Stromgestehungskosten

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Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke in Deutschland (Datenquelle: Fraunhofer ISE; März 2018[1], VGB PowerTech; 2015[2])

Stromgestehungskosten (engl. Levelized Cost of Electricity bzw. abgekürzt LCOE) bezeichnen die Kosten, welche für die Energieumwandlung von einer anderen Energieform in elektrischen Strom notwendig sind. Sie werden zum Beispiel in Euro oder Dollar je Megawattstunde angegeben. Die Stromgestehungskosten ergeben sich aus den Kapitalkosten (inklusive der Finanzierungskosten von Fremdkapital), den fixen und den variablen Betriebskosten, ggf. den Brennstoffkosten sowie der angestrebten Kapitalverzinsung über den Betriebszeitraum. Nicht inbegriffen ist die Verteilung und bedarfsgerechte Pufferung der erzeugten elektrischen Energie.

Berechnung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Durchschnittliche Stromgestehungskosten werden nach der Kapitalwertmethode berechnet und ermöglichen einen Vergleich von Kraftwerken mit verschiedenen Erzeugungs- und Kostenstrukturen. Nicht geeignet ist die Methode dafür, die Wirtschaftlichkeit eines konkreten Kraftwerksprojektes zu berechnen; dies geht nur mit einer kompletten Finanzierungsrechnung inklusiver aller Einnahmen und Ausgaben.[3]

Berechnungsformel[4]:

Hierfür stehen[3]:

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

Im Nenner der Formel steht (mit Vernachlässigung der Abzinsungsfaktoren) die über den Abschreibungszeitraum produzierte Strommenge in kWh. Das bedeutet, dass Stromgestehungskosten um so geringer sind, je häufiger die Anlage läuft und je mehr Strom sie produziert. Grund dafür ist, dass die festen Investitionskosten über den Abschreibungszeitraum auf die produzierte Strommenge umgelegt werden müssen.

Für dargebotsabhängige Erzeugung wie Wind- und Solaranlagen hängen die Stromgestehungskosten somit vom Wind- und Sonneneinstrahlungsaufkommen ab. Für Erzeugung ohne Anspruch auf Erlöse aus dem Erneuerbaren Energien Gesetz ergibt sich der Einsatz jedoch aus den Grenzkosten des Kraftwerks. Kraftwerke mit höheren Grenzkosten stehen in der Merit Order der Kraftwerke weiter hinten und werden seltener eingesetzt.

Da konventionelle Kraftwerke höhere Grenzkosten haben als die meisten EEG-Erzeugungsanlagen, führt somit ein steigender Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung dazu, dass konventionelle Kraftwerke seltener eingesetzt werden (Merit Order Effekt). Somit steigen die Stromgestehungskosten konventioneller Kraftwerke mit dem Ausbau Erneuerbarer Energien.[5]

Stromgestehungskosten für neue Kraftwerke nach Kraftwerkstypen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Europa[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Es ist bei der folgenden Tabelle zu erkennen, dass die Kosten für erneuerbare Energien, insbesondere Photovoltaik, sehr schnell sinken. Mit Stand 2017 sind die Kosten der Stromerzeugung aus Photovoltaik beispielsweise binnen 7 Jahren um fast 75 % gefallen.[6]

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 Gestehungskosten von erneuerbaren Energien; bei einer Vollversorgung mit 100 % erneuerbaren Energien würden die Kosten der Energiespeicherung ca. 20–30 % der Stromgestehungskosten ausmachen.[7]

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

Im Vereinigten Königreich wurde 2013 für das neu zu bauende Kernkraftwerk Hinkley Point C eine Einspeisevergütung von 92,50 Pfund/MWh (umgerechnet 11 ct/kWh)[20] 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.[21][22]

In Deutschland brachten die seit dem Jahr 2017 durchgeführte 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.[23] 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.[24]

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.[25]

Im selben Jahr gab es Ausschreibungen in Portugal für Photovoltaikanlagen, bei der der Preis für das günstigste Projekt bei 1,476 ct/kWh liegt.[26]

