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ESPAÑA y EL SOL ++ thermische Solarkraftwerke + PV + Projekte + Techniken + Infos + AG´s ++ - 500 Beiträge pro Seite

eröffnet am 19.12.06 15:44:43 von
bossi1

neuester Beitrag 06.12.10 13:08:35 von
bossi1


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bossi1
19.12.06 15:44:43
Beitrag Nr. 1
....

Südspanien ist mit seinen über 3000 Sonenstunden ideal für Solarprojekte und nahe an Nordafrika, das sich genauso dafür anbietet. Nahezu alle der großen Baukonzerne sind im Solarbereich vertreten. Ich will hier ab und zu Infos zum spanischen Solarmarkt reinstellen, die bei der Suche nach News zu meinen grünen spanischen Aktien immer anfallen. Zum Thema "Solar" würde ich mich über weitere Postings hier freuen. ;)

Saludos, bossi

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13.06.2006 13:08
Solel unterzeichnet Großvertrag für Thermo-Receiver; Solel-Technologie erreicht bis zu 30 % mehr thermischen Output als existierende Solar-Receiver

Solel Solar Systems Ltd., ein weltweit führendes Thermosolartechnologie-Unternehmen für die zentrale Erzeugung von Strom gab heute bekannt, dass das Unternehmen einen Vertrag mit FPL Energy, LLC abgeschlossen hat. Gemäß diesem Vertrag wird Solel FPL Energy mit den neuesten Thermo-Receivern/-leitungseinheiten der dritten Generation zur Aufrüstung der bestehenden Solar Electric Generating Systems (SEGS III-IV) versorgen, die sich im Besitz von FPL Energy und seinem Partner Carlyle/Riverstone befinden und von diesen gemeinsam verwaltet werden. Die finanziellen Bedingungen des Vertrages wurden noch nicht bekannt gegeben.

Der Vertrag zwischen Solel und FPL Energy gewährleistet FPL Energy wie auch in den vergangenen zehn Jahren und nach einer Leistungsbewertung mehrerer tausend Einheiten, die auf den SEGS-Feldern in der Mojave-Wüste in Kalifornien aufgestellt worden sind, die fortwährende Versorgung mit Thermo-Receivern/-leitungseinheiten.

Solels Thermosolar-Receiver ist das technisch fortgeschrittenste Hitzekollektor-Element für Parabolrinnensysteme. Die Receiver senken die Betriebs- und Instandhaltungskosten deutlich und führen zu einer Steigerung des thermischen Outputs gegenüber den ursprünglichen Einheiten um 30 %.

"Dieser Vertrag ist eine weitere Bekräftigung der Jahrzehnte alten Geschäftsbeziehungen zwischen Solel und FPL Energy, die zu einer effizienten Erzeugung von sauberem Strom in Kalifornien beigetragen hat," so Avi Brenmiller, CEO von Solel. "Dieser Auftrag wird die Solarstromkapazitäten der SEGS-Felder weiter steigern und dazu beitragen, die Abhängigkeit von auf Öl basierenden Brennstoffen für Wärme- und Kühltechniken und für die Stromversorgung von Haushalten, Gewerbe und Industrie zu senken."

Der derzeitige Vertrag mit FPL Energy über die Lieferung von 48.000 weiterentwickelten Thermosolar-Receivern/-leitungseinheiten ist ein wichtiger Bestandteil in Solels Auftragsbestand, der sich zur Zeit auf knapp US-$ 80 Mio. beläuft und sich während der vergangenen sechs Monaten aus Aufträgen für die Aufstellung von Solarstromanlagen in den USA und in Spanien bildete.

Über Solel Solar Systems Ltd.

Solel Solar Systems Ltd. ist ein führender Hersteller von Thermosolaranlagen für die zentrale Stromerzeugung. Solels Parabolrinnen-Thermosolarenergie wandelt Sonnenlicht in hohe Temperaturen von bis zu 400 Grad Celsius um. Diese Technologie kommt in neun Kraftwerken auf den SEGS-Solarfeldern in der kalifornischen Mojave-Wüste zum Einsatz und liefert 350 MW Strom für mehr als 500.000 Menschen. Dadurch wird eine direkte Reduzierung des Ölverbrauchs von jährlich zwei Millionen Barrel erreicht. Die kürzlich gelungene Integration der Thermo-Receiver des Unternehmens in die weiterentwickelten SOLEL #6 PARABOLRINNENKOLLEKTOREN führt zu einer Steigerung der Gesamtleistung von mehr als 50 % gegenüber der bisherigen Version.

Solel wurde 1992 gegründet und beschäftigt am Hauptsitz und an den Produktionsstätten des Unternehmens in Israel 150 Menschen. Solel ist ein Unternehmen in Privatbesitz mit einer Tochtergesellschaft in den USA, Solel Inc. mit Sitz in Nevada. In Spanien ist Solel durch PASCH Y CIA vertreten.

http://www.solel.com

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Solel to Build 3 Solar Power Stations in Spain
By LEAH KRAUSS
UPI Energy Correspondent

TEL AVIV, Israel, Nov. 8 (UPI) -- Israeli solar thermal company Solel, nearing the close of a banner year, this week signed an $890 million agreement with Spanish firm Sacyr-Vallehermoso to build three 50-megawatt solar power stations.

"The realization of a project of this kind in Spain opens up a range of opportunities for Solel in an important market in which (the company) hadn't operated until now," Solel Chief Executive Officer Avi Brenmiller said in a statement.

The deal, Brenmiller said, "will show our technological advantages and our proven experience in the field of thermal-solar energy."

Electricity produced by the Solel-constructed plants will cost 30 cents per kilowatt hour, the company said. This is a subsidized rate -- the Spanish government incentive will last for a period of 25 years, to diversify the country's energy sources, to encourage environmentally friendly power stations and to support the production of energy locally.

"The Spanish government sees (solar thermal power) as a value," according to Michael Geyer, a Spaniard, and the executive secretary of the Solar PACES program of the Paris-based International Energy Agency.

The solar thermal system works much like a conventional power plant, only without the reliance on fossil fuels. Because of this similarity, however, the solar thermal plants can combine with existing plants to provide energy even when the sun isn't shining.

The technology uses halfpipe-shaped parabolic collectors to concentrate the sun's radiation on a steel tube, where the radiation is converted into heat energy.

This, in turn, heats oil that creates steam to power a turbine.

Spain is a world leader when it comes to grid-connected solar power. Among the solar thermal facilities already operating there is an 11-megawatt "power tower" in Seville, Geyer said. Unlike the parabolic trough system, power towers stand in the middle of an array of mirrors to receive all the reflected sunlight at once.

The 50-megawatt AndaSol plant at Grenada, in southern Spain, is a $332 million project that began in July of 2006 and is scheduled for completion within 24 months, Geyer said.

Speaking at last month's Solar Power 2006 conference in San Jose, Calif., Geyer said that five years ago, concentrating solar power -- that is, solar thermal -- was "almost dead."

In the 1970s and 1980s, solar thermal plants sprung up in California's Mojave Desert and the desert areas of Nevada. Solel controls three of the largest, after having bought most of the stock in Luz Industries, the company that built them. Approximately half a million California residents rely on solar power.

At only $12 a barrel, oil prices seemed set to stay low forever, Geyer said -- an assumption that led investors away from research and development projects in solar thermal. It also led to Luz's bankruptcy. The company recently reformed as Luz II and now focuses its efforts on "power tower" technology, rather than the parabolic troughs it helped pioneer.

But now in Spain, like in much of the world, summer peak demand for electricity has increased constantly. With oil trading at much higher prices, concentrating solar power got its "second market chance," Geyer said.

Solel announced earlier this year it would build Israel's first solar thermal power station. The station is scheduled for construction near the southern city of Dimona in the Negev Desert and will have a production capacity of 150 megawatts, a Solel spokesman told United Press International, or enough power to supply 300,000 households.

The company is awaiting government approval for the plant, though Israeli Minister of National Infrastructures Benjamin Ben-Eliezer has said he supports its construct
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bossi1
19.12.06 15:55:49
Beitrag Nr. 2
Das Wachstum bei den Thermosolarprojekten in Andalusien hat die Schott Gruppe bewogen in Sevilla im Parque de Actividades Medioambientales (PAMA) eine Werk für Solarspiegel zu errichten. Vor einem Monat wurde bereits ein Solarspiegelwerk in Deutschland für 15 Mill.€ errichtet, das Werk in Sevilla ist baugleich. Schott ist mit der israelischen Firma Solel einer der wichtigsten Hersteller weltweit. In Andalusien sind Thermosolarprojekte von Abengoa, Iberdrola und ACS von ca. 500 MW geplant.... Schott hat 17.000 Mitarbeiter bei 2 Mrd. € Umsatz für Solarglas, Solarspiegel, PV etc. ;)

30/10/06 - Expansión
Schott instala en Sevilla una fábrica puntera en energía solar

La proliferación de proyectos de plantas solares termoeléctricas en toda Andalucía está atrayendo a la industria auxiliar del sector. La firma alemana Schott, dedicada a la tecnología de vidrios especiales, va a instalar en el Parque de Actividades Medioambientales (PAMA) una fábrica de cristales receptores de luz solar. Schott es junto a la empresa israelí Solel, el principal fabricante mundial de este tipo de elementos. La empresa germana ha inaugurado hace un mes en Mitterteich (Alemania) una planta similar a la que pondrá en marcha en Andalucía. En ella ha invertido 15 millones de euros pero el desembolso en la factoría andaluza no ha trascendido aún. Schott tiene 17.000 empleados y factura dos mil millones de euros. Andalucía acoge proyectos termoeléctricos de Abengoa, Iberdrola y ACS que suman más de 500 megavatios.
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bossi1
19.12.06 16:03:12
Beitrag Nr. 3
Schott wird wegen der starken Nachfrage in der Provinz von Sevilla ein weiteres Werk für 22 Mill.€ für Glasröhren errichten, die man für den Einsatz bei Parabolrinnenkraftwerken braucht. Das Werk geht Ende 2007 in Betrieb und soll 85 Mitarbeiter beschäftigen. Produziert wird für Nevada Solar One in den USA (Acciona) und Andasol I en Sevilla (ACS)....auch bei Abengoa will man nicht nur Solarturmkraftwerke bauen. Da ist ist das Schott Werk in der Nähe von Sevilla sehr praktisch. Das kombinierte Hybridkraftwerk (200 MW) in Algerien ist mit einem 40 MW Parabolrinnenkraftwerk ausgeschrieben lt. Solar Millennium, die sich auch um das Solarprojekt bemüht hatten. ;)


Schott fabricará en Sevilla tubos receptores para la solar termoeléctrica

El grupo tecnológico alemán Schott planea invertir 22 millones de euros en la construcción de una fábrica, en la provincia de Sevilla, de tubos receptores para plantas solares termoeléctricas con tecnología cilindro-parabólica. contra el Cambio Climático que la ong ha puesto recientemente en marcha.

14 de noviembre de 2006

Fuentes cercanas a la empresa afirman que aún no se ha decido la ubicación exacta para la instalación, aunque la localidad de Aznalcóllar está en su punto de mira y han realizado contactos con el ayuntamiento de este municipio.

“Es una noticia fantástica”, comenta Francisco Vallejo Serrano, Consejero de Industria de Andalucía. La implantación industrial de Schott “convertirá a Andalucía en una referencia internacional in el uso de la energía solar”.

La fábrica, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2007, dará empleo a unas 85 personas en su fase inicial, según fuentes citadas por Efe. Posteriormente, se prevé duplicar la capacidad de producción.

La fábrica será la segunda de Schott, que recientemente inicio la producción industrial en serie de los tubos receptores en Mitterteich, en el estado alemán de Baviera. Schott percibe un fuerte tirón en el sector de la energía solar termoeléctrica. La empresa ya ha recibido pedidos para las centrales Nevada Solar One en EEUU y para Andasol I en Sevilla.

“Entrre todas las tecnologías solares, las plantas cilindro-parabólicas ofrecen el más alto grado de eficiencia e incurren los costos más reducidos, por lo que pronto brindarán potencial para generar electricidad a precios competitivos en las zonas más soleadas del mundo”, asegura Schott.

Más información:
http://www.schott.com
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bossi1
19.12.06 16:11:09
Beitrag Nr. 4
Die rentablere Sonne...
Das Solarkraftwerk auf über 800 ha Fläche für die eine geplante Gesamtleistung von 302 MW, in 11 Bauabschnitten bis zur Fertigstellung 2013. Bis dahin werden 1,2 Mrd. € verbaut zum größen Solarprojekt weltweit. P10 ist z.Z. im Probelauf und soll im November 2006 an Netz gehen als erstes "kommerzielles" Solartermisches Kraftwerk in Europa. Die Spiegelflächen auf den Heliostaten betragen 55 ha und sind auf der ehemaligen 2000 ha Finca Casaquemada (verbranntes Haus) der Abengoa Besitzerfamilie Benjumea installiert. Für die ersten Projekt gab es Fördergelder der EU, aus Spanien und von der Landesregierung in Andalusien.

Der PV Solarpark von 1,2 MW vorne im Bild wurde mit Modulen von Atersa, Isofotón y Solartec ausgestattet und ist bereits am Netz. Der Einspeisetarif beträgt 0,2162 €/KW, wie bei allen Anlagen über 100 KW. Das gilt auch für die Solarthermischen Kraftwerke. Als 3. Bauabschnitt wurde mit einem Solarthermischen Kraftwerk von 20 MW begonnen, dem ein weiters 20 MW Kraftwerk folgen wird. Danach folgen 5 weiter 50 MW Solarthermische Kraftwerke. Zusammen also 302MW.
;)

El sol más rentable
Abengoa invertirá 1.200 millones de euros en la plataforma solar más grande del mundo
INMACULADA G. MARDONES
El Pais - NEGOCIOS - 22-10-2006



Vorne im Bild der 1,2 MW PV-Park und dahínter der Solarturm
mit den drehbaren Siegeln zum Solarthermischen Kraftwerk mit
11 MW in Sanlúlar La Mayor

La plataforma ocupará 800 hectáreas en Sanlúcar, donde Abengoa construye la tercera de 11 plantas de generación solar de 302 megavatiosEn Sanlúcar la Mayor (Sevilla), muy cerca de la balsa rota de Boliden que enfangó con metales tóxicos el pequeño río Guadiamar, la empresa sevillana Abengoa construye la tercera de las 11 centrales solares que conformarán la plataforma solar más importante del mundo en 2013. Entre las 11 plantas sumarán una potencia de 320 megavatios para abastecer de electricidad a 180.000 hogares. La inversión total asciende a 1.200 millones de euros.

La torre de 115 metros de altura, donde los espejos convergen los rayos del Sol, forma parte ya del viejo paisaje de frutales y olivos de Sanlúcar la Mayor (Sevilla), igual que las lomas de estériles procedentes de las minas de Boliden, de infausta memoria para el municipio.

Esa torre pertenece a la planta solar termoeléctrica PS10 que Abengoa enganchará a la red eléctrica general en unos días. Ahora está en pruebas. Cuando inicie su operación regular será la primera planta solar termoeléctrica comercial de Europa. Con el tiempo soleado, sus 11 megavatios de potencia instalada generarán una energía suficiente para abastecer el consumo de unos 6.000 viviendas.

El funcionamiento de la PS10 es bien sencillo. En la cúpula de la torre se aloja un receptor de vapor que se calienta hasta un máximo de 250 grados de temperatura por la acción convergente de los rayos del Sol desde un campo de 624 espejos móviles llamados heliostatos, de 121 metros cuadrados cada uno, el equivalente a un piso de familia numerosa. El vapor de agua caliente mueve una turbina y de ahí el generador de electricidad. La central se apoya en una pequeña central de gas para cubrir incidencias y sombras solares.

El espacio que ocupan los heliostatos es enorme. Son 55 hectáreas de las 2.000 que tiene la antigua finca agrícola Casaquemada -propiedad de la familia Abengoa-, donde la firma sevillana prevé instalar 11 plantas solares de distintas tecnologías, con una inversión de más de 1.200 millones de euros de aquí al año 2013.

Este plan prevé para ese año disponer en Casaquemada de la mayor plataforma solar del mundo sobre 800 hectáreas, con unos 220 megavatios de potencia instalada, suficientes para abastecer la demanda de electricidad limpia de 180.000 hogares. "Será una réplica comercial de la Plataforma Solar de Almería, paso imprescindible de los expertos europeos vinculados con la energía solar", sostiene Valerio Fernández Quero, ingeniero industrial de Solucar R&D, la filial de Abengoa que desarrolla el plan estratégico solar de la compañía.

Hasta ahora, las dos primeras plantas de Casaquemada han contado con apoyos de prácticamente todos los programas de ayudas a la investigación nacionales, europeos y autonómicos. La denominada Sevilla PV, de 1,2 megavatios de potencia, genera electricidad directamente a través de células fotovoltaicas desplegadas en paneles de varios fabricantes (Atersa, Isofotón y Solartec) que multiplican la captación de energía solar. Ya está enganchada a la red adonde vierte la energía que produce con una prima sobre la tarifa eléctrica normal de 21,62 céntimos de euro el kilovatio/hora, el mismo precio que recibe la PS10, por tratarse de centrales solares superiores a los 100 kilovatios de potencia.

El siguiente paso serán dos plantas solares térmicas -las obras de una de ellas ya han comenzado- de 20 megavatios cada una, cinco de 50 megavatios y otras dos más fotovoltaicas de uno y dos megavatios. "En todas ellas aplicaremos las tecnologías más eficientes y diversificadas que el conocimiento y la ciencia han desarrollado", recalca Fernández Quero. En esta iniciativa pionera, Abengoa se apoya en el grupo de investigación y desarrollo que dirige el catedrático Valeriano Ruiz de la Escuela Superior de Ingenieros Industriales de Sevilla, que preside también la asociación de la industria solar termoeléctrica.

Casaquemada se ha convertido en lugar de peregrinaje para los expertos europeos en energía solar y los fabricantes de cobre por los kilómetros de tubería de este metal que esconde. Aquí se van a poner a prueba todas las modalidades de captadores solares existentes en el mercado y los que salen de los laboratorios de investigación. El sector está expectante de sus resultados, como lo está, y preocupado también, por el nuevo marco de actualización de las primas a las energías renovables, suspendido por los cambios de titular en el Ministerio de Industria.
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bossi1
19.12.06 16:23:04
Beitrag Nr. 5
Solarthermisches Kraftwerk "Nevada Solar One": Solarstrom für 40.000 Haushalte...ein US-Projekt vom spanischen Baukonzern Acciona (MK 8,7 Mrd.€) in den USA. Sie sind auch einer der größten Anbieter in Winkraft weltweit.

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Die Aussichten der Solarkraftwerke verbessern sich weiter, wenn nach Ende des Kapitaldienstes nur noch die Betriebskosten von 3 Cent/KWh anfallen. :eek:

Einleitung
Bis 2030 beträgt der Investitionsbedarf der Elektrizitätswirtschaft weltweit nach Angaben der Internationalen Energie Agentur (IEA) 7,5 Billionen Euro. Allein in Deutschland geht bis dahin die Hälfte der Kraftwerksleistung vom Netz. Da die Planung und Errichtung eines Kraftwerks bis zu zehn Jahre dauert, sind die nächsten Jahre das entscheidende Zeitfenster für den Umbau der Energiesysteme. Bei einer möglichen Laufzeit von rund 50 Jahren fallen heute die Entscheidungen zur Energiestruktur bis 2060. Absehbare Verknappung und die bereits heute deutlich teurere Versorgung mit fossilen Brennstoffen zwingen zu einer Diversifikation der Energieträger. Die solarthermische Kraftwerkstechnik stellt hier eine bedeutende Technologieoption für einen nachhaltigen Energiemix der Zukunft dar. Allein in den Staaten des Mittelmeerraums ließe sich ein Vielfaches des europäischen Strombedarfs erzeugen und nach Deutschland importieren.

Situation in der Zielregion
Solarthermische Kraftwerke wurden in den Vereinigten Staaten zwischen 1985 und 1991 für die kommerzielle Nutzung entwickelt. Die durch die Ölkrisen der siebziger Jahre gegenüber den Themen Nachhaltigkeit und erneuerbare Energien aufgeschlossene Carter-Regierung unterstützte den Bau von insgesamt neun Anlagen mit einer Gesamtleistung von 354 MW, alle in der Mojave Wüste in Kalifornien. Die zwei größten Anlagen (80 MW) wurden 1990 und 1991 gebaut. Die Einspeisevergütung wurde an die Höhe des Ölpreises gekoppelt. Als dieser Mitte der 80er Jahre wieder sank, entfiel auch der Anreiz zum Bau weiterer kommerzieller Kraftwerke. Die bis dahin errichteten Kraftwerke laufen jedoch bis heute zuverlässig: Mehr als 12 Milliarden Kilowattstunden wurden mit 2,5 Millionen Quadratmetern konzentrierender Reflektorfläche aus neun Solarfeldern ins kalifornische Netz eingespeist und damit fast 1,6 Milliarden US-Dollar erlöst. Die positiven Bau- und Betriebserfahrungen in Kalifornien bilden die Grundlage für heutige Projektplanungen in Südeuropa und in Entwicklungsländern im Sonnengürtel der Erde. Die Leistung der Kraftwerkskomponenten erwies sich als sehr zuverlässig. Die technische Verfügbarkeit der Solarfelder liegt bei über 98 Prozent. Die positive Entwicklung der privatwirtschaftlich betriebenen kalifornischen Kraftwerke zeigt, dass bei geeigneten Standortbedingungen ein wirtschaftlicher Betrieb ohne umfangreiche öffentliche Förderung möglich ist. Die Aussichten verbessern sich weiter, wenn nach Ende des Kapitaldienstes nur noch die Betriebskosten von 3 Cent/KWh anfallen.

Aktuell hat sich außerdem aufgrund der starken Förderung der solarthermischen Energieerzeugung in den vier sonnenreichsten Staaten im Südwesten der Vereinigten Staaten (Kalifornien, Nevada, Arizona und Neu Mexiko) das Szenario deutlich geändert. Daher sind weitere Projekte im Südwesten der USA in Planung. Auch die jüngst von Präsident Bush lancierte Advanced Energy Initiative soll die kommerziellen Möglichkeiten neuer Technologien der Erneuerbaren Energien deutlich voranbringen. Amerika soll durch die Entwicklung der alternativen Energieerzeugung die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen beenden, um eine sicherere Energieversorgung zu gewährleisten.

Aufgabenstellung
Am 11. Februar 2006 erfolgte in Boulder City in der Nähe des Hoover Staudamms im US-Bundesstaat Nevada der erste Spatenstich für das solarthermische Kraftwerk "Nevada Solar One" mit einer Leistung von 64 MW. Das Kraftwerk soll im Juni 2007 ans Netz gehen und dann 40.000 Haushalte mit Strom versorgen. Die Realisierung von "Nevada Solar One" im US-Bundesstaat Nevada mit Receivern der deutschen Schott AG gilt in Fachkreisen als Initialzündung für den weltweiten Durchbruch der solarthermischen Energieerzeugung. Weitere Projekte im Südwesten der USA, in Spanien und anderen Sonnengürtelregionen sind in Planung. In der Nähe von Granada am Fuß der Sierra Nevada in Andalusien wird demnächst das erste kommerziell betriebene solarthermische Kraftwerk Europas entstehen. Auch dort werden Receiver von Schott zum Einsatz kommen. "AndaSol I" wird mit einer Leistung von 50 MW den privaten Strombedarf von mehr als 50.000 Haushalten bzw. mehr als 150.000 Menschen decken. Die Nutzung der Sonnenenergie zur Stromerzeugung in "Nevada Solar One" anstelle von fossilen Energieträgern reduziert klimaschädliche Treibhausgase in einer Größenordnung, die dem Schadstoffausstoß von einer Million Autos entspricht.

Bauherrin von \'Nevada Solar one\' ist die amerikanische Projektgesellschaft Solargenix Energy Inc.. Das knapp 400.000 m2 große Kollektorfeld wird mit Receivern des Technologiekonzerns Schott bestückt, die am Standort Mitterteich in Bayern hergestellt werden. Sie werden das Herzstück des 64-Megawatt-Kraftwerkes bilden. Das Unternehmen hat den ersten Großauftrag zur Lieferung der Solar-Receiver bereits erhalten. Der spanische Projektierer Acciona Energía, der in vielen Sektoren erneuerbarer Energie tätig ist, wird 220 Millionen Euros in die Errichtung von "Nevada Solar One" investieren. Das Unternehmen wird 95 % des Investments direkt tätigen und an den verbleibenden 5 % durch Solargenix Energy Inc. teilhaben. Acciona hält an Solargenix Energy mit 11,2 Millionen Euro 55% des Kapitals

Technische Lösung/Verfahren
Solarthermische Kraftwerke nutzen die Sonnenenergie zur Erzeugung von Wärme, die dann in Strom umgewandelt wird. Diese Kraftwerke werden auch Parabolrinnenkraftwerke genannt und bestehen wie "Nevada Solar One" aus einem riesigen Feld parabolisch gewölbter Spiegel, die das Sonnenlicht auf Absorberrohre (Receiver) bündeln, die sich in der Brennlinie befinden. In diesen speziell beschichteten Receivern wird die konzentrierte Sonnenstrahlung in Wärme umgesetzt und an ein zirkulierendes extrem hitzebeständiges Spezialöl abgegeben. Dieses Öl erhitzt sich dadurch auf bis zu 400 Grad Celsius, wird dann zum zentralen Kraftwerksblock gepumpt, durchfließt mehrere Wärmetauscher und erzeugt sowie in konventionellen Kraftwerken - den nötigen Dampf für den Antrieb von Turbinen zur Stromerzeugung.

Parabolrinnenkraftwerke bieten mit ihrem hohen Wirkungsgrad und den niedrigsten Stromgestehungskosten unter den Solartechnologien das Potential, in Regionen um den Sonnengürtel der Erde schon mittelfristig Strom zu Kosten zu produzieren, die mit denen fossiler Kraftwerke vergleichbar sind. Sie eignen sich für den großtechnischen Einsatz im Bereich von 50 bis 200 MW elektrischer Leistung. Sie können konventionelle Kraftwerke ersetzen, die in Mittellast betrieben werden - und zwar ohne qualitative Änderungen der Netzstruktur.

Natürlich ist die Wärmegewinnung in einem Solarkraftwerk von der Sonneneinstrahlung abhängig. Um Strom "rund um die Uhr" erzeugen zu können, sind zwei Lösungswege erarbeitet worden, die beide technisch erprobt sind:

Hybridisierung: Die völlige Kompatibilität der Solarthermischen Kraftwerkstechnologie mit der Dampferzeugung aus fossilen Brennstoffen erlaubt ein beliebiges Verhältnis solarer und fossiler Anteile in einem Hybridkraftwerk. In den kalifornischen Kraftwerken der ersten Generation wird der fossile Anteil vornehmlich dazu genutzt, gelegentliche Bewölkungs- und Sturmphasen zu überbrücken. Er ist auf 25 Prozent der Jahresstromerzeugung begrenzt und bietet eine hohe Sicherheit bei Einstrahlungspausen. Bei einer Kopplung mit modernen Gas- und Dampf-Kraftwerken wird Elektrizität sehr kostengünstig produziert, der solare Anteil ist allerdings auf maximal 15 Prozent begrenzt
Auch Wärmespeicher machen den Solarstrom bei ungünstigem Wetter und in der Nacht verfügbar: Die im Solarfeld umlaufenden Millionen Liter Wärmeträgeröl stellen bereits eine beträchtliche Speicherkapazität dar, die kurzfristige Bewölkungsphasen überbrücken kann. Speicher auf Basis einer Salzschmelze ermöglichen die Stromproduktion rund um die Uhr. Die Salzspeicher-Technik ist erprobt und wird von Netzbetreibern als verlässlich eingestuft. Der spanische nationale Netzbetreiber hat dieser Kraftwerksanordnung denselben Zuverlässigkeitsstatus zuerkannt wie fossil beheizten Kraftwerken. Die Leistung dieser Kraftwerke ist damit kontinuierlich verfügbar, sowohl für eine zuverlässige Abdeckung von Spitzenlast zur Tagesmitte als auch bei Einsatz von Speichertechnik für die abendlichen Versorgungsspitzen.

Forschungsförderung
Die Entwicklung der Solar-Receiver der Firma Schott Rohrglas für das solarthermische Kraftwerk im US-Bundesstaat Nevada wurde im Rahmen der Forschungsförderung des Bundesumweltministeriums (BMU) unterstützt. Nach Angaben des Ministeriums wurden Forschungsmittel in Höhe von 3,9 Millionen Euro zur Verfügung gestellt. Insgesamt hat das BMU nach eigenen Angaben die Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken in den vergangenen vier Jahren mit 16,6 Millionen Euro gefördert. Vor allem die Forschungs- und Entwicklungsarbeiten im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms der deutschen Bundesregierung förderten den Aufbau einer eigenen Parabolrinnen-Technologie in Europa. Diese Arbeiten wurden im Wesentlichen von der deutschen solarthermischen Industrie geplant, kofinanziert und umgesetzt. Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und die europäische Versuchsanlage "Plataforma Solar de Almería" lieferten dabei wichtige Unterstützung.

Unternehmensprofil/Leistungsangebot
Receiver von Schott bilden das Herzstück des Solarkraftwerks in Nevada. Mittlerweile produzieren damit neun solcher Kraftwerke in der Mojave-Wüste in Kalifornien Solarstrom mit einer Gesamtleistung von 354 Megawatt. Bereits für die Receiver dieser Kraftwerke lieferte Schott hochwertige Spezialglasröhren als Hüllrohre für die Receiver. 2002 entwickelte das Unternehmen einen eigenen Hochleistungs-Receiver mit deutlich verbesserter Qualität, der nun in Nevada zum Einsatz kommen wird. Derzeit baut Schott die industrielle Serienfertigung für Receiver am Standort Mitterteich in Bayern auf, wo es das Know-how als einer der weltweit führenden Hersteller von Spezialglasröhren nutzen kann.

Schott ist ein internationaler Technologiekonzern, der Spezialwerkstoffe, Komponenten und Systeme insbesondere für die Branchen Hausgeräteindustrie, Optik und Elektronik, Pharmazie und Solarenergie entwickelt. Rund 17.000 Mitarbeiter erwirtschaften einen Weltumsatz von zwei Milliarden Euro. Für die Solarindustrie bietet der internationale Technologiekonzern Komponenten für nahezu alle Anwendungsgebiete der Photovoltaik und Solarthermie. PV-Solarstrommodule verschiedenster Leistungsklassen kommen in der dezentralen Solarstromerzeugung zum Einsatz. Receiver sind die Schlüsselkomponenten für solare Parabolrinnenkraftwerke, eine Zukunftstechnologie zur zentralen Stromerzeugung im Sonnengürtel der Erde. Hocheffiziente Vakuumröhren-Kollektoren versorgen die Menschen mit Solarwärme für die Warmwasserbereitung, Heizungsunterstützung und Klimatisierung.

Kontaktpartner Deutschland
SCHOTT-Rohrglas GmbH
Erich-Schott-Str. 14
95660 Mitterteich
Tel.: +49 (0)9633/80-291
Fax: +49 (0)9633/80-757
info.solarthermie@schott.com
www.schott.com/solar
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bossi1
19.12.06 16:31:08
Beitrag Nr. 6
Acciona investiert 220 Mill. in ein thermisches Solarkraftwerk (Zylinder Parabolspiegel) in der Nähe von Las Vegas. Es ist z.Z. das 3. größte Projekt dieser Art auf der Welt und hatte eine Bauzeit von 15 Jahren. Acciona Energie ist durch die Übernahme von 55% der US-Firma Solargenix Energy Ende 2005 für 11,2 Mill.€ an das Projekt gekommen. Pro Jahr sollen 129 Mill. KW/h Strom produziert werden. Acciona betreibt verschiedene Windparks in den USA und hat zusammen mit den im Bau befindlichen Projekten 1000 MW im US-Markt. ;)

Central termosolar de Acciona en Las Vegas - USA

Acciona invertirá 220 millones central solar termoeléctrica en Boulder City, muy cerca de la ciudad de Las Vegas, estado de Nevada, Estados Unidos. El nombre de la instalación será Nevada Solar One.

La Planta es la mayor central solar térmica de colectores cilindro-parabólicos que se construida en los últimos quince años y la tercera de todas las instaladas en el mundo actualmente.

La participación de la empresa Acciona Energía en el proyecto se debe a que el grupo Acciona compró a finales del pasado año 2005 el 55% de Solargenix Energy, empresa estadounidense promotora de la planta, por 11,2 millones de euros. La compañía Solargenix tiene comprometida la venta de la energía que generará la planta (unos 129 millones de kilovatios anuales) durante los próximos 20 años a las compañías eléctricas del estado: Nevada Power y Serra Pacific. La empresa Solargenix Energy tiene su sede central en Carolina del norte, pero tiene instalada una base de operaciones en la ciudad de Las Vegas desde hace 5 años, debido a la proximidad geográfica de sus proyectos. De hecho, en la actualidad son 9 las centrales termosolares que funcionan en el desierto californiano de Mojave.

Se espera que el proyecto ubicado en El Dorado Valley esté finalizado y comience a producir energía eléctrica en 2007. Acciona ya posee varias plantas eléctricas de energía renovable en los Estados Unidos,2 parques eólicos uno de Oklahoma, de 74,25 MW, y otro en Dakota del Norte 11,88 MW), y proyectos para construir instalaciones que, en conjunto, sumarán una potencia generada de otros 1.000 MW.
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Lanzalover
19.12.06 16:39:25
Beitrag Nr. 7
mit verlaub;

lesezeichen
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bossi1
19.12.06 16:46:16
Beitrag Nr. 8
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.306.739 von bossi1 am 19.12.06 15:44:43Isofotón, Endesa and the Andalusian government to build the first Spanish polysilicon plant in Cádiz...die spaniche Acciona hat durch ihren >20% Anteil an dem Versorger Endesa auch Zugriff auf Silizium.

The new Los Barrios-based factory, which will be the world's seventh, will need an investment of 250 million euros and will create 340 new high-qualification jobs.



5/7/2006
The Innovation, Science and Business Department of the Andalusian Government (Junta de Andalucía), Isofotón and Endesa Generación have agreed on a joint project to build Spain's first polysilicon plant in Los Barrios (Cádiz), according to Francisco Vallejo, the Department's Counselor.

The project, first of its class in Spain and seventh globally, will require an investment of 250 million euros. The production capacity will be 2,500 tonnes of solar grade polysilicon.

The plant, which is expected to create 340 high-qualification jobs, will be built on a 100,000 square meter area in Los Barrios.

This plant will give Andalusia raw material production capacity, which will not only advance in the supply chain, but it will also promote more ambitious expansive and technological strategies without having to rely on external suppliers.

Currently, said Mr Vallejo, the global production of PV cells is concentrated in Japan (48%), Europe (27%) and USA (11%), and Isofotón, an Andalusian firm, is ninth in the world and second in Europe.

Solar-related silicon consumption in 2004 reached 13,000 tonnes, and is expected to get to 150,000 tonnes by 2015, according to Mr Vallejo, who also highlighted the important role of the new Andalusian plant in a moment in which 90% of the solar cells are based in silicon, hence creating big supply bottlenecks.

Andalusia currently has a PV industry which is one of the leading ones in Europe. The union of Isofotón and Endesa Generación for this project is related to Isofotón leadership in the production of panels. The utility will ensure the electricity supply, which is really high for this type of facility.

Más información:
www.juntadeandalucia.es
www.isofoton.com
www.endesa.es
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bossi1
19.12.06 16:55:09
Beitrag Nr. 9
Acciona, to build a 62 MW solar PV plant in Portugal...es wird auch ein Solarmodulwerk neben dem Projekt errichtet. Kam in einer anderen Nachricht. ;)



The facility will be located close to Moura, South of the country, and will produce some 91 milliion kWh per year. The plant will be 6 times bigger than the world's current largest PV plant.

September 25, 2006

With more than 200 million euros, its construction will have two phases: the first one, including 40/45 MW will be finished by 2008, and the second one -for the remaining capacity- will be completed by 2010. The plant, which will be carried out by Acciona Solar, will make the Spanish firm the first on the list of PV owners in the world, as the company stated.

The agreement also includes the construction of a manufacturing plant in Moura, with a total capacity of 24 MWp/year. Besides, Acciona will provide 3.5 million euros to a local infrastructure development fund.

Acciona will purchase 100% of Amper Solar, owner of the solar facility rights thanks to the approval granted by Portugal's finance department. The City Council will be able to keep up to 20% of the company's shares.

This agreement represents Acciona's first move in the international PV scenario, which has been growing between 30% and 40% in the last years.

According to Acciona, the company installed some 35% of the grid-connected capacity installed in Spain last year, and now has installed or is currently doing so, more than 25 MW. The firm is also leading the solar thermal market and is currently building the biggest solar electric thermal plant in Nevada's desert (USA) contracted in the last 15 years, with an astonishing 64 MW.

For additional information:
www.acciona.es
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bossi1
20.12.06 09:56:13
Beitrag Nr. 10
Rioglass investiert 22 Mill.€ in ein neues Parabolspiegelwerk, die in Zusammenarbeit mit Abengoa Solúcar für Thermosolaranlagen geliefert werden sollen. Diese Präzisionsspiegel werden ab Ende 2007 gebaut für den weiteren "kommerziellen" Ausbau der ABG Solúcar Projekte. Rioglass beschäfigt mehr als 600 Mitarbeiter bei einem Umsatz von 70 Mill.€. ;)

Economía/Empresas.- Rioglass invertirá 22 millones en una nueva planta productiva en Asturias

25/10/2006 (18:09h.)
MADRID, 25 (EUROPA PRESS).- La multinacional del vidrio Rioglass invertirá 22 millones de euros en la instalación de una planta productiva en Asturias que fabricará los espejos de precisión parabólicos para los proyectos que Solúcar, cabecera del grupo de negocio solar de Abengoa, tiene previstos en este sector, informó hoy la empresa en un comunicado.

La planta, que se localizará en la zona de las cuencas mineras asturianas y se dedicará a la fabricación y comercialización de espejos de precisión parabólicos para la generación de energía eléctrica termosolar, empezará a producir a finales de 2007.

El acuerdo de Rioglass con Solúcar prevé, además de la colaboración mediante la fabricación de los espejos de precisión parabólicos para la empresa de energía solar, la participación en la nueva planta de la cabecera del grupo Abengoa.

Rioglass prevé cerrar el presente ejercicio con una facturación cercana a 70 millones de euros y tiene una plantilla de más de 600 trabajadores.

Abengoa, por su parte, es una empresa tecnológica que aplica soluciones innovadoras para el desarrollo sostenible en los sectores de infraestructuras, medio ambiente y energía. Cotiza en Bolsa con una capitalización de unos 2.000 millones de euros y está presente en más de setenta países, en los que opera con sus cinco Grupos de Negocio: Solar, Bioenergía, Servicios Medioambientales, Tecnologías de la Información e Ingeniería y Construcción Industrial.

EUROPA PRESS ECONOMIA
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bossi1
20.12.06 13:10:39
Beitrag Nr. 11
Kraftanlagen München GmbH (KAM)

...ist leider keine AG. Sie lieferte auch für Abengoa die Technik der Reciver der Solarkraftwerke. Der Abeitsbereich des Unternehmens mit 1300 Mitarbeitern reicht von der Kerntechnik über Geothermiekraftwerke bis zum Anlagenbau zur Siliziumproduktion (für Wacker Chemie)

.

SOLAIR: Receiver vor Betrieb.............................................Receiver im Betrieb

3SAT Video zu thermischen Solarkraftwerken (DSL)
http://www.ka-muenchen.de/uploads/media/3sat_large_01.mpg

Die Sonne ist die Energiequelle, aus der fast alle anderen auf der Erde verfügbaren Energieformen hervorgehen.

Die direkte Nutzung und Umsetzung der Sonnenenergie erzeugt keine Emissionen oder Treibhausgase. Hindernis bei der Nutzung der Solarenergie ist ihre geringe Energiedichte im Vergleich zu fossilen Brennstoffen. Durch die starke Konzentration der Strahlung kann in solarthermischen Kraftwerken Strom und Wärme mit Verfahren erzeugt werden, wie sie aus der konventionellen Energietechnik bekannt sind. Die Umsetzung der thermischen Energie erfolgt wie bei konventionellen Kraftwerken in Gasturbinen, Abhitzekesseln und Dampfturbinen.

Kraftanlagen München ist an der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken in den unterschiedlichsten Bereichen und Projekten beteiligt.

PS 10
bedeutet "Planta Solar 10 MW" und ist ein Projekt zur Errichtung einer Demonstrationsanlage mit einer elektrischen Nettoleistung von
10 MW. Kraftanlagen München erarbeitet derzeit im Auftrag des spanischen Anlagenbauers und späteren Betreibers ein technisches Konzept zur Realisierung des Heißgassystems einschließlich Receiver, Speicher, Kessel und Turm.

SOLGATE
bedeutet "Solar hybrid Gas Turbine Electric power system" und ist ein Versuchsprojekt zur Erprobung von Komponenten für eine solare Gasturbinenanlage. Design, Engineering, Fertigung und Lieferung des Heißgasrohrleitungssystems wurden von Kraftanlagen München im Auftrag des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) ausgeführt.

SOLAIR
Solair ist ein offener volumetrischer Receiver mit keramischen Einsätzen und einer thermischen Leistung von
3 MW. Kraftanlagen München fertigte im Auftrag von Solucar den metallischen Teil des Receivers.

HOST
Als Partner im Projekt HOST, "hocheffiziente solar-hybride Turmkraftwerke", entwickelte Kraftanlagen München ein druckbeständiges keramisches Hochtemperaturmodul (Phitrec) sowie das Heißgasrohrleitungssystem.

KOSMOSOL
bedeutet „Kosten- und umwelteffiziente Energie aus modularen Solarturmkraftwerken“. Im Rahmen des Projektes sollen die Komponenten Receiver und Absorber weiterentwickelt und erprobt werden sowie Anlagenkonzepte für erste Demonstrationsvorhaben entwickelt werden.

COMINIT
ist ein Projekt, dass gemeinsam mit dem DLR durchgeführt wird. Das Arbeitspaket von Kraftanlagen München schließt die Untersuchung der Machbarkeit für ein innovatives Heliostatenkonzept ein.

Die Projekte KOSMOSOL und COMINIT wurden gerade begonnen und werden vom „Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit“ gefördert.

Homepage
http://www.ka-muenchen.de/63.0.html
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bossi1
20.12.06 13:30:56
Beitrag Nr. 12
Solarthermische Kraftwerke: Technologie-Transfer in den "Sonnengürtel"
von Rolf Hug
30.04.2003

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Strom- und Wärmeproduktion wächst. Nach den Plänen von Bundesregierung, Europäischer Gemeinschaft und weltweiten Initiativen, beispielsweise in Folge des UNO-Johannesburg-Gipfels, soll er in den kommenden Jahrzehnten kräftig ausgebaut werden. In den Industrienationen hat die Strom- und Wärmeproduktion mit Solarzellen und Kollektoren längst Fuß gefasst. In den Schwellen- und Entwicklungsländern, aber auch in den reicheren Ländern des so genannten Sonnengürtels ist das noch nicht der Fall. Dabei könnte die Sonnenenergie gerade in den Ländern mit besonders hoher Einstrahlung besonders effektiv genutzt werden: in den so genannten Solaren Kraftwerken. Der Begriff Solare Kraftwerke umfasst Anlagen zur Strom- und Wärmeerzeugung im Kraftwerksmaßstab, das heißt im Megawattbereich.
Der Forschungsverbund Sonnenenergie (FVS) machte solche Anlagen zum Thema seiner Jahrestagung 2002 und berichtete über photovoltaische Großanlagen, Windenergie-Kraftwerke und Solarwärme-Kraftwerke zur Stromerzeugung.



Direct Solar Steam System (DISS) zur direkten Dampferzeugung. Foto: Forschungsverbund Sonnenenergie; DLR

Im Hinblick auf die Wirtschaftlichkeit bescheinigen die Forscher den solarthermischen Kraftwerken eine gute Perspektive, neben der Wasserkraft und den Windparks. Die in den USA Solar Electric Generating Systems (SEGS) genannten Kraftwerke sind das Thema dieses Solar-Reports. Sie wandeln Sonnenenergie im großen Maßstab in Strom um. Als optimale Einheiten nennen Forscher und Entwickler SEGS mit einer Leistung von 100 Megawatt (MW).

CO2-freie Stromerzeugung in großen Mengen
Die "Erneuerbaren" sollen bis zum Jahr 2050 die Hälfte der Primärenergie liefern. Das hat die Bundesregierung im April 2002 innerhalb ihrer Nachhaltigkeitsstrategie beschlossen. Die vorübergehend in den Hintergrund getretene Technik der Stromerzeugung mit Solarthermie ist für das Bundesumweltministerium (BMU) eine wichtige Option: Das BMU fördert die Forschung und Entwicklung in diesem Bereich mit rund 10 Millionen Euro im Rahmen seines Zukunftsinvestitionsprogramms. Die Industrie beteiligt sich mit rund 7 Millionen Euro an Forschung und Entwicklung. Auch international haben Solare Kraftwerke Rückenwind bekommen, nachdem die Weltbank und die Vereinten Nationen mit der Finanzagentur Global Environmental Facility (GEF) mehrere Ausschreibungen für Solarkraftwerke in Schwellen- und Entwicklungsländern angestoßen haben. Die speziellen Tarife für Strom aus solarthermischen Kraftwerken (12 Eurocent Prämie pro Kilowattstunde), die Spanien im vergangenen Jahr eingeführt hat, zeigen ein wachsendes Interesse auch innerhalb der EU.



