ESPAÑA y EL SOL ++ thermische Solarkraftwerke + PV + Projekte + Techniken + Infos + AG´s ++ ( Seite 6)

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.349.174 von bossi1 am 18.03.07 10:48:59Hi XDA,
ich war noch nicht dazu gekommen Deine Links und viele meiner Daten hier zu verwerten

Hi Bossi, vielen Dank.
Weißt Du ob Solarmundo NV an der Börse ist und wenn ja unter welcher WKN ? Jedenfalls behauptet das Solarserver, das die eine AG sind.
Und was denkst Du was die Bayer AG für ein Interesse hat dabei zu sein? Ich glaube das am Anfang sich die kostengünstigen Systeme durchsetzen werden oder zumindest eine große Rolle spielen werden.
Danach in den Folgejahren werden sich diejenigen mit dem besten Wirkungsgrad vielleicht mehr durchsetzen.
E.ON hat auch schon bei diesem Projekt mitgewirkt wie Du aus folgendem Link entnehmen kannst.(1.Seite)

http://www.solar-power-group.de/cms/upload/pdf/Powergen-pape…

Hier habe ich noch einen Link über die Kostenberechnungen von Solarthermischen Kraftwerken.

http://www.bine.info/magazin_folgeseite.php/magazin_thema=12…


Stromkosten bei Nutzung von Parabolrinnenkraftwerken
Die Kostenkalkulation gestaltet sich hier deutlich schwieriger als bei den bisher behandelten Techniken. Dies liegt vor allem an den vielseitigen Möglichkeiten der Gestaltung des Kraftwerks. Der Einsatz von Wärmespeichern verbessert die Auslastung des Kraftwerksteils, kann die Verluste durch ungenutzte überschüssige Wärme verringern und erhöht den erzielbaren Wirkungsgrad des Kraftwerks, so eine Studie der Europäischen Kommission (1994). Damit kann er bei richtiger Dimensionierung die Stromgestehungskosten verringern. Ab einer weltweit installierten Leistung von ca. 7 GW wird mit einer Halbierung der Kosten der Hauptkomponente Kollektor gerechnet Energiewirtschaftliche (Tagesfragen 6/1998, S. 392-397).


Strom vor Ort oder Importstrom
In der Studie wurden die Stromkosten vor Ort sowie nach Transport in Deutschland bei heutigen und reduzierten Kollektorkosten mit Nutzung von Speichern beispielhaft berechnet. Die zugrunde gelegten Speicher sind dabei sehr groß dimensioniert, damit zu keiner Zeit solar erzeugbare Wärme ungenutzt bleiben muß. Das ist mit Sicherheit nicht das betriebswirtschaftliche Optimum, wodurch die Kostenangaben einen eher konservativen Charakter haben. Eine weitere Annahme, die als Maximalforderung zum Zwecke einer vorsichtigen Abschätzung verstanden werden sollte, ist, dass 70% der Stromerzeugung nach vorangegangener Wärmespeicherung erfolgt, wodurch die mittleren Speicherverluste insgesamt relativ hoch ausfallen.

Solarkraftwerke der Zukunft senken Kosten
Für die Investitionskosten sehr großer Solarkraftwerke sind heute beim Solarfeld 185 € pro m2 Spiegelfläche anzusetzen. Schon heute sind Konzepte mit günstigeren Kollektorsystemen in Sicht, mit denen rund 30-40 % verringerte Stromgestehungskosten erreichbar scheinen und für die als nächster Schritt der Bau erster Pilotanlagen anvisiert wird (N. V. Solarmundo: Internal Report, Liège 2001). Bei einem Kraftwerk ohne Speicher werden ca. 6m2 Spiegelfläche pro kWel benötigt, bei einem Wärmespeicher für 14 VLh liegt dieser Wert bei etwa 15m2/kWel. Der Speicher selber liegt, bezogen auf die aus dem Wärmeinhalt erzeugbare elektrische Energie, bei etwa 60 €/kWhel. Die Investition für den thermischen Kraftwerksteil ist mit 525 €/kWel angesetzt.

Kraft-Wärme-Kopplung - ökologische und wirtschaftliche Perspektiven
Solarthermische Kraftwerke können nicht nur zur Stromerzeugung, sondern auch zur Kraft-Wärme-Kopplung eingesetzt werden. Dies bedeutet, dass ein Teil der eingesetzten Solarenergie beispielsweise zur Meerwasserentsalzung ausgekoppelt werden kann, um ein lebenswichtiges Produkt zu erzeugen. Dadurch erhöht sich regional der ökologische, gesellschaftliche und auch der wirtschaftliche Nutzen dieser Technologie. Durch den Erlös aus der Trinkwasserproduktion können die Stromgestehungskosten etwa um 1-2 €ct/kWh fallen und damit schon heute die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit erreichen (Energiewirtschaftliche Tagesfragen 6/2001, S. 386-389).

http://www.bine.info/pdf/magazin/CzischTabelle.pdf

Zukunftstechnologie für südliche Klimazonen: Parabolrinnenkraftwerke

Parabolrinnenkraftwerke im Süden Europas
Da sich die nord- und mitteleuropäischen Gebiete weniger für die Stromerzeugung mit Parabolrinnenkraftwerken eignen, wurde zum Kostenvergleich (s. Tabelle (pdf) oben) ein Gebiet auf der iberischen Halbinsel im südlichen Portugal sowie jeweils eines in Südmarokko und Mauretanien gegenübergestellt. Für Leitungsauslastung wird angenommen, dass die einspeisenden Solarkraftwerke die Hälfte ihrer Stromproduktion bei gleichzeitiger Volllast erbringen. Die restlichen 50% der elektrischen Energie werden in zwei Teilströme im Leistungsverhältnis 2 zu 1 aufgeteilt, um die durchschnittliche Verlustleistung zu ermitteln.

Kostendegression an "guten" Standorten
Die Kosten für Strom aus Parabolrinnenkraftwerken sind bei heutigen Komponentenkosten an guten Standorten ähnlich hoch wie die von Windstrom an Standorten mit ca. 1.400 VLh. Wenn sich die erwartete Kostendegression des Solarfeldes um 50% erzielen läßt, müßte regelbarer Solarstrom aus nordafrikanischen Parabolrinnenkraftwerken mit Wärmespeichern selbst in Deutschland nicht teurer sein. Es ist zu erwarten, daß die ersten Parabolrinnenkraftwerke in Afrika zur Stromerzeugung für den eigenen Strombedarf erstellt werden. Die obige Abbildung zeigt eine Karte der Kosten für Solarstrom, der in die lokalen Netze eingespeist wird.

Es sind mehr als 20% regenerative Energien bis zum Jahr 2020 machbar.

