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ESPAÑA y EL SOL ++ thermische Solarkraftwerke + PV + Projekte + Techniken + Infos + AG´s ++ ( Seite 10)
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bossi1
schrieb am 08.04.07 14:45:28
Beitrag Nr.91
(28.713.403)
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Zitat
Weitere Formen hochthermischer Solarenergienutzung (II)
Meinel-Verdampferrohre
Der US-Physiker Aden B. Meinel und seine Frau erfinden gemeinsam während ihrer Arbeiten an der Universität Arizona besondere Kollektoren, in denen Verdampferrohre mit selektiven Filtern umgeben sind, welche die relativ kurzwellige Sonneneinstrahlung hindurchlassen, die langwellige Wärmerückstrahlung aber auffangen können. Es werden damit Temperaturen bis 500°C erreicht. Die teils evakuierten, teils beschichteten und teils geschlitzten Glasrohre ergeben zwar eine physikalische Optimallösung, sind aber aus technisch-wirtschaftlicher Sicht nicht in der Lage, einen konkurrenzfähigen Wärmepreis zu bieten (Stand 1974).
Salzkaskaden-Kraftwerk
Das Georgia Institute of Technology in Atlanta entwickelt 1987 gemeinsam mit dem Solar Energy Research Institute in Golden, Colorado, ein 50 kW Solarkraftwerk mit flachen Heliostaten, die das Sonnenlicht auf eine schräge, gut 10 m hohe Wand konzentrieren. Über diese Wand fließt eine Kaskade aus geschmolzenem Karnonate-Salz mit schwärzenden, hitzebeständigen Zusätzen, das dabei stark erhitzt wird. Am Fuß der Wand entziehen Wärmetauscher dem Salz diese Hitze und führen sie zu Heizzwecken oder zum Betrieb einer Turbine ab. Da das vom US-Energieministerium geförderte System eine hohe Betriebstemperatur zuläßt, wird auch ein höherer Wirkungsgrad erreicht. Man plant den Bau einer Versuchsanlage von 1 MW – 5 MW in Albuquerque, New Mexico.
Lörracher Trichter
Jürgen Kleinwächter, Vizepräsident von COMPLES, dem Sonnenenergie-Verband der Mittelmeerländer, präsentiert auf einer Tagung der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) 1976 seinen ‚Lörracher Trichter’: Das vielkantige Modell besteht aus verspiegelten Folien und stellt eine Kombination von Flachkollektor und Spiegelsammler dar. Den mit Heizrohrrippen ausgestatteten Flächenkollektor am Trichterboden treffen so konzentrierte Sonnenstrahlen, daß die erzielten Temperaturen ausreichen, um eine Wärmekraftmaschine anzutreiben. 12 derartige Trichter, die von einem einzigen Synchron-Motor der Sonne nachgeführt werden, liefern bei einer Primärleistung von 300 kW hochgespannten Wasserdampf mit 200°C und 16 bar. Einer derartige Anlage benötigt dabei eine Bodenfläche von nur 900 m2. Bis Ende der 80er Jahre wird das System zu den inzwischen weit bekannten Parabol-Spiegel-Anlagen (s.u.) weiterentwickelt.
Acrylharz Riesenlupen
Die beiden japanischen Firmen USHIO und YUPE bauen aus Acrylharz Riesenlupen bis zu einem Durchmesser von 50 m, bei einer Dicke von 15 mm. Die Lupen sind leichter als aus Glas hergestellte, so daß ein entsprechendes System zusammen mit Schmelzofen und Steuereinrichtungen nur 50 t wiegt. Mit einer Sonnennachführungsautomatik ausgerüstet sollen die Anlagen Leistungen bis 1 MW erbringen, die in einem Kraftwerk durch die Umwandlung der erreichten 3.000°C – 4.000°C zu elektrischem Strom transformiert werden. Derartig hohe Temperaturen sind bisher nur im Sonnenofen von Odeillo erreicht worden.
Silberkegel Konzentrator
1988 entwickeln Wissenschaftler der University of Chicago ein neuartiges Spiegelsystem, mit denen Sonnenlicht extrem stark gebündelt werden kann. Mit einem ölhaltigen Silberkegel, der das in einem etwa 40 cm großen Teleskopspiegel eingefangene Licht auf eine Fläche von rund 1 mm Durchmesser konzentriert, wird eine 60.000-fache Konzentration erreicht. Das ist annährend die Intensität, wie sie auf der Sonnenoberfläche herrscht.
Die so ‚geballte’ Sonnenkraft kann Energie für Laser-Nachrichtenverbindungen im All oder für Lasergeräte zu Isotopentrennung liefern. Außerdem ist damit die Herstellung ultraharter Materialien für die Industrie und das Militär möglich.
Saphir Konzentrator
Anfang der 1990er Jahre wird in einem Physiklabor in Chicago ein Lichtfleck erzeugt, der sogar um 16 % heller als die Sonnenoberfläche ist. Ein nur 40 cm durchmessender Parabolspiegel bündelt Sonnenlicht auf einen mandelförmigen Saphir, an dessen ‚gekrümmten’ Wänden das Licht quasi zusammengequetscht wird und die 84.000-fache Leuchtintensität des normalen Tageslichts erreicht. Mit dieser Technik sollen neuartige Solar-Laser möglich werden.
Grenzen der Nutzung der Sonnenenergie
In den vergangenen 200 Jahren hat sich die Menschheit dahingehend entwickelt, daß ihre technisch-wirtschaftlichen Zentren gerade in Mitteleuropa und Nordamerika weitgehend in jenen Gebieten liegen, in denen die Sonne am unzuverlässigsten scheint, obwohl der gesamte technisch-industrielle Komplex inzwischen darauf aufbaut, daß die genutzten Primär- und Sekundärenergieträger zu jeder Tages- und auch Jahreszeit unverändert und in vollstem Umfang zur Verfügung stehen.
Die allgemeine Verfügbarkeit der Sonnenenergie – die ja am meisten dort anfällt, wo sie überhaupt nicht gebraucht wird – ist dem jedoch entgegengesetzt. Eine zentrale Nutzung ist daher sehr schwierig und die Energieübertragung über die weiten resultierenden Strecken bis hin zu den Bedarfszentren überaus problematisch.
Das Sonnenlicht trifft die Erde auch nur in mäßiger Konzentration (von der gesamten Sonnenstrahlung fällt für die Erde nur ein Fünfhundertmillionstel ab) und zu sehr unterschiedlichen Zeiten – seine mangelnde Beständigkeit erfordert daher den Einsatz großer und aufwendiger Energiespeicher (s.d.).
Besonders dann, wenn große Energiemengen benötigt werden, sei es für die Beleuchtung (Nachts) oder für Heizzwecke (Winter), scheint die Sonne nicht oder nur schwach, oder sie wird oft durch Wolkenbildungen verdeckt. Die aus diesem Grund erforderlichen Energiespeicher (besonders Langzeitspeicher) sind aber noch immer unterentwickelt, existierende Systeme sind unverhältnismäßig teuer. Bei der Betrachtung der Speichersystemproblematik darf auch nicht vergessen werden, daß diese für ihre Speicherfunktion ja auch wesentlich vergrößerte Kollektorflächen benötigen. Bei einem mit Wasser arbeitendem Speicher rechnet man mit 50 l Wasser pro m2 Kollektorfläche – jedenfalls in Bezug auf Kurzzeitspeicher. Eine einfache Kollektoranlage produziert zwar an einem sonnigen Tag rund 1.500 1 Warmwasser bei 60°C – also weit mehr, als der in diesem Beispiel angenommene 5-Personen Haushalt braucht –, doch schon ein einziger sonnenloser Tag erschöpft diesen Wärmevorrat restlos.
Die finanziellen Aufwendungen für Kollektoranlagen mit Wärmespeichern betragen (bezüglich eines Einfamilienhauses) zwischen 15.000 und 25.000 DM (Stand 1980), wobei es im mitteleuropäischen Klima notwendig ist, trotzdem noch für die Wintermonate eine zusätzliche Öl- oder Elektroheizung zu installieren, die nochmals um die 15.000 DM kostet. Ein autarkes, also rein auf Sonnenenergie aufbauendes Haus mit etwa 120 m2 Wohnfläche kostet um 600.000 DM und eigentlich derartige Systeme erst ab 200 m2 Wohnfläche als wirtschaftlich betrachtet werden.
Oftmals bekommen Bauherren, welche Sonnenkollektoren für die verschiedensten Anwendungen installieren möchten, Schwierigkeiten mit den Baubehörden, die auf Grund der Gestaltungsparagraphen in den Landesbauordnungen teilweise sogar die Baugenehmigung verweigern.
An dieser Stelle soll aber auch der nicht unerhebliche Wartungsaufwand erwähnt werden, der sich mit einer Kollektoranlage verknüpft. Außerdem die kurze Haltbarkeit dieser Anlagen, die im Durchschnitt nur 15 bis 20 Jahre beträgt. In Klima Mitteleuropas ist ein Korrossionsschutz dringend notwendig, sowie meistens auch ein Frostschutzmittel (Glycolzusatz o.ä.), um einen problemlosen Betrieb zu gewährleisten. Was die Lebensdauer der einzelnen Kollektoren angeht, so hat die EG-Forschungsstätte in Wiesbaden (USPRA) herausgefunden, daß diese kaum länger als 4 bis 5 Jahre beträgt. Eine sogenannte Langzeitbeständigkeit sei nicht festzustellen. Bei Vakuum-Röhrenkollektoren trat häufig ein schleichendes Entweichen des Vakuums auf (Stand 1982). Zu diesem Zeitpunkt sind Kollektor-Solarheizungen noch nicht ausgereift, die Wärmeverluste sind immens und es fehlt an ausreichenden Erkenntnissen über die günstigste Geometrie von Solarhäusern.
Von Einfluß auf alle Sonnenenergie-Systeme sind Sonnen- und Himmelsbestrahlungsstärken, Außenlufttemperatur und Windgeschwindigkeit – außerdem auch der Reflexionsgrad der direkten Umgebung. Fast alle Systeme können durch Hagel schwere Schäden erleiden. Großflächige Solarkraftwerke (meist Hochtemperatursysteme) brauchen sonnige, flache und nur dünn besiedelte Regionen für ihre optimale Funktion, ihre Auswirkungen auf Fauna und Flora dieser Regionen sind bisher weitgehend noch unbekannt. In der Praxis hat sich gezeigt, daß bereits Kondensstreifen von Flugzeugen die Leistung von Solarkraftwerken um einige Prozent verringern können. Ab Windgeschwindigkeiten von 48 km/h müssen Heliostatenfelder von allen Personen geräumt werden, da man sonst bei Spiegelbruch in einem Scherberegen stehen würde.
Der Nutzeffekt von Solarzellen ist für eine breite Anwendung noch zu gering, selbst bei der Silizium-ZellenHerstellung wird der Preis pro Watt Leistung aus wirtschaftlichen kaum unter die 2 DM Grenze sinken. Die erwähnte ‚Schallgrenze’ von rund 3,5 $ pro W ist auch im Jahre 2004 noch immer nicht durchbrochen. Hinzu kommt, daß Dünnschichtzellen aller Art durch Alterung sehr schnell inaktiv und damit nutzlos werden. Außerdem kommen noch die extrem hohen Anlageninvestitionskosten von ca. 75.000 DM je installierten kW dazu, die Wirtschaftlichkeitsberechnungen oftmals Schiffbruch erleiden lassen (Stand 1976).
Die Betriebskosten entfallen gänzlich für PV-Anlagen und die Wartungskosten sind minimal, aber die Anschaffungskosten sind enorm, d.h. alle Kosten entstehen am Anfang, bevor Strom überhaupt erzeugt worden ist. Weitgehend Unklarheit herrscht auch noch bezüglich der ‚verborgenen Emissionen’ der Solarzellenproduktion, die teilweise von hoher Giftigkeit sind. Sowohl die Umweltverträglichkeit als auch das spätere Recycling von Modulen bilden Problemfelder.
Der großflächige Einsatz von PV-Systemen in heißen Ländern hat noch einen weiteren Haken: Oft wird dabei nämlich übersehen, daß Solarzellen meistens bei 25°C ihren optimalen Betriebspunkt haben. Die Ausbeute bei einer Modultemperatur von 25° ist wegen der stärkeren Sonneneinstrahlung beispielsweise in Mexiko zwar doppelt so hoch wie in Deutschland, aber ein Modul kann sich in Mexiko in der sommerlichen Sonne auch schnell auf weit über 70°C erhitzen. Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht. In Deutschland kompensieren die kühleren Temperaturen die schwächere Einstrahlung einigermaßen, so daß die Ausbeute in Mexiko in der Praxis – im Gegensatz zur schönen Theorie – eben doch nicht doppelt so hoch ist....es sind Kühlsysteme erforderlich
Ein weiteres Risiko ist der weltweite Mangel an Silizium, dem Grundstoff für Solarzellen. Zwar wird Silizium aus Sand gewonnen – der nahezu unbegrenzt vorhanden ist –, aber das Verfahren ist sehr aufwendig, und die Kapazitäten sind begrenzt. Veredelungsanlagen für Silizium sind teuer und nicht von heute auf morgen zu bauen. Experten rechnen damit, daß noch bis 2007 mehr Silizium nachgefragt wird, als auf dem Weltmarkt vorhanden ist.
Einen kleinen Einblick in die zur Umstellung auf Sonnenenergie tatsächlich notwendigen Kosten erlaubt die Berechnung, daß in den USA das fiktiv anvisierte Ziel von nur 1 % der derzeitigen Kraftwerkskapazitäten eine jährliche Investition von 1 bis 2 Mrd. $ über einen Zeitraum von 10 Jahren erforderlich machen würde.
Während für die Anwender in Entwicklungsländern schon die einfachsten Kollektoranlagen viel zu teuer sind, erreichen die Kostenvorausberechnungen für Satellitenkraftwerke den absoluten Höhepunkt. So wird alleine nur der enorme Bedarf an teuren Rohstoffen deutlich wenn man erfährt, daß schon für einen einzigen der SPS-Satelliten etwa drei Zehntel der derzeitigen Weltjahresproduktion an Aluminium benötigt werden (Stand 1980). Während der Hochtransport der Bauteile in den Orbit durch die vielen notwendigen Raketenstarts die oberen Schichten der Atmosphäre stark verschmutzen wird, befürchtet man von anderer Seite auch, daß die zur Erde zurückgestrahlten Mikrowellen ebenfalls eine Gefährdung darstellen. Erwartet wird auch, daß es einen negativen Einfluß auf das Funkwesen geben wird, ebenso wie zu befürchten ist, daß eine Überhitzung der Atmosphäre oder eine Methan-Reaktion in ihr eintreten wird.
Die wertvolle Energie bleibt an trüben Tagen in den Wolken hängen, die Verluste auf dem Umwandlungsweg Solarstrom – Laserlicht – Solarstrom sind beachtlich. Und – sofern es sich bei den Energiesatelliten nicht um die L5-Habitate nach O’Neill handelt – wenn etwas kaputt ist, müssen Astronauten zur Reparatur hochgeschickt werden.
Großindustrielle Solarkraftwerke werden über mehrere Kontinente miteinander vernetzt sein. Für Europa mag dies eine weitere Anhängigkeit bei Energielieferungen aus Nordafrika bedeuten, dem prädestinierten Standort zur Versorgung des ‚alten Kontinents’.
Zusammengefaßt ist zu sagen, daß sich die Sonne in kleinem Maßstab und – bei ausreichender Unterstützung auch und ganz besonders in Ländern der 3. Welt – durchsetzen könnte (und dringend auch sollte!). Was aber sogar den Einsatz dort stark beeinträchtigen kann, ist der unqualifizierte Nachbau von Anlagen, deren schnell auftretende und meist erhebliche Betriebsmängel den Ruf der Solarenergie schwer schädigen und das Vertrauen der Kunden schwächen. An dieser Stelle spreche ich aus eigener Erfahrung, die in hauptsächlich in Syrien und Jordanien sammeln konnte.