Luftaufnahme der spanischen Testanlage Plataforma Solar in Almería. Vorne links 500 m Teststrang eines Parabolrinnenkollektors zur direkten Dampferzeugung, daneben CESA I Turm mit Heliostatfeld. Foto: Forschungsverbund Sonnenenergie; PSA/DLR

Da solarthermische Kraftwerke nur im Sonnengürtel der Erde wirtschaftlich betrieben werden können, stellt diese Technik vor allem eine Exportchance dar. Die Fertigung der wesentlichen Komponenten verspricht der deutschen Industrie einen erheblichen Wertschöpfungsanteil und damit die Sicherung und den Ausbau von Arbeitsplätzen. Für die Stromversorgung Mitteleuropas könnten solarthermische Kraftwerke auf lange Sicht eine Rolle spielen, wenn der Transport von Solarstrom technisch möglich und wirtschaftlich erschwinglich wird, zum Beispiel aus Nordafrika.
Deutsche Unternehmen und Forschungseinrichtungen haben die Vorteile solarthermischer Kraftwerke längst erkannt und gehören weltweit zu den führenden Protagonisten dieser Technik. Solarthermische Kraftwerke verursachen keine Emissionen und bergen keine Umweltrisiken. Ihr Potenzial beträgt ein Vielfaches des weltweiten Strombedarfs. Und sie können in den überwiegend trockenen, heißen Erzeugerländern zur Gewinnung von Trinkwasser genutzt werden. Dabei fiele der Solarstrom als "Nebenprodukt" an. Ein solarthermisches Kraftwerk mit 200 MW Leistung könnte in Verbindung mit einer Meerwasserentsalzungsanlage 50.000 Menschen mit Trinkwasser versorgen und Strom für 250.000 Menschen erzeugen, errechneten Experten des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt (DLR). Der Einsatz von Parabolrinnen-, Solarturm und Dish-Sterling-Systemen ist sowohl in Entwicklungs- als auch in Industrieländern möglich. Dish-Sterling-Systeme eignen sich besonders für dezentrale Lösungen.

Parabolrinnen, Solartürme und Sterling-Systeme

Die Kosten der Stromerzeugung in solarthermischen Kraftwerken können nach Ansicht des Bundesumweltministeriums langfristig stabil und konkurrenzfähig werden. Im Zusammenspiel mit Energiespeichern ermöglichen solche Kraftwerke sogar eine Grundlastversorgung. Sie können aber auch mit anderen Energiequellen kombiniert werden, beispielsweise mit Erdgas, Erdöl, Wasserstoff, Biogas und flüssigen biogenen Brennstoffen. Im so genannten Hybridbetrieb werden diese Brennstoffe eingesetzt, wenn die Sonne keine ausreichende Leistung zur Verfügung stellt. Beim Einsatz billiger fossiler Brennstoffe sinken zwar mit niedrigen Solaranteilen die Kosten, aber die Kohlendioxidanteile steigen. Das Ziel ist deshalb ein reiner Solarbetrieb mit thermischen Speichern, oder zumindest eine Begrenzung des fossilen Brennstoffeinsatzes, wie in Kalifornien praktiziert. Bei der Markteinführung setzen Forschung und Industrie auf kostenorientierte Strategien, bei denen zunächst kleine Anteile am Gesamtbrennstoffeinsatz durch Solarenergie ersetzt werden und die Sonne die fossilen Brennstoffe nach und nach ablöst. Für viele Gegenden der Welt sind solarthermische Kraftwerke die wirtschaftlich interessanteste Option klimaneutral Strom zu erzeugen. Drei Technologien werden für den entstehenden Markt entwickelt: Die kommerziellen erfolgversprechenden Parabolrinnensysteme, die Solarturmtechnologie und die Dish-Sterling-Systeme.

Erprobt und erfolgreich: Parabolrinnensysteme
Seit über 15 Jahren sind neun Patrabolrinnenkraftwerke in Kalifornien mit 354 Megawatt Leistung erfolgreich im Einsatz. Die weltweit einzigen kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerke haben bisher knapp 10 Terawattstunden (10 Milliarden Kilowattstunden) sauberen Solarstrom produziert und demonstrieren das Potenzial dieser Technologie.



Solarkraftwerk bei Kramer Junction, USA: Über 2 Millionen Quadratmeter Parabolrinnenkollektoren mit einer Stromerzeugungskapazität von 354 Megawatt produzierten bis Ende 2001 fast 10 Milliarden Kilowattstunden Solarstrom und Erlöse in Höhe von rund 1,5 Milliarden US-Dollar. Quelle: Forschungsverbund Sonnenenergie;DLR.

Parabolisch gekrümmte Spiegel bündeln das Sonnenlicht auf ein Absorberrohr. Die Spiegel (Reflektoren) werden der Sonne einachsig um ihre nord-süd-orientierte Längsachse nachgeführt. Das Absorberrohr nimmt die konzentrierte Strahlung auf und überträgt sie bei Temperaturen bis zu 400° Celsius an eine durchströmende Wärmeträgerflüssigkeit (Wasser/Dampf, Thermo-Öl oder Salzschmelze). Ein Vakuum zwischen dem inneren Absorberrohr und einem konzentrischen äußeren Glasrohr steigert den Wirkungsgrad. Der mit Sonnenstrahlung erzeugte Dampf treibt eine Turbine an, die mit einem Generator zur Stromerzeugung gekoppelt ist. Eine Systemstudie des Forschungsverbunds Sonnenenergie belegt, dass Parabolrinnenkollektoren bei Betriebstemperaturen oberhalb von 50 ° die höchsten Jahreserträge liefern, darunter können die handelsüblichen Flachkollektoren zur Warmwasserbereitung und Heizungsunterstützung ihren Vorteil ausspielen, auch die diffuse Strahlung nutzbar zu machen. In Kalifornien haben die SEGS laut FVS bei der Umwandlung von Sonneneinstrahlung in Strom Gesamtwirkungsgrade über 20 % im Sommer und mehr als 14 % im Jahresdurchschnitt erreicht. Der Thermische Wirkungsgrad des Solarfeldes wurde vom Beginn 1985 bis zum Jahr 1991 von 35 % auf 50% gesteigert; die spezifischen Installationskosten sanken in diesem Zeitraum von 4.490 US-Dollar pro Kilowatt auf 3.440 USD/kW).



LS2-Parabolrinnenkollektor, eingesetzt im kommerziellen Solarkraftwerk vom Typ SEGS, das seit über 10 Jahren in der kalifornischen Mojave Wüste Solarstrom erzeugt Foto: Forschungsverbund Sonnenenergie; PSA/DLR

Die Massenfertigung von über 2 Millionen Quadratmetern Parabolrinnenfeldern und die Langzeiterfahrung haben der Technologie deutliche Wettbewerbsvorteile verschafft: Sie kann nicht nur den geringsten Materialeinsatz und den niedrigsten Landverbrauch für sich in Anspruch nehmen, sondern sie weist auch die beste nachgewiesene solare Jahresausbeute sowie die höchste Wirtschaftlichkeit auf. Mit ihrer geringen Zahl verschiedener Bauteile bietet sich die Parabolrinnentechnik für die Massenfertigung an und erlaubt es damit, die Kosten zu senken. Für Anlagen mit einer Leistung zwischen 30 und 80 Megawatt errechnete der FVS spezifische Solarfeldkosten von 200 - 250 Euro pro Quadratmeter und damit einen solaren Stromerzeugungspreis von 10 bis 16 Cent je Kilowattstunde. Die aktuellen Projektentwicklungen beziffert der FVS mit zirka 3.000 Megawatt; in den Jahren 2010 - 2020 erwartet er ein Marktvolumen von 15.000 MW.
Solarturmsysteme: Sonnenenergie für Gasturbinen
Große Erwartungen wecken die so genannten Solarturmsysteme. Hier wird das Sonnenlicht mit Hilfe einzeln nachgeführter flacher Spiegel (Heliostate) auf einen zentralen Wärmetauscher (Receiver) in einem Turm fokussiert. So kann die Sonnenstrahlung einige hundert Mal konzentriert werden und Hochtemperaturwärme bis zu 1.100 ° C bereitstellen. Weltweit demonstrieren seit 1981 zehn Versuchsanlagen die Machbarkeit dieser Technik. Alle Systeme produzieren Strom mittels Dampfturbinen. Als Wärmeträgermedium wurde zunächst Wasserdampf verwendet, mittlerweile setzen die Forscher auf Salzschmelzen oder Luft als Wärmeträger.

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Blick vom Heliostatfeld auf den CESA I Turm in der spanischen Testanlage Plataforma Solar de Almería beim Bestrahlungstest eines neuartigen Receivers. Fotos: Forschungsverbund Sonnenenergie; PSA/DLR

Das Salzturmsystem und die Luftreceiversysteme gelten als interessant, haben ihre kommerzielle Reife jedoch noch nicht bewiesen. Für beide Techniken sind Demonstrationsvorhaben unter den Randbedingungen des spanischen Einspeisegesetzes in Vorbereitung. Vielversprechend sind die Luftreceiver, weil sie die Einkopplung der Solarenergie in Gasturbinen ermöglichen, besonders in die hoch effizienten Kombikraftwerke. Diese verbinden Dampf- und Gasturbinen und erreichen so einen besonders hohen Wirkungsgrad. Dadurch kann die Konzentratorfläche reduziert werden, was eine deutliche Senkung der solaren Gesamtinvestitionskosten bedeutet. Die Technik der solaren Lufterhitzung kann in einem breiten elektrischen Leistungsbereich von einem Megawatt bis zu 100 MW eingesetzt werden.



Kraftwerk Solar Two" in Barstow/ Kalifornien: Prototyp eines Solarturmkraftwerks mit einer elektrischen Kapazität von 10 Megawatt (MW), in dem von 1996 bis 1998 der Betrieb mit dem Wärmeträger "Salzschmelze" demonstriert wurde. Foto: Forschungsverbund Sonnenenergie; PSA/DLR

Ein spanisch/amerikanische Konsortium plant derzeit die Fortsetzung des zwischen 1996 und 1999 in Kalifornien betriebenen Salzturm-Versuchskraftwerks "Solar Two" in der Nähe von Cordoba mit einem dreifach größeren Solarfeld als beim Vorgänger. Anlagen mit Luftreceivern sind in der Nähe der südspanischen Stadt Sanlúcar la Mayor und auf der Plataforma Solar de Almería (PSA) geplant. Auf der PSA soll erstmals ein komplettes solar-hybrides Gasturbinensystem mit Lufterhitzung betrieben werden. Das EU-geförderte Projekt SOLGATE beschäftigt sich schwerpunktmäßig mit der Integration von Receiverkomponenten und Gasturbine.
Dezentrale Stromerzeugung mit Dish-Sterling-Systemen
Im Dezember 2000 und im Juni 2001 wurden auf der Plataforma Solar de Almería zwei Prototypen des so genannten EuroDish-Systems in Betrieb genommen. Forscher des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt (DLR) betreuen die mittlerweile vollautomatisch betriebenen Systeme, nachdem die Steuerungssoftware und die Antriebe weiterentwickelt wurden. Dish-Stirling-Anlagen konzentrieren die Solarstrahlung mit einem Parabolspiegel von einigen Metern Durchmesser und erzeugen Strom mittels Stirlingmotoren. Da die direkte Sonneneinstrahlung konzentriert wird, müssen die Dish-Sterling-Systeme der Sonne kontinuierlich zweiachsig nachgeführt werden. Ein Receiver absorbiert die Strahlung und führt sie dem Stirlingmotor als Hochtemperaturwärme zu. Die Antriebsenergie wird von außen zugeführt - im Gegensatz zum Otto- oder Dieselmotor wo die Verbrennung im Kolben stattfindet. Die beiden miteinander gekoppelten Zylinder des Stirlingmotors sind gasdicht geschlossen und mit einer konstanten Menge Arbeitsgas (Helium) gefüllt. Ein Zylinder wird von außen erhitzt, der andere bleibt kühl. Die Druckdifferenz zwischen beiden Zylindern treibt zwei miteinander verbundene und phasenverschoben arbeitende Kolben an. So kann das gekühlte Gas wieder in den heißen Zylinder geschoben werden, sich dort ausdehnen, und den Stirling-Kreisprozess in Gang halten. Ein direkt an die Kurbelwelle gekoppelter Generator produziert den Strom. Eine anschauliche Animation des Funktionsprinzips des Stirlingmotors präsentiert die Solo Kleinmotoren GmbH im Internet unter http://www.stirling-engine.de (Funktion).


Die elektrische Leistung von Dish-Sterling-Systemen reicht von 5 bis 50 Kilowatt. Sie bieten sich an für den Ersatz von Diesel-Aggregaten und können als "Farm" zu größeren Einheiten zusammengeschaltet werden.



EuroDish-Stirling auf der PSA / Spanien. Foto: Forschungsverbund Sonnenenergie; PSA/DLR

Erste Prototyopen mit 25 kW elektrischer Leistung wurden Mitte der 80er Jahre in den USA gebaut. In Deutschland sammelten Schlaich, Bergermann und Partner (SBP) seit 1984 Erfahrungen mit Dish-Sterling-Systemen, von denen die drei Anlagen des Projektes Distal I auf der PSA mit über 30.000 kumulierten Betriebsstunden die weltweit umfangreichsten empirischen Daten lieferten. Drei weitere Systeme des Projekts Distal II mit Konzentratoren von 8,5 Metern Durchmesser, Stirlingmotoren mit 9 kW elektrischer Leistung und einer vollautomatischen Steuerung sind seither laufend in Betrieb. Vorläufiger Höhepunkt der Entwicklung ist das EuroDish-Projekt mit zwei Prototypen, die bis 2001 auf der PSA errichtet wurden und seither erprobt werden. Die wesentlichen Komponenten wurden verbessert: Der Konzentrator wird inzwischen aus dünnwandigen Segmenten auf der Basis eines faserverstärkten Epoxidharzes gefertigt, auf das Dünnglasspiegel mit einer dauerhaft hohen Reflexivität von 94 % geklebt werden. Die Jahresenergieausbeute wird beim EuroDish gesteigert, indem der Konzentrator rund 25% über der Nennleistung des Stirlingmotors ausgelegt wurde. Deshalb muss zwar bei Einstrahlungen über 850 Watt pro Quadratmeter überschüssige Wärme abgeführt werden, aber der Motor arbeitet auch bei geringerer Einstrahlung mit hohem Wirkungsgrad.



Der Stirling 161 der Solo Kleinmotoren GmbH wird seit 1990 von Solo weiterentwickelt und als Prototyp gefertigt.

Der Stirling 161 erreicht bei einem mittleren Druck von 150 bar eine Gastemperatur von 650 ° Celsius und mit 1.500 U/Min eine elektrische Lesitung von 9 bis 10 kW. Quelle: Solo Kleinmotoren GmbH.

Derzeit baut Solo eine Kleinserienfertigung für den Motor als gasbetriebenes Blockheizkraftwerk auf. Finanziell unterstützt vom Bundesumweltministerium werden in Almería weitere Betriebserfahrungen gesammelt und künftige Anlagenbetreiber geschult. Mit dem Übergang zu einer Kleinserienfertigung sollen die bisher noch hohen Systemkosten verringert werden. Referenzanlagen bei ausgewählten Nutzern sollen Montage, Betrieb und Wartung unter marktnahen Bedingungen ermöglichen und die Technik öffentlich bekannt machen.
Der Solar-Report basiert auf dem FVS-Themenband 2002 "Solare Kraftwerke", erhältlich bei der FSV-Geschäftsstelle oder herunterzuladen unter

http://www.FV-Sonnenenergie.de
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bossi1
20.12.06 14:10:34
Beitrag Nr. 13
Parabolrinnen-Kraftwerk in Andalusien/Spanien



Einleitung
In vielen Industrienationen ist die Strom- und Wärmeproduktion durch Solarzellen und Sonnenkollektoren längst zu einem wichtigen Bestandteil der nationalen Energieversorgung geworden. In den Schwellen- und Entwicklungsländern, aber auch manchen der reicheren Länder im so genannten Sonnengürtel der Erde ist das noch nicht der Fall. Dabei könnten gerade in diesen Regionen solare Kraftwerke, die im Megawattbereich arbeiten, besonders effizient genutzt werden. Solche solarthermischen Großanlagen können nur bei hoher Sonneneinstrahlung wirtschaftlich betrieben werden und stellen dann oft die interessanteste Option zur klimaneutralen Stromerzeugung dar.

Bisher existieren weltweit lediglich neun kommerziell betriebene solarthermische Anlagen zur Stromerzeugung ? allesamt im US-Staat Kalifornien ? mit einer Gesamtleistung von 354 Megawatt. Diese Parabolrinnen-Kraftwerke sind seit über 15 Jahren in Betrieb, haben bisher circa zehn Terawattstunden sauberen Solarstrom produziert und demonstrieren das Potential dieser Technologie.

Nachdem die Weltbank und die Vereinten Nationen mit der Finanzagentur Global Environmental Facility (GEF) mehrere Ausschreibungen für Solarkraftwerke in Entwicklungs- und Schwellenländern bekannt gemacht haben, kommt der Sonnenenergienutzung international mehr Bedeutung zu. Deutsche Unternehmen haben die Vorteile solarthermischer Kraftwerke längst erkannt und gehören weltweit zu den führenden Protagonisten dieser Technik.

In der südspanischen Provinz Granada/Andalusien werden ab 2004 von der deutschen Firma Solar Millennium AG die beiden ersten Parabolrinnen-Kraftwerke Europas mit einer Leistung von je 50 Megawatt gebaut. Jährlich können damit dann pro Anlage 157 Gigawattstunden reiner Solarstrom erzeugt und in das spanische Stromnetz eingespeist werden. Die Schlüsselkomponenten werden von deutschen Firmen in Deutschland entwickelt und produziert.

Situation in der Zielregion
Derzeit wird solarthermische Energie in Spanien hauptsächlich zur Warmwasserbereitung in privaten Haushalten genutzt. Neben diesen kleinen Anlagen gibt es in Hotels, Wohnanlagen oder Schulen solarthermische Anlagen größerer Leistung. Zudem wird Sonnenenergie zur Beheizung von Schwimmbecken und im landwirtschaftlichen Bereich für Treibhäuser, Ställe und ähnlichem eingesetzt. Aktuell beträgt die installierte Niedrigtemperatur-Kollektorfläche in Spanien ungefähr 330.000 qm.

Allein der Energiebedarf des Landes zur Warmwassererzeugung wird auf fünf Millionen Tonnen Öleinheiten geschätzt. Dies entspricht fünf Prozent des gesamten Primärenergieverbrauchs. Die installierte Gesamtfläche liegt noch weit unter den Möglichkeiten Spaniens, wenn man die hohe Sonneneinstrahlung und den Energiebedarf privater Haushalte und der Touristikbranche betrachtet. Rund 100 Unternehmen sind als Hersteller, Vertreiber, Installationsbetriebe und Ingenieurbüros im Bereich der solarthermischen Energiegewinnung tätig.

Die spanische Regierung hat regionale Förderprogramme aufgelegt. Anträge zur Förderung (ca. 250 bis 300 Euro je m 2 Kollektorfläche) können bei den zuständigen Stellen der Bezirksregierungen angefordert werden. Von großer Bedeutung ist die im August 2002 beschlossene Einspeisevergütung (Bonus) in Höhe von 12ct/KWh für solarthermischen Strom, der zusätzlich zum Marktpreis für konventionell erzeugten Strom gezahlt wird. Diese Regelung gilt ausschließlich für rein solar erzeugten Strom; solar unterstützte fossile Kraftwerke oder Solarkraftwerke mit fossiler Zusatzbefeuerung sind davon ausgenommen.

Aufgabenstellung
In der südspanischen Provinz Granada/Andalusien soll die deutsche Firma Solar Millennium ab 2004 die beiden ersten Parabolrinnen-Kraftwerke Europas mit einer Leistung von je 50 Megawatt bauen. Jährlich können dann pro Anlage 157 Gigawattstunden reiner Solarstrom in das spanische Stromnetz eingespeist werden. Dies entspricht jeweils dem jährlichen Energiebedarf einer Großstadt mit 180.000 Einwohnern. Es entsteht damit der weltweit größte Solarstandort mit insgesamt 1,1 Millionen Quadratmetern Kollektorfläche. Pro Kraftwerk werden auf einer Fläche von 200 Hektar ? dies entspricht 200 Fußballfeldern ? 624 Kollektoren mit rund 200.000 Spiegeln errichtet. Für die 18-monatige Bauphase sind rund 600 Arbeitskräfte eingeplant, für den Betrieb der Anlage will Solar Millennium permanent rund 50 Mitarbeiter pro Kraftwerk beschäftigen. Der Betriebsbeginn ist für das Jahr 2006 vorgesehen. Die Investitionskosten der beiden Großprojekte betragen insgesamt 400 Millionen Euro.

Technische Lösung / Verfahren
Grundsätzlich existieren drei unterschiedliche Technologien im Bereich von Solarkraftwerken: Parabolrinnen-Systeme, Solarturm-Technologie sowie Dish-Sterling-Systeme. Kernelement von Parabolrinnen-Kraftwerken sind Solarfelder, die Dampf für konventionelle Dampfturbinen liefern. Ein Solarfeld besteht aus vielen parallel angeordneten Reihen von Solarkollektoren, die in Nord-Süd-Richtung ausgerichtet sind. Sie werden entsprechend dem Sonnenverlauf von Osten nach Westen geführt. Die Reflektoren sind parabolisch geformte Spiegel, die aus extrem transparentem, silberbeschichtetem Glas bestehen. Diese konzentrieren die einfallende solare Strahlung 80-fach auf ein Absorberrohr im Zentrum der Kollektorreihe. Das Rohr nimmt die konzentrierte Strahlung auf und überträgt sie bei Temperaturen bis zu 400 oC auf eine durchströmende Wärmeträgerflüssigkeit. Der mit Sonnenstrahlung erzeugte Dampf treibt eine Turbine an, die mit einem Generator zur Stromerzeugung gekoppelt ist. Beide Schlüsselkomponenten des Kraftwerkes werden in Deutschland entwickelt und produziert. Die Spiegel werden von der Firma Flabeg, weltweit als Hersteller von Spezialgläsern bekannt, am Standort Furth im Wald gefertigt, die Absorberrohre von Schott Rohrglas in Mitterteich hergestellt.

Unternehmensprofil / Leistungsangebot
Die 1998 in Erlangen/Deutschland gegründete und von Kleinaktionären finanzierte Solar Millennium AG plant die Realisierung solarthermischer Kraftwerke in den Ländern im Sonnengürtel der Erde. Hierfür beschäftigt sie führende Experten auf dem Gebiet der Solarthermie. Zusammen mit ihren Standort- und Geschäftsfeldgesellschaften, die teilweise gemeinsam mit anderen renommierten deutschen Technologieunternehmen gegründet wurden, deckt die Aktiengesellschaft das gesamte Leistungsspektrum ab: von der Standortsuche über die Projektentwicklung, Planung und Konzeptionierung der Kraftwerke bis zur Realisierung. Auf Basis eigener Erfahrung und Technikentwicklung sowie einem Netzwerk von führenden Kompetenz- und Entscheidungsträgern verfügt die Solar Millennium AG über einen deutlichen Wettbewerbsvorsprung auf dem Zukunftsmarkt Solarenergie.



Abb 01 : Funktionsprinzip der Anlage



Abb 02: Turmanlage (Prinzip Solarturm)

Kontaktpartner in Deutschland
Herstellerfirma: :laugh:
Solar Millennium AG
Neumühle 24-26
91056 Erlangen
Germany
Telefon: +49 (0)9131 / 7507521
Fax: +49 (0)9131 / 7507522

E-Mail: info@solarmillennium.de
Internet: www.solarmillenium.de

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Strategische Allianzen, Partnerschaften, Kompetenzträger

Die Solar Millennium AG verfügt über ein bewährtes und langjährig gefestigtes Netzwerk strategischer Allianzen und Partnerunternehmen.

Diese Allianzen erstrecken sich auf Unternehmen, die nicht nur in ihren jeweiligen Gebieten weltweit führend sind, sondern die auch seit Jahren über die Vision und Initiative verfügen, die notwendig ist, innovative Großprojekte wie den Bau solarthermischer Kraftwerke voranzutreiben.

Die Partnerunternehmen und Kompetenzträger
der Solar Millennium AG:

- Schlaich Bergermann & Partner sbp GmbH
- Flabeg GmbH & Co. KG
- Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V. (DLR)
- Schott Rohrglas GmbH...liefert ein Teil der Technik
- Cobra/ACS span. Baukonzern....baut die Anlagen und hält Projektanteile

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Solar Millennium Gruppe....ist nur eine kleiner Projektentwickler mit 54 Mitarbeitern und ein MK von ca. 165 Mill.€

Zur Sicherung und Stärkung der internationalen Marktposition und zur Erweiterung der Know-how Basis sowie zur Projektentwicklung an den Projektstandorten hat die Solar Millennium AG internationale Tochter- und Beteiligungsgesellschaften gegründet. Die Leistungen der Solar Millennium-Gruppe (AG und ihre verbundenen Unternehmen) umfassen Projektentwicklung, technische Planung und Engineering für die Realisierung von solarthermischen Kraftwerken im Leistungsbereich von 50 bis 200 Megawatt (MW) auf Basis der Parabolrinnen- und der Aufwindtechnologie.

Technologie-Unternehmen

Flagsol GmbH (100%)

Smagsol GmbH (100%)
Regionale Projektgesellschaften

Milenio Solar Desarrollo de Proyectos S.L., Spanien (100%)

Solar Millennium LLC., USA (100%)
Projektgesellschaften

Andasol-1 Central Termosolar Uno S.A., Spanien (o%)
Andasol-2 Central Termosolar Dos S.A., Spanien (25%)
Marquesado Solar S.A., Spanien (50%)
Ibersol Electricidad Solar Ibérica S.A., Spanien (50%)
Murciasol-1 Planta Solar Térmica S.L., Spanien (50%)
Murciasol-2 Planta Solar Térmica S.L., Spanien (100%)
Theseus A.E., Griechenland (75%)
Beteiligungsgesellschaften
Solar Millennium Beteiligungen GmbH (100%)
Solar Millennium Verwaltungs GmbH (100%)

(in Klammern: Besitzanteile der Solar Millennium AG)
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bossi1
21.12.06 00:35:37
Beitrag Nr. 14
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.338.089 von bossi1 am 20.12.06 14:10:34Unternehmensanleihen
Anleihe von Solar Millennium empfiehlt sich nur als Beimischung



Solarthermisches Parabolrinnenkraftwerk in Nevada
20. Dezember 2006
Unternehmen, die eine neue Technik auf den Markt bringen, haben einen unstillbaren Hunger nach Kapital. Denn bevor die Zukunft von heute zur gewinnträchtigen Gegenwart wird, zeigt sie sich äußerst gefräßig.

Dabei ist es häufig gar nicht so einfach, ausreichend Geld aufzutreiben, denn konservative Geldgeber stecken ihr Kapital vorzugsweise in Techniken, die unter beweis gestellt haben, daß sie auch die erhofften Erträge bringen und das möglichst in absehbarer Zeit.

Zukunftstechnik Solarthermie

Das zwingt die Firmen oft, andere Finanzierungswege zu beschreiten. Ein andere Grund die Entwicklung nicht den üblichen Weg der Finanzierung über die Hausbank oder Eigenkapitalgeber zu beschreiten, ist die nicht unberechtigte Furcht, die Kontrolle über das Aufgebaute zu verlieren.

Zu den Zukunftstechniken, die großes Potential versprechen, aber bei denen noch nicht bewiesen ist, daß sie auch den wirtschaftlichen Erfolg bringen werden, gehört auch die Energieerzeugung durch Solarthermie, die auch Geschäftszweck der Solar Millennium AG ist und die sich unter anderem durch die Ausgabe von Anleihen finanziert..

Diese erfolgt auf zwei Arten. Ihre erfolgreich Projektierbarkeit bewiesen, allerdings nur in kalifornischen Kraftwerken, hat die Parabolrinnentechnik, bei der mittels der Sonnenstrahlung erzeugte Wärme genutzt wird, um in einer Dampfturbine Strom zu erzeugen. Anders als Strom aus Wind oder Photovoltaik kann mittels Wärmespeichern der Strom aus solarthermischen Kraftwerken planbar bereitgestellt werden. So kann auch nach Sonnenuntergang das Kraftwerk noch bis zu 7,5 Stunden weiterbetrieben werden.

Anleihe soll vor allem spanisches Kraftwerk finanzieren

Solar Millennium hat bisher noch kein Kraftwerk erfolgreich in Betrieb genommen. Indes wurde im Juli in Andalusien der Grundstein für den Bau des größten Sonnenkraftwerks der Welt gelegt. „Andasol1“ soll in zweijähriger Bauzeit in der Provinz Granada fertiggestellt werden und schließlich etwa zweihunderttausend Menschen mit Solarstrom versorgen. Finanziert wird dies unter Mithilfe des spanischen Anlagenbauers ACS/Cobra, der jeweils 75 Prozent der Anteile an den Projektgesellschaften Andasol 1 und Andasol 2 übernommen hat.:eek::eek:

Zur weiteren Finanzierung plaziert Solar Millennium derzeit die dritte Anleihe in einem Volumen von 20 Millionen Euro. Das Papier läuft bis zum 22. August 2001 und wird mit 6,5 Prozent verzinst. Das sind 25 Basispunkte weniger als die im März voll plazierte Anleihe im Volumen von 30 Millionen Euro bot. Insofern scheinen sich angesichts eine steigenden Zinsniveaus die Finanzierungskonditionen für das Unternehmen verbessert zu haben. Über ein Rating verfügen die Emissionen nicht.

Verwendet werden soll der Nettoerlös vor allem zur Besicherung der Finanzierung des Projekts Andasol 2, bei dem noch 25 Prozent durch das Unternehmen finanziert werden müssen. Rund sechs Millionen Euro sollen im Geschäftsbereich Projektentwicklung eingesetzt werden, um die bestehenden Projektgesellschaften mit Kapital auszustatten.

Sinkende Eigenkapitalquote

Der Kapitalhunger des Unternehmens hat sich in den vergangene Jahren deutlich in der Bilanz niedergeschlagen. Lag die Eigenkapitalquote am 31. Oktober 2003 zum Ende des damaligen Geschäftsjahres noch bei 62 Prozent, sank diese seitdem kontinuierlich. Ein Jahr später lag trotz einer Kapitalerhöhung sie bei 42 Prozent, fiel ein weiteres Jahr später trotz einer weiteren Kapitalerhöhung auf 34 Prozent und wurde Ende Juni zuletzt mit 30 Prozent ausgewiesen. Die Anleiheschulden würden sich nach vollständiger Plazierung der Anleihe auf 70 Millionen Euro summieren. Indes erwirtschaftet das Unternehmen bislang Gewinne. Dennoch war der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit in den vergangenen beiden Geschäftsjahren negativ gewesen.

Alles in allem, handelt es sich bei Solar Millennium immer noch um ein Unternehmen im Frühstadium seiner Entwicklung, das expandiert und investiert.. Noch hat aber kein Kraftwerk den Betrieb aufgenommen und generell weist das Unternehmen darauf hin, daß die solarthermische Energieerzeugung gegenüber der konventionellen preislich bisher nur in Einzelfällen konkurrenzfähig sei. Bei Realisierung der Kraftwerke sei man daher üblicherweise auf Förderprogramme oder die Gewährung von ausreichenden gesetzlichen Einspeisevergütungen angewiesen. Dementsprechend sei der Markt für solarthermische Kraftwerke derzeit noch begrenzt und von den politischen und gesetzlichen Rahmenbedingungen abhängig.

Rendite ähnlich wie bei B-Anleihen

Zwar gibt es verschiedene günstige Langfristprognosen und außerdem könnte die Technik von den Grundsatzbeschlüssen und -erklärungen zur Steigerung der Bedeutung der alternativen Energien profitieren - aber noch ist es nicht soweit.

Die derzeit ausgegebene Anleihe ist nicht besichert, steht indes im gleichen Rang mit allen anderen nicht dinglich besicherten Verpflichtungen der Anleiheschuldnerin. Damit haben die Gläubiger laut Emissionsprospekt immerhin Vorrang vor den Aktionären, wobei dies im Fall der Zahlungsunfähigkeit dennoch vor schwerwiegenden Verlusten nicht bewahren dürfte.

Zudem ist die Zulassung zum öffentlichen Handel nicht geplant, so daß ein Engagement in der Anleihe von vornherein auf Endfälligkeit angelegt sein sollte. Dafür gibt es immerhin kein Agio. Ob die Rendite von 6,49 Prozent das Risiko der Investition in das Frühstadium der Marktentwicklung ausreichend entlohnt, ist letztlich eine Entscheidung, die eine individuelle Abwägung der Chancen und Risiken erfordert. B-Anleihen rentieren derzeit bei durchschnittlich 6,873 Prozent, so daß die Rendite etwa einem Rating von B+ entspräche. Über ein Rating in diesem bereich verfügen beispielsweise Unternehmen wie Rhodia, Colt Telecom oder auch der angeschlagene Autoriese Ford. Mehr als eine Beimischung im Depot sollte das Papier daher nicht sein.

Die in dem Beitrag geäußerte Einschätzung gibt die Meinung des Autors und nicht die der F.A.Z.-Redaktion wieder.
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bossi1
24.12.06 16:55:34
Beitrag Nr. 15
© DIE ZEIT, 23.11.2006 Nr. 48

Platz an der Sonne
Die Kraft des Lichts ist stark und wird auch genutzt. Doch für echte Effizienz fehlt die Technik


Solaranlagen leisten viel, aber längst nicht genug

© Getty Images

Deutschland gehört nicht gerade zu den besonders sonnigen Ländern. Doch nirgendwo auf der Welt gibt es so viele Solaranlagen wie bei uns. Auf einer Million deutschen Dächern wird die Energie der Sonne genutzt. 800000 Anlagen erwärmen Wasser zum Duschen, Baden und Heizen, 200000 Anlagen erzeugen Strom. Im sonnigen Süden gehört die Solaranlage inzwischen fast zur Normalausstattung von Neubauten. Die Jahre ständig steigender Wachstumsraten hat die deutsche Solarbranche allerdings hinter sich. Inzwischen wächst die installierte Leistung nur noch um gut zehn Prozent im Jahr. Dafür steigt der Exportanteil der 150 deutschen Hersteller; bei Solarzellen liegt er schon über einem Drittel. Die in Deutschland installierten Solarzellen stammen allerdings zur Hälfte aus dem Ausland. Die Sonnenenergie hat ein gutes Image. Solaranlagen stören kaum und gelten als saubere High-Tech-Anwendung. Mit einer neuen Dünnschichttechnologie können sie in Zukunft sogar unauffällig in Fassaden integriert werden. In Umfragen geht ein Großteil der Bevölkerung davon aus, dass wir uns in 50 Jahren vor allem mit Sonnenenergie versorgen.

Jahresrückblick: Gefallene Helden »
Theoretisch wäre das kein Problem. Praktisch ist Solarenergie – trotz der unübersehbaren Anlagen auf unseren Dächern – aber noch bedeutungslos. Solarstrom deckt nicht einmal zwei Tausendstel des deutschen Verbrauchs. Selbst unter den erneuerbaren Energien ist ihr Anteil mit zwei Prozent minimal. Enorm sind dagegen die Kosten des Solarbooms. Mit mehr als 500 Millionen Euro werden die deutschen Stromverbraucher in diesem Jahr die Einspeisung von Solarstrom bezuschussen. Das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) garantiert eine Vergütung von 40 bis 50 Cent pro Kilowattstunde. Damit ist die Elektrizität aus den blau schimmernden Zellen fünfmal teurer als Windenergie und zehnmal so teuer wie Strom aus konventionellen Kraftwerken.

Auch die energetische Amortisation ist bisher schlecht. Ein deutscher Solarkollektor hat erst nach ein bis zwei Jahren die Energie erzeugt, die zu seiner Herstellung und Montage nötig war, ein Fotovoltaik-Modul sogar erst nach drei bis fünf Jahren. Bei Windrädern dauert es – je nach Standort – nur vier bis sieben Monate. Deshalb liefert der Solarboom keinen merklichen Beitrag gegen den Klimawandel. Wird die energieaufwändige Produktion eingerechnet, setzt jede Kilowattstunde Fotovoltaik-Strom im Durchschnitt 100 bis 200 Gramm CO₂ frei, das entspricht dem Viertel der Emissionen eines Gaskraftwerks. Die CO₂-Bilanz von Windenergie fällt zehnmal besser aus.

Effizienter arbeiten solarthermische Kraftwerke. Sie bündeln das Sonnenlicht mit Spiegeln und erzeugen Dampf, der wie bei einem konventionellen Kraftwerk eine Turbine antreibt. In Südspanien entstehen gerade die ersten europäischen Anlagen, geplant werden sie auch in Nordafrika. Deutschland ist als Standort nicht geeignet. Während die Sonne in der Sahara an bis zu 4300 und in Andalusien über 3000 Stunden im Jahr scheint, sind es in Deutschlands Sonnenhauptstadt Freiburg 1800.
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bossi1
24.12.06 17:22:24
Beitrag Nr. 16
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.338.089 von bossi1 am 20.12.06 14:10:3422.12.2006, 18:08 Uhr

Solar Millennium AG kooperiert mit General Electric auf dem Gebiet der solarthermischen Kraftwerke...so kann man den "Ausverkauf" bei Solar Millennium auch nennen. GE und ACS können die Projekte auch ohne die Hilfe vom finanzschwachen Partner mit Schott Technik fertigstellen.


Erlangen - Die Solar Millennium AG, Erlangen, hat den Verkauf von 80 Prozent der Anteile an ihrer Tochtergesellschaft Solar Millennium Beteiligungen GmbH an GE Energy Financial Services, ein Unternehmen des amerikanischen Konzerns General Electric GE, bekannt gegeben. Die finanziellen Details des Anteilübertrages wurden nicht offen gelegt.

Geschäftszweck der Solar Millennium Beteiligungen GmbH ist die Beteiligung an bis zu fünf solarthermischen Kraftwerken, die von der Solar Millennium AG entwickelt werden.

Die Solar Millennium AG hat im südspanischen Andalusien mehrere solarthermische Kraftwerksprojekte erfolgreich entwickelt. Das erste Parabolrinnen-Kraftwerk Europas befindet sich seit Juni 2006 im Bau. Das 300 Mio. Euro Projekt soll etwa 200.000 Menschen mit Solarstrom versorgen.

Weitere Infos und Meldungen zum Thema Solarenergie
SolarWorld AG: Freiberger Waferfertigung verdoppelt Kapazitäten auf 500 MW
Hersteller von PV-Zellen und –Modulhersteller
Zum aktuellen Börsenkurs der Solar Millennium AG

Quelle: iwr/22.12.06
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bossi1
24.12.06 20:05:32
Beitrag Nr. 17
Im September 2006 begann der grüne Mischkonzern Abengoa neben dem Solarpark PS10 die Bauarbeiten vom nächsten Bauabschnitt PS20, dem neuen Thermo Solarpark mit Solarturm von 165 m Höhe und 1255 Heliostaten von je 121 m² für 20MW Leistung. Gesamtausbau in mehreren Bauabschnitten auf 302 MW.

Comienzan las obras de la PS20

Comenzó en septiembre la preparación del terreno y la construcción de los viales de la PS20, la nueva central solar termoeléctrica con tecnología de torre y campo de heliostatos de 20 MW de potencia



La potencia de salida nominal del generador será de 20 MWe, que serán evacuados por una línea de 66 kV compartida con la PS10 y Sevilla PV hasta la subestación de Sanlúcar la Mayor. La planta dispondrá de un sistema de almacenamiento con capacidad suficiente para operar la turbina durante 60 minutos al 50% de la carga; de esta manera, se consigue una gestionabilidad de la planta que mejorará su funcionamiento y optimizará la inyección de electricidad limpia a la red eléctrica de abastecimiento, pudiendo suministrar energía de manera constante y controlada incluso frente a transitorios como pueda ser el paso de nubes.
El funcionamiento de la central se basa en los mismos principios que la PS10. La superficie de captación de la radiación solar estará formada por 1255 heliostatos de 121 metros cuadrados cada uno con seguimiento al sol en dos ejes. El campo de heliostatos concentrará la radiación solar sobre el receptor solar situado en la parte superior de una torre de aproximadamente 165 metros.

La central estará incluida dentro de la construcción de la Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor, y su potencia casi duplicará la de la PS10, la primera central solar termoeléctrica del mundo con tecnología de torre y campo de heliostatos que operará de manera comercial. La capacidad de producción de electricidad, estimada en 50,6 GWh anuales, permitirá el suministro de energía a unos 12 000 hogares, y evitará la emisión de un millón de toneladas de CO2 a lo largo de sus 25 años de su vida útil.
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bossi1
25.12.06 11:37:42
Beitrag Nr. 18
Wissenswertes über Solarthermische Kraftwerke
von Schott Solar

...sie liefern weltweit die "Schlüsseltechnik" für die ausgereiften Parabolrinnenkraftwerke. (Parabolspiegel, Receiver / vakuumisolierte Absorberrohre etc.) Die Kraftwerkstechnik, die Metallkonstruktionen der Parabolspiegel und der Aufbau kann vom Baukonzern übernommen werden. Für große Baukonzerne in Spanien ist die Projektfinanzierung, Kraftwerksplanung und Ausführung der Solarkraftwerke kein Problem, sondern ein willkommener neuer Zukunftsmarkt. - bossi



Im Prinzip arbeitet ein solarthermisches Kraftwerk nicht anders als ein gewöhnliches Dampfkraftwerk. Mit einem entscheidenden Unterschied: Der Wasserdampf wird nicht durch die klimaschädliche Verbrennung von Kohle, Öl oder Erdgas erzeugt oder durch die Spaltung von Uran, sondern allein durch die Energie von der Sonne. Um die nötigen hohen Temperaturen zu erreichen, muss die Sonnenstrahlung konzentriert werden. Die am weitesten ausgereifte Technik dafür sind Parabolrinnenkollektoren. Dabei handelt es sich um bis zu 400 Meter lange Rinnen aus parabolisch geformten Spiegelsegmenten. Die Rinnen werden dem Tagesgang der Sonne nachgeführt und konzentrieren die einfallende Strahlung in der Brennlinie der Spiegel bis zu 80-fach auf speziell beschichtete, vakuumisolierte Absorberrohre, die sogenannten Receiver.

Strom ist speicherbar

Die Sonnenstrahlung erhitzt das durch die Receiver fließende Thermoöl auf 400 Grad Celsius, um über einen nachgeschalteten Wärmetauscher Dampf erzeugen zu können. Wie in einem konventionellen Kraftwerk gelangt dann der Dampf unter Druck in eine Turbine, die den Generator antreibt. Wärmespeicher ermöglichen eine Stromproduktion fast rund um die Uhr – auch wenn die Sonne nicht scheint.

Receiver als Schlüsselkomponente

Eine Schlüsselrolle für die Effizienz von Parabolrinnen-Kraftwerken spielen neben der optischen Präzision der Spiegel die vier Meter langen, durch eine Glashülle vakuumdicht isolierten Receiver. Sie wandeln die Solarstrahlung in Wärme um. Das Hüllrohr besteht aus einem beschichteten, hochtransparenten und robustem Borosilikatglas, das innen liegende Absorberrohr aus speziell beschichtetem Stahl.

Lesenswerte pdf Datei (Deutsch) über 40 Seiten
von Schott Solar zum Thema Solarkraftwerke


http://www.schott.com/solarthermal/german/download/memorandu…

...gibt es auch auf Spanisch und zeigt ihre Zielmärkte
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bossi1
25.12.06 11:42:46
Beitrag Nr. 19
Receiver für solarthermische Kraftwerke „powered by SCHOTT



SCHOTT Receiver als Schlüsselkomponente

Seit Mitte der achtziger Jahre produzieren neun solarthermische Parabolrinnen- Kraftwerke in der Wüste Kaliforniens Solarstrom mit einer Gesamtleistung von 354 Megawatt (MW). Die einzelnen Kraftwerke liefern zwischen 14 und 80 MW Strom und versorgen 10.000 bis 56.000 Menschen.
Ein Parabolrinnen-Kraftwerk besteht aus drei Schlüsselkomponenten: Spiegeln, Receivern und der Turbinentechnik. Bereits für die kalifornischen Kraftwerke lieferte SCHOTT hochwertige Spezialglasröhren als Hüllen für die Receiver. 2004 hat SCHOTT einen neuen, selbst entwickelten Receiver mit deutlich verbesserter Qualität in den Markt eingeführt. Mit diesem neuen Receiver, der sich industriell in hohen Stückzahlen fertigen lässt, avancierte SCHOTT zum Technologieführer bei dieser Schlüsselkomponente.

So funktioniert ein Parabolrinnen-Kraftwerk



Hunderte rinnenförmig angeordnete Parabolspiegel, die permanent dem Tageslauf der Sonne nachgeführt werden, konzentrieren die einfallende Sonnenstrahlung auf die SCHOTT Receiver, die sich in der Brennlinie befinden. Ein SCHOTT Receiver besteht aus einem speziell beschichteten Absorberrohr, das in ein vakuumdichtes Glasrohr eingebettet ist. Die eingefangene Sonnenstrahlung erhitzt das im Absorberrohr strömende Thermoöl auf knapp 400 Grad Celsius. Dieses wird über einen Wärmetauscher geleitet, in dem Dampf produziert wird, der dann in Turbinen Strom erzeugt. Die Kraftwerksleistung liegt zwischen 25 und 200 MW Stromeinspeisung zur Spitzenzeit. Durch Speicher ist auch ein kontinuierlicher Grundlastbetrieb möglich. Mit dem höchsten Wirkungsgrad und den niedrigsten Stromgestehungskosten haben die Parabolrinnen-Kraftwerke unter den Solarkraftwerken eine hervorragende Zukunftsperspektive
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bossi1
25.12.06 11:55:50
Beitrag Nr. 20
09.11.2006
SCHOTT fertigt Solarreceiver bald auch in Spanien


Receiver sind eine Schlüsselkomponente für solarthermische Parabolrinnenkraftwerke, welche die Sonnenenergie in Wärme umwandeln und diese zur Stromerzeugung nutzen.