Hier eine Grafik damit man eine Vorstellungskraft hat.




http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/th01/th2001_07c…

9. September 2006, 00:00 Uhr Von Holger Kroker
Solarstrom für 200.000 Menschen

Es ist heiß im Hochtal von Guadix. Die Sonne brennt erbarmungslos, sorgt im Sommer häufig für Temperaturen von 40 Grad und mehr. Mit deutscher Technik entsteht in Andalusien Europas größtes Kraftwerk für Sonnenwärme.
Nur ein leichter Wind, der vom Hochgebirge der Sierra Nevada in Richtung Küste streicht, macht die Hitze erträglich. Rund 1300 Meter hoch liegt die Ebene auf halbem Weg von Almeria am Mittelmeer nach Granada im Binnenland. Von einer Anhöhe blickt die Festung von La Calahorra auf das sonnenverbrannte Flachland herab. Weit und breit ist alles sonnenverbrannt und braun, was die Burg noch düsterer erscheinen lässt. Die gewaltigen Mauern beherbergen einen der prächtigsten Renaissance-Paläste Spaniens, doch es schwer hinein zu gelangen. Daher rauschen die meisten Touristen auf der Autobahn durch das Hochtal hindurch, Kunstbeflissene auf dem Weg zur Alhambra, Strandurlauber in Richtung Küste.Bald wird die Burg von La Calahorra nicht nur auf staubige Mandelbäume und die hektische Ameisenstraße der Autobahn blicken, sondern auf ein funkelndes und blitzendes Stück Zukunft. Direkt neben der Autobahn A92 entsteht auf dem Gebiet der Gemeinde Aldeire "Andasol-1", Europas erstes kommerzielles Solarthermie-Kraftwerk. Dass es gut zehn Jahre später als vergleichbare Anlagen in den USA an den Start geht, wollen die zur Grundsteinlegung geladenen Gäste gar nicht so genau wissen. Tatsache ist, dass das Kraftwerk nur entsteht, weil Spanien ähnlich wie Deutschland seit neuestem erneuerbare Energien mit einem besonderen Einspeisepreis alimentiert. Er beträgt 21 Cent pro Kilowattstunde - damit kann die Solarthermie auf der Iberischen Halbinsel gewinnbringend Strom erzeugen. In den USA war der Bundesstaat Kalifornien einfach nur früher auf den Gedanken gekommen, die umweltfreundliche Stromerzeugung besonders zu honorieren. Deswegen gibt es dort seit Mitte der Neunzigerjahre solarthermische Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von fast 400 Megawatt....und gehören der span. Acciona

Immerhin soll Andasol-1 mit seinen 50 Megawatt nach Angaben des Projektentwicklers, der Solar Millennium AG aus Erlangen, das größte Solarkraftwerk der Welt sein. Auf zwei Quadratkilometern Fläche werden Parabolrinnen mit insgesamt 510 000 Quadratmetern Spiegelfläche montiert und ab 2008 Strom für rund 200 000 Menschen in das spanische Netz einspeisen. Dank eines Tanks mit 25 000 Tonnen Salzschmelze kann die Energie auch zwischengespeichert und zeitversetzt abgegeben werden. Damit kann die Stromproduktion bis zu 7,5 Stunden mit voller Leistung betrieben werden. Neben Andasol-1 sind bereits zwei weitere vergleichbar große Kraftwerke geplant. Mit insgesamt 150 Megawatt Leistung sollen die drei Kraftwerke im Hochtal von Guadix den Großteil des in Andalusien geplanten Solarstroms liefern. Der Standort ist gut gewählt, denn hier oben in der Sierra Nevada scheint so oft die Sonne, wie sonst selten auf dem Kontinent, Wolken gibt es selbst im Winter nur selten. Solarthermische Kraftwerke nutzen anders als die Photovoltaik-Zellen die Energie der Sonne nur zur Erhitzung einer Flüssigkeit und nicht direkt zur Stromerzeugung. "Das ist geradezu ihre Attraktion", erklärt Manfred Becker, der lange Jahre beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) die Solarforschung geleitet hat, "sie erzeugen Dampf, den man problemlos in traditionelle Kraftwerke einspeisen kann." Im Grunde sind es riesige Brenngläser, die der Sonne nachgeführt werden und die Strahlungsenergie auf eine Stelle konzentrieren. Im Fall der Parabolrinnen verläuft ein Rohr in der Brennlinie der Parabolspiegel. "Das Rohr ist von mehreren Absorberschichten umgeben und von einem evakuierten Glasrohr ummantelt. Dadurch wandelt es die Sonnenstrahlung mit einem Wirkungsgrad von 60 Prozent in Wärmeenergie um", erklärt Michael Geyer, der früher die Solarforschungsstelle des DLR auf dem Versuchsgelände des spanischen Energieforschungszentrum Ciemat in der Nähe von Almeria geleitet hat und jetzt für Solar Millennium Kraftwerke in Spanien realisiert.Noch wird in den Absorberrohren hitzebeständiges Öl auf bis zu 400 Grad Celsius erhitzt, das dann in einem Wärmetauscher den Wasserdampf für eine Dampfturbine erzeugt. Neue Varianten des Parabolrinnenkraftwerks sparen sich den Wärmetauscher und erhitzen das Wasser direkt in den Spiegelrinnen. "Dadurch kann der Wirkungsgrad noch einmal um zwei oder mehr Prozent gesteigert werden", erklärt Professor Hans Müller-Steinhagen, der Leiter des DLR-Instituts für Technische Thermodynamik, an dem die Solarforschung angesiedelt ist. Allerdings ist es nicht ganz einfach, das Gemisch aus gasförmigem und flüssigem Wasser, das im Absorberrohr entsteht, zu beherrschen und vor der Einspeisung in die Dampfturbine ordentlich zu trennen. Pilotprojekte, in denen das im größeren Maßstab versucht wird, sollen in den kommenden Monaten aus der Taufe werden. "Wir wollen bis 2010 mindestens 15 Prozent unseres Stroms aus erneuerbaren Energien gewinnen", verkündete der andalusische Wirtschaftsminister Francisco Vallejo Serrano vollmundig bei der Grundsteinlegung der Anlage. Der Plan ist mehr als ehrgeizig, denn dafür muss in nur noch vier Jahren 4500 Megawatt Öko-Kraftwerkskapazität geschaffen werden. Der Anteil der Solarenergie fällt mit 250 Megawatt für das sonnenverbrannte Andalusien erstaunlich gering aus, doch das hat einen einfachen Grund: Die umweltfreundlichen Solarkraftwerke sind ausgesprochen durstige Wasserkonsumenten, um ihre Turbinenblöcke zu kühlen. 700 000 Kubikmeter verbraucht jedes der drei 50-Megawatt-Kraftwerke im Jahr - so viel wie 10 000 Andalusier oder 15 000 Deutsche. Für die chronisch wasserarme Region, die schon jetzt den höchsten Pro-Kopf-Verbrauch in Spanien hat, ist das kein Pappenstiel. "Es ist sicher richtig, dass an dieser Stelle etwas gemacht werden muss", gibt auch Manfred Becker zu, "aber an der Wasserkühlung kommt man nicht vorbei." Denn die alternative Luftkühlung braucht immensen Platz, der in Spanien nicht zu bezahlen ist. Südlich des Mittelmeeres ist das anders. "Wenn wir früher von Sahara gesprochen haben, haben wir immer von Luftkühlanlagen gesprochen und nicht von Wasser", betont Becker. Der alte Traum vom Solarstrom aus der Wüste, der Europas Energiehunger stillt, er ist keineswegs ausgeträumt. Denn inzwischen ist mit der Hochspannungs-Gleichstromübertragung auch ein Stromtransport über große Strecken denkbar, ohne dass die Hälfte der Energie unterwegs verloren geht.