Bei einer Versorgung mit photovoltaischen Solar Home Systemen ist den Menschen der 3. Welt bewußt, daß dies nur eine Elektrifizierung ‚zweiter Klasse’ ist – denn Bügeln, Kochen oder der Betrieb eines Kühlschrank ist nur mit einem Anschluß an das ‚richtige’ Stromnetz möglich. Die SHS stoßen daher oft auf wenig Gegenliebe, weil die Menschen befürchten, dadurch den Anspruch auf eine ‚richtige’ Stromversorgung zu verlieren. Nach Untersuchungen der GTZ im Jahr 2000 werden durch SHS praktisch keine wirtschaftlichen Aktivitäten stimuliert und somit auch keine neuen Einkommensmöglichkeiten und Arbeitsplätze geschaffen.
Und wenn ein SHS – meistens bestehend aus mindestens einer PV-Anlage, einem Wechselrichter und einer Batterie, um den Strom für Sparlampen, Radio, S/W-Fernseher usw. bereitzustellen – erst mal installiert ist, steigt häufig der Konsum, so daß das System bald überlastet ist. Das führt zu Frustration unter den Anwendern, die meinen, die Technik funktioniere nicht. Das System kann natürlich von der Technik her fast immer problemlos ausgebaut werden, aber das kostet Geld.
Fazit: Als alleiniger Substitutionsenergieträger für eine technisierte und entwickelte Welt mit hohen Ansprüchen aller Art kommt die Sonnenenergie nicht in Frage, so sinnvoll ihr Einsatz auch sein mag.
Meinel-Verdampferrohre
Der US-Physiker Aden B. Meinel und seine Frau erfinden gemeinsam während ihrer Arbeiten an der Universität Arizona besondere Kollektoren, in denen Verdampferrohre mit selektiven Filtern umgeben sind, welche die relativ kurzwellige Sonneneinstrahlung hindurchlassen, die langwellige Wärmerückstrahlung aber auffangen können. Es werden damit Temperaturen bis 500°C erreicht. Die teils evakuierten, teils beschichteten und teils geschlitzten Glasrohre ergeben zwar eine physikalische Optimallösung, sind aber aus technisch-wirtschaftlicher Sicht nicht in der Lage, einen konkurrenzfähigen Wärmepreis zu bieten (Stand 1974).
Salzkaskaden-Kraftwerk
Das Georgia Institute of Technology in Atlanta entwickelt 1987 gemeinsam mit dem Solar Energy Research Institute in Golden, Colorado, ein 50 kW Solarkraftwerk mit flachen Heliostaten, die das Sonnenlicht auf eine schräge, gut 10 m hohe Wand konzentrieren. Über diese Wand fließt eine Kaskade aus geschmolzenem Karnonate-Salz mit schwärzenden, hitzebeständigen Zusätzen, das dabei stark erhitzt wird. Am Fuß der Wand entziehen Wärmetauscher dem Salz diese Hitze und führen sie zu Heizzwecken oder zum Betrieb einer Turbine ab. Da das vom US-Energieministerium geförderte System eine hohe Betriebstemperatur zuläßt, wird auch ein höherer Wirkungsgrad erreicht. Man plant den Bau einer Versuchsanlage von 1 MW – 5 MW in Albuquerque, New Mexico.
Lörracher Trichter
Jürgen Kleinwächter, Vizepräsident von COMPLES, dem Sonnenenergie-Verband der Mittelmeerländer, präsentiert auf einer Tagung der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) 1976 seinen ‚Lörracher Trichter’: Das vielkantige Modell besteht aus verspiegelten Folien und stellt eine Kombination von Flachkollektor und Spiegelsammler dar. Den mit Heizrohrrippen ausgestatteten Flächenkollektor am Trichterboden treffen so konzentrierte Sonnenstrahlen, daß die erzielten Temperaturen ausreichen, um eine Wärmekraftmaschine anzutreiben. 12 derartige Trichter, die von einem einzigen Synchron-Motor der Sonne nachgeführt werden, liefern bei einer Primärleistung von 300 kW hochgespannten Wasserdampf mit 200°C und 16 bar. Einer derartige Anlage benötigt dabei eine Bodenfläche von nur 900 m2. Bis Ende der 80er Jahre wird das System zu den inzwischen weit bekannten Parabol-Spiegel-Anlagen (s.u.) weiterentwickelt.
Acrylharz Riesenlupen
Die beiden japanischen Firmen USHIO und YUPE bauen aus Acrylharz Riesenlupen bis zu einem Durchmesser von 50 m, bei einer Dicke von 15 mm. Die Lupen sind leichter als aus Glas hergestellte, so daß ein entsprechendes System zusammen mit Schmelzofen und Steuereinrichtungen nur 50 t wiegt. Mit einer Sonnennachführungsautomatik ausgerüstet sollen die Anlagen Leistungen bis 1 MW erbringen, die in einem Kraftwerk durch die Umwandlung der erreichten 3.000°C – 4.000°C zu elektrischem Strom transformiert werden. Derartig hohe Temperaturen sind bisher nur im Sonnenofen von Odeillo erreicht worden.
Silberkegel Konzentrator
1988 entwickeln Wissenschaftler der University of Chicago ein neuartiges Spiegelsystem, mit denen Sonnenlicht extrem stark gebündelt werden kann. Mit einem ölhaltigen Silberkegel, der das in einem etwa 40 cm großen Teleskopspiegel eingefangene Licht auf eine Fläche von rund 1 mm Durchmesser konzentriert, wird eine 60.000-fache Konzentration erreicht. Das ist annährend die Intensität, wie sie auf der Sonnenoberfläche herrscht.
Die so ‚geballte’ Sonnenkraft kann Energie für Laser-Nachrichtenverbindungen im All oder für Lasergeräte zu Isotopentrennung liefern. Außerdem ist damit die Herstellung ultraharter Materialien für die Industrie und das Militär möglich.
Saphir Konzentrator
Anfang der 1990er Jahre wird in einem Physiklabor in Chicago ein Lichtfleck erzeugt, der sogar um 16 % heller als die Sonnenoberfläche ist. Ein nur 40 cm durchmessender Parabolspiegel bündelt Sonnenlicht auf einen mandelförmigen Saphir, an dessen ‚gekrümmten’ Wänden das Licht quasi zusammengequetscht wird und die 84.000-fache Leuchtintensität des normalen Tageslichts erreicht. Mit dieser Technik sollen neuartige Solar-Laser möglich werden.
Grenzen der Nutzung der Sonnenenergie
In den vergangenen 200 Jahren hat sich die Menschheit dahingehend entwickelt, daß ihre technisch-wirtschaftlichen Zentren gerade in Mitteleuropa und Nordamerika weitgehend in jenen Gebieten liegen, in denen die Sonne am unzuverlässigsten scheint, obwohl der gesamte technisch-industrielle Komplex inzwischen darauf aufbaut, daß die genutzten Primär- und Sekundärenergieträger zu jeder Tages- und auch Jahreszeit unverändert und in vollstem Umfang zur Verfügung stehen.
Die allgemeine Verfügbarkeit der Sonnenenergie – die ja am meisten dort anfällt, wo sie überhaupt nicht gebraucht wird – ist dem jedoch entgegengesetzt. Eine zentrale Nutzung ist daher sehr schwierig und die Energieübertragung über die weiten resultierenden Strecken bis hin zu den Bedarfszentren überaus problematisch.
Das Sonnenlicht trifft die Erde auch nur in mäßiger Konzentration (von der gesamten Sonnenstrahlung fällt für die Erde nur ein Fünfhundertmillionstel ab) und zu sehr unterschiedlichen Zeiten – seine mangelnde Beständigkeit erfordert daher den Einsatz großer und aufwendiger Energiespeicher (s.d.).
Besonders dann, wenn große Energiemengen benötigt werden, sei es für die Beleuchtung (Nachts) oder für Heizzwecke (Winter), scheint die Sonne nicht oder nur schwach, oder sie wird oft durch Wolkenbildungen verdeckt. Die aus diesem Grund erforderlichen Energiespeicher (besonders Langzeitspeicher) sind aber noch immer unterentwickelt, existierende Systeme sind unverhältnismäßig teuer. Bei der Betrachtung der Speichersystemproblematik darf auch nicht vergessen werden, daß diese für ihre Speicherfunktion ja auch wesentlich vergrößerte Kollektorflächen benötigen. Bei einem mit Wasser arbeitendem Speicher rechnet man mit 50 l Wasser pro m2 Kollektorfläche – jedenfalls in Bezug auf Kurzzeitspeicher. Eine einfache Kollektoranlage produziert zwar an einem sonnigen Tag rund 1.500 1 Warmwasser bei 60°C – also weit mehr, als der in diesem Beispiel angenommene 5-Personen Haushalt braucht –, doch schon ein einziger sonnenloser Tag erschöpft diesen Wärmevorrat restlos.
Die finanziellen Aufwendungen für Kollektoranlagen mit Wärmespeichern betragen (bezüglich eines Einfamilienhauses) zwischen 15.000 und 25.000 DM (Stand 1980), wobei es im mitteleuropäischen Klima notwendig ist, trotzdem noch für die Wintermonate eine zusätzliche Öl- oder Elektroheizung zu installieren, die nochmals um die 15.000 DM kostet. Ein autarkes, also rein auf Sonnenenergie aufbauendes Haus mit etwa 120 m2 Wohnfläche kostet um 600.000 DM und eigentlich derartige Systeme erst ab 200 m2 Wohnfläche als wirtschaftlich betrachtet werden.
Oftmals bekommen Bauherren, welche Sonnenkollektoren für die verschiedensten Anwendungen installieren möchten, Schwierigkeiten mit den Baubehörden, die auf Grund der Gestaltungsparagraphen in den Landesbauordnungen teilweise sogar die Baugenehmigung verweigern.
An dieser Stelle soll aber auch der nicht unerhebliche Wartungsaufwand erwähnt werden, der sich mit einer Kollektoranlage verknüpft. Außerdem die kurze Haltbarkeit dieser Anlagen, die im Durchschnitt nur 15 bis 20 Jahre beträgt. In Klima Mitteleuropas ist ein Korrossionsschutz dringend notwendig, sowie meistens auch ein Frostschutzmittel (Glycolzusatz o.ä.), um einen problemlosen Betrieb zu gewährleisten. Was die Lebensdauer der einzelnen Kollektoren angeht, so hat die EG-Forschungsstätte in Wiesbaden (USPRA) herausgefunden, daß diese kaum länger als 4 bis 5 Jahre beträgt. Eine sogenannte Langzeitbeständigkeit sei nicht festzustellen. Bei Vakuum-Röhrenkollektoren trat häufig ein schleichendes Entweichen des Vakuums auf (Stand 1982). Zu diesem Zeitpunkt sind Kollektor-Solarheizungen noch nicht ausgereift, die Wärmeverluste sind immens und es fehlt an ausreichenden Erkenntnissen über die günstigste Geometrie von Solarhäusern.
Von Einfluß auf alle Sonnenenergie-Systeme sind Sonnen- und Himmelsbestrahlungsstärken, Außenlufttemperatur und Windgeschwindigkeit – außerdem auch der Reflexionsgrad der direkten Umgebung. Fast alle Systeme können durch Hagel schwere Schäden erleiden. Großflächige Solarkraftwerke (meist Hochtemperatursysteme) brauchen sonnige, flache und nur dünn besiedelte Regionen für ihre optimale Funktion, ihre Auswirkungen auf Fauna und Flora dieser Regionen sind bisher weitgehend noch unbekannt. In der Praxis hat sich gezeigt, daß bereits Kondensstreifen von Flugzeugen die Leistung von Solarkraftwerken um einige Prozent verringern können. Ab Windgeschwindigkeiten von 48 km/h müssen Heliostatenfelder von allen Personen geräumt werden, da man sonst bei Spiegelbruch in einem Scherberegen stehen würde.
Der Nutzeffekt von Solarzellen ist für eine breite Anwendung noch zu gering, selbst bei der Silizium-ZellenHerstellung wird der Preis pro Watt Leistung aus wirtschaftlichen kaum unter die 2 DM Grenze sinken. Die erwähnte ‚Schallgrenze’ von rund 3,5 $ pro W ist auch im Jahre 2004 noch immer nicht durchbrochen. Hinzu kommt, daß Dünnschichtzellen aller Art durch Alterung sehr schnell inaktiv und damit nutzlos werden. Außerdem kommen noch die extrem hohen Anlageninvestitionskosten von ca. 75.000 DM je installierten kW dazu, die Wirtschaftlichkeitsberechnungen oftmals Schiffbruch erleiden lassen (Stand 1976).
Die Betriebskosten entfallen gänzlich für PV-Anlagen und die Wartungskosten sind minimal, aber die Anschaffungskosten sind enorm, d.h. alle Kosten entstehen am Anfang, bevor Strom überhaupt erzeugt worden ist. Weitgehend Unklarheit herrscht auch noch bezüglich der ‚verborgenen Emissionen’ der Solarzellenproduktion, die teilweise von hoher Giftigkeit sind. Sowohl die Umweltverträglichkeit als auch das spätere Recycling von Modulen bilden Problemfelder.
Der großflächige Einsatz von PV-Systemen in heißen Ländern hat noch einen weiteren Haken: Oft wird dabei nämlich übersehen, daß Solarzellen meistens bei 25°C ihren optimalen Betriebspunkt haben. Die Ausbeute bei einer Modultemperatur von 25° ist wegen der stärkeren Sonneneinstrahlung beispielsweise in Mexiko zwar doppelt so hoch wie in Deutschland, aber ein Modul kann sich in Mexiko in der sommerlichen Sonne auch schnell auf weit über 70°C erhitzen. Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht. In Deutschland kompensieren die kühleren Temperaturen die schwächere Einstrahlung einigermaßen, so daß die Ausbeute in Mexiko in der Praxis – im Gegensatz zur schönen Theorie – eben doch nicht doppelt so hoch ist....es sind Kühlsysteme erforderlich
Ein weiteres Risiko ist der weltweite Mangel an Silizium, dem Grundstoff für Solarzellen. Zwar wird Silizium aus Sand gewonnen – der nahezu unbegrenzt vorhanden ist –, aber das Verfahren ist sehr aufwendig, und die Kapazitäten sind begrenzt. Veredelungsanlagen für Silizium sind teuer und nicht von heute auf morgen zu bauen. Experten rechnen damit, daß noch bis 2007 mehr Silizium nachgefragt wird, als auf dem Weltmarkt vorhanden ist.
Einen kleinen Einblick in die zur Umstellung auf Sonnenenergie tatsächlich notwendigen Kosten erlaubt die Berechnung, daß in den USA das fiktiv anvisierte Ziel von nur 1 % der derzeitigen Kraftwerkskapazitäten eine jährliche Investition von 1 bis 2 Mrd. $ über einen Zeitraum von 10 Jahren erforderlich machen würde.
Während für die Anwender in Entwicklungsländern schon die einfachsten Kollektoranlagen viel zu teuer sind, erreichen die Kostenvorausberechnungen für Satellitenkraftwerke den absoluten Höhepunkt. So wird alleine nur der enorme Bedarf an teuren Rohstoffen deutlich wenn man erfährt, daß schon für einen einzigen der SPS-Satelliten etwa drei Zehntel der derzeitigen Weltjahresproduktion an Aluminium benötigt werden (Stand 1980). Während der Hochtransport der Bauteile in den Orbit durch die vielen notwendigen Raketenstarts die oberen Schichten der Atmosphäre stark verschmutzen wird, befürchtet man von anderer Seite auch, daß die zur Erde zurückgestrahlten Mikrowellen ebenfalls eine Gefährdung darstellen. Erwartet wird auch, daß es einen negativen Einfluß auf das Funkwesen geben wird, ebenso wie zu befürchten ist, daß eine Überhitzung der Atmosphäre oder eine Methan-Reaktion in ihr eintreten wird.
Die wertvolle Energie bleibt an trüben Tagen in den Wolken hängen, die Verluste auf dem Umwandlungsweg Solarstrom – Laserlicht – Solarstrom sind beachtlich. Und – sofern es sich bei den Energiesatelliten nicht um die L5-Habitate nach O’Neill handelt – wenn etwas kaputt ist, müssen Astronauten zur Reparatur hochgeschickt werden.
Großindustrielle Solarkraftwerke werden über mehrere Kontinente miteinander vernetzt sein. Für Europa mag dies eine weitere Anhängigkeit bei Energielieferungen aus Nordafrika bedeuten, dem prädestinierten Standort zur Versorgung des ‚alten Kontinents’.