„Parabolrinnenkraftwerke bieten ein enormes Potenzial für die Energieversorgung der Zukunft. Mit unserem Receiver sind wir weltweit Technologieführer. Unser Ziel ist es, auch Marktführer zu werden. Wir bauen die zweite Fertigungslinie in Spanien, weil dort unsere europäischen Kunden sitzen und der Mittelmeerraum ein vielversprechender Markt für solarthermische Kraftwerke ist“, sagte Prof. Dr.-Ing. Udo Ungeheuer, Vorsitzender des Vorstandes der SCHOTT AG.

Francisco Vallejo Serrano, Minister für Innovation, Wissenschaft und Unternehmen der Regionalregierung von Andalusien begrüßt die Entscheidung von SCHOTT: “ Es handelt sich hier um eine phantastische Nachricht, die Andalusien zu einer internationalen Referenz für die Nutzung der Sonnenenergie als saubere Energiequelle machen und die Entwicklung einer leistungsstarken Industrie im Bereich der erneuerbaren Energien ermöglichen wird, in dem Andalusien bereits führend in Europa ist.“ SCHOTT verfügt unter anderem über Aufträge zur Lieferung von Receivern für die derzeit im Bau befindlichen Solarkraftwerke „Nevada Solar One“ im US-Bundesstaat Nevada und in Andalusien (Spanien). Das Projekt in Andalusien ist das erste kommerziell betriebene solarthermische Kraftwerk in Europa. Mit dem höchsten Wirkungsgrad und den niedrigsten Stromgestehungskosten unter allen Solartechnologien haben Parabolrinnenkraftwerke das Potenzial, in Regionen um den Sonnengürtel der Erde schon mittelfristig Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen zu produzieren. Die Technologie hat sich seit 20 Jahren für die zentrale Stromerzeugung bewährt. Seitdem produzieren neun solcher Kraftwerke in der Mojave-Wüste in Kalifornien mit einer Gesamtleistung von 354 Megawatt Solarstrom für 200.000 Haushalte. Bereits für die Receiver dieser Kraftwerke lieferte SCHOTT hochwertige Spezialglasröhren als Hüllrohre für die Receiver. 2004 entwickelte SCHOTT dann einen eigenen Hochleistungs-Receiver mit deutlich verbesserter Qualität. Parabolrinnenkraftwerke bestehen aus einem riesigen Feld parabolisch gewölbter Spiegel, die das Sonnenlicht auf Receiver (Absorberrohre) bündeln, die sich in der Brennlinie befinden. In den speziell beschichteten Receivern wird die konzentrierte Sonnenstrahlung in Wärme umgesetzt und an ein zirkulierendes hitzebeständiges Spezialöl abgegeben. Dieses Öl erhitzt sich dadurch auf bis zu 400 Grad Celsius, wird dann zum zentralen Kraftwerksblock gepumpt, durchfließt mehrere Wärmetauscher und erzeugt so – wie in konventionellen Kraftwerken – den nötigen Dampf für den Antrieb von Turbinen zur Stromerzeugung. Das politische Bewusstsein, dass solarthermische Kraftwerke eine der wichtigsten Optionen für die Energieversorgung von morgen bieten, wächst ständig. Die Internationale Konferenz für Erneuerbare Energien in Bonn „renewables 2004“ nahm die Global Market Initiative (GMI) zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke in ihr Aktionsprogramm auf. Im September 2005 forderte das Europäische Parlament die Europäische Kommission auf, den Bau solarthermischer Kraftwerke zu fördern. Und beim World Energy Dialogue auf der Hannover-Messe 2006 hat der Club of Rome mit Nachdruck gefordert, den Bau von solarthermischen Kraftwerken in Spanien und Nordafrika zu forcieren.
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bossi1
26.12.06 23:25:18
Beitrag Nr. 21
SARASIN Studie 2005, Solarenergie
Solarthermische Kraftwerke in Spanien / USA
als pdf Seite 49-60

http://www.sarasin.ch/sarasin/show/pdf/pdfreader?file=Studie…
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bossi1
26.12.06 23:41:06
Beitrag Nr. 22
Sarasin-Studie zur Solarenergie 2006 (neu)
Das Schweizer Bankhaus Sarasin & Cie AG benennt in ihrer aktuellen Studie zur Solarenergie die Licht- und Schattenseiten der boomenden internationalen Solarindustrie.



(Sarasin, 7.12.2006) – Die Solarenergie-Industrie ist weiter im Aufwind. Die Solarzellenproduktion als auch die neu installierten Solarkollektoren haben weltweit um 40% bzw. 16.5% zugenommen. Rund 77% der weltweit neu installierten Kollektoren finden sich dabei in China, was einem Marktwachstum von 20% entspricht. Aber auch der Schweizer Markt entwickelte sich kräftig: Er legte ebenfalls um 26% zu. Die Prognosen für die Photovoltaik – insbesondere ab 2008 – scheinen attraktiv. In ihrer neusten Studie zur Solarenergie-Industrie prognostiziert die Bank Sarasin & Cie AG zwischen 2011 und 2020 dann auch jährliche Wachstumsraten von 21% für die Photovoltaik und 20% für Solarkollektoren.

Die auf Vermögensverwaltung und Anlageberatung spezialisierte Bank Sarasin & Cie AG untersucht in ihrer neusten Studie „Solarenergie 2006 — Licht- und Schattenseiten einer boomenden Industrie“ die aktuellen Marktverhältnisse und -aussichten im Bereich der Solarenergie respektive der drei Anwendungsgebiete Photovoltaik (PV), Solarthermie und solarthermische Kraftwerke.

Photovoltaik-Unternehmen bis April 2006 in der Gunst der Anleger
Der PV-Boom hielt auch 2005 an. Die weltweite Solarzellenproduktion stieg um über 40% auf 1.740 MW. Nebst den zunehmenden Produktionsmengen an Solarzellen entwickelten sich auch die Kurse von börsenkotierten Solarunternehmen eindrücklich: Der PPVX-Index — ein Index welcher 30 Solartitel aus verschiedenen Ländern beinhaltet — ist 2005 um rund 150% gestiegen. Auch in den ersten vier Monaten dieses Jahres stieg der Index noch einmal um rund 125 Prozentpunkte. Das attraktive Marktumfeld bewirkte, dass weitere PV-Unternehmen an die Börse strömten. Seit der Kurskorrektur im Mai dieses Jahres unterscheiden Investoren jedoch klar zwischen den einzelnen Titeln und vergleichen die Geschäftsmodelle. Das Augenmerk richtet sich auf die Strategie und wie einzelne Unternehmen mit den Schlüsselthemen für die zukünftige Entwicklung der Solarbranche umzugehen wissen.

Für die künftige Entwicklung des PV-Marktes geht die Bank Sarasin davon aus, dass die Siliziumknappheit das Marktwachstum noch bis 2008 abbremsen wird. Doch für 2010 wird mit einer weltweit neu installierten PV-Leistung von rund 4.1 GW gerechnet. Dies entspricht einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate für die Zeitspanne 2005 bis 2010 von 26%. Für das nächste Jahrzehnt (2011-2020) wird eine durchschnittliche Wachstumsrate von gut 21% erwartet.

China installiert 77% aller Solarkollektoren
Weltweit wurden 2005 mit 13.6 GW thermischer Energie rund 16.5% mehr Solarkollektoren installiert als noch 2004; rund 77% davon in China, dessen Markt sich um insgesamt 20% vergrößerte. Der europäische Solarthermiemarkt entwickelte sich ebenfalls positiv und ist 2005 um 26% gewachsen. Nach wie vor dominieren die drei Länder Deutschland, Österreich und Griechenland mit einem gemeinsamen Marktanteil von 70%. Aufstrebende europäische Märkte sind vor allem Frankreich (+134%), Portugal (+60%) und die neuen EU-Länder mit einem durchschnittlichen Wachstum von 33%. Auch der Schweizer Markt wuchs um 26%. Gerade bei Eigenheimbesitzern liegt die Solarthermie wegen den gestiegenen Öl- und Gaspreisen wirtschaftlich im Trend.

Für das laufende Jahr 2006 geht die Bank von einer weltweit neu installierten Kollektorkapazität von rund 17.2 GWth (thermischer Energie) aus, d.h. 25% mehr als im Vorjahr. Dieses Wachstum wird hauptsächlich von der Dynamik in China, in Europa aber auch in anderen nicht-europäischen Ländern getrieben. Bis 2010 dürfte auch die globale Wachstumsrate weiterhin zwischen 25 und 30% liegen. Aufgrund der zunehmenden Reife des Marktes ist zwischen 2011 und 2020 zu erwarten, dass die durchschnittliche Wachstumsrate auf 20% pro Jahr zurückgehen wird. Der Weltmarkt für neu installierte Solarkollektoren hätte demnach 2020 ein Volumen von rund 390 GWth.

Jahr der Wahrheit für solarthermische Kraftwerke
Die Planungen für neue solarthermische Kraftwerksprojekte sind konkreter geworden. Unter anderem aufgrund technologischer Fortschritte, günstigeren politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen wie z. B. Klimaschutzabkommen, hohe Öl- und Gaspreise, Förderprogramme für erneuerbare Energien sowie attraktive Einspeisevergütungen. Speziell in Spanien und im Westen der USA haben sich die Förderbedingungen für solarthermische Kraftwerke verbessert. Die aktuelle Projektliste der weltweit geplanten solarthermischen Kraftwerke enthält mittlerweile sieben in Bau befindliche Projekte. Die weitere Entwicklung hängt nun stark vom Erfolg und den Erfahrungen dieser Projekte ab (Wirtschaftlichkeit, Zuverlässigkeit der Technik). Aufgrund der geplanten Projekte hält die Bank Sarasin die Realisierung von Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 2.1 GW bis 2010 für möglich.
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bossi1
26.12.06 23:59:07
Beitrag Nr. 23
Solar-Aktien
Die Zeiten des schnellsten Wachstums sind vorbei
...mit Aussagen zum PV Solarmarkt in Südeuropa von Sarasin 2006


07. Dezember 2006
Ranglisten mit den besten Unternehmen üben auf Anleger natürlich einen besonderen Reiz aus. Die Kurse der Vorzeigefirmen einer Branche werden sich besser entwickeln als der Durchschnitt, so die Hoffnung. Diese Rechnung mag aufgehen - wenn sich die unterschiedliche Qualität der Unternehmen nicht schon längst in den Kursen widerspiegelt.

Investoren, die auf Solarwerte setzen wollen, können ihre Anlageentscheidung jetzt mit einer Liste der Bank Sarasin anreichern. Das Schweizer Kreditinstitut hat anhand von vier Kriterien die strategische Positionierung von 16 börsennotierten Photovoltaik-Unternehmen bewertet: gesicherte Rohstoffversorgung, kritische Größe des Unternehmens, technisches Know-how und internationale Kundenbasis (siehe erste Grafik).

Solarworld führt die Sarasin-Rangliste an



„Wir gehen davon aus, daß sich die Branche schneller mit klaren Gewinnern und Verlierern konsolidieren wird und immer weniger Neueinsteiger Fuß fassen können“, erklärt Matthias Fawer-Wasser, Nachhaltigkeitsanalyst bei der Bank Sarasin und Autor der Studie. „Unternehmen werden nur dann in der Photovoltaik nachhaltig erfolgreich sein, wenn sie die kritischen Aspekte positiv angehen. Nach unserer Untersuchung vorbildlich ist dabei Solarworld.“

Das Bonner Unternehmen überzeuge insbesondere bei Know-how, Internationalität und sein Bemühen zur Rohstoffsicherung. Auf Platz zwei liegt mit Q-Cells ebenfalls ein Unternehmen aus Deutschland. Q-Cells sichere sich den Zugriff auf materialsparende und zukunftsträchtige Technologien durch seine Beteiligungen an EverQ und CSG Solar. Mit Sharp aus Japan liegt das größte Solarunternehmen auf Platz drei. Sharp überzeuge neben der Größe durch Kundenbasis und Know-how, habe aber Probleme bei der Rohstoffsicherung. Am Ende der Rangliste liegen Suntech, Solon, Motech, Sunways und Solar-Fabrik.

Solar-Aktien reagieren uneinheitlich



Die Anleger stürzten sich am Donnerstag, als die Sarasin-Studie veröffentlicht wurde, nicht auf alle Solar-Aktien aus der Liste. Solarworld (Isin DE0005108401) legte bis zum frühen Nachmittag zwar etwa ein Prozent zu, Q-Cells (DE0005558662) verlor aber 1,3 Prozent. Sharp-Aktien (JP3359600008) gewannen im Frankfurter Handel mehr als drei Prozent, die Titel der Renewable Energy Corporation (NO0010112675) verloren in Oslo dagegen 1,3 Prozent. Conergy (DE0006040025) schließlich, die Nummer fünf auf der Sarasin-Liste, tendierte fast unverändert.

Nachrichtlich gab es am Donnerstag nur von Solarworld Neues zu melden: Das Tec-Dax-Schwergewicht teilte mit, seine Kapazitäten für die Siliziumproduktion im sächsischen Freiberg zu erweitern. Ein mit der niederländischen Scheuten Solarholding geschlossenes Gemeinschaftsunternehmen soll eine Anlage zur Herstellung von hochreinem Solarsilizium bauen. Als Kapazität seien zunächst 1.000 Tonnen im Jahr geplant. „1000 Tonnen bedeuten fünf Prozent des derzeit weltweiten Solarsiliziumbedarfs“, sagte Vorstandschef Frank Asbeck.

Die Branche steht vor Herausforderungen



Die Bank Sarasin geht in ihrer Studie von einem weiteren Wachstum der Photovoltaik aus (siehe auch Grafiken). „Wir rechnen damit, daß bis 2010 die neu installierte Photovoltaikleistung durchschnittlich um 26 Prozent im Jahr wachsen wird“, sagt Fawer-Wasser. Die Korrektur der Solar-Aktien im Mai habe gezeigt, daß es neben den Wachstumschancen auch Schattenseiten gibt. Der Erfolg der Unternehmen hänge davon ab, wie sie Herausforderungen wie Rohstoffknappheit, bürokratische Hürden bei Förderprogrammen und zunehmende Konkurrenz meistern würden.

2005 nahm die weltweit neu installierte Photovoltaik-Leistung der Studie zufolge um 55 Prozent zu. Dabei lag Deutschland mit etwa 700 Megawatt Peak und einer Wachstumsrate von 93 Prozent schon zum zweiten Mal vor Japan, das aber insgesamt der größte Produzent von Solarzellen bleibt. „Deutschland hat zurzeit noch ein bemerkenswert hohes Wachstum in der Photovoltaik“, sagt Fawer-Wasser. „Langfristig wird Deutschland aber wie auch Japan relativ an Bedeutung abnehmen. Wir gehen davon aus, daß der Anteil Deutschlands am Weltmarkt von 55 Prozent im letzten Jahr auf 22 Prozent im Jahr 2010 zurückgehen wird.“ So erwartet die Bank bis 2010 in Deutschland eine durchschnittliche jährliche Wachstumsrate von 5,1 Prozent, während sie weltweit 26 Prozent betragen wird.

Photovoltaik ab 2020 wettbewerbsfähig?



Fawer-Wasser rechnet damit, daß die Siliziumversorgung weiterhin ein Schlüsselthema der Solarbranche bleibt. So werde die Nachfrage in den nächsten beiden Jahren das Angebot bei weitem übersteigen. Erst 2008 sei mit einer gewissen Entspannung zu rechnen, da dann zusätzliche Siliziummengen auf den Markt kommen würden. Eine weitere Herausforderung seien die hohen Modul- und Systempreise. So seien in den vergangenen Jahren die Endpreise für eine gesamte Photovoltaik-Anlage deutlich gestiegen. In Deutschland gebe es schon erste Signale für einen Nachfragerückgang.

Die Photovoltaik dürfe außerdem das Ziel der Wettbewerbsfähigkeit ohne Förderung nicht aus den Augen verlieren: „Wir glauben, daß Photovoltaik-Anlagen in sonnenreichen Regionen ab 2013 wettbewerbsfähig sein werden“, sagt Fawer-Wasser. „In gemäßigten Breiten wie Mitteleuropa, also auch in Deutschland, wird dieses um 2020 der Fall sein.“

Dünnschicht-Technologie vor dem Durchbruch?



Zu Dünnschicht-Technologien äußert sich Fawer durchaus skeptisch. Dünnschichtmodulen wird immer wieder eine große Zukunft vorausgesagt, weil für sie kein oder sehr viel weniger Silizium benötigt wird (siehe auch: Dünnschichtzellen gegen die Siliziumknappheit). „Dünnschichtbasierte Solartechnologien haben ein großes Potential“, schreibt Fawer zwar. Vorteile seien unter anderem der geringe Rohstoffverbrauch, die bessere Leistung bei hohen Temperaturen und das hohe Kostenreduktionspotential. Doch sei die Branche derzeit erst im Übergang von Pilotlinien zur Serienfertigung.

„Die Prognose der Europäischen Photovoltaik Vereinigung (EPIA) rechnet bis 2010 mit einem Anstieg des Dünnschichtanteils an der Modulgesamtproduktion von derzeit sechs auf 20 Prozent, das heißt nach ihrer Berechnung etwa 1.000 Megawatt Peak“, schriebt Fawer. „Wir halten einen Anstieg auf rund 700 Megawatt Peak für realistisch, da nach unserer Erfahrung nicht alle Projekte vollständig oder teilweise nur verzögert realisiert werden.“ Ohne Risiko könnten auch die Dünnschichthersteller nicht in die Zukunft schauen. Einige Technologien benötigten statt Silizium andere aufwendig zu gewinnende Stoffe, die auf dem Weltmarkt nur in geringen Mengen gehandelt würden und deren Preise sich zum Teil drastisch erhöht hätten.

Vorbei die Zeiten des schnellsten Wachstums



Die Sarasin-Studie wirft alles in allem einen nüchternen Blick auf die Branche. Der Photovoltaikmarkt wächst weiterhin schnell, doch die Zeiten des schnellsten Wachstums sind wohl vorbei. Die jüngsten Geschäftszahlen einiger Unternehmen haben gezeigt, daß der Verkauf nicht wie gewünscht vorankommt - die Lager haben sich gefüllt.


Besonders die Aussichten der kleinen Spieler am Markt dürften daher kritisch zu betrachten sein. Wenn sie keine auskömmliche Nische finden, haben sie gegen die Großen der Branche keine Chance. Die Aktien der Branchenführer sind mit Blick auf das Kurs-Gewinn-Verhältnis (KGV) zwar billiger geworden, richtige Schnäppchen sucht man aber vergebens. Die etablierten Unternehmen der Branche - hier kann die Sarasin-Liste durchaus als Orientierungshilfe dienen - sollten Gewinn und Umsatz in den kommenden Jahren noch deutlich steigern können. Diese Erwartung ist in den Kursen aber schon eingepreist. Auf kurze und mittlere Sicht dürfen Anleger von Solar-Aktien darum nicht zu viel erwarten.

Die in dem Beitrag geäußerte Einschätzung gibt die Meinung des Autors und nicht die der F.A.Z.-Redaktion wieder.
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Lanzalover
27.12.06 00:05:30
Beitrag Nr. 24
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.483.598 von bossi1 am 26.12.06 23:41:06:look:
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bossi1
27.12.06 00:37:36
Beitrag Nr. 25
Hi Lanza,
ich setzte hier mal einen Link zu Deinem Thread vom Stirling Motor, wo Du dieses System erkärst. Diese Technik findet ebenfalls bei Solarkraftwerken Verwendung und es wurde bereits in einem Thread Artikel erwähnt. ;)
Thread: alte technologie - hochaktuell . . . eine verspätete revolution?

Gruß bossi
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Lanzalover
27.12.06 01:16:10
Beitrag Nr. 26
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.484.309 von bossi1 am 27.12.06 00:37:36danke, ich wollte gerade darauf hinweisen, es scheint, als w´rde die technik sich mehr und mehr etablieren

ich habe es immer geahnt bzw. war überzeugt von der idee/technik . . .

ich glaube, es wird ernsthaft zeit sich (weiter) zu positionieren . . .
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Lanzalover
27.12.06 01:19:18
Beitrag Nr. 27
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.484.309 von bossi1 am 27.12.06 00:37:36sorry, gruß zurück . . .
ich bin gespannt, was morgen mit abengoa passiert,
hast du im chart-thread gelesen? was sagst du?
und wegen ntc. - das gewinnpotential ist gestiegen, soll heißen der kurs gesunken - einstiegschance oder noch warten, ich weiß es leider auch nicht, wenn ich bei corpas ein kaufsignal sehe, sage ich dir bescheid wenn du magst
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bossi1
27.12.06 12:41:48
Beitrag Nr. 28
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.336.801 von bossi1 am 20.12.06 13:10:39Das Material mit dem es doch noch geht



Abb.: Solarthermische Quellen - Eruptionen auf der Sonne im ultravioletten Spektralereich.

Raumtransportsysteme wie das US amerikanische Space Shuttle, die aus dem All zur Erde zurückkehren können, sind beim Eintritt in die Erdatmosphäre aufgrund der Luftreibung extrem hohen Temperaturen ausgesetzt. Deshalb sind besondere Maßnahmen erforderlich, um das Transportmittel selbst und damit die Besatzung oder allgemein die zur Erde zurück zu bringende Nutzlast vor Schaden zur bewahren.

Auch in Deutschland befasste und befasst man sich mit der sog. Wiedereintrittstechnologie und entwickelt in diesem Zusammenhang seit Mitte der 80er Jahre besondere Werkstoffe: faserverstärkte Keramiken, die nicht nur die sehr hohen Temperaturen beim Wiedereintritt aus dem Weltraum aushalten, sondern sich noch durch weitere wertvolle Eigenschaften auszeichnen. Sie haben eine geringe Dichte, hohe Festigkeit und hohe Steifigkeit (auch bei hohen Temperaturen) und widerstehen in besonderem Maße Verschleiß, Korrosion und Thermoschocks. Der besondere Vorteil faserverstärkter gegenüber monolithischer Keramik liegt in der hohen Bruchzähigkeit, die zu einem "quasiduktilen", nicht spröden Bruchverhalten führt.

Aus faserverstärkter Keramik lassen sich dünnwandige und großflächige Keramikbauteile in Integralbauweise herstellen. Sie ermöglicht Leichtbau in vielen Bereichen der Technik wie Chemie, Umwelt, Energie oder Maschinenbau. Faserverstärkte Keramiken sind keine homogenen, einheitlich erfassbaren Werkstoffe, sondern vielmehr ein breites Spektrum verschiedenster chemischer Systeme, die ein breites Feld ingenieurtechnischer Anforderungen abdecken. Beispiele für einen erfolgreichen Technologietransfer in neue Anwendungsbereiche gibt es in der solaren Kraftwerkstechnik oder der Klimaforschung.

Solarkraftwerke

In Spanien gibt es ein neues Gesetz, wonach jede Kilowattstunde solar erzeugten Stroms mit ca. 15 Cent vergütet wird. Dies ist Motor für die Entwicklung solarthermischer Kraftwerke, bei der DLR und ein deutsches Unternehmen aus dem Anlagenbau, Kraftanlagen Anlagentechnik München GmbH (KAM) kooperieren. Das DLR entwickelte für solarthermische Kraftwerke mit hohem Wirkungsgrad einen rein keramischen Receiver (PhitRec). Entscheidend für die Leistungsfähigkeit des Receivers ist der Einsatz des keramischen Materials Cesic® (kohlefaserverstärktes Siliziumcarbid) der Fa. ECM Ingenieur-Unternehmen für Energie- und Umwelttechnik, auf das Mitarbeiter des DLR 1999 während der Hannover Messe und der dortigen Präsentation von Raumfahrttechnologien aufmerksam wurden. ECM ist ein Tochterunternehmen der KAM und verfügt über das nötige Know-how, auch komplexe keramische Bauteile wie den Phitrec-Receiver einfach und kostengünstig herzustellen.



Abb.: Keramischer PhitRec-Receiver

Das Konzept zum PhitRec-Receiver sieht vor, die Anzahl an unterschiedlichen Bauteilen zu minimieren und auf jegliche aufwendige Kühlung zu verzichten. Das Resultat ist ein Receiver, der modular aus gleichen Bauteilen zusammengesetzt wird. Hierdurch kann die gesamte Entwicklungs- und Optimierungsarbeit auf ein einzelnes Bauteil konzentriert werden. Insbesondere reduziert sich hierdurch die Ausfallwahrscheinlichkeit, was ein wichtiges Argument für eine schnelle Markteinführung ist.

Inzwischen wurden drei Prototypen des Phitrec-Receivers im Sonnenofen des DLR gestestet. Die weitere Entwicklung wird vom Bundesministerium für Umwelt gefördert. In diesem Zusammenhang sind Versuche im 400 kW Maßstab auf der Plataforma de Almeria vorgesehen, und es soll das Hochskalieren der Receiver auf die später in kommerziellen Anlagen angestrebte Baugröße von 5 MW Modulen durchgeführt werden. Nach erfolgreichen Tests ist eine weltweite Vermarktung dieser Art von solarthermischen Kraftwerken durch KAM vorgesehen. ...siehe Abenbgoa´s Solarturmkraftwerke

Spiegel zur Ausrichtung eines Spektrometers

Auf dem russischen Höhenflugzeug Geophysica betreibt das Forschungszentrums Karlsruhe das Emissions-Fourierspektrometer MIPAS-STR (Michelson Intererometer für passive atmosphärische Sondierung - STRatosphärenflugzeug). Aus den damit gemessenen Infrarot-Spektren werden Konzentrationen von diversen Spurengasen in verschiedenen Atmosphärenschichten bestimmt. Um die Spektrometersichtlinie während der Messung auf den gewünschten erdfesten Winkel zu stabilisieren, wird in dem gekühltem MIPAS-STR Messgerät ein pointing Spiegel aus Cesic®-Keramik von ECM eingesetzt.

Der Kontakt zu ECM wurde Anfang 2001 vermittelt nachdem sich Mitarbeiter des Forschungszentrums Karlsruhe auf der Suche nach einem den hohen Anforderungen gerecht werdenden Material an die MST Aerospace gewandt hatten. ECM konnte einen Spiegel anbieten, der bzgl. Gewichtsreduktion und Montage optimiert ist. Durch den Einsatz von Cesic® ergibt sich eine exzellente mechanische und thermische Stabilität der optischen Oberfläche, was in der guten Wärmeleitfähigkeit, der geringen thermischen Ausdehnung und dem großen E-Modul des Materials begründet ist.

...KAM (Kraftanlagen München) machte auch Untersuchung der Machbarkeit für ein innovatives Heliostatenkonzept. Bei Abengoa arbeiten die Solarturmkraftwerke mit KAM Receivern und Heliostaten nach diesem Konzept von KAM.

Link zu KAM
http://www.ka-muenchen.de/63.0.html
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bossi1
28.12.06 22:18:32
Beitrag Nr. 29
28.12.2006, 16:23 Uhr
Solar Millenium AG: Weg für Baubeginn des Parabolrinnen-Kraftwerks Andasol 2 frei

Erlangen/Madrid – Die Solar Millennium AG hat die Finanzierungszusage für das zweite Parabolrinnen-Kraftwerk in Europa, Andasol 2, bekannt gegeben. Die Verträge mit den Banken wurden gestern in Madrid unterzeichnet. Der Bau des solarthermischen Großkraftwerks mit einer elektrischen Leistung von 50 MW soll in den nächsten Wochen beginnen. Der Standort von Andasol 2 liegt in der südspanischen Provinz Granada in unmittelbarer Nachbarschaft zum Schwesterprojekt Andasol 1, das sich bereits seit Juni 2006 im Bau befindet.

Partner für das 300 Mio. Euro-Projekt ist mit der ACS/Cobra-Gruppe nach Angaben von Solar Millennium der größte Baukonzern Spaniens, der 75 Prozent der Anteile an der zugehörigen Projektgesellschaft bereits im Jahr 2005 von der Solar Millennium AG erworben hatte. Die Solar Millennium AG hält weiterhin 25 Prozent der Anteile. Die Bauzeit für Andasol 2 wird mit zwei Jahren angegeben.

Mit der gestern erteilten Finanzierungszusage wird auch der Generalunternehmer beauftragt, das solarthermische Großkraftwerk zu errichten. Zugleich erhält die Solar Millennium AG eine Vergütung für die erfolgreiche Projektentwicklung. Die Flagsol GmbH, Technologietochter der Solar Millennium AG, übernimmt bei Andasol 2 im Auftrag des Generalunternehmers die Planung, Auslegung und Bauüberwachung des Solarfeldes, für das Solarkollektoren mit einer Fläche von über 510.000 Quadratmetern errichtet werden, was einer Größe von rund 70 Fußballfeldern entspricht.

Am selben Standort in Andalusien plant die Solar Millennium AG nach eigenen Angaben den Bau von mindestens einem weiteren Kraftwerk. Das dritte Projekt soll zusammen mit der NEO Energía, einem Tochterunternehmen der Energias de Portugal S.A. (EDP), realisiert werden. Weitere Projekte an anderen Standorten in Spanien seien in Vorbereitung. Diese sollen ebenfalls in Kooperation mit spanischen Großunternehmen errichtet werden.

Weitere Infos und News zum Thema Solarenergie
Solar Millenium AG steigert Gewinn im Geschäftsjahr 2005/2006 auf rd. 10 Mio. Euro
Zum aktuellen Börsenkurs der Solar Millennium AG
Hersteller von PV-Zellen und –Modulen

Quelle: iwr/28.12.06
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bossi1
01.01.07 17:30:36
Beitrag Nr. 30
EuroDish-Stirling



Ein interessanter Technikbericht im pdf Format über EuroDish-Stirling mit 8 Seiten. Auf Seite 7 stand, daß neben Solo Kleinmotoren, ABG Inabensa :eek: und DLR (Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt) am Projekt beteiligt waren.

http://www.sbp.de/de/html/contact/download/sbp_dish_segment.…
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Lanzalover
02.01.07 00:26:48
Beitrag Nr. 31
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.629.832 von bossi1 am 01.01.07 17:30:36mein liebling!
ich will so ein teil haben!
oder 2 oder 3 . . .

dir wünsche ich ein forhes und erfolgreiches neues jahr . . .
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bossi1
02.01.07 11:55:21
Beitrag Nr. 32
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.631.387 von Lanzalover am 02.01.07 00:26:48Ist doch intereesant, daß ABG auch an dieser Technik arbeitet. Das wäre schon etwas für Dich in Lanzarote. ;)

Ich wünsche Dir ein gutes und erfolgreiches neues Jahr.

Saludos, bossi

PS: hat schon sehr gut angefangen. :lick:
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Lanzalover
02.01.07 12:05:20
Beitrag Nr. 33
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.634.770 von bossi1 am 02.01.07 11:55:21ja, sage ich doch, ich will so eine stirling-dish haben

... durch die stirling-technik und meine suche nach entsprechenden aktien bin ich auf abengoa aufmerksam geworden

muchas plusvalias!

mfg.
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bossi1
03.01.07 22:19:10
Beitrag Nr. 34
ABG Abener wird in Algerien das erste Hybridkraftwerk der Welt, die Solar Power Plant One (SPP1), bauen und über 25 Jahre nutzen und betreiben. Das anteilige Solarkarftwerk in Parabolrinnentechnik hat eine Leistung von 25 MW, das parallel betriebene Kombikraftwerk 130 MW. Die Turbinen im Kombikraftwerk werden auch vom Solarkraftwerk mit Wasserdampf versorgt. Das reduziert die Kosten beider Kraftwerke. Beim Solarkraftwerk betragen die Spiegelflächen 180.000m².

Algerien hat ergeizige Ziele in dem Bereich und möchte bis 2010 5% seiner elerktrischen Energie mit erneuerbaren Energien erzeugen und auf längere Sicht sogar Europa mit grüner Energie versorgen. Dazu sind verschiedene Projekte mit Seekaben etc. nach Europa im Planungsstadium. ABG Abener könnte dann mit diesem Projekt weltweit Erfahrungen in allen Bereichen von Solarthermischen Kraftwerken vorweisen. Auch eine Reihe von Folgeaufträge wäre möglich, bei den ergeizigen Plänen in Algerien.
...Es gibt noch mehr Infos zum Projekt.

Da machen evt. auch die beiden neuen Werke für 36 Mill.€ von Schott in Sevilla für Solarspiegel und Receiver Glasröhren für Parabolrinnenkraftwerke Sinn so nahe bei Abengoa.

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Abener firma el contrato de la primera Central Híbrida solar-ciclo combinado del mundo en Argelia


El acto solemne estuvo presidido por el Ministro de Energía y Minas de Argelia, Chakib Khelil y contó con la presencia del Vicepresidente de Sonatrach, el Presidente de Sonelgaz, el Presidente de NEAL y Manuel J. Valverde Delgado, Director General de Abener.

El proyecto, promovido por la sociedad conjunta entre Abener y NEAL, Solar Power Plant One (SPP1), constituida al efecto, operará y explotará la central durante un período de 25 años, comprando la totalidad de la energía producida, la sociedad estatal argelina Sonatrach.

La planta estará dotada con un campo solar de tecnología cilindro parabólica de 25 MW y proporcionará energía térmica complementaria a un ciclo combinado de 130 MW. La superficie reflectante del campo solar superará los 180.000 m2, siendo la novedad del proyecto el aprovechamiento eléctrico del calor generado en la misma turbina de vapor que aprovecha el calor residual de la turbina de gas. Esta configuración es doblemente eficiente: minimiza la inversión asociada al campo solar, dados los elementos comunes con el ciclo combinado, a la vez que reduce las emisiones de CO2 asociadas a la planta convencional.

Argelia fue, en Marzo de 2004, el primer país fuera del marco de la OCDE en implantar un esquema de incentivos a la producción de energía eléctrica termosolar con el objetivo de diversificar sus fuentes de energía y aprovechar la potencialidad que ofrecen sus recursos de energías renovables, con el objetivo de cubrir en 2010 un 5% de sus producción eléctrica con fuentes renovables y con vistas a convertirse en el largo plazo en uno de los suministradores de energía verde a Europa a través de los varios proyectos de interconexión eléctrica submarina en estudio. Es de destacar que el aprovechamiento del 1% de la superficie del Sahara con plantas termosolares, podría alimentar con energía eléctrica a todo el planeta, siendo Argelia el país que mayor potencialidad ofrece en esta área.

Esta nueva Central, referente mundial en su tecnología, consolida a Abener como el primer constructor mundial con referencias en todas las tecnologías termosolares en desarrollo.
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bossi1
10.01.07 11:16:38
Beitrag Nr. 35
ABG Solucar mit neuer US Tochtergesellschaft auf den US Solarmarkt. Die Industrial Solar Technology (IST)in Denver wird von ihnen übernommen. Sie haben über 20 Jahre Erfahrung mit Parabolrinnen Systemen. :look:
Sie werden die Technik auch in Algerien brauchen. Interessanter US Berater mit Dr. Fred Morse. Wieder kein Wort von Abengoa zur US Tochtergesellschaft und Übernahme....

Abengoa Creates Solar Energy in U.S.
Washington, DC [RenewableEnergyAccess.com]


Abengoa S.A., a Spanish-based $3 billion diversified energy company, has created Solucar Power, Inc., a new U.S. subsidiary that will handle market development in solar energy. Solucar Power will respond to utility requests for electricity using concentrating solar power (CSP) technologies.

"It seems clear that CSP is now poised to grow rapidly in the southwestern states due to the growing need for power from clean energy source."

-- Dr. Fred Morse, Abengoa, Senior Advisor for U.S. activities in concentrating solar power (CSP)

"It seems clear that CSP is now poised to grow rapidly in the southwestern states due to the growing need for power from clean energy source," said Fred Morse, who was appointed Senior Advisor for Abengoa's U.S. activities in CSP.

Morse, who served as Executive Director of the White House Assessment of Solar Energy in the late 1960s, and furthered solar energy R&D at the U.S. Department of Energy, is co-Chairman of the Western Governors Association Solar Task Force and Chairman of the CSP Division of the U.S. Solar Energy Industries Association (SEIA).

Abengoa will propose solutions based on parabolic troughs as the principle component of the CSP plant. Future plants may offer other CSP technologies as justified by cost, performance and risk profiles. Solucar Power will leverage the parent company's resources and expertise in conventional and solar power plant engineering, construction and operation, as well as in control systems and biofuels.

Solucar Power also purchased Industrial Solar Technology (IST) Corporation's assets and technology in solar troughs. IST, based in Denver, Colorado, has 20 years' experience in CSP with trough systems for industrial and commercial steam applications.

Since its founding in 1941, Abengoa has expanded to include solar energy, bioenergy, environmental services and information technology. Operating in more than 70 countries, it recently completed an 11 MW central receiver plant in Spain and has started construction of a 20 MW plant. Abengoa is also a producer of biofuels, with three ethanol plants in the U.S. and others under development and construction.

For further Information
» Abengoa
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bossi1
11.01.07 21:40:12
Beitrag Nr. 36
Solarthermie

Einleitung
Die Solarthermie ist die am weitesten verbreitete Technik zur Nutzung der Solarstrahlung. Sie wandelt die langwelligen Strahlungsanteile der einfallenden Sonnenstrahlung in Nutzwärme um und findet hauptsächlich im Bereich Brauchwasser-Erwärmung Verwendung. Im Niedertemperatur-Bereich kann man Solarthermie-Anlagen noch zur Heizungsunterstützung oder Schwimmbaderwärmung verwenden. Im Hochtemperatur-Bereich besteht die Möglichkeit Prozesswärme für die Industrie und elektrischen Strom mit Hilfe solarthermischer Kraftwerke zur Verfügung zu stellen. Die Brauchwasser-Erwärmung ist die am weitesten entwickelte Form der Solarthermie und mit einer richtig dimensionierten Anlage lassen sich 50 - 70% pro Jahr der Heizkosten für Wasser-Erwärmung einsparen. Von Mai bis September beträgt der solare Deckungsanteil 100% und für die restliche Zeit des Jahres ist er kleiner 60%.

Technik
Die Solarthermie kann in Nieder- und Hochtemperatur-Bereich unterschieden werden, woraus sich die unterschiedlichen Anwendungen ergeben.

Niedertemperatur-Bereich
Um die einfallende Solarstrahlung nutzbar zu machen verwendet man Absorber, die in verschiedenen Bauformen angewendet werden, einmal die am weitesten verbreiteten Flachkollektoren und die Vakuum-Röhrenkollektoren. Für die Schwimmbaderwärmung werden nur sehr einfache Kollektoren benötigt. Hier genügen oftmals schon einfache schwarze Kunststoff-Rohre oder Schläuche, die fest auf eine Dachfläche montiert sind. So werden mit ca. 22 - 25°C ausreichende Temperaturen für Schwimmbäder erreicht und es lassen sich enorme Mengen an CO2 einsparen, welches mit herkömmlicher Heizung entstehen würde.

Flachkollektor:
Das Herzstück eines jeden Kollektors ist der Absorber. Er besteht aus einem Metallrohr kleinen Durchmessers, welches mit Wärmeleitblechen verlötet, verschweißt oder verpresst ist. Als Absorber-Materialien werden hauptsächlich Aluminium, Kupfer oder Stahl verwendet. Durch die Metallröhren fließt ein Wasser-Glykol-Gemisch, was im Winter die Frostsicherheit garantiert und mit einer handelsüblichen Umwälzpumpe befördert wird. Um die Abstrahlungsverluste der kompletten Absorber möglichst gering zu halten, werden diese mit sehr dünnen so genannten Selektiven Schichten versehen. Diese bestehen meist aus Schwarz-Nickel- o. Schwarz-Chrom-Pigmenten oder auch aus Titan-Oxid-Nitrid.

Die Absorber befinden sich in einem Gehäuse, was aus Blech oder Kunststoff besteht und sind mit einer speziellen Frontscheibe luftdicht abgedeckt. Die geforderten Eigenschaften der Scheibe sind ein guter Transmissionswert für die einfallende Strahlung und gute reflektierende Eigenschaften für die von den innen liegenden Absorbern kommende Wärme. Die Kollektor-Rückenwände sind mit gut isolierenden Dämmmaterial, wie fester Mineralwolle ausgekleidet um die Abstrahlungsverluste so klein wie möglich zu halten.

Vakuum-Röhrenkollektor:
Der Aufbau des Absorbers ist im Prinzip gleich zum Flachkollektor. In dem etwas dünnerem Metallrohr (Heatpipe) befindet sich ein Medium mit einem niedrigem Siedepunkt, wie zum Beispiel Methanol (kocht bei 64,6°C). Dieses verdampft bei Erwärmung und steigt nach oben in einen Wärmetauscher, wo es unter Wärmeabgabe an die Wärmeträgerflüssigkeit wieder kondensiert und nach unten zurück fließt. Um noch geringere Wärmeverluste zu erzielen befindet sich die sogenannte Heatpipe mit Wärmeleitblech in einer evakuierten Glasröhre. Das hat zum Vorteil, dass die Vakuum-Röhrenkollektoren vor allem in sonnenärmeren Zeiten mehr Energie als Flachkollektoren "ernten" können. Die Glasröhren lassen sich nicht 100 prozentig abdichten und somit verlieren sie über einen großen Zeitraum ihr Vakuum und dadurch die guten isolierenden Eigenschaften des Vakuums.

Mit Flachkollektoren werden Spitzen-Wirkungsgrade von bis zu 85% erreicht. Im Durchschnitt liegt der Wirkungsgrad bei 50-75% leicht darunter. Vakuum-Röhrenkollektoren haben dagegen einen höheren Wirkungsgrad um die 80%.


Hochtemperatur-Bereich
Die Hauptanwendung für die Hochtemperatur liegt eindeutig in der großtechnischen, solarthermischen Stromerzeugung. Zweite wichtige Anwendung liegt in der Bereitstellung von Prozesswärme für energieintensive, großtechnische Verfahren in der Industrie. Die hier vorherrschenden und benötigten Temperaturen liegen im Bereich von ca. 80 bis 1200°C.

Um diese hohen Temperaturen zu erzeugen, werden die einfallenden Sonnenstrahlen mit unterschiedlichen Varianten auf geeignete Absorber konzentriert.

Parabolrinne (80 - 400°C)
Paraboloid (400 - 1200°C)
Solarturm ( bis zu 1200°C Absorbertemperatur)
Fresnel-Linsensysteme

Solarthermische Kraftwerke
Die großtechnische solarthermische Stromerzeugung ist seit den Achtzigern im Betrieb erprobt. Die Erfindung mittels Parabolrinnen die Sonnenstrahlen direkt zu nutzen um damit Dampf zu erzeugen, wurde 1907 in Stuttgart zum Patent angemeldet. Da mit der Kohle am Anfang des 20. Jahrhunderts nicht die Notwendigkeit bestand, Sonnenenergie zu nutzen verschwand diese Technik wieder in der Schublade. Mit der Ölkrise in den Siebzigern wurden sehr viele totgeglaubte Erfindungen wieder entdeckt. So auch die Parabolrinnen-Technik. Nach einiger Entwicklungszeit ging 1981 der erste Prototyp eines solarthermischen Kraftwerks mit 500kW(el.) in Betrieb. In Kalifornien wurden dann von 1984 bis 1991 insgesamt 9 Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 354MW ans Netz genommen. Bis jetzt haben diese Anlagen zuverlässig knapp über 10 Milliarden Kilowattstunden sauberen Solarstrom erzeugt.

Eine weitere Möglichkeit die Sonnenenergie zu nutzen ist das Solarturm-Kraftwerk. Hierbei werden die einfallenden Strahlen mit sehr vielen 2-achsig nachgeführten Spiegeln auf einen Absorber konzentriert, wobei aufgrund des hohen Konzentrationsverhältnisses Temperaturen über 1000°C entstehen. Mittels angeschlossenem Dampfkraftwerk wird dann Strom erzeugt.

Dish-Stirling-Anlagen erzeugen, wie der Name schon sagt, mit einem Stirling-Motor elektrische Energie. Hier wird die Solarwärme mit einem Paraboloid direkt auf einen im Brennpunkt befindlichen Stirling-Motor fokussiert. Auch hier können Temperaturen von bis zu 1000°C auftreten.

Das Aufwindkraftwerk ist eine weitere Form eines solarthermischen Kraftwerkes. Unter einer riesigen Kollektor-Fläche, zur Mitte leicht ansteigend, erwärmt die einfallende Solarstrahlung die darunter befindliche Luft. Diese steigt mit ca. 60km/h in einem Kamin nach oben und treibt ein Windrad mit angeschlossenem Generator am Fuße des Kamins an. Unter dem Kollektordach befinden sich große Wasserschläuche, welche die am Tag einfallende Strahlung speichern und somit auch einen Betrieb in der Nacht garantieren. Von dieser deutschen Erfindung wurde Anfang der Achtziger in Spanien ein Prototyp mit einer elektrischen Leistung von 50kW erbaut. Der Kamin hatte eine Höhe von 195m und einen Durchmesser von ca. 5m. Diese Anlage lieferte zuverlässig 9 Jahre Strom und musste aufgrund von Witterungsschäden wieder abgebaut werden.

