Erntefaktor

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Der Erntefaktor (englisch Energy Returned on Energy Invested, ERoEI, manchmal auch EROI) ist eine Kennziffer zur Beschreibung der Effizienz eines Kraftwerks oder bei der Ausbeutung von Energiequellen.

Mathematische Beschreibung[Bearbeiten]

Der Erntefaktor \epsilon beschreibt das Verhältnis der genutzten Energie E_\mathrm{R} zur investierten Energie E_\mathrm{I}. Im Falle von Kraftwerken ist E_\mathrm{R} meist Elektrizität (allgemein Exergie), während E_\mathrm{I} die im Anlagenlebenszyklus aufgewandte „Graue Energie“ beschreibt, die im Idealfall auch als Exergie angegeben werden sollte. E_\mathrm{I} wird auch als kumulierter Energieaufwand bezeichnet

  \epsilon = \frac{E_\mathrm{R}}{E_\mathrm{I}}

Je höher dieser Wert, desto effizienter ist die Energiequelle. Er beantwortet also die Frage: „Wie oft bekommt man die hineingesteckte Energie wieder heraus?“ Werte über Eins bedeuten dabei eine positive Gesamtenergiebilanz.

Der kumulierte Energieaufwand E_\mathrm{I} setzt sich zusammen aus einem festen Anteil E_\mathrm{fix} (Anlagenbau, Abbau, u. a.) und einem variablen Teil P_\mathrm{I}*t (Wartung, Brennstoffbeschaffung), der mit der Zeit t zunimmt:

  E_\mathrm{I}(t) = E_\mathrm{fix} + P_\mathrm{I} \, t

Die genutzte Energie E_\mathrm{R}(t) nach einer Zeit t berechnet sich aus der mittleren Nettoleistung P zu

  E_\mathrm{R}(t) =P \, t

Der Erntefaktor für eine Anlage mit der Lebensdauer T wäre demnach

  \epsilon =\frac{P \, T}{E_\mathrm{fix} + P_\mathrm{I} \, T}

Die Lebensdauer ist also eine entscheidende Komponente für den Erntefaktor.

Energetische Amortisationszeit[Bearbeiten]

Die energetische Amortisationszeit T_\mathrm{a} ist diejenige Zeit, bei der der kumulierte Energieaufwand gleich der genutzten Energie ist, also E_\mathrm{R}(T_\mathrm{a}) = E_\mathrm{I}(T_\mathrm{a}). Daraus ergibt sich

 T_\mathrm{a} = \frac{E_\mathrm{fix}}{P - P_\mathrm{I}}

Im Gegensatz zum Erntefaktor sagt die energetische Amortisationszeit wenig über die gesamte Effizienz eines Kraftwerks aus, da sie nicht die Lebensdauer enthält. Z. B. kann der Energieaufwand für die Brennstoffbeschaffung sehr hoch oder die Lebensdauer der Anlage nicht viel größer als die Amortisationszeit sein.

Primärenergetisch bewertete(r) Erntefaktor / Amortisationszeit[Bearbeiten]

In einer abweichenden Definition wird die genutzte Energie E_\mathrm{R} in diejenige Primärenergie umgerechnet, die ein hypothetisches Kraftwerk zur Bereitstellung der gleichen Energie benötigen würde. Dabei geht man von einem festen Wirkungsgrad dieses hypothetischen Kraftwerks aus, der üblicherweise mit \eta=34% veranschlagt wird. Die genutzte Energie wird also einfach ersetzt durch E_\mathrm{R}/\eta. Zur Unterscheidung vom Erntefaktor sei dieser „primärenergetisch bewertete” Erntefaktor hier mit \epsilon_\mathrm{prim} bezeichnet. Der Zusammenhang mit dem Erntefaktor ist dann einfach

 \epsilon_\mathrm{prim} = \epsilon/\eta \approx 3 \epsilon.

Er beantwortet also die Frage „Wie viel mehr Elektrizität erhält man, wenn der Primärbrennstoff in Bau, Betrieb, Nutzung und Brennstoffbeschaffung dieses Kraftwerks gesteckt wird, anstatt in einem bereits bestehenden Kraftwerk mit 34% Wirkungsgrad in Elektrizität gewandelt zu werden”.