Zusammengefaßt ist zu sagen, daß sich die Sonne in kleinem Maßstab und – bei ausreichender Unterstützung auch und ganz besonders in Ländern der 3. Welt – durchsetzen könnte (und dringend auch sollte!). Was aber sogar den Einsatz dort stark beeinträchtigen kann, ist der unqualifizierte Nachbau von Anlagen, deren schnell auftretende und meist erhebliche Betriebsmängel den Ruf der Solarenergie schwer schädigen und das Vertrauen der Kunden schwächen. An dieser Stelle spreche ich aus eigener Erfahrung, die in hauptsächlich in Syrien und Jordanien sammeln konnte.
Bei einer Versorgung mit photovoltaischen Solar Home Systemen ist den Menschen der 3. Welt bewußt, daß dies nur eine Elektrifizierung ‚zweiter Klasse’ ist – denn Bügeln, Kochen oder der Betrieb eines Kühlschrank ist nur mit einem Anschluß an das ‚richtige’ Stromnetz möglich. Die SHS stoßen daher oft auf wenig Gegenliebe, weil die Menschen befürchten, dadurch den Anspruch auf eine ‚richtige’ Stromversorgung zu verlieren. Nach Untersuchungen der GTZ im Jahr 2000 werden durch SHS praktisch keine wirtschaftlichen Aktivitäten stimuliert und somit auch keine neuen Einkommensmöglichkeiten und Arbeitsplätze geschaffen.
Und wenn ein SHS – meistens bestehend aus mindestens einer PV-Anlage, einem Wechselrichter und einer Batterie, um den Strom für Sparlampen, Radio, S/W-Fernseher usw. bereitzustellen – erst mal installiert ist, steigt häufig der Konsum, so daß das System bald überlastet ist. Das führt zu Frustration unter den Anwendern, die meinen, die Technik funktioniere nicht. Das System kann natürlich von der Technik her fast immer problemlos ausgebaut werden, aber das kostet Geld.
Fazit: Als alleiniger Substitutionsenergieträger für eine technisierte und entwickelte Welt mit hohen Ansprüchen aller Art kommt die Sonnenenergie nicht in Frage, so sinnvoll ihr Einsatz auch sein mag.
bossi1
schrieb am 08.04.07 21:11:05
Beitrag Nr.92
(28.718.622)
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Zitat
Solar-Silizium-Konferenz: Experten sehen Ausweitung der
Kapazitäten für den begehrten Rohstoff
![]()
Silizium, Rohstoff für Solarzellen
Auf der weltweit wichtigsten Solar-Siliziumkonferenz im Rahmen der "Photovoltaic Technology Show 2007" in München ging es, wie erwartet, vor allem um die Entwicklung der Produktionskapazitäten. An den Diskussionsrunden nahmen 925 Besucher teil, 200 mehr als noch im vorigen Jahr, berichtet der Europressedienst Bonn. Da die Gewinnung von Solar-Silizium sehr aufwändig und kostenintensiv ist, hat sich im Zuge des Solarbooms der letzten Jahre ein Kampf um die vorhandenen Kapazitäten entwickelt. Philippe Welter, Herausgeber des Solarstrom-Magazins Photon, geht von einer Ausweitung der Herstellungskapazitäten aufgrund neuer Unternehmen auf dem Markt aus: "Wenn ein Drittel der Player die jetzt auf den Markt kommen aktiv werden, wird es genügend Silizium geben", sagte Welter gegenüber dem Europressedienst. Dies sehe er durch die zunehmende Produktion bei Wafer- und Zellherstellern bestätigt. Die Knappheit an Silizium hat zu einem starken Engagement in Forschung und Entwicklung alternativer und kostengünstigerer Herstellungs- und Reinigungsverfahren geführt. Genaue Informationen zur Kosteneffizienz und Siliziumqualität bei neuen metallurgischen Herstellungsmethoden, hielten die Unternehmen jedoch unter Verschluss.
Großunternehmen sichern Silizium-Nachschub durch Langzeitverträge
Kritisch äußerte sich Peter Woditsch, Vorstandssprecher der Deutsche Solar AG, bezüglich des Zugangs zu den künftigen Siliziumkapazitäten: "Es wird genügend Silizium geben. Die Frage ist, wer Zugang dazu haben wird", so Woditsch. Damit spielte er auf die aktuelle Marktaufteilung an, in der die Siliziumkapazitäten durch Langzeitverträge mit Herstellern von einigen großen Firmen ausgeschöpft werden. Die langfristige vertragliche Bindung stelle für Großunternehmen momentan die einzige Möglichkeit dar, sich die für die Produktion benötigten Kapazitäten zu sichern, so der Europressedienst. Michael Rogol vom Bostoner Beratungsunternehmen Photon Consulting, sprach in diesem Zusammenhang von einem "aggressiven Wachstum auf Siliziumherstellerseite." Deshalb würden Hersteller wie beispielsweise die Solarworld AG und Isofoton mehr und mehr integrierte Ansätze bevorzugen und eigene Siliziumfabriken bauen, fasste er den Trend der vergangenen Zeit zusammen, Nach Angaben von Herausgeber Welter liegen die Preise der Langzeitverträge durchschnittlich bei 40 bis 50 US Dollar pro Kilogramm Silizium. Am Spotmarkt wird ein Kilogramm Silizium derzeit mit zirka 100 US Dollar gehandelt. Wenn die Kapazitäten zunehmen, bedeutet das für die vertraglich gebundenen Firmen, dass die von ihnen gezahlten Preise über dem frei gehandelten Marktpreis liegen könnten.
05.04.2007 Quelle: Europressedienst Bonn Solarserver.de © Heindl Server GmbH
Silizium, Rohstoff für Solarzellen
Auf der weltweit wichtigsten Solar-Siliziumkonferenz im Rahmen der "Photovoltaic Technology Show 2007" in München ging es, wie erwartet, vor allem um die Entwicklung der Produktionskapazitäten. An den Diskussionsrunden nahmen 925 Besucher teil, 200 mehr als noch im vorigen Jahr, berichtet der Europressedienst Bonn. Da die Gewinnung von Solar-Silizium sehr aufwändig und kostenintensiv ist, hat sich im Zuge des Solarbooms der letzten Jahre ein Kampf um die vorhandenen Kapazitäten entwickelt. Philippe Welter, Herausgeber des Solarstrom-Magazins Photon, geht von einer Ausweitung der Herstellungskapazitäten aufgrund neuer Unternehmen auf dem Markt aus: "Wenn ein Drittel der Player die jetzt auf den Markt kommen aktiv werden, wird es genügend Silizium geben", sagte Welter gegenüber dem Europressedienst. Dies sehe er durch die zunehmende Produktion bei Wafer- und Zellherstellern bestätigt. Die Knappheit an Silizium hat zu einem starken Engagement in Forschung und Entwicklung alternativer und kostengünstigerer Herstellungs- und Reinigungsverfahren geführt. Genaue Informationen zur Kosteneffizienz und Siliziumqualität bei neuen metallurgischen Herstellungsmethoden, hielten die Unternehmen jedoch unter Verschluss.
Großunternehmen sichern Silizium-Nachschub durch Langzeitverträge
Kritisch äußerte sich Peter Woditsch, Vorstandssprecher der Deutsche Solar AG, bezüglich des Zugangs zu den künftigen Siliziumkapazitäten: "Es wird genügend Silizium geben. Die Frage ist, wer Zugang dazu haben wird", so Woditsch. Damit spielte er auf die aktuelle Marktaufteilung an, in der die Siliziumkapazitäten durch Langzeitverträge mit Herstellern von einigen großen Firmen ausgeschöpft werden. Die langfristige vertragliche Bindung stelle für Großunternehmen momentan die einzige Möglichkeit dar, sich die für die Produktion benötigten Kapazitäten zu sichern, so der Europressedienst. Michael Rogol vom Bostoner Beratungsunternehmen Photon Consulting, sprach in diesem Zusammenhang von einem "aggressiven Wachstum auf Siliziumherstellerseite." Deshalb würden Hersteller wie beispielsweise die Solarworld AG und Isofoton mehr und mehr integrierte Ansätze bevorzugen und eigene Siliziumfabriken bauen, fasste er den Trend der vergangenen Zeit zusammen, Nach Angaben von Herausgeber Welter liegen die Preise der Langzeitverträge durchschnittlich bei 40 bis 50 US Dollar pro Kilogramm Silizium. Am Spotmarkt wird ein Kilogramm Silizium derzeit mit zirka 100 US Dollar gehandelt. Wenn die Kapazitäten zunehmen, bedeutet das für die vertraglich gebundenen Firmen, dass die von ihnen gezahlten Preise über dem frei gehandelten Marktpreis liegen könnten.
05.04.2007 Quelle: Europressedienst Bonn Solarserver.de © Heindl Server GmbH
bossi1
schrieb am 08.04.07 23:59:45
Beitrag Nr.93
(28.722.429)
Antwort
Zitat
Antwort auf Beitrag Nr.:
28.713.403 von bossi1 am 08.04.07
14:45:28 Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt
der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei
polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was
aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht...
Kapillarrohrtechnik - Die Grundlage für viele Ideen und Produkte
Inspiriert von der Natur - ein Blatt zeigt uns die Technik!
![]()
Wäre ein Blatt einer Pflanze aufgebaut wie eine konventionelle Flächenheizung - mit ungünstig verteilten und teils isolierenden Materalien zur Wärmeübertragung - hätte es in der Natur keine Überlebenschance.
Das Blatt hat feinste Kapillarrohre, die für eine gleichmäßige Oberflächentemperatur sorgen. Um eine effektive Kühlung, auch im Hochsommer bei extremer Sonneneinstrahlung, zu gewährleisten und über das Blattgrün verlässlich Photosynthese zu betreiben, ist diese "Naturtechnik" für ein Blatt überlebenswichtig.
Dasselbe Kapillarrohrsystem hat übrigens die Natur auch im Menschen vorgesehen. Das menschliche Leben wäre mit einer anderen "Technik" als der Kapillarrohrtechnik nicht möglich! Unser Körper würde entweder teilweise verbrennen oder durch Unterkühlung absterben.
Nur in der Natur vorkommende "Techniken" können auf viele Bereiche der Technik übertragen werden. Die Kapillarrohrtechnik - abgeschaut von der Natur - wurde auf viele unserer Produkte in der regenerativen und dezentralen Energietechnik übertragen und erfolgreich eingesetzt.
Schlechtes Wärmeverhalten bei Standardmodulen
Negativer Temperaturkoeffizient im Leistungsverhalten von PV-Modulen bringt Minderertrag
Solarstrommodule absorbieren nicht nur im Sommer viel Wärme. Inzwischen ist allgemein bekannt, dass durch die Erwärmung der Zellen die Leistung sinkt. Dabei spielt der Wert des Temperaturkoeffizienten eine entscheidende Rolle. Je negativer dieser Wert, desto schlechter ist das Leistungsverhalten des Solarstrommoduls bei Erwärmung der Zellen
Hoher Leistungsverlust durch Zellenerwärmung
Hohe Leistungseinbußen durch Modulerwärmung
![]()
In den Sommermonaten (Hauptertragszeit) können sich die Zellen in einem Solarstrommodul leicht bis auf 80 - 90°C erwärmen. Je nach Modul- bzw. Zellenart und Umgebungsbedingungen auch bis ca. 130°C. Abhängig vom Temperaturkoeffizienten kann dies hohe oder sehr hohe Ertragsverluste mit sich bringen.
Mehrertrag durch Modulkühlung
Leistungsgewinn durch Kühlung der Zellen mittels Kapillarrohrtechnik
![]()
Weiterhin kann ein zusätzlicher Leistungsgewinn durch Kühlung der Zelltemperatur unter STC-Temperatur (z.B. 10°C) erreicht werden:
Ein 200 Watt Modul bei STC hat bei beispielsweise 10°C Zellentemperatur (AM 1,5; 1000W/m²) 7,5% mehr Leistung (215 Watt) Dies bedeutet eine Mehrleistung im Betriebsfall 10°C anstatt 90°C Zelltemperatur von 75 Watt bzw. 59,26 %!
Liegt der Temperaturkoeffizient bei -0,5%/°C, bedeutet dies für die Leistung eines Standardmoduls mit 200 Watt Nennleistung bei STC und bei 90°C folgendes:
Das 200 Watt Solarstrommodul liefert nur noch eine Leistung von 135 Watt, wobei fast ein Drittel (32,5 %) der Leistung und somit auch des Solarstromertrags in dieser Zeit verschenkt wird.
Bei einer Zellenerwärmung bis 125 °C bedeutet dies sogar eine Halbierung der Leistung!
Erhöhte Lebensdauer durch Modulkühlung
Geringere tägliche Temperaturspreizung bei Begrenzung der Zelltemperatur unter 25 °C
Ein nicht gekühltes Standard-Modul muss im Extremfall innerhalb eines Tages Temperaturdifferenzen von über 100°C aushalten. Durch Begrenzung der maximalen Zelltemperatur von 25°C entsteht an der CoolPV-Zelle in der Regel keine höhere tägliche Temperaturdifferenz von 20°C im Sommer bzw. 35°C im Winter.
DEMOFILM
Folgender Film zeigt die effektive Oberflächenkühlung von CoolPV
http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/coolpv-film_… (2,87 MB)
Testbedingungen:
Modultemperatur Beginn: 40°C
Modultemperatur Ende=Kühlwassertemperatur: 12°C
Umgebungstemperatur: 20°C
http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/
Kapillarrohrtechnik - Die Grundlage für viele Ideen und Produkte
Inspiriert von der Natur - ein Blatt zeigt uns die Technik!
Wäre ein Blatt einer Pflanze aufgebaut wie eine konventionelle Flächenheizung - mit ungünstig verteilten und teils isolierenden Materalien zur Wärmeübertragung - hätte es in der Natur keine Überlebenschance.
Das Blatt hat feinste Kapillarrohre, die für eine gleichmäßige Oberflächentemperatur sorgen. Um eine effektive Kühlung, auch im Hochsommer bei extremer Sonneneinstrahlung, zu gewährleisten und über das Blattgrün verlässlich Photosynthese zu betreiben, ist diese "Naturtechnik" für ein Blatt überlebenswichtig.
Dasselbe Kapillarrohrsystem hat übrigens die Natur auch im Menschen vorgesehen. Das menschliche Leben wäre mit einer anderen "Technik" als der Kapillarrohrtechnik nicht möglich! Unser Körper würde entweder teilweise verbrennen oder durch Unterkühlung absterben.
Nur in der Natur vorkommende "Techniken" können auf viele Bereiche der Technik übertragen werden. Die Kapillarrohrtechnik - abgeschaut von der Natur - wurde auf viele unserer Produkte in der regenerativen und dezentralen Energietechnik übertragen und erfolgreich eingesetzt.
Schlechtes Wärmeverhalten bei Standardmodulen
Negativer Temperaturkoeffizient im Leistungsverhalten von PV-Modulen bringt Minderertrag
Solarstrommodule absorbieren nicht nur im Sommer viel Wärme. Inzwischen ist allgemein bekannt, dass durch die Erwärmung der Zellen die Leistung sinkt. Dabei spielt der Wert des Temperaturkoeffizienten eine entscheidende Rolle. Je negativer dieser Wert, desto schlechter ist das Leistungsverhalten des Solarstrommoduls bei Erwärmung der Zellen
Hoher Leistungsverlust durch Zellenerwärmung
Hohe Leistungseinbußen durch Modulerwärmung
In den Sommermonaten (Hauptertragszeit) können sich die Zellen in einem Solarstrommodul leicht bis auf 80 - 90°C erwärmen. Je nach Modul- bzw. Zellenart und Umgebungsbedingungen auch bis ca. 130°C. Abhängig vom Temperaturkoeffizienten kann dies hohe oder sehr hohe Ertragsverluste mit sich bringen.