Derzeit wird in Australien mit 1000m Kaminhöhe das höchste Bauwerk der Erde, ein Aufwindkraftwerk, errichtet. Um eine elektrische Leistung der geplanten Anlage von 200MW zu erreichen ist ein Kamin-Durchmesser von 130m und eine Kollektor-Fläche von 78,5 km² notwendig und Ende 2005 soll dieses gigantische Projekt fertig gestellt werden.

Pro & Kontra
Die Solarthermie macht es uns möglich das große Strahlungsangebot unserer Sonne großtechnisch zu nutzen. Mit dieser Technik lassen sich riesige Mengen an Schadstoffemissionen vermeiden und leisten somit einen wichtigen Beitrag für den Klimaschutz.

Die Spiegel des Solarturm-Kraftwerkes und die Dish-Stirling-Anlage haben zum Nachteil, dass sie sehr genau und somit aufwendig dem Sonnenstand nachgeführt werden müssen, während beim Parabolrinnen-Kraftwerk nur einachsig nachgeführt werden muss. Das ist wiederum ein Vorteil der Parabolrinnen-Technik, denn die Flächenausnutzung ist um ein Vielfaches besser.

Solarthermische Anlagen werden mittlerweile perfekt in Serie gefertigt und das garantiert einen wirtschaftlichen Betrieb in fast ganz Europa und Regionen mit ähnlich klimatischen Bedingungen. Die solarthermischen Kraftwerke sind nur dort wirtschaftlich, wo eine durchschnittliche Sonneneinstrahlung von mehr als 1400kWh/m²/a einfällt. Nord- und Südafrika, die arabische Halbinsel, der Nordwesten Australiens aber auch das große Gebiete in Nord- und Südamerika eignen sich mit bis zu 2250kWh/m²/a hervorragend für die Errichtung solarthermischer Kraftwerke im großen Maßstab.

Zukunft
Mit dem Marktanreiz-Programm der Bundesregierung, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und der Möglichkeit zinsverbilligte Kredite zu bekommen, ist eine gute Basis für bestehende und zukünftige solarthermische Anlagen geschaffen worden. Mit den immer weiter steigenden Preisen der Primärenergieträger, wie Öl, werden solarthermische Anlagen mit ihrem enormen Einsparungspotential immer interessanter. Mit der steigenden Nachfrage werden die Kosten von ca. 450...1400 EUR pro Quadratmeter für kleine, komplett montierte Anlagen weiter sinken und eine umweltschonende Solaranlage erschwinglich machen.

Im globalen Vergleich belegt Deutschland Spitzenpositionen im Bereich regenerative Energien und als Technologie-Lieferant werden zukünftig viele neue Arbeitsplätze in Deutschland und Europa entstehen und somit den wirtschaftlich armen und sonnenreichen Regionen dieser Welt aussichtsreiche Perspektiven und Wohlstand bringen.
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bossi1
11.01.07 21:54:54
Beitrag Nr. 37
Pressemitteilung vom 11.12.2006
Mainz erstellt Solaratlas


Umfassenden Solaratlas für Mainz erstellen
Das soll sich nun ändern. Die Mainzer Bürgerinnen und Bürger sind aufgerufen, ihre Solaranlagen zu melden. Ziel ist es, einen möglichst umfassenden Solaratlas für Mainz zu erstellen. Unterstützung erfährt die Stadt Mainz dabei von der Firma Schott AG, die die Diplomarbeit von Michael Wilhelm zum Thema "Solarstadtkonzept Mainz" an der FH Bingen betreut und fördert. Heute stellten Günther Neuhaus in Vertretung des erkrankten Umweltdezernenten Wolfgang Reichel sowie der stellvertretende Umweltamtsleiter Martin Witzel und Klaus Hofmann, Leiter Corporate Public Relations der Schott AG, und Dr. Jürgen Steiner, PR-Manager Corporate Public Relations Schott AG, das Vorhaben vor.

"Wir wollen Solarstadt werden. Auf diesem Weg sind wir bereits gut vorangekommen", sagten Günther Neuhaus und Martin Witzel. Der gute 8. Platz unter den Großstädten in der Solarbundesliga sei in erster Linie der großen Zahl von Photovoltaik-Anlagen zu verdanken: "Die können statistisch sehr einfach erfasst werden: aufgrund des Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) wird der produzierte Strom in das Netz der Stadtwerke eingespeist und vergütet. Daher haben die Stadtwerke hier einen guten Überblick. Aktuell sind dies 26,9 Watt installierte Leistung pro Einwohner, also insgesamt über 5 Megawatt." Fast jede Woche könne man eine neue Photovoltaik-Anlage in Mainz einweihen, so rasant sei inzwischen die Entwicklung. Günther Neuhaus: "Außer auf Schuldächern sieht man im Stadtgebiet schon viele Anlagen auf privaten Gebäuden, auf landwirtschaftlichen Anwesen und auf Firmendächern."

Wenn man die regenerativen Energien betrachte, stehen neben der Photovoltaik, der Windenergie oder der Biomassenutzung zur Stromerzeugung auch die Sonnenenergie zur Wärmenutzung zur Verfügung. "Warmes Wasser zum Duschen und Händewaschen sowie für die Heizung kann durch Sonnenkollektoren erzeugt werden", erläuterte Martin Witzel.

Bei der Nutzung dieser Solarthermie gab es in den vergangenen Jahren große Fortschritte: Noch 1995 waren in Mainz nur etwa 30 Kollektoranlagen dokumentiert. Martin Witzel: "Damals waren die Akteure noch Solarpioniere und Bastler." Längst gebe es Sonnenkollektoren serienreif von Markenherstellern zu kaufen. Derzeit dürften bereits mehrere 100 Anlagen in Mainz installiert sein, schätzt der stellvertretende Umweltamtsleiter: "Ihr Bestand lässt sich leider nur grob schätzen, da es keine zentrale Erfassung dieser Kollektoren gibt."

Allein für Bretzenheim dürfen etwa 70 der Sonnensammler angenommen werden. Die größten Anlagen befinden sich in Mainz auf öffentlichen oder gewerblichen Gebäuden, die Mehrzahl jedoch auf Privatgebäuden. Die größte Anlage ist die Absorberanlage beim Schwimmbad Großer Sand in Mombach mit 1.200 Quadratmetern. Weitere größere Flachkollektoranlagen finden sich bei den Stadtwerken Mainz oder beim Theresianum.

Diplomarbeit zum 'Solarstadtkonzept Mainz'
Das Umweltamt hatte sich bemüht, mittels Luftbildauswertung eine entsprechende Erfassung durchzuführen, doch scheiterte diese am Aufwand und der Verwechslungsgefahr z.B. mit großen Dachfenstern. Daher fehlt bislang für die solarthermischen Kollektoranlagen ein aktueller Überblick. "Ich freue mich daher, dass es durch die Diplomarbeit von Michael Wilhelm zum 'Solarstadtkonzept Mainz' die Chance gibt, unsere Daten zu aktualisieren", sagte Martin Witzel. Er freue sich zudem, dass das Mainzer Unternehmen SCHOTT AG diese Arbeit fördere: "Denn unter den Herstellern ist zweifelsohne der SCHOTT-Konzern, der von Mainz aus mit der 'Business Unit Solar' weltweit etwa 500 Beschäftigte im Solarbereich koordiniert, der bedeutendste." Im fränkischen Alzenau produzierten etwa 400 Mitarbeiter Solarstrom-Module. Im bayerischen Mitterteich erstelle ein 60-köpfiges Team Glasröhren bei der Firma SCHOTT Rohrglas für Kollektoren von thermischen Solaranlagen sowie als Receiver von Parabolrinnen-Kraftwerken, die im Mittelmeerraum mittels Dampf elektrische Energie erzeugen sollen. Selbst in den USA, in Nevada sei Schott ganz vorne engagiert mit dem Bau eines 64-Megawatt-Parabolrinnenkraftwerk, so Günther Neuhaus und Martin Witzel.

"Um die Daten zur Sonnenwärmenutzung in Mainz zu aktualisieren, sind wir auf die Mitwirkung der Bürger angewiesen. Daher wollen wir eine Erhebung speziell zur Solarthermie mittels Erhebungsbogen starten", sagten sie. Dieser Erhebungsbogen wird auf den Internetseiten der Stadt Mainz bereitgestellt, aber auch im UmweltInformationsZentrum der Stadt ausgegeben. Selbstverständlich können auch die Mainzer Hausbesitzer teilnehmen, deren Anlagen bereits 1995 erfasst wurden. Es ist im Rahmen der Erhebung auch von Interesse, ob diese Anlagen noch in Betrieb sind und funktionieren.
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bossi1
13.01.07 00:17:06
Beitrag Nr. 38


Oben eine Grafik vom neuem ABG Technikzentrum mit 50.000m² Nutzfläche. Es sollte zuerst ein 105m Hochhaus mit 28 Stockwerken werden. Das wollte die Baubehörde jedoch nicht genehmigen. Daher plante die Gruppe des englischen Architekten R. Rogers den 4 stöckigen Gebäudekompex aus 7 Blocks mit Innenhof. Die Fassaden sind komplett verglast und mit Sonnenschutz versehen. :rolleyes:

Es wird besonders Wert auf modernstes, energiesparendes Bauen mit der neusten Technik und eine unabhängige Stromversorgung des Gebäudes gelegt. Ca. 1,2 Mill.€ wird in ein 3-faches Energieversorgungssystem investiert. Auf den Dächern ist eine 400 KW PV Anlage angebracht, die mit mit einem eignem Energiezentrum im Gebäude mit Erdgasbetrieb gekoppelt ist. Von dort werden auch die Klimanalagen in den Decken zental mit gekühltem Wasser versorgt. In 5 Jahren sollen sich die Kosten der Energieversorgung bezahlt gemacht haben.
;)

Abengoa ensaya su modelo de sostenibilidad en su nueva sede en
Sevilla


Diario de Sevilla -10.1.2007
SEVILLA. Abengoa ya tiene el diseño de su nueva sede en Palmas Altas –en la zona Sur de Sevilla–, que se perfila como el primer gran complejo de la ciudad sostenible y de vanguardia tecnológica. Según explica la propia multinacional, las instalaciones contarán con sistemas de última generación que no sólo evitarán que la compañía tenga que comprar electricidad, sino que minimizarán el consumo energético del complejo.

El proyecto diseñado por el equipo de arquitectos liderado por el británico Richard Rogers Partnership presenta un total de siete bloques de oficinas, distribuidos en dos grandes edificios agrupados en torno a un parque central. Cada bloque tendrá un máximo de cuatro plantas (baja más tres en altura), después de que la Junta obligara a la Gerencia de Urbanismo de Sevilla a abandonar la idea de construir un edificio de 28 plantas. El modelo contrasta, por tanto, con la torre de 30 plantas y 105 metros de altura proyectada por el grupo Alar también en la zona Sur de la ciudad.

La inversión de Abengoa rondará los 100 millones de euros, parte de los cuales se recuperarán con el alquiler de 16.300 metros cuadrados –el 32,6 por ciento de la superficie edificable– a empresas e instituciones que pretendan instalarse en el complejo. La multinacional sevillana se quedará con unos 30.000 del total de 50.000 metros cuadrados de edificabilidad (el 60 por ciento), espacio en el que aglutinará sus áreas de energía, medio ambiente, telecomunicaciones, administración pública y sanidad, tráfico y transporte, servicios e industria. Los 3.700 metros cuadrados restantes serán para servicios comunes, contemplándose la instalación de una guardería, un gimnasio, agencias de viajes, salas de ocio...

Abengoa hace especial hincapié en las medidas que propiciarán el ahorro y la eficiencia energética del complejo. Así, el proyecto habla de un sistema de trigeneración, concepto que hace referencia a que existirá una planta de generación de electricidad movida por gas natural y que a ella se sumará la instalación de paneles solares fotovoltaicos de 400 kilovatios de potencia, un sistema de refrigeración de vigas frías (radiadores instalados en los techos de las oficinas que conducen en su interior agua fría) y medidas tales como la construcción de fachadas totalmente acristaladas para que la luz natural entre en el interior de las oficinas. La inversión en el sistema de trigeneración ascenderá a 1,2 millones de euros, coste que Abengoa pretende amortizar en cinco años.

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Es würde nicht wundern, wenn ABG dieses Energiekonzept für Gewerbe-oder Großbauten später in Spanien vermarktet. Mit der neuen solaren Baupflicht seit Sept. 2006 gibt es strenge Vorschriften zum Energieverbrach bei Wohnhäusern und besonders bei Gebäuden ab 4000m² Nutzfläche. Dabei müssen große Teile der Wärme/Energie von den Häusern selbst erzeut werden. :rolleyes:

Die von ABG Solucar Inc. USA übernommene Industrial Solar Technology (IST)in Denver USA bietet Parabolrinnensysteme, Solarkollektoren und Speichertanks für die Installation auf Dächern an, die zur Wärmeerzeugung bzw. Kühlung von Gebäuden genutzt werden können. Ein erster Schritt in Richtung Gebäude Energieversorgung, wie auch die sorgfätige Planung ihres Technikzentrums in Selvilla zeigt. :look:

Bei uns ist Conergy in diesem Bereich der Gebäude Energieversorgung tätig, wo von Hamburg aus solche Projekte geplant werden. Für ABG wäre es von Planung, der verfügbaren Technik bis zur Montage und Vermarktung kein Problem, das "Conergy Modell" einfach umzusetzen für ihre Solardivision. Spanien und die USA wären ideale Zielmärkte für den Anfang... ;)

IST Parabolrinnensystem für den Dachbereich


IST Solarthermischer Kollektor


Link IST Dachsysteme (Parabolrinnentechnik)
http://www.industrialsolartech.com/rmt.htm

IST Hauptlink
http://www.industrialsolartech.com/index.htm
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bossi1
14.01.07 13:52:44
Beitrag Nr. 39
Solarthermie > Parabolrinnensysteme > Receiver Glasrohre > Borosilicate glass :confused:


BOROFLOAT® 33 Borosilicatglas ist weltweit ein Begriff für ein anerkanntes, hochwertiges Markenprodukt, das für Multifunktionalität und Qualität steht.

Dieses einzigartige Spezialfloatglas wird von SCHOTT JENAer GLAS nach dem Microfloat Verfahren unter Einsatz modernster Technologien hergestellt.

Die Vielzahl seiner besonderen Produkteigenschaften, wie beispielsweise seine hohe Temperaturbeständigkeit und seine gute Oberflächenqualität, eröffnen BOROFLOAT® 33 Borosilicatglas ein breites Spektrum von Anwendunggebieten.

Neben den traditionellen Anwendungen erschließen sich heute für BOROFLOAT® 33 zunehmend neue Einsatzgebiete in modernen Applikationen und Technologien, wie beispielsweise in der Medizintechnik und der Photovoltaik.
Herstellungsprozess

Microfloat Verfahren

Das Floatverfahren, das in den 50er Jahren von einem britischen Unternehmen entwickelt und erstmals realisiert wurde, revolutionierte die damalige Glaswelt. Seit dieser Zeit ist der Begriff „Floatglas“ ein Synonym für ein makelloses Flachglas mit perfekter spiegelglasähnlicher Oberfläche, das in großen Dimensionen erhältlich ist.



Beim Floatprozess fließt geschmolzenes Glas kontinuierlich aus dem Schmelzofen über ein flüssiges Zinnbad. Dort verteilt es sich gleichmäßig und wird anschließend durch eine gezielte mechanische Beeinflussung in die gewünschte Dicke gebracht. Am Ende des Zinnbades angekommen, wird das schon „feste“ Glas von der Metalloberfläche abgehoben und danach spannungsarm abgekühlt. Nach dem Verlassen des Ofens wird das Glasband durch eine automatische Vorrichtung in die gewünschten Scheibenmaße geschnitten.

1993 errichtete SCHOTT - in Kooperation mit einem japanischen Partner - in Jena die erste Microfloat Anlage der Welt zur Produktion von BOROFLOAT® 33 - dem einzigartigen Borosilicat-Spezialfloatglas.

Chemische Eigenschaften

BOROFLOAT® 33 besteht aus natürlichen Rohstoffen und gilt als unbedenklich für Mensch und Umwelt. Durch Stoffrecycling kann das Glas wiederverwendet werden.





BOROFLOAT® 33 enthält weniger als 190 ppm färbende Fe2O3-Ionen und ist dadurch ein klares, durchsichtiges Weißglas.

Die chemische Zusammensetzung von BOROFLOAT® 33 entspricht der eines typischen Borosilicatglases gemäß der DIN ISO 3585 bzw. EN 1748 T1.

BOROFLOAT® 33 zeigt wie alle Borosilicatgläser eine hohe Resistenz gegenüber Wasser, vielen Alkalien und Säuren sowie organischen Substanzen. Auch über einen längeren Zeitraum und bei Temperaturen über 100 °C übertrifft es in seiner chemischen Widerstandsfähigkeit die meisten Metalle sowie andere Werkstoffe (Anwendung als Schauglas in der chemischen Industrie). Durch die Einwirkung von Wasser und Säuren werden nur geringe Mengen Ionen aus dem Glas gelöst (Anwendung in Medizin- und Analysetechnik).

Class
Wasserbeständigkeit gemäß ISO 719 / DIN 12 111 HGB 1
gemäß ISO 720 HGA 1
Säurebeständigkeit gemäß ISO 1776 / DIN 12 116 1
Laugenbeständigkeit gemäß ISO 695 / DIN 52 322 A2

Zinnrückstände:
Das Phänomen der Rückstände von Zinnpartikeln auf der Oberfläche ist von der Herstellung von Kalk-Natron-Floatglas bekannt. Ursache dafür sind Verdampfungs- erscheinungen in der Floatbadatmosphäre. Für BOROFLOAT® 33 liegen diese Werte sowohl an der Zinnkontaktseite als auch auf der Atmosphärenseite erheblich unter denjenigen von Kalk-Natron-Floatglas.

Thermische Eigenschaften

Die geringe thermische Ausdehnung, die hohe Temperatur- abschreckfestigkeit und eine Langzeittemperaturbelastbarkeit von 450 °C machen BOROFLOAT® 33 zu einer guten Wahl für Anwendungen, die eine gute Temperaturstabilität erfordern (z.B. Innenscheibe in pyrolytisch selbstreinigenden Herden oder Vorsatzscheiben für Hochleistungsstrahler).

Nominaler mittlerer thermischer Längenausdehnungskoeffizient
α (20 - 300 °C) 3.25 x 10-6 K-1
(to ISO 7991)

Spezifische Wärmekapazität
cp (20 - 100 °C) 0.83 KJ x (kg x K)-1

Spezifische Wärmeleitfähigkeit
λ (90 °C) 1.2 W x (m x K)-1

Maximale Einsatztemperaturen
bei Kurzzeitbelastung δ max (< 10 h) 500 °C
bei Langzeitbelastung δmax (≥ 10 h) 450 °C

Optische Eigenschaften

BOROFLOAT® 33 ist ein klares, durchsichtiges Weißglas. Durch die hervorragende Transparenz sowohl im ultravioletten als auch im sichtbaren und nahen infraroten Bereich des Lichtes eignet sich BOROFLOAT® 33 als Vorsatzscheibe für viele Scheinwerfervarianten, Hochleistungsstrahler und Sonnenbänke (bis zu Einsatztemperaturen von 450 °C). Die zusätzlich geringe Eigenfluoreszenz (Lichtemission), kombiniert mit einer sehr guten Oberflächenqualität, Planität und Homogenität, eröffnet für BOROFLOAT® 33 vielfältige Anwendungsmöglichkeiten in Optik, Opto-Elektronik, Photonik und Analytik.

Parabolrinnen-Receiver

Mit der Entwicklung und Produktion des SCHOTT-Parabolrinnen-Receiverrohres avanciert SCHOTT zu einem der weltweit führenden Anbieter solarthermischer Kraftwerkskomponenten. Gleichzeitig rundet dieses junge Geschäftsfeld das Leistungsspektrum von SCHOTT in der Nutzung der Sonnenenergie eindrucksvoll ab.

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bossi1
14.01.07 14:13:15
Beitrag Nr. 40
Antwort auf Beitrag Nr.: 26.908.195 von bossi1 am 14.01.07 13:52:4409.11.2006
SCHOTT fertigt Solarreceiver bald auch in Spanien...in Sevilla neben Abengoa ;)


Receiver sind eine Schlüsselkomponente für solarthermische Parabolrinnenkraftwerke, welche die Sonnenenergie in Wärme umwandeln und diese zur Stromerzeugung nutzen.

„Parabolrinnenkraftwerke bieten ein enormes Potenzial für die Energieversorgung der Zukunft. Mit unserem Receiver sind wir weltweit Technologieführer. Unser Ziel ist es, auch Marktführer zu werden. Wir bauen die zweite Fertigungslinie in Spanien, weil dort unsere europäischen Kunden sitzen und der Mittelmeerraum ein vielversprechender Markt für solarthermische Kraftwerke ist“,sagte Prof. Dr.-Ing. Udo Ungeheuer, Vorsitzender des Vorstandes der SCHOTT AG.

Francisco Vallejo Serrano, Minister für Innovation, Wissenschaft und Unternehmen der Regionalregierung von Andalusien begrüßt die Entscheidung von SCHOTT: “ Es handelt sich hier um eine phantastische Nachricht, die Andalusien zu einer internationalen Referenz für die Nutzung der Sonnenenergie als saubere Energiequelle machen und die Entwicklung einer leistungsstarken Industrie im Bereich der erneuerbaren Energien ermöglichen wird, in dem Andalusien bereits führend in Europa ist.“ SCHOTT verfügt unter anderem über Aufträge zur Lieferung von Receivern für die derzeit im Bau befindlichen Solarkraftwerke „Nevada Solar One“ im US-Bundesstaat Nevada und in Andalusien (Spanien). Das Projekt in Andalusien ist das erste kommerziell betriebene solarthermische Kraftwerk in Europa. Mit dem höchsten Wirkungsgrad und den niedrigsten Stromgestehungskosten unter allen Solartechnologien haben Parabolrinnenkraftwerke das Potenzial, in Regionen um den Sonnengürtel der Erde schon mittelfristig Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen zu produzieren. Die Technologie hat sich seit 20 Jahren für die zentrale Stromerzeugung bewährt. Seitdem produzieren neun solcher Kraftwerke in der Mojave-Wüste in Kalifornien mit einer Gesamtleistung von 354 Megawatt Solarstrom für 200.000 Haushalte. Bereits für die Receiver dieser Kraftwerke lieferte SCHOTT hochwertige Spezialglasröhren als Hüllrohre für die Receiver. 2004 entwickelte SCHOTT dann einen eigenen Hochleistungs-Receiver mit deutlich verbesserter Qualität. Parabolrinnenkraftwerke bestehen aus einem riesigen Feld parabolisch gewölbter Spiegel, die das Sonnenlicht auf Receiver (Absorberrohre) bündeln, die sich in der Brennlinie befinden. In den speziell beschichteten Receivern wird die konzentrierte Sonnenstrahlung in Wärme umgesetzt und an ein zirkulierendes hitzebeständiges Spezialöl abgegeben. Dieses Öl erhitzt sich dadurch auf bis zu 400 Grad Celsius, wird dann zum zentralen Kraftwerksblock gepumpt, durchfließt mehrere Wärmetauscher und erzeugt so – wie in konventionellen Kraftwerken – den nötigen Dampf für den Antrieb von Turbinen zur Stromerzeugung. Das politische Bewusstsein, dass solarthermische Kraftwerke eine der wichtigsten Optionen für die Energieversorgung von morgen bieten, wächst ständig. Die Internationale Konferenz für Erneuerbare Energien in Bonn „renewables 2004“ nahm die Global Market Initiative (GMI) zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke in ihr Aktionsprogramm auf. Im September 2005 forderte das Europäische Parlament die Europäische Kommission auf, den Bau solarthermischer Kraftwerke zu fördern. Und beim World Energy Dialogue auf der Hannover-Messe 2006 hat der Club of Rome mit Nachdruck gefordert, den Bau von solarthermischen Kraftwerken in Spanien und Nordafrika zu forcieren.
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bossi1
22.01.07 10:15:39
Beitrag Nr. 41
18.01.2007 , 12:27 Uhr
Solarthermische Kraftwerke: 1. Internationales Fachforum Solar

Power Plants auf der CLEAN ENERGY POWER® 2007 in Berlin
Reutlingen (iwr-pressedienst) - In solarthermische Kraftwerke werden hohe Erwartungen gesetzt - bis in etwa 10 Jahren sollen neue Solaranlagen in Südeuropa soviel Strom liefern wie fünf Kernkraftwerke. Studien beschäftigen sich mit optimalen Standorten für solche Kraftwerke, unter anderem in Afrika. Auf der CLEAN ENERGY POWER® 2007 in Berlin werden sich am 24. Januar Experten auf dem „1. Internationalen Fachforum Solar Power Plants“ mit Technologien und Zukunftsperspektiven für Solarthermische Kraftwerke auseinandersetzen.

Auch in Deutschland lässt sich mit Sonnenwärme Strom erzeugen. Im Sommer dieses Jahres wurde in Jülich mit dem Bau eines Solarturmkraftwerkes begonnen. Ab 2008 soll das modernste solarthermische Kraftwerk Deutschlands 1,5 Megawatt Strom erzeugen - genug, um 350 Haushalte mit Energie zu versorgen. Die Demonstrationsanlage soll die Praxistauglichkeit der Solarthermie zur Stromerzeugung auch in unseren Breiten unter Beweis stellen.

Das Programm des „1. Internationalen Fachforums Solar Power Plants“ in Berlin reicht thematisch von technischen Grundlagen über Details bis hin zu Marktanalysen und Praxisbeispielen. Für Vertreter aus Wissenschaft und Forschung sowie für die gesamte Solarbranche und Investoren bietet das Forum Informationen zu Hintergründen und Zukunftsperspektiven einer innovativen Technologie mit großem Potential.

Prof. Robert Pitz-Paal vom deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) Technologien, wird Märkte, Kosten und Kostensenkungspotentiale der „Concentrating Solar Power (CSP)“ vorstellen. Die Bedeutung Solarthermischer Kraftwerke für Deutschland und die Marktsituationen in Spanien, in den USA und Afrika werden erläutert. Im technischen Teil des Forums werden Komponenten wie Spiegel, Speicher und Absorberrohre vorgestellt.

Parallel finden im Rahmen der CLEAN ENERGY POWER® 2007 vierzehn weitere Fachtagungen statt. Am 24. und 25. Januar 2007 werden in Berlin 1.600 Besucher und Tagungsteilnehmer aus dem In- und Ausland erwartet.

Quelle: iwr/18.01.07/
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bossi1
08.02.07 21:39:50
Beitrag Nr. 42
Regelung von Kristallisationsanlagen

Autoren
Vollmer, Ulrich; Raisch, Jörg

Forschungsbereich
System- und Regelungstheorie
Max-Planck-Institut für Dynamik komplexer technischer Systeme, 39106 Magdeburg

Korrespondierender Autor
Vollmer, Ulrich
E-Mail: Vollmer@mpi-magdeburg.mpg.de

Zusammenfassung
Kristallisationsanlagen dienen zur Herstellung von Feststoffen aus Flüssigkeiten. Sie können kontinuierlich, d.h. mit kontinuierlichem Flüssigkeitszufluss und kontinuierlicher Produktentnahme oder chargenweise betrieben werden. Bei beiden Betriebsarten treten unterschiedliche Schwierigkeiten auf. Bei kontinuierlichem Betrieb lassen sich ungedämpfte Schwingungen der Kristallgrößenverteilung (KGV) und damit der Produktqualität beobachten. Dieses Problem kann durch den Einsatz einer stabilisierenden H-unendlich-Regelung gelöst werden. Bei Chargen-Betrieb hängt die KGV vom Temperaturverlauf ab, der dem Prozess aufgeprägt wird. Es stellt sich also die Frage, welcher Temperaturverlauf eine gewünschte KGV bei Chargenende bewirkt. Dieses Problem wurde mit flachheitsbasierten Methoden der nichtlinearen Regelungstheorie gelöst.

Abstract
In the chemical and pharmaceutical industries, crystallisation is used for the production of solids from liquids. Product quality usually depends heavily on crystal size distribution (CSD), whose dynamics can be described by population balance models. Our group investigates two control problems for crystallisation processes. First, continuously operated crystallisers often exhibit sustained oscillations around the desired operating point, which need to be removed to provide constant product quality. This is achieved by applying H-infinity-feedback techniques. Second, in batch crystallisation, the CSD at the end of a batch-run needs to be shaped according to product specification by selecting a suitable cooling policy. The cooling policy, in turn, is generated using flatness-based methods from nonlinear control theory.

Einführung
In der chemischen und pharmazeutischen Industrie werden Kristallisationsverfahren eingesetzt, um Feststoffe aus Flüssigkeiten zu gewinnen. Die technische Kristallisation ist ein in vielen Herstellungsprozessen eingesetzter Verfahrensschritt, da chemische Reaktionen oft in flüssiger Phase ablaufen, die Zwischen- oder Endprodukte aber häufig Feststoffe sind. Treibende Kraft für die Keimbildung (die Erzeugung neuer Kristalle) und das Kristallwachstum ist die Übersättigung der Lösung. Sie wird durch Abkühlung der Flüssigkeit oder durch Verdampfen von Lösungsmittel erzeugt. Keimbildung und Wachstum dominieren die Dynamik von Kristallisationsprozessen. Daneben können Abrieb, Brechen und Agglomeration von Kristallen von Bedeutung sein.

Da ständig neue Kristalle gebildet werden, die Kristalle aber gleichzeitig wachsen, auseinanderbrechen usw., befinden sich in einer Produktionsanlage stets Partikel von ganz unterschiedlicher Größe. Die Kristallgrößenverteilung (KGV) beschreibt, wie viele Kristalle welcher Größe vorhanden sind. Sie bestimmt ganz wesentlich die Qualität des kristallinen Produktes, beispielsweise Eigenschaften wie Filtrierbarkeit, Auflösungsverhalten und Rieselfähigkeit.

Das zeitliche Verhalten der KGV kann durch eine so genannte Populationsbilanzgleichung beschrieben werden. Hierunter versteht man eine partielle Differentialgleichung, die u.U. zusätzliche Integralterme zur Modellierung von Abrieb, Brechen und Agglomeration enthält. Die partielle Differentialgleichung ist mit einer oder mehreren gewöhnlichen Differentialgleichungen verkoppelt, die sich aus der Stoffmengenbilanz und ggf. der Energiebilanz des Systems ergeben. Mathematische Modelle zur Beschreibung von technischen Kristallisationsanlagen sind also nichtlineare unendlichdimensionale dynamische Systeme.

Kontinuierliche Kristallisation
Zur Herstellung großer Produktmengen werden Kristallisationsanlagen in kontinuierlicher Betriebsweise eingesetzt. Zufluss untersättigter Lösung und Produktentnahme erfolgen kontinuierlich. Um die KGV in gewünschter Weise zu beeinflussen, werden in solchen Anlagen häufig kleine Kristalle abgeschieden und aufgelöst. Diese als Feinkornauflösung bezeichnete Maßnahme „verschiebt“ die KGV in Richtung größerer Kristalle und führt in vielen Fällen zu einer „schmalen“ Verteilung. Allerdings werden diese Vorteile oft mit einer gravierenden Verschlechterung des dynamischen Prozessverhaltens bezahlt: Feinkornauflösung kann zu periodischem Verhalten des Kristallisationsprozesses führen. Die Übersättigung und die KGV schwingen dann um den gewünschten Betriebspunkt. Dies führt zu unakzeptablen Schwankungen der Qualität des erzeugten Produkts.

Dieses Problem kann mithilfe einer Regelung, d.h. der gezielten Veränderung des dynamischen Verhaltens durch negative Rückkopplung, gelöst werden. Eine geeignete Regelung ermöglicht es, Kristallisationsanlagen trotz hoher Feinkornauflösungsraten stabil zu betreiben, ohne die Anlage konstruktiv zu modifizieren. Hierfür muss Online-Messinformation über den Prozess zur Verfügung stehen. Eine mögliche Messgröße ist beispielsweise die Gesamtmasse an Kristallen in der Anlage. Der Eingriff in den Prozess erfolgt durch Veränderung der Feinkornauflösungsrate (Stellgröße). Die zeitliche Veränderung der Stellgröße in Abhängigkeit vom Messsignal wird vom Regler vorgenommen (Abb. 1). Der Regler ist ein dynamisches System, das im Allgemeinen auf der Grundlage eines mathematischen Prozessmodells entworfen wird. Die Synthese geeigneter Regler für Prozesse, die durch Populationsbilanzgleichungen beschrieben werden, stellt eine aktuelle Herausforderung dar. Im Folgenden wird skizziert, wie dieses Problem für eine kontinuierlich betriebene Kristallisationsanlage gelöst werden kann.



Abb. 1: Schematische Darstellung eines Regelkreises für eine kontinuierlich betriebene Kristallisationsanlage.

Ausgangspunkt für unsere Untersuchungen ist ein Populationsmodell, das die Phänomene Wachstum, primäre Keimbildung und Abrieb durch Kristall-Rührer-Kollisionen detailliert beschreibt. Dieses Modell wird zunächst anhand physikalischer Überlegungen vereinfacht, so dass die Ruhelage in Abhängigkeit von den gewählten Betriebsparametern analytisch berechnet werden kann. Anschließend wird um diese Ruhelage linearisiert; man erhält so eine transzendente Übertragungsfunktion, die den Einfluss der Stellgröße auf die Messgröße näherungsweise beschreibt. Dieser Schritt beinhaltet keine Diskretisierung des Modells und bewahrt folglich den unendlichdimensionalen Charakter des Systems.

Da eine linearisierte Version eines bereits vereinfachten Modells verwendet wird, muss beim Reglersyntheseprozess erhöhter Wert auf Robustheit gelegt werden: Es soll ein Regler entworfen werden, der ein hohes Maß an Modellunsicherheit tolerieren kann. Die H∞-Theorie bietet einen Rahmen für die gezielte Synthese robuster Regler. Eine in den letzten Jahren entwickelte Erweiterung dieser Theorie ermöglicht ihre Anwendung auf eine Klasse unendlichdimensionaler Systeme. Da die hergeleitete Übertragungsfunktion zu dieser Klasse gehört, kann die H∞-Theorie zum Reglerentwurf für kontinuierlich betriebene Kristallisationsanlagen eingesetzt werden. Diese Vorgehensweise liefert eine transzendente Reglerübertragungsfunktion, die zur Implementierung durch eine rationale, also endlichdimensionale, Übertragungsfunktion approximiert wird. Dieser Regler stabilisiert die gewünschte Ruhelage des ursprünglichen detaillierten Prozessmodells. Dies lässt sich in Abbildung 2 erkennen. Sie zeigt periodisches Verhalten des ungeregelten Prozesses (linker Teil der Abbildung) sowie eine Simulation des aus Regler und detailliertem Modell bestehenden Regelkreises (rechter Teil).



Abb. 2: Simulationsergebnisse für kontinuierlich betriebene Kristallisationsanlage. Links: Ungeregelter Betrieb führt zu oszillierender Kristallgrößenverteilung. Rechts: Regelung wird bei t=10h eingeschaltet und beseitigt Oszillationen.

Die gewählte Vorgehensweise folgt einer „late lumping“ Philosophie, da erst der entworfene Regler und nicht bereits das vorliegende Prozessmodell durch ein endlichdimensionales System approximiert wird. Dieser Ansatz bietet einen prinzipiellen Vorteil gegenüber „early lumping“ Methoden: Der approximierte Regler kann mit dem optimalen, unendlichdimensionalen Regler verglichen werden; so lässt sich erkennen, wie viel „Regler-Güte“ im Approximationsschritt geopfert wurde. Dies ermöglicht, zwischen Qualität und „Einfachheit“ des Reglers abzuwägen.

Batch-Kristallisation
Bei chargenweise betriebenen Kristallisationsanlagen stellt sich ein gänzlich anderes Problem. In diesem Fall wird der Kristallisationsbehälter zu Anfang mit untersättigter heißer Lösung gefüllt. Außerdem können kleine Impfkristalle zugegeben werden. Durch allmähliches Abkühlen wird die Lösung übersättigt, die vorhandenen Kristalle wachsen, und neue Kristalle werden gebildet. Dadurch sinkt die Konzentration in der Lösung und es muss weiter gekühlt werden um die Lösung übersättigt zu halten. Die am Ende erreichte KGV hängt von dem zeitlichen Temperaturverlauf ab, der dem Prozess aufgeprägt wird. Dies definiert ein Steuerungsproblem: Wie kann ein Temperaturverlauf gefunden werden, der eine gewünschte KGV bewirkt?

Dieses Problem wurde auf Basis eines Standard-Populationsmodells aus der Literatur gelöst. Das Modell erlaubt die Herleitung eines geschlossenen Satzes von gewöhnlichen Differentialgleichungen für eine endliche Anzahl von Momenten der KGV. Die Lösung des Steuerungsproblems nutzt das Konzept der differentiellen Flachheit, das in der nichtlinearen Regelungstheorie in jüngster Zeit beachtliche Bedeutung erlangt hat. Ein dynamisches System wird differentiell flach genannt, wenn ein so genannter „flacher Ausgang“ existiert. Dieser lässt sich als Funktion des Systemzustands und des Eingangs darstellen, und es ist umgekehrt möglich, Zustand und Eingang des Systems als Funktionen des flachen Ausgangs und endlich vieler seiner zeitlichen Ableitungen auszudrücken. Diese Invertierbarkeitseigenschaft erweist sich als überaus nützlich für den Steuerungsentwurf.

Die Momentengleichungen, die aus der ursprünglichen partiellen Differentialgleichung hergeleitet wurden, stellen zwar kein flaches System dar, sie können aber durch eine zustandsabhängige Zeitskalierung in ein flaches System transformiert werden. Solche Systeme werden orbitell flach genannt. Wendet man die selbe Zeitskalierung auf die partielle Differentialgleichung an, erhält man eine einfache Transportgleichung. Unter Ausnutzung dieser beiden Eigenschaften - orbitelle Flachheit der Momentengleichungen und einfache Struktur der zeittransformierten partiellen Differentialgleichung - kann das Steuerungsproblem auf sehr elegante Weise gelöst werden.

Man kann zunächst überprüfen, ob eine gewünschte KGV für das betrachtete Modell erzielt werden kann. Ist dies der Fall, so lässt sich der zugehörige Temperaturverlauf analytisch berechnen. Auf Basis dieser Ergebnisse können darüber hinaus Temperaturverläufe bestimmt werden, die die KGV des Produkts hinsichtlich bestimmter Kriterien optimieren. Die gewählte Vorgehensweise transformiert das ursprünglich dynamische Optimierungsproblem in ein „statisches“, von den Modell-Differentialgleichungen nicht mehr explizit abhängendes Optimierungsproblem. Letzteres lässt sich numerisch sehr viel effizienter und zuverlässiger lösen. Ein typisches Optimierungskriterium ist die Maximierung des Quotienten aus Masse an gewachsenen Impfkristallen und Masse der aus Keimbildung entstandenen Kristalle. Dies spiegelt den Wunsch wider, möglichst nur die Impfkristalle wachsen zu lassen und Keimbildung weitgehend zu verhindern. Abbildungen 3 und 4 zeigen die Entwicklung der KGV bei linearem bzw. optimiertem Temperaturverlauf. Lineare Kühlung führt zur Produktion einer großen Anzahl von Kristallen durch Keimbildung. Die optimierte Verfahrensweise erzielt mehr Wachstum bei gleichzeitig weniger Keimbildung.



Abb. 3: Simulation der zeitlichen Entwicklung der Kristallgrößenverteilung in einer Batch-Kristallisationsanlage bei linearem Temperaturverlauf.



Abb. 4: Simulation der zeitlichen Entwicklung der Kristallgrößenverteilung in einer Batch-Kristallisationsanlage bei optimiertem Temperaturverlauf.
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bossi1
20.02.07 09:30:42
Beitrag Nr. 43
Vision vom Stromlieferanten
Workshop liefert Ideen für Energieerzeugung und Beschäftigung im großen Stil

von Stefan Fischer




Die Grafik verdeutlicht das Prinzip des
Solar-Aufwind-Kraftwerks: Von außen
dringt Luft ins Gewächshaus, die sich
durch Sonneneinstrahlung erwärmt. Sie
wird in einen riesigen Schlot
kanalisiert und treibt dort Turbinen zur
Energieerzeugung an. Obst- und
Gemüseproduktion sowie
Meerwasserentsalzung sind weitere
Vorteile der Anlage.
Ein so genanntes Solar-Aufwind-Kraftwerk
mit Treibhaus könnte Namibias Energieprobleme
lösen und soll zudem tausende Arbeitplätze im
Gemüseanbau schaffen. Das 5,6-Milliarden-Dollar-
Projekt, das bei Arandis gebaut werden soll,
wurde jetzt offiziell vorgestellt.


Windhoek - Das Projekt mit der Bezeichnung GreenTower basiert auf dem Prinzip der Naturgesetze. So soll es funktionieren: Ein großes Treibhaus (37,5 Quadratkilometer Grundfläche, 10 bis 16 Meter hoch) dient als Kollektor, indem sich die Luft unter dem Glas durch die Sonne erwärmt. Da warme Luft nach oben steigt, wird sie in einen riesigen, 1500 Meter hohen Schlot kanalisiert, an dessen Fuß sich 32 Turbinen befinden. Diese werden durch die Luftströmung bewegt und erzeugen Energie. Bis zu 400 MW Strom könnten bei dieser Dimension der Anlage produziert werden, was etwa dem derzeitigen Gesamtverbrauch des Landes (außer Skorpion-Zinkmine) entspricht. Damit nicht genug: In dem riesigen Gewächshaus sind Obst- und Gemüseanbau möglich, was rund 25000 Menschen einen Job verspricht. Aufgrund der klimatischen Bedingungen in dem Treibhaus bildet sich natürlicher Humus, zur Bewässerung wird das Wasser genutzt, das bei der Meerwasser-Entsalzung anfällt.

,,Namibia hat das Potenzial, ein in Afrika führender Energieversorger zu werden", sagte Wolf-Walter Stinnes, Geschäftsführer von GreenTower Ltd., bei der Präsentation des Projekts während eines Workshops mit rund 100 Teilnehmern am vergangenen Freitag in Windhoek. Das Unternehmen aus La Montagne (Südafrika), das federführend bei diesem Vorhaben ist, arbeitet bereits seit einigen Jahren mit der Universität Stellenbosch sowie weiteren Hochschulen in Deutschland daran. ,,Wir nutzen eine geprüfte Technologie, nur in einer neuen Kombination", führte der Physiker aus. Grundlage für Forschung und Planung bilden die Erfahrungen eines Solar-Aufwind-Kraftwerks viel kleinerer Dimension in Manzanares (Spanien). Diese Testanlage hatte einen 192 Meter hohen Schlot und produzierte von 1982 bis 1989 rund 50 kW Strom - bis der Turm infolge von Pfusch am Bau bei einem schweren Sturm umfiel.

Die Anlage könne ,,saubere Solarenergie" liefern, sagte Fritz Jeske, Chef der Firma Bicon, die als namibischer Partner von GreenTower Ltd. auftritt. Der Strom sei ,,ökonomisch und wettbewerbsfähig", führte er aus und warnte vor Minimierungsgedanken. ,,Das System ist nur in dieser Größe wirtschaftlich. Die Halbierung der Anlage würde nur ein Sechzehntel des Ertrags bringen", so Jeske. Nicht zuletzt habe der errechnete Energie-Abgabepreis in Höhe von 0,015 Euro (ca. N$ 0,14) pro Kilowattstunde auch den Stromversorger NamPower hellhörig gemacht, der dieses Projekt befürwortet. Man gebe die ,,volle Unterstützung", sagte NamPower-Geschäftsführer Paulinus Shilamba während des Workshops. Entscheidend sei, dass das Vorhaben technologisch und finanziell möglich sei und man sich den Strom leisten könne. ,,All diese Ansprüche erfüllt das Projekt", so Shilamba, der sich wünschte: ,,Wir brauchen eine klare und gemeinsame Verpflichtung für dieses Vorhaben."

,,Der Ball liegt nun bei NamPower", skizzierte Jeske im AZ-Gespräch den Weg nach vorn und räumte ein: ,,Auch die Regierung ist sehr daran interessiert, zweifelt aber an der Realisierbarkeit." Und Stinnes ergänzte: ,,Wir müssen sie davon überzeugen, dass es funktioniert - das haben wir heute bei diesem Workshop gezeigt." Wie er weiter erklärte, gebe es für die veranschlagten Kosten in Höhe von 600 Mio. Euro (ca. N$ 5,6 Mrd.) bereits Finanzierungspartner. Wenn sich alle Beteiligten einig seien, könnte die Anlage frühestens im Jahr 2013/14 ihren Betrieb aufnehmen.
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bossi1
09.03.07 18:18:22
Beitrag Nr. 44
HANDELSBLATT, Freitag, 9. März 2007, 15:05 Uhr
Deutsches Vorzeigeobjekt in den USA.

Solarfirmen punkten in den USA....für Acciona

Selbst vom Weltraum aus dürften die langen Reihen von Parabolspiegeln mühelos zu sehen sein. Das nagelneue Solarkraftwerk Nevada Solar One in Boulder City ist für deutsche Firmen das Vorzeigeobjekt in den USA für ihre Leistungsfähigkeit bei klimafreundlichen Techniken.



