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Statistiken
Energie­aufwand zur Herstellung von Photovoltaik Anlagen

Hartnäckig hält sich das Gerücht, dass Photovoltaikanlagen während ihrer Lebensdauer nicht einmal die Energie einspielen, die für ihre Herstellung benötigt wird. Dabei erzeugt eine Solaranlage ein Vielfaches der Energie, die für ihre Herstellung aufgewendet wird (Fraunhofer ISE 2020; Koppelaar 2016; Leccisi et al. 2016).
Welche Unsicherheiten bei der Bewertung der energetischen Amortisationszeit existieren und welche Werte realistisch sind, wird hier thematisiert.

Den entscheidenden Marktanteil, mit 95 %, hat die kristalline Silizium-Photovoltaik (Fraunhofer ISE 2020), wobei hier zwischen monokristallinem und multikristallinem Silizium unterschieden wird. Obwohl monokristalline Photovoltaikmodule durch einen allgemein besseren Wirkungsgrad mehr Strom generieren, sinkt die positive Umweltbilanz durch die energieintensivere Produktion etwas unter die von multikristallinen Modulen (Guofu et al. 2016).

Der kumulierte Energieaufwand gibt an, wie viel Primärenergie für die Herstellung, Nutzung und Beseitigung einer Anlage anfällt. Generell hängt der Wert von dem verwendeten Zellenmaterial, der Effizienz der Module und der Installationsart ab. Einzelne Untersuchungen unterscheiden sich vor allem durch ihr Analyseverfahren und die Systemgrenzen. Außerdem ist das Alter der Erhebung von Bedeutung. Es entstehen mitunter große Varianzen in den Ergebnissen (Palmer und Floyd 2017).

Einige Quellen werden im Folgenden gelistet.

Kumulierter Energie­aufwand in kWh/kWp für kristalline Photo­voltaik
Quellemono-Sipoly-Si
Hagedorn 198912.200 - 20.5009.000 - 20.000
Adler 199311.400 - 17.9006.300 - 13.600
Adam, Schieferdecker 199711.0007.500
Alsema, Frankl, Kato 199813.055 - 30.2779.722 - 26.666
Knapp, Jester 20005.600 *)
Ito et al. 201010.420 - 13.2807.580 - 8.500
Fukurozaki, Zilles et al. 20123.211
Wild-Scholten 20137.200 und 8.8004.390 und 5.250
Yao, Chang et al. 2014 (standard)18.400
Yao, Chang et al. 2014 (fortschrittlich)9.700
Leccisi, Raugei et al. 20167.5005.600
Guofu, Honghang et al. 20161.900 *)2.060 *)
Wu, Ma et al. 2017 5.430
Rahman, Alam et al. 2019 5.430
*) Knapp, Jester und Guofu, Honghang: kWhel / kWp, alle anderen kWh(Primärenergie) / kWp

Eine häufig zitierte Quelle, auf die sich auch das Fraunhofer ISE 2020 bezieht, erfasst jeweils zwei Fälle und umfasst sowohl kristalline, als auch Dünnschicht-Photovoltaik (Wild-Scholten 2013):

(Wild-Scholten 2013): Kumulierter Energie­aufwand in kWh(Primärenergie)/kWp
mono-Sipoly-Sia-Si/µ-SiCIS/CIGS
7.200 und 8.8004.390 und 5.2504.920 und 4.9403.130 und 3.190


Eine Studie, die sich der Vergleichbarkeit der Lebenszyklusanalysen von PV widmet (Tannous, Bessous et al. 2019) zeigt, dass durch Anpassung älterer Untersuchungen unter Berücksichtigung aktueller Verfahrensweisen, der kumulierte Energieaufwand bereits signifikant sinkt (damit ergibt sich eine positivere Umweltbilanz). Durch verbesserte Energieeffizienz beim Siliziumschmelzen, verbesserte Effizienz der Zellen und immer geringeren Rohstoffeinsatz sinkt der Energieeinsatz pro Kilowattpeak (kWp) PV-Anlage stetig.
So hat sich der Materialbedarf an Silizium beispielsweise von über 16 g/Wp im Jahr 2004 auf unter 4 g/Wp im Jahr 2018 reduziert (Fraunhofer ISE 2020).


Die energetische Amortisationszeit (engl. Energy-Payback-Time, EPBT) gibt an, in welcher Zeit die Anlage die Energie eingebracht hat, die für die Herstellung benötigt wurde.

Zwei Punkte sind besonders zu beachten:
- Der Ertrag (jährlich generierte Strom pro kWp) richtet sich nach der Jahressumme der Einstrahlung und ist im wesentlichen standortspezifisch.
- Um den Stromertrag einer PV Anlage sinnvoll mit dem Energieaufwand der PV Anlage (meist angegeben als Primärenergie) zu vergleichen, wird der Strom in ein Primärenergieäquivalent umgerechnet, bzw. der Primärenergieaufwand in ein Stromäquivalent, hierbei bedarf es eines Netzwirkungsgradfaktors, der in seiner Varianz zu weiteren Unterschieden im Ergebnis führt.