Mehrertrag durch Modulkühlung
Leistungsgewinn durch Kühlung der Zellen mittels Kapillarrohrtechnik
Weiterhin kann ein zusätzlicher Leistungsgewinn durch Kühlung der Zelltemperatur unter STC-Temperatur (z.B. 10°C) erreicht werden:
Ein 200 Watt Modul bei STC hat bei beispielsweise 10°C Zellentemperatur (AM 1,5; 1000W/m²) 7,5% mehr Leistung (215 Watt) Dies bedeutet eine Mehrleistung im Betriebsfall 10°C anstatt 90°C Zelltemperatur von 75 Watt bzw. 59,26 %!
Liegt der Temperaturkoeffizient bei -0,5%/°C, bedeutet dies für die Leistung eines Standardmoduls mit 200 Watt Nennleistung bei STC und bei 90°C folgendes:
Das 200 Watt Solarstrommodul liefert nur noch eine Leistung von 135 Watt, wobei fast ein Drittel (32,5 %) der Leistung und somit auch des Solarstromertrags in dieser Zeit verschenkt wird.
Bei einer Zellenerwärmung bis 125 °C bedeutet dies sogar eine Halbierung der Leistung!
Erhöhte Lebensdauer durch Modulkühlung
Geringere tägliche Temperaturspreizung bei Begrenzung der Zelltemperatur unter 25 °C
Ein nicht gekühltes Standard-Modul muss im Extremfall innerhalb eines Tages Temperaturdifferenzen von über 100°C aushalten. Durch Begrenzung der maximalen Zelltemperatur von 25°C entsteht an der CoolPV-Zelle in der Regel keine höhere tägliche Temperaturdifferenz von 20°C im Sommer bzw. 35°C im Winter.
DEMOFILM
Folgender Film zeigt die effektive Oberflächenkühlung von CoolPV
http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/coolpv-film_… (2,87 MB)
Testbedingungen:
Modultemperatur Beginn: 40°C
Modultemperatur Ende=Kühlwassertemperatur: 12°C
Umgebungstemperatur: 20°C
http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/
bossi1
schrieb am 09.04.07 20:35:10
Beitrag Nr.94
(28.731.665)
Antwort
Zitat
Solar Powered Desalination
Produce your own power and fresh water with solar energy
Solar-Powered Desalination
![]()
Sources of drinking water are shrinking, while populations are growing. Solar thermal desalination is an effective, economical and proven method of providing both power and fresh water. It is most effective when direct radiation is available and when the cost of electrical power is more than 7 cents kWh. It is particularly suitable for resort, recreation sites and remote locations that require autonomous power and desalination.
System Description
Desalination operates on the principle of separating water from salt by way of evaporating and then re-condensing the water. Solar thermal desalination is effective because of the high efficiency of Solel solar collectors which provide the energy (heat) for the first evaporation. A desalination unit evaporates and condenses water a number of times using the familiar and well tested M.E.D. (Multi Effect Distillation) plant from IDE Technologies Ltd. The M.E.D has been adapted to the concept of solar desalination.
A solar thermal desalination system operates as a hybrid plant 24 hours a day, with sunshine driving it during daylight hours and a backup fuel driving it at night. An optional heat storage system can extend operation beyond sunny hours where economics allow. The most economically viable system incorporates solar collectors driving a steam turbine for power generation while the waste heat is used to drive the MED.
The MED plant is recommended when large quantities of water are required. These units have a unique capacity to recycle waste heat by means of cogeneration and so reduce total power consumption.
Components of the combined Solar Power and desalination system include:
![]()
- Solar Field
- Steam Generator
- Power Block
- Backup Storage System
- Heat Storage Unit (Optional)
- MED Multi Effect Distillation plant
Performance
- The following design and operational features impact on the cost effectiveness of the system:
- The thermal efficiency of the collectors
- The size of the field
- The steam pressure and temperature at the steam turbine inlet (this effects the evaporation and condensation).
- The time duration of operation
- The level of direct solar radiation at the site. This level must be at least 850 W/m2.
Key Features
- Technology available tested and proven
- Potential applications worldwide where there is a demand for water and power
- Suited to remote locations
- Economically viable with even low capacity plants of 5,000-10,000 m3/day
- Produces high quality water for potable and/or industrial purposes
- Cost effective co-generation of power and steam generation
- Reduces electricity consumption
- Operates 24 hours a day seven days a week.
- Uses solar energy during the day, and sensible heat storage at night.
Copyright © 2007 Solel | info@solel.com (Israel)
Produce your own power and fresh water with solar energy
Solar-Powered Desalination
Sources of drinking water are shrinking, while populations are growing. Solar thermal desalination is an effective, economical and proven method of providing both power and fresh water. It is most effective when direct radiation is available and when the cost of electrical power is more than 7 cents kWh. It is particularly suitable for resort, recreation sites and remote locations that require autonomous power and desalination.
System Description
Desalination operates on the principle of separating water from salt by way of evaporating and then re-condensing the water. Solar thermal desalination is effective because of the high efficiency of Solel solar collectors which provide the energy (heat) for the first evaporation. A desalination unit evaporates and condenses water a number of times using the familiar and well tested M.E.D. (Multi Effect Distillation) plant from IDE Technologies Ltd. The M.E.D has been adapted to the concept of solar desalination.
A solar thermal desalination system operates as a hybrid plant 24 hours a day, with sunshine driving it during daylight hours and a backup fuel driving it at night. An optional heat storage system can extend operation beyond sunny hours where economics allow. The most economically viable system incorporates solar collectors driving a steam turbine for power generation while the waste heat is used to drive the MED.
The MED plant is recommended when large quantities of water are required. These units have a unique capacity to recycle waste heat by means of cogeneration and so reduce total power consumption.
Components of the combined Solar Power and desalination system include:
- Solar Field
- Steam Generator
- Power Block
- Backup Storage System
- Heat Storage Unit (Optional)
- MED Multi Effect Distillation plant
Performance
- The following design and operational features impact on the cost effectiveness of the system:
- The thermal efficiency of the collectors
- The size of the field
- The steam pressure and temperature at the steam turbine inlet (this effects the evaporation and condensation).
- The time duration of operation
- The level of direct solar radiation at the site. This level must be at least 850 W/m2.
Key Features
- Technology available tested and proven
- Potential applications worldwide where there is a demand for water and power
- Suited to remote locations
- Economically viable with even low capacity plants of 5,000-10,000 m3/day
- Produces high quality water for potable and/or industrial purposes
- Cost effective co-generation of power and steam generation
- Reduces electricity consumption
- Operates 24 hours a day seven days a week.
- Uses solar energy during the day, and sensible heat storage at night.
Copyright © 2007 Solel | info@solel.com (Israel)
bossi1
schrieb am 09.04.07 20:48:38
Beitrag Nr.95
(28.731.824)
Antwort
Zitat
Antwort auf Beitrag Nr.:
28.731.665 von bossi1 am 09.04.07
20:35:10SOLEL#6 - The only proven and cost effective
parabolic trough
SOLEL#6 is the upgraded version of the LS2 parabolic trough and the sixth generation of this well known and proven technology. Solel has increased its annual average performance by more than 20%. It is designed for mass production and cost reduction by economies of scale. At the core of the collector, the UVAC vacuum tube collector from Solel has proven unique thermal efficiency, reliability and durability.
The demand for electricity throughout the world will rise dramatically in the next 10-20 years. Many more power plants will have to be built. Most of these plants will still be based on fossil fuels but solar plants will play a bigger role for ecological, economic and political reasons.
Governments, concerned about greenhouse issues, are promoting clean energy through financial incentives (carbon credits) and the public wants a cleaner environment.
System Description
Solar fields are composed of sun tracking collectors, which concentrate sunlight on steel pipes that contain a heat transfer fluid (HTF). This fluid is pumped through heat exchangers to generate steam of up to 400C. (750 F) which in turn powers a turbine to produce electricity. In addition to electricity, the hot water emitted can be recycled for cooling machines or hot water.
![]()
Features
High working temperature
Unique coating
High thermal efficiency
Multiple applications
Modular
Benefits
Proven track record
Commercially viable
Ecologically sound
30 year product life
UVAC 2003
![]()
The UVAC 2003 is the third generation of vacuum tubes. It has been developed exclusively by SOLEL and is the culmination of several millions of dollars of research and development in coating technologies as well as glass to metal welding.
The performance of the UVAC 2003 is far superior to out-of-the-box LUZ HCEs (12% to 20% annually), particularly in winter (20% to 30%). It thus generates savings of hundreds of dollars/euros per installed collector-tube or in energy produced. The increased performance, as measured and validated by objective international institutions and on-site plants (Mohave Desert), is the result of the following improved features:
Improved Absorptivity factor (a)
The absorptivity of the coated metallic collector tube has been increased to 96% (*).
Improved Emissivity factor (e)
The emissivity of the coated metallic collector tube has been reduced to a level less than to 0.10 at 400 C (750 F),
Improved Transmitivity
The improvements in the anti reflective glass coatings have led to a transmitivity factor equal to 96.8%. In addition, it has been developed to be more resistant to harsh climatic conditions and to be stable over longer periods of time.
Integrated internal & external heat shields set
These shields have been designed to maximize the efficiency and the reliability over the lifetime of the tube. The reduced size of the shield compared to the original Luz heat shield yields additional optical efficiency.
Lifetime
The UVAC 2003 is designed for a working life of 30 years, assuming that the tube is installed, operated and maintained under normal installation and operating conditions.
In the event of lost vacuum due to abnormal operation, the tube will not suffer from the fluorescent phenomenon (whitening of the tube) and its optical performance will remain stable over time. SOLEL estimates that the optical performance will not fall below a neglegible degradation ratio per year.
Moreover, and most importantly, the breakage rate has been decreased significantly.
(*) All absorptivity measurements are performed by SSR calibrated to air mass 1.5.
Copyright © 2007 Solel | info@solel.com (Israel)
SOLEL#6 is the upgraded version of the LS2 parabolic trough and the sixth generation of this well known and proven technology. Solel has increased its annual average performance by more than 20%. It is designed for mass production and cost reduction by economies of scale. At the core of the collector, the UVAC vacuum tube collector from Solel has proven unique thermal efficiency, reliability and durability.
The demand for electricity throughout the world will rise dramatically in the next 10-20 years. Many more power plants will have to be built. Most of these plants will still be based on fossil fuels but solar plants will play a bigger role for ecological, economic and political reasons.
Governments, concerned about greenhouse issues, are promoting clean energy through financial incentives (carbon credits) and the public wants a cleaner environment.
System Description
Solar fields are composed of sun tracking collectors, which concentrate sunlight on steel pipes that contain a heat transfer fluid (HTF). This fluid is pumped through heat exchangers to generate steam of up to 400C. (750 F) which in turn powers a turbine to produce electricity. In addition to electricity, the hot water emitted can be recycled for cooling machines or hot water.
Features
High working temperature
Unique coating
High thermal efficiency
Multiple applications
Modular
Benefits
Proven track record
Commercially viable
Ecologically sound
30 year product life
UVAC 2003
The UVAC 2003 is the third generation of vacuum tubes. It has been developed exclusively by SOLEL and is the culmination of several millions of dollars of research and development in coating technologies as well as glass to metal welding.
The performance of the UVAC 2003 is far superior to out-of-the-box LUZ HCEs (12% to 20% annually), particularly in winter (20% to 30%). It thus generates savings of hundreds of dollars/euros per installed collector-tube or in energy produced. The increased performance, as measured and validated by objective international institutions and on-site plants (Mohave Desert), is the result of the following improved features:
Improved Absorptivity factor (a)
The absorptivity of the coated metallic collector tube has been increased to 96% (*).
Improved Emissivity factor (e)
The emissivity of the coated metallic collector tube has been reduced to a level less than to 0.10 at 400 C (750 F),
Improved Transmitivity
The improvements in the anti reflective glass coatings have led to a transmitivity factor equal to 96.8%. In addition, it has been developed to be more resistant to harsh climatic conditions and to be stable over longer periods of time.
Integrated internal & external heat shields set
These shields have been designed to maximize the efficiency and the reliability over the lifetime of the tube. The reduced size of the shield compared to the original Luz heat shield yields additional optical efficiency.
Lifetime
The UVAC 2003 is designed for a working life of 30 years, assuming that the tube is installed, operated and maintained under normal installation and operating conditions.
In the event of lost vacuum due to abnormal operation, the tube will not suffer from the fluorescent phenomenon (whitening of the tube) and its optical performance will remain stable over time. SOLEL estimates that the optical performance will not fall below a neglegible degradation ratio per year.
Moreover, and most importantly, the breakage rate has been decreased significantly.
(*) All absorptivity measurements are performed by SSR calibrated to air mass 1.5.
Copyright © 2007 Solel | info@solel.com (Israel)
XDA
schrieb am 10.04.07 00:49:49
Beitrag Nr.96
(28.734.069)
Antwort
Zitat
Antwort auf Beitrag Nr.:
28.712.477 von bossi1 am 08.04.07
12:41:30Hi Bossi
Frohe Ostern ebenfalls, und allen anderen, die hier ebenfalls interessiert mitlesen.
Frohe Ostern ebenfalls, und allen anderen, die hier ebenfalls interessiert mitlesen.
bossi1
schrieb am 10.04.07 13:52:41
Beitrag Nr.97
(28.739.064)
Antwort
Zitat
4. April 2007
Solarstrom im großen Maßstab
Lineare Fresnel-Kollektoren für solarthermische
Kraftwerke im Praxistest
![]()
Visualisierung eines Fresnel-Kollektor-Solarfelds.
© Fraunhofer ISE
Der globale Energiebedarf kann im Jahr 2050 zur Hälfte aus
Erneuerbaren Quellen gedeckt werden, basierend auf heute
vorhandener Technologie. Aktuelle Szenarien belegen dies und
messen dabei der Stromgewinnung aus Sonnenenergie eine ganz
wesentliche Rolle bei. Neben der Photovoltaik stehen für die
Solarstromgewinnung im großen Maßstab solarthermische
Kraftwerke im Mittelpunkt. Die Optimierung der Komponenten solcher
Kraftwerke sowie die theoretische Untersuchung neuer Konzepte
waren in den vergangenen Jahren Forschungsthema am Fraunhofer
ISE. In Kooperation mit Industrie- und Forschungspartnern entsteht
derzeit unter der Federführung der MAN Ferrostaal Power Industry
GmbH in Südspanien eine neue Demonstrationsanlage, deren Ziel
die Kommerzialisierung linearer Fresnel-Kollektoren für
solarthermische Kraftwerke ist.
Das Freiburger Institut stellt Konzept und Komponenten im Rahmen
des Fraunhofer-Gemeinschaftsstands »Energie« auf der
diesjährigen Hannover Messe vom 16. bis 20. April vor.
In konventionellen solarthermischen Kraftwerken
(Parabolrinnensystemen) wird Sonnenlicht über Spiegel auf ein
selektives Absorberrohr fokussiert, in dem ein Thermoöl fließt, das
durch die Sonnenwärme erhitzt wird. Der dann in einem
Wärmetauscher entstehende Dampf wird mittels einer Turbine plus
Generator in Strom umgewandelt. Bei linear konzentrierenden
Systemen unterscheidet man die klassischen Parabolrinnensysteme
sowie das neue Konzept der Fresnelspiegelsysteme mit
Sekundärspiegeln. Das Besondere an Fresnel-Kollektoren ist, dass
die das Sonnenlicht konzentrierenden Spiegel aus mehreren Reihen
nachgeführter Flachspiegel bestehen. Die Solarstrahlung
wird auf ein zentral über dem Spiegelfeld befindliches
Absorberrohr mit hochselektiver Beschichtung fokussiert. Die für
dieses System erforderlichen Bauteile sind zu einem hohen Anteil
kostengünstige Standardkomponenten, die weltweit verfügbar sind
und eine hohe lokale Wertschöpfungskette ermöglichen. Dadurch
lassen sie Wettbewerbsvorteile gegenüber Konkurrenztechnologien
erwarten. Darüber hinaus ist die Fresnel-Technik unempfindlich
gegen Windlasten und erlaubt eine hohe Landausnutzung.
Das Fraunhofer ISE hat wesentlich mit dazu beigetragen, die
Schlüsselkomponenten Absorberrohr, Sekundärspiegel,
Primärspiegelfeld und dessen Regelung zur Einsatzreife zu bringen.
