Formeln für Kostenfunktionen: Difference between revisions
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Zur Berechnung der Entladung muss die Menge an Entladungen (bzw. Ladungen) pro Jahr bekannt sein. Diese kann in der unteren rechten Ecke angegeben werden. Der Standardwert ist 100 Ladungen/Entladungen pro Jahr. So wird davon ausgegangen, dass der Speicher im Durchschnitt etwa jeden 3. Tag vollständig entladen wird. Weiterhin wirken sich die Ladekosten auf die Kosten pro MWh Entladung aus. Bei Verwendung der Kostenfunktion im HYBRID-Modul werden die realen Annahmen aus der jeweiligen Simulation verwendet, von der aus das Kostenmodell aufgerufen wird. Dies wird auch für die Berechnung von LCOS (Levelized Costs Of Storage) verwendet. | Zur Berechnung der Entladung muss die Menge an Entladungen (bzw. Ladungen) pro Jahr bekannt sein. Diese kann in der unteren rechten Ecke angegeben werden. Der Standardwert ist 100 Ladungen/Entladungen pro Jahr. So wird davon ausgegangen, dass der Speicher im Durchschnitt etwa jeden 3. Tag vollständig entladen wird. Weiterhin wirken sich die Ladekosten auf die Kosten pro MWh Entladung aus. Bei Verwendung der Kostenfunktion im HYBRID-Modul werden die realen Annahmen aus der jeweiligen Simulation verwendet, von der aus das Kostenmodell aufgerufen wird. Dies wird auch für die Berechnung von LCOS (Levelized Costs Of Storage) verwendet. | ||
Für das Allgemeine Kostenmodell und Batterien (Speicher) wurden | Für das Allgemeine Kostenmodell und Batterien (Speicher) wurden seit 2020 keine Änderungen vorgenommen. Die Marktbewegungen machen es zum Zeitpunkt des Schreibens dieser Dokumentation schwer, Entwicklungstrends zu erkennen. | ||
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Latest revision as of 11:29, 27 February 2024
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Die in windPRO verwendeten Kostenfunktionen basieren auf einer umfassenden Studie von Per Nielsen (EMD) im Frühjahr 2020. Dabei wurden mehrere Datenquellen von NREL, Danish Energy Agency in Kombination mit internen Daten für kürzlich errichtete Projekte in Dänemark und aus Internetrecherchen verwendet.
Im Sommer 2022 wurden Anpassungen aufgrund von Kostensteigerungen vorgenommen, die teilweise auf eine gestiegene Inflation, teilweise auf höhere Rohstoffkosten zurückzuführen sind.
Da sich die tatsächlichen Kosten je nach Hersteller, Qualität, Region, Transportentfernung etc. erheblich unterscheiden, sollten die Kostenfunktionen nur als erste Einschätzung angesehen werden.
Spätestens wenn das Projekt von der ersten Bewertungsphase in die Entscheidungsphase übergeht, sollten die Informationen durch konkrete Angebote oder Daten aus Vergleichsprojekten abgesichert werden. Die Kostenfunktionen können während der gesamten Projektbearbeitung sukzessive verfeinert werden, siehe Kalibrierung von Kostenfunktionen.
Wind
Die Kostenfunktionen basieren auf der Analyse einer Vielzahl WEA-Typen und Literaturstudien, um herauszufinden, welche Parameter die Kosten maßgeblich bestimmen.