Anmerkung:
Solarmillenium ist ein "kleiner" Projektentwickler mit insgesamt 54 Mitarbeitern in 3 mini Firmen. Umsatz 2006 16,96 Mill.€, Gewinn 10,02 Mill.€ und einer MK von 331 Mill.€. Das oben beschriebene Solarkraftwerk wird von ACS/Cobra zu 75% finanziert und gebaut. Die Schlüsseltechnik stammt von Schott. Zur ACS Gruppe gehöhren 90.000 Mitarbeiter bei einer MK von über 15 Mrd.€.

© DIE ZEIT, 22.06.2006 Nr. 26

Mehr Watt von oben...lesenswerter Zeit Artikel

In Spanien entsteht das größte solarthermische Kraftwerk der Welt. Damit lässt sich die Sonne viel effizienter nutzen als mit Solarzellen, die in Deutschland mit Milliarden gefördert werden Von Dirk Asendorpf

Weiß leuchtet das Dorf auf der andalusischen Hochebene. Die Luft flirrt in der Hitze, aber in den Häusern bleibt es erträglich kühl. Der weiße Anstrich reflektiert das blendende Licht. »Sonne ist das Einzige, wovon wir hier mehr als genug haben«, sagt Moises Guijarro. El Filósofo, der Philosoph, nennen die Leute in Lacalahorra den schnauzbärtigen Alten, den sie vor sieben Jahren zum Bürgermeister gewählt haben. Und seither hat Guijarro eine Vision. Der einzige Überfluss in seinem Dorf soll wirtschaftlich genutzt werden. Jetzt ist es so weit: Am Rande von Lacalahorra entsteht das größte Solarkraftwerk der Welt.

Dunkelblaue Solarzellen, wie sie inzwischen auf 200.000 deutschen Dächern zu finden sind, kommen hier nicht zum Einsatz. Deren Strom ist viel zu teuer. In Lacalahorra wird ein solarthermisches Kraftwerk gebaut. Es nutzt die Sonnenhitze, indem Tausende Parabolspiegel Sonnenlicht auf ein 280 Kilometer langes Rohrnetz bündeln. In diesem erhitzt sich ein spezielles Thermoöl (siehe Grafik) auf 400 Grad. Über einen Wärmetauscher erzeugt es genug Dampf, um drei Stromgeneratoren mit einer Leistung von insgesamt 150 Megawatt anzutreiben. Bei Bewölkung und im Dunkeln springt ein Flüssigsalz-Wärmespeicher ein. Liefert auch dessen Wärme nicht genügend Dampf, wird mit Erdgas gefeuert. So kann das Solarkraftwerk beständig Strom liefern. Seine Jahresproduktion könnte alle Haushalte einer Stadt von der Größe Stuttgarts mit Elektrizität versorgen.

»Am Anfang haben alle nur den Kopf geschüttelt«, erinnert sich Guijarro. Als die deutschen Projektentwickler vor sieben Jahren auf der Standortsuche für ihr Kraftwerk bei ihm anklopften, hatte die Eisenerzmine, der letzte große Arbeitgeber der Region, gerade den Betrieb eingestellt. Die wenigen Bauern überlebten nur noch mit den Subventionen der EU. 2.500 Einwohner hatte Lacalahorra in den fünfziger Jahren gehabt, alles sah so aus, als müssten die letzten 800 auch noch gehen. »Heute sind die Leute ziemlich euphorisch«, sagt der Bürgermeister. An der Rathaustür fordert ein Aushang zur Bewerbung um Jobs bei Bau und Betrieb des Solarkraftwerks auf. 120 Landbesitzer haben ihre staubtrockenen Böden an die Betreibergesellschaft verkauft oder verpachtet. Wer zu lange zögerte, wurde enteignet. »Mit meiner Unterstützung«, betont Guijarro. »Wir wissen doch alle, wie teuer Erdöl ist. Solarkraftwerken gehört die Zukunft.«

Das gilt nicht nur in Lacalahorra. Theoretisch kann die Sonne die ganze Welt mit Energie versorgen. In den Sonnengürteln zwischen dem 20. und 40. Breitengrad auf der Nord- und Südhalbkugel entspricht die Einstrahlung auf ein bis zwei Quadratmetern dem Stromverbrauch einer vierköpfigen Familie. In Umfragen geht ein Großteil der Bevölkerung davon aus, dass wir uns in 50 Jahren statt mit Kohle, Öl, Gas und Uran vor allem mit Sonnenenergie versorgen – auch wenn sie bisher praktisch bedeutungslos ist.

Noch wird Solarstrom in Europa nämlich ausschließlich mit Fotovoltaik erzeugt. Die dunkelblau schimmernden Zellen werden wie Elektronikbauteile aus Silizium gefertigt und setzen selbst schwaches Sonnenlicht direkt in Elektrizität um. Allerdings mit sehr schlechtem Wirkungsgrad. Deutschland ist zwar Weltmeister der Fotovoltaik mit einer installierten Leistung von 1.500 Megawatt. Trotzdem deckt dieser Solarstrom nicht einmal zwei Tausendstel des deutschen Verbrauchs. Selbst unter den erneuerbaren Energien liegt der Anteil der Fotovoltaik unter zwei Prozent. Die nüchternen Zahlen stehen im Gegensatz zur Euphorie, die gerade in diesen Tagen wieder hohe Wellen schlägt. Mit fast 500 Ausstellern aus 27 Ländern platzt die Freiburger Intersolar, Europas größte Messe für Sonnenenergienutzung, aus allen Nähten. Der Umsatz der deutschen Solarbranche wird in diesem Jahr vier Milliarden Euro übersteigen. Gut 80 Prozent davon gehen auf das Konto der Fotovoltaik.