18 Kilometer Parabolspiegel werden ab
April Las Vegas mit Energie versorgen.
je/tho BOULDER CITY. Das neue Solarkraftwerk Nevada Solar One in Boulder City wird die nicht weit entfernte Spielermetropole Las Vegas ab Ende April mit Energie versorgen. Das solarthermische Kraftwerk hat eine Leistung von 64 Megawatt und ist seit über 15 Jahren das erste neue Sonnenkraftanlage, die in den USA ans Netz geht. Bauträger und Betreiber von Nevada Solar One ist Acciona Solar Power, eine Tochter des spanischen Baukonzerns Acciona. Die Finanzierung der bis zu 250 Mill. Dollar teuren Anlage übernahmen zum größten Teil europäische Banken, die Schlüsseltechnologien kommen überwiegend aus Deutschland.

So liefert Siemens die Dampfturbine. Die hochpräzisen Parabolspiegel aus beschichtetem Glas, die das Sonnenlicht auf die Röhren zur Durchlauferhitzung konzentrieren, kommen von der Flabeg GmbH in Fürth. Schott schließlich produzierte die Röhrenelemente, die aus einer Außenhaut aus besonders lichtdurchlässigem gezogenen Glas und einem von einem Vakuum umgebenen schwarz beschichteten Absorbierrohr aus Stahl bestehen. Gegenüber älteren Anlagen sind diese Röhren der größte technische Fortschritt, denn sie sind deutlich effizienter und langlebiger als ältere Versionen.

Im Nordwesten machte die Bonner Solarworld AG vor einer Woche ein einmaliges Schnäppchen. Für 30 Mill. Euro übernahm die Firma in Oregon ein voll ausgebautes Werk für Silizium-Wafer. Die japanische Komatsu-Gruppe hatte die 1998 fertig gestellte Anlage in Hillsboro, einem Vorort von Portland, für über 500 Mill. Dollar gebaut, aber wegen drohender Überkapazität auf dem Weltmarkt für Computerchips nie in Betrieb genommen.

Solarworld will nach eigenen Angaben weitere 300 Mill. Euro in das Werk investieren und bereits in diesem Sommer die Produktion von Solarsilizium-Wafer und Solarzellen aufnehmen. Ab 2009 will der Konzern in Hillsboro photovoltaische Komponenten mit einer Gesamtkapazität von 500 Megawatt pro Jahr produzieren. Gleichzeitig will Solarworld die Kapazität ihres Solarmodul-Werkes in Camarillo, Kalifornien, auf 100 Megawatt pro Jahr verdoppeln.

Die Voraussetzungen für die wirtschaftliche Gewinnung von Solarenergie sind in den südwestlichen Bundesstaaten Kalifornien, Nevada, Arizona und New Mexiko sehr günstig. Die Sonne scheint fast das ganze Jahr über, Land ist billig, das Leitungsnetz ist gut ausgebaut und die Nachfrage nach zusätzlichen Kapazitäten sehr hoch.

In ihren dünn besiedelten Wüstengebieten verfügen diese vier Bundesstaaten nach Angaben des National Renewable Energy Laboratory über Flächen, die den Bau von solarthermischen Kraftwerken mit einer Gesamt-Jahresleistung von 200 000 Megawatt erlauben würden. Zum Vergleich: In Kalifornien werden bisher neun Solarwärmekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 354 Megawatt betrieben.

Zudem haben die westlichen Bundesstaaten den Übergang zu erneuerbarer Energie gesetzlich festgeschrieben. In Kalifornien soll der Anteil bis 2010 auf ein Fünftel steigen. Nevada strebt diese Quote bis 2015 an und Solar One-Kunde Nevada Power Co. muss ab 2013 mindestens 5 Prozent des Bedarfs aus Sonnenenergie decken.

Technologische Verbesserungen, die Solar One um ein Fünftel effizienter machen als ältere solarthermische Anlagen, sowie höhere Öl- und Gaspreise haben Sonnenenergie wettbewerbsfähig gemacht. Experten rechnen für Solar One mit einem Einstandspreis von 15 bis 17 Cents pro Kilowatt-Stunde. Bei größeren Anlagen könnte er bis 2020 auf fünf bis acht Cents sinken, heißt es. „Investoren merken langsam, dass Sonnenenergie in den USA ein gutes Geschäft sein kann“, sagt der örtliche Acciona-Chef Gilbert Cohen.
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bossi1
14.03.07 00:05:47
Beitrag Nr. 45
Herzlich Willkommen bei TREC
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Die Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC) ist eine Initiative des Club of Rome, des Hamburger Klimaschutz-Fonds und des Jordanischen Nationalen Energieforschungszentrums (NERC) auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien.
TREC wurde im September 2003 gegründet und hat das DESERTEC Konzept zur Energie-, Wasser- und Klimasicherheit in EUropa, dem Nahen Osten (the Middle-East) und Nord-Afrika (EU-MENA) entwickelt. TREC hat es sich zur Aufgabe gemacht, dieses Konzept nun zusammen mit Vertretern aus Politik, Industrie und Finanzwelt umzusetzen.



Skizze einer möglichen Infrastruktur für eine nachhaltige
Stromversorgung in Europa, dem Nahen Osten und Nord-Afrika

Das DESERTEC Konzept sieht vor, in MENA mit Hilfe von Solarthermischen Kraftwerken und Windparks die Wasserentsalzung und Stromerzeugung voranzutreiben und den sauberen Strom dann mittels HVDC-Hochspannungs-Gleichstromleitungen in diese Länder und ab 2020 (mit insgesamt nur 10-15% Übertragungsverlust) bis nach Europa zu leiten.
Alle benötigten Technologien für die Realisierung dieses Konzeptes sind bereits vollständig entwickelt und seit Jahrzehnten im Einsatz. Satellitengestützte Daten und mehrere Studien des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bestätigen das überreichliche Angebot an Solarenergie sowie die Notwendigkeit, dieses Konzept zügig zu verwirklichen.
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bossi1
17.03.07 19:05:20
Beitrag Nr. 46
In gut 15 Jahren kommt Strom aus der Wüste... ;)

Um Klimaziele zu erreichen wird Solar-Strom wichtig
Ab 2020 wird Solar-Strom kostengünstigste Option


In gut 15 Jahren dürfte nach Einschätzung von Experten der erste Solar-Strom aus Nordafrikas Wüsten nach Deutschland fließen. "Technisch ist das kein Problem", meinte Hans Müller-Steinhagen, der Direktor des Instituts für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Stuttgart. Noch sei der Strom aus der Wüste zwar im Vergleich zu Gas, Öl oder Kohle zu teuer.

"Wenn wir die Klimaziele erreichen wollen und die Endlichkeit der fossilen Energieträger bedenken, wird uns aber gar nichts anderes übrig bleiben, als auf diesen Solar-Strom zu setzen", sagte der Energieexperte.

Ab 2020 Solar-Strom kostengünstigste Option
Ab 2020 werde der Solar-Strom sogar zur kostengünstigsten Option, da er im Zuge des Ausbaus immer billiger werde. Bis 2050, so schätzt der Professor, könnten etwa 15 Prozent des gesamten deutschen Strombedarfs mit Importstrom aus Nordafrika gedeckt werden. Beim künftigen Energiemix werde der Strom aus der Wüste deshalb einen substanziellen Beitrag leisten, weil er hohe Versorgungssicherheit und Verfügbarkeit biete - auch in Zeiten des maximalen Stromverbrauchs. "Wir bräuchten theoretisch nur ein Promille der Wüstenfläche, um den gesamten Strombedarf der Welt zu decken."

Wertschöpfung von 1,7 Mrd. Euro
Damit der Strom auch fließen könne, müsse in Kraftwerke und Leitungen investiert werden. Die deutsche Industrie sei bei solarthermischen Kraftwerken schon jetzt führend. Eine größere Investition in diese Technologie könnte nach Schätzung des Wissenschaftlers für die deutsche Industrie im Jahr 2025 eine Wertschöpfung von 1,7 Milliarden Euro pro Jahr schaffen.

Hochspannungstrassen notwendig
Um die drei- bis viertausend Kilometer lange Strecke von Afrikas sonnenreichen Zonen bis ins regenreichere Europa zu überbrücken, seien neue Hochspannungstrassen nötig. Solche Höchstspannungs- Gleichstromleitungen seien bereits eine etablierte Technologie mit derzeit 600 Kilovolt Spannung. Die nächste Generation werde 800 Kilovolt und noch geringere Verluste und Kosten als heute haben. Die Leitungsverluste werden für die gesamte Strecke nur auf etwa zehn Prozent geschätzt.

Kraftwerke bauen
"Als erstes müssen nun in Afrika solarthermische Kraftwerke gebaut werden", sagte Müller-Steinhagen, der mit seinem Institut seit mehr als 20 Jahren an diesem Thema forscht. Bei solchen Kraftwerken fokussieren große gebogene Parabolspiegel die Sonnenstrahlen, leiten die Wärme durch ein Rohr, in dem ein 400 Grad Celsius heißer Dampf mit etwa 50 bis 100 Bar Druck erzeugt wird. Dieser wird in ein konventionelles Dampfkraftwerk eingespeist, das die Wärme in Strom umwandelt.

"In Kalifornien gibt es schon seit 20 Jahren solarthermische Kraftwerke", weiß Müller-Steinhagen. Auch in Spanien seien derzeit mehrere in Bau. "Stehen erst einmal viele solcher Kraftwerke, ist der Strom nicht teurer als aus Kohlekraftwerken."

Speicherung von Strom ein Problem
"Die Speicherung von Strom ist generell noch ein Problem", räumte Müller-Steinhagen ein. In dem Fall sei dies aber unerheblich, weil nicht Strom, sondern Wärme gespeichert werde.

(apa/red)

http://www.networld.at/index.html?/articles/0711/15/167252.s…
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XDA
18.03.07 04:03:43
Beitrag Nr. 47
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.346.414 von bossi1 am 17.03.07 19:05:20Hi Bossi,
einen tollen Thread hast Du da eröffnet, von derem Existenz ich die ganze Zeit gar nichts gewußt habe.:(

Das Solarmundo-Projekt: Solarthermische Kraftwerke zur wirtschaftlichen Stromproduktion

Solarenergie ersetzt fossile Brennstoffe: Das ist die Vision der belgischen Solarmundo NV. Die Aktiengesellschaft entwickelt die Parabolrinnen-Kollektortechnik seit Jahren weiter. Ihr Ziel ist, im großen Umfang Solarstrom zu produzieren, der im Wettbewerb mit konventionell erzeugter Elektrizität mithalten kann.

Sonne statt Öl, Kohle oder Erdgas

Solarthermische Kraftwerke wandeln die Sonnenenergie nicht direkt in Strom um: Mit den Kollektoren wird zunächst eine Flüssigkeit erhitzt und Dampf erzeugt. Dieser wird zu Turbinen und Generatoren geleitet, welche Strom produzieren. Zur Deckung des Elektrizitätsbedarfs sonnenreicher Länder können thermische Solarkraftwerke effektiv beitragen; zur Verteilung muss aber ein Stromnetz vorhanden sein. Die bisher getesteten Pilotanlagen liegen im Leistungsbereich von einem bis zehn Megawatt (MW). Theoretisch können solarthermische Kraftwerke bis zu 400 Megawatt leisten: Ein beachtliches Potenzial für den Mittelmeerraum oder Afrika.

Mit vereinfachter Technik und geringen Betriebskosten sollen Solarmundo-Kraftwerke eine Alternative zu Kohle-, Gas- und Atomkraftwerken werden. Nach der erfolgreichen Erprobung einer Pilotanlage in Liége (Belgien) ist das Unternehmen nun bestrebt, solare Großkraftwerke mit Kapazitäten von bis zu 400 Megawatt zu bauen - im "Sonnengürtel" der Erde, beispielsweise in Nordafrika. Aber auch in den Ländern Südeuropas mit hoher durchschnittlicher Sonneneinstrahlung könnte diese Technik zum Einsatz kommen.

Hohe Leistung - geringe Kosten - Strom für 15 Pfennig / kWh

Mit ihrem einfachen modularen System, standardisierten Komponenten, kostengünstigen Materialien und dem Einstieg in eine Massenproduktion könnte der Solarmundo-Vision auch wirtschaftlicher Erfolg beschieden sein. Die Verbesserungen gegenüber den herkömmlichen "Solar Electric Generating Systems" (SEGS) mit Parabolrinnen-Kollektoren sollen zu einer Kostensenkung von mindestens 50 % führen. Namhafte Partner sorgen dafür, dass solche Berechnungen Hand und Fuß haben. Mit am Solarmundo Projekt arbeiten das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE), die Bayer AG, die Battenfeld GmbH und die Chinesische Akademie für Raumfahrt-Technologie (CAST).

Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) führte eine Projektstudie für Solarmundo aus: Die Wissenschaftler des DLR berechneten für ein Ranking der möglichen Standorte unter anderem die Sonneneinstrahlung in Abhängigkeit von der Bewölkung, Aerosolen, Wasserdampf, Ozon und anderen Störfaktoren. In die Berechnung der Stromerzeugungskosten flossen neben der Sonneneinstrahlung (in Nordafrika bis zu rund 2.500 Kilowattstunden pro Quadratmeter und Jahr) auch die Kosten für die Infrastruktur ein.

Die Ergebnisse sind beeindruckend: Ein Solarmundo-Kraftwerk in Ägypten (2.782 kWh/m2/Jahr) mit einer Kapazität von 50 Megawatt könnte eine Kilowattstunde Strom für 7,5 Eurocent (zirka 15 Pfennige) erzeugen. Herkömmliche Solar-Dampfkraftwerke in dieser Größe kämen am selben Standort auf 10 Eurocent. Doch auch mit konventionellen fossilen Kraftwerken soll die Solarmundo-Technologie mithalten können: Ein Kraftwerk in Ägypten mit einer Leistung von 200 Megawatt könnte für 5,0 Eurocent eine Kilowattstunde erzeugen, die ein konventionelles Kraftwerk zu den gegenwärtigen Energiepreisen für 5,9 Eurocent liefern würde.

http://www.solarserver.de/solarmagazin/anlageaugust2001.html

http://www.solar-power-group.de/cms/front_content.php?idcat=…
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bossi1
18.03.07 10:48:59
Beitrag Nr. 48
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.348.668 von XDA am 18.03.07 04:03:43Hi XDA,
ich war noch nicht dazu gekommen Deine Links und viele meiner Daten hier zu verwerten. Im Abengoa Hauptthread gehen diese Infos in der Masse der Daten und Postings leider unter. Deshalb auch die Datenthreads zu den einzelnen ABG Aktien und hier zum Thema der Solarkraftwerke. ;)

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DLR-Projekt HYDROSOL mit Descartes Preis ausgezeichnet
8. März 2007



Der Sonnenofen des DLR in Köln-Porz Im Rahmen des Projekts HYDROSOL war es Wissenschaftlern aus dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) erstmals gelungen, Wasser mittels Solarenergie in Wasserstoff und Sauerstoff - und damit ohne Kohlendioxid-Emissionen - thermisch zu spalten. Für diese wegweisenden Arbeiten wurde das Team am 7. März 2007 in Brüssel mit dem angesehenen Descartes Preis für Forschung der Europäischen Kommission ausgezeichnet.

Der Descartes Preis für Forschung der Europäischen Kommission wird seit dem Jahr 2000 jährlich verliehen. Er wird an Teams vergeben, die durch internationale Kooperation herausragende wissenschaftliche oder technologische Ergebnisse erzielen und zeichnet damit die erfolgreichsten europäischen Forschungsprojekte aus. Das kann auf den Gebieten der Natur-, Wirtschafts-, Sozial-, oder Geisteswissenschaften geschehen. Der Preis ist mit insgesamt 1,15 Millionen Euro dotiert.

Im so genannten Sonnenofen des DLR in Köln-Porz (einer Versuchsanlage, in der die Konzentration des Sonnenlichts zu Forschungszwecken eingesetzt wird) war es den Wissenschaftlern aus dem DLR-Institut für Technische Thermodynamik erstmals gelungen, Wasser in einem geschlossenen thermochemischen Kreisprozess mittels Solarenergie in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten. Das neuartige Verfahren nutzt im Gegensatz zur direkten thermischen Wasserspaltung, die erst bei einigen Tausend Grad Celsius erfolgt, die Kombinationen verschiedener chemischer Reaktionen. Diese laufen bei Temperaturen von unter 1400 Grad Celsius ab und sind daher materialtechnisch beherrschbar. Den Wissenschaftlern gelingt es bei diesen Reaktionen alle verwendeten Chemikalien – bis auf das eingesetzte Wasser und den produzierten Gasen Sauerstoff und Wasserstoff – zurück zu gewinnen und erneut einzusetzen.



Hydrosol-Reaktor im DLR-Sonnenofen Thermochemische Kreisprozesse laufen mit einem Wirkungsgrad von bis zu 50 Prozent besonders effizient ab. Somit können die Forschungsarbeiten aus dem Projekt HYDROSOL die Grundlage für eine zukünftige, erneuerbare Wasserstoffwirtschaft darstellen. Es scheint nun möglich, dass Wasserstoff als ein Energieträger der Zukunft ohne klimaschädliche Emissionen von Kohlendioxid im großtechnischen Maßstab erzeugt werden kann. Zu diesem Zweck werden die Arbeiten derzeit im Folgeprojekt HYDROSOL 2 von den Partnern zusammen mit der staatlichen spanischen Energieforschungseinrichtung CIEMAT fortgeführt. Koordiniert wird das Projekt vom griechischen Forschungszentrum CERTH/CPERI in Thessaloniki. Weitere Partner sind neben dem DLR das britische Unternehmen Johnson Matthey Fuel Cells sowie die Firma Stobbe Tech aus Dänemark. Das Ziel ist der Bau einer etwa zwanzig Mal größeren Pilotanlage im Vergleich zum DLR-Sonnenofen. Mit einer Leistung von zweimal 100 kWth soll diese auf der Plataforma Solar de Almería getestet werden.

Die Preise wurden am 7. März 2007 in Brüssel von EU-Kommissar Janez Potocnik sowie Bundesforschungsministerin Dr. Annette Schavan unter dem Beisein von Prinz Philippe von Belgien verliehen. Der Descartes Preis ist bereits die dritte und bislang renommierteste Auszeichnung für das Projekt HYDROSOL nach dem Technical Achievement Award 2006 der International Partnership for the Hydrogen Economy IPHE und dem Global Eco-TeCh Award der EXPO 2005 in Japan.

Das DLR-Institut für Technische Thermodynamik in Stuttgart mit seinen weiteren Standorten in Köln-Porz und Alméria/Spanien arbeitet daran, hocheffiziente und innovative Energiewandlungstechniken zu entwickeln und die Nutzung erneuerbarer Energien voranzutreiben.

http://www.dlr.de/desktopdefault.aspx/tabid-13/135_read-7971…
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bossi1
18.03.07 11:10:27
Beitrag Nr. 49
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.348.668 von XDA am 18.03.07 04:03:43Solarthermische Kraftwerke aus Deutschland



Funktionsprinzip einer Solarschüssel
Mit solarthermischen Kraftwerken ist es möglich, die Kraft der Sonne großtechnisch zur Stromerzeugung zu nutzen. Dabei wird die in Wärme umgewandelte Solarstrahlung der Sonne genutzt.

In Parabolrinnen- und Sonnenturm- Kraftwerken wird durch Konzentration des Sonnenlichts ein Temperaturniveau erreicht, das die Nutzung von angeschlossenen Kraftwerksturbinen ermöglicht.

Die konzentrierenden Kollektorsysteme können Nutztemperaturen bis 1000 °C erreichen und sind erforderlich, da übliche Flach- oder Vakuumröhrenkollektoren ohne hohe Konzentration das erforderliche Temperaturniveau nicht erreichen. Die weitere Umwandlung der Wärmeenergie in elektrische Energie entspricht der herkömmlicher Dampf- oder Gasturbinenkraftwerke.

Typen von solarthermischen Kraftwerken


Funktionsprinzip Sonnenturm


Funktionsprinzip Parabolrinnenkollektor

Die höchsten Temperaturen entstehen im Solarturm-Kraftwerk: Über ein Feld nachgeführter Spiegel wird direkte Sonnenstrahlung auf einen Absorber konzentriert, der die Strahlung in Hochtemperaturwärme umwandelt. Solche Kraftwerke wurden bisher nur als Forschungsprojekte umgesetzt.

Parabolrinnen-Kraftwerke erhitzen durch parabolisch gekrümmte Spiegel ein in der Fokallinie befindliches Absorberrohr. Mit den 6 Metern breiten und einigen hundert Metern langen Parabolrinnen werden Temperaturen von etwa 400 °C erreicht. Diese Technologie ist im kommerziellen Betrieb in neun bestehenden Anlagen mit insgesamt 354 MW seit bis zu 20 Jahren in Kalifornien erfolgreich in Betrieb und hat über 10 TWh Solarstrom erzeugt.



Eine weitere Variante sind Dish-Stirling Maschinen. Sie liefern elektrische Energie mit Hilfe eines der Sonne nachgeführten Parabolspiegels, ebenfalls mit Temperaturen von bis zu 1.000 °C. In dessen Brennpunkt ist ein Stirlingmotor montiert, der die durch mehrhundertfach konzentrierte Sonnenenergie erhitzte Luft in einem Generator in Strom umwandelt.

In Aufwindkraftwerken heizt die Sonne unter einer viele tausend Quadratmeter großen, überdachten Fläche Luft auf, die in einem hohen Kamin nach oben steigt. Im Fuß des Kamins wird der entstehende Sog zum Antrieb einer Windturbine genutzt.

Solarthermische Kraftwerke - Technik der Zukunft
Solarthermische Kraftwerke werden zukünftig eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung spielen. Während sich Dish-Stirling-Systeme in der Leistungsklasse von einigen 10 kW hervorragend für Stand-alone-Systeme eignen, können Parabolrinnen-Kraftwerke mit Einheiten von 50-200 MW schon heute wirtschaftlich zur Spitzenlastversorgung in Stromnetzen eingesetzt werden. Um die Kosten für solarthermische Kraftwerke zu reduzieren und somit den Markt für die Grundversorgung zu erschließen, sieht die internationale "Global Market Initiative for Concentrating Solar Power" (GMI) bis 2015 einen Ausbau der solarthermischen Kraftwerkskapazität auf 5.000 Megawatt vor.

Im Spanien laufen gerade die Vorbereitungen für das erste europäische Parabolrinnen-Kraftwerk, das Anfang 2007 ans Netz gehen wird. Sowohl Projektentwicklung, Ingenieurdienstleistungen als auch Komponentenlieferung und die anteilige Projektfinanzierung werden von deutschen Unternehmen erbracht.

Weitere Kraftwerksprojekte sind in Nevada/USA, Indien und Marokko geplant. In diesen Anlagen kommt die Spitzentechnologie deutscher Firmen zum Einsatz. Experten schätzen, dass ab 2015 ein Zubau von jährlich 4.500 MW Leistung möglich ist.

Bei der Nutzung der Sonnenenergie sind solarthermische Kraftwerke eine viel versprechende Variante. In Verbindung mit einem Wärmespeicher lassen sich solarthermische Kraftwerke rund um die Uhr nutzen. Auch ist ein Hybridbetrieb in Kopplung mit konventionellen Energieträgern möglich. Ein wirtschaftlicher Einsatz ist in Gebieten im Sonnengürtel der Erde, zwischen 40° nördlicher und südlicher Breite, heute schon realisierbar. Die Einstrahlungsintensität liegt in diesem Gebiet zwischen 1.700 und 2.800 kWh/Jahr und Quadratmeter. Dadurch ist in diesen Regionen die kostengünstigste Erzeugung von Solarstrom möglich. Steigende Energiepreise und ein erhöhter Energiebedarf in Ländern mit hoher Sonneneinstrahlung werden in Zukunft für den verstärkten Einsatz dieser sauberen Technologie sorgen.

Deutschland weltweit führend
In Solarthermieanlagen anfallende Stromkosten in Abhängigkeit zur steigenden installierten Leistung
SEGS steht für 9 Parabolrinnenkraftwerke, die zwischen 1984 und 1991 in der kalifornischen Wüste gebaut wurden.
Gesamtleistung: 354 MWe
Deutschland ist bei der Forschung und Entwicklung dieser Technologie weltweit führend. Mit Blick auf die mit dem Potenzial dieser Technologie verbundenen Chancen fördert die Bundesregierung seit mehreren Jahren deren Entwicklung. Deutsche Unternehmen können hier umfassendes Know-how anbieten, das auch maßgeblich in die Entwicklung einer zukunftsweisenden Parabolrinne („SKAL-ET“) einfloss. Diese weist im Rahmen eines Demonstrationsprojektes seit 2003 erfolgreich in den bestehenden Kraftwerken in Kramer Junction/Kalifornien einen um 10% höheren Wirkungsgrad auf und wird auch bei den in Andalusien/Spanien geplanten 50 MW Parabolrinnen-Kraftwerken zum Einsatz kommen.

Alle wesentlichen Komponenten der in den letzten Jahren entwickelten Spitzentechnologien zur solarthermischen Stromerzeugung sowie die Ingenieurleistungen zur Auslegung, zum Bau und zum Betrieb der Kraftwerke können aus Deutschland geliefert werden.


Ich konnte auf die Daten der großen Grafik nicht
zugreifen, da die Daten unsicher waren (Pishing)

Seitenlink
http://www.renewables-made-in-germany.com/de/solarthermische…

PSA Link (kannte ich schon)
http://www.psa.es/
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bossi1
18.03.07 13:14:39
Beitrag Nr. 50


Diese Schlüsselkomoneten von Schott werden demnächst auch in ihrem neuen Werk für ihre spanischen Kunden in Sevilla gefertigt...die beste Receiver Technik mit dem höchstem Wirkungsgrad


Solar-Receiver

description: Solar receivers from Schott represent the key components of so-called parabolic trough power plants. These receivers convert the solar energy that is captured by parabolic mirrors into heat and supply this via heat exchangers to turbines that generate electricity.

description: An employee checks the quality of solar receivers during the inauguration of the most modern production plant for solar receivers worldwide of the international technology company Schott in Mitterteich, southern Germany, Tuesday, Sept. 26, 2006. Receivers are a key component of the solar thermal parabolic trough power plants, which will become an important source of power in the future. Schott has already received orders to supply receivers for the solar power plants "Nevada Solar One" in the U.S. state of Nevada and in Andalusia (Spain) that are currently under construction. The project in Andalusia represents the first commercially operated solar thermal power plant in Europe.

https://www.schott-pictures.net/ng/channel/show.do?compField…
...die Bilder sind kopiergeschützt, daher nur der Link zur Fotoserie

Solar-Receiver

In den Bilder erkennt man das schwarze Metallrohr in der Mitte, für das Medium im Glasrohr, welches sich in einer reinen Vakuumumgebung im Glasrohr befindet. Die Rohre werden mit in der Vakuumtechnik üblichen Dichtungen und Schnellverschlüssen verbunden. Die erforderliche Dichtigkeit der Anlagen wird dann mit Vakuum und Lechsuchgeräten getestet. Diese Arbeiten werden im Labor bei den einzelnen Röheren (siehe Bilder) und bei den fertig montierten Anlagen ausgeführt. Dabei werden die zu prüfenden Teile außen mit Helium besprührt, wobei das hochempfindliche Lecksuchgerät das Resultat in Bruchteilen von Sekunden anzeigt, je nach Größe der zu prüfenden Anlage. Man kann Lecks auf den Millimeter orten. Helium durchdringt sogar einige Glasarten im geringem Maß. Vakuumtechnik wird in vielen Bereichen der Industrie eingesetzt, ohne sie sind viele Produkte nicht ohne weiteres realisierbar. ;)

Dabei wird im Labor auf höhere Leckraten geprüft, bei den montierten Anlagen gibt man sich mit geringeren Werten zufrieden durch immer vorhandene kleinere Lecks und Undichtigkeiten, die sich akkumulieren. ;)

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...mehr zur Vakuumtechnik und ihren Anwendungsbereichen :look:

...auch eine nette Aktie "Pfeiffer Vakuum"


Helium-Lecksuche
Für jede Anwendung das richtige Prüfverfahren

Dichtheitsprüfung ist notwendig, um:
Die Qualität des Produktes sicherzustellen
Die Ausbeute bei Produktionsprozessen zu erhöhen
Die Durchführbarkeit von aufwendigen Experimenten zu erreichen
Den Energieverbrauch zu optimieren
Schädliche Einflüsse auf die Umwelt zu minimieren

Die Lecksuche mit Helium hat folgende Vorteile gegenüber anderen Prüfmethoden:
Höchste Empfindliche zum Aufspüren kleinster Lecks
Quantifizierbarkeit der Leckagen
Höchstmögliche Wiederholbarkeit der Messung
Das Testgas Helium ist ungiftig und nicht brennbar

SmartTest Helium-Lecksucher –
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Der Helium-Lecksucher SmartTest setzt mit seinem modularen Aufbau, der einfachen Bedienung sowie einer modernen Optik neue Maßstäbe in der Vakuum-Lecksuche.

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Mit unserer langjährigen Erfahrung bieten wir Lösungen zu Fragen
rund um die Vakuumtechnik. Den vielfältigen Anforderungen und Herausforderungen an das Evakuieren, Messen und Analysieren in
den unterschiedlichsten Marktsegmenten werden wir gerne gerecht.

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Analytik
Beschichtung
Forschung & Entwicklung
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Chemie- und Verfahrenstechnik
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bossi1
18.03.07 13:28:33
Beitrag Nr. 51
Helium-Lecksuche in Kraftwerken
...auch bei Solarkraftwerken, damit die Effizienz des Kraftwerks mit Tausenden von Verbindungen nicht nachlässt


1. Auswirkung von Leckagen in Kraftwerken
In den meisten Großkraftwerken wird durch Verbrennung von - z.B. Kohle- Nassdampf erzeugt. Dieser, unter hohem Druck stehende Nassdampf wird über eine Turbine entspannt. Diese wiederum treibt einen Generator an, der aus der Bewegungsenergie elektrische Energie formt.



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Abb 1: Schematische Darstellung eines Kraftwerkes.

Der Nassdampf wird nicht auf Atmosphärendruck entspannt, sondern wird in einen Kondensator geleitet, der mit Hilfe von Vakuumpumpen auf ca. 97% (30.36 mbar) evakuiert wird. Jede Undichtigkeit in diesem System sorgt dafür, dass die Effizienz des Kraftwerks nachlässt. Entsprechend einer Faustregel kann man sagen, dass ein Druckanstieg von einem mbar einer Reduktion der erzeugten elektrischen Energie von 1 kW entspricht. Um die geforderte Nennleistung des Kraftwerks zu ereichen, muss also, im Falle von Leckagen, eine erhöhte Menge Primärenergie eingesetzt werden.



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Abb 2: Kühlsystem eines Kraftwerkes.

Die Betreiber von Großkraftwerksanlagen haben aus diesen Gründen ein großes Interesse daran Undichtigkeiten in Ihren Anlagen zu vermeiden.

2. Möglichkeiten zur Detektion von Leckagen
2.1 Undichtigkeitsbestimmung an Hand von Sekundäreffekten
Zur Detektion von Leckagen gibt es verschieden Methoden. Sehr oft werden nur die Sekundäreffekte der Leckagen detektiert Diese Vorgehensweise erlaubt nur eine Aussage über das Vorhandensein aber nicht über den Ort, der Undichtigkeit.

Wird eine Anlage neu angefahren, so kann über die Bestimmung der Auspumpzeit festgestellt werden, ob der Kondensator dicht ist. Ähnlich funktioniert die Messung des Gasstroms am Auspuff. Liegt der Abgasstrom über einem festgelegten Schwellwert, so ist dieses ein Indiz für eine Undichtigkeit im Kühlsystem des Kraftwerkes.

Eine andere Methode ist die Detection des Sauerstoffanteils im Abgas. Der Sauerstoff der atmosphärischen Luft, der durch die Leckagen dringt, kann mit relativ einfachen Instrumenten nachgewiesen werden.

2.2 Lokalisierung von Leckagen
Mit den zuvor dargestellten Methoden lässt sich aber nur das Vorhandensein von Undichtigkeiten bestimmen. Leckagen können aber nicht lokalisiert werden.

2.2.1 Ortung mit Hilfe eines Wärmeleitungsvakuummeters
Ein Verfahren mit dem auch der Ort bestimmt werden kann, ist dass Wärmeleitungsprinzip. Bei dieser Methode macht sich den Umstand zu nutze, dass bei einem Wärmeleitungsvakuummeter die Bestimmung des Druckes gasartabhängig ist. Wird die Leckstelle mit einem Gas abgesprüht, welches einen anderen Wärmeleitungskoeffizienten als Luft hat, so lässt sich diese mit einem entsprechenden Vakuummeter detektieren. Ein Nachteil dieser Methode ist die relative Unempfindlichkeit, so dass nur große Leckagen gefunden werden können.

Ebenfalls machen sich bei diesem Verfahren Umwelt und Systemparameter negativ auf die Genauigkeit bemerkbar. Besonders zu erwähnen ist der Temperatureinfluss sowie der Effekt der unterschiedlichen Enddrücke im Kondensator.

2.2.2 Rauchtest zur Lecksuche
Mit Hilfe einer chemischen Rauchquelle wird der Kondensator eingenebelt. An undichten stellen wird der Rauch eingesogen und damit ein Leck indiziert. Die Nachteile diese Methode sind die mangelnde Nachweisgrenze und die Möglichkeit der Fehlinterpretationen bei Luftströmungen.

2.2.3 Lokalisierung von Undichtigkeiten mit Ultraschall
Bei diesem Verfahren macht man sich den Umstand zu nutze, dass die in ein Leck einströmende Luft Schallwellen im Bereich von Ultraschall erzeugen. Diese akustischen Wellen können mit Hilfe eines Schallsensors detektiert werden. Schwierig wird die Anwendung dieser Methode bei einem hohen Schalluntergrund. Ebenso hat das Ultraschallverfahren den Nachteil einer sehr geringen Nachweisgrenze.

2.2.4 Lecksuche mit Tracergasen
Tracergasen sind gase die eine niedrige Konzentration in der atmosphärischen Luft haben und damit leicht detektiert werden können.

2.2.5 Lecksuche mit Halogenen
Zur Lecksuche mit Tracergasen bieten sich verschiedene Gase an. Mit abnehmender Tendenz werden Halogene in diesen Anwendungen verwendet. Das Verfahren basiert auf einem halogensensitiven Sensor, mit dem sich z.B. R12 detektieren lässt. Werden Leckagen mit R12 abgesprüht, so kann man das Gas am Auspuff der Vakuumpumpen messen. Ein Nachteil diese Vorgehensweise ist die langsame Ansprechzeit bedingt durch die niedrige Diffusionsgeschwindigkeit der Halogene. Als weitere ist zu beachten das R12 wasserlöslich ist und damit Teile des Tracergases im Kühlwasser des Kraftwerks verschwinden können. Zu beachten ist, dass die Verwendung von R12 aus Umweltschutzgründen in der Zwischenzeit rechtlich untersagt ist.

2.2.6 Helium Lecksuche
Im Gegensatz zu R12 ist Helium ein inertes Edelgas, dessen Verwendung keine negativen Einflüsse auf die Umwelt hat. Als weitere Vorteile von Helium als Tracergas sind zu erwähnen, dass es nicht brennbar ist und in der Atmosphärischen Luft nur einen Anteil hat von 5 ppm. Bedingt durch diesen niedrigen Untergrund und die hohen Driftgeschwindigkeiten lassen sich mit Helium selbst kleinste Undichtigkeiten in kürzester Zeit nachweisen.

Als Gassensor wird in den meisten handelsüblichen Geräten ein Massenspektrometer verwendet. Die heutigen mikroprozessorgesteuerten Geräte sind sehr einfach und sicher bedienbar. Es lassen sich sowohl Behälter, die mit einem Heliumüberdruck beaufschlagt sind, abschnüffeln als auch Vakuumlecksuche betreiben. Bei diesem Verfahren wird der Prüfling mit Hilfe des Lecksuchers evakuiert und von außen mit Helium besprüht.

Die Messungen mit Heliumlecksuchern sind reproduzierbar und quantifizierbar. Somit ist es auch möglich die Ergebnisse zu protokollieren.

Variante 1: Vakuumlecksuchmode mit Pfeiffer Vacuum HLT 260



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Abb 3: Schematische Darstellung der Verwendung des Lecksuchers im Vakuummode.

Der Lecksucher wird über einen Wellschlauch DN 25 KF ( L < 1m) zwischen die Wälzkolbenpumpe und die Vorpumpe angeschlossen. Zur Druckreduktion ist ein handbetätigtes Drosselventil in die Leitung eingebaut. Um den eingestellten Druck zu überprüfen ist an den Lecksucher HLT 260 eine Totaldruckmessröhre TPR 265 angeschlossen. Es ist darauf zu achten, dass bei einem erhöhten Anfall von Wasserdampf ein Kondensatabscheider zu verwenden ist.

Variante 2: Schnüffellecksuchmode mit Pfeiffer Vacuum HLT 260



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Abb 4: Schematische Darstellung der Verwendung des Lecksuchers im Schnüffelmode.

Über eine Quetschverbindung wird die Schnüffelleitung des Lecksuchers an den Auspuff der Vorvakuumpumpe angeschlossen. Ebenso wie bei der Verwendung des Lecksuchers im Vakuummode ist darauf zu achten, dass bei erhöhtem Anfall von Wasserdampf ein Kondensatabscheider vorgeschaltet wird.

2.2.6.1 Rechenbeispiel
Beispielkonfiguration:
Durch Leckage verschlechtert sich das Vakuum von 97 % um 1,6 % auf 95,4 %Bei p ATM = 1023 mbar entspricht 97% 30,36 mbar
95,4% 46,60 mbar

Saugvermögen des Wälzkolbenpumpstands:
S= 180 m3 /h ( 50 l/s)
Gasstrom:
Q = p *S
Q Gesamt = 46,60 mbar * 50 l/s = 2329,9 mbar l/s
Q Kon = 30,36 mbar * 50 l/s = 1519,5 mbar l /s
Q Leck = Q Gesamt- Q Kon = 810,4 mbar l/s

Vakuumlecksuchmode:
Maximaler Einlassdruck Lecksucher: p max = 15 mbar
Eingestellter Einlassdruck: p = 1 mbar
S TwinFlow Low = 2,5 l/s
Q LS = p* S = 1 mbar * 2,5 l/s = 2,5 mbar l/ s
Teilstromverhältnis:
Y= Q LS / (Q LS + Q Gesamt ) = 2,5 / (2,5 + 2329,9) Y = 1,07 E-3
Q Leckrate LS = Y * Q Leck=1,07 E-3 * 810,4 mbar l/ s =8,6 E-01 mbar l/s
Beim Betreib des Lecksuchers im Vakuummode ist die zu detektierende Leckrate in einem Bereich der sicher mit dem HLT 260 gemessen werden kann.

Schnüffelleckmode:
Q Schnüffel =25 sccm = 0,42 mbar l/s
Teilstromverhältnis:
Y = Q Schnüffel / (Q Schnüffel + Q Gesamt ) = 0,42 / (0,42 + 2329,9) Y = 1,8 E-4
Q Leckrate LS = Y * Q Leck=1,8 E-4 * 810,4 mbar l/ s = 1,4 E-01 mbar l/s

Beim Betreib des Lecksuchers im Schnüffelmode ist die detektierte Leckrate 1;4 mbar l/s.

Mit einem HLT 260 lassen sich diese Leckraten ohne Probleme detektieren.

3. Zusammenfassung
Die Heliumlecksuche in Kraftwerken bietet den Anwendern vielfältige Vorteile:


Die Heliumlecksuche ermöglicht eine Lokalisierung von Leckagen.
Helium als Tracergas ist ungiftig und nicht brennbar. Bedingt durch den niedrigen Untergrund in der atmosphärischen Luft lassen sich sehr kleine Lechraten detektieren.
Mit diesem Verfahren lassen sich quantifizierbare und reproduzierbare Leckraten ermitteln.
In dem Rechenbeispiel konnte gezeigt werden, dass mit den verschiedenen Möglichkeiten, die eine HLT 260 bietet, diese Lecksuchaufgabe zu lösen ist.
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XDA
19.03.07 00:02:06
Beitrag Nr. 52
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.349.174 von bossi1 am 18.03.07 10:48:59Hi XDA,
ich war noch nicht dazu gekommen Deine Links und viele meiner Daten hier zu verwerten


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

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

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

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


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


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

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

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

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

Zukunftstechnologie für südliche Klimazonen: Parabolrinnenkraftwerke

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

Kostendegression an "guten" Standorten
Die Kosten für Strom aus Parabolrinnenkraftwerken sind bei heutigen Komponentenkosten an guten Standorten ähnlich hoch wie die von Windstrom an Standorten mit ca. 1.400 VLh. Wenn sich die erwartete Kostendegression des Solarfeldes um 50% erzielen läßt, müßte regelbarer Solarstrom aus nordafrikanischen Parabolrinnenkraftwerken mit Wärmespeichern selbst in Deutschland nicht teurer sein. Es ist zu erwarten, daß die ersten Parabolrinnenkraftwerke in Afrika zur Stromerzeugung für den eigenen Strombedarf erstellt werden. Die obige Abbildung zeigt eine Karte der Kosten für Solarstrom, der in die lokalen Netze eingespeist wird.
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XDA
19.03.07 01:03:33
Beitrag Nr. 53
Es sind mehr als 20% regenerative Energien bis zum Jahr 2020 machbar.

Hier eine Grafik damit man eine Vorstellungskraft hat.:p




http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/th01/th2001_07c…
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bossi1
25.03.07 14:58:22
Beitrag Nr. 54
9. September 2006, 00:00 Uhr Von Holger Kroker
Solarstrom für 200.000 Menschen

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

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

Anmerkung:
Solarmillenium ist ein "kleiner" Projektentwickler mit insgesamt 54 Mitarbeitern in 3 mini Firmen. Umsatz 2006 16,96 Mill.€, Gewinn 10,02 Mill.€ und einer MK von 331 Mill.€. Das oben beschriebene Solarkraftwerk wird von ACS/Cobra zu 75% finanziert und gebaut. Die Schlüsseltechnik stammt von Schott. Zur ACS Gruppe gehöhren 90.000 Mitarbeiter bei einer MK von über 15 Mrd.€.
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bossi1
25.03.07 15:34:39
Beitrag Nr. 55
© DIE ZEIT, 22.06.2006 Nr. 26

Mehr Watt von oben...lesenswerter Zeit Artikel ;)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Kühlwasser für Solarkraftwerke? Interessant für Abengoa, da sie auch Meerwasserentsalzungsanlagen bauen. In Algerien bauen sie zur Zeit 3 Anlagen, die 1,5 Mill. Menschen mit Trinkwasser versorgen können.
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bossi1
25.03.07 20:10:47
Beitrag Nr. 56
Positive Marktentwicklung im Mittelmeerraum
...hier werden in Spanien / Nordafrika einige Solarprojekte vorgestellt. ;)

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


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Als drittes nordafrikanisches Land begann Ende August auch in Ägypten die Ausschreibung mit dem Präqualifizierungsverfahren für ein Hybird-Kraftwerk mit einem Parabolrinnen-Solarfeld (110 MW thermische Leistung). Das Kraftwerk soll in Kuraymat, ca. 95 Kilometer südlich von Kairo am östlichen Ufer des Nils errichtet werden. Verfahrensträger ist die New & Renewable Energy Authority, die dem ägyptischen Elektrizitäts- und Energieministerium zugeordnet ist. Wie in Marokko hat auch für das Solarfeld dieses Kraftwerks die Global Environment Facility (GEF) und die International Bank for Reconstruction and Development (IBRD) einen Zuschuss von 50 Mio. US-Dollar zugesagt. Solar Millennium bzw. die Technologietochter prüft die Angebotsabgabe innerhalb des Präqualifizierungsverfahrens. Insgesamt wird also in den nächsten Jahren eine Vielzahl von Initialprojekten entstehen, selbst wenn es bei einzelnen Projekten erfahrungsgemäß zu Verzögerungen in der Realisierung kommen kann. Auch in den USA, Asien, Südamerika, Australien sowie im südlichen Afrika wächst das Interesse an solarthermischer Stromerzeugung deutlich. In den USA hat daher die Solar Millennium AG bereits eine eigene regionale Projektentwicklungstochter gegründet. Der Ausbau der Geschäftsfelder der Solar Millennium AG und ihrer Tochterunternehmen wird sich in den nächsten Monaten an der erfreulich positiven Marktentwicklung orientieren.
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bossi1
26.03.07 11:06:40
Beitrag Nr. 57
22.03.2007
Nevada Solar One Video...ein Acciona Projekt
by Shaine Ebrahimi, Contributor
Shaine Ebrahimi of Green TV Productions contributed this report about Nevada Solar One, a 64-megawatt (MW) concentrating solar power (CSP) plant just outside of Las Vegas, Nevada. Green TV Productions produces Life On The Green Side and Global Warming: The Tipping Point. For an audio feature on Concentrating Solar Power, listen to the Inside Renewable Energy Podcast linked below.

Video...
http://www.renewableenergyaccess.com/rea/news/story?id=47845…
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bossi1
29.03.07 16:39:13
Beitrag Nr. 58
CIS gibt es als Folie...


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

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



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

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

Solaranlage und Dachabdichtung in einem. Ich hab´s mir schon mal auf einem großem Industriedach genauer ansehen können. ;)
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bossi1
29.03.07 16:58:22
Beitrag Nr. 59
Aus dem Solarworld Thread zu "High Concentration Photovoltaic" ;)

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

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


Crystalline Silicon and Concentrator Photovoltaic Verticals

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

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

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

High Concentration Photovoltaic

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

Passive cooling

Higher Reliability as there are no moving parts

Low risk: Encapsulated design implies no fire hazards

Mirrors avoid use of aberration-free lenses.

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



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

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


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

Solfocus wurde 2001 in Kalifornien im Silicon Valley gegründet.