Gleichzeitig errechneten die Freiburger Forscher auf der Basis
theoretischer Untersuchungen und unter bestimmten Bedingungen in
sonnenreichen Ländern Stromgestehungskosten von nicht mehr als
0,12 €/kWh.
Der technische Nachweis unter realen Betriebsbedingungen ist das
nächste Ziel. Hierfür entsteht derzeit auf der Plataforma Solar de
Almería in Südspanien ein 100 m langer Kollektorstrang als
Versuchs- und Demonstrationsanlage. Das Fraunhofer ISE und das
Zentrum für Luft- und Raumfahrt DLR vermessen diesen hinsichtlich
seiner optischen und thermischen Eigenschaften. Die
Industriepartner MAN Ferrostaal Power Industry GmbH und Solar
Power Group GmbH streben die Kommerzialisierung dieser
Technologie an.
Neben der Markteinführung von Fresnel-Kollektorsystemen haben
sich die Partner in Almería auch die Entwicklung neuer
Kraftwerkskonzepte für den kleinen und mittleren Leistungsbereich,
mit geringerem Investitionsrisiko sowie mit Kraft-Wärme-(Kälte-)
Kopplung zum Ziel gesetzt. Dadurch können neue Märkte für
Hersteller konzentrierender Kollektoren sowie von
Wärmekraftmaschinen, vor allem in Südeuropa, Nordafrika und
Nahost erschlossen werden.
Der Aufbau des Kraftwerks in Almería wird vom Bundesministerium
für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) gefördert.
Das Potenzial der Erneuerbaren Energien für die Energieversorgung
der Zukunft kann z.B. nachgelesen werden im Gutachten 'Welt im
Wandel’ des Wissenschaftlichen Beirats der Bundesregierung für
Globale Umweltveränderungen, www.wbgu.de.
Hannover Messe, 16. bis 20. April 2007
Fraunhofer-Gemeinschaftsstand »Energie« Halle 13,
Stand E 27
Solarstrom im großen Maßstab
Lineare Fresnel-Kollektoren für solarthermische
Kraftwerke im Praxistest
Visualisierung eines Fresnel-Kollektor-Solarfelds.
© Fraunhofer ISE
Der globale Energiebedarf kann im Jahr 2050 zur Hälfte aus
Erneuerbaren Quellen gedeckt werden, basierend auf heute
vorhandener Technologie. Aktuelle Szenarien belegen dies und
messen dabei der Stromgewinnung aus Sonnenenergie eine ganz
wesentliche Rolle bei. Neben der Photovoltaik stehen für die
Solarstromgewinnung im großen Maßstab solarthermische
Kraftwerke im Mittelpunkt. Die Optimierung der Komponenten solcher
Kraftwerke sowie die theoretische Untersuchung neuer Konzepte
waren in den vergangenen Jahren Forschungsthema am Fraunhofer
ISE. In Kooperation mit Industrie- und Forschungspartnern entsteht
derzeit unter der Federführung der MAN Ferrostaal Power Industry
GmbH in Südspanien eine neue Demonstrationsanlage, deren Ziel
die Kommerzialisierung linearer Fresnel-Kollektoren für
solarthermische Kraftwerke ist.
Das Freiburger Institut stellt Konzept und Komponenten im Rahmen
des Fraunhofer-Gemeinschaftsstands »Energie« auf der
diesjährigen Hannover Messe vom 16. bis 20. April vor.
In konventionellen solarthermischen Kraftwerken
(Parabolrinnensystemen) wird Sonnenlicht über Spiegel auf ein
selektives Absorberrohr fokussiert, in dem ein Thermoöl fließt, das
durch die Sonnenwärme erhitzt wird. Der dann in einem
Wärmetauscher entstehende Dampf wird mittels einer Turbine plus
Generator in Strom umgewandelt. Bei linear konzentrierenden
Systemen unterscheidet man die klassischen Parabolrinnensysteme
sowie das neue Konzept der Fresnelspiegelsysteme mit
Sekundärspiegeln. Das Besondere an Fresnel-Kollektoren ist, dass
die das Sonnenlicht konzentrierenden Spiegel aus mehreren Reihen
nachgeführter Flachspiegel bestehen. Die Solarstrahlung
wird auf ein zentral über dem Spiegelfeld befindliches
Absorberrohr mit hochselektiver Beschichtung fokussiert. Die für
dieses System erforderlichen Bauteile sind zu einem hohen Anteil
kostengünstige Standardkomponenten, die weltweit verfügbar sind
und eine hohe lokale Wertschöpfungskette ermöglichen. Dadurch
lassen sie Wettbewerbsvorteile gegenüber Konkurrenztechnologien
erwarten. Darüber hinaus ist die Fresnel-Technik unempfindlich
gegen Windlasten und erlaubt eine hohe Landausnutzung.
Das Fraunhofer ISE hat wesentlich mit dazu beigetragen, die
Schlüsselkomponenten Absorberrohr, Sekundärspiegel,
Primärspiegelfeld und dessen Regelung zur Einsatzreife zu bringen.
Gleichzeitig errechneten die Freiburger Forscher auf der Basis
theoretischer Untersuchungen und unter bestimmten Bedingungen in
sonnenreichen Ländern Stromgestehungskosten von nicht mehr als
0,12 €/kWh.
Der technische Nachweis unter realen Betriebsbedingungen ist das
nächste Ziel. Hierfür entsteht derzeit auf der Plataforma Solar de
Almería in Südspanien ein 100 m langer Kollektorstrang als
Versuchs- und Demonstrationsanlage. Das Fraunhofer ISE und das
Zentrum für Luft- und Raumfahrt DLR vermessen diesen hinsichtlich
seiner optischen und thermischen Eigenschaften. Die
Industriepartner MAN Ferrostaal Power Industry GmbH und Solar
Power Group GmbH streben die Kommerzialisierung dieser
Technologie an.
Neben der Markteinführung von Fresnel-Kollektorsystemen haben
sich die Partner in Almería auch die Entwicklung neuer
Kraftwerkskonzepte für den kleinen und mittleren Leistungsbereich,
mit geringerem Investitionsrisiko sowie mit Kraft-Wärme-(Kälte-)
Kopplung zum Ziel gesetzt. Dadurch können neue Märkte für
Hersteller konzentrierender Kollektoren sowie von
Wärmekraftmaschinen, vor allem in Südeuropa, Nordafrika und
Nahost erschlossen werden.
Der Aufbau des Kraftwerks in Almería wird vom Bundesministerium
für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) gefördert.
Das Potenzial der Erneuerbaren Energien für die Energieversorgung
der Zukunft kann z.B. nachgelesen werden im Gutachten 'Welt im
Wandel’ des Wissenschaftlichen Beirats der Bundesregierung für
Globale Umweltveränderungen, www.wbgu.de.
Hannover Messe, 16. bis 20. April 2007
Fraunhofer-Gemeinschaftsstand »Energie« Halle 13,
Stand E 27
bossi1
schrieb am 10.04.07 13:55:57
Beitrag Nr.98
(28.739.118)
Antwort
Zitat
Antwort auf Beitrag Nr.:
28.739.064 von bossi1 am 10.04.07
13:52:41Solarthermische Kraftwerke: Fresnel
Funktionsschema:
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Beschreibung:
Ein Fresnel-Kollektor besteht aus Spiegeln und einem Absorberrohr. Dabei werden speziell angeordnete Flachspiegel verwendet, die das direkte Sonnenlicht auf den Absorber bündeln. Anstatt eines einzelnen Parabolspiegels besteht ein Fresnel-Kollektor aus 48 Flachspiegeln, die je etwa 0,5 m breit und am Erdboden angeordnet sind. Die Spiegel werden in geringem Maße der Sonne einachsig nachgeführt. Im Gegensatz zu einem Parabolspiegel wird das Licht zwar schwächer auf den Absorber fokussiert, jedoch beinhaltet diese Bauweise große Kostenvorteile in der Produktion und Instandhaltung. Vor allem die Windanfälligkeit konnte erheblich reduziert werden.
Um das Licht besser zu fokussieren, wird zusätzlich über dem Absorber ein Sekundärkonzentrator angebracht. Das Sonnenlicht trifft somit erst auf die Flachspiegel und wird über den Sekundärspiegel auf den Absorber reflektiert. Fresnel-Kraftwerke werden ausschließlich mit Wasser als Medium betrieben und können mehrere 100 MW Leistung erzielen.
Vor- und Nachteile:
Erhebliche Verminderung von Klima- und Schadgasen wie Kohlendioxid, Schwefeldioxid, Stickoxiden und von Staubpartikeln
Einsatzbereich von 10 bis mehreren 100 MW
Solarthermische Stromerzeugung in konventionelle Kraftwerkstechnik integrierbar
Kostengünstige und weniger anfälligere Komponenten (Spiegel, Nachführsystem)
Keine Wärmeübertrager da Direktverdampfung
Erste Projekte vor Inbetriebnahme
Funktionsschema:
Beschreibung:
Ein Fresnel-Kollektor besteht aus Spiegeln und einem Absorberrohr. Dabei werden speziell angeordnete Flachspiegel verwendet, die das direkte Sonnenlicht auf den Absorber bündeln. Anstatt eines einzelnen Parabolspiegels besteht ein Fresnel-Kollektor aus 48 Flachspiegeln, die je etwa 0,5 m breit und am Erdboden angeordnet sind. Die Spiegel werden in geringem Maße der Sonne einachsig nachgeführt. Im Gegensatz zu einem Parabolspiegel wird das Licht zwar schwächer auf den Absorber fokussiert, jedoch beinhaltet diese Bauweise große Kostenvorteile in der Produktion und Instandhaltung. Vor allem die Windanfälligkeit konnte erheblich reduziert werden.
Um das Licht besser zu fokussieren, wird zusätzlich über dem Absorber ein Sekundärkonzentrator angebracht. Das Sonnenlicht trifft somit erst auf die Flachspiegel und wird über den Sekundärspiegel auf den Absorber reflektiert. Fresnel-Kraftwerke werden ausschließlich mit Wasser als Medium betrieben und können mehrere 100 MW Leistung erzielen.
Vor- und Nachteile:
Erhebliche Verminderung von Klima- und Schadgasen wie Kohlendioxid, Schwefeldioxid, Stickoxiden und von Staubpartikeln
Einsatzbereich von 10 bis mehreren 100 MW
Solarthermische Stromerzeugung in konventionelle Kraftwerkstechnik integrierbar
Kostengünstige und weniger anfälligere Komponenten (Spiegel, Nachführsystem)
Keine Wärmeübertrager da Direktverdampfung
Erste Projekte vor Inbetriebnahme
bossi1
schrieb am 12.04.07 23:55:36
Beitrag Nr.99
(28.786.793)
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Antwort auf Beitrag Nr.:
28.718.622 von bossi1 am 08.04.07
21:11:05Rohstoff in Sicht
Begehrter Stoff: Das in Brocken gebrochene Polysilizium sowie granulares Silizium sind Ausgangsstoffe für die Solarindustrie. Silizium steht in zwei Jahren wieder ausreichend zur Verfügung. Neue Firmen wollen in die Produktion des Zellengrundstoffs einsteigen, die etablierten Player bauen ihre Kapazitäten kräftig aus. Schon 2008 könnten über 4.000 Megawatt Module gefertigt werden – mehr als doppelt so viel wie heute.
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Text: Sascha Rentzing; Foto: Wacker
Frans van den Heuvel gehört zweifellos zu den Managern, die kein Risiko scheuen. „Wir wollen auf allen Wertschöpfungsstufen aktiv und möglichst unabhängig sein. Investieren und zügig expandieren lautet deshalb unsere Devise“, sagt der Geschäftsführer des niederländischen Photovoltaik (PV)-Herstellers Scheuten Solar. Die Aktivitäten des Unternehmens sprechen für sich: Seit September managen die Holländer die Gelsenkirchener Solarzellenfertigung der Solarworld AG (neue energie 10/2006), bauen am gleichen Standort ihre eigene Modulproduktion aus und auch bei der Dünnschicht gibt es Fortschritte: Eine Testfabrik wird noch in diesem Jahr in Betrieb gehen. Bereits 2010 will Scheuten 1.000 Megawatt (MW) Kupfermodule herstellen.
Nun will van den Heuvel gar in die Silizium- Produktion einsteigen. Sein Ziel: Von 2009 an sollen jährlich „mindestens“ 1.000 Tonnen des Rohstoffs gewonnen werden. Eine Pilotanlage mit 100 Jahrestonnen Kapazität soll bereits 2006 im fi rmeneigenen Forschungslabor in Venlo anlaufen. „Wir wollen uns zunächst selbst versorgen, später aber auch für andere produzieren“, erklärt der Scheuten-Chef seinen Plan.
Ein ambitioniertes Vorhaben. Denn um aus stark verunreinigtem Rohsilizium hochreines Solarsilizium herzustellen, sind komplizierte Prozessschritte notwendig. Das gilt auch für die so genannte metallurgische Siliziumgewinnung, die Scheuten anstrebt. Zwar wird der Rohstoff bei diesem Verfahren nicht – wie bei dem herkömmlichen Siemens-Verfahren – in großen Reaktoren chemisch aufbereitet, sondern direkt gereinigt. Das spart Zeit und Energie. Die für die Photovoltaik nötigen Reinheitsgrade zu erreichen, erzwingt dennoch ein aufwändiges Verfahren: diverse Erhitzungs, Schmelz- und Raffinierschritte sind notwendig. Scheuten hat sich das Know-how deshalb bei der Solmic GmbH eingekauft, die sich auf Konzeption und Planung von Siliziumproduktionsstätten spezialisiert hat. „Allein könnten wir unser Vorhaben sicher nicht realisieren“, gesteht Firmenlenker van den Heuvel.
Über ein Dutzend Neueinsteiger
Trotz dieser Hürden ist Scheuten nicht das einzige Unternehmen, das eine eigene Siliziumfabrik errichten will. Weltweit scheint ein regelrechter Bauboom ausgebrochen zu sein. In den vergangenen Monaten hat gut ein Dutzend Unternehmen angekündigt, in die Produktion des grauen Goldes einsteigen zu wollen – und es ist stark davon auszugehen, dass weitere folgen. Nach aktuellem Stand wollen die Newcomer bis 2010 Jahreskapazitäten von insgesamt rund 30.000 Tonnen aufbauen.
Es sind nicht nur Zellen- oder Modulhersteller, die sich – wie Scheuten – aufgrund der Materialknappheit selbst versorgen wollen. Auch bis dato unbekannte Firmen treten auf den Plan. Die Vergangenheit hat gezeigt: Trotz hoher Preise, langfristiger Lieferverträge und damit verbundenen Vorauszahlungen und Fixpreisen haben die PVHersteller den Siliziumanbietern förmlich aus der Hand gefressen. Darauf hoffen auch die Neuen.
Und so dürfte der Siliziummarkt kräftig in Bewegung kommen. Denn im Vertrauen, mit der PV-Industrie einen verlässlichen, gut zahlenden Abnehmer für die Ware zu haben, expandieren auch die großen Chemiekonzerne. 2010 wollen die sieben bislang marktbeherrschenden Unternehmen insgesamt etwa 65.000 Tonnen Silizium produzieren – doppelt so viel wie heute (34.700 Tonnen). Zusammen mit den Mengen, die die Neueinsteiger angekündigt haben, dürften dann über 90.000 Tonnen Silizium hergestellt werden.
Geht man davon aus, dass die Halbleiterindustrie hiervon etwa ein Drittel beansprucht, bleiben der Solarbranche gut 60.000 Tonnen. Damit ließen sich – unter Berücksichtigung verbesserter Produktionstechnologien – über 8.000 MW kristalliner Siliziummodule fertigen. Zur Orientierung: Noch Ende 2005 hatte die European Photovoltaic Industry Association (EPIA) aufgrund der seinerzeit eher bescheidenen Silizium-Aussichten für 2010 ein weltweites Marktvolumen kristalliner Siliziumpanels von nur 4.000 Megawatt prognostiziert. Das zeigt, wie schnell sich die Gemengelage geändert hat.
