben relativ niedrige Stromgestehungskosten. Trotz unterschiedlicher Gestehungskosten können beide prinzipiell wirtschaftlich sein. In beiden Fällen ergeben sich aus dem optimalen Einsatzfahrplan Erlöse aus dem Strommarkt und Aufwände aus dem Kauf von Brennstoff und Emissionsberechtigungen. Daraus errechnet sich eine Marge, die über den Amortisationszeitraum des Kraftwerks die Investitionskosten decken muss.[41]

Die Stromgestehungskosten für einen Kraftwerkstyp hängen somit bei einem konventionellen Kraftwerk von der Gesamtkonstellation des Kraftwerksparks ab, da dieser die Einsatzhäufigkeit des Kraftwerks bestimmt. Auch die erzielbaren Strommarkterlöse für den jeweiligen Kraftwerkstyp hängen von der Gesamtkonstellation des Kraftwerksparks ab, da diese die Position des Kraftwerks in der Merit-Order (Angebots- und Nachfragekurve des Strommarktes) bestimmt.[41][42] Der Ausbau Erneuerbarer führt somit zu sinkender Einsatzhäufigkeit der konventionellen Erzeugung und damit unabhängig von technischen Entwicklungen zu steigenden Gestehungskosten, da gleichbleibende Investitionskosten auf immer weniger Einsatzstunden umgelegt werden müssen. Weiterhin senkt der Ausbau der Erneuerbaren durch ihre Auswirkung auf die Merit-Order die erzielbaren Marktpreise.[42]

Die hier betrachteten Stromgestehungskosten ermitteln kalkulatorisch unter Annahmen zu künftigen Brennstoff- und Finanzierungskosten die Vollkosten eines neu zu bauenden Kraftwerks. Die Wirtschaftlichkeit eines bestehenden Kraftwerks hängt davon ab, zu welchen Kosten es seinerzeit tatsächlich gebaut wurde, welche weiteren Investitionen seither getätigt wurden, welche Zinsaufwände auf Basis der tatsächlichen Finanzierungskonditionen zu leisten sind, wie weit die Investitionen bereits amortisiert und abgeschrieben sind und welche aktuellen Marktpreise für Strom und Brennstoffe auf Spot- und Terminmärkten gelten.

Kosten der Versorgung insgesamt (mit Speicherkosten)

Niedrige Stromgestehungskosten für einzelne Technologien der Energieerzeugung mit erneuerbaren Energien bedeuten nicht, dass die Stromversorgung insgesamt zu solchen Kosten sichergestellt werden kann, wenn nur die erneuerbare Erzeugung entsprechend ausgebaut wird.

Zunächst ist zu beachten, dass die derzeitige Wind- und Solareinspeisung zu viel höheren Kosten erzeugt, vergütet und dem Stromkunden berechnet wird, als derzeitige Stromgestehungskosten nahelegen. Dies liegt daran, dass derzeitige Bestandsanlagen zu höheren Kosten geplant und gebaut wurden.[43]

Damit das Netz stabil bleibt, muss die Stromerzeugung zu jedem Zeitpunkt mit der Last übereinstimmen.[44] Da Wind- und Solarerzeugung nicht immer zur Verfügung stehen, sind für die Stromversorgung somit Reservekraftwerke oder Speichertechnologien erforderlich.[45]

Last, Wind- und Solareinspeisung und derzeitige Residuallast (rot) in Deutschland und Luxemburg im Januar 2024, Daten Entso-E Transparenzplattform

Bei einer Einschätzung, zu welchen Kosten die gesamte Stromlast aus erneuerbaren Energien bereitgestellt werden kann, ist also eine verbleibende Residuallast zu betrachten, die aus erneuerbaren Energien nicht direkt erzeugt werden kann und mithilfe von Speichertechnologien aus anderen Zeiträumen transferiert werden muss, wenn sie nicht weiterhin durch konventionelle Kraftwerke erzeugt werden soll.