Vereinigte Staaten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Geschätzte Stromgestehungskosten jetzt geplanter Kraftwerke mit Inbetriebnahme 2018 in US-Dollar/MWh (Stand 2013)[27]
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)[28]
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.[29] Eine aktualisierte Fassung der Lazard-Studie erschien im November 2017.[30] 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 $ct/kWh) vergütet. Die Solaranlage, die diesen Solarstrom produziert, steht in Nevada (USA) und hat 100 MW Leistung.[31] Im Juni 2018 wurden von Nevada Power Verträge für Solarstrom mit einer Vergütung von 21,55 US-$ pro MWh (2,155 $ct/kWh) abgeschlossen.[32]

Sonstige Länder[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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.[33]

Ende 2017 bot der Gewinner eines neuen Solar Parks über 104MWp die Stromentstehungskosten mit 0,02057 US-$ pro Kilowattstunde an.[34]

Bedeutung für die Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Sofern eine Anlage Anspruch auf Vergütung nach dem Erneuerbaren Energien Gesetz hat, bestimmen die Stromgestehungskosten gänzlich die Wirtschaftlichkeit der Anlage, da ja auf der Erlösseite ein Fixpreis pro erzeugte kWh steht. Die Gestehungskosten dieser Anlagen sind weiterhin von der Gesamtkonstellation des Kraftwerksparks unabhängig. Ihre Entwicklung ist somit ein guter Maßstab für den technischen Fortschritt. Als Abschreibungszeitraum für die Ermittlung der Stromgestehungskosten wird im Allgemeinen die Förderdauer des EEGs hinterlegt. Die Anlage erzielt somit Gewinn, wenn die Gestehungskosten unter dem EEG-Preis liegen.

Die Gestehungskosten konventioneller Kraftwerke hängen jedoch von der Position des Kraftwerks in der Merit-Order und damit stark von der Gesamtkonstellation des Kraftwerksparks ab. Der Ausbau Erneuerbarer führt somit zu sinkender Einsatzhäufigkeit der konventionellen Erzeugung und damit unabhängig von technischen Entwicklungen zu steigenden Gestehungskosten.[5]

Weiterhin steht für konventionelle Kraftwerke auf der Erlösseite statt einem Fixpreis 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).[35]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 teuren Preis. Dem stehen hohe Stromgestehungskosten gegenüber. Grundlastkraftwerke fahren durch und erzielen den mittleren Börsenpreis. Sie haben 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.[35]

Aus dem ermittelten Einsatz eines Kraftwerkstyps lassen sich somit zwar expost marktpreisabhängige Stromgestehungskosten für diesen Kraftwerkstyp in einer gegebenen Gesamtkonstellation des Kraftwerksparks ableiten. Diesen stehen jedoch in einer gegebenen Marktsituation auch unterschiedliche kraftwerkstypische Strommarkterlöse gegenüber.[35][5]

Externe Kosten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Bei der Stromerzeugung treten verschiedene Effekte auf, die externe Kosten verursachen. Diese externen Kosten sind nicht im Strompreis enthalten, sondern werden von der Allgemeinheit in unterschiedlichem Ausmaß getragen. 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.[36] 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.[37] 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.[38]