Erkauft wurde der Boom mit einer im Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) garantierten extrem hohen Vergütung von 40 bis 50 Cent pro Kilowattstunde. 1,3 Milliarden Euro haben die Verbraucher für den bisher erzeugten Solarstrom gezahlt. Er ist fünfmal so teuer wie Windstrom und zehnmal so teuer wie konventionell erzeugter Strom. Nicht nur der Wirkungsgrad der Fotovoltaik ist schlecht, auch die Sonne schwächelt bei uns. In der Sahara scheint sie bis zu 4.300 Stunden, im andalusischen Lacalahorra über 3.000, in Deutschlands Sonnenhauptstadt Freiburg hingegen nur 1.800 Stunden im Jahr. Ihre volle Leistung erreichen Fotovoltaik-Zellen hierzulande im Jahresdurchschnitt nur an 850 bis 900 Stunden.

Daher dauert es auch drei bis fünf Jahre, bis ein hiesiges Fotovoltaik-Modul die Energie erzeugt hat, die zu seiner Herstellung und Montage nötig war. Bei Windrädern oder solarthermischen Kraftwerken in Südeuropa beträgt diese energetische Amortisation nur vier bis sieben Monate. Entsprechend gering ist auch die Einsparung der CO2-Emissionen durch Fotovoltaik-Zellen. Wegen der energieaufwändigen Herstellung werden jeder Kilowattstunde Fotovoltaik-Strom im Durchschnitt 100 bis 200 Gramm CO2 zugerechnet, etwa ein Viertel der Emissionen eines Gaskraftwerks.

Zwar setzen die meisten Szenarien für den künftigen Energiemix langfristig auf die Sonne, aber nicht auf Fotovoltaik. So hält der Wissenschaftliche Beirat der Bundesregierung für das Jahr 2100 einen Solaranteil von über zwei Dritteln des deutschen Gesamtverbrauchs für möglich, ein Großteil davon als Stromimport aus Hunderten solarthermischer Großkraftwerke in Südeuropa und Nordafrika. Eine Studie für das Bundesumweltministerium schätzt, dass die Mittelmeerländer von 2025 an billigeren Solarstrom liefern als deutsche Kohlekraftwerke.

Bisher gibt es die Zukunftstechnik nur in den USA. Seit Mitte der achtziger Jahre wurden neun solarthermische Kraftwerke mit insgesamt 350 Megawatt in der kalifornischen Mojave-Wüste in Betrieb genommen. Die europäische Premiere soll in Lacalahorra stattfinden. Drei Kraftwerksblöcke mit je 50 Megawatt Leistung werden dort nebeneinander gebaut. Für den ersten haben die Banken die erforderlichen 300 Millionen Euro Anfang Juni bereitgestellt, in zwei Jahren soll er fertig sein.

Das spanische Einspeisegesetz für erneuerbare Energien garantiert einen Abnahmepreis von 21 Cent pro Kilowattstunde. Wenn die Sonne nicht ausreichend scheint oder der Netzbetreiber eine höhere Leistung wünscht, dürfen bis zu 15 Prozent der Jahresstromproduktion mit Erdgas erzeugt werden. Das macht solche Kraftwerke in Spanien rentabel. Auch das hat sich herumgesprochen. Über ein Dutzend Projekte mit insgesamt 1.200 Megawatt Leistung sind bereits im Genehmigungsverfahren; von Endesa bis Iberdrola sind alle großen spanischen Energieunternehmen beteiligt. Die Technik für die solaren Großkraftwerke wird in Tabernas erprobt, 70 Kilometer östlich von Lacalahorra. Hier, im desierto de Almería, in Europas einziger Wüste, wurden Italowestern gedreht – und seit 25 Jahren forschen rund 50 spanische und deutsche Wissenschaftler auf der Plataforma Solar.

La energía nennen Einheimische die weiträumig eingezäunte Anlage, die wie ein überdimensionales Spiegelkabinett aus der Ebene wächst. Dabei wird hier mehr Strom verbraucht als produziert. In den Pilotanlagen geht es um die Suche nach der besten Technik für die Umsetzung der eingefangenen Sonnenhitze in Dampf. Nur wenn die Solarenergie möglichst genau die Anforderungen eines Gaskraftwerks erfüllt, können dessen technisch ausgereifte und kostengünstige Turbinen und Generatoren im Hybridbetrieb eingesetzt werden. »Hier geht es um Verbesserungen im Detail, nur selten um Grundlagenforschung«, sagt Christoph Richter vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), der die deutsche Forschergruppe leitet. Den aktuellen Boom merkt er deutlich. »Industrieaufträge decken derzeit über die Hälfte unserer Kosten.«

Bis 1998 wehte neben der spanischen auch die deutsche Fahne am Eingang, dann beendete die Kohl-Regierung die gleichberechtigte Zusammenarbeit auf der Plataforma. Heute sind die zwölf deutschen Wissenschaftler nur noch Gäste. »Im Rückblick war der Ausstieg ein Fehler«, sagt Christoph Richter. Seit damals pumpt die Bundesregierung die Hälfte aller Forschungsmittel für erneuerbare Energien in die Fotovoltaik. 20 Prozent werden für die Windkraft und nur zehn Prozent für die Solarthermie ausgegeben.

»Fotovoltaik-Zellen haben ein High-Tech-Image«, erklärt Timon Wehnert vom Berliner Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung das Ungleichgewicht, »sie sind lautlos, sauber, und nichts bewegt sich.« Keine dreckige Biomasse oder lästigen Windräder, nur ein paar schicke Plättchen auf dem Dach, schon fließt der Strom. Sinnvoll ist das überall dort, wo es keinen Stromanschluss gibt – etwa auf Parkscheinautomaten, Verkehrsschildern, Campingplätzen oder in abgelegenen Dörfern Afrikas und Asiens. Sobald der Strom aber ins Netz eingespeist werden soll, sind solarthermische Kraftwerke der Fotovoltaik haushoch überlegen.

Allerdings nicht in Deutschland. Denn nur direkte Sonnenstrahlung lässt sich mit Spiegeln konzentrieren. Schon ein dünner Wolkenschleier senkt den Wirkungsgrad solarthermischer Kraftwerke deutlich, bei bedecktem Himmel liefern sie überhaupt keinen Strom. Während in den Sonnengürteln der Erde 70 bis 80 Prozent der Solarenergie als Direktstrahlung ankommen, ist es in Deutschland nur die Hälfte. Der Rest dringt als diffuses Licht durch die Wolken. Wasser lässt sich damit auf Duschtemperatur erwärmen, aber für eine effiziente und konkurrenzfähige Stromerzeugung wird es auf absehbare Zeit nicht reichen.