Der energetischen Amortisationszeit T_\mathrm{a} entspricht hier die „primärenergetisch bewertete Amortisationszeit” T_\mathrm{a,prim}. Der Zusammenhang zwischen beiden Größen ist:

 T_\mathrm{a,prim} = \frac{P-P_\mathrm{I}}{P/\eta - P_\mathrm{I}} T_\mathrm{a} \approx \frac{P-P_\mathrm{I}}{3P-P_\mathrm{I}} T_\mathrm{a}.

Zur Umrechnung in die energetische Amortisationszeit benötigt man also die Angabe des relativen Nutzungsaufwands P_\mathrm{I}/P.

Man beachte, dass \epsilon_\mathrm{prim} in einigen deutschsprachigen Veröffentlichungen schlicht als „Erntefaktor” und T_\mathrm{a,prim} als „Amortisationszeit” bezeichnet wird. Dies entspricht aber nicht der in der Fachliteratur[1][2] üblichen Definition und der internationalen Definition des englisch Energy returned on energy invested (ERoEI). Auch wird hier nicht mehr der Output („Ernte”) mit Input („Saat”) verglichen, sondern ein hypothetischer Input mit einem tatsächlichen Input. Es handelt sich also um einen „Ersetzungsfaktor”.

Näherung für kleinen Wartungs- und Brennstoffbeschaffungsaufwand[Bearbeiten]

Ist der Wartungs- und Brennstoffbeschaffungsaufwand klein gegenüber den Fixkosten, P_\mathrm{I} \, T \ll E_\mathrm{fix}, und klein gegenüber der bereitgestellten Energie, P_\mathrm{I} \ll P, so vereinfacht sich der Erntefaktor zu \epsilon \approx P \, T / E_\mathrm{fix} und die Amortisationszeit zu T_\mathrm{a} \approx E_\mathrm{fix} / P. Beide Größen sind dann über die einfache Beziehung

 \epsilon \approx \frac{T}{T_\mathrm{a}}.

miteinander verknüpft.

Erntefaktoren und Amortisationszeiten einiger Kraftwerkstypen[Bearbeiten]

Dieser Artikel oder Abschnitt bedarf einer Überarbeitung: Dieser Abschnitt basiert weitgehend auf einer wissenschaftlichen Publikation (Weisbach et al), andere Quellen sprechen von teils stark abweichenden Werten. Marco Raugei wirft den Verfassern "große methodische und inhaltliche Mängel" vor. Vgl. Marco Raugei, Comments on “Energy intensities, EROIs (energy returned on invested), and energy payback times of electricity generating power plants” Making clear of quite some confusion. Energy 59 (2013), 781-782. Hilf mit, ihn zu verbessern, und entferne anschließend diese Markierung.

Die nachfolgende Tabelle ist eine Zusammenstellung aus Quellen unterschiedlicher Qualität. Mindestanforderung ist dabei eine Aufschlüsselung des kumulierten Energieaufwands nach Materialdaten. Häufig findet man Sammlungen von Erntefaktoren, die die Herkunft der Werte nicht transparent belegen. Diese sind nicht in dieser Tabelle aufgenommen.

Die fettgedruckten Zahlen sind die in der jeweiligen Literaturquelle angegebenen, die normal gedruckten die daraus abgeleiteten (s. Mathematische Beschreibung).