40.000 Tonnen in 2008
Während Optimisten wie der Conergy-Chef und Präsident des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW), Hans-Martin Rüter, bereits für 2008 eine komplette Drehung der Marktverhältnisse prognostizieren, hält sich der Großteil der Experten mit allzu optimistischen Voraussagen zurück. Wie Patrick Hummel, Analyst der Landesbank Baden-Württemberg. „Mindestens 50 Prozent der angekündigten Projekte der Neueinsteiger werden wahrscheinlich nicht oder nur verspätet in die Tat umgesetzt. Mit Überkapazitäten und rasant fallenden Preisen ist darum wohl so schnell nicht zu rechnen.“
Die akute Knappheit, so Hummels Annahme, werde allerdings „in ein, zwei Jahren“ vorbei sein. „Wir gehen davon aus, dass 2008 35.000 Tonnen Silizium verfügbar sein werden.“ In Folge würde auch der Spotmarktpreis für den Rohstoff – derzeit liegt dieser bei rund 200 Euro pro Tonne – deutlich sinken und sich dem Niveau in den Langfristkontrakten (40 bis 50 Euro) annähern. Hummels Prognose deckt sich in etwa mit den Umfrageergebnissen von neue energie. Eine Abfrage bei allen derzeit bekannten Playern ergab: 2008 werden bereits 40.000 Tonnen Solarsilizium zur Verfügung stehen. Heute sind es 17.350 Tonnen.
Den Löwenanteil des begehrten Rohstoffs wird in den nächsten Jahren voraussichtlich der Chemiekonzern Hemlock Semiconductor Corporation beisteuern. Hat sich der Weltmarktführer mit Kapazitätserweiterungen bisher zurückgehalten, soll nun mit Hilfe von Vorauszahlungen der Solarindustrie das Werk in Hemlock, Michigan, zügig ausgebaut werden: nach Informationen des Vorstandsvorsitzenden Richard S. Doornbos von heute 10.000 auf 19.000 Tonnen Jahreskapazität in 2009.
Außerdem suchen die Amerikaner momentan nach einem zweiten Standort, an dem in den nächsten fünf Jahren eine neue Fabrik starten soll. Parallel dazu arbeitet das Unternehmen an einer alternativen, potenziell günstiger herzustellenden Siliziumsorte, dem granularen Silizium. Möglich, dass Hemlock neben seinem klassisch in Siemens-Reaktoren gewonnenem Material bald auch diesen, per energiesparendem Wirbelschichtverfahren hergestellten Sonnenstoff anbieten kann. Eine Pilotanlage wurde im Frühjahr dieses Jahres in Betrieb genommen. Wie es dort läuft, ist von dem Chemieriesen aber nicht zu erfahren.
Hemlock auf den Fersen
Auch nicht, welche Mengen der Solarbranche künftig zur Verfügung gestellt werden sollen. Bei dem bisherigen Verhältnis – 60 Prozent der Produktion für die Chipindustrie, 40 Prozent für die PV – dürfte es nicht bleiben. Wegen der riesigen Nachfrage der PV-Hersteller werden sie künftig wohl größere Liefermengen aus Michigan erhalten.
Die Wacker Chemie AG, mit einer Kapazität von 5.500 Tonnen derzeit die Nummer Drei unter den Siliziumfabrikanten, will ihren Ausstoß ebenfalls annähernd verdreifachen. Im Sommer erklärte der Münchner Chemiekonzern, er werde seine Produktion aufgrund der großen Nachfrage bis Ende 2009 auf 14.500 Jahrestonnen erweitern. Ursprünglich waren ‚lediglich’ 9.000 Tonnen bis Ende 2007 in Aussicht gestellt worden.
Beliefern wollen die Bayern Kunden weltweit. Hauptabnehmer des Siliziums werden aber wohl die wachstumsstarken deutschen Solarkonzerne wie Solarworld oder Ersol sein. Nach aktuellem Stand der Dinge wird Solarworld von Wacker bis 2017 Sonnenstoff erhalten, Ersol wird von 2009 an versorgt. Der im August geschlossene Vertrag ermöglicht dem Erfurter PV-Hersteller über sechs Jahre eine zusätzliche Produktionsmenge von 100 MW Zellen. Aber auch Firmen, die bei Wacker bisher nicht Kunde sind, können sich künftig Hoffnung auf bayerisches Silizium machen. „Unser Ziel ist, den Markt optimal zu bedienen. Das heißt: Wir wollen auch Unternehmen versorgen, die bisher nicht zum Zug gekommen sind“, sagt Wacker-Sprecher Florian Degenhart.
Geht der Ausbau bei den Bayern wie geplant vonstatten, werden diese den Platz mit der augenblicklichen Nummer Zwei der Hersteller, der Renewable Energy Corporation (REC), bis 2010 tauschen. Die beiden US-amerikanischen Töchter des norwegischen Solarkonzerns, Solar Grade Silicon und Advanced Silicon Materials, bringen es in diesem Jahr auf eine Kapazität von insgesamt 5.800 Tonnen. Ende 2009 sollen es laut REC-Sprecher Jon André Løkke schließlich 13.500 sein. Neben Siemens-Silizium will der Konzern künftig verstärkt auch granulares Material anbieten. „Wir haben das Wirbelschichtverfahren in einer Pilotanlage erfolgreich erprobt. Von 2008 an werden wir nach diesem Verfahren 6.500 Tonnen Silizium herstellen“, so Løkke. Geschätzte Kosten der neuen Fabrik: umgerechnet 480 Millionen Euro.
Wenig Erfolg mit neuen Verfahren
Langsamer kommen dagegen RECs Konkurrenten mit alternativen Produktionsverfahren voran. Wacker beispielsweise hatte noch 2005 für Anfang 2007 einen 500-Tonnen-Wirbelschichtreaktor in Aussicht gestellt. Dieses Projekt wird sich wohl verzögern. „Es gibt keinen neuen Sachstand“, so Degenhart.
Auch der japanische Hersteller Tokuyama tritt mit seiner „Vapour-to-Liquid-Deposition“ (VLD) auf der Stelle. Hierbei wird die Flüssigkeit Trichlorsilan in einen über 1.000 Grad Celsius heißen Reaktor geleitet. An dessen Wand scheidet sich Silizium aus dem Trichlorsilan fl üssig ab, tropft auf den Boden und erstarrt dort zu nutzbarem Granulat. Eine VLD-Anlage mit 200 Jahrestonnen sollte bereits Anfang 2006 in Betrieb gehen, doch wegen „Detailproblemen“ hat sich das Projekt auf unbestimmte Zeit verschoben.
Wie es bei Tokuyama weitergeht, wird sich nach Angaben von Vertriebsmitarbeiter Naoki Tamura Ende dieses Jahres entscheiden. Dann soll die Konzernspitze zusammenkommen und die Zukunftsstrategie festlegen. Zwei Optionen sind denkbar: Tokuyama steckt noch mehr Zeit und Geld in die Entwicklung seines VLD-Prozesses und baut seine Siemens-Fabrikation entsprechend langsamer aus. Oder VLD läuft fortan nur als Beiprojekt, während der Konzern wieder größeres Augenmerk auf die klassische Technik legt. Das würde bedeuten, dass die derzeitige Kapazität von 5.200 Jahrestonnen in den nächsten Jahren deutlich gesteigert wird. In jedem Fall wollen die Japaner aber zweigleisig fahren. „Wir werden weiter an beiden Projekten arbeiten“, so Tamura.
Bei den Schwierigkeiten, die etablierte Player mit der Hochskalierung neuer Verfahren haben, stellt sich die Frage, wie Newcomer den Einstieg in die Siliziumproduktion so schnell bewältigen wollen. Wie weit sind sie? Kann die PV-Industrie in einigen Jahren wirklich auf sie setzen? Und: Welche Rolle spielen osteuropäische und chinesische Firmen? Dem Vernehmen nach schmieden sie große Pläne – allein in den ehemaligen Staaten der UdSSR sollen bis 2010 Kapazitäten von insgesamt rund 15.000 Jahrestonnen entstehen.
Russland und China: Die großen Unbekannten
Die Potenziale sind durchaus vorhanden. Aber wie realistisch ist ihre Nutzung? In den ehemaligen Sowjetstaaten gibt es eine Vielzahl stillgelegter Chemiefabriken, die zu Siliziumwerken umfunktioniert werden könnten. Nicht wenige werden von Treuhandgesellschaften seit Jahren an Investoren offeriert – bislang vergebens. Der Schweizer Waferhersteller Swiss Wafers hat sich einige dieser potenziellen Standorte angeschaut – und ist eher mit gemischten Gefühlen von seiner Informationsreise zurückgekehrt: „Silizium nach dem Siemens-Verfahren zu produzieren, ist nicht ohne. Es wird dauern bis die alten Anlagen reaktiviert sind. Realistisch ist eine jährliche Siliziumproduktion in Russland von 3.000 Tonnen in 2010“, schätzt Finanzvorstand Peter Moser.
Noch diffuser ist die Situation in China. Ankündigungen gibt es reichlich, die spannende Frage ist aber, welche der Firmen wirklich eine Anlage zum Laufen bringt, in der brauchbares Solarsilizium produziert wird. Frank Haugwitz, Experte für Regenerativenergien bei der Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) in China, rechnet für dieses Jahr mit einer Produktion von 300 und für 2007 mit 1.500 Tonnen Silizium. Weiter gehen seine Prognosen nicht. „Für längerfristige Voraussagen“, so seine Begründung, „ist der Markt zu unübersichtlich.“
In absehbarer Zeit werden ausländische Hersteller aber wohl kein Silizium aus China zu Gesicht bekommen. Die dortige PVIndustrie hat gewaltige Produktionskapazitäten für Zellen und Module geschaffen – und lechzt nun förmlich nach Treibstoff für ihre Fabriken. Da dürfte für europäische oder amerikanische Player kaum Stoff übrig bleiben – im Gegensatz zu den fertigen Endprodukten, die vom Reich der Mitte vor allem nach Europa exportiert werden.
Was an anderen Orten der Welt passiert, ist leichter nachzuvollziehen. Konkrete Pläne für den Einstieg in die Siliziumproduktion per Siemens- oder Siemens-ähnlichen Verfahren verfolgen etwa der kanadische Solaranbieter Arise Technologies, der niederländische Regenerativ-Konzern Econcern oder Joint Solar Silicon (JSSI). Letztgenanntes Unternehmen, ein Joint Venture des Chemieunternehmens Degussa mit der Solarworld AG, baut derzeit am Degussa-Standort Rheinfelden eine Produktionsanlage mit einer Jahreskapazität von 850 Tonnen; die Inbetriebnahme der Fabrik ist für 2008 vorgesehen. JSSI gewinnt dort bisher im Pilotmaßstab Siliziumpulver durch Zersetzung des Gases Monosilan in einem 800 Grad Celsius heißen Rohrreaktor. Das anfallende Pulver wird anschließend zu Pellets verpresst.
Das Material soll nach den Worten von Geschäftsführer Raymund Sonnenschein zunächst ausschließlich an den Solarworld-Konzern gehen, der sich um seine Rohstoffversorgung damit endgültig keine Sorgen mehr zu machen braucht. Langfristig sollen aber auch andere Unternehmen mit dem badischen Stoff versorgt werden. „Wir sind uns einig, dass weiter ausgebaut wird. Aber wann wir eine industrielle Fertigung aufbauen, ist noch offen“, so Sonnenschein.
Durchbruch für metallurgisches Silizium?
Sicher rechnen kann die PV-Industrie künftig mit Silizium aus dem Hause Elkem Solar, ein Teilbereich des Metall-Produzenten Elkem ASA. Die Norweger nutzen billiges metallurgisches Silizium und bereiten es in einem einfachen dreistufigen Reinigungsprozess auf. In einer Pilotanlage, die seit 2005 steht, wird dieses Verfahren derzeit noch optimiert. Für 2008 ist laut Elkem Solar-Leiter Christian Dethloff die Inbetriebnahme einer 5.000-Tonnen- Produktion geplant. Das Besondere daran: Der Prozess soll nur etwa ein Fünftel der Energie benötigen wie die klassischen Produktionsverfahren und das Material dennoch so rein sein, dass die Hersteller keine Einschränkungen beim Wirkungsgrad hinnehmen müssen.
Elkem scheint nicht zu viel zu versprechen: Die Universität Konstanz hat den Sonnenstoff aus Norwegen getestet und damit versuchsweise Zellen gefertigt. Ergebnis: Mit Elkem-Silizium lassen sich genauso „gute“ Sonnenfänger fertigen wie mit klassisch hergestelltem Silizium. „Die Materialien verhalten sich genau gleich“, so Solarforscher Giso Hahn.
Auch der japanische Wafer-Hersteller JFE Steel, der US-amerikanische Chemiekonzern Dow Corning oder die Berliner Solarvalue AG wollen künftig qualitativ hochwertiges metallurgisches Silizium anbieten. Die im Juni 2005 gegründete Solarvalue will sich in Zukunft auf allen PVWertschöpfungsstufen betätigen und hat als ersten Schritt im September eine metallurgische Fabrik vom Metallverarbeiter TDR in Rue, Slowenien, übernommen. Diese soll nun zu einer Produktionsstätte für Solarsilizium umfunktioniert werden. Bereits 2007, so Solarvalue-Sprecher Klaus Heidler, sollen dort 2.000 Tonnen gewonnen werden.
Das Konzept stammt vom US-amerikanischen National Renewable Energy Laboratory (NREL). Kernidee ist, Silizium mit so sauberen Ausgangsstoffen (Quarzen) herzustellen, dass es nachher kaum noch gereinigt werden muss. Auch wenn das Verfahren bisher nicht im großtechnischen Maßstab angewendet wird und praktische Erfahrungen fehlen, ist Solarvalue überzeugt, den straffen Zeitplan einhalten zu können. „Im kleinen Rahmen hat das NREL die Herstellung bereits verifi ziert. Wir sehen keine Probleme“, so Heidler. Fazit: Trotz aller Ungewissheiten werden spätestens 2010 eine ganze Reihe neuer Hersteller Silizium anbieten und so für ein nennenswertes zusätzliches Rohstoffangebot sorgen. Denn seit produktionstechnisches Know-how über diverse Consultants eingekauft werden kann, ist die Siliziumherstellung keine Geheimwissenschaft mehr. Was es braucht, um eine Fabrik aufzubauen, sind genug Kapital und eine Baugenehmigung. Bei Produzenten, die auf bislang übliche Verfahren setzen wollen, ist letzteres aber eine große Hürde. Wegen des Gefahrenpotenzials dieser chemischen Prozesse sind – so Fachleute – Genehmigungen fast nur an bereits vorhandenen Produktionsstandorten zu bekommen. Kein Wunder also, dass nahezu ausschließlich die etablierten Siliziumhersteller hier für Kapazitätszuwächse sorgen werden. Newcomer weichen schon allein deshalb auf alternative Verfahren aus – wie beispielsweise metallurgische Siliziumfabriken. Hierfür Genehmigungen zu bekommen ist, laut Solmic-Geschäftsführer Mozer kein großes Problem. „Die hat man in der Regel nach spätestens einem halben Jahr.“
Ob die Neuen aber tatsächlich zu Konkurrenten für die etablierten Player werden und bewirken, dass die Rohstoffpreise unter Druck geraten, entscheidet am Ende der Markt. Spannend wird es vor allem für die Hersteller metallurgischen Siliziums. Gibt sich die PV-Industrie mit Stoff zufrieden, der weniger rein, dafür aber sehr wahrscheinlich günstiger zu haben sein wird? Oder setzt sie für ihre Hightech-Produkte weiter auf Bewährtes? Scheuten-Chef van den Heuvel dürfte bald Gewissheit haben, ob seine Entscheidung, eine Fabrik zur Gewinnung metallurgischen Siliziums zu bauen, richtig war oder nicht doch zu riskant.
Schneller und billiger: Neue Konzepte für die Siliziumproduktion
Die Siliziumgewinnung ist kompliziert und teuer. Üblich ist das so genannte Siemens-Verfahren. Bei diesem Prozess lagert sich in einem über 1.000 Grad Celsius heißen Reaktor Trichlorsilan wie Zuckerwatte an Stäben ab, die allmählich zu dicken Säulen heranwachsen. Trichlorsilan ist eine leicht flüchtige Flüssigkeit und wird zuvor aus gemahlenem metallurgischem Silizium und Chlorwasserstoff gewonnen. Vorteil des Siemens-Verfahrens: Hier wird Silizium mit einer fast hundertprozentigen Reinheit gewonnen – eine optimale Voraussetzung, um hocheffiziente Zellen zu produzieren. Nachteil: Der Prozess ist sehr energie- und kostenintensiv. Erst wenn die Reaktoren abgeschaltet und die Stäbe abgekühlt sind, kann das Material entnommen werden.