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. a b Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien März 2018. Abgerufen am 21. März 2018.
  2. a b Studie Levelised Cost of Electricity 2015, VGB PowerTech, abgerufen am 13. Oktober 2017.
  3. a b Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 78.
  4. IEA, zit. nach: Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 78.
  5. a b c Die künftigen Kosten der Stromerzeugung. Abgerufen am 5. September 2021.
  6. 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.
  7. Martin Zapf: Stromspeicher und Power-to-Gas im deutschen Energiesystem. Rahmenbedingungen, Bedarf und Einsatzmöglichkeiten. Wiesbaden 2017, S. 133.
  8. Panos Konstantin, Praxishandbuch Energiewirtschaft. Energieumwandlung, -transport und -beschaffung im liberalisierten Markt. Berlin - Heidelberg 2009, S. 294, 302, 322, 340.
  9. 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.
  10. Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien Mai 2012 (PDF; 6,9 MB)
  11. Fraunhofer ISE: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien November 2013 (PDF; 5,2 MB)
  12. Bei Anschaffungspreis von 4,2 Mrd. Euro.
  13. Die Franzosen zweifeln an der Atomkraft. 6. Dezember 2012, abgerufen am 12. Dezember 2012.
  14. E.ON und RWE kippen AKW-Pläne in Großbritannien. 29. März 2012, abgerufen am 30. März 2012.
  15. 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).
  16. a b c Mit bzw. ohne kostenloser Zuteilung von Emissionszertifikaten.
  17. a b In der Quelle wird nicht zwischen Braunkohle und Steinkohle unterschieden.
  18. 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.
  19. 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)
  20. Umrechnung mit Wechselkurs vom 20. September 2021.
  21. Electricity Market Reform – Delivery Plan. (PDF-Datei, 1,5 MB) Department of Energy and Climate Change, Dezember 2013, abgerufen am 4. Mai 2014 (englisch).
  22. Carsten Volkery: Kooperation mit China: Großbritannien baut erstes Atomkraftwerk seit Jahrzehnten, In: Spiegel Online vom 21. Oktober 2013.
  23. Ausschreibung Windanlagen auf See. Bundesnetzagentur, abgerufen am 5. September 2021.
  24. Beendete Ausschreibungen - Windanlagen an Land. Bundesnetzagentur, abgerufen am 5. September 2021.
  25. 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]).
  26. 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).
  27. Levelized Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2013 (PDF; 169 kB). U.S. Energy Information Administration (Januar 2013). Abgerufen am 17. September 2013.
  28. Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources in the Annual Energy Outlook 2018 (PDF; 169 kB). U.S. Energy Information Administration (March 2018). Abgerufen am 2. April 2018.
  29. Solarstrom ist wettbewerbsfähig. photovoltaik.eu, 26. November 2014, S. 1, abgerufen am 26. November 2014 (Stand: November 2014).
  30. Lazard's Levelized Cost of Energy Analysis (LCOE 11.0). Abgerufen am 2. April 2018 (Stand: November 2017).
  31. Buffet bekommt Solarstrom von First Solar zum Schnäppchenpreis. pv-magazine.de, 8. Juli 2015, S. 1, abgerufen am 8. Juli 2015 (Stand: Juli 2015).
  32. 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).
  33. MESIA und DEWA melden Rekordgebot bei Photovoltaik-Ausschreibung: 0,0299 USD/kWh Solarstrom. (Nicht mehr online verfügbar.) solarserver.de, 1. Mai 2016, S. 1, archiviert vom Original am 11. Mai 2016; abgerufen am 11. Mai 2016.
  34. Trina Solar secured 104 MW of solar in third Mexico auction. In: pv magazine International. (pv-magazine.com [abgerufen am 9. Januar 2018]).
  35. a b c Hartung / Schlenker: Energiehandel in Europa - Vermarktung von Kraftwerken aus Handelssicht. Hrsg.: Zenke / Schäfer. C.H. Beck.
  36. Methodenkonvention 2.0 zur Schätzung von Umweltkosten B, Anhang B: Best-Practice-Kostensätze für Luftschadstoffe, Verkehr, Strom- und Wärmeerzeugung (Memento vom 22. Januar 2016 im Internet Archive) (PDF; 886 kB). Studie des Umweltbundesamtes (2012). Abgerufen am 23. Oktober 2013.
  37. Ökonomische Bewertung von Umweltschäden METHODENKONVENTION 2.0 ZUR SCHÄTZUNG VON UMWELTKOSTEN (Memento vom 4. Oktober 2013 im Internet Archive) (PDF; 799 kB), S. 27–29. Studie des Umweltbundesamtes (2012). Abgerufen am 23. Oktober 2013.
  38. Externe Kosten der Atomenergie und Reformvorschläge zum Atomhaftungsrecht (PDF; 862 kB), 9/2012. Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft e.V. im Auftrag von Greenpeace Energy eG und dem Bundesverband Windenergie e.V. Abgerufen am 23. Oktober 2013.