Der Erntefaktor gibt an, wie oft eine regenerative Stromerzeugungs-Anlage in ihrer Lebenszeit (PV ~25 bis 30 Jahre) den kumulierten Energieaufwand wieder abgibt, beziehungsweise an anderer Stelle wieder einspart.

Die folgende Tabelle enthält verschiedene Werte für die Amortisationszeit und die sich ergebenen Erntefaktoren (berechneter Wert für 25 Jahre Lebensdauer). Die einzelnen Studien setzen unterschiedliche Werte für den kumulierten Energieaufwand, unterschiedliche Standorte (unterschiedliche Globalstrahlung) und unterschiedliche Wirkungsgradfaktoren an.
Des Weiteren ist zwischen monokristalliner (s-Si) und multikristalliner (m-Si) Silizium PV zu unterscheiden.

Energetische Amortisationszeit (EPBT) und Erntefaktor (EF) kristalliner Siliziumphotovoltaik
QuelleBeschreibungEPBT / JahreEF
Fraunhofer ISE 2020s-Si; Deutschland
(1000 kWh/m²/yr)
3,37,6
s-Si; Sizilien
(1794 kWh/m²/yr)
1,813,8
m-Si; Deutschland
(1000 kWh/m²/yr)
2,111,9
m-Si; Sizilien
(1794 kWh/m²/yr)
1,220,83
Wu, Ma et al. 2017 m-Si;
(2017 kWh/m²/yr)
2,310,9
Guofu, Honghang et al. 2016 s-Si; China
(1600 kWh/m²/yr)
1,6-2,310,8-15,6
Fukurozaki, Zilles et al. 2012 s-Si; Brasilien
1506-1935 kWh/m²/yr
2,47-3,138-10

Die Berechnungen des Fraunhofer Instituts bezieht sich auf die (Wild-Scholten 2013) Daten und zeigen damit den Stand aus 2011. Aktuelle, belastbare Untersuchungen sind kaum verfügbar.

Oftmals wird eine energetische Amortisationszeit auch für fossile und nukleare Kraftwerke angegeben. Hierbei wird jedoch der eingesetzte Brennstoff nicht berücksichtigt. Da fossile und nukleare Kraftwerke auch beim Betrieb erschöpfliche Energievorräte nutzen, ist die Angabe einer energetischen Amortisation bei diesen Kraftwerken nicht sinnvoll.

Weiterführende Überlegungen:
Um den über die Lebenszeit erzeugten PV Strom in ein Primärenergieäquivalent umzurechnen, bedarf es eines Netzwirkungsgradfaktors. Dieser Wirkungsgradfaktor beschreibt den Anteil der genutzten Primärenergie am Strommix und ist davon abhängig, welcher Anteil verschiedener fossiler und regenerativer Energien am Kraftwerksmix vorhanden ist. Mit steigendem EE-Anteil steigt der Netzwirkungsgrad.
Der durchschnittliche Primärenergieaufwand pro 1 kWh Strom im deutschen Kraftwerksmix des Jahres 2018 betrug 1,85 kWh. (FragDenStaat.de, 2020). Das entspricht einem Gesamtwirkungsgrad von 54%.
Das Umweltbundesamt veröffentlichte zu den PV-Stromeinspeiungen in Deutschland im Jahr 2018 Substitutionsfaktoren die anzeigen, welche fossile Kraftwerke durch die PV-Einspeisung gedrosselt wurden (UBA 2019, Emissionsbilanz erneuerbarer Energien, Kapitel 4). Über die anteiligen gemittelten Bruttowirkungsgrade (selbe Quelle, Kapitel 4) ergibt sich die genaue Primärenergieersparnis für PV-Strom: 2,03 kWh(PE)/kWh(PVStrom) (eigene Berechnung).

Berechnung der Amortisationszeit kristalliner Silizium PV aus dem kumulierten Energieaufwand für den allgemeinen Fall in Deutschland* *Anwendung folgender Details:
- 927 Volllaststunden als gemittelter Wert der Vollaststunden der Jahre 2010-2017 für PV Anlage in Deutschland (bdew 2018)
- 1 kWh PV Strom ersetzt 2,03 kWh Primärenergie, wie im Jahr 2018
- Lebensdauer von 25 Jahren


Quellen:

Adam, T.; Schieferdecker, B.: Methodik im Rahmen produktorientierter Betrachtungen. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 47.Jg. (1997) Heft 11, S. 678-682

Adler, U.: Energetische Amortisation. Sonnenenergie 6/93, S. 10-12

Alsema, E.A.; Frankl, P.; Kato, K.: Energy pay-back Time of Photovoltaic Energy Systems: Present Status and Prospects. 2nd Word Conference and Exhibition on Photovoltaic Solar Energy Conversion. Vienna, 6-10 July 1998, S. 2125-2130.

bdew: Vollaststunden gesamte Elektrizitätswirtschaft bis 2017. In:. Online verfügbar unter https://www.bdew.de/media/documents/Jahresvolllaststunden-2010_2017_o_online_jaehrlich_Ba_26042018.pdf, zuletzt geprüft am 11.06.2020.