Schon heute geht ein Drittel der in Deutschland produzierten Fotovoltaik-Module in den Export, in 15 Jahren werden es 70 Prozent sein, hofft der Branchenverband. Gleichzeitig stammt ungefähr jedes zweite in Deutschland installierte Solarmodul aus dem Ausland, vor allem aus Japan und China. Eigentlich sollten die Stromverbraucher mit der Abgabe, zu der sie das EEG verpflichtet, zur Energiewende in Deutschland beitragen. Jetzt betreiben sie damit Exportförderung und schaffen Arbeitsplätze in Ostasien. Und mit jedem neu auf einem deutschen Dach installierten Solarmodul sinkt die Gesamteffizienz unserer erneuerbaren Energie.

Fachleuten ist dieses Dilemma bekannt. Doch kaum einer möchte sich öffentlich dazu äußern. »Die Fotovoltaik wird nicht zu viel, die anderen Technologien werden zu wenig gefördert«, ist das Äußerste, was zum Beispiel Joachim Nitsch vom Stuttgarter Institut für Technische Thermodynamik sagen möchte. Er ist einer der wichtigsten Vordenker erneuerbarer Energien in Deutschland. Stephan Kohler, Geschäftsführer der Deutschen Energie-Agentur, fordert eine Änderung der Einspeisevergütung für Fotovoltaik-Strom. »Bei den derzeitigen Wachstumsraten würden wir 2015 sonst 2,2 Milliarden Euro im Jahr für ein Prozent unserer Stromerzeugung zahlen.«

Im sonnenreichen Spanien spielt Fotovoltaik keine Rolle. Schon der erste Block des Kraftwerks von Lacalahorra wird mehr Strom erzeugen als alle spanischen Fotovoltaik-Module zusammen. Deutsche Firmen sind mit dabei. Projektiert wurde es von der Solar Millennium AG aus Erlangen, die 25 Prozent an der Betreibergesellschaft Andasol hält. Für die schlüsselfertige Erstellung des Solarkraftwerks sorgt ACS-Cobra. ACS ist der drittgrößte Anlagenbauer Europas, ein spanisches Familienunternehmen. Ein Großteil der Technik stammt trotzdem aus Deutschland. Der bayerische Autospiegel-Hersteller Flabeg ist derzeit das weltweit einzige Unternehmen, das die gebogenen Spiegel für Parabolrinnen liefern kann. Und die zugehörigen Empfänger kommen entweder von Solel aus Israel oder von Schott. Sie bestehen aus einem Stahlrohr, in dem das vom konzentrierten Sonnenlicht aufgeheizte Öl zirkuliert. Umgeben wird es von einem Glasrohr, Vakuum isoliert beide Rohre voneinander. Damit es an den Verbindungsstellen nicht bricht, haben die Schott-Ingenieure ein Spezialglas entwickelt, das sich beim Erhitzen genau so ausdehnt wie Stahl. Gerade hat im fränkischen Mitterteich die Serienfertigung für den ersten Abschnitt des Großkraftwerks von Lacalahorra begonnen.

Auf der Plataforma Solar werden die langen Reihen von Parabolrinnen von einem so genannten Solarturm weit überragt. Hier lenken bewegliche Spiegel (Heliostaten) das Sonnenlicht auf eine Quarzglasscheibe an der Turmspitze und erzeugen dahinter Temperaturen von bis zu 1.000 Grad. Damit lässt sich Druckluft so aufheizen, dass sie ohne den Umweg über Wasserdampf direkt auf eine Gasturbine geleitet werden kann. Der Lohn ist ein deutlich verbesserter Wirkungsgrad.

Ausgereift ist Hochtemperaturtechnik noch nicht. Der erste kommerzielle Solarturm wird deshalb nur bei Temperaturen knapp unter 300 Grad arbeiten. PS-10 heißt das Kraftwerk, das mitten zwischen Getreidefeldern außerhalb der andalusischen Hauptstadt Sevilla gebaut wird. Der 90 Meter hohe Turm steht bereits, ebenso die 761 Heliostaten. Noch zeigen ihre Spiegelflächen nach unten, aber von Oktober an soll PS-10 mit gut zehn Megawatt das spanische Netz stärken.

»Im Moment hat die Parabolrinne noch einen deutlichen Entwicklungsvorsprung«, sagt Christoph Richter von der Plataforma Solar, »aber das höhere Potenzial hat der Turm.« Türme versprächen nicht nur bessere Effizienz, sondern benötigten auch weniger Fläche, die zudem nicht eben sein müsse. Langfristig würden beide Systeme je nach Standort und Anwendung nebeneinander existieren. »Autos fahren ja auch mal mit Benzin, mal mit Diesel.« ...interessante Aussage zu Solarturmkraftwerken

Das spanische Einspeisegesetz hat den aktuellen Boom der solarthermischen Kraftwerksprojekte ausgelöst. Ob sie in 30 Jahren tatsächlich fünf Prozent des globalen Strombedarfs decken, wie es die Solarthermie-Fachgruppe der Internationalen Energie Agentur für möglich hält, hängt nicht nur von solchen energiepolitischen Vorgaben, sondern auch von der Lösung vieler technischer Probleme ab.

Dazu gehört zum Beispiel die Standfestigkeit der großen Spiegel. Schon ab Windstärke sechs müssen die bisher erprobten Parabolrinnen und Heliostaten in eine horizontale Ruhestellung gedreht werden, damit der Wind sie nicht beschädigt. Der in Lacalahorra geplante Zwischenspeicher mit 25.000 Tonnen flüssigem Salz, das je nach Wärmebedarf zwischen einem kühleren und einem heißeren Tank hin- und hergepumpt werden soll, existiert bisher nur in einem kleinen Modell auf der Plataforma Solar. Die Direktverdampfung von Wasser im Rohr der Parabolrinne hätte einen deutlich besseren Wirkungsgrad als der bisherige Umweg über Thermoöl und Wärmetauscher. Doch in der Testanlage kämpfen die Ingenieure noch mit unberechenbaren Wirbeln, die den Durchfluss stören. Und schließlich benötigen solarthermische Kraftwerke große Mengen Kühlwasser.