Typ Erntefaktor Amortisationszeit Primärenergetisch bewertete(r)
Erntefaktor Amortisationszeit
Kernenergiea)
Druckwasserreaktor, 100 % Zentrifugenanreicherung[3] 106 2 Monate 315 17 Tage
Druckwasserreaktor, 83 % Zentrifugenanreicherung[3] 75 2 Monate 220 17 Tage
Fossile Energiea)
Braunkohle, Tagebau[3] 31 2 Monate 90 23 Tage
Steinkohle, Untertagebau ohne Kohletransport[3] 29 2 Monate 84 19 Tage
Gaskraftwerk (GuD), Erdgas[3] 28 9 Tage 81 3 Tage
Gaskraftwerk (GuD), Biogas[3] 3,5 12 Tage 10 3 Tage
Wasserkraft
Laufwasserkraftwerk[3] 50 1 Jahr 150 8 Monate
Solarthermieb)
Wüste, Parabolrinnen + Phenylverbindungen-Medium[3] 21 1,1 Jahre 62 4 Monate
Windenergieb)
1,5-MW (E-66), 2000 VLh (deutsche Küste)[3] 16 1,2 Jahre 48 5 Monate
1,5-MW (E-66), 2700 VLh (deutsche Küste, Strand)[4] 21 0,9 Jahre 63 3,7 Monate
2,3-MW (E-82), 3200 VLh (deutsche Küste, Strand)[5][6]c) 51 4,7 Monate 150 1,6 Monate
200-MW-Park (5-MW-Anlagen), 4400 VLh (offshore)[7] 16 1,2 Jahre 48 5 Monate
Photovoltaikb)
Poly-Silizium, Dachinstallation, 1000 VLh (Süddeutschland)[3] 4,0 6 Jahre 12 2,0 Jahre
Poly-Silizium, Dachinstallation, 1800 VLh (Südeuropa)[8] 7,0 3,3 Jahre 21 1,1 Jahre
a) Der Aufwand für die Brennstoffbeschaffung wurde mit berücksichtigt
b) Die Werte beziehen sich auf die gesamte Energieabgabe. Der Aufwand für Speicherkraftwerke, saisonale Reserven oder konventionelle Kraftwerke zum Lastausgleich ist nicht mit berücksichtigt.
c) Die Angaben für die E-82 stammen vom Hersteller, sind aber vom TÜV Rheinland bestätigt.

Bewertung von Ölfeldern[Bearbeiten]

Der ERoEI ist für die Beurteilung der Ölvorkommen von großer Bedeutung. Während in den 1970ern bei der Erdölförderung noch hohe Werte von durchschnittlich 40 erreicht werden konnten, sind diese wegen der schwierigeren Erschließung heutzutage deutlich gesunken. Insbesondere Ölsande und Ölschiefer weisen sehr geringe Erntefaktoren auf.

Ermittlung des Erntefaktors bei Kraftwerken[Bearbeiten]

Teilweise wird für fossile Kraftwerke definitionsgemäß neben dem energetischen Aufwand für die Errichtung und Betrieb des Kraftwerks auch der eingesetzte Brennstoff mit in die Rechnung einbezogen, da dieser zur Stromerzeugung unwiderruflich verbrannt wird. Dadurch haben fossile Kraftwerke immer einen Erntefaktor kleiner Eins. Erneuerbare Energien können als einzige Kraftwerkstypen Erntefaktoren größer Eins haben, da deren Energiequellen wie etwa Wind, Wasser oder Sonne nach menschlichem Ermessen nicht endlich sind bzw. sich bei nachhaltiger Nutzung (etwa von Waldbeständen) regenerieren. Ein Vergleich zwischen fossilen und nicht-fossilen Kraftwerken ist aber nach dieser Definition jedoch nicht mehr möglich, da sie für beide Kraftwerkstypen unterschiedlich ist.

Normalerweise wird in der Fachliteratur[2] der Brennstoff bei der Berechnung des Erntefaktors nicht berücksichtigt und nur die zu Bau und Wartung benötigte Energie mit der produzierten Energie verglichen. Dadurch können verschiedene Anlagenformen unabhängig vom Brennstoff, ob nuklear oder solar, miteinander verglichen werden.