Fukurozaki, S. H.; Zilles, R.; Sauer, I. L. (2012): Energy Payback Time and CO2 Emissions of 1.2 kWp Photovoltaic Roof-Top System in Brazil. In: SGCE 2 (2), S. 164–169. DOI: 10.12720/sgce.2.2.164-169.

FragDenStaat.de: https://fragdenstaat.de/anfrage/primarenergieaufwand-fur-die-einzelnen-energietrager/, 10.06.2020

Fraunhofer ISE (2020): Photovoltaics Report, https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf.

Guofu, Hou; Honghang, Sun; Ziying, Jiang; Ziqiang, Pan; Yibo, Wang; Xiaodan, Zhang et al. (2016): Life cycle assessment of grid-connected photovoltaic power generation from crystalline silicon solar modules in China. In: Applied Energy 164, S. 882-890. DOI: 10.1016/j.apenergy.2015.11.023.

Hagedorn, G.: Kumulierter Energieverbrauch und Erntefaktoren von Photovoltaik-Systemen. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 39.Jg. (1989) Heft 11, S. 712-718

Hagedorn, G.; Ilmberger, F.: Kumulierter Energieverbrauch und Erntefaktoren von Windkraftanlagen. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 42.Jg. (1992) Heft 1/2, S. 42-51

Ito, Masakazu; Kudo, Mitsuru; Nagura, Masashi; Kurokawa, Kosuke: A Comparative Study on Life-Cycle Analysis of 20 Different PV Modules Installed at a Hokuto Mega-Solar Plant. 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Valencia, 6-10 September 2010, S. 3900-3903.

Leccisi, Enrica; Raugei, Marco; Fthenakis, Vasilis (2016): The Energy and Environmental Performance of Ground-Mounted Photovoltaic Systems—A Timely Update. In: Energies 9 (8), S. 622. DOI: 10.3390/en9080622.

Kim, H.C.; Fthenakis, V.:Energy Payback Time and Life-Cycle Greenhouse-Gas Emissions of CIGS PV: Best Current Estimates. 26th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Hamburg, 5-9 September 2011, S. 3826-3830.

Knapp, K.; Jester, T.: PV payback. Homepower #80, December 2000/January 2001, S. 42-46.

Koppelaar, R.H.E.M. (2017): Solar-PV energy payback and net energy: Meta-assessment of study quality, reproducibility, and results harmonization. In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 72, S. 1241-1255. DOI: 10.1016/j.rser.2016.10.077.

Leccisi, Enrica; Raugei, Marco; Fthenakis, Vasilis (2016): The Energy and Environmental Performance of Ground-Mounted Photovoltaic Systems-A Timely Update. In: Energies 9 (8), S. 622. DOI: 10.3390/en9080622.

Palmer, Graham; Floyd, Joshua (2017): An Exploration of Divergence in EPBT and EROI for Solar Photovoltaics. In: Biophys Econ Resour Qual 2 (4). DOI: 10.1007/s41247-017-0033-0.

Pick, E.; Wagner, H-J.; Bunk, O.: Kumulierter Energieaufwand von Windkraftanlagen. BWK Bd. 50 (1998) Nr. 11/12, S. 52-55.

Rahman, Md. Mustafizur; Alam, Chowdhury Sadid; Ahsan, T. AbirM (2019): A life cycle assessment model for quantification of environmental footprints of a 3.6 kWp photovoltaic system in Bangladesh. In: IJRED 8 (2), S. 113. DOI: 10.14710/ijred.8.2.113-118.

Umweltbundesamt (2019): Emissionsbilanz erneuerbarer Energieträger. Bestimmung der vermiedenen Emissionen im Jahr 2018. Online verfügbar unter https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/emissionsbilanz-erneuerbarer-energietraeger, zuletzt geprüft am 15.07.2020.

Wild-Scholten, M. J. de (2013): Energy payback time and carbon footprint of commercial photovoltaic systems. In: Solar Energy Materials and Solar Cells 119, S. 296-305. DOI: 10.1016/j.solmat.2013.08.037.

Wu, Peishi; Ma, Xiaoming; Ji, Junping; Ma, Yunrong (2017): Review on Life Cycle Assessment of Energy Payback of Solar Photovoltaic Systems and a Case Study. In: Energy Procedia 105, S. 68–74. DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.281.

Yao, Yuan; Chang, Yuan; Masanet, Eric (2014): A hybrid life-cycle inventory for multi-crystalline silicon PV module manufacturing in China. In: Environ. Res. Lett. 9 (11), S. 114001. DOI: 10.1088/1748-9326/9/11/114001.


© 10/2020 by Volker Quaschning und Jonas Meyne


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