Das National Renewable Energy Laboratory (NREL) hat seine jährliche Kostenaufschlüsselung der installierten Photovoltaik (PV) und Batteriespeichersysteme veröffentlicht. Kosten-Benchmark für US-Solar-Photovoltaik-Systeme und Energiespeicher: Q1 2021 Details zu den installierten Kosten für PV-Anlagen ab dem ersten Quartal 2021.
Die Kosten für PV-Anlagen für Wohngebäude, gewerbliche Dachflächen und PV-Anlagen sinken weiter – um 3 %, 11 % bzw. 12 % im Vergleich zum Vorjahr. Abweichend von den Berichten der Vorjahre ist der Saldo der Systemkosten in diesem Jahr sektorübergreifend gestiegen oder gleich geblieben. Dieser Anstieg der Systemkostenbilanz wurde jedoch durch eine Reduzierung der Modulkosten um 19 % ausgeglichen, was dazu führte, dass die Gesamtkosten weiter jahrzehntelanger Niedergang.
Die Kosten für installierte PV-Anlagen gingen im ersten Quartal 2021 weiter zurück, getrieben durch Senkungen der Modulkosten. In der obigen Abbildung steht BOS für Balance of Systems und PII für Permit, Inspection und Interconnection. Laden Sie die Diagrammdaten herunter.
Die Autoren des Berichts verwendeten einen Bottom-up-Kostenmodellierungsansatz, der alle System- und Projektentwicklungskosten berücksichtigt, die während der Installation anfallen, um die Kosten für private, gewerbliche und private PV-Systeme mit und ohne Energiespeicherung zu modellieren. Sie modellierten auch typische Installationstechniken und Geschäftsabläufe aus der Perspektive der Installationskosten. Diese Strategie stellt sicher, dass die Hardwarekosten den tatsächlichen Kaufpreis der Komponenten sowie den an den Installateur gezahlten Verkaufspreis einschließlich des Gewinns widerspiegeln. Die Benchmarks gehen von einem von der neuartigen Coronavirus-Pandemie unberührten Geschäftsumfeld aus und stellen nationale Durchschnittswerte dar.
„Da die Kosten für baubezogene Rohstoffe während der Pandemie gestiegen sind, ist der Gesamtsaldo der Systemmaterialkosten entweder relativ gleich geblieben oder in einigen Fällen um einen marginalen Prozentsatz im Vergleich zum Saldo der Systemkosten gestiegen, der in berichtet wurde den Benchmark-Bericht für das erste Quartal 2020. Die Hauptkostentreiber, die dazu beigetragen haben, die Systeminstallationskosten von PV- und Energiespeichersystemen im ersten Quartal 2021 zu senken, waren niedrigere Modulkosten, eine höhere Moduleffizienz und niedrigere Batteriesatzkosten“, sagte Vignesh Ramasamy, Solar- und Speicheranalytiker von NREL.
Auch die Kosten für Energiespeicher sinken weiter
Beginnend mit dem PV-Benchmarkbericht 2020, hat NREL damit begonnen, die Kosten für PV-plus-Speicher und eigenständige Energiespeicherung in seinen Jahresberichten aufzunehmen. Der Benchmark-Bericht 2021 stellt anhaltende Kostenrückgänge bei privaten, gewerblichen und industriellen PV-plus-Speichersystemen fest, mit den größten Kostenrückgängen für Systeme im Versorgungsmaßstab (bis zu 12,3%). Auch bei Standalone-Speichersystemen gingen die Kosten zurück.
Der Bericht zu PV-Kosten-Benchmarks 2021 ergab Kostenrückgänge für PV-plus-Speicher und eigenständige Batterie-Energiespeichersysteme (BESS). Diese Grafik zeigt, wie die Kosten für eigenständiges BESS im ersten Quartal 2021 im Vergleich zum ersten Quartal 2020 deutlich gesunken sind.
Separater Bericht befasst sich mit Kostenrückgängen für PV-Module
Ein wesentlicher Bestandteil der gesamten installierten Systemkosten sind die Kosten der PV-Module. In einem zweiten Bericht Photovoltaik-Modultechnologien: 2020 Benchmark-Kosten und Ergebnisse des Technologieentwicklungsrahmenskalkulieren NREL-Forscher einen minimalen nachhaltigen Preis (MSP) – den Preis, der erforderlich ist, um ein nachhaltiges Geschäft langfristig zu unterstützen – für Module. Insbesondere berechnet der Bericht diesen Preis mithilfe einer Bottom-up-Herstellungskostenanalyse und einer Bruttomarge von 15 %.