Abkürzungen für Parameter, die in WEA-Kostenformeln verwendet werden:
| kW | Turbinenleistung (kW) | |
| MW | Projektleistung (MW) | |
| RD | Rotordurchmesser (m) | |
| RA | Rotorfläche (m²) | |
| HH | Nabenhöhe (m) | |
| SP | Spezifische Leistung (W/m²) | |
| IA | Inter-Array-Abstand (m) | |
| No | Anzahl der WEA | |
| WD | Wassertiefe | |
| CD | Coast Distance |
Für Windkraftanlagen werden die folgenden Formeln mit den Werten für das Jahr 2020 und den Aktualisierungen für 2022 erstellt:
WEA
A * SP + B + (C * HH * RA + D) / kW [k€/MW]
| Mit: | |||
| A = | -0,5 | [(k€/MW) / (B/m²)] | |
| B = | 925 | (2020: 750) | |
| C = | 0,53 | [€/m³] | |
| D = | 5500 | [€] |
Der Kostenanstieg für Windenergieanlagen von 2020 bis 2022 ist sehr hoch (ca. 25%), vor allem aufgrund der Rohstoffkostenentwicklung, aber auch der höheren Inflation. Im Folgenden wird ein Kostenfunktionscheck für die Werte von 2020 und 2022 in Abhängigkeit von der spezifischen Leistung der WEA gezeigt, basierend auf den Listenpreisen für in Dänemark zum Verkauf stehende Turbinen eines großen Herstellers, der einen großen Teil des Weltmarktes repräsentiert.
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Die Kosten für Typen mit unterschiedlicher spezifischer Leistung folgen für 2022 einer ähnlichen Steigung wie die Kosten von 2020, jedoch mit einem von 750 auf 925 geänderten Offset (+23%). Die Grafiken zeigen als graue Punkte die Erwartungen der Projektentwickler ab 2020, die unter den Listenpreisen liegen. Die tatsächlichen Kosten hängen maßgeblich von der konkreten Einkaufssituation, davon, ob ein Auftrag in den Produktionsplan eingepasst werden kann und dem Einkaufsvolumen ab. Das Ergebnis der Kostenfunktionsberechnung ist etwas niedriger als Listenpreise, da auch die realisierten Preise oft niedriger sind als Listenpreise.
Die Nabenhöhen der WEA in der Grafik sind relativ niedrig, was typisch für den dänischen Markt ist. Die formelbasierten Kostenfunktionswerte erhöhen sich um ~2 % pro 10 m Nabenhöhe. Abhängig von der spezifischen Turbinenkonstruktion wurde ein Anstieg von bis zu 5% pro 10 m beobachtet.
Fundamente an Land
A * (RA * HH) ^ B [k€]
| Mit: | |||
| A = | 0,0172 | [k€/MW/m³] | |
| B = | 0,703 |
Binnenstraßen
IA * A [€]
| Mit: | |||
| A = | 350 | [€/m] |
Internes Netz an Land
IA * A + B [€]
| Mit: | |||
| A = | 138 | [€/m] | |
| B = | 100.000 | [€] |
Fundamente Offshore*
A * WD + B [k€/MW]
| Mit: | |||
| A = | 8 | [(k€/MW)/m] | |
| B = | 30 | [k€/MW] |
* Es ist inzwischen bekannt, dass die Kosten für Offshore-Fundamente nicht wie hier linear mit der Leistung steigen. Realistischer wäre ein Faktor von 0,6. Derlei Erfahrungswerte werden in zukünftigen Versionen berücksichtigt.
Offshore-Hauptkabel'
A * CD [k€/MW]
| Mit: | |||
| A = | 2,8 | [k€/MW/km] |
Internes Netz Offshore
IA * A [€]
| Mit: | |||
| A = | 500 | [€/m] |
Diese Formeln sollen für Windenergieanlagen ab etwa Typenjahr 2020 mit einer Leistung ab ca. 2,5 MW funktionieren. Bei kleineren Anlagen muss mit höheren Kosten gerechnet werden.
Beachten Sie, dass der Kostenrechner die Inter-Array-Entfernung als kürzeste Verbindung zwischen den WEA berechnet und diese für Kabel- und Straßenkostenschätzungen verwendet, die möglicherweise nicht immer realistisch sind.