Alte wie neue Hersteller arbeiten deshalb an einfacheren, energiesparenden Konzepten. Eine Variante ist das Wirbelschichtverfahren zur Herstellung granularen Siliziums. Die drei Marktführer Hersteller Hemlock, REC und Wacker wollen hierauf künftig verstärkt setzen. Hierbei werden winzige, kaum sichtbare Siliziumkügelchen verwendet, an denen sich in einem Reaktor aus dem Trichlorsilan Silizium abscheidet. Anders als bei der alten Methode kann das Granulat jederzeit geerntet werden – die Anlage muss also nicht abgeschaltet und für einen neuen Prozess wieder hochgefahren werden. Das spart Zeit und Energie. Granulares Silizium ist auch Endprodukt der Vapour-to-Liquid-Deposition, einem Konzept, das Tokuyama verfolgt. Trichlorsilan scheidet sich flüssig an der Reaktorwand ab, tropft auf den Boden und erstarrt dort in einem kühleren Milieu zu Granulat, das problemlos entnommen werden kann.
Viele der Neueinsteiger setzen statt auf derartige chemische Aufbereitung des Siliziums auf die direkte Aufbereitung metallurgischen Siliziums. Dieses wird durch Reduktion von Quarz (Siliziumdioxid) mit Kohlenstoff in einem sogenannten Lichtbogenofen gewonnen. Elkem verfolgt beispielsweise einen dreistufigen Prozess: Silizium wird mehrmals geschmolzen und mit Schlacken versetzt sowie mit Säuren behandelt, um Verunreinigungen zu beseitigen. Vorteil: Silizium lässt sich so wesentlich günstiger aufbereiten. Nachteil: Das Material enthält mehr Fremdstoffe als der klassisch produzierte Stoff; das wirkt sich negativ auf die Qualität der Zellen aus.
http://www.neueenergie.net/index.php?id=1336
Begehrter Stoff: Das in Brocken gebrochene Polysilizium sowie granulares Silizium sind Ausgangsstoffe für die Solarindustrie. Silizium steht in zwei Jahren wieder ausreichend zur Verfügung. Neue Firmen wollen in die Produktion des Zellengrundstoffs einsteigen, die etablierten Player bauen ihre Kapazitäten kräftig aus. Schon 2008 könnten über 4.000 Megawatt Module gefertigt werden – mehr als doppelt so viel wie heute.
Text: Sascha Rentzing; Foto: Wacker
Frans van den Heuvel gehört zweifellos zu den Managern, die kein Risiko scheuen. „Wir wollen auf allen Wertschöpfungsstufen aktiv und möglichst unabhängig sein. Investieren und zügig expandieren lautet deshalb unsere Devise“, sagt der Geschäftsführer des niederländischen Photovoltaik (PV)-Herstellers Scheuten Solar. Die Aktivitäten des Unternehmens sprechen für sich: Seit September managen die Holländer die Gelsenkirchener Solarzellenfertigung der Solarworld AG (neue energie 10/2006), bauen am gleichen Standort ihre eigene Modulproduktion aus und auch bei der Dünnschicht gibt es Fortschritte: Eine Testfabrik wird noch in diesem Jahr in Betrieb gehen. Bereits 2010 will Scheuten 1.000 Megawatt (MW) Kupfermodule herstellen.
Nun will van den Heuvel gar in die Silizium- Produktion einsteigen. Sein Ziel: Von 2009 an sollen jährlich „mindestens“ 1.000 Tonnen des Rohstoffs gewonnen werden. Eine Pilotanlage mit 100 Jahrestonnen Kapazität soll bereits 2006 im fi rmeneigenen Forschungslabor in Venlo anlaufen. „Wir wollen uns zunächst selbst versorgen, später aber auch für andere produzieren“, erklärt der Scheuten-Chef seinen Plan.
Ein ambitioniertes Vorhaben. Denn um aus stark verunreinigtem Rohsilizium hochreines Solarsilizium herzustellen, sind komplizierte Prozessschritte notwendig. Das gilt auch für die so genannte metallurgische Siliziumgewinnung, die Scheuten anstrebt. Zwar wird der Rohstoff bei diesem Verfahren nicht – wie bei dem herkömmlichen Siemens-Verfahren – in großen Reaktoren chemisch aufbereitet, sondern direkt gereinigt. Das spart Zeit und Energie. Die für die Photovoltaik nötigen Reinheitsgrade zu erreichen, erzwingt dennoch ein aufwändiges Verfahren: diverse Erhitzungs, Schmelz- und Raffinierschritte sind notwendig. Scheuten hat sich das Know-how deshalb bei der Solmic GmbH eingekauft, die sich auf Konzeption und Planung von Siliziumproduktionsstätten spezialisiert hat. „Allein könnten wir unser Vorhaben sicher nicht realisieren“, gesteht Firmenlenker van den Heuvel.
Über ein Dutzend Neueinsteiger
Trotz dieser Hürden ist Scheuten nicht das einzige Unternehmen, das eine eigene Siliziumfabrik errichten will. Weltweit scheint ein regelrechter Bauboom ausgebrochen zu sein. In den vergangenen Monaten hat gut ein Dutzend Unternehmen angekündigt, in die Produktion des grauen Goldes einsteigen zu wollen – und es ist stark davon auszugehen, dass weitere folgen. Nach aktuellem Stand wollen die Newcomer bis 2010 Jahreskapazitäten von insgesamt rund 30.000 Tonnen aufbauen.
Es sind nicht nur Zellen- oder Modulhersteller, die sich – wie Scheuten – aufgrund der Materialknappheit selbst versorgen wollen. Auch bis dato unbekannte Firmen treten auf den Plan. Die Vergangenheit hat gezeigt: Trotz hoher Preise, langfristiger Lieferverträge und damit verbundenen Vorauszahlungen und Fixpreisen haben die PVHersteller den Siliziumanbietern förmlich aus der Hand gefressen. Darauf hoffen auch die Neuen.
Und so dürfte der Siliziummarkt kräftig in Bewegung kommen. Denn im Vertrauen, mit der PV-Industrie einen verlässlichen, gut zahlenden Abnehmer für die Ware zu haben, expandieren auch die großen Chemiekonzerne. 2010 wollen die sieben bislang marktbeherrschenden Unternehmen insgesamt etwa 65.000 Tonnen Silizium produzieren – doppelt so viel wie heute (34.700 Tonnen). Zusammen mit den Mengen, die die Neueinsteiger angekündigt haben, dürften dann über 90.000 Tonnen Silizium hergestellt werden.
Geht man davon aus, dass die Halbleiterindustrie hiervon etwa ein Drittel beansprucht, bleiben der Solarbranche gut 60.000 Tonnen. Damit ließen sich – unter Berücksichtigung verbesserter Produktionstechnologien – über 8.000 MW kristalliner Siliziummodule fertigen. Zur Orientierung: Noch Ende 2005 hatte die European Photovoltaic Industry Association (EPIA) aufgrund der seinerzeit eher bescheidenen Silizium-Aussichten für 2010 ein weltweites Marktvolumen kristalliner Siliziumpanels von nur 4.000 Megawatt prognostiziert. Das zeigt, wie schnell sich die Gemengelage geändert hat.
40.000 Tonnen in 2008
Während Optimisten wie der Conergy-Chef und Präsident des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW), Hans-Martin Rüter, bereits für 2008 eine komplette Drehung der Marktverhältnisse prognostizieren, hält sich der Großteil der Experten mit allzu optimistischen Voraussagen zurück. Wie Patrick Hummel, Analyst der Landesbank Baden-Württemberg. „Mindestens 50 Prozent der angekündigten Projekte der Neueinsteiger werden wahrscheinlich nicht oder nur verspätet in die Tat umgesetzt. Mit Überkapazitäten und rasant fallenden Preisen ist darum wohl so schnell nicht zu rechnen.“
Die akute Knappheit, so Hummels Annahme, werde allerdings „in ein, zwei Jahren“ vorbei sein. „Wir gehen davon aus, dass 2008 35.000 Tonnen Silizium verfügbar sein werden.“ In Folge würde auch der Spotmarktpreis für den Rohstoff – derzeit liegt dieser bei rund 200 Euro pro Tonne – deutlich sinken und sich dem Niveau in den Langfristkontrakten (40 bis 50 Euro) annähern. Hummels Prognose deckt sich in etwa mit den Umfrageergebnissen von neue energie. Eine Abfrage bei allen derzeit bekannten Playern ergab: 2008 werden bereits 40.000 Tonnen Solarsilizium zur Verfügung stehen. Heute sind es 17.350 Tonnen.
Den Löwenanteil des begehrten Rohstoffs wird in den nächsten Jahren voraussichtlich der Chemiekonzern Hemlock Semiconductor Corporation beisteuern. Hat sich der Weltmarktführer mit Kapazitätserweiterungen bisher zurückgehalten, soll nun mit Hilfe von Vorauszahlungen der Solarindustrie das Werk in Hemlock, Michigan, zügig ausgebaut werden: nach Informationen des Vorstandsvorsitzenden Richard S. Doornbos von heute 10.000 auf 19.000 Tonnen Jahreskapazität in 2009.
Außerdem suchen die Amerikaner momentan nach einem zweiten Standort, an dem in den nächsten fünf Jahren eine neue Fabrik starten soll. Parallel dazu arbeitet das Unternehmen an einer alternativen, potenziell günstiger herzustellenden Siliziumsorte, dem granularen Silizium. Möglich, dass Hemlock neben seinem klassisch in Siemens-Reaktoren gewonnenem Material bald auch diesen, per energiesparendem Wirbelschichtverfahren hergestellten Sonnenstoff anbieten kann. Eine Pilotanlage wurde im Frühjahr dieses Jahres in Betrieb genommen. Wie es dort läuft, ist von dem Chemieriesen aber nicht zu erfahren.
Hemlock auf den Fersen
Auch nicht, welche Mengen der Solarbranche künftig zur Verfügung gestellt werden sollen. Bei dem bisherigen Verhältnis – 60 Prozent der Produktion für die Chipindustrie, 40 Prozent für die PV – dürfte es nicht bleiben. Wegen der riesigen Nachfrage der PV-Hersteller werden sie künftig wohl größere Liefermengen aus Michigan erhalten.
Die Wacker Chemie AG, mit einer Kapazität von 5.500 Tonnen derzeit die Nummer Drei unter den Siliziumfabrikanten, will ihren Ausstoß ebenfalls annähernd verdreifachen. Im Sommer erklärte der Münchner Chemiekonzern, er werde seine Produktion aufgrund der großen Nachfrage bis Ende 2009 auf 14.500 Jahrestonnen erweitern. Ursprünglich waren ‚lediglich’ 9.000 Tonnen bis Ende 2007 in Aussicht gestellt worden.
Beliefern wollen die Bayern Kunden weltweit. Hauptabnehmer des Siliziums werden aber wohl die wachstumsstarken deutschen Solarkonzerne wie Solarworld oder Ersol sein. Nach aktuellem Stand der Dinge wird Solarworld von Wacker bis 2017 Sonnenstoff erhalten, Ersol wird von 2009 an versorgt. Der im August geschlossene Vertrag ermöglicht dem Erfurter PV-Hersteller über sechs Jahre eine zusätzliche Produktionsmenge von 100 MW Zellen. Aber auch Firmen, die bei Wacker bisher nicht Kunde sind, können sich künftig Hoffnung auf bayerisches Silizium machen. „Unser Ziel ist, den Markt optimal zu bedienen. Das heißt: Wir wollen auch Unternehmen versorgen, die bisher nicht zum Zug gekommen sind“, sagt Wacker-Sprecher Florian Degenhart.
Geht der Ausbau bei den Bayern wie geplant vonstatten, werden diese den Platz mit der augenblicklichen Nummer Zwei der Hersteller, der Renewable Energy Corporation (REC), bis 2010 tauschen. Die beiden US-amerikanischen Töchter des norwegischen Solarkonzerns, Solar Grade Silicon und Advanced Silicon Materials, bringen es in diesem Jahr auf eine Kapazität von insgesamt 5.800 Tonnen. Ende 2009 sollen es laut REC-Sprecher Jon André Løkke schließlich 13.500 sein. Neben Siemens-Silizium will der Konzern künftig verstärkt auch granulares Material anbieten. „Wir haben das Wirbelschichtverfahren in einer Pilotanlage erfolgreich erprobt. Von 2008 an werden wir nach diesem Verfahren 6.500 Tonnen Silizium herstellen“, so Løkke. Geschätzte Kosten der neuen Fabrik: umgerechnet 480 Millionen Euro.
Wenig Erfolg mit neuen Verfahren
Langsamer kommen dagegen RECs Konkurrenten mit alternativen Produktionsverfahren voran. Wacker beispielsweise hatte noch 2005 für Anfang 2007 einen 500-Tonnen-Wirbelschichtreaktor in Aussicht gestellt. Dieses Projekt wird sich wohl verzögern. „Es gibt keinen neuen Sachstand“, so Degenhart.
Auch der japanische Hersteller Tokuyama tritt mit seiner „Vapour-to-Liquid-Deposition“ (VLD) auf der Stelle. Hierbei wird die Flüssigkeit Trichlorsilan in einen über 1.000 Grad Celsius heißen Reaktor geleitet. An dessen Wand scheidet sich Silizium aus dem Trichlorsilan fl üssig ab, tropft auf den Boden und erstarrt dort zu nutzbarem Granulat. Eine VLD-Anlage mit 200 Jahrestonnen sollte bereits Anfang 2006 in Betrieb gehen, doch wegen „Detailproblemen“ hat sich das Projekt auf unbestimmte Zeit verschoben.
Wie es bei Tokuyama weitergeht, wird sich nach Angaben von Vertriebsmitarbeiter Naoki Tamura Ende dieses Jahres entscheiden. Dann soll die Konzernspitze zusammenkommen und die Zukunftsstrategie festlegen. Zwei Optionen sind denkbar: Tokuyama steckt noch mehr Zeit und Geld in die Entwicklung seines VLD-Prozesses und baut seine Siemens-Fabrikation entsprechend langsamer aus. Oder VLD läuft fortan nur als Beiprojekt, während der Konzern wieder größeres Augenmerk auf die klassische Technik legt. Das würde bedeuten, dass die derzeitige Kapazität von 5.200 Jahrestonnen in den nächsten Jahren deutlich gesteigert wird. In jedem Fall wollen die Japaner aber zweigleisig fahren. „Wir werden weiter an beiden Projekten arbeiten“, so Tamura.
Bei den Schwierigkeiten, die etablierte Player mit der Hochskalierung neuer Verfahren haben, stellt sich die Frage, wie Newcomer den Einstieg in die Siliziumproduktion so schnell bewältigen wollen. Wie weit sind sie? Kann die PV-Industrie in einigen Jahren wirklich auf sie setzen? Und: Welche Rolle spielen osteuropäische und chinesische Firmen? Dem Vernehmen nach schmieden sie große Pläne – allein in den ehemaligen Staaten der UdSSR sollen bis 2010 Kapazitäten von insgesamt rund 15.000 Jahrestonnen entstehen.
Russland und China: Die großen Unbekannten
Die Potenziale sind durchaus vorhanden. Aber wie realistisch ist ihre Nutzung? In den ehemaligen Sowjetstaaten gibt es eine Vielzahl stillgelegter Chemiefabriken, die zu Siliziumwerken umfunktioniert werden könnten. Nicht wenige werden von Treuhandgesellschaften seit Jahren an Investoren offeriert – bislang vergebens. Der Schweizer Waferhersteller Swiss Wafers hat sich einige dieser potenziellen Standorte angeschaut – und ist eher mit gemischten Gefühlen von seiner Informationsreise zurückgekehrt: „Silizium nach dem Siemens-Verfahren zu produzieren, ist nicht ohne. Es wird dauern bis die alten Anlagen reaktiviert sind. Realistisch ist eine jährliche Siliziumproduktion in Russland von 3.000 Tonnen in 2010“, schätzt Finanzvorstand Peter Moser.