»Spanien hat viel Sonne, aber wenig Wasser«, gibt Enrique Martínez zu bedenken. Als Direktor des Verbandes der Erneuerbare-Energie-Produzenten ist er eigentlich eine Art Berufsoptimist. Doch dort, wo in Spanien viel Obst und Gemüse angebaut werde, drohe zwischen Land- und Energiewirtschaft ein harter Streit um knappe Wasserressourcen. In Nordafrika dürfte er noch schärfer ausfallen. Technisch ist zwar auch Luftkühlung möglich, der Wirkungsgrad sinkt dann jedoch deutlich. Ideal wäre die Kombination mit Meerwasserentsalzung. Die Abwärme des Kraftwerks könnte quasi nebenbei Trinkwasser erzeugen. Die Investitionskosten sind dafür jedoch sehr hoch, und die Sonneneinstrahlung ist an der Küste geringer als im Inland. Auch in Nordafrika und auf der Arabischen Halbinsel gibt es zahlreiche solarthermische Kraftwerksprojekte, so konkret wie in Spanien ist aber noch keines davon. Und bevor die arabischen Länder Solarstrom nach Europa exportieren, müssen sie zunächst ihren eigenen, schnell wachsenden Strombedarf decken. Unter der Straße von Gibraltar liegt zwar bereits ein Hochspannungskabel. Genutzt wird es von Marokko allerdings nicht für den Export von Ökoenergie, sondern für den Import großer Mengen französischen Atomstroms.

Entscheidend ist nicht die Menge der produzierten Energie, sondern das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage im Stromnetz. In Andalusien passt Solarenergie gut zum Bedarf: Er ist im Hochsommer am höchsten, weil viele zur Mittagszeit ihre Klimaanlagen hochdrehen. Insgesamt bietet sich eine Kombination aus Sonnen- und Windenergie an. Denn wenn die Sonne nicht scheint, bläst meist der Wind, bei Flaute strahlt die Sonne. In der Summe liefern viele Wind- und Sonnenkraftwerke eine recht konstante und zuverlässig kalkulierbare Leistung. Bis Solarkraftwerke jedoch so viel leisten werden, wie Spaniens Windanlagen schon heute maximal einspeisen können (10.000 Megawatt), wird noch viel Zeit vergehen.

Denn gute Kraftwerkstandorte sind schwer zu finden. »Sie brauchen eine große, möglichst ebene und bezahlbare Fläche, für 100 Megawatt Leistung rund 400 Hektar«, sagt Michael Geyer von der Erlanger Firma Solar Millennium. Er hatte schon 1998 mit der Suche nach einem Platz für das erste solare Großkraftwerk begonnen. »Sie brauchen viele Sonnenstunden, reichlich Wasser, einen Netzanschluss. Und die Unterstützung der Bevölkerung.« In Lacalahorra hat er nicht nur Land gekauft und gepachtet, sondern in manchem Vertrag auch einen Job zugesagt. Wer im Solarkraftwerk Arbeit findet, so sein Kalkül, wird kaum zulassen, dass Halbstarke nachts Steine auf die Spiegel werfen.

Bürgermeister Moises Guijarro hat er mit einer Einladung nach Kalifornien begeistert. »Die Solarkraftwerke sind dort eine Touristenattraktion«, erinnert sich El Filósofo. Andalusiens weiße Häuser reflektieren so viel Sonnenlicht wie möglich, die Parabolrinnen schlucken es. »Man spaziert dazwischen herum, als sei man im Paradies.«

Kühlwasser für Solarkraftwerke? Interessant für Abengoa, da sie auch Meerwasserentsalzungsanlagen bauen. In Algerien bauen sie zur Zeit 3 Anlagen, die 1,5 Mill. Menschen mit Trinkwasser versorgen können.

Positive Marktentwicklung im Mittelmeerraum
...hier werden in Spanien / Nordafrika einige Solarprojekte vorgestellt.

- 1.9.2005 von Solar Millenium - ...das Beste an dem kleinen Projektentwickler ist die die Selbstdarstellung auf ihrer Homepage


Die Solar Millennium AG berichtete in den letzten Monaten über ein weltweit wachsendes Interesse an solarthermischer Stromerzeugung. Inzwischen haben sich entscheidende Fortschritte zur Umsetzung erster Projekte in verschiedenen Ländern ergeben. Im Folgenden berichten wir über die Marktentwicklung im Mittelmeerraum.

Konkrete Schritte zur Realisierung erster solarthermischer Kraftwerke gibt es inzwischen in drei nordafrikanischen Ländern: Marokko, Algerien und Ägypten. Hier laufen jeweils für ein Hybridkraftwerk mit angeschlossenem Parabolrinnen-Solarfeld Ausschreibungs- bzw. Präqualifizierungsverfahren.

Vorreiter im Mittelmeerraum ist Spanien, wo die Solar Millennium AG ihre ersten Projekte im Hochtal von Guadix fertig entwickelt hat. Solar Millennium ist in diesem Standortland unter anderem mit einem eigenen Mitarbeiterteam in einer regionalen Projektentwicklungsgesellschaft sowie mehreren Solarkraftwerks-Projektgesellschaften vertreten. Solar Millennium verfolgt derzeit in insgesamt vier südspanischen Regionen jeweils mehrere Projekte. Neben der erfolgreichen Kooperation mit dem größten spanischen Baukonzern und Anlagenbauer ACS/Cobra wird derzeit über die Zusammenarbeit mit anderen großen spanischen Unternehmen, vor allem Energiekonzernen, verhandelt. ...dazu werden in anderen Artikeln der Versorger Iberdrola und Endesa genannt. An Iberdrola ist der Baukonzern ACS mit über 10% beteiligt, an Endesa der Baukonzern Acciona mit über 21%. Dann bestimmen sie auch, wer die Solarkraftwerke baut.

Spanien hatte unter der konservativen Regierung unter Ministerpräsident José Maria Aznar alle rechtlichen Voraussetzungen und den wirtschaftlichen Rahmen zur Realisierung solarthermischer Kraftwerke geschaffen. Im März 2004 wurde ein Dekret erlassen, das eine Einspeisevergütung für eine Dauer von 25 Jahren ab Inbetriebnahme der solarthermischen Kraftwerke gewährleistet.

Die seit Frühjahr 2004 regierende sozialistische Partei PSOE unter Ministerpräsident José Luis Rodríguez Zapatero hat stets die politische Unterstützung zum Ausbau solarthermischer Kraftwerke in Spanien zugesichert. Diese Absichtserklärung wurde nun im neuen Plan für erneuerbare Energien manifestiert. Am 26. August 2005 beschloss der spanische Ministerrat im Plan de Energías Renovables 2005-2010, dass bis zum Jahr 2010 eine solarthermische Kraftwerksleistung von 500 MW ans Netz gehen soll. Für diese solarthermischen Kraftwerke ist auch die Einspeisevergütung gemäß des Dekrets vom März 2004 über 25 Jahre Laufzeit sicher.