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Die Kostenfunktion für Offshore-Fundamente soll in Zukunft überarbeitet werden. Es ist bekannt, dass sich die Baukosten nicht durch eine Verdoppelung der WEA-Nennleistung verdoppeln (wie anhand der Fixkosten pro MW berechnet wird), sondern eher mit einem Faktor 0,6. Dieses Erfahrungsfeedback wird in zukünftige Updates einfließen.
Photovoltaik
Bei Photovoltaikanlagen umfasst die Kostenfunktion anteilig alle spezifischen Kosten in Abhängigkeit von der installierten Leistung (€/Wp). Die Daten für die Revisionen 2020 und 2022 sind unten aufgeführt.
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Gelb hervorgehobene Werte wurden zwischen 2020 und 2022 geändert.
Maßgebliche Änderungen sind, dass die Modulpreise mit einem höheren und einige der anderen Leistungen mit einem geringeren Preis berücksichtigt werden. Die Kosten für eine Gesamtanlage bleiben zwischen 2020 und 2022 in etwa gleich.
Die Ausgabe der Kostenfunktion von windPRO liegt sich zwischen dem dänischen Technologiekatalog und den Angaben von NREL:
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Eine Kostenkomponente, die je nach Standort stark variieren kann, sind die Netzanschlusskosten. Wenn ein Netzausbau erforderlich ist, können diese Kosten hoch sein. Ebenso sind Grundstückskosten standardmäßig nicht enthalten, diese können je nach Lage sehr unterschiedlich sein.
Andere Technologien
Abgesehen von den formelbasierten Kostenfunktionen werden einige Kostenpositionen einfach pro MW oder MWh oder einem Prozentsatz der Investitionskosten angegeben.
Das Kostenmodell Allgemein > Allgemeines Kostenmodell kann grundsätzlich für alle Produktionstechnologien mit wenigen einfachen Eingabedaten verwendet werden, hier z.B. eine fossil betriebene Backup-Versorgung:
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Die Investitionskosten (CAPEX) sind nur eine Zeile (Schlüsselfertige Kosten). Für Betriebskosten (OPEX) gibt es eine Zeile Betrieb pro MW, eine Zeile Betrieb pro MWh und eine zusätzliche Zeile mit Brennstoffkosten pro MWh, um die Trennung zwischen Wartungs- und Brennstoffkosten zu erleichtern. Wartungs- und Brennstoffkosten, beide pro MWh, werden bisher in HYBRID-Berechnungen, bei denen die Kostenfunktion verwendet wird, gleich behandelt.
Das Kostenmodell für Speicher > Batterie:
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Speicherkosten setzen sich anders zusammen als Produktionskosten, da die Hauptgröße hier nicht die Leistung (MW), sondern die Kapazität (MWh) ist. In der Tabelle rechts im Bild sind als Kennzahlen die Kosten pro MWh-Speicher und Kosten pro MWh-Entladung angegeben.
Zur Berechnung der Entladung muss die Menge an Entladungen (bzw. Ladungen) pro Jahr bekannt sein. Diese kann in der unteren rechten Ecke angegeben werden. Der Standardwert ist 100 Ladungen/Entladungen pro Jahr. So wird davon ausgegangen, dass der Speicher im Durchschnitt etwa jeden 3. Tag vollständig entladen wird. Weiterhin wirken sich die Ladekosten auf die Kosten pro MWh Entladung aus. Bei Verwendung der Kostenfunktion im HYBRID-Modul werden die realen Annahmen aus der jeweiligen Simulation verwendet, von der aus das Kostenmodell aufgerufen wird. Dies wird auch für die Berechnung von LCOS (Levelized Costs Of Storage) verwendet.
Für das Allgemeine Kostenmodell und Batterien (Speicher) wurden seit 2020 keine Änderungen vorgenommen. Die Marktbewegungen machen es zum Zeitpunkt des Schreibens dieser Dokumentation schwer, Entwicklungstrends zu erkennen.