Der Erntefaktor mit Berücksichtigung des Brennstoffeinsatzes ergibt sich für fossile Kraftwerke über eine lange Anlagenbetriebsdauer (20 Jahre und länger) näherungsweise aus dem Anlagenwirkungsgrad, da der Energieaufwand zum Bau und Rückbau der Anlage im Verhältnis zu der über die gesamte Dauer insgesamt umgesetzten sehr großen Energiemenge (Brennstoff) sehr klein wird. Die Berechnung der gesamten zur Herstellung eines Produktes benötigten Energie ist im Allgemeinen sehr komplex. Je nach Quelle und gegebenenfalls der Interessenlage des Autors können so auch die angegebenen Erntefaktoren stark schwanken. Auch die Dauer der angenommenen Anlagenlebenszeit hat Einfluss auf die Höhe des Erntefaktors und sollte daher mit angegeben werden.

Energetische Amortisationszeit[Bearbeiten]

Die Energetische Amortisationszeit hängt eng mit dem Begriff Erntefaktor zusammen. Bekannt ist sie auch unter den Begriffen Energierücklaufzeit oder einfach nur energetische Amortisation.

Die Energetische Amortisationszeit beschreibt die Zeit, die eine Energiegewinnungsanlage betrieben werden muss, bis die für die Herstellung aufgewendete Energie wieder gewonnen worden ist, wenn der Erntefaktor also gleich Eins ist. Anlagen, die mit erneuerbaren Energien betrieben werden, haben energetische Amortisationszeiten von einigen Monaten oder Jahren.

Die energetische Amortisationszeit ist zwar streng genommen keine Kennzahl der Wirtschaftlichkeit, dennoch ist sie bei der Bewertung von Technologien hinsichtlich der Kostensteigerungspotenziale relevant. Des Weiteren kann es für die Außendarstellung von Unternehmen von Vorteil sein, wenn sie kurze energetische Amortisationszeiten anstreben.

Windkraftanlagen[Bearbeiten]

In der öffentlichen Diskussion um die Nutzung der Windenergie ist oft die Energetische Amortisationszeit von Windkraftanlagen ein Streitthema zwischen Befürwortern („nur wenige Monate“) und Gegnern („keine energetische Amortisation“). Während erste Untersuchungen aus der Pionierzeit der Windenergienutzung (1970er und frühe 1980er Jahre), beruhend auf unausgereiften Testanlagen, durchaus den Schluss zuließen, dass eine energetische Amortisation kaum möglich ist, belegen zahlreiche Studien seit Ende der 1980er Jahre, dass sich die heutigen, ausgereiften Serienanlagen in wenigen Monaten energetisch amortisieren.

Bei den Ergebnissen der verschiedenen Untersuchungen gibt es allerdings gewisse Unterschiede. Dies hängt zum einen mit den stark unterschiedlichen, standortabhängigen Energieerträgen von Windkraftanlagen zusammen, zum anderen mit dem betrachteten Lebenszyklus (LCA = Life Cycle Assessment = Lebenszyklusanalyse). Zudem unterscheiden sich oft auch die Bilanzierungsmethoden. Teilweise wird nur die Herstellung der Anlage betrachtet (alte Untersuchungen), teilweise der Energieaufwand für Rohstoffgewinnung, Produktion, Transport, Montage, Wartung über die Lebenszeit (i.d.R. 20 Jahre) und Rückbau und Entsorgung der Materialien mit hinzugerechnet (neuere Untersuchungen = CO2-Fußabdruck). Der so errechnete kumulierte Energieaufwand für eine Enercon E-82 Windkraftanlage auf 98 m Betonturm inkl. 20-jährigem Betrieb der Anlage beträgt laut Hersteller, der dazu keine weiteren Zahlen veröffentlicht hat, 2.880.000 kWh Primärenergieverbrauch. Diese Zahl wurde durch den TÜV Rheinland im Rahmen einer Begutachtung bestätigt. Setzt man diesen Primärenergieverbrauch ins Verhältnis zur erzeugten Strommenge (für die erwähnten 20 Jahre) so ergibt sich daraus der Erntefaktor. Er liegt je nach den örtlichen Windverhältnissen zwischen 30 (mäßiger Standort, z.B. deutsche Küste) und 50 (günstiger Standort, z.B. ausgewählte Stellen am deutschen Strand).