In Marokko startete im Sommer das Ausschreibungsverfahren für ein im Osten des Landes in Aîn Béni Mathar gelegenes Kraftwerk. Das Kraftwerk mit einer Leistung von 228 MW soll im Hybridbetrieb mit Erdgas und Sonnenergie betrieben werden. Das Parabolrinnen-Solarfeld wird 226.000 Quadratmeter groß sein und 56 GWh/Jahr Solarstrom produzieren. Durch das Solarfeld können jährlich 193 Tausend Tonnen Kohlendioxid eingespart werden. Ein thermischer Speicher ist aufgrund des Hybridbetriebes für dieses Kraftwerk nicht vorgesehen. Im Vorfeld hatte sich bereits ein Konsortium von ACS-Cobra und Siemens unter Beteiligung der Solar Millennium Technologietochter Flagsol für die Angebotsphase der Kraftwerksausschreibung erfolgreich qualifiziert. Aufgabe der Flagsol GmbH in diesem Konsortium ist das Design, die Auslegung, die Angebotsabgabe und die Bauüberwachung des Solarfeldes.

Anders als bei den Projekten in Spanien, bei der die Solar Millennium AG und ihre spanische Projektentwicklungsgesellschaft die Standortauswahl und –entwicklung übernehmen, ist das Kraftwerksprojekt in Marokko bereits vollständig definiert. Es handelt sich um ein vom nationalen Stromkonzern O.N.E. mit Hilfe der Weltbank organisiertes Projekt. Insofern entfallen hier die typischen Aktivitäten einer Projektentwicklungsphase für Solar Millennium. Die Global Environment Facility (GEF) und die für sie administrativ ausführende Weltbank haben für dieses solarthermische Projekt in Marokko einen Zuschuss von 50 Millionen US-Dollar für das Solarfeld des geplanten gasbefeuerten Kombikraftwerks zugesagt.

Auch in Algerien läuft die Ausschreibung für ein 150 MW-Hybridkraftwerk mit angeschlossenem Parabolrinnen-Solarfeld. Das Kraftwerk wird in Hassi R’mel errichtet und mit algerischem Erdgas und Sonnenenergie betrieben. Zuständig für die Initiierung des Projektes ist die New Energy Algeria (NEAL), eine zur Errichtung von Projekten im Bereich Erneuerbare Energien vom algerischen Staat gegründete Organisation. Das erste Solar-Gas-Kraftwerk, an deren Projektdefinition und Standortauswahl die Solar Millennium AG auf algerische Einladung hin beteiligt wurde, kann von Algerien selbst und für Investoren auskömmlich finanziert werden. Die Solar Millennium AG bzw. ihre Technologietochter Flagsol GmbH prüft derzeit eine Beteiligung an der Ausschreibung. ...das Projekt baut, finanziert und wird Abengoa betreiben. Ein wichtiges Einstiegsprojekt für den Zukunftsmarkt Algerien. Die kleine Solar Millenium konnte nicht auf die vielen Wünsche der Algerier eingehen, konnte man in einem anderen Artikel von SM2 nachlesen.

Das Potenzial Algeriens zur Nutzung der Sonnenenergie gehört zu den größten der Welt. Das Land weist eine jährliche Einstrahlung von 5 Mrd. GWh auf. Zwei Millionen Quadratkilometer des Landes haben Einstrahlungswerte um die 2.500 kWh pro Quadratmeter und Jahr, 86% des Landes nimmt die Sahara ein, in der rund 3.500 Stunden pro Jahr die Sonne scheint. Außerordentlich sind nicht nur die natürlichen Voraussetzungen des Landes zur Nutzung der Sonnenenergie, sondern auch das Engagement der algerischen Regierung und die ambitionierten Ziele im Bereich erneuerbarer Energien. Algerien bemüht sich, seine enormen Erdgasvorkommen in Europa nicht nur durch Flüssiggasexporte zu vermarkten, sondern auch Strom aus Gaskraftwerken nach Europa zu exportieren. Um den europäischen Strommarkt besser zu erschließen und dabei gleichzeitig den europäischen Kyoto-Klimaschutzzielen entgegenzukommen, schlägt Algerien eine Energiekooperation mit der EU vor, in der aus in Algerien gebauten Solar-Gaskombikraftwerken sauberer Strom nach Europa exportiert wird.

Algerien unterstützt konsequenter Weise auch die globale Marktinitiative für Hochtemperatur-Solarthermie (GMI), in der dieser pan-europäische Stromverbund ebenfalls angestrebt wird, und sein Energieminister Dr. Khelil unterzeichnete das GMI-Abkommen mit Bundesumweltminister Jürgen Trittin. Als bislang einziges nordafrikanisches Land hat Algerien ein fortschrittliches Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien verabschiedet. In einem Ende März 2004 veröffentlichten Dekret wurden u.a. auch konkrete Einspeisebedingungen und -vergütungen für solarthermisch erzeugten Strom erlassen. Diese Initiative ist insofern bemerkenswert, als bei allen Nicht-Industrieländern, die sich für solarthermische Kraftwerke interessieren, bisher immer zunächst die Forderung nach einer kompletten Finanzierung der Solarfeldinvestition durch die Industrieländer stand – und von den Industriestaaten so auch anerkannt wurde.

Als drittes nordafrikanisches Land begann Ende August auch in Ägypten die Ausschreibung mit dem Präqualifizierungsverfahren für ein Hybird-Kraftwerk mit einem Parabolrinnen-Solarfeld (110 MW thermische Leistung). Das Kraftwerk soll in Kuraymat, ca. 95 Kilometer südlich von Kairo am östlichen Ufer des Nils errichtet werden. Verfahrensträger ist die New & Renewable Energy Authority, die dem ägyptischen Elektrizitäts- und Energieministerium zugeordnet ist. Wie in Marokko hat auch für das Solarfeld dieses Kraftwerks die Global Environment Facility (GEF) und die International Bank for Reconstruction and Development (IBRD) einen Zuschuss von 50 Mio. US-Dollar zugesagt. Solar Millennium bzw. die Technologietochter prüft die Angebotsabgabe innerhalb des Präqualifizierungsverfahrens. Insgesamt wird also in den nächsten Jahren eine Vielzahl von Initialprojekten entstehen, selbst wenn es bei einzelnen Projekten erfahrungsgemäß zu Verzögerungen in der Realisierung kommen kann. Auch in den USA, Asien, Südamerika, Australien sowie im südlichen Afrika wächst das Interesse an solarthermischer Stromerzeugung deutlich. In den USA hat daher die Solar Millennium AG bereits eine eigene regionale Projektentwicklungstochter gegründet. Der Ausbau der Geschäftsfelder der Solar Millennium AG und ihrer Tochterunternehmen wird sich in den nächsten Monaten an der erfreulich positiven Marktentwicklung orientieren.