In die Gestehungskosten, zu denen diese Residuallast bereitgestellt werden kann, gehen die Gestehungskosten für die ursprüngliche Erzeugung, der Wirkungsgrad des Speichers und die Investitionskosten des Speichers ein. Wirkungsgrade von derzeit verfügbaren Speichertechnologien haben ein weites Spektrum von nur 35 % für Wasserstoff über 75 % für Pumpspeicher bis zu 93 % für Schwungmassenspeicher (Energiespeicherung im Sekunden- bis Minutenbereich).[46] Ein Wirkungsgrad von 35 % bedeutet dabei, dass 1/0,35 = 2,86 mal soviel Strom eingespeichert werden muss, wie man am Ende erhält. Entsprechend kostet die Restlast-Zeitreihe dann auch pro MWh 2,86 mal so viel wie die ursprünglichen Gestehungskosten, in diesem Fall also deutlich mehr als die Deckung der Residuallast durch konventionelle Kraftwerke. Zusätzlich müssen auch hier die Investitionskosten des Speichers über den Amortisationszeitraum gedeckt werden, gegebenenfalls fallen auch Transportkosten des Speichermediums an, was sich in weiteren Kosten pro MWh niederschlägt.

Eine bezahlbare Stromversorgung mit erneuerbaren Energien hängt also wesentlich von der Verfügbarkeit und technischen Weiterentwicklung von Speichertechnologien ab.

Externe Kosten

Bei der Stromerzeugung treten verschiedene Effekte auf, die externe Kosten verursachen. Diese externen Kosten sind nicht oder nur teilweise im Strompreis und auch nicht in den Gestehungskosten enthalten, sondern werden von der Allgemeinheit in unterschiedlichem Ausmaß getragen. Zur Berechnung der gesamtgesellschaftlichen Kosten müssen die externen Kosten zu den Gestehungskosten hinzugerechnet werden.[47] Nach dem Verursacherprinzip müssten diese Kosten zusätzlich über den Strompreis erbracht werden, um eine Wettbewerbsverzerrung zwischen konventionellen und erneuerbaren Energieträgern im Bereich der Stromerzeugung zu vermindern.

Da externe Effekte diffus in ihrer Auswirkung sind, können diese Kosten nicht direkt monetär bewertet, sondern nur durch Schätzungen ermittelt werden. Ein Ansatz, die Kosten der Umweltbelastung der Stromerzeugung herzuleiten, ist die Methodenkonvention des Umweltbundesamtes. Danach betragen die externen Kosten der Stromproduktion aus Braunkohle 10,75 ct/kWh, aus Steinkohle 8,94 ct/kWh, aus Erdgas 4,91 ct/kWh, aus Photovoltaik 1,18 ct/kWh, aus Wind 0,26 ct/kWh und aus Wasser 0,18 ct/kWh.[48] Für Atomenergie gibt das Umweltbundesamt keinen Wert an, da die Ergebnisse unterschiedlicher Studien um den Faktor 1000 schwanken. Es empfiehlt, die Atomenergie angesichts dieser großen Unsicherheit mit den Kosten des nächstschlechteren Energieträgers zu bewerten.[49] Aufbauend auf dieser Empfehlung des Umweltbundesamtes und mit eigenen Ansätzen unterlegt, gibt das Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft die externen Kosten der Umweltbelastung für Atomenergie mit 10,70 bis 34,00 ct/kWh an.[50]