Hybride Analysen auf Basis von Prozessdaten und eines Input-Output-Ansatzes erfassen zudem auch die energetische Investition in den Maschinenpark beim Hersteller und bei den Zulieferern. Dabei ergibt sich eine energetische Amortisationszeit von weniger als einem Jahr.[9]

Photovoltaikanlagen[Bearbeiten]

Für die Herstellung, den Transport, die Wartung etc. wird Energie benötigt – unter anderem in Form von elektrischem Strom und Wärme. Diese kann man berechnen – zum Beispiel anhand der Stromrechnung der involvierten Fabriken, des Kraftstoffverbrauchs der LKW etc. Wenn die Anlage fertig gebaut ist, produziert sie Strom. Der Erntefaktor gibt nun an, wie viel mehr (elektrische) Energie die Anlage im Laufe ihres Lebens produziert als insgesamt Energie für ihre Herstellung sowie Auf- und Abbau am Lebensende benötigt wird.

Die Energetische Amortisationszeit von Photovoltaikanlagen hängt im Wesentlichen von folgenden Faktoren ab:

1. Wirkungsgrad einer Photovoltaikzelle
2. Energetischer Aufwand für die Herstellung einer einzelnen Photovoltaikzelle und für die Herstellung des dafür benötigten Siliziums
3. Energetischer Aufwand für die Herstellung eines Moduls (Rahmen, Glas) aus mehreren Photovoltaikzellen
4. Energetischer Aufwand für den Transport (Rohstoffe zur Produktionsstätte sowie Modul bzw. Anlagenteile zum jeweiligen Einsatzort)
5. Energetischer Aufwand für die Installation einer Photovoltaik-Anlage aus mehreren Modulen etwa auf Dächern
6. Elektrische Einbindung der Photovoltaik-Anlage in ein Stromnetz inklusive Wechselrichter
7. Energetischer Aufwand für den Abbau einer Photovoltaik-Anlage aus mehreren Modulen etwa auf Dächern
8. Energetischer Aufwand für Entsorgung oder Recycling in wiederverwendbare Ausgangsstoffe.

Für südeuropäische Standorte liegt die Energierücklaufzeit (2011) zwischen 0,8 bis 1,5 Jahren für Dünnschichttechnologien und etwa 1,7 Jahren für Anlagen auf Basis mono- und multikristalliner Solarzellen.[8]

Kohlendioxidamortisation[Bearbeiten]

Die Kohlendioxidamortisation, oder auch Treibhausgasamortisation genannt, beschreibt die Dauer bis die bei der Produktion entstandenen Treibhausgase über die Energiegewinnung wieder ausgeglichen sind.[10]

Energieintensität nuklearer Energieerzeugung[Bearbeiten]

Der Kehrwert des Erntefaktors wird im Sinne eines Energieverbrauchs pro erzeugter Werteinheit als Energieintensität verstanden.[11][12] Betrachtet man die nukleare Brennstoffkette vom Abbau des Urans bis zur Dekommissionierung eines Kernkraftwerks, so bedeutet eine Energieintensität von über 100%, dass die Energiebilanz negativ wird und die Energieproduktion aus energetischer Sicht nicht mehr sinnvoll (nachhaltig) ist.[12]

Die Energieintensität der nuklearen Brennstoffkette wird in verschiedenen Studien bei mittleren Uranerzgehalten mit 2 bis 150 Prozent sehr unterschiedlich bewertet: eine Studie des Zentrums für Integrated Sustainability Analysis von 2006[13] ermittelt einen Mittelwert von 18 Prozent in einer Bandbreite von 10 bis 30 Prozent; den Wert von 150 Prozent ermittelt die Studie von Storm/Smith[11] für einen Uranerzgehalt von 0,013 Prozent.[12]

Unterschreitet der Gehalt des Urans im gewonnenen Erz die Marke von ca. 0,01 Prozent, wird bei der Energiebilanz die Aufbereitung des gewonnenen Erzes zum Prozessschritt mit dem höchsten Energieaufwand (über 40 Prozent); ab hier wird auch die Energiebilanz der nuklearen Energieerzeugung negativ: bei gleichbleibender installierter nuklearer Kapazität soll, auch aufgrund der das Angebot um ca. 1/3 übersteigenden Nachfrage, der Erzgehalt der zu fördernden Urangesteine im Jahr 2078 diesen Grenzwert erreichen, bei einer Kapazitätssteigerung um 2 Prozent jährlich bereits 2059.[12]