In diesem Bericht werden drei etablierte, in Serie produzierte PV-Technologien sowie zwei vielversprechende Technologien, die sich derzeit in der Entwicklung oder in der Pilotproduktion befinden, verglichen. Kristallines Silizium (c-Si) dominiert den aktuellen PV-Markt, und seine MSPs sind die niedrigsten — 0,25 bis 0,27 $/Watt über die analysierten c-Si-Technologien. Cadmiumtellurid (CdTe)-Module haben einen etwas höheren MSP (0,28 USD/Watt), und der MSP aus Kupfer-Indium-Gallium (Di)selenid (CIGS) macht einen noch größeren Schritt nach oben (0,48 USD/Watt), hauptsächlich aufgrund des höheren Arbeitsaufwands. Ausrüstung und Einrichtungskosten. Der Bericht enthält Technologie-Roadmaps für weitere MSP-Reduzierungen. Die Preise von c-Si- und CdTe-Modulen bleiben kurz- und langfristig ähnlich, während die CIGS-Prämie schrumpft, aber der Kostenunterschied bleibt signifikant.
Die beiden sich entwickelnden Technologien, die der Bericht betrachtet, sind III-V- und Perowskit-PV-Technologien. Mit 77 US-Dollar/Watt liegt der III-V-MSP-Benchmark viel höher als die Benchmarks für etablierte Technologien, wodurch die III-V-PV-Technologie in Nischenmärkten wie Weltraum- und terrestrischen Konzentratoranwendungen gehalten wurde. Diese Herausforderung spiegelt sich in der III-V-Roadmap wider, in der mehrere potenzielle Kostensenkungen immer noch zu einer langfristigen Prognose von 20 USD/Watt führen – zwei Größenordnungen höher als die langfristigen MSPs der anderen Technologien. Dennoch könnten III-V-Module eine Fortsetzung wert sein, da sie die effizientesten PV-Produkte auf dem Markt sind. Der derzeit höchste Wirkungsgrad von Forschungszellen beträgt 47,1 % für ein III-V-Gerät mit mehreren Übergängen, und noch höhere Wirkungsgrade sind möglich.
Dieser Bericht stellt die erste technisch-ökonomische Bewertung von Perowskit-PV-Modulen durch NREL dar. Der geschätzte MSP für ein Single-Junction Sheet-to-Sheet-Perowskit-Modul in einem kleinen Produktionsmaßstab beträgt 0,38 USD/Watt, wobei potenzielle Kostensenkungen prognostiziert werden, um den MSP langfristig auf 0,18 USD/Watt zu senken, vorausgesetzt, die Leistung kann ohne Antrieb verbessert werden Kosten auf. Perowskite können auch mit anderen PV-Technologien in Multijunction-Konfigurationen kombiniert werden. Dieser Bericht schätzt einen MSP von 0,31/Watt für Perowskit-auf-Si-Tandemmodule in der frühen Produktion basierend auf den Ergebnissen der Pilotproduktion.
Kostensenkungen aufgrund von Skaleneffekten bei wachsender Produktion und die Ansammlung von Fertigungserfahrungen sind ebenfalls wichtig, aber sie sind nicht in den Kostensenkungsfahrplänen von NREL enthalten. Andere wichtige Preistreiber für Module, die in dieser Analyse nicht berücksichtigt werden, sind globale Angebots- und Nachfrageschwankungen, nationale Politiken im Zusammenhang mit PV-Einsatz und -Herstellung, Handelspolitik und Unternehmensstrategien. Der Vergleich der Bottom-up-Modul-MSP-Ergebnisse mit den Modulmarktpreisen hilft jedoch, die Auswirkungen dieser anderen Treiber zu verdeutlichen.
Erfahren Sie mehr in zwei bevorstehenden Webinaren
Sie können die herunterladen Systemkostenbericht und der Modulkostenbericht.
Die Berichtsautoren werden auch die wichtigsten Ergebnisse aus den Berichten in zwei kommenden Webinaren zusammenfassen:
30. November — Webinar zum Kostenbericht für installierte PV-Anlagen
1. Dez. — Webinar zum Kostenbericht für PV-Module
Erfahren Sie mehr über die Solarsystemkostenanalyse von NREL.
Artikel mit freundlicher Genehmigung von Nationales Labor für erneuerbare Energien.
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