Referenz — Preise & Kapitalkosten

Zentrale Kosten-Annahmen: WACC, Brennstoff-/Importpreise, Haushalte — Eingang in die Systemkosten-Rechnung.

Zentrale Preis- und Kapitalkosten-Annahmen für die Systemkosten-Rechnung der Kosten-Sektion. Der reale Kapitalkostensatz (WACC) ist technologiespezifisch und liegt je Erzeuger/Speicher in parameters.kosten.wacc des jeweiligen Pakets (risikodifferenziert nach Fraunhofer ISE 2024 Tab. 2, real, Inflations-Deflator 1,8 %: PV 3,5 %, Wind onshore 3,9 %, Wind offshore 6,0 %, Laufwasser 3,5 %, Biomasse 4,2 %, Gas 6,5 %, Kohle 6,8 %, Kernkraft 7,8 %, Batterie 5,0 % (NREL ATB 2024), Pumpspeicher 4,5 %, Wasserstoff 6,0 % (Agora LCOH 2022)); der Netzausbau nutzt den regulierten netzWacc 5 %. Erdgas 38, Steinkohle 11,6, Braunkohle 2,3 EUR/MWh_th, Stromimport 89 EUR/MWh (Day-Ahead-Jahresmittel 2025), Stromexport 60 EUR/MWh — asymmetrisch, weil Exporte überproportional in Überschussstunden mit niedrigen bis negativen Preisen anfallen (mengengewichteter Export-Erlös liegt deutlich unter dem Jahresmittel; Abschlag ~1/3 als Heuristik, niedrige Konfidenz). Wasserstoff-Import 210 EUR/MWh_H2 (grüner H2 frei Grenze, H2-LHV; heutiger Liefer-Mittelwert aus H2Global/BNEF/HYDRIX, weite Spanne ~170–250). Auf 41,1 Mio. Haushalte à 3.000 kWh/a bezogen. Eine CO2-Bepreisung ist bewusst nicht enthalten (rein politisch gesetzter Transfer, kein Ressourcenaufwand).

Netzausbau. Standardmäßig in den Systemkosten enthalten; im 2025-Bestand null (die Kupferplatte bleibt der Nullpunkt). Zwei Treiber, beide annuisiert über netzLifetimeYears: (1) erzeugungsgetrieben netzCapexEurPerKwAddedRE × max(0, PV+WindOn+WindOff − netzBaselineReCapacityGW) — Anschluss und Abtransport volatiler Erzeugung (Basis 2025 174,7 GW; 1.000 EUR/kW); (2) lastgetrieben netzCapexEurPerKwAddedPeakLoad × max(0, Peak-Last − netzBaselinePeakLoadGW) — Verteilnetz-Verstärkung für E-Mobilität, Wärmepumpen und Industrie-Elektrifizierung, die in jedem Elektrifizierungs-Szenario anfällt, egal welche Technologie liefert (Basis 75,6 GW = Stromlast-Spitze des referenz-2025-Laufs, konsistent mit der realen Jahreshöchstlast ~75–76 GW (SMARD-Lastzeitreihe 2025); 1.200 EUR/kW). Die Aufteilung ist so geeicht, dass der NEP-2045B/O45-Pfad (EE-Zubau 455,3 GW, Peak-Verdopplung auf ~150 GW) wie bisher ~545 Mrd. EUR Invest ergibt — zwischen BNetzA-NEP ~320 Mrd. (nur Übertragung) und IMK/Hans-Böckler 651 Mrd. (= 328 ÜN + 323 VN), unter Frontier/DIHK »Plan B« ~1,2 Bio. (all-in). Der Last-Anteil (~89 Mrd., ~28 % der IMK-Verteilnetzsumme) ist quellengestützt: Agora/RAP/Navigant 2019 weisen 54–75 Mrd. EUR Verteilnetz-Invest 2015–2050 für alle drei Treiber aus (EE-Einspeisung, Wärmepumpen, E-Pkw); die Differenz der Szenarien — +21 Mrd. je +15 Mio. E-Pkw bei identischem EE-Pfad — ist sauber lastgetrieben (≈ 1.400 EUR je E-Pkw, bei ~1–1,5 kW zeitgleichem Peak-Beitrag ≈ 1.000–1.400 EUR/kW Systemspitze). Consentec/BWP zeigen Wärmepumpen-Anschlüsse von 2–10 kW mit ähnlicher Kostenwirkung je kW, BNetzA-§14d-Pläne melden ~207 Mrd. Verteilnetz-Kapazitätsausbau bis 2045, ef.Ruhr/EWI schätzen bilanziell 431 Mrd. Verteilnetz. Treiber des Last-Terms ist die Stromlast-Spitze nach H₂-Pool: wasserstoffgedeckte Sektoren (Stahl/Chemie/Flug/Schiff) hängen nicht am Stromverteilnetz, Elektrolyseur-Anschlüsse gelten als EE-Integrationskosten im EE-Term.

Musterhaushalt & Endkundenpreis-Brücke. Die Haushalts-Box der Stromrechnung rechnet mit einem Musterhaushalt, dessen Verbrauch den haushaltsrelevanten Last-Reglern folgt: 3.000 kWh/a Grundbedarf plus — wenn die Regler aktiv sind — der zusätzliche PKW-Strom (e100-pkw) und Wärmepumpen-Strom (e100-heiz) des Szenarios, jeweils geteilt durch 41,1 Mio. Haushalte (volle Elektrifizierung: ~+2.200 kWh E-Auto, ~+3.540 kWh Wärmepumpe). Stahl, Chemie, GHD, LKW oder Flug verändern den Musterhaushalt nicht. Vom System-Durchschnitt (ab Werk) zur geschätzten Endkunden-Stromrechnung führt eine Preisbrücke auf 2025-Niveau (BDEW-Strompreisanalyse): Netzentgelte Bestandsnetz inkl. Messung 10,9 ct/kWh, Stromsteuer + Konzessionsabgabe 3,7 ct/kWh (2,05 + Ø ~1,66), Umlagen 2,7 ct/kWh (KWKG 0,28 + Offshore-Netz 0,82 + §19 StromNEV 1,56), Vertrieb & Service 2,5 ct/kWh (Setzung, da BDEW Beschaffung+Vertrieb nur gemeinsam mit 16,0 ct ausweist), darauf 19 % Mehrwertsteuer. Die Brücke ist komplementär zum Systemposten Netzausbau: dort steckt nur der Zubau über den 2025-Bestand, das Netzentgelt hier deckt das Bestandsnetz.

Quellen: Fraunhofer ISE Stromgestehungskosten 2024; EEX; IEA WEO 2024; BNetzA; Destatis; BDEW-Strompreisanalyse 2025. Referenz-Preise-Paket.