Im Rahmen der aufwändiger werdenden Urangewinnung steige auch der Treibhauseffekt der nuklearen Energieerzeugung, die CO2-Bilanz des Prozesses wird zunehmend schlechter: bei einem Erzgehalt von wiederum ca. 0,01 % wird er mit 288 g/kWh erwähnt, die ISA kommt auf einen durchschnittlichen Wert von 60 g/kWh. Dabei wird der Uranerzgehalt auch zum entscheidenden Faktor der Menge des im Prozess emittierten CO2. Dabei wird angenommen, dass sämtliche nötige Wärme durch die Verbrennung fossiler Brennstoffe kommt und nicht durch Kernkraftwerke.[12]

Siehe auch[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Karl-Heinrich Grote, Jörg Feldhusen (Hrsg.): Dubbel - Taschenbuch für den Maschinenbau. 22. Auflage. Springer, Berlin 2007, ISBN 978-3-540-49714-1, Kapitel L2.
  2. a b B. Diekmann, K. Heinloth: Energie. 2. Auflage. Teubner, Stuttgart 1997, ISBN 3-519-13057-2.
  3. a b c d e f g h i j D. Weißbach et al. (2013): Energy intensities, EROIs (energy returned on invested), and energy payback times of electricity generating power plants. Energy, Band 52, S. 210 ff. doi:10.1016/j.energy.2013.01.029
  4. E. Pick, Hermann-Josef Wagner: Beitrag zum kumulierten Energieaufwand ausgewählter Windenergiekonverter. Arbeitsbericht des Instituts für ökologisch verträgliche Energiewirtschaft, Universität Essen, 1998.
  5. Mehr Windkraft an Land rückt Ökologie ins Blickfeld. In: vdi Nachrichten. 2. September 2011. Abgerufen am 17. September 2011.
  6. Enercon Windblatt 4/2011 (PDF; 1,2 MB). Internetseite von Enercon. Abgerufen am 10. Januar 2012.
  7. Rodoula Tryfonidou, Hermann-Josef Wagner: Offshore-Windkraft – Technikauswahl und aggregierte Ergebnisdarstellung. (Kurzfassung, PDF-Datei, 109 kB) Lehrstuhl für Energiesysteme und Energiewirtschaft, Ruhr-Universität, Bochum 2004.
  8. a b Mariska de Wild-Scholten: Environmental profile of PV mass production: globalization. (PDF; 1,8 MB) 2011.
  9. R. H. Crawford: Life-cycle energy analysis of wind turbines – an assessment of the effect of size on energy yield. Faculty of Architecture, Building and Planning, Universität Melbourne. (PDF-Datei, 187 kB)
  10. Johannes Kals: Betriebliches Energiemanagement - Eine Einführung. Kohlhammer, Stuttgart 2010, ISBN 978-3-17-021133-9, S. 172.
  11. a b Vorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatJan Willem Storm van Leeuwen: Nuclear power – the energy balance. Ceedata Consultancy, Oktober 2007, archiviert vom Original am 4. Februar 2012, abgerufen am 12. März 2012 (PDF, englisch).
  12. a b c d e A. Wallner, A. Wenisch, M. Baumann, S. Renner: Energiebilanz der Nuklearindustrie. Analyse von Energiebilanz und CO2-Emissionen der Nuklearindustrie über den Lebenszyklus. Österreichisches Ökologie-Institut und Österreichische Energieagentur, 2011, abgerufen am 12. März 2012 (PDF 4,7 MB, deutsch, 1MB-Zusammenfassung).
  13. Vorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatManfred Lenzen: Life cycle energy and greenhouse gas emissions of nuclear energy: A review. ISA, Centre for Integrated Sustainability Analysis, The University of Sydney, January 2008, abgerufen am 12. März 2012 (PDF kostenpflichtig, englisch).