Ihr Ziel

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

------------------------

Konzentrator-Technologien (Linsen + Silizium)

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

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

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

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


A 2.25 kW array of Gen1 panels
can be efficiently installed with minimal
heavy equipment or specialized tools.
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bossi1
30.03.07 16:31:59
Beitrag Nr. 60
Heute wurde PS10 mit 11 MW der Plataforma Solar von Abengoa in Sanlúcar feierlich eingeweiht im beisein von Felipe y Javier Benjumea Llorente und dem Regierungspresident von Andalusien, Manuel Chaves. Das Ausbauziel liege 2013 bei 302 MW und Investitionen von 1,2 Mrd.€. Hierbei sollen jedoch verschiedene Solarsysteme genutzt und optimiert werden. Bei den Thermosolarkraftwerken werden neben der Solarturmtechnik auch Parabolrinnenkraftwerke und Solarspiegelsysteme mit Stirlingtechnik gebaut. Dazu kommen noch Solarkraftwerke mit Standart PV Modulen und solche mit Hochleistungssolarzellen mit Verstärkerlinse. :eek: ...ich hatte mich diese Woche mit High Concentration Photovoltaic beschäftigt. Man rechnet in ein paar Jahren bei diesen Systemen mit Kosten von ~1,80 USD gegenüber aktuell 4,85 USD je Watt peak bei Standard PV Systemen. :look:

Viernes, 30 de Marzo de 2007. Portada
Se inaugura la Plataforma Solar de Abengoa en Sanlúcar la Mayor

10:56 Redacción SEVILLA. El presidente de la Junta de Andalucía, Manuel Chaves y los copresidentes de Abengoa, Felipe y Javier Benjumea Llorente, inauguran hoy la Plataforma Solar que Solúcar, cabecera del grupo de negocio solar de Abengoa, está construyendo en el término municipal de Sanlúcar la Mayor (Sevilla).

La Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor de 300 MW de potencia estará terminada en 2013 y, con un amplio abanico de tecnologías solares, producirá energía suficiente para abastecer el consumo de 180.000 hogares, tantos como los de la ciudad de Sevilla. El proyecto supone una inversión de 1.200 millones de euros, y evitará la emisión de más de 600.000 toneladas de C02 anuales a la atmósfera.

La central solar PS10 con 11 megavatios de potencia generará 24,3 GWh al año de energía limpia y está compuesta por 624 helióstatos de 120 metros cuadrados cada uno y una torre de 115 metros de altura. El reflejo solar se concentra en el receptor en la parte superior de la torre, y éste aprovecha la energía recibida para producir vapor de agua que se turbina para producir energía eléctrica suficiente para abastecer a 6.000 hogares. Sólo con esta central se evitará la emisión de 18.000 toneladas de CO2 anuales.

Las siguientes centrales de la Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor se irán construyendo, de forma escalonada, durante los próximos seis años hasta convertirse en un macroproyecto de distintas tecnologías con centrales termoeléctricas de torre, colectores cilindro-parabólicas, discos Stirling, y fotovoltaica de alta y baja concentración.

http://www.huelvainformacion.es/61047_ESN_HTML.htm
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XDA
30.03.07 20:42:30
Beitrag Nr. 61
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.565.490 von bossi1 am 29.03.07 16:58:22FLATCON®-Technologie

Direktes Sonnenlicht wird mit Hilfe von Fresnel-Linsen fokussiert
Fresnel-Linsen konzentrieren direktes Sonnenlicht auf einen Brennpunkt von 2 mm Durchmesser. Durch die 500-fache Konzentration lässt sich die aktive Solarzellenfläche im Vergleich zu herkömmlichen Solarmodulen auf einen Bruchteil reduzieren. Dies bietet zum einen ein erhebliches Kosteneinsparpotential durch geringen Materialverbrauch, zum anderen können damit auch hochwertige und teure Solarzellen verwendet werden, die unter Konzentration aufgrund thermodynamischer Effekte sehr hohe Wirkungsgrade erzielen.



Moduleinheitszelle
FLATCON-Technologie:

Verwendung hocheffizienter III-V-Solarzellen mit 35% Wirkungsgrad
Die genau im Brennfleck positionierte Solarzelle wandelt das durch die Fresnel-Linse konzentrierte Sonnenlicht in elektrische Energie um. Besonders hohe Wirkungsgrade können durch die Verwendung von Tandem- oder Triple-Solarzellen erreicht werden. Hierbei werden Solarzellen aus verschiedenen Halbleitermaterialien übereinander gestapelt. Jede der drei Solarzellen einer Triple-Zelle ist dann für die Umwandlung eines bestimmten Teils des Farbspektrums der Sonne verantwortlich. Somit können Zellwirkungsgrade von über 35% erreicht werden. Zum Einsatz kommen hier Verbindungshalbleiter aus Elementen der III. und V. Hauptgruppe des Periodensystems: Galliumindiumphosphid, Galliumarsenid und Germanium. Hergestellt werden III-V-Solarzellen in einem einzigen Prozess.

Stand der Entwicklung: Module mit 25% Wirkungsgrad
An Modul-Prototypen, die mit Tandemzellen ausgestattet sind, konnten Wirkungsgrade von über 26% unter realen Betriebsbedingungen erzielt werden. Im Tagesmittel wurde ein maximaler Wirkungsgrad von 23,5% ermittelt.

Realisierung von Modulwirkungsgraden bis 28%
Durch eine gut aufeinander abgestimmte Auslegung des Gesamtsystems lassen sich mit den neu entwickelten Triple-Solarzellen mit 35% Wirkungsgrad weitere Steigerungen im Modulwirkungsgrad erreichen. Die FLATCON-Technologie bietet damit das Potential, Modulwirkungsgrade bis zu 28% zu erzielen.



1 kW-Demonstrator auf dem Firmengelände von Umicore S.A., Belgien

http://www.concentrixsolar.de
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XDA
30.03.07 20:48:08
Beitrag Nr. 62
Konzentrator-Photovoltaik Kraftwerk in Spanien (06.11.2006)

In Spanien wird 2007 das bislang größte Konzentrator-Photovoltaik Kraftwerk aufgebaut. Verteilt auf mehrere Standorte in der Provinz Castilla-La Mancha werden insgesamt 2,3 MW Kraftwerksleistung errichtet. Eigentümer und Betreiber des Kraftwerks ist das öffentliche Institut ISFOC (Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentración).
Ziel ist es, Forschung und Entwicklung im Bereich der konzentrierten Photovoltaik voranzutreiben. Concentrix hatte sich im September 2006 an der internationalen Ausschreibung beteiligt und wurde von einem hochrangigen internationalen wissenschaftlichen Komitee zusammen mit drei weiteren Unternehmen ausgewählt und hat den Zuschlag für 500 kW Kraftwerksleistung erhalten.
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XDA
01.04.07 02:04:55
Beitrag Nr. 63
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.586.962 von bossi1 am 30.03.07 16:31:59http://www.fv-sonnenenergie.de/fileadmin/fvsonne/publikation…

Seite 7:look: Welche Projekte sind das und von wem? Abengoa auch dabei?

zu "High Concentration Photovoltaic" :

Erfolgreicher Anbieter: NAME UND ANSCHRIFT DES WIRTSCHAFTSTEILNEHMERS, AN DEN DER AUFTRAG VERGEBEN
WURDE:

Concentrix Solar GmbH, Emmy Noether Str. 2, D-79110 Freiburg.
Guascor Foton, Polígono Industrial Granada, Parc. I, E-48539 Ortuella.
Isofotón, S.A., Montalbán, 9, E-28014 Madrid.
Solfocus Inc., 3333, Coyote Creek Rd., US-CA 94304 Palo Alto.

http://ausschreibungen.dgmarket.com/eproc/np-notice.do?notic…

http://isfoc.unnica.com/

http://www.energiasrenovables.ciemat.es/?pid=4000&id_seccion…
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XDA
01.04.07 02:28:39
Beitrag Nr. 64
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XDA
01.04.07 02:55:37
Beitrag Nr. 65
The solar photovoltaic technology developed by GUASCOR FOTON has earned various acknowledgements, including the award to the best R&D project in the USA.

http://www.guascorfoton.com/html/ingl/tecnologia/montaje/ind…

http://www.guascorfoton.com/html/ingl/producto/video/index.h…















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bossi1
01.04.07 13:07:32
Beitrag Nr. 66
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.605.737 von XDA am 01.04.07 02:28:39Danke XDA für Deine Postings/Links.
Ich werde mich die nächsten Tage etwas mit dem Thema beschäftigen.

S2, bossi

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19.05.2006 | Welt der Technik

Holographie spart Silizium in Solarpanels
Strom aus Sonnenlicht ist heute um ein Vielfaches teurer als Elektrizität aus Kohle oder Kernkraft. Höhere Wirkungsgrade und geringere Produktionskosten für die Photovoltaik-Module sollen die Module jedoch konkurrenzfähig machen. Linsen und Hologramme helfen dabei.

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Konzentrator-Linsen für Solarzellen
Bildbeschreibung:

Diese Detailaufnahme zeigt die Fresnellinsen, die das Sonnenlicht auf die darunterliegenden Photovoltaik-Module konzentrieren.
Freiburg/Stone Ridge (USA) - Neben Dünnschichtzellen können gebündelte Sonnenstrahlen den Verbrauch des Halbleiters Silizium pro Watt installierter Leistung senken. Das US-Unternehmen Prism Solar Technologies fokussiert das Licht dazu mit holographischen Schichten. Damit sollen die Kosten für Solarmodule um bis zu 75 Prozent gegenüber traditioneller Solartechnik gesenkt werden können.

Der Grund für die Kostenersparnis liegt vor allem darin, dass für eine Panelfläche weniger Siliziumzellen benötigt werden. In einem Prototyp brachte Prism Solar die Solarzellen in mehreren horizontalen Reihen an. Davor setzten die Entwickler eine sieben Mikrometer dünne Folie aus dem Kunststoff Tefzel®, die wie ein Sandwich von zwei Glasplatten umfasst wird. Mit Lasern bannten sie Hologramme in die Kunststoffschicht genau in jene Bereiche, unter denen keine Solarzelle liegt. So erreicht das direkt einfallende Sonnenlicht ungeschwächt die Solarzelle. Die Sonnenstrahlen der benachbarten Areale werden je nach Frequenz durch die holographischen Strukturen nun gebündelt oder gestreut.

Nur die Wellenlängen des Lichts, bei denen der Wirkungsgrad des Moduls am größten ist, sollen dadurch fokussiert zur Stromerzeugung genutzt werden. Andere Anteile des Sonnenspektrums erreichen die Zellen dagegen nicht, damit sie nicht erhitzt werden. Eine aufwändige Kühlung wie bei anderen Konzepten mit fokussierenden Linsen fiele damit weg. Ohne ein zusätzliches Kühlsystem schätzt Prism Technologies, Solarmodule für 1,50 Dollar pro Watt schon in wenigen Jahren herstellen zu können.

Die Firma Concentrix Solar in Freiburg - eine Ausgründung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE - bündelt das Sonnenlicht dagegen mit einem Areal aus Fresnellinsen. Mit ihrer Flatcon-Technologie konzentrieren sie das Sonnenlicht 500-fach. Ebenso wie bei den Hologrammen braucht nicht mehr die komplette Fläche eines Solarmoduls mit Silizium-Zellen bestückt zu werden. Bei gleicher Effizienz wird daher weniger von der teuren, kristallinen Form des Halbleiters benötigt. Das Preisziel für ein Watt installierter Leistung liegt mit Linsensystemen im gleichen Bereich wie bei der Holographie-Technologie

Nur zum Preisvergleich gewöhnliche Modulpreisen/Watt peak heute:


Die Preise für Europa sind leider in EURO und umgerechnet in USD viel höher. Das kommt in der Grafik nicht zum Ausdruck.

http://www.weltderphysik.de/de/4245.php?ni=120
...die Seite muß ich mir auch noch genauer ansehen. :look:
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bossi1
01.04.07 15:27:06
Beitrag Nr. 67
Solarstrom: Silizium-Alternativen auf dem Vormarsch - Solarserver
von Rolf Hug
15.03.2005

Vor dem Hintergrund des gegenwärtigen, vorübergehenden Engpasses bei der Produktion von Solarsilizium können alternative Technologien langfristig von dem Rohstoffmangel und damit verbundenen Preissteigerungen profitieren. Zum Beispiel Dünnschichtsolarzellen, photovoltaische Konzentratorzellen oder solarthermische Kraftwerke.

Mit dem aktuellen Photovoltaik-Boom wächst das Interesse an der Stromerzeugung in solarthermischen Kraftwerken, und die aus der Raumfahrttechnik stammenden Konzentratorzellen drängen in den Markt. Wachsende Kostenvorteile gegenüber herkömmlichen Siliziumzellen können zunehmend die höheren Investitionen für konzentrierende Solarstromsysteme oder die niedrigeren Wirkungsgrade von Dünnschichtzellen kompensieren.

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Links: Solar-Wafer und Rohstoff Sand. Rechts: Monolithische GaInP/GaInAs-Solarzelle; Wirkungsgrad 32,0 % (Bildmitte). Quellen: SolarWorldAG, Fraunhofer ISE.

In solarthermischen Kraftwerken an sonnenreichen Standorten kann nach Auffassung von Forschungseinrichtungen wie der DLR oder von Unternehmen wie der SCHOTT AG Solarstrom preiswerter erzeugt werden als Strom aus den in Deutschland weit verbreiteten photovoltaischen Zellen. Dies dürfte sich laut Unternehmensvereinigung Solarwirtschaft (UVS) in steigenden Marktanteilen niederschlagen. Unter dem Strich würden damit die Hersteller- und Typenvielfalt im Bereich der Photovoltaik zunehmen, so die UVS. Jüngstes Beispiel dafür ist die neu gegründete Concentrix Solar GmbH in Freiburg, ein Unternehmen, das aus dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) hervorgegangen ist.
Concentrix bringt die Sonne auf den Punkt
Konzentrator-Photovoltaik-Systeme bündeln das Sonnenlicht und fokussieren es mit Hilfe von Linsen auf winzige Solarzellen. Dieser Ansatz erlaubt auch die Verwendung teurer, aber hoch effizienter Materialien, da die benötigte Fläche durch die Bündelung des Sonnenlichts wesentlich kleiner sein kann als bei herkömmlichen Solarzellen. Die Concentrix Solar GmbH verfolgt das Ziel, Konzentrator-Photovoltaikmodule und -systeme zu produzieren und zu vermarkten. Das Unternehmen kann dabei auf die am Fraunhofer ISE entwickelten FLATCON®-Module zurückgreifen. Diese verbinden hoch effiziente Solarzellen aus der Raumfahrt mit kostengünstiger Modul- und Linsentechnologie.

"Konzentrator-Photovoltaiksysteme haben das Potenzial, die Stromgestehungskosten für große Kraftwerkseinheiten an sonnenreichen Standorten erheblich zu senken", sagt Concentrix-Geschäftsführer Hansjörg Lerchenmüller. "Wir werden nun eine Pilotfertigung für Konzentrator-PV-Module aufbauen und anschließend größere Demonstrations-Projekte realisieren", kündigt der Solarstromexperte an. Ansätze, mit konzentrierter Solarstrahlung zu arbeiten, werden in der Photovoltaik - Forschung seit vielen Jahren verfolgt.


FLATCON®-Modul: Zahlreiche 16 Quadratzentimeter große Fresnel-Linsen bündeln das Sonnenlicht. Quelle: Fraunhofer ISE

Vor einem entscheidenden Durchbruch steht die Konzentrator-Technologie nach Einschätzung des Fraunhofer ISE jetzt nicht zuletzt deshalb, weil große Fortschritte hinsichtlich des Wirkungsgrads von Solarzellen mit Halbleitern auf der Basis von Materialien aus der dritten und fünften Gruppe des Periodensystems erzielt wurden (III-V Halbleiter). Dr. Andreas Bett, Projektleiter am Fraunhofer ISE und einer der Ideengeber für die FLATCON®-Technologie, sieht ein hohes Potenzial in der Entwicklung der Modulwirkungsgrade: "Prototypen liegen bereits heute bei 23%. Mit unserer jüngst entwickelten 35%-Zelle halten wir sogar Modulwirkungsgrade von bis zu 28% für möglich."
Keine Hochstapler: Winzige Stapel-Solarzellen
erzielen Wirkungsgrad-Rekord
Mehr als 90% der am Markt verfügbaren Solarzellen werden zurzeit aus dem gefragten Halbleitermaterial Silizium hergestellt. Mit einer Rekordmeldung machte kürzlich eine andere Material-Option von sich reden: Das ISE hat mit einer neu entwickelten Konzentrator-Solarzelle aus so genannten III-V Halbleitern einen europäischen Wirkungsgradrekord von über 35% erzielt. Der Winzling ist nur 0,031 Quadratzentimeter klein und besteht aus Galliumindiumphosphid, Galliumarsenid und Germanium. Wirkungsgrade von über 30% sind nur durch ein Übereinanderstapeln von Solarzellen aus verschiedenen Halbleitermaterialien zu erzielen.


Solarzellen-Empfängermodule für das FLATCONTM Konzentratormodul. Zellen mit einem Durchmesser von 2 mm und geeignet für eine 500fache Sonnenbestrahlung werden auf Kupferbleche verlötet. Diese werden präzise auf einer Glasplatte verklebt, um im Bennpunkt einer Fresnellinse zu sein. Quelle: ISE

Die Rekord-Zelle ist eine so genannte monolithische Tripel-Solarzelle, die in einem einzigen Prozess hergestellt wird. "Durch den Einsatz von drei verschiedenen Materialien steigern wir die Effizienz, da wir auf diese Weise unterschiedliche Teile des Sonnenspektrums optimal in elektrische Energie umwandeln", erläutert Bett. Dieser Solarzellen-Typ sei besonders wegen des hohen Wirkungsgrades von entscheidender Bedeutung, speziell für den Weltraum. RWE Space Solar Power in Heilbronn fertigt nach einem am Fraunhofer ISE entwickelten Prozess bereits Tripelzellen mit größeren Flächen, die beispielsweise auf Satelliten eingesetzt werden

500-fache Konzentration und zweiachsige Nachführung
Für den Einsatz zur Stromerzeugung auf der Erde, wird die Hochleistungszelle als Konzentrator-Solarzelle eingesetzt. Dabei wird das Sonnenlicht mittels so genannter Fresnel-Linsen auf sehr kleine Flächen gebündelt. Das FLATCON®-Modul besteht im Wesentlichen aus einer Glas-Box, an deren Oberseite 4 mal 4 Quadratzentimeter große Fresnel-Linsen das Sonnenlicht 500-fach konzentrieren und auf die an der Unterseite angebrachten Solarzellen lenken. Die Module werden der Sonne zweiachsig nachgeführt, damit der Brennpunkt der Linse jederzeit den aktiven Bereich der Solarzelle trifft. Ein FLATCON®-System besteht aus einer Vielzahl von einzelnen Modulen, die auf einer Nachführeinheit installiert sind, dem so genannten Tracker.

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Winzige Solarzellen in riesigen Kraftwerken: Eine Fresnel-Linse konzentriert das Sonnenlicht auf eine Konzentrator-Solarzelle (links); Simulation eines Konzentrator-PV-Kraftwerks. Quelle: Fraunhofer ISE

Mit ihrem Plan, diese Technologie zu einem industriellen Massenprodukt weiterzuentwickeln, zielt die Concentrix Solar GmbH vor allem auf größere Kraftwerkseinheiten mit Leistungen von 100 Kilowatt (kW) bis hin zu mehreren Megawatt (MW) - in sonnenreichen Regionen. Denn die Stromgestehungskosten für FLATCON®-Kraftwerke hängen stark vom Standort beziehungsweise der verfügbaren Solarstrahlung ab. Deshalb kann das FLATCON®-System hierzulande nicht mit den herkömmlichen Solarmodulen auf Siliziumbasis konkurrieren. An Standorten in Südeuropa sind die solaren Stromgestehungskosten der Konzentrator-Technologie nach Berechnungen des ISE jedoch günstiger als jene der konventionellen Photovoltaik. Eine Kostenanalyse habe ergeben, dass an guten Standorten in Spanien mit einem Kostenvorteil von über 15% gerechnet werden könne, so die Concentrix Solar GmbH. Für Regionen mit noch höherem Anteil direkter Sonneneinstrahlung steige der errechnete Kostenvorteil sogar auf über 20%, beispielsweise in den Wüstenregionen Nordafrikas oder der USA. Erste FLATCON®-Demonstrationsanlagen werden zur Zeit im Rahmen eines vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) geförderten Forschungsprojekts am Fraunhofer ISE aufgebaut und getestet. In Kürze will die Concentrix Solar GmbH Module auf dem Markt anbieten.

Solarstrom aus thermischen Kraftwerken schon in 15 bis 20 Jahren so billig wie Strom aus herkömmlichen Kraftwerken
Strom aus solarthermischen Großkraftwerken im so genannten Sonnengürtel der Erde ist nach Berechnungen des Deutschen Zentrums für Luft und Raumfahrt (DLR) preisgünstiger als die Elektrizität, die in Deutschland mit den weit verbreiteten photovoltaischen Zellen erzeugt wird.


Schon heute erzeugen die solarthermischen Kraftwerke Kaliforniens den günstigsten Solarstrom weltweit. Das Bild zeigt Parabolrinnenkollektoren, die Hochtemperaturwärme von 390 Grad Celsius erzeugen. Damit wird ein konventionelles Dampfkraftwerk betrieben, das rund 200.000 Haushalte mit Strom versorgt. Bild: Sonnenkraftwerke in der kalifornischen Mojawe-Wüste. Quelle: DLR

Dennoch kann auch dieser kostengünstige Solarstrom heute noch nicht mit den Erzeugungskosten konventioneller Kraftwerke konkurrieren. Dass dies nicht so bleiben muss, zeigt die durch die Europäische Union geförderte Studie, ECOSTAR (European Concentrating Solar Thermal Roadmapping). Ihr wesentliches Ergebnis ist, dass die Kosten für den Strom aus solarthermischen Kraftwerken in sonnenreichen Gegenden in den nächsten 15 bis 20 Jahren auf etwa 5 bis 7 Cent pro Kilowattstunde gesenkt werden können. Heute liegen diese Kosten für Mittellaststrom zwischen 15 bis 20 Cent pro Kilowattstunde. Erreicht werden sollen die Kostensenkungen durch den Bau von solarthermischen Kraftwerken im großen Stil, durch Massenfertigungseffekte von Bauteilen - und vor allem durch technische Innovationen. Die DLR geht davon aus, dass ein Potenzial zur Kostensenkung von rund 50 Prozent erschlossen werden kann. Forschungseinrichtungen und Industrie fordern, dass die Forschung auf dem Gebiet der solarthermischen Kraftwerke eine hohe Priorität in dem siebten Europäischen Forschungsrahmenprogramm der EU erhält. Vertreter der EU Kommission hätten bei der Präsentation der Studie anerkannt, dass das ECOSTAR-Konsortium wesentliche Vorarbeiten für die Schaffung einer europäischen Technologieplattform für solarthermische Kraftwerke erarbeitet habe.

Solarthermische Kraftwerke aus Deutschland als Chance auf dem Weltmarkt
Auf Sonnenstrom aus dem Süden setzt auch die SCHOTT AG: Allein im Mittelmeerraum ließe sich ein Vielfaches des europäischen Strombedarfs solarthermisch decken, betont der Konzern. Die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke sei deshalb eine europäische Aufgabe. Einen energischen Befürworter hat diese Kraftwerkstechnologie bereits gefunden: Bundesumweltminister Jürgen Trittin. Und auch die spanische Regierung unterstützt den Bau solcher Kraftwerke durch entsprechende Einspeisegesetze. Noch in diesem Jahr soll dort mit dem Bau des ersten Parabolrinnen-Kraftwerks in Europa begonnen werden.

Mit den Parabolspiegelfeldern solarthermischer Kraftwerke wird Hitze erzeugt, die dann in einem konventionellen Kraftwerksblock in Strom umgewandelt wird. Statt Kohle, Öl oder Gas treibt jedoch saubere Sonnenenergie die Turbinen an. Durch die Speicherung der Sonnenwärme kann rund um die Uhr Strom produziert werden.


SCHOTT Receiver für solarthermische Kraftwerke. Quelle: SCHOTT AG

Solarthermische Kraftwerke können ihre Leistung sicher, planbar und netzstabil bereitstellen, betont die SCHOTT AG. Parabolrinnen-Kraftwerke eignen sich für den großtechnischen Einsatz im Bereich von 50 bis 200 MW elektrischer Leistung. Ohne aufwändige Änderungen der Netzstruktur können sie konventionelle, fossile Kraftwerke ersetzen. "Solarthermische Kraftwerke verbinden in idealer Weise die Ziele von Klimaschutz und Wirtschaftlichkeit. Sie sind ein wichtiger Meilenstein auf dem Weg zu einer CO2-freien Stromerzeugung", sagt Dr. Udo Ungeheuer, Vorsitzender des Vorstandes der SCHOTT AG. Mit der Parabolrinnentechnologie verfügt Europa nach übereinstimmender Einschätzung von Experten über das Potenzial für einen außergewöhnlichen Erfolg auf dem Weltmarkt.
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XDA
01.04.07 19:30:42
Beitrag Nr. 68
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.605.750 von XDA am 01.04.07 02:55:37

Amonix is the world leading designer and proprietary manufacturer of patented high-performance High Concentration Photovoltaic (HCPV) power generation systems for utility scale applications. Amonix is located in Torrance, California, just minutes from LAX and the Port of Los Angeles.



http://www.amonix.com/video/suntracking_2.swf



Over 570 kW of the 5th generation Amonix system have been manufactured and installed over the last six years. The first three 20 kW units started operating in May of 2000. Since that time, additional units have been manufactured and installed for Arizona Public Service (APS), and for the University of Nevada, Las Vegas and Nevada Power Company. During this time, the units have produced over 3.7 GWh of grid power

.....und wer hats erfunden?:confused: Nee nicht die Schweizer, sondern die Amis!;) Die haben ein Joint Venture mit den Spanier.



http://www.amonix.com/index.html





















Lässt sich so Aufstellen wie Windkraftwerke!:eek: Noch einfacher!

















Amonix is currently seeking equity investment.:(:(:(
For further information please contact:

info@amonix.com
Amonix Inc
3425 Fujita Street
Torrance, CA 90505
Ph: +1 (310) 325-8091
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XDA
02.04.07 00:03:38
Beitrag Nr. 69
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.606.798 von bossi1 am 01.04.07 13:07:32Danke XDA für Deine Postings/Links.
Ich werde mich die nächsten Tage etwas mit dem Thema beschäftigen.

S2, bossi


Hi Bossi, .....nur die nächsten Tage?;)
Ich beschäftige mich schon seit über einem Jahr mit allen möglichen alternativen Energien.:yawn: ;) Ich gebe zu, das könnte ein Full-Time-Job werden. Aber ich bin noch nicht in der Rente. Na ja, ein bißchen Ehrgeiz steckt auch dahinter, nämlich die nächste Solarworld zu entdecken.:look: Deswegen frage ich Dich, da Du Dich an den spanischen Börsen gut auskennst, ob unter den Firmen die wir hier so reinstellen etwas börsengelistetet dabei ist. Du kannst es mir auch per BM mitteilen. Apropo was für eine Windfirma findest Du am besten ( und warum ),ich habe mir verschiedene angesehen und bin als am überlegen.

Also da wären:

Repower, Vestas, Nordex, Gamesa, Suzlon ( wo gelistet? Indien sowiso aber auch in Europa oder USA? ), Theolia ( geht im Moment gut ab , weißt Du etwas darüber? ), Siemens und GE (wird sich nicht lohnen, weil nur eine kleine Abteilung, gemessen an der Größe des Konzerns ). Hab ich was übersehen?:look:

Damit Dir in den nächsten Tage nicht langweilig wird, das finde ich auch noch interessant (ist kein Sterlingmotor drin, sondern eine Konzentratorzelle) :





















Solar Systems is a world leader in electricity production from solar concentrator methods.

Conventional photovoltaic products use unconcentrated sunlight, or "1-sun" strength. This energy is quite diffuse so large panels of photovoltaic (PV) material must be used. This requires large amounts of silicon and expensive photovoltaic materials. As well, the panels are usually mounted in a fixed position as the cost of tracking the sun for optimum output is difficult to justify.

Solar Systems reasoned that while PV is expensive, steel and glass are relatively cheap. Therefore, if the diffuse sunlight were concentrated onto a small area of high efficiency PV then the overall cost per unit of electricity would be lower than unconcentrated methods. With this premise, Solar Systems designed and refined the concept into the CS500 dish concentrator PV unit.

The CS500 has 112 curved reflecting mirrors mounted on a steel frame, which tracks the sun throughout the day. The combination of mirror profile, mounting framework and solar receiver are carefully designed to deliver concentrated sunlight energy to each PV module. The tracking mechanism allows electricity to be produced whenever the sun is more than 5° above the horizon.

The heart of the system is an array of close-packed PV cells that are located in the solar receiver, suspended above the focus of the mirrors. The cells are mounted in a way that allows efficient dissipation of thermal energy as well as extraction of electricity. Since PV performance falls by around 4% for every 10°C rise in cell temperature and the sunlight is concentrated 500x, effective cooling is critical to achieve efficient performance. The module also incorporates electrical connections to deliver DC output as well as current and temperature sensors for real-time monitoring.

The direct current (DC) electricity from the receivers is passed through an electronic inverter that produces grid-quality alternating current (AC) electricity. Transformers step up the voltage to the requirement of the local network at the point of connection.

The control system keeps each dish pointing to the sun, monitors performance and adjusts the DC voltage to maximise electricity output. It also incorporates several failsafe systems to protect the CS500 from damage.

Advantages of this approach are:


Scalability: other emerging solar technologies (particularly solar-thermal) typically need to be implemented in large power stations, often as high as 30 MW. This compares with the CS500 that can be deployed in configurations as small as 50 kW, therefore providing a lower entry point to market. Manufacturing scale-up also becomes much easier with the CS500 system as the area of PV material used is 1/1000 that of flat-plate material.
Modularity: in large scale power stations, the CS500 has the advantage of being very modular, enabling the power station to be distributed over a number of sites. A large power station could be divided into a number of sub stations. This makes access to suitable land easier to achieve and provides additional generation redundancy to the network.
Upgradeability: unlike traditional PV technology, the CS500 is upgradeable, enabling it to take advantage of future advances in PV technology. The CS500 photovoltaic cells make up around 20% (by value) of the investment in the CS500 and can be easily replaced with newer, higher efficiency modules. This means that the original investment can be enhanced rather than made obsolete by technology improvement in contrast to flat plate technology where the whole installation must be replaced.
Concentrated Energy: Since the sunlight is concentrated into a single point, it becomes efficient to extract heat at that point and use for other purposes, such as process heating or desalination.
Longevity: The CS500 has a longer effective operating life than traditional PV. Because the receiver is only a small area of PV (a 35kW CS500 dish has a PV area of 0.23m² where as 35kW of traditional flat plate would use approximately 350m²) maintenance is simple, quick and affordable. The modules include a specially designed filter that removes harmful UV radiation that reduces the operating efficiency and life of traditional PV technology. The modules are also cooled which increases their effective operating life and their efficiency.
Economy: The CS500 costs significantly less (per installed watt) than traditional PV technology. This is despite the fact that the CS500 is new and still near the top of its cost curve. Advances in technology, maturity and volume production will further increase the gap.
Power: The CS500 produces more electricity (per installed watt) than fixed flatplate PV technology - by up to 30%. This is because it tracks the sun and operates at lower temperatures

http://www.solarsystems.com.au/



http://www.solarsystems.com.au/documents/FactSheet-Technolog…

http://www.solarsystems.com.au/SPSA%20case%20study.pdf

http://www.solarsystems.com.au/Umuwa%20case%20study.pdf

http://www.solarsystems.com.au/White%20Cliffs%20case%20study…

http://www.solarsystems.com.au/Lucas%20Heights%20case%20stud…

http://www.solarsystems.com.au/Fosterville%20case%20study.pd…

Ich finde die Photovoltaik- und Konzentrator-Technologie so interessant, weil sie funktionieren ohne bewegliche, verschleißbehaftete Teile ( wenn man von den Nachführungssystemen absieht ) und man kann Netzunabhängig auch kleine Einheiten wirtschaftlich bauen. Also auch für kleine Investoren geeignet.
Wie bereits schon mal gesagt, am liebsten würde ich mir das in meinen Garten stellen.:laugh: (Nur die Nachbarn:eek: würden sich etwas Wundern vielleicht, na ja das würde ein Wallfahrtsort:p sehr wahrscheinlich werden. Viele würden vielleicht auch denken, ich horche den Weltraum ab.:D
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bossi1
02.04.07 10:51:48
Beitrag Nr. 70
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.605.711 von XDA am 01.04.07 02:04:55Seite 7 Welche Projekte sind das und von wem? Abengoa auch dabei?...die Seite 7 wird mir z.Z. nicht angezeigt, aber es war auch von Solnova Projekten die Rede, wenn ich mich richtig erinnere.


Fast am Ende des Artikels wird ganz nebenbei vom Baubeginn von Solnova 1 jetzt im April gesprochen, Solnova 3 wird im 2ten Halbjahr begonnen. Beide Porjekte sind Parabolrinnenkraftwerke mit 50 MW. Dann fehlt nur noch Solnova 2 in der Sammlung... ;)

Abengoa inaugura su Plataforma Solar en Sanlúcar la Mayor que producirá energía suficiente para abastecer a 180.000 hogares.

CONSTRUIBLE.es - 02/04/2007

El presidente de la Junta de Andalucía, Manuel Chaves y los copresidentes de Abengoa, Felipe y Javier Benjumea Llorente, han inaugurado la Plataforma Solar que Solúcar, cabecera del grupo de negocio solar de Abengoa, está construyendo en el término municipal de Sanlúcar la Mayor (Sevilla).

La Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor de 300 MW de potencia estará terminada en 2013 y, con un amplio abanico de tecnologías solares, producirá energía suficiente para abastecer el consumo de 180.000 hogares, tantos como los de la ciudad de Sevilla. El proyecto supone una inversión de 1.200 millones de euros.

La Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor es el reflejo de la apuesta de Abengoa por la energía del futuro, el respeto al medio ambiente, los recursos naturales y la lucha contra el cambio climático: con este proyecto se evitará la emisión de más de 600.000 toneladas de C02 anuales a la atmósfera.

Las dos primeras centrales que han entrado en funcionamiento en la Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor son PS10, primera central de energía solar termoeléctrica de tecnología de torre construida en el mundo para operar de forma comercial, y Sevilla PV, mayor planta fotovoltaica con sistema de baja concentración.

La central solar PS10 con 11 megavatios de potencia generará 24,3 GWh al año de energía limpia y está compuesta por 624 helióstatos de 120 metros cuadrados cada uno y una torre de 115 metros de altura. Para su funcionamiento, los helióstatos se mueven de forma automática mediante un mecanismo programado en función del calendario solar. El reflejo solar se concentra en el receptor en la parte superior de la torre, y éste aprovecha la energía recibida para producir vapor de agua que se turbina para producir energía eléctrica suficiente para abastecer a 6.000 hogares. Sólo con esta central se evitará la emisión de 18.000 toneladas de CO2 anuales.

La central solar Sevilla PV está compuesta por 154 seguidores compuestos de placas de silicio que producen electricidad al recibir la radiación solar. Esta instalación fotovoltaica de 1,2 megavatios evitará la emisión a la atmósfera de 1.800 toneladas de CO2 anuales.

Las siguientes centrales de la Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor se irán construyendo, de forma escalonada, durante los próximos seis años hasta convertirse en un macroproyecto de distintas tecnologías con centrales termoeléctricas de torre, colectores cilindro-parabólicas, discos Stirling, y fotovoltaica de alta y baja concentración.

Actualmente están en fase de construcción PS20, central solar termoeléctrica de torre de 20 megavatios de potencia, similar a PS10, y una planta de demostración de colectores cilindro-parabólicos, cuya tecnología se va a utilizar en las centrales Solnova, 1, cuyo comienzo será a principios de abril, y Solnova 3, durante el segundo semestre del año, ambas de 50 MW de potencia.

La Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor de Abengoa, va a contribuir notablemente a desarrollar la economía de los municipios del Aljarafe, ya que va a permitir la creación de 1.000 puestos de trabajo asociados a la fase de fabricación y construcción de la Plataforma, así como unos 300 para el servicio y mantenimiento del conjunto de las centrales.

http://www.abengoa.es
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bossi1
02.04.07 11:43:49
Beitrag Nr. 71
Der Prototyp einer 1000x High Concentration PV Solaranlage von Abengoa/Solucar...die Technik soll in ihrem 302 MW Solarpark für ~1,20 Mrd.€ in Südspanien zum Einsatz kommen. Jetzt im April wird mit dem 50 MW Parabolrinnenkraftwerk Novasol 1 begonnen, Novasol 3 folgt im 2tem Halbjahr.

Prototype of 1000X Solar Photovoltaic High Concentration



In 2004, Solúcar R&D commenced construction of a solar photovoltaic concentrator (HiCon PV) at the Sanlucar la Mayor Solar Platform, which will be completed upon integration of the receiver with the concentrator

The construction of this prototype is a consequence of Solucar’s Research and Development strategic plan, the objective of which is to reduce operating costs through leveraging of existing technologies.

Although the electricity production level will depend on the location of the system, the energy output for a Seville based site is estimated at approximately 3 MW/hr per year.

For this project, the technical expertise acquired on solar thermal concentration systems such as tower technology, heliostat fields and parabolic troughs is being utilized. The high concentration solar photovoltaic section is based on III-V photovoltaic cell technology.

One of the advantages of this prototype is the innovative design of the system, which is expected to produce a significant reduction in operating costs. The design enables a weight reduction in the TTH (Torque Tube Heliostat), which drastically reduces the wind loads on the structure.


For the solar photovoltaic receiver, a new technology has been employed for manufacturing solar cells based on gallium arsenide, which is suitable for high concentration applications.

The results obtained to-date have been very positive and encouraging. This project has been financed by the European Commission under the VI Framework Program. In addition to Solucar, nine international institutions have collaborated on the project, including: DLR, Fraunhofer ISE, CIEMAT, AZUR Space, the University of Ben-Gurion de Negev, EDF and the University of Malta.
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XDA
02.04.07 13:51:05
Beitrag Nr. 72
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.618.784 von bossi1 am 02.04.07 10:51:48Seite 7 Welche Projekte sind das und von wem? Abengoa auch dabei?...die Seite 7 wird mir z.Z. nicht angezeigt, aber es war auch von Solnova Projekten die Rede, wenn ich mich richtig erinnere.

Fast am Ende des Artikels wird ganz nebenbei vom Baubeginn von Solnova 1 jetzt im April gesprochen, Solnova 3 wird im 2ten Halbjahr begonnen. Beide Porjekte sind Parabolrinnenkraftwerke mit 50 MW. Dann fehlt nur noch Solnova 2 in der Sammlung...


Hi Bossi,

es ist sogar von Solnova Dos , Tres , Cuatro und Cinco die Rede:kiss:

und am selben Fleck von Aznalcollar 50 und Aznalcollar 20! :lick:
Ich gehe davon aus weil das dieselbe Gegend ist das Abengoa dies auch baut. (Ich denke und hoffe Abengoa hat in Andalusien einen Heimvorteil):)

Auch von Envirodish ist die Rede. Das soll sogar schon laufen.
(ist das das Teil das Du in Deinem folgendem Posting zeigst?)

Hier nochmal der link, weil ich zu faul bin alles abzutippen.;) (Ist ein PDF Format, sollte eigentlich überall funktionieren, oder Downloaden bei Adobe.com)

http://www.fv-sonnenenergie.de/fileadmin/fvsonne/publikation…
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bossi1
02.04.07 15:54:04
Beitrag Nr. 73
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.621.674 von XDA am 02.04.07 13:51:05Ist ein PDF Format, sollte eigentlich überall funktionieren...geht jetzt auch, nur die Seite 7 dauert länger zum downladen (Serverproblem)

La mayor planta solar europea, que generará luz para 180.000 hogares - Diario de Sevilla

30/03/2007 20:53 Marta Cañal.
La multinacional de origen andaluz Abengoa inauguró ayer en Sanlúcar La Mayor (Sevilla) la primera fase de la que será la mayor plataforma solar de Europa, construida por su filial Solúcar. Una instalación futurista y casi de ciencia ficción con la que Andalucía se convierte en “referente mundial” en este sector, según subrayó el presidente de la Junta de Andalucía, Manuel Chaves, durante el acto.

La plataforma, que estará concluida en 2013 y supondrá una inversión de 1.200 millones de euros, constará de nueve plantas de diferentes tecnologías que producirán energía suficiente para abastecer de electricidad a 180.000 hogares, lo que equivale a una ciudad del tamaño de Sevilla. El complejo ocupará 800 hectáreas, tendrá una potencia de 300 megavatios (Mw) y evitará la emisión a la atmósfera de 600.000 toneladas de CO2 cada año.

Ya hay dos plantas en funcionamiento, la PS10 y la Sevilla PV. La PS10, una central de energía solar termoeléctrica de tecnología de torre, es la primera de este tipo construida en el mundo para ser operada de forma comercial, lo que la sitúa a la vanguardia tecnológica. Con 11 megavatios de potencia, puede dar luz a 6.000 hogares, lo que supone evitar la emisión a la atmósfera de 18.000 toneladas anuales de CO2. Sevilla PV, por su parte, es una central fotovoltaica y la mayor planta comercial de Europa con tecnología de concentración –usa espejos, además de placas de silicio, para un mayor aprovechamiento de los rayos solares–. Con 1,2 Mw de potencia, supondrá ahorrar la emisión de 1.800 toneladas de CO2 al año.

Ya está en construcción la PS20, similar a la PS10 pero con el doble de potencia; y en abril se iniciará Solnova, una central termoeléctrica de 50 Mw que en vez de torre utiliza colectores cilindro parabólicos para concentrar la luz del sol. En total habrá cinco plantas de este último tipo, de 50 Mw cada una. A ellas se sumarán durante los próximos siete años la AZ20, con tecnología de torre y 20 Mw de potencia; y la Aznalcóllar TH, de 80 Kw, que utilizará discos parabólicos.

Además de su aportación a la lucha contra el cambio climático, la plataforma tendrá un notable impacto económico en el entorno. Se prevé que durante su construcción cree 1.000 puestos de trabajo y que el servicio y mantenimiento de las centrales genere otros 300.

A la inauguración acudieron los copresidentes de Abengoa, Javier y Felipe Benjumea, y el presidente de Solúcar, Santiago Seaje, quien destacó que este proyecto es fruto del esfuerzo común, entre otras entidades, del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), el Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat), la Plataforma Solar de Almería, la Universidad de Sevilla y el Ayuntamiento de Sanlúcar La Mayor. Agradeció además las subvenciones recibidas de la Unión Europea, el Ministerio de Industria y la Junta de Andalucía –que concedió un incentivo de 3,7 millones de euros– y el apoyo de las entidades financieras.

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PS xx = Solarturmkraftwerke 10 + 20 MW
Solnova 1-5 = Parabolrinnenkraftwerke a 50 MW
Aznalcóllar = Envirodish 20 + 50 MW

High Concentration PV könnte auch bei Aznalcóllar
eingesetzt werden, wie PV bei dem PS 10 Projekt.

Nicht nur die Technik ist interessant, auch die Einnahmeseite soll nach der Santanderhochstufung durch ihre Banif für das Projekt nach Fertigstellung ein EPS je Aktie von 2,30€ generieren. (Siehe Postig dazu in der ABG Datensammlung #216) Link: http://www.wallstreet-online.de/dyn/community/postingaction.…


PS: (PDF) Mit einem Programm kann ich pdf Dateien auch in einige andere Formate konvertieren oder pdf Dateien selbst erstellen/ändern. :look:
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XDA
02.04.07 20:14:52
Beitrag Nr. 74
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.623.904 von bossi1 am 02.04.07 15:54:04PS xx = Solarturmkraftwerke 10 + 20 MW
Solnova 1-5 = Parabolrinnenkraftwerke a 50 MW
Aznalcóllar = Envirodish 20 + 50 MW
High Concentration PV könnte auch bei Aznalcóllar
eingesetzt werden, wie PV bei dem PS 10 Projekt.

Nicht nur die Technik ist interessant, auch die Einnahmeseite soll nach der Santanderhochstufung durch ihre Banif für das Projekt nach Fertigstellung ein EPS je Aktie von 2,30€ generieren. (Siehe Postig dazu in der ABG Datensammlung #216) Link: http://www.wallstreet-online.de/dyn/community/postingaction.…

PS: (PDF) Mit einem Programm kann ich pdf Dateien auch in einige andere Formate konvertieren oder pdf Dateien selbst erstellen/ändern.


Hi Bossi,....hätte mich jetzt auch gewundert, wenn PDF bei Dir nicht funktioniert.:) Da Dein PDF hervorragend funktioniert;), habe ich noch einen interessanten Bericht:

http://www.fv-sonnenenergie.de/fileadmin/fvsonne/publikation…

Besonders diese Aussage :

Aufgrund des relativ geringen Elektronikanteils
und des großen Mechanikanteils (tragende
Systemkomponenten) ist eine gewisse technologische
Nähe eher zur Windenergie als zur
PV-Flachmodultechnik gegeben und damit die
Aussicht verbunden, eine ähnlich rasante Marktentwicklung
und Kostendegression anstreben zu
können. Diese Ähnlichkeit zwischen hochkonzentrierenden
PV-Konzentratortechnik und
technologischen Aspekten der Windenergie soll
an dieser Stelle diskutiert werden [6].
• Bei beiden Technologien dominieren gewöhnliche
Materialien (z.B. Stahl) und der Zusammenbau
erfolgt in wenig kapitalintensiven
Fertigungsstrassen (Abb. 4). Gezeigt ist der
Konzentratormodul-Zusammenbau bei Amonix
und eine Windgenerator-Nabenfertigung.
• Bei beiden Technologien gab es Anfangsprobleme
mit der Zuverlässigkeit. Bei der Windenergie
sind sie inzwischen gelöst; bei der
Konzentratortechnik steht man noch am
Anfang.
• Der Windenergiekonverter braucht natürlich
windreiche Standorte und der PV-Hochkonzentrator
Standorte mit viel direktem Sonnenlicht.