22.03.2007
Nevada Solar One Video...ein Acciona Projekt
by Shaine Ebrahimi, Contributor
Shaine Ebrahimi of Green TV Productions contributed this report about Nevada Solar One, a 64-megawatt (MW) concentrating solar power (CSP) plant just outside of Las Vegas, Nevada. Green TV Productions produces Life On The Green Side and Global Warming: The Tipping Point. For an audio feature on Concentrating Solar Power, listen to the Inside Renewable Energy Podcast linked below.

Video...
http://www.renewableenergyaccess.com/rea/news/story?id=47845…

CIS gibt es als Folie...


Silizium Dünnschicht Solarzellen...sind felxibel und können z.B. von den Folienherstellern im Werk auf Folien oder Metallpanele gelebt werden

United Solar Ovonic, a wholly owned subsidiary of ECD Ovonics, by building upon the technology invented and pioneered by ECD Ovonics, has become the world leader in thin-film amorphous photovoltaics (PV) technology and commercial applications(...)



EVALON®-Solar ist die weltweit erste Strom erzeugende Kunststoff-Dachbahn für dachintegrierte Photovoltaik(PV)-Anlagen. Dachabdichtungen aus hochwertigen EVALON®V-Dachbahnen mit flexiblen und leichten PV-Modulen dienen

dem sicheren Schutz eines Bauwerkes gegen Niederschlagswasser und
der direkten Umwandlung von solarer Strahlungsenergie in elektrischen Strom.
EVALON®-Solar
ist flexibel ohne Glas und Rahmen,
hat ein extrem niedriges Eigenwicht und ist selbst auf Dachkonstruktionen mit geringer Traglast (z.B. Stahlleicht- oder Holzdächern) anwendbar,
mit UNI-SOLAR®-PV-Modulen in 3Schicht-PV-Technologie (Triple Junction Technologie), die bis zu 20 % höhere Erträge als Module aus kristallinen Solarzellen gleicher Leistung erbringen und
ist zertifiziert von ESTI-Ispra nach IEC 61646/CEC 701 und als Schutzklasse II Betriebsmittel vom TÜV Rheinland.
EVALON®-Solar fügt sich harmonisch in den architektonischen Gesamteindruck ein. Die Dachfläche wird optisch strukturiert und der architektonische Gesamteindruck des Daches wesentlich bestimmt.
Sie ist das Kernstück eines Systems technisch und technologisch abgestimmter Produktgruppen für multifunktionale Dachabdichtungs- lösungen.

Solaranlage und Dachabdichtung in einem. Ich hab´s mir schon mal auf einem großem Industriedach genauer ansehen können.

Aus dem Solarworld Thread zu "High Concentration Photovoltaic"

Bei diesen Konzentrator-Technologien (Linsen + Silizium) sind angeblich 500-1000 fache Ausbeutengegenüber den normalen Si-Zellen möglich....im Moment spricht man nur von 500x

Hi topdollar,
Asbeck hat uns gestern nichts zu den Moser Bear Verträgen erzählt, wobei die Deutsche Solar über 50% des Bedarfes der Inder liefert. Die geschäftliche Verbindung zur Deutschen Solar wurden aber schon Ende Februar durch Moser Bear selbst bekannt gegeben. Schaut man sich die Moser Bear Solar Homepage an, kommt man schnell auf das Thema Konzentrator-Technologien (Linsen + Silizium). Der eigentiche Geschäftsbereich von Moser Bear ist in Low Concentration Photovoltaic und High Concentration Photovoltaic unterteilt.

Crystalline Silicon and Concentrator Photovoltaic Verticals

Crystalline Solar Silicon (C-Si): MBPV processes and equipment are capable of processing both mono- and multi-crystalline requirements. All cells manufactured by MBPV are 100 percent tested and adhere to calibrations from international agencies.

Concentrator Photo-Voltaic (CPV) Vertical: Concentrator technology facilitates reduction in the requirement of total active material and thus offers cost-effective solar modules by operating the solar cells more efficiently under concentrated sunlight. The power output in concentrator PV cell can be increased between 1.5x (Low Concentration) and 500x (High Concentration) depending upon the base solar cell and concentrator used in the system.

MBPV is working with low concentration and high concentration technologies using combinations of c-Si and III-V materials, combinations of mirrors and lenses to focus light on to specially designed cells.

High Concentration Photovoltaic

In association with Solfocus,USA, this concentrator technology takes concentration levels to up to 500x. Using a combination of multi-junction III-IV semiconductor cells and solar tracking, this efficient and cost-effective technology is finding widespread application. Some of the unique attributes of the innovative design are:

Passive cooling

Higher Reliability as there are no moving parts

Low risk: Encapsulated design implies no fire hazards

Mirrors avoid use of aberration-free lenses.

Compact design: One quarter the focal length of other systems and components are mostly designed for dual purposes



October 2006: SolFocus signs manufacturing and distribution agreement with Moser Baer; completes $32 million Series A financing. More Info als pdf
http://www.solfocus.com/documents/PressReleaseSolFocusOctobe…

Link zu Solfocus
http://www.solfocus.com/about.html


Professor Roland Winston showcases
SolFocus\' Gen1 and Gen2 designs for
Governor Arnold Schwarzenegger

Solfocus wurde 2001 in Kalifornien im Silicon Valley gegründet.

Ihr Ziel

Our mission is to provide solar energy generation at a cost equal to or better than traditional electric generation from natural gas, oil, and even coal. To achieve this goal, we\'ve developed technology that eliminates the cost barriers to solar energy.

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Konzentrator-Technologien (Linsen + Silizium)

Market Need
Worldwide energy consumption is expected to double in the next 20 years, and negative effects on the climate from classic fossil-fuel based power plants are accelerating. The current climate means that it’s now critical for clean-energy technologies such as solar photovoltaic (PV) to deliver lower-cost energy and to rapidly scale up to terawatt capacity.

Traditionally, the solar energy industry has relied on silicon to generate power. But silicon is expensive.

Today the solar industry is facing a silicon feedstock shortage, while at the same time module production capacity is expected to double, driving up costs through increased competition for material. Power grids are struggling to keep up with peak demand loads, as evidenced by recent blackouts in the U.S., as well as China, Europe and other industrialized nations. Key flat-panel PV suppliers are beginning serious investigations and investment into concentrator photovoltaics (CPV).

Concentrator photovoltaic systems provide a practical solution to the silicon supply shortage by focusing sunlight onto much smaller photovoltaic receivers. Recent technological advances in high-efficiency receivers based on triple-junction cells enable CPV systems to require only 0.1% of the active material of flat-panel silicon PV. ...ist doch interessanter als Dünnschicht


A 2.25 kW array of Gen1 panels
can be efficiently installed with minimal
heavy equipment or specialized tools.