Einzelnachweise

  1. ↑ a b Christoph Kost, Shivenes Shammugam, Verena Fluri, Dominik Peper, Aschkan Davoodi Memar, Thomas Schlegl: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien. Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme ISE, Freiburg Juni 2021 (fraunhofer.de [PDF]).
  2. ↑ a b Gestehungskosten von Strom im Vergleich. Deutscher Bundestag, S. 4, abgerufen am 25. Februar 2024.
  3. ↑ IEA, zit. nach: Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 78.
  4. ↑ Levelized Costs of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2022. S. 3 unten, abgerufen am 26. Februar 2024.
  5. ↑ Nancy M. Haegel et al.: Terawatt-scale photovoltaics: Trajectories and challenges. In: Science. Band 356, Nr. 6334, 2017, S. 141–143, doi:10.1126/science.aal1288.
  6. ↑ Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 133.
  7. ↑ Panos Konstantin, Praxishandbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Berlin - Heidelberg 2009, S. 294, 302, 322, 340.
  8. ↑ David 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.
  9. ↑ Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien Mai 2012 (PDF; 4,6 MB)
  10. ↑ Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien November 2013 (PDF; 8,3 MB)
  11. ↑ Studie Levelised Cost of Electricity 2015 (Nicht mehr online verfügbar), archiviert vom Original am 4. Februar 2022, abgerufen am 13. Oktober 2017, Autor: VGB PowerTech
  12. ↑ Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien März 2018. Abgerufen am 21. März 2018.
  13. ↑ Bei Anschaffungspreis von 4,2 Mrd. Euro.
  14. ↑ Die Franzosen zweifeln an der Atomkraft. 6. Dezember 2012, abgerufen am 12. Dezember 2012.
  15. ↑ E.ON und RWE kippen AKW-Pläne in Großbritannien. 29. März 2012, archiviert vom Original (nicht mehr online verfügbar) am 3. Januar 2014; abgerufen am 30. März 2012.  Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.@1@2Vorlage:Webachiv/IABot/de.reuters.com
  16. ↑ a b c d e f Electricity Generation Costs. (PDF-Datei, 1,1 MB) Department of Energy & Climate Change, 19. Dezember 2013, S. 18, abgerufen am 3. Juni 2014 (englisch).
  17. ↑ a b c Mit bzw. ohne kostenloser Zuteilung von Emissionszertifikaten.
  18. ↑ a b In der Quelle wird nicht zwischen Braunkohle und Steinkohle unterschieden.
  19. ↑ Kostensituation der Windenergie an Land in Deutschland (Memento vom 13. November 2013 im Internet Archive) (PDF; 3,8 MB). Studie der Deutschen Windguard. Abgerufen am 13. November 2013.
  20. ↑ Bundesverband Erneuerbare Energie: Solarstrom kostet nur noch minimal mehr als Strom aus Gas- und Atomkraftwerken; Photovoltaik-Folgekosten sehr gering (Memento vom 16. Oktober 2014 im Internet Archive)
  21. ↑ Umrechnung mit Wechselkurs vom 30. Juni 2025 und UK-Verbraucherpreisindex seit 2012.
  22. ↑ Electricity Market Reform – Delivery Plan. (PDF, 1,5 MB) Department of Energy and Climate Change, Dezember 2013, abgerufen am 4. Mai 2014 (englisch).
  23. ↑ Carsten Volkery: Kooperation mit China: Großbritannien baut erstes Atomkraftwerk seit Jahrzehnten, In: Spiegel Online vom 21. Oktober 2013.
  24. ↑ gov.uk: Hinkley Point C Contracts for the Hinkley Point C, veröffentlicht am 29. September 2016. Abgerufen am 1. Februar 2022
  25. ↑ Ausschreibung Windanlagen auf See. Bundesnetzagentur, abgerufen am 5. September 2021.
  26. ↑ Beendete Ausschreibungen - Windanlagen an Land. Bundesnetzagentur, abgerufen am 5. September 2021.
  27. ↑ Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung eines Erfahrungsberichtes gemäß § 97 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2017) zum spartenspezifischen Vorhaben Windenergie an Land. Abgerufen am 19. Februar 2024.
  28. ↑ Jillian Ambrose: New windfarms will not cost billpayers after subsidies hit record low. In: The Guardian. 20. September 2019, ISSN 0261-3077 (theguardian.com [abgerufen am 3. Oktober 2019]).
  29. ↑ Mike Parr says: Portugal's solar energy auction breaks world record. In: www.euractiv.com. 31. Juli 2019, abgerufen am 3. Oktober 2019 (britisches Englisch).
  30. ↑ Levelized Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2013 (PDF; 726 kB). U.S. Energy Information Administration (Januar 2013). Abgerufen am 17. September 2013.
  31. ↑ Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2018 (PDF; 726 kB). U.S. Energy Information Administration (March 2018). Abgerufen am 2. April 2018.
  32. ↑ Solarstrom ist wettbewerbsfähig. photovoltaik.eu, 26. November 2014, S. 1, abgerufen am 26. November 2014 (Stand: November 2014).
  33. ↑ Lazard's Levelized Cost of Energy Analysis (LCOE 11.0). Abgerufen am 2. April 2018 (Stand: November 2017).
  34. ↑ Buffet bekommt Solarstrom von First Solar zum Schnäppchenpreis. pv-magazine.de, 8. Juli 2015, S. 1, abgerufen am 8. Juli 2015 (Stand: Juli 2015).
  35. ↑ Warren Buffett secures amazing low prices for 1GW of solar. reneweconomy.com.au, 15. Juni 2018, S. 1, abgerufen am 15. Juni 2018 (Stand: Juni 2018).
  36. ↑ MESIA und DEWA melden Rekordgebot bei Photovoltaik-Ausschreibung: 0,0299 USD/kWh Solarstrom. solarserver.de, 1. Mai 2016, S. 1, archiviert vom Original (nicht mehr online verfügbar) am 11. Mai 2016; abgerufen am 11. Mai 2016.
  37. ↑ Trina Solar secured 104 MW of solar in third Mexico auction. In: pv magazine International. (pv-magazine.com [abgerufen am 9. Januar 2018]).
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