Auch noch interessant:

http://www.dlr.de/tt/institut/abteilungen/system/publication…

http://www.dlr.de/tt/institut/abteilungen/system/publication…

oder dies:

Photovoltaik ist die direkte Umwandlung von
Sonnenlicht in elektrischen Strom. Photovoltaische
Energietechnik kann im Kleinen eingesetzt
werden: aus wenigen Quadratzentimetern Solarzellenfläche
auf einem Taschenrechner werden
bei Innenraumbeleuchtung die wenigen Milliwatt
an elektrischer Leistung erzeugt, die zum
Betrieb des Gerätes ausreichen. Das macht Photovoltaik
innerhalb der erneuerbaren Energien
einzigartig. Photovoltaik kann aber ebenso im
Großen eingesetzt werden. Solaranlagen mit
Einzelflächen von mehreren 10.000 Quadratmetern
erzeugen unter voller Sonnenstrahlung
Leistungen von mehreren Millionen Watt (Megawatt).

http://www.fv-sonnenenergie.de/fileadmin/fvsonne/publikation…

Die größte Sonnen-europäische Pflanze, die Licht für 180.000 Herde - Tagebuch von Sevilla erzeugen wird

30.03.2007 20:53 Marta Cañal.
Das multinationale Unternehmen des andalusischen Ursprungs Abengoa hat gestern in Sanlúcar Dem Größten (Sevilla) die erste Phase eingeweiht, von der das die größte Sonnenplattform von von seiner Tochtergesellschaft gebaute Europa, Solúcar sein wird. Eine futuristische Errichtung und fast von Science-Fiction mit, die Andalusien ihn in \" referente Weltmeisterschaft verwandelt \" in diesem Sektor, im Maße wie der Präsident der Versammlung von Andalusien, Manuel Chaves unterstrichen hat, während der Tat.

Plattform, die 2013 beendet sein wird und eine Umkehrung für 1.200 Millionen Euro voraussetzen wird, er aus neun Pflanzen der verschiedenen Technologien bestehen{feststehen} wird, die genügende Energie erzeugen werden, um von Elektrizität bis 180.000 Herde zu versorgen, was in einer Stadt der Größe von Sevilla gleich ist. Der Komplex wird 800 Hektar besetzen, wird eine 300-Megawatt-Kraft (Mw) haben und wird die Sendung in der 600.000-Tonne-Atmosphäre von CO2 jedes Jahr vermeiden.

Schon gibt es zwei Pflanzen in Funktionieren, die PS10 und das Sevilla PV. Die PS10, eine Zentrale der thermoelektrischen Sonnenenergie der Turmtechnologie, ist die in der Welt gebauten erste dieses Typs{Art}, um von kaufmännischer Form operiert{bewirkt} zu sein, was sie in der technologischen Avantgarde legt. Mit 11 Megawatt von Kraft kann er Licht in 6.000 Herden geben, was er voraussetzt die Sendung in der 18.000-Tonne-Atmosphäre jährliche von CO2 vermeiden. Sevilla PV, ist das seinerseits eine fotovoltaische Zentrale und die größte kaufmännische Pflanze von Europa mit Konzentrationstechnologie - er Spiegel, außer Siliziumsplatten, für eine größere Nutzung der Sonnenstrahlen gebraucht-. Mit 1,2 Mw von Kraft wird er voraussetzen die 1.800-Tonne-Sendung von CO2 im Jahr sparen.

Schon ist er in Bau der zwischen der PS10 ähnlichen PS20, aber mit dem Kraftdoppelten; und in April wird Solnova, eine thermoelektrische Zentrale von 50 Mw beginnen, die statt Turm Sammler Zylinder gleichnishafte benutzt, um das Licht der Sonne zu konzentrieren. In Gesamtsumme wird es fünf Pflanzen des letzten Typs{Art}, 50 Mw jede geben. In ihnen wird die AZ20 während der nächsten sieben Jahre, mit Turmtechnologie und 20 Mw von Kraft zusammengezählt werden; und die Aznalcóllar TH, von 80 Kw, die gleichnishafte Scheiben benutzen wird.

Außer seinem Beitrag wird die Plattform im Kampf gegen die klimatische Änderung, einen beachtlichen wirtschaftlichen Aufschlag in der Umgebung haben. Es wird vorausgesehen, dass er während seines Baus 1.000 Arbeitsplätze schafft und dass Erhaltung der Zentralen der Dienst und andere 300 erzeugt.

Zur Einweihung haben die Copräsidenten von Abengoa, Javier und Felipe Benjumea geeilt, und der Präsident von Solúcar, Santiago Seaje, das betont hat, dass dieses Projekt Frucht der gemeinsamen Anstrengung, zwischen anderen Wesen, vom Institut für die Diversifikation und die Sparsamkeit der Energie (IDAE), die Mitte von Energetischen, Umwelt- und Technologischen Forschungen (Ciemat), der Sonnenplattform von Almería, die Universität von Sevilla und das Rathaus von Sanlúcar Größte ist. Er hat außerdem für die erhaltenen Subventionen der Europäischen Vereinigung, das Ministerium von Industrie und die Versammlung von Andalusien gedankt - das einen Anreiz für 3,7 Millionen Euro gewährt hat - und die Hilfe der finanziellen Wesen.

Auch interessant bezüglich Modulpreise:

http://www.photon.de/news_archiv/details.aspx?cat=News_Archi…

22.02.2007: Im Artikel »Fix und fertig mit Solardach« (PHOTON 12-2006) berichteten wir, dass die japanische Sharp Corp. dem Baukonzern Sekisui House Ltd. Photovoltaikmodule für umgerechnet 1,67 Euro pro Watt verkauft – also für die Hälfte des hierzulande üblichen Preises.

Also geht doch!:look:
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bossi1
04.04.07 11:03:41
Beitrag Nr. 75
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.628.786 von XDA am 02.04.07 20:14:52Spanien hat 2009 sein erstes Solarsiliziumwerk mit 2.500 to/Jahr in der ersten Phase, das in einer zweiten Phase auf 5.000 to ausgebaut werden soll. Für 250 Mill.€ entseht auf über 60.000 m² durch "El consorcio español Silicio Energía" mit Isofoton, Endesa und Beteiligungen der Provinz Andalusien und der EU Bank Unicaja die erste Phase, bei der zweiten Phase bis 2010 werden insgeamt 415 Mill.€ investiert sein und 485 Personen beschäftigt werden. Weltweit gibt es nur 9 Hersteller in dem Sektor. ;)

España tendrá en 2009 su primera planta de polisilicio

El consorcio español Silicio Energía presentó la semana pasada la que será la primera planta de polisilicio de España. Presidida por el consejero de Innovación, Ciencia y Empresa de la Junta de Andalucía, Francisco Vallejo, la presentación –en la que participaron los otros miembros del consorcio: Isofotón, Endesa, GEA 21 y el Banco Europeo de Finanzas-Unicaja– se llevó a cabo en el distrito gaditano de Los Barrios, donde se ubicará la planta.

3 de abril de 2007

“La planta de Silicio Energía se construirá sobre una superficie de 60.000 metros cuadrados y se realizará en dos fases, con una inversión total de 415 millones de euros”, afirma Isofotón, líder del sector solar en España. La primera fase, prevista para 2009, supondrá una inversión de 250 millones de euros, y “permitirá alcanzar una capacidad de producción de 2.500 toneladas de polisilicio al año”, añade la empresa malagueña. En una segunda fase, que comenzará a finales de 2010, se alcanzará una capacidad total de producción de 5.000 toneladas al año.

El silicio de grado metalúrgico es la materia prima de la que se deriva el polisilicio o silicio de grado solar, con el que se fabrican las obleas, tras haberse transformado en lingotes. La cadena de valor continúa con la posterior producción de las células y módulos fotovoltaicos. Actualmente, la producción mundial de células se concentra en Japón (51%), Europa (29%) y EEUU (9%), según datos de Isofotón. “Este fenómeno, unido a la creciente demanda de esta materia prima, tanto por parte de la industria fotovoltaica como de la microelectrónica, ha derivado en un problema de abastecimiento al que Silicio Energía hará frente”.

En el mundo existen tan sólo 9 empresas que producen polisilicio a escala, lo que ha contribuido a la escasez de este material en los últimos años, que ha supuesto retrasos y encarecimientos para muchos proyectos fotovoltaicos. Asimismo, el proyecto de Los Barrios marca un hito para el sector fotovoltaico español, y es un importante paso para el desarrollo económico de la comunidad andaluza. Además de los impuestos por la actividad empresarial, la fábrica llegará a crear empleo para un total de 485 personas.

Para Isofotón, el proyecto “supone una potenciación de su negocio, una mayor implicación desde los inicios en su cadena de valor, y una cercanía tanto física como de actuación a la producción de su materia prima”, según comenta la propia empresa. “Esto le permitirá adelantarse a las necesidades del mercado y garantizar el suministro a sus clientes, asegurando su competitividad en el escenario fotovoltaico mundial y especialmente en el español”.

Más información:
http://www.isofoton.com
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SmartCap
04.04.07 11:31:23
Beitrag Nr. 76
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.654.251 von bossi1 am 04.04.07 11:03:41warum ist im neuen gesetzesentwurf eigentlich nach wie vor ein deckel von kumuliert 450 MW für pv bis 2010 drin wenn die pv-aussichten doch so rosig sind ? (nettozubau also nur noch ca 370 mw bis 2010)

sc
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bossi1
04.04.07 11:53:31
Beitrag Nr. 77
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.654.881 von SmartCap am 04.04.07 11:31:23warum ist im neuen gesetzesentwurf eigentlich nach wie vor ein deckel...

Die Aussichten sind noch besser als rosig, aber mehr für ihre eigene Industrie. Man macht nur das gleiche wie Frankreich mit dem "deckeln der Förderung" und baut in der Zeit eine eigene Siliziumproduktion auf. Auf dem Solarserver gab eine einige Artikel zu dem Thema in Frankreich. In Spanien trifft es sich gut, daß die Förderung bis 2010 gedeckelt ist und dann auch die eigene Siliziumproduktion auf 5.000 to ausgebaut ist. Ihr größter Anbieter Isofoton SL in Spanien ist zudem eine GmbH (SL) und kann daher auch nicht so ohne weiteres übernommen werden. Bei deutschen Schlüsseltechniken wie z.B. der Urananreicherung (Urenco) machen wir das genau so. ;)
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SmartCap
04.04.07 12:20:37
Beitrag Nr. 78
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.365 von bossi1 am 04.04.07 11:53:31und was soll das mit dem deckel zu tun haben ?

hat wohl eher was mit den hohen kosten zu tun
nicht zuletzt deshalb ist sogar ein minister zurückgetreten

sc
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bossi1
04.04.07 13:06:49
Beitrag Nr. 79
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.908 von SmartCap am 04.04.07 12:20:37hat wohl eher was mit den hohen kosten zu tun...

Die Kosten zahlen immer die Stromkunden, hier bei uns und in Spanien. Es ist jedoch sinnvoller mit den hohen Einspeisetarifen im eigenem Land Arbeitsplätze in der PV Industrie entstehen zu lassen, als dadurch ein Konjunkturprogramm für Asien oder in Deutschland zu schnüren. Dazu braucht die eigene span. Solarindustrie erst einmal ihr eigenes Solarsilizium, um unabhängig produzieren zu können. Der Deckel ist dabei eine Art Marktregulierung. Das konnte man so klar in Artikeln auf dem Solarserver zu PV in Frankreich nachlesen. In Spanien hat man schon immer verstanden die eigene Industrie zu schützen und das ist hierbei nur eine neue Variante. España ist eben diferente... ;)
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bossi1
04.04.07 13:21:12
Beitrag Nr. 80
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.908 von SmartCap am 04.04.07 12:20:37nicht zuletzt deshalb ist sogar ein minister zurückgetreten...

Vor ein paar Tagen ist sogar der Chef der span. Börsenaufsicht (CNMV) wegen Unstimmigkeiten bei Endesa Übernahme zrückgetreten. Er paßte nicht zum Zapatero Clan, der sich in seine Kompetenzen bei der CNMV eingemischt hat. In Spanien und seiner eigenen Partei hat ZP nicht nur gut Freunde. :rolleyes:
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SmartCap
04.04.07 13:23:50
Beitrag Nr. 81
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.657.104 von bossi1 am 04.04.07 13:06:49der deckel ist dafür, dass die kosten nicht ausufern !

in deutschland haben wir keinen deckel. die kosten für den pv strom beitrag von unter 0,3% am gesamtbedarf dürften bei weit über 20 Milliarde eur liegen (inkl barwert der künftigen vergütungen aus pv anlagen die bis 2006 gebaut wurden)

sc
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XDA
04.04.07 14:57:16
Beitrag Nr. 82
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.657.563 von SmartCap am 04.04.07 13:23:50die kosten für den pv strom beitrag von unter 0,3% am gesamtbedarf dürften bei weit über 20 Milliarde eur liegen (inkl barwert der künftigen vergütungen aus pv anlagen die bis 2006 gebaut wurden)

Da hat die Allgemeinheit wenigstens noch einen Nutzen von (CO2 Einsparungen ; Aufbau von Arbeitsplätzen , Ermöglichung von Massenherstellung von Photovoltaikmodulen und damit günstigere Modulpreise ; usw.), im Gegensatz zu den Milliardengewinnen von EON durch überteuerte Strompreise mit denen sie fast Endesa ganz übernommen hätten.

Jetzt Wissen die von EON noch nicht mal was anfangen mit den vielen Milliarden. Noch mehr Dividente oder noch einen Versorger oder noch ein paar Politiker. Nein das haben die alles schon, ist aber immer noch Geld übrig. Vorschlag , wie wäre es wenn das Finanzamt diese widerrechtlichen Gelder (müssen ihre Strom-Preise alle angeblich genehmigen lassen , weil sie Quasi ein Monopol bzw. Oligopol mit den drei anderen bilden. Ganz Offensichtlich hat die Genehmigungsbehörde nicht ihre Aufgaben erfüllt!) einzieht und z.B. für Kindergrippen investiert wird oder für Erneuerbare Energien.

Wo da der Nutzen für die Allgemeinheit läge, muß mir erst mal einer erklären. (Ich weiß es soll Leute geben, die Stolz darauf sind das deutsche Unternehmen expandieren, nur weil sie selber deutsche Staatsbürger sind, auch wenn sie die Expansion mit überzogenen Strompreise zu tragen haben)

Den Nutzen der über 26 neuen Braunkohlekraftwerke für Deutschland, und die Bezahlung der Emissionsrechte durch die Bundesregierung für dieselben, muß mir auch noch einer erklären, wo da der Nutzen liegen soll, bzw. wieviel das schon wieder kostet?
(Zumal die Laufzeit eines Kraftwerks mit 50 Jahren gerechnet werden muß und wir ab 2050 die Hälfte der CO2 Emmissionen einsparen sollten ZDF Frontal 21 vom letzten Dienstag)

http://www.zdf.de/ZDFde/inhalt/23/0,1872,5259927,00.html
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SmartCap
04.04.07 15:04:19
Beitrag Nr. 83
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.659.599 von XDA am 04.04.07 14:57:16die allgemeinheit sind diverse solarmillionäre, lobbyisten fondsinvestoren und besserverdienende die geeignete eigenheime haben. fast 50% des geldes floss in ökologisch fragwürdige freiflächenanlagen

volkswirschaftlich ist es ein desaster

> 20 milliarden für 0,3% strombeibeitrag

volksverblödung im grünen deckmäntelchen

sc
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XDA
05.04.07 13:04:04
Beitrag Nr. 84
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.659.761 von SmartCap am 04.04.07 15:04:19Es tut mir Leid das Bossis Thread hier leiden muß, aber dazu muß man noch etwas sagen bzw. richtig stellen.

die allgemeinheit sind diverse solarmillionäre, lobbyisten fondsinvestoren und besserverdienende die geeignete eigenheime haben.

Meinst Du die?:confused:








fast 50% des geldes floss in ökologisch fragwürdige freiflächenanlagen


Etwa sowas?:(










volkswirschaftlich ist es ein desaster




> 20 milliarden für 0,3% strombeibeitrag

http://www.zdf.de/ZDFmediathek/inhalt/27/0,4070,5260795-5,00…
http://www.zdf.de/ZDFmediathek/inhalt/12/0,4070,3977228-5,00…
http://www.zdf.de/ZDFmediathek/inhalt/10/0,4070,5250698-5,00…
http://www.zdf.de/ZDFde/inhalt/23/0,1872,5259927,00.html
http://www.zdf.de/ZDFde/inhalt/31/0,1872,3974975,00.html
http://www.zdf.de/ZDF/download/0,5587,5000167,00.pdf

volksverblödung im grünen deckmäntelchen
sc


Wie wahr!

Energieverbraucherbund kritisiert Preispolitik der Stromkonzerne

(12. März 2007) Der Bund der Energieverbraucher hat die Preispolitik der großen deutschen Stromkonzerne scharf kritisiert. Verbandschef Aribert Peters sagte der Bild -Zeitung, die Preispolitik der Multis sei Freibeuterei zu Lasten der Verbraucher. Nach Berechnungen der Verbraucherorganisation zahlen Privathaushalte und Industrieunternehmen auf Grund überteuerter Handelspreise an der Börse Leipzig für jede Kilowattstunde Strom drei Cent zu viel. Das ist eine Kostenbelastung von zusätzlich 13,5 Milliarden Euro im Jahr.

Die überhöhten Netzentgelte belasten die Haushalte mit weiteren ungerechtfertigten zwei Cent. Die Preise sind seit dem Jahr 2000 um fünf Cent stärker gestiegen, als die höheren Kosten und Steuern ausmachen. Seit dem Jahr 2000 hätten die Strompreise nur um 1,95 Cent ansteigen dürfen. Tatsächlich sind sie jedoch um 8,8 Cent gestiegen. Der Verein empfiehlt den Verbrauchern die angekündigte Rechnungskürzung um diesen Betrag. Berechnungen dazu hier.

http://www.energieverbraucher.de/index.php?itid=378&content_…

Wertvolle Emissionsrechte

Stattdessen wird derzeit offenbar derjenige Versorger belohnt, der einen besonders hohen Ausstoß an Klimagasen hat, denn er erhält auch besonders viele Emissionsrechte kostenlos vom Staat, also geschenkt. Dabei sind diese Rechte am Markt viel wert: Sie können zum Beispiel an andere Versorger verkauft werden, um deren Abgas-Ausstoß abzudecken.
Und sie werden zum Teil auf die Strompreise draufgeschlagen und den Stromkunden in Rechnung gestellt, so Thorben Becker vom BUND: "Derzeit ist es so, dass die Kraftwerksbetreiber für den Volllastbetrieb Zertifikate umsonst zugeteilt bekommen, sie aber teilweise in ihre Rechnungen einpreisen, und sogar versuchen, über einen erhöhten Strompreis Kosten geltend zu machen, die nie entstanden sind." So zahlen die Verbraucher für imaginäre Kosten, und die Versorger verdienen an der Verschmutzung.
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SmartCap
05.04.07 13:22:38
Beitrag Nr. 85
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.675.591 von XDA am 05.04.07 13:04:04über 20 mrd eur für 0,3% anteil an der stromerzeugung ?
keine grundlastfähigkeit ?
ist nicht die grid parity in 2015 auch ein märchen, weil im strompreis ja viele andere kosten mit drin sind ?
geht in china nicht jede woche ein neues co2 kw ans netz ?
ich bin gegen volksverblödung

sc
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XDA
05.04.07 14:50:45
Beitrag Nr. 86
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.675.855 von SmartCap am 05.04.07 13:22:38über 20 mrd eur für 0,3% anteil an der stromerzeugung ?

über 14 mrd eur für 0,0% anteil an der stromerzeugung ? Ist das besser?

keine grundlastfähigkeit ?

Mit der Grundlastfähigkeit verhält es sich nicht schlechter als bei den konventionellen fossilen Kraftwerken! Auch dort werden Speicherwasserkraftwerke benötigt. Machst du dir überhaupt die Mühe
, und liest die Threads durch, bzw. die Argumente der Gegenseite, in denen du voreilig deine Meinung kundtust?

ist nicht die grid parity in 2015 auch ein märchen, weil im strompreis ja viele andere kosten mit drin sind ?

Die grid parity ist sogar schon einmal kurzfristig an der Strombörse in Leipzig erreicht worden. In manchen Ländern sogar schon früher als 2015. Aber was juckt dich das, du bezahlst doch gerne den Stromkonzernen und Ölmultis, sowie an Gasputin zuviel.

http://www.solarserver.de/

Studie zeigt, wie Deutschland zu 100 % mit
erneuerbaren Energien versorgt werden kann


http://www.solarserver.de/solarmagazin/index.html

Energie ist immer und überall politisch, der sogenannte Markt existiert immer nur innerhalb der aktuellen politischen Vorgaben. Wenn jeder Energieträger seine tatsächlichen Kosten (incl. Forschung, Förderung, Umweltschäden, Entsorgung, Kriegsführung,...) widerspiegeln würde, wären die erneuerbaren Energie längst überlegen.

http://tagebuch.aol.de/wolfsland/AUSLIEBEZUMRHEINGAU/


Solarstrom-Produktion bis 2010 konkurrenzfähig mit Strom aus Braunkohle
Solarstrom wird ab dem Jahr 2010 in Spanien für 10 Cent, in Süddeutschland für 15 Cent und in Kalifornien für 11 Cent pro Kilowattstunde (kWh) zu produzieren sein. Die Branchenführer werden Solarstrom in Spanien sogar für 8 Cent/kWh erzeugen können, was den Stromgestehungskosten aus neuen Braunkohlekraftwerken entspricht. Dadurch könnten sich schon bald sehr große Märkte für die Photovoltaik ergeben. Dies sind die Ergebnisse einer internationalen Studie von PHOTON Consulting, welche am 04.04.2007 in München vorgestellt und deren Stichhaltigkeit von Vorständen großer Solarunternehmen bestätigt wurde. Die Solarbranche werde die sinkenden Kosten voraussichtlich allerdings auch weiterhin nicht automatisch an ihre Kunden weitergeben, heißt es in der Photon-Pressemitteilung. Die Solarkonzerne hätten daher auch in den nächsten Jahren sehr gute Möglichkeiten, ihren Gewinn zu maximieren. (04.04.2007)
Lesen Sie den kompletten Text im Solarmagazin

geht in china nicht jede woche ein neues co2 kw ans netz ?

Darum müssen wir unbedingt die noch übertrumpfen?

ich bin gegen volksverblödung sc

Nicht jeder der das Gebetsmühlenartig wiederholt, ist befreit davon.;)

Es gibt sogar welche, die sind jedwelche Argumenten nicht zugänglich, wenn sie auch noch so plausibel sind. Nach dem Motto:

Meine Meinung steht fest, verwirren sie mich bitte nicht mit Tatsachen!

Ich rate jedem sich intensiv mit dem Thema auseinanderzusetzen und sich grundlegend zu Informieren. Es gibt halt immer Leute in der Geschichte die die Zeichen der Zeit nicht verstehen wollen.

Das fing mit der Behauptung an :
Die Erde ist nicht rund, bis das Stahlroß hat keine Zukunft und die motorgetriebene Kutsche bleibt ein Spielzeug für die Reichen.
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SmartCap
05.04.07 15:57:46
Beitrag Nr. 87
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.677.123 von XDA am 05.04.07 14:50:45im ökomäntelchen wird das volk verblödet und die taschen der solarmillonäre weiter gefüllt

sc
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bossi1
08.04.07 12:41:30
Beitrag Nr. 88
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.677.123 von XDA am 05.04.07 14:50:45Frohe Ostern - ¡felices Pascuas! ;)
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bossi1
08.04.07 14:12:41
Beitrag Nr. 89
Das Mittelmeer-Projekt

Die Idee, den Mittelmeerraum, und besonders die Länder Nordafrikas zur Energieversorgung Europas zu nutzen, ist nicht neu, doch erst in den 90er Jahren wurde damit begonnen, sich darüber ernstlich Gedanken zu machen.

1992 veröffentlicht das BMFT die Studie ‚Systemvergleich und Potential von solarthermischen Anlagen im Mittelmeerraum’, an deren Erstellung das ZSW, die DLR, Interatom/Siemens und das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner zwischen September 1990 und September 1991 beteiligt waren. Untersuchungsraum waren die 19 Anrainer des Mittelmeers sowie zusätzlich Jordanien und Portugal. Man errechnete insbesondere in Nordafrika eine potentielle Fläche von 0,51 Mio. km2, auf der die Anlagen errichtet werden können – unter Einbezug der maximalen Sonneneinstrahlung bei gleichzeitig ausreichender Nähe zu bereits bestehenden oder geplanten Stromnetzen bzw. Straßen. An dieser Fläche haben die Länder Ägypten, Libyen und Marokko zusammen einen Anteil von über 75 %. Die auf dieser Fläche prinzipiell installierbaren Kraftwerke hätten eine Leistung von 12.000 GW, was dem Vierfachen des gegenwärtigen weltweiten Stromverbrauchs entspricht (Stand 1992).

Unter vorsichtigen Annahmen wurde von einer bis 2005 erreichbaren Kapazität von 3.500 MW in den 16 Ländern des Mittelmeerraumes ausgegangen (die optimistische Variante nannte sogar 13.500 MW) – und bis 2025 könnten rund 23.000 MW (bzw. 63.000 MW) Solarstrom in die Netze eingespeist werden, was einen beachtlicher Anteil bildet an dem dann erwarteten Bedarf von etwa 190.000 MW in dieser Region. Mit einem derartigen Auf- und Ausbau solarer Kraftwerke ist ein Marktvolumen zwischen 15 und 60 Mrd. DM bis 2005, und von 90 bis 220 Mrd. DM zwischen 2005 und 2015 verknüpft. Der Anstoß zu Bau derartiger solarthermischer Kraftwerke kann daher nur von den finanzstarken und technisch fortgeschrittenen Ländern kommen – so die Studie. Sollte sich ein weitreichender Stromverbund realisieren lassen, könnte auch ein Solarstromexport aus dem Süden in das Europäische Verbundnetz erfolgen.

Seit Ende der 1990er Jahre wird das Mittelmeer-Projekt in erster Linie von der Erlanger Solar Millennium AG weitergeführt. Ich selbst hatte Gelegenheit, mir das Projekt ausführlich von dem Unternehmenssprecher Rainer Aringhoff beschrieben zu lassen, als wir im April 2004 – zusammen mit anderen Industrie- und NGO-Vertretern – Bundesumweltminister Jürgen Trittin in den Jemen begleiteten (ich in meiner Rolle als Dolmetscher), wo die fünfte und letzte Vorbereitungskonferenz für die Weltkonferenz renewables 2004 im Juni in Bonn stattfand.

Die Solar Millennium AG plant zusammen mit dem größten spanischen Anlagenbauer ACS-Cobra ab Herbst 2004 den Bau des größten Solarkraftwerks weltweit – ein erstes von zwei 50 MW Parabolrinnen-Kraftwerken in der Provinz Grenada, Andalusien. Ab 2006 soll das Kraftwerk für 180.000 Einwohner in der Provinz Granada solaren Strom liefern. Die Bundesregierung will diese Technologie als Exportchance der Zukunft weiter vorantreiben. Solar Millennium ist bereits 2001 bis Ende 2003 mit mehreren Millionen Euro, dem größten Einzeletat innerhalb des deutschen Zukunftsinvestitionsprogramms der Bundesregierung für Hochtemperatur-Solarthermie, unterstützt worden.



Die Studie ‚Solarthermische Kraftwerke für den Mittelmeerraum’ des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) vom Mai 2005 belegt das Potential dieser Kraftwerke, die in den Ländern Nordafrikas und des Nahen Ostens bis 2050 erwartete Verdreifachung des Strombedarfs zu decken. In einer weiteren Studie untersucht das DLR, welchen Beitrag Strom aus solarthermischen Kraftwerken in der Mittelmeerregion langfristig zur Stromversorgung in Europa leisten kann.

Die im Auftrag der Bundesregierung durchgeführten Studien TRANS-CSP und MED-CSP vertiefen die Überlegungen um ein, das Mittelmeer umfassendes Stromversorgungsnetz, das in erster Linie aus großen Solarkraftwerken besteht. Das Szenario, in dem bis zum Jahre 2050 etwa 15 % des europäischen Stroms aus den Wüsten kommt, erfordert eine enge Kooperation Europas mit den Ländern Nord-Afrikas und des Nahen Ostens. Motor des Projektes ist die Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC), ein internationales Netzwerk von Energieexperten, das u.a. vom Club of Rome ins Leben gerufen wurde. Das Ziel von TREC ist die Etablierung von Energie-, Wasser- und Klimasicherheit für die Regionen in Europa, dem Nahen Osten (the Middle-East) und Nord-Afrika (EU-MENA), sowie ihre Kooperation auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien, um diese Ziele zu erreichen. Mit Hilfe von Solarthermischen Kraftwerken und Windparks soll die Wasserentsalzung und Stromerzeugung vorangetrieben werden, um den Strom dann mittels Hochspannungs-Gleichstromleitungen (HVDC) in diese Länder und (mit nur 10 – 15 % Übertragungsverlust) bis nach Europa zu leiten.

Weitere Unterstützer des Konzeptes sind die Deutsche Physikalische Gesellschaft (DPG), Greenpeace und der Wissenschaftliche Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen (WBGU). Der Präsident des Club of Rome, Prince Hassan von Jordanien, ruft auf der Hannover Messe 2006 die europäische Industrie zu einer „Apollo-Programm ähnlichen“ Anstrengung auf und lädt zu einem internationalen Kongress (DESERTEC) im Frühsommer 2007 ein, um über die Umsetzung eines solchen Programms zu diskutieren.

Solare Wasserentsalzung

Um den Rahmen zu verdeutlichen, fasse ich hier kurz den Stand der Dinge auf dem Gebiet der Meerwasserentsalzung zusammen:

Die erste Meerwasserverdampfungsanlage wurde 1869 von den Briten am Golf von Aden gebaut, um ihre Kolonialflotte mit Trinkwasser aus dem Roten Meer zu versorgen.

2004 sind weltweit mehr als 9.500 Meerwasserentsalzungsanlagen in Betrieb. Sie erzeugen zusammen rund 11,8 Mrd. m³ Wasser pro Jahr. 1995 lag die Gesamtkapazität bei 20 Mio. m³ pro Tag. 2001 waren es 32,4 Mio. m³, und 2004 sind es 36 Mio. m³ täglich. 57 % der Anlagen stehen im Nahen Osten, wobei Saudi-Arabien mit 4 Mio. m³ am Tag der weltweit größte Produzent von Trinkwasser ist, das aus Meerwasser gewonnen wird. Außerdem wird ein Großteil des Wassers industriell genutzt.

So baut ein 2004 israelisches Unternehmen z.B. in dem indischen Bundesstaat Gujerat eine gigantische Meerwasserentsalzungsanlage im Wert von mehr als 11 Mio. $ für die größte indische Erdölraffinerie (dabei haben 20 % der indischen Bevölkerung keinen Zugang zu sauberem Trinkwasser, und 60 % haben keine sanitären Einrichtungen). Auch die erste Meerwasserentsalzungsanlage, die von Vivendi Universal im Staat Sonora in Mexiko gebaut wird, soll Wasser für die Industrie produzieren.

Doch schon im Oktober 1999 stellt das in Maskat, Oman, beheimatete Middle East Desalination Research Center auf einer internationalen Konferenz fest, daß innerhalb der vergangenen 30 Jahre auf dem Sektor der Meerwasserentsalzung keine wesentlichen Forschritte erzielt worden sind. Die aktuellen Zahlen sprechen eine deutliche Sprache:

97 % der Wasserressourcen der Erde sind Salzwasser.
70 % der Weltbevölkerung lebt an Küsten.
0,25 % der Trinkwasserversorgung wird durch Entsalzungsanlagen gedeckt.
Anderen Quellen zufolge soll es 2006 weltweit schon rund 15.000 Anlagen geben, sicher ist jedoch, daß nur ein winziger Bruchteil davon mit Solarenergie betrieben wird.

Die solare Meerwasserentsalzung nach dem Greenhouse-Prinzip wird schon seit 1872 (o. 1877) praktiziert, als der Schwede C. Wilson gemeinsam mit einem chilenischen Team in Las Salinas (Chile) die erste Anlage dieser Art errichtet. Mit ihrer Fläche von 4.460 m2 war sie bis 1967 ohne Konkurrenz, als auf der griechischen Insel Patmos eine solare Entsalzungsanlage mit einer Fläche von 8.600 m2 gebaut wurde. Zumeist werden die Anlagen zur Meerwasserentsalzung eingesetzt, in Australien dagegen vornehmlich zur Aufbereitung von Brackwasser.

Diese Technologie wird insbesondere in den 1960er Jahren in Australien, Griechenland, Tunesien und den USA umgesetzt, weiter Einzelanlagen entstehen auf den Kapverden, auf Haiti und auf den Windward Inseln, außerdem in Indien, Mexiko, Pakistan, Spanien und der UdSSR. 1972 wird in Pakistan eine Anlage mit einer Fläche von 9.072 m² errichtet.

In den darauf folgenden Jahrzehnten wird dieser solartechnische An­wendungsbereich in größerem Umfang weiterentwickelt und auch praktisch erprobt, so daß heute in Ägypten, Israel, Kanada, Jordanien, Dubai, Saudi-Arabien, auf den Kanarischen Inseln und anderswo derartige Anlagen in den verschie­densten Dimensionierungen besichtigt werden können.

Im Grunde kann zwischen drei Anlagentypen unter­schieden werden:

Erwärmung von stehendem oder fließendem Meer- oder Brackwasser über einer schwarzen Absorptions­fläche bei anschließender Verdampfung und interner oder exter­ner Kondensation.
Trennung von Absorptions- und Verdampferstrecke, der Wärmetransport erfolgt hier mit Hilfe eines Transport­mediums.
Das Meer- oder Brackwasser steht zwar auf der schwarzen Absorptionsfläche, doch die Verdampfung wird durch An­bringung lichtdurchlässiger Folien auf der Oberfläche der Sole verhindert. Die Verdampferstrecke befindet sich dabei außerhalb der eigentlichen Anlage.
Ein wirtschaftlicher Durchbruch bei den Versuchen, traditionelle großtechnische Verfahren mit Verfahren der solaren Meerwasserentsalzung zu koppeln, ist bis­lang noch nicht erfolgt. Zwar wurden derartige Systeme wiederholt propagiert und zum Teil sogar technisch umgesetzt, doch unter den derzeitigen Bedingungen ar­beiten selbst Anlagen mit Mehrstufenverdampfern nicht wirtschaftlich. Und dies gilt besonders dann, wenn zur Erzeu­gung der elektrischen bzw. mechanischen Energie für den Entsalzungsvorgang regenerative Energiequellen wie Wind oder Sonnenenergie (z.B. über Solarzellen) verwendet werden.

Das sogenannte Gegenstromprinzip, das von der IPAT in Berlin erfolgreich weiterentwickelt wurde, arbeitet mit einer Betriebstemperatur von 75°C – 95°C, wobei ohne weite­re Zusatzaggregate eine Tagesausbeute von 10 Litern Süßwasser pro Quad­ratmeter Kollektorfläche verzeichnet wird. Bei diesem Prinzip, das dem ersten der drei o.g. Anlagentypen ent­spricht, wird ein dünner Wasserfilm über eine schwarze, um 6° – 10° geneigte Fläche geleitet, welche mit Plastik oder Glasplatten bedeckt ist. Wie schon der Name andeutet, strömt diesem Wasser langsam trockene Luft ent­gegen, die den durch die Sonneneinstrahlung entstehenden Wasserdampf aufnimmt, sich damit sättigt, und dann in Kühlkammern soweit abgekühlt wird, bis der Wasserdampf kon­densiert.

In dem oben bereits erwähnten Solardorf Las Barrancas wird auch eine Entsalzungsanlage installiert, die täglich 20 m3 Trinkwasser produziert. Das Meerwasser wird mittels einer (auch) solar betriebenen Pumpe zur der An­lage transportiert, die nach dem Verfahren der Mehr­stufen-Destillation aufgebaut ist. Die elektrische Pumpe wird mit der Energie von 70 m2 Solarzellen betrieben.

Eine der neueren solaren Entsalzungsanlagen in arabischen Ländern wird ab 1977 in Aqaba am Roten Meer (Jordanien) installiert. Die 15 autonomen Module à 25 m2 sollen über ein getrenntes Verdampferteil täglich 2 m3 Trinkwasser liefern. Von den 640.000 $ betragenden Projektkosten trug die federführende GTZ einen Anteil von 400.000 $. Konzipiert wird die Anlage von der Firma Dornier-System, realisiert wird sie mit Hilfe der Jordanischen Royal Scientific Society (RSS), und eine Lizenzvergabe an die RSS über die Produktion und den Ver­trieb derartiger Anlagen im gesamten Mittleren Osten ist damit ebenfalls verbunden. Die mit Freon als Betriebsmittel funktionierende Anlage soll in ihrer größten wirtschaftlich ver­tretbaren Form etwa 24 m3 Frischwasser pro Tag erzeugen. Im Juli 1979 wird bekannt, daß die RSS von seitens der GTZ einen zusätzlichen Betrag von 487.000 DM für die weitere lokale Erforschung entsprechender Sonnenenergieanwendungen erhält.

Die im Rahmen der Niedertemperatursysteme bereits er­wähnten Solarmatten der VW AG werden auch für Entsalzungsanlagen vorgeschlagen, da einmal das schwarz einge­färbte Plastikmaterial resistent genug ist, und weil sich die erreichbaren Temperaturen von bis zu 70°C anderseits sehr gut als Vorlauftemperaturen für die eigentliche Entsalzungsanlage nutzen lassen.

Als weiteres System sei die von der DFVLR neuentwic­kelte solare Dampfmaschine genannt, die mit Hohlspie­geln als Strahlungsfänger und mit einer automatischen Sonnennachführung ausgerüstet ist. Das Süßwasser fällt dort in einer durchschnittlichen Tagesmenge von 1.500 1 als zusätzliches Resultat der Kühlung bei der 10-kW-Stromerzeugung an.

Grundsätzlich muß zum Thema der solaren Entsalzung ge­sagt werden, daß derartige Anlagen unter den heutigen Umständen nur dann wirtschaftlich vertretbar sind,

wenn nur relativ geringe Mengen an entsalztem Wasser benötigt werden,
kein oder nur wenig saisonal anfallendes Oberflächen­wasser vorhanden ist,
kein oder nur wenig Grund- bzw. fossiles Wasser vorhanden ist,
die Transportkosten für Süßwasser per Schiff oder per Pipeline zu teuer sind,
fossile Energieträger für die Verdampfung rar oder zu teuer sind bzw. aus ökologischen Gründen nicht eingesetzt werden sollen,
keine Wärme-Kraft-Kopplung möglich ist (s.d.),
eine genügend große Fläche zur Verfügung steht,
und das Sonnenenergieangebot ausreicht.
Anfang der 1980er Jahre werden in arabischen Ländern verschiedene Pilotanlagen zur solaren Entsalzung gebaut, von denen ich einige nachfolgend vorstellen möchte (obwohl sie z.T. nicht solarthermisch, sondern über Photovoltaik betrieben werden):



In der Nähe von Jeddaj, Saudi-Arabien, errichtet die Mobil Tyco Solar Energy Corp. 1982 am Roten Meer eine solare Entsalzungsanlage nach dem ‚Permasep’-Reverse-Osmosis Prinzip von Du Pont. Die von der Mobil Saudi Arabia betriebene Anlage besitzt 210 PV-Solarmodule mit insgesamt 8 kW Leistung und produziert nach Herstellerangaben 1.000 Gallonen Trinkwasser am Tag. Es zeigt sich, das die RO-Technologie im Betrieb nur halb so teuer ist wie die thermale Entsalzung.

Die erste Großanlage im Nahen Osten entsteht ab 1984 in Abu Dhabi (V.A.E.), auf der Insel Umm el Nar (Mutter des Feuers). Diese von der japanischen Firma Sakura und mit Regierungshilfe gebauten Anlage hat einen täglichen Ausstoß von 80 t Trinkwasser und kostet knapp 9 Mio. $. Eine spätere Erweiterung auf 120 t/d ist geplant. Es wird die gleiche Technik eingesetzt, die sich schon auf der japanischen Insel Takami bewährt hat, dort aus klimatischen Gründen allerdings in einem kleineren Maßstab von nur 16,4 t/d.

Anfang 1985 geht in Yanbu’ – ebenfalls in Saudi-Arabien – eine Anlage in Betrieb, die mit einer neuen Technik durch indirektes Frieren arbeitet. Bauherr ist die amerikanische Chicago Bridge & Iron Company, die Kosten betragen 18 Mio. $ und der Ausstoß beträgt 55.000 Gallonen pro Tag. Leider habe ich keine technischen Details über die Funktionsweise herausfinden können.

Der Wuppertaler Professor Ulrich Reif entwickelt einen kleinen, mobilen Solar-Trinkwassergenerator in Pyramidenform und erhält dafür den Hauptpreis des Internationalen Designpreises Osaka 1987.

Das deutsche Unternehmen Bomin-Solar stellt 1988 einen solarbetriebenen doppelten Stirlingmotor vor (s.d.), bei dem ein zusätzlicher Kolben als Kälteaggregat fungiert. Dabei kommt das Funktionsprinzip der zyklischen Kompression bzw. Dekompression des Arbeitsgases zum Tragen. Salzhaltiges Wasser wird über das Kälteaggregat geleitet und erstarrt dort zu Eis. Beim Gefriervorgang flocken Salze und Schadstoffe aus, wodurch Blöcke aus reinem Süßwasser-Eis zurückbleiben.

Zwischenbemerkung: 1991 beträgt die weltweite Kapazität konventioneller, thermischer Meerwasserentsalzungsanlagen ca. 10 Mio. m³ pro Tag. Dabei entfallen 48 % der weltweiten Anlagenkapazität auf die Anrainerstaaten des Arabischen Golfs, denn die Meerwasserentsalzung mittels fossiler Brennstoffe können sich heute fast ausschließlich noch diese Länder leisten.

Die bereits 1991 in Los Angeles gegründete Sun Utility Network von Safwat Moustafa entwickelt eine mobile ‚Solar Multistage Flash’ (MSF) Meerwasser-Entsalzungsanlage mit einem Tagesausstoß von über 50 m³, die mit einem Vakuumröhren-Kollektor ausgestattet ist. Außerdem wird eine ortsfeste 100 m³ Anlage entwickelt, mit Vakuumröhren-Kollektoren und/oder mit einer selbst entwickelten Solarteich-Technologie arbeitet. 1995 stellt das Unternehmen zusammen mit der Sinh Solar Co. auch solare Destillationsanlagen, Sterilisationssysteme sowie PV-Stromversorgungen für abgelegene Krankenhäuser her, die auf Haiti und im Kongo installiert werden. Nach 2002 hört man allerdings nichts mehr von dem Unternehmen.

Ab November 1998 fördert das Middle East Desalination Research Center drei Forschungsvorhaben zur solaren Entsalzung in kleineren Anlagen. Neben Wissenschaftlern von IT Power Ltd., Großbritannien, und der jordanischen Royal Scientific Society sind auch Angehörige der Palästinensischen Autonomieverwaltung, des Instituts für Verfahrenstechnik der TU Aachen, des Zentrums für Solarenergie und Wasserstofforschung (ZSW), dem Center National de Coordination et de la Recherche Scientifique et Technique (CNR) in Marollo sowie der Sultan Qaboos University, Oman, beteiligt.

Da es sich zeigt, daß herkömmliche Metallkollektoren in Meerwasserentsalzungsanlagen von diesem schnell zersetzt werden, startet das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) 1998 im Rahmen eines EU-Projektes ein dreijähriges Demonstrationsvorhaben auf Gran Canaria, bei dem ein neu entwickelter Kunststoff-Absorber zum Einsatz kommt, den das Wasser großflächig in Schlangenlinien durchfließt, und an dem das Institut bereits sechs Jahre gearbeitet hatte. Um die Absorptionsfähigkeit des verwendeten Kunststoffes zu erhöhen, wird dieser mit Hilfe der Sputter-Technik mit Edelstahloxynitrid überzogen. Beim Sputtern (= Spritzen) schlagen Argon-Ionen in einem Vakuum winzige Teilchen aus einem Stück des Beschichtungsmaterial heraus und verteilen es hauchdünn auf dem gewünschten Material.

Das Ergebnis ist ein Kunststoffabsorber, der das Meerwasser auf 85°C aufheizt und damit die Voraussetzungen für eine Destillation schafft. Das erhitzte Wasser wird über Kunststoffvliese geleitet, von deren feuchtwarmer Oberfläche Dampf aufsteigt, der sich an den Rohren des benachbarten Wärmetauschers niederschlägt und als Kondenswasser in einen Auffangbehälter tropft. Durch die Anordnung von Kollektor, Verdunster und Kondensator wird das Wasser in zwei Schritten erwärmt: zuerst bis zu 75°C im Wärmetauscher, der gleichzeitig als Kondensator wirkt, und danach im Kollektor, wo es schnell die 85°C erreicht. Das nun stärker konzentrierte Salzwasser tropft von dem Kunststoffvlies ab und wird ins Meer zurückgeführt.