Noch diffuser ist die Situation in China. Ankündigungen gibt es reichlich, die spannende Frage ist aber, welche der Firmen wirklich eine Anlage zum Laufen bringt, in der brauchbares Solarsilizium produziert wird. Frank Haugwitz, Experte für Regenerativenergien bei der Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) in China, rechnet für dieses Jahr mit einer Produktion von 300 und für 2007 mit 1.500 Tonnen Silizium. Weiter gehen seine Prognosen nicht. „Für längerfristige Voraussagen“, so seine Begründung, „ist der Markt zu unübersichtlich.“
In absehbarer Zeit werden ausländische Hersteller aber wohl kein Silizium aus China zu Gesicht bekommen. Die dortige PVIndustrie hat gewaltige Produktionskapazitäten für Zellen und Module geschaffen – und lechzt nun förmlich nach Treibstoff für ihre Fabriken. Da dürfte für europäische oder amerikanische Player kaum Stoff übrig bleiben – im Gegensatz zu den fertigen Endprodukten, die vom Reich der Mitte vor allem nach Europa exportiert werden.
Was an anderen Orten der Welt passiert, ist leichter nachzuvollziehen. Konkrete Pläne für den Einstieg in die Siliziumproduktion per Siemens- oder Siemens-ähnlichen Verfahren verfolgen etwa der kanadische Solaranbieter Arise Technologies, der niederländische Regenerativ-Konzern Econcern oder Joint Solar Silicon (JSSI). Letztgenanntes Unternehmen, ein Joint Venture des Chemieunternehmens Degussa mit der Solarworld AG, baut derzeit am Degussa-Standort Rheinfelden eine Produktionsanlage mit einer Jahreskapazität von 850 Tonnen; die Inbetriebnahme der Fabrik ist für 2008 vorgesehen. JSSI gewinnt dort bisher im Pilotmaßstab Siliziumpulver durch Zersetzung des Gases Monosilan in einem 800 Grad Celsius heißen Rohrreaktor. Das anfallende Pulver wird anschließend zu Pellets verpresst.
Das Material soll nach den Worten von Geschäftsführer Raymund Sonnenschein zunächst ausschließlich an den Solarworld-Konzern gehen, der sich um seine Rohstoffversorgung damit endgültig keine Sorgen mehr zu machen braucht. Langfristig sollen aber auch andere Unternehmen mit dem badischen Stoff versorgt werden. „Wir sind uns einig, dass weiter ausgebaut wird. Aber wann wir eine industrielle Fertigung aufbauen, ist noch offen“, so Sonnenschein.
Durchbruch für metallurgisches Silizium?
Sicher rechnen kann die PV-Industrie künftig mit Silizium aus dem Hause Elkem Solar, ein Teilbereich des Metall-Produzenten Elkem ASA. Die Norweger nutzen billiges metallurgisches Silizium und bereiten es in einem einfachen dreistufigen Reinigungsprozess auf. In einer Pilotanlage, die seit 2005 steht, wird dieses Verfahren derzeit noch optimiert. Für 2008 ist laut Elkem Solar-Leiter Christian Dethloff die Inbetriebnahme einer 5.000-Tonnen- Produktion geplant. Das Besondere daran: Der Prozess soll nur etwa ein Fünftel der Energie benötigen wie die klassischen Produktionsverfahren und das Material dennoch so rein sein, dass die Hersteller keine Einschränkungen beim Wirkungsgrad hinnehmen müssen.
Elkem scheint nicht zu viel zu versprechen: Die Universität Konstanz hat den Sonnenstoff aus Norwegen getestet und damit versuchsweise Zellen gefertigt. Ergebnis: Mit Elkem-Silizium lassen sich genauso „gute“ Sonnenfänger fertigen wie mit klassisch hergestelltem Silizium. „Die Materialien verhalten sich genau gleich“, so Solarforscher Giso Hahn.
Auch der japanische Wafer-Hersteller JFE Steel, der US-amerikanische Chemiekonzern Dow Corning oder die Berliner Solarvalue AG wollen künftig qualitativ hochwertiges metallurgisches Silizium anbieten. Die im Juni 2005 gegründete Solarvalue will sich in Zukunft auf allen PVWertschöpfungsstufen betätigen und hat als ersten Schritt im September eine metallurgische Fabrik vom Metallverarbeiter TDR in Rue, Slowenien, übernommen. Diese soll nun zu einer Produktionsstätte für Solarsilizium umfunktioniert werden. Bereits 2007, so Solarvalue-Sprecher Klaus Heidler, sollen dort 2.000 Tonnen gewonnen werden.
Das Konzept stammt vom US-amerikanischen National Renewable Energy Laboratory (NREL). Kernidee ist, Silizium mit so sauberen Ausgangsstoffen (Quarzen) herzustellen, dass es nachher kaum noch gereinigt werden muss. Auch wenn das Verfahren bisher nicht im großtechnischen Maßstab angewendet wird und praktische Erfahrungen fehlen, ist Solarvalue überzeugt, den straffen Zeitplan einhalten zu können. „Im kleinen Rahmen hat das NREL die Herstellung bereits verifi ziert. Wir sehen keine Probleme“, so Heidler. Fazit: Trotz aller Ungewissheiten werden spätestens 2010 eine ganze Reihe neuer Hersteller Silizium anbieten und so für ein nennenswertes zusätzliches Rohstoffangebot sorgen. Denn seit produktionstechnisches Know-how über diverse Consultants eingekauft werden kann, ist die Siliziumherstellung keine Geheimwissenschaft mehr. Was es braucht, um eine Fabrik aufzubauen, sind genug Kapital und eine Baugenehmigung. Bei Produzenten, die auf bislang übliche Verfahren setzen wollen, ist letzteres aber eine große Hürde. Wegen des Gefahrenpotenzials dieser chemischen Prozesse sind – so Fachleute – Genehmigungen fast nur an bereits vorhandenen Produktionsstandorten zu bekommen. Kein Wunder also, dass nahezu ausschließlich die etablierten Siliziumhersteller hier für Kapazitätszuwächse sorgen werden. Newcomer weichen schon allein deshalb auf alternative Verfahren aus – wie beispielsweise metallurgische Siliziumfabriken. Hierfür Genehmigungen zu bekommen ist, laut Solmic-Geschäftsführer Mozer kein großes Problem. „Die hat man in der Regel nach spätestens einem halben Jahr.“
Ob die Neuen aber tatsächlich zu Konkurrenten für die etablierten Player werden und bewirken, dass die Rohstoffpreise unter Druck geraten, entscheidet am Ende der Markt. Spannend wird es vor allem für die Hersteller metallurgischen Siliziums. Gibt sich die PV-Industrie mit Stoff zufrieden, der weniger rein, dafür aber sehr wahrscheinlich günstiger zu haben sein wird? Oder setzt sie für ihre Hightech-Produkte weiter auf Bewährtes? Scheuten-Chef van den Heuvel dürfte bald Gewissheit haben, ob seine Entscheidung, eine Fabrik zur Gewinnung metallurgischen Siliziums zu bauen, richtig war oder nicht doch zu riskant.
Schneller und billiger: Neue Konzepte für die Siliziumproduktion
Die Siliziumgewinnung ist kompliziert und teuer. Üblich ist das so genannte Siemens-Verfahren. Bei diesem Prozess lagert sich in einem über 1.000 Grad Celsius heißen Reaktor Trichlorsilan wie Zuckerwatte an Stäben ab, die allmählich zu dicken Säulen heranwachsen. Trichlorsilan ist eine leicht flüchtige Flüssigkeit und wird zuvor aus gemahlenem metallurgischem Silizium und Chlorwasserstoff gewonnen. Vorteil des Siemens-Verfahrens: Hier wird Silizium mit einer fast hundertprozentigen Reinheit gewonnen – eine optimale Voraussetzung, um hocheffiziente Zellen zu produzieren. Nachteil: Der Prozess ist sehr energie- und kostenintensiv. Erst wenn die Reaktoren abgeschaltet und die Stäbe abgekühlt sind, kann das Material entnommen werden.
Alte wie neue Hersteller arbeiten deshalb an einfacheren, energiesparenden Konzepten. Eine Variante ist das Wirbelschichtverfahren zur Herstellung granularen Siliziums. Die drei Marktführer Hersteller Hemlock, REC und Wacker wollen hierauf künftig verstärkt setzen. Hierbei werden winzige, kaum sichtbare Siliziumkügelchen verwendet, an denen sich in einem Reaktor aus dem Trichlorsilan Silizium abscheidet. Anders als bei der alten Methode kann das Granulat jederzeit geerntet werden – die Anlage muss also nicht abgeschaltet und für einen neuen Prozess wieder hochgefahren werden. Das spart Zeit und Energie. Granulares Silizium ist auch Endprodukt der Vapour-to-Liquid-Deposition, einem Konzept, das Tokuyama verfolgt. Trichlorsilan scheidet sich flüssig an der Reaktorwand ab, tropft auf den Boden und erstarrt dort in einem kühleren Milieu zu Granulat, das problemlos entnommen werden kann.
Viele der Neueinsteiger setzen statt auf derartige chemische Aufbereitung des Siliziums auf die direkte Aufbereitung metallurgischen Siliziums. Dieses wird durch Reduktion von Quarz (Siliziumdioxid) mit Kohlenstoff in einem sogenannten Lichtbogenofen gewonnen. Elkem verfolgt beispielsweise einen dreistufigen Prozess: Silizium wird mehrmals geschmolzen und mit Schlacken versetzt sowie mit Säuren behandelt, um Verunreinigungen zu beseitigen. Vorteil: Silizium lässt sich so wesentlich günstiger aufbereiten. Nachteil: Das Material enthält mehr Fremdstoffe als der klassisch produzierte Stoff; das wirkt sich negativ auf die Qualität der Zellen aus.
http://www.neueenergie.net/index.php?id=1336
bossi1
schrieb am 14.04.07 22:15:29
Beitrag Nr.100
(28.820.335)
Antwort
Zitat
Hier geht es um die erste spanische Solarsiliziumfabrik in Los
Barrios (Andalusien), die ab dem 2. Halbjahr 2008 produzieren soll.
Das Projekt wird zu 34% mit Kapital von Isofoton, 20% einer neuen
Bank der Cajas aus Andalusien (BEF), 17% Endesa, 12% GEA-21 und zu
17% mit Fördergelder aus Andalusien finanziert. Es handelt sich um
ein strategisches Projekt für Andalusien und soll das schwierige
Problem der Silizium Versorgung lösen. Überlegungen von
Abengoa/Rioglass in das PV-Geschäft einzusteigen könnten damit
zusammenhängen. Bis 2009 sollen 2.500 to Solarsilizium hergestellt
werden, ab 2010 5.000 to kam in einem anderem Artikel.
La situación de la industria andaluza
Isofotón, el banco de las cajas y la Junta impulsan la primera planta española de polisilicio
J. M. - Sevilla - 30/03/2007
Silicio Energía se ha convertido en el primer proyecto empresarial estratégico de inversión del Banco Europeo de Finanzas, el nuevo banco de las Cajas de Ahorro andaluzas. La nueva empresa, que fabricará polisilicio (el componente principal de fabricación de las placas solares), tiene una inversión inicial de 250 millones de euros, generará 295 puestos de trabajo, y se construirá sobre una superficie de 60.000 metros cuadrados en la localidad gaditana de Los Barrios.
El capital de Silicio Energía estará conformado por Isofotón, con un 34%, el BEF con un 20%, Endesa Generación (17%) GEA 21 (12%) y la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa, a través de La Agencia de Innovación y Desarrollo de Andalucía (IDEA), con otro 17%.
La idea es que la planta de Los Barrios comience la producción en el segundo semestre de 2008, y que se encuentre a pleno rendimiento en 2009. La planta tiene prevista capacidad de producción de 2.500 toneladas de polisilicio para su utilización en la industria fotovoltaica.
Actualmente sólo existen en el mundo seis empresas que producen polisilicio, un material que se concentra en un 95% en las placas solares fotovoltaicas. El consumo de silicio a nivel mundial en 2006 destinado a aplicaciones fotovoltaicas ascendió a cerca de 19.000 toneladas, y se prevé que la demanda aumente a 150.000 toneladas en 2015, según explicó ayer el consejero de Innovación, Ciencia y Empresa, Francisco Vallejo, quien detacó el importante papel que desempeñará esta nueva planta andaluza en un momento en el que la producción de más del 90% de las células fotovoltaicas están basadas en el silicio, lo que está originando un grave problema de abastecimiento.
La industria fotovoltaica mundial ha crecido a un ritmo del 33% desde 1999, aunque en el último año el incremento ha llegado al 60% y ha hecho saltar las alarmas sobre el abastecimiento futuro de células fotovoltaicas. Para 2007 la industria mundial tiene unas previsiones de fabricación de unas 20.400 toneladas de silicio solar. Por otro lado, el precio del silicio solar ha pasado en el último año de 25 dólares/kgo a casi 40 dólares, con una previsión alcista dada su escasez.
Según fuentes de la Consejería de Innovación, la producción mundial de células fotovoltaicas se concentra en Japón (48%), Europa (27%) y EEUU (11%). En el ranking mundial aparece la empresa andaluza Isofotón, con una delegación en el Parque Tecnológico de Andalucía en Málaga, ocupando el noveno puesto y el segundo a nivel europeo.
http://www.elpais.com/articulo/andalucia/Isofoton/banco/caja…
La situación de la industria andaluza
Isofotón, el banco de las cajas y la Junta impulsan la primera planta española de polisilicio
J. M. - Sevilla - 30/03/2007
Silicio Energía se ha convertido en el primer proyecto empresarial estratégico de inversión del Banco Europeo de Finanzas, el nuevo banco de las Cajas de Ahorro andaluzas. La nueva empresa, que fabricará polisilicio (el componente principal de fabricación de las placas solares), tiene una inversión inicial de 250 millones de euros, generará 295 puestos de trabajo, y se construirá sobre una superficie de 60.000 metros cuadrados en la localidad gaditana de Los Barrios.
El capital de Silicio Energía estará conformado por Isofotón, con un 34%, el BEF con un 20%, Endesa Generación (17%) GEA 21 (12%) y la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa, a través de La Agencia de Innovación y Desarrollo de Andalucía (IDEA), con otro 17%.
La idea es que la planta de Los Barrios comience la producción en el segundo semestre de 2008, y que se encuentre a pleno rendimiento en 2009. La planta tiene prevista capacidad de producción de 2.500 toneladas de polisilicio para su utilización en la industria fotovoltaica.
Actualmente sólo existen en el mundo seis empresas que producen polisilicio, un material que se concentra en un 95% en las placas solares fotovoltaicas. El consumo de silicio a nivel mundial en 2006 destinado a aplicaciones fotovoltaicas ascendió a cerca de 19.000 toneladas, y se prevé que la demanda aumente a 150.000 toneladas en 2015, según explicó ayer el consejero de Innovación, Ciencia y Empresa, Francisco Vallejo, quien detacó el importante papel que desempeñará esta nueva planta andaluza en un momento en el que la producción de más del 90% de las células fotovoltaicas están basadas en el silicio, lo que está originando un grave problema de abastecimiento.
La industria fotovoltaica mundial ha crecido a un ritmo del 33% desde 1999, aunque en el último año el incremento ha llegado al 60% y ha hecho saltar las alarmas sobre el abastecimiento futuro de células fotovoltaicas. Para 2007 la industria mundial tiene unas previsiones de fabricación de unas 20.400 toneladas de silicio solar. Por otro lado, el precio del silicio solar ha pasado en el último año de 25 dólares/kgo a casi 40 dólares, con una previsión alcista dada su escasez.
Según fuentes de la Consejería de Innovación, la producción mundial de células fotovoltaicas se concentra en Japón (48%), Europa (27%) y EEUU (11%). En el ranking mundial aparece la empresa andaluza Isofotón, con una delegación en el Parque Tecnológico de Andalucía en Málaga, ocupando el noveno puesto y el segundo a nivel europeo.
http://www.elpais.com/articulo/andalucia/Isofoton/banco/caja…
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