Die Anlage, die täglich etwa 1.000 l Süßwasser produziert ist mit einem Heißwasserspeicher ausgerüstet, so daß sie auch Nachts läuft und damit rund um die Uhr Meerwasser entsalzen kann. Hergestellt wird sie von der Münchner Firma TAS. Größere Anlagen sind angedacht, Kooperationen bestehen bereits mit Spanien und Griechenland.

Um 2003 entwickeln Bochumer Maschinenbauer am Lehrstuhl für Partikeltechnologie und Partikeldesign der Ruhr-Universität Bochum (RUB) eine Meerwasser-Entsalzungsanlage, welche die Sonnenenergie in einem geschlossenen, rückgekoppelten System einsetzt. Die Anlage kostet 10.000 €, die je zur Hälfte auf die Materialkosten und die Arbeitszeit entfallen. Als Trägergas dient Luft, so daß die Anlage insgesamt mit niedrigeren Temperaturen arbeiten kann als herkömmliche Verfahren.

Das salzige Wasser wird erwärmt und rieselt durch einen Verdunstungs-Befeuchter, der die einströmende Luft erwärmt und zusätzlich mit Wasserdampf aus dem Meerwasser anreichert. Am Entfeuchter wird die Luft dann kondensiert: Das gewonnene, reine Wasser fließt aus der Anlage heraus, die übriggebliebene Salzlösung (Sole) wird im Kreislauf wieder der Ausgangsflüssigkeit zugeführt. Bei zehn Sonnenstunden ergibt sich bei diesem Verfahren eine Produktrate von 20 Litern Wasser pro Quadratmeter Kollektorfläche und Tag. Die Anlage ist zwar für Solarenergie konzipiert, läßt sich aber auch mit anderen Energiequellen betreiben wie die Abwärme von Dieselmotoren.

Wissenschaftler am Lehrstuhl für Verfahrenstechnische Transportprozesse der Ruhr-Universität Bochum stellen im November 2003 den Prototyp einer neuartigen, mit Sonnenenergie betrieben Trinkwasser-Entsalzungsanlage vor, die Luft als Wärmetransportmittel verwendet und sich deshalb mit niedrigeren Temperaturen betreiben läßt als die herkömmlichen, teuren Entsalzungsanlagen. Bei einer Sonnenscheindauer von 10 Stunden liegt die Leistung bei 20 l Trinkwasser pro Tag und Quadratmeter Kollektorfläche. Die Entwicklung der Anlage wurde im Rahmen des Projektes ‚Soldes’ von der EU gefördert.

© 2007 Achmed A. W. Khammas
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bossi1
08.04.07 14:24:48
Beitrag Nr. 90
Stirling-Motor

Ich möchte den bereits mehrfach erwähnten Stirling-Motor hier etwas näher betrachten, da er in der letzten Zeit zunehmend Einsatz im Bereich der solarthermischen Anlagen findet. Es handelt sich dabei ursprünglich um einen Niedertemperatur-Heißluftmotor, dessen Patent bereits 1816 von dem schottischen Pfarrer Robert Stirling beantragt wurde. Inzwischen wird er allerdings auch im Hochtemperaturbereich eingesetzt. Der Motor arbeitet wie eine Dampfmaschine mit äußerer Wärmezufuhr, jedoch anstelle von Dampf mit dem eingeschlossenen Arbeitsmedium Luft, welches sich – im Gegensatz zum Kesselwasser bei der Dampfmaschine – nicht verbraucht. Stirlings Motiv war der Wunsch, eine sichere und einfache Maschine zur Grubenentwässerung zu bauen.



Am 12. Januar 1853 sticht in den USA das umgebaute Dampfschiff ‚Ericsson’ in See – mit dem größten jemals gebauten Stirlingmotor an Bord. Leider leistet die riesige 4-Zylinder-Maschine (mit Zylinderdurchmessern von 4,27 m) statt der vorausgesagten 350 kW nur 220 kW, wodurch das Schiff nur eine inakzeptable Fahrt von 11 Knoten macht (20,4 km/h). Der Schwede John Ericsson entwickelt um 1858 aber auch einen 1,5 PS Industrie-Stirling, mit dem er großen Erfolg hat. Eine durch Sonnenenergie betriebene Wasserpumpe wird zu Tausenden verkauft.

Der Stirling-Motor findet vor allem in der Landwirtschaft einige Verbreitung, weil man ihn mit jedem Brennstoff, also auch mit Holz oder Stroh, betreiben kann. Er gehört außerdem zu den Systemen, die sich hervorragend für die Nutzung von Abwärme eignen (s.d.). Anfang des 20. Jahrhunderts sind weltweit ca. 250.000 Stirlingmotoren im Einsatz, als Tisch-Ventilatoren, Wasserpumpen und Antriebe für Kleingeräte wie z.B. Nähmaschinen. Sie versorgten Privathaushalte und kleine Handwerksbetriebe mit mechanischer Energie. Als sich Otto-, Diesel- und Elektromotoren immer weiter verbreiteten, wurden die Stirlingmotoren zunehmend vom Markt verdrängt.

Die Firma Philips beginnt 1936 mit Versuchen am Stirling-Motor, und ab 1954 wird ein 200 kW Stirling-Generator in Kleinserie hergestellt. Auch Siemens und Volvo arbeiten an Stirlings. Eine größere Verbreitung scheitert jedoch vornehmlich am zu komplizierten mechanischen Aufbau.

Im Zuge der zeitgenössischen Diskussion um erneuerbare Energie wird das Prinzip auch allgemein bekannt. MAN unternimmt 1967 erste Versuche und stellt 1984 eine Studie vor, bei der es einen Schiff-Stirling geht. Um 1980 beschäftigen sich weltweit etwa 80 Firmen mit dieser Technologie, und 1986 fährt bereits ein Versuchsfahrzeug von Opel mit einem wasserstoffbetriebenen 8 PS Stirling. Ein Problem bilden die von außen erhitzten Zylinderköpfe, welche Kobalt benötigen. Die fiktive Zahl von 2 Mio. Motoren würden dabei die gesamte Weltproduktion dieses Materials verbrauchen.

Auf der Stirling-Koferenz 1986 stellt Prof. Kolin aus Zagreb einen Solarmotor ohne Sammelspiegel vor, der bereits bei einer Temperaturdifferenz von nur 15°C in Betrieb geht. Bei dieser Konferenz kam die zahlenmäßig stärkste Delegation aus Japan, wo Sanyo verlauten läßt, bald ausgereifte und billige Stirlingmotoren anzubieten. Die US-Firma Sunpower in Ohio entwickelt ihrerseits einen Versuchsmotor für 70.000 Betriebsstunden, der mittels Reisstrohverbrennung Wasserpumpen in Bangladesh betreiben soll. Die MacDonnell-Douglas-Tochter United Stirling aus dem schwedischen Malmö bietet zu diesem Zeitpunkt bereits einen sonnennachgeführten 25 kW Stirling an, der mit einem 11 m durchmessenden Parabolspiegel aus 226 Segmenten ausgestattet ist.



1988 vermeldet die Firma Bomin-Solar einen technischen Durchbruch als es gelingt, als Betriebsmittel statt Luft auch Helium oder Wasserstoff zu nutzen. Bisher gab es bei diesen Gasen immer wieder Probleme mit der Dichtigkeit, doch nun wird ein System vorgestellt, bei dem die Energieübertragung vom bewegten Kolben zur ‚Außenwelt’ mittels Magnetkraft – statt einer mechanischen Kopplung – erfolgt. Die magnetische Auskopplung überträgt die Kolbenbewegung nach außen, und der Zylinder selbst, den keine Kolbenstange mehr durchdringen muß, kann jetzt als hermetisch abgedichteter Raum mit einem geschlossenen Gaskreislauf gestaltet werden.

Das Unternehmen stellt einen Sechszylinder-Sirling vor, der 3 kW elektrische Leistung abgibt. Er startet, sobald die Temperatur im Brennpunkt der Solarreflektoren 250°C erreicht, ist fast geräuschlos und völlig abgasfrei. Der Wirkungsgrad wird mit 30 % angegeben. Das Unternehmen kombiniert seine Stirlingmotoren mit den im Haus entwickelten Unterdruck-Folienspiegeln (s.d.). Auch über den ‚doppelten Stirling’ für die Kälteerzeugung habe ich bereits weiter oben schon berichtet, ebenso über den Einsatz von Dish-Stirlings im Spanischen Almería, wo 1991 im Rahmen der Versuchsanlage Distal des Stuttgarter Bauingenieurbüros Schlaich, Bergermann und Partner (SBP) drei 9 kW Motoren in Solarausführung von der Firma SOLO in Betrieb gehen.



Ab 1992 wirbt der deutsche Wärmesystem-Hersteller Herrmann mit dem Einbau eines in der Schweiz entwickelten Stirlings in serienmäßige Gasbrenner für Heizungs- und Warmwasseranlagen. Quasi nebenbei werden damit 1 – 3 kW elektrischer Strom erzeugt, also mehr als ein Einfamilienhaus im Durchschnitt benötigt. Im Sommer kann der Stirling mit einem simplen Sonnen-Spiegelsystem kombiniert werden um auch bei abgeschalteter Gasheizung weiter Strom zu produzieren. Später stellt sich allerdings heraus, daß die Werbekampagne ausschließlich ein ‚Testballon’ war (s.u.). Das Unternehmen sponsert auch den HTC Forschungspreis – der bereits 1988 an J. Kleinwächter von Bomin-Solar verliehen wurde ...natürlich für dessen solarbetriebenen Stirlingmotor.

Moderne Stirlingmotoren erreichen schon Wirkungsgrade von über 40 %, außerdem sind sie leiser, vibrationsärmer und haben ein gleichmäßigeres Drehmoment als Otto- oder Dieselmotoren. 1998 nimmt ein neuer Motor der Saarbergwerke seinen Betrieb auf, der mit Grubengas betrieben wird. Und in Krailing, am südlichen Stadtrand von München, wird im Rahmen einer neuen Industrieansiedlung von 54 Betrieben ein Holzhackschnitzel-Heizkraftwerk errichtet, bei der ein Stirlingmotor der Entwicklungsfirma Magnet-Motor GmbH in Starnberg zum Einsatz kommt.

1999 bietet das Unternehmen Gütte-Feinwerktechnik in Berlin für 298,- DM einen ‚Handwärmemotor’ an, bei dem es sich um einen Niedertemperatur-Stirling handelt, der bereits bei einer Temperaturdifferenz von nur 5°C in Betrieb geht und die Größe einer CD hat (2004 kostet das Modell 184 €, als Bauteilsatz 91 €).

In Almería laufen seit 1997 sechs Stirling-Systeme der Firma SOLO, und im türkischen Alanya hat die Kombassan Holding ein Zentrum für Solarenergieforschung geschaffen, an dem man an der Umstellung dieses Systems auf netzunabhängigen Betrieb arbeitet. 1998 wird dort ein solarer Stirling 161 in einem 25 m2 Konzentrator aus runden Kunststoff-Membranelementen in Betrieb genommen, später wird ein neuer, noch größerer Spiegel fertiggestellt.

Die Sandia National Laboratories in den USA nutzen seit Sommer 1999 einen 46,5 m2 Konzentrator aus Glas/ Metall-Sandwich-Elementen zum Betrieb ihres Stirling-Motors.

Die 10. Internationale Stirling-Motoren-Konferenz (ISEC) findet im September 2001 in Osnabrück statt, der 1. Deutsche Stirlingkongreß (im Rahmen des Clean Energy power Kongresses) im Januar 2006 in Berlin.

Eine ungebrochene Domaine von Stirlingmotoren ist die Erzeugung von sehr tiefen Temperaturen. Mit Tieftemperatur-Stirling-Kältemaschinen lassen sich Temperaturen um 80 K (ca. -193°C) erreichen. Luft- oder Erdgasverflüssigung und die Kühlung von Infrarotsensoren sind typische Beispiele derartiger Tieftemperatur-Anwendungen. Das Militär nutzt diese Maschinen in großen Stückzahlen und seit vielen Jahren für automatische Lenkwaffen und Wärmesichtgeräte.



Der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit anläßlich der 55. Internationale Handwerksmesse IHM im März 2003 in München verliehene Bundespreis für hervorragende innovatorische Leistungen für das Handwerk in der Kategorie Technologie und Umwelt geht in diesem Jahr an die Sindelfinger Firma SOLO Stirling GmbH und ihr microKWK-Modul. Die Firma SOLO Kleinmotoren GmbH, Muttergesellschaft der neu gegründeten SOLO Stirling GmbH, beschäftigt sich seit 1990 mit der Entwicklung eines Moduls zur Kraft-Wärme-Kopplung, betrieben mit einem Stirlingmotor. Das SOLO-Modul ist mit seiner stufenlos modulierbaren Leistung von 2 – 9,5 kW (elektrisch) bzw. 8 – 26 kW (thermisch) besonders für mittlere bis große Immobilien aus dem Wohn-, Gewerbe-, Kommunal- und Industriebereich geeignet.

Im Oktober 2004 verkündet die englische Eon-Tochter Powergen, daß sie in den kommenden fünf Jahren 80.000 Mikro-BHKW der Marke ‚WhisperGen’ auf der britischen Insel vertreiben wolle. Die Geräte kommen vom neuseeländischen Hersteller WhisperTech und arbeiten mit einem gasbeheizten Stirlingmotor. Ende des Jahres stattet Eon 550 Haushalte in East Manchester mit diesen Anlagen aus, doch zwölf Monate später scheint die Begeisterung verflogen. Powergen mag sich über den Fortgang des Projekts nicht äußern. Marktbeobachter berichten von technischen Schwierigkeiten.



Eckhart Weber und seine Firma Sunmachine GmbH in Nürnberg entwickeln einen Parabolspiegel von 4 m Durchmesser, der einen Stirling-Motor mir 2,5 kW elektrischer Leistung antreibt. Es werden drei Exemplare gebaut. Ab 2004 sollen auch drei verschiedene Modulgrößen zwischen 1 und 4 kW elektrisch und 2,5 und 10 kW thermisch zur Verfügung stehen. Die mittlere Größe mit 2,5 kW soll etwa 13.000 € kosten.

Sunmachine GmbH vermarktet inzwischen auch eine solarbetriebene Wasserpumpe für Entwicklungsländer auf Basis des Stirling-Prinzips, die einst unter dem Namen ‚Sunwell’ in Lizenz gebaut wurde. Eckhart Weber hatte in den frühen 90ern zusammen mit der Heizungsfirma Herrmann eine Werbekampagne in Spiegel und Stern geschaltet, um die ‚grundsätzliche Reaktion des Marktes’ zu testen. In den Anzeigen hatte Herrmann den Stirling-Motor bereits als Ergänzung zum eigenen Brennwertkessel offeriert. Obwohl das Produkt weder zu kaufen noch ausgereift war, stießen die Anzeigen auf eine große Resonanz: Auf jedes der zwölf Motive gingen rund 1.500 interessierte Zuschriften ein.

Ende 2005 bieten bereits mehrere Unternehmen effiziente Kraft-Wärme-Kopplung in Wohnhäusern an – wobei die Sunmachine Vertriebsgesellschaft in Kempten mit Holzpellets betriebene Mikro-Blockheizkraftwerke mit Stirlingmotor verkauft, die nicht größer als ein Kühlschrank sind. BHKW vereinen Heizkessel und Stromgenerator direkt beim Verbraucher und steigern den Wirkungsgrad damit auf über 90 %. In den Geräten von Sunmachine werden die Holzpellets auf einem Keramikgitter bei 850°C verbrannt und die kräftige Flamme auf den Erhitzerkopf eines robusten Stirling-Motors gelenkt, wobei die Anlage mindestens 80.000 Stunden störungsfrei laufen soll, was mehr als neun Jahren Dauerbetrieb entspricht.



Die ersten Flachplatten-Stirlingmotoren wurden von Professor Ivo Kolin an der Universität Zagreb gebaut. Sie hatten noch keinen Regenerator und ihr Verdränger wurde durch eine Mechanik mit absichtlich großem Spiel diskontinuierlich bewegt.

Die Idee der flächigen Auslegung der Hauptbauteile wurde bald von Eckhart Weber von der Firma Sunmachine in Nürnberg aufgegriffen. Er führte hier die sinusförmige Verdrängerbewegung und den Regenerator als flächiges Bauteil ein sowie gleichmäßig verteilte und den Regenerator durchdringende Zug-Druckanker, um die auf Deckel und Boden wirkenden Druckkräfte zu beherrschen. Dadurch wurden erstmalig größere Maschineneinheiten und vertretbare Wirkungsgrade ermöglicht.

Karl Obermoser aus Monheim gelang es dann vor einigen Jahren durch Anwendung eines erweiterten Freizylinderprinzips, die ganze aufwendige Mechanik und die Notwendigkeit der ebenso aufwendigen und teuren Zug-Druckanker zu eliminieren. Der Prototyp ist ein 0,5 m² großer Solarmotor mit der Resonanz als Funktionsprinzip, er besitzt allerdings noch keine effiziente Kühlung und arbeitet deshalb mit einer Temperaturdifferenz von nur ungefähr 15°K. Er startet bei einer Temperaturdifferenz von wenigen K von selbst und betreibt bei steigender Sonneneinstrahlung eine kleine Wasserpumpe. (Die beiden Steine, die auf der Maschine im Foto liegen, dienten zur provisorischen Feinabstimmung der Resonanzfrequenz). Das Besondere an diesem Flachplatten-Stirlingmotor ist die spezielle Auslegung der einzelnen Komponenten, durch die sich alle im Betrieb auf die Glasscheibe wirkenden Kräfte zu Null addieren, so daß die Glasscheibe im Betrieb völlig frei von Biegekräften bleibt. Diese enormen Kräfte von bis zu einer Tonne je m² hatten die technische Anwendung des Flachplattenprinzips bisher verhindert.

1999 entwickeln Scott Backhaus und Gregory Swift am Los Alamos National Laboratory in New Mexico einen thermo-akustischen Stirlingmotor. Wie bei einem üblichen Stirlingmotor wird auch hier Wärme in Bewegung umgewandelt. Ein thermisches Austauschelement, der Regenerator, erhitzt und kühlt ein Gas im Wechsel und zwingt es zu zyklischer Expansion und Kompression. Doch im Gegensatz zu herkömmlichen Maschinen treibt die Gasbewegung keinen schwingenden Kolben an, sondern generiert eine Schallwelle. Diese breitet sich innerhalb einer ringförmigen Röhre aus, wobei eine kleine Blende einen zirkulierenden Fluß verhindert. Mit 100 Hz wird die Welle von dort aus in einen Resonator eingespeist und an dessen offenem Ende aufgefangen. Dadurch lassen sich zum Beispiel hochleistungsfähige Lautsprecher anregen oder zur Stromerzeugung Magnete in Spulen bewegen. Wird jedoch umgekehrt die Schallwelle von außen zugeführt, kann deren kinetische Energie genutzt werden, um einem Medium Wärme zu entziehen. So eignen sich akustische Wellen, um Klimaanlagen und Kühlschränke zu betreiben, die keine umweltschädlichen Treibgase benötigen, sondern auf der Basis von Helium funktionieren.

Im September 2004 arbeiten die University of California und das Unternehmen Northrop Grumman Space Technology ein der Fortentwicklung eines Schallnutzenden Stirlingmotors – speziell für den Einsatz in der Raumfahrt. Mit rund 18 % erreicht man bereits die doppelte Effizienz herkömmlicher, mit Nuklearbatterien betriebenen thermoelektrischen Generatoren.

Die Firma BSR Solar Technologies GmbH in Lörrach (Nachfolgeunternehmen der Bomin-Solar von Jürgen Kleinwächter) arbeitet seit 2004 an Niedertemperatur-Stirlingmotoren, die bereits zu arbeiten beginnen, wenn sich die schwarze Oberfläche der Kollektorschüssel auf etwa 150°C aufgeheizt hat. Ziel dieser Entwicklung war es, eine umweltfreundliche und wartungsarme Solartechnologie zum Antreiben von Pumpen zu entwickeln, die darüber hinaus noch in Entwicklungsländern produziert werden kann.

Die Drücke in dem Gerät betragen plus minus 100 Millibar. Aber auf einen Kolben von einem Quadratmeter Größe sind das 10.000 Newton. Die Leistung wirkt mit 100 Watt zwar gering, aber es sind 100 Watt hydraulische Leistung. Am Firmensitz in Lörrach gibt es einen Tiefbrunnen, aus dem aus 20 m Tiefe 1,5 Kubikmeter pro Stunde hochgepumpt werden. Das Unternehmen arbeitet an einer Verdoppelung dieser Leistung.

http://www.buch-der-synergie.de/c_neu_html/cpics/bilderC/pro…

Kleine, aber hochwertige Stirlingmodelle werden von verschiedenen Technik-Versandhäusern angeboten, sie kosten 2006 um die 200 € und laufen schon bei sehr kleinen Temperaturunterschieden an – beispielsweise auf einer Handfläche. Interessanterweise laufen sie auch rückwärts, wenn man sie z.B. auf eine Eisfläche stellt. Sie beweisen jedenfalls nachdrücklich, daß sich auch geringste Wärmeunterschiede in Arbeit verwandeln lassen, und es keineswegs der immens hohen Verbrennungstemperaturen bedarf, die unsere technische Welt noch immer dominieren.

Stirlings werden inzwischen auch zunehmend bei Dish-Stirling-Systemen eingesetzt (siehe oben unter Solare Hochtemperatursysteme).

Weiterführende Informationen findet man über das Portal von stirlingmotor.com, wo es auch ein umfangreiches Angebot an kleinen Modell-Stirlings gibt.
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bossi1
08.04.07 14:45:28
Beitrag Nr. 91
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’. :look:

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. :look:

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.
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bossi1
08.04.07 21:11:05
Beitrag Nr. 92
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
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bossi1
08.04.07 23:59:45
Beitrag Nr. 93
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... :look:


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 %! :look:


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: :look:

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/
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bossi1
09.04.07 20:35:10
Beitrag Nr. 94
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)
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bossi1
09.04.07 20:48:38
Beitrag Nr. 95
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)
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XDA
10.04.07 00:49:49
Beitrag Nr. 96
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.:cool:
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bossi1
10.04.07 13:52:41
Beitrag Nr. 97
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
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bossi1
10.04.07 13:55:57
Beitrag Nr. 98
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.739.064 von bossi1 am 10.04.07 13:52:41Solarthermische Kraftwerke: Fresnel
Funktionsschema: :look:




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
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bossi1
12.04.07 23:55:36
Beitrag Nr. 99
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.



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
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bossi1
14.04.07 22:15:29
Beitrag Nr. 100
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. :look:

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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bossi1
14.04.07 22:44:36
Beitrag Nr. 101
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.820.335 von bossi1 am 14.04.07 22:15:29Wer ist GEA-21? GEA-21 ist als Baufirma an Asphalt,- Zement- und Betonferteilwerken beteiligt und hat mit der Gruppe Samca "Galileo Solar" in Sevilla gegründet, um mit Teilhabern in den für die Zukunft lukrativen Sektor der erneuerbare Energien einzusteigen. Es wurde auch ein Termosolarkraftwerk mit 50 MW in Sanlúcar la Mayor (Sevilla) angekündigt. :look:

ANDALUCIA.-GEA-21 entra en las energías renovables con la creación de la sociedad Galileo Solar junto con el grupo aragonés Samca

SEVILLA, 17 (EUROPA PRESS).- El grupo andaluz GEA-21 ha entrado en el sector de las energías renovables con la constitución, junto con el grupo aragonés Samca, de la empresa Galileo Solar, que, con sede social en Sevilla, ha presentado un proyecto para la construcción de una central termosolar de 50 megavatios de potencia en la localidad sevillana de Sanlúcar la Mayor, en la que prevé invertir unos 240.000 euros.


Europa Press
17/02/2006 (11:54h.)
El director gerente de GEA-21, Enrique Román, indicó, en una entrevista con Europa Press, que en este momento la nueva sociedad está estudiando otras posibles instalaciones en las provincias de Huelva, Córdoba y Jaén.

Román apuntó que el grupo, cuyo capital se reparten doce compañías accionistas, seguirá "apostando por las energías renovables y cualquier proyecto de I+D+i", puesto que, en su opinión, "el futuro tira por ahí y las empresas tienen que encaminarse en esa dirección".

Así, en el ámbito de la calidad, el medio ambiente e I+D+i, destacó la reciente incorporación de GEA-21 como patrono en la Corporación Tecnológica de Andalucía, con una aportación de un millón de euros, y la construcción de una fábrica de reciclado de envases PET, junto con Egmasa, en la provincia de Granada.

ESTACION DE PAMPLONA

Román subrayó el "gran esfuerzo diversificador" del grupo, que comenzó a operar con "vocación constructora", pero que ya participa en otros sectores como el de las concesiones y servicios, donde destacó la participación en la sociedad Metro de Sevilla y en la nueva Estación de Autobuses de Pamplona (concesión a 35 años para construir y explotar la estación y unas 400 plazas de aparcamientos). En este último caso, participa en un 50 por ciento de la concesión, mientras que el resto pertenece a un socio local, Acisa.

En materia de transportes, recordó que forma parte del accionariado de Rioships Management, naviera que opera con dos barcos propios en el transporte de grandes graneles líquidos a altas temperaturas y cuyo principal cliente es la terminal de asfaltos que tiene el grupo en Cádiz, Alibesa.

También participa en Suroccidental de Ferrocarriles, especializada en el transporte de mercancías propias por ferrocarril, que tiene previsto mover este año un millón de toneladas y cuyos principales clientes son "nuestras participadas Cementos de Antequera, Antrasa y el grupo extremeño Gallardo".

Respecto al sector industrial, "diseñado para abastecernos de las principales materias primas que consumimos" y en el que enmarcó los nuevos proyectos de energías renovables, el director recordó que GEA-21 participa en fábricas de asfalto, cemento, prefabricados de hormigón de alta tecnología y geotextiles, entre otros. En esta materia, dijo que el grupo sigue interesado en adquirir una pequeña participación de la refinería proyectada por el grupo extremeño Alfonso Gallardo en la comarca pacense de Tierra de Barros.

17/Feb/2006 11:57:10 (EUROPA PRESS) 02/17/11-57/06

http://www.finanzas.com/id.8997868/noticias/noticia.htm
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bossi1
15.04.07 00:01:07
Beitrag Nr. 102
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.820.335 von bossi1 am 14.04.07 22:15:29Die Gruppe Bergé (Mischkonzern) hat in Spanien 2006 über 105.000 Fahrzeuge imporiert und verkauft der Marken Cadillac, Hyundai, Hummer, Lexus, Subaru, SsangYong, Isuzu, Tata Motors, Kia Canarias, Ferrari, Maserati und Tata (Indien)in ihren 350 Filialen in vielen Ländern. Zur Gruppe gehören 93 Firmen, die in 7 Sektoren arbeiten. Dazu gehört auch der Textibereich, wo sie für Zara (Inditex) tätig sind, Informationtechnik (IT) Energie und Solar. Sie haben gute Verbindungen nach Indien, da mit Tata dort ein Großteil ihres Importgeschäfts gemacht wird. :look:

Der spanische PV- und Thermosolarhersteller Isofotón der Gruppe Bergé in Malaga (Andalusien) ist eine ihrer vielfältigen Geschäftsbereiche und in über 30 Ländern tätig. Die Märkte werden mit ihren Solarprodukten aus Malaga beliefert, was mit weiteren 100 Mill.€ bis 2008 weiter ausgebaut werden soll.

Ihre Kapazitäten für 2007:

PHOTOVOLTAIC 130 MW -> in 2 Jahren auf 200 MW
THERMAL 140 MWth - 200,000 m²




Homepage Isofotón (Englisch) :look:

http://www.isofoton.es/corporatehtml/secciones/conocenos/ori…

------------------------

Isofotón, la tecnología malagueña sin fronteras
...Isofoton, PV und PV Solartechnik aus Malaga (Andalusien)

A. Romero. Sevilla - Expansion.es

La filial andaluza del grupo Bergé, primer fabricante europeo de células fotovoltaicas y octavo en el mundo, está presente en todos los países, a excepción de Japón y Australia.

Isofotón, la filial malagueña del grupo Bergé, líder del mercado de la energía solar en Europa y octava firma del sector en el mundo, continúa manteniendo la velocidad de crucero que le ha llevado a estar presente en más de cincuenta países y a facturar 125 millones de euros en 2004, un 36% más.

La firma que dirige José Luis Manzano se creó en 1981, impulsada por la tesis doctoral de Antonio Luque, profesor de la Universidad Politécnica de Madrid, que desarrolló una nueva tecnología en las células para la producción de energía solar.

Desde entonces, la fuerte vinculación de la empresa al mundo académico, la vocación internacional y la importancia estratégica de la I+D+i han sido constantes en la evolución de Isofotón, que ha transferido tecnología a potencias como Japón, Taiwan y Noruega.

Esta compañía, con nueve filiales y una veintena de sucursales, invierte cerca de un 10% de las ventas en investigación. Sólo los mercados japonés y australiano se le resisten, “por barreras arancelarias, en el caso nipón, y porque no es una zona de nuestro interés, en el caso de Australia”, indica Manzano.

En la actualidad, Isofotón se centra en el desarrollo de nuevos paneles solares de concentración, “más eficientes y pequeños, y estamos a punto de dar una sorpresa al mercado”, asegura el consejero delegado.

Al echar la vista atrás, Manzano recuerda que hace dos décadas “para algunas personas hablar de energía solar era referirse a una fuente futurista”. Por fortuna para la compañía, hoy la situación ha cambiado y el grupo ya realiza un 80% de las ventas en el exterior, “gracias a nuestra experiencia, clara especialización, apuesta tecnológica y equipo de profesionales con los que contamos”.

La empresa malagueña está especializada en “aportar soluciones sociales”, manera en la que el directivo se refiere a la electrificación de zonas rurales de difícil acceso a la red, que es la actividad central de Isofotón. “Con la electricidad abrimos la puerta al desarrollo, a la sanidad y a la educación, y lo hacemos desde Málaga, pues no somos partidarios de los procesos de deslocalización”, asegura.

La firma andaluza compite con un par de compañías de sus características, dedicadas exclusivamente al sector de la energía solar, y con multinacionales tecnológicas y petroleras de la talla de Sharp o British Petroleum.

El cambio de mentalidad respecto al fomento de las energías limpias y la inversión de cien millones hasta 2008 que la firma está ejecutando para construir una nueva planta en el Parque Tecnológico de Andalucía “nos permitirán aumentar nuestro volumen de negocio, centrándonos en el Magreb, los países del Caribe y China”.

Estas tres zonas asegurarán el crecimiento de la firma en los próximos tres ejercicios. Por lo pronto, Isofotón prevé cerrar 2005 con una facturación de 180 millones, un 44% más.

El mencionado plan inversor que acomete la compañía para responder al mercado mundial le permitirá triplicar su capacidad de producción, hasta alcanzar los 200 megavatios en un plazo de dos años. “Atenderemos nuestros compromisos desde nuestras instalaciones de Málaga –ver texto adjunto–. Nos planteamos establecer centros de ensamblaje en lugares como Alemania o Senegal, pero comprobamos que el mercado no nos obliga y que podemos hacerlo desde Andalucía”.

Manzano explica que Isofotón quiere crecer desde Málaga y que no cree en la externalización de la producción que llevan a cabo otras firmas. El directivo señala, además, que “la sintonía con la Junta de Andalucía y el Gobierno es buena, de modo que contamos con sólidos apoyos para continuar con nuestra expansión internacional”.



Mercado...ihr Verkäufe nach Märkten

Actualmente, el mercado europeo, en el que destaca el alemán, absorbe el 50% de las ventas, mientras que el asiático supone un 20% de la facturación y el latinoamericano, un 15%. “Nuestra presencia en Asia, concretamente en China, cada vez es mayor”, indica el directivo.

Isofotón ha desarrollado los últimos proyectos más relevantes en el país asiático y en Estados Unidos, “dos mercados muy diferentes, pero igualmente estratégicos”. Ahora, la firma espera adjudicarse un disputado concurso en China para la electrificación de centros deportivos, adelantándose a los Juegos de Pekín de 2008.

Cien millones para una fábrica de referencia

“Hemos decidido levantar la fábrica de componentes solares de referencia en el mundo”. Así se refiere José Luis Manzano, consejero delegado de Isofotón, a la nueva planta de 28.000 metros cuadrados que la firma está construyendo en el Parque Tecnológico de Andalucía, ubicado en Málaga.

En esta instalación, que entrará en funcionamiento antes de que finalice el ejercicio, la compañía invertirá cien millones de euros hasta 2008, de los cuales setenta se destinarán a la factoría. Los otros treinta millones restantes se emplearán en el desarrollo de una nueva superficie logística, cuyo anteproyecto se está elaborando actualmente.

El citado centro permitirá a Isofotón elevar su capacidad de producción hasta los doscientos megavatios, en algo más de dos años. Esto supone triplicar su capacidad actual, pero la nueva planta no sólo destaca por dar alas a la compañía en este sentido.

“En ella la apuesta por la I+D+i es especialmente patente, además de que el propio edificio se sitúa en línea con la orientación de nuestra empresa”, asegura Manzano. El directivo señala que el 20% de la superficie de la nueva construcción se destinará a zona de investigación, lo que hace más visible el nexo entre la firma y las instituciones académicas.

No en vano, Isofotón es una de la treintena de compañías que integrarán la Corporación Tecnológica de Andalucía, uno de los proyectos estrella que involucra a la Consejería de Innovación, la universidad y las cajas para fomentar la transferencia tecnológica entre el ámbito universitario y el empresarial. “El edificio también es una construcción coherente con nuestra filosofía, pues la energía solar nos proporcionará agua caliente y climatización”.

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[b]Der spanische [red]PV- und Thermosolarhersteller Isofotón[/red] der Gruppe Bergé in Malaga (Andalusien) ist eine ihrer vielfältigen Geschäftsbereiche und in über 30 Ländern tätig. Die Märkte werden mit ihren Solarprodukten aus Malaga beliefert, was mit weiteren 100 Mill.€ bis 2008 weiter ausgebaut werden soll.[/b]

Ihre Kapazitäten für 2007:

[red]PHOTOVOLTAIC 130 MW -> in 2 Jahren auf 200 MW
THERMAL 140 MWth - 200,000 m²
[/red]

[img]http://www.isofoton.es/corporatehtml/images/conocenos/grafico_ing.gif" />

Homepage Isofotón (Englisch) :look:

http://www.isofoton.es/corporatehtml/secciones/conocenos/ori…

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Isofotón, la tecnología malagueña sin fronteras
...Isofoton, PV und PV Solartechnik aus Malaga (Andalusien)

A. Romero. Sevilla - Expansion.es

La filial andaluza del grupo Bergé, primer fabricante europeo de células fotovoltaicas y octavo en el mundo, está presente en todos los países, a excepción de Japón y Australia.

Isofotón, la filial malagueña del grupo Bergé, líder del mercado de la energía solar en Europa y octava firma del sector en el mundo, continúa manteniendo la velocidad de crucero que le ha llevado a estar presente en más de cincuenta países y a facturar 125 millones de euros en 2004, un 36% más.

La firma que dirige José Luis Manzano se creó en 1981, impulsada por la tesis doctoral de Antonio Luque, profesor de la Universidad Politécnica de Madrid, que desarrolló una nueva tecnología en las células para la producción de energía solar.

Desde entonces, la fuerte vinculación de la empresa al mundo académico, la vocación internacional y la importancia estratégica de la I+D+i han sido constantes en la evolución de Isofotón, que ha transferido tecnología a potencias como Japón, Taiwan y Noruega.

Esta compañía, con nueve filiales y una veintena de sucursales, invierte cerca de un 10% de las ventas en investigación. Sólo los mercados japonés y australiano se le resisten, “por barreras arancelarias, en el caso nipón, y porque no es una zona de nuestro interés, en el caso de Australia”, indica Manzano.

En la actualidad, Isofotón se centra en el desarrollo de nuevos paneles solares de concentración, “más eficientes y pequeños, y estamos a punto de dar una sorpresa al mercado”, asegura el consejero delegado.

Al echar la vista atrás, Manzano recuerda que hace dos décadas “para algunas personas hablar de energía solar era referirse a una fuente futurista”. Por fortuna para la compañía, hoy la situación ha cambiado y el grupo ya realiza un 80% de las ventas en el exterior, “gracias a nuestra experiencia, clara especialización, apuesta tecnológica y equipo de profesionales con los que contamos”.

La empresa malagueña está especializada en “aportar soluciones sociales”, manera en la que el directivo se refiere a la electrificación de zonas rurales de difícil acceso a la red, que es la actividad central de Isofotón. “Con la electricidad abrimos la puerta al desarrollo, a la sanidad y a la educación, y lo hacemos desde Málaga, pues no somos partidarios de los procesos de deslocalización”, asegura.

La firma andaluza compite con un par de compañías de sus características, dedicadas exclusivamente al sector de la energía solar, y con multinacionales tecnológicas y petroleras de la talla de Sharp o British Petroleum.

El cambio de mentalidad respecto al fomento de las energías limpias y la inversión de cien millones hasta 2008 que la firma está ejecutando para construir una nueva planta en el Parque Tecnológico de Andalucía “nos permitirán aumentar nuestro volumen de negocio, centrándonos en el Magreb, los países del Caribe y China”.

Estas tres zonas asegurarán el crecimiento de la firma en los próximos tres ejercicios. Por lo pronto, Isofotón prevé cerrar 2005 con una facturación de 180 millones, un 44% más.

El mencionado plan inversor que acomete la compañía para responder al mercado mundial le permitirá triplicar su capacidad de producción, hasta alcanzar los 200 megavatios en un plazo de dos años. “Atenderemos nuestros compromisos desde nuestras instalaciones de Málaga –ver texto adjunto–. Nos planteamos establecer centros de ensamblaje en lugares como Alemania o Senegal, pero comprobamos que el mercado no nos obliga y que podemos hacerlo desde Andalucía”.

Manzano explica que Isofotón quiere crecer desde Málaga y que no cree en la externalización de la producción que llevan a cabo otras firmas. El directivo señala, además, que “la sintonía con la Junta de Andalucía y el Gobierno es buena, de modo que contamos con sólidos apoyos para continuar con nuestra expansión internacional”.



Mercado...ihr Verkäufe nach Märkten

Actualmente, el mercado europeo, en el que destaca el alemán, absorbe el 50% de las ventas, mientras que el asiático supone un 20% de la facturación y el latinoamericano, un 15%. “Nuestra presencia en Asia, concretamente en China, cada vez es mayor”, indica el directivo.

Isofotón ha desarrollado los últimos proyectos más relevantes en el país asiático y en Estados Unidos, “dos mercados muy diferentes, pero igualmente estratégicos”. Ahora, la firma espera adjudicarse un disputado concurso en China para la electrificación de centros deportivos, adelantándose a los Juegos de Pekín de 2008.

Cien millones para una fábrica de referencia

“Hemos decidido levantar la fábrica de componentes solares de referencia en el mundo”. Así se refiere José Luis Manzano, consejero delegado de Isofotón, a la nueva planta de 28.000 metros cuadrados que la firma está construyendo en el Parque Tecnológico de Andalucía, ubicado en Málaga.

En esta instalación, que entrará en funcionamiento antes de que finalice el ejercicio, la compañía invertirá cien millones de euros hasta 2008, de los cuales setenta se destinarán a la factoría. Los otros treinta millones restantes se emplearán en el desarrollo de una nueva superficie logística, cuyo anteproyecto se está elaborando actualmente.

El citado centro permitirá a Isofotón elevar su capacidad de producción hasta los doscientos megavatios, en algo más de dos años. Esto supone triplicar su capacidad actual, pero la nueva planta no sólo destaca por dar alas a la compañía en este sentido.

“En ella la apuesta por la I+D+i es especialmente patente, además de que el propio edificio se sitúa en línea con la orientación de nuestra empresa”, asegura Manzano. El directivo señala que el 20% de la superficie de la nueva construcción se destinará a zona de investigación, lo que hace más visible el nexo entre la firma y las instituciones académicas.

No en vano, Isofotón es una de la treintena de compañías que integrarán la Corporación Tecnológica de Andalucía, uno de los proyectos estrella que involucra a la Consejería de Innovación, la universidad y las cajas para fomentar la transferencia tecnológica entre el ámbito universitario y el empresarial. “El edificio también es una construcción coherente con nuestra filosofía, pues la energía solar nos proporcionará agua caliente y climatización”.



http://www.expansion.com/especiales/lideres/isofoton.html
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bossi1
15.04.07 00:08:39
Beitrag Nr. 103
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.821.898 von bossi1 am 15.04.07 00:01:07Ich hatte ohne Vorschau gepostet. Leider durch einen Kopierfehler doppelter Text... :(
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bossi1
17.04.07 14:14:19
Beitrag Nr. 104
Solaria der spaninsche PV-Modul und Thermosolarhersteller der Familie Díaz Tejeiero plant den Börsengang ihres jungen Solarunternehmens. Spätestens im Sommer soll mit Hilfe von Morgan Sranley und Banesto (Santander Gruppe) der Börsengang erfolgen und weniger als 50% vom Kapital an die Börse gebracht werden. Das Unternehmen hat ergeizige Ziele und will die Produktion in Spanien von 40 MW auf 500 MW in 2010 ausbauen. Das wäre der erste Börsengang einer reinen Solarfirma in Spanien. ...der größte Konkurrent auf dem span. Markt ist Isofotón, der mit 34% an einer Silizium Produktion beteiligt ist, der privaten Bergé Gruppe.

Solaria encarga a Morgan Stanley y Banesto la dirección de su salida a bolsa

..

In der Mitte der Präsident von Spire Roger Little im Gespräch mit Enrique Días Tejeiero rechts und Enrique Días Tejeiero jun. links. Spire (USA) stellt automatische Fertigungsstraßen für die Modulproduktion her.

Homepage:
http://www.solariaenergia.com/index_i.html


Agustín Marco :: 13/02/2007 :: 07:54 h.

Solaria ha dado un nuevo paso para cotizar en bolsa antes del verano. La compañía de energía solar ha contratado a Morgan Stanley y a Banesto como bancos coordinadores de su próxima Oferta Pública de Suscripción (OPS). La colocación en los mercados de capitales de menos del 50% del capital tendrá un tramo dirigido a los inversores particulares.

La carrera por cotizar en bolsa y encontrar un calendario que no se solape con otras operaciones similares está provocando que las compañías que están en la rampa de despegue aceleren la toma de decisiones. Una de las que más está corriendo es Solaria, la compañía de la familia Díaz Tejeiero, que pretende transformarse en una sociedad cotizada en los próximos seis meses.

Con el asesoramiento de Lazard, la empresa ha tomado la decisión de que su oferta de acciones sea dirigida por Morgan Stanley y Banesto. Ambas entidades se han impuesto en un concurso al que también fueron invitados varios bancos de inversión extranjero y otros nacionales como BBVA y Santander. El mandato recayó en las entidades presididas por Luis Isasi y Ana Patricia Botín, que el pasado año fueron dos de las más activas en lo que a dirección de salidas a bolsa se refiere....Die Tochter vom Santander Bank Boß Botin und Chefin von Banesto hat sich sehr um den Börsengang bemüht und wird wohl auch Anteile halten. :look:

La elección no fue fácil puesto que en España no cotiza ninguna compañía dedicada a las energías renovables y, en concreto, a la energía térmica y fotovoltaica. Por tanto, la valoración de Solaria para la OPS es todo un misterio, más teniendo en cuenta que se trata de una sociedad muy joven en la que los cálculos no están respaldados por una trayectoria histórica sobre la que basar lo que en el argot financiero se denomina equity history.

Fuentes de Solaria han confirmado que los propietarios del grupo de energía térmica y fotovoltaica tienen como objetivo salir a bolsa para financiar el plan de crecimiento, con el que se pretende pasar de 40 megawatios de potencia a más de 500 en tres años. Esta potencia le convertiría en el líder español de esta energía límpia y en uno de los mayores productores del mundo.

Solaria ya tuvo reuniones muy avanzadas con Credit Suisse para darle el mandato de la operación, pero finalmente no se llegó a un acuerdo. Por este motivo, la compañía se puso en manos de Lazard para que le ayudará en el proceso de elección de bancos coordinadores con los que poder tener, además, una aproximación más certera de la valoración del grupo.

Fuentes financieras apuntan que Solaria puede ser una interesante oportunidad de inversión, ya que se trata de una de las industrias de mayor crecimiento dentro de las energías renovables. No obstante, matizan que esta sociedad está en primera fase de su desarrollo y que todavía tiene en construcción las plantas que le permitirán cumplir su plan estratégico a cuatro años.

Otras dos en camino

Solaria, que a finales del pasado año recibió el premio a la innovación que concede la CEOE), pugna con Isofotón por ser el líder de la energía solar en España. Perteneciente al grupo IDT, la sociedad tiene unos 800 empleados en España. En estos momentos, está acabando su fábrica de Puertollano, que le permitirá el próximo año alcanzar los 100 megawatios de potencia y llegar hasta los 500 en 2010. La compañía ha adquirido unos 75.000 metros cuadrados en Puertollano (Ciudad Real) para seguir con la construcción de nuevas plantas en el futuro.

La salida a bolsa de Solaria no será la única del sector. La empresa catalana Fersa está negociando dar el salto al mercado continuo mediante el método del listing lo que la convertía en la primera compañía del sector de energías renovables en cotizar en el SIBE. La segunda puede ser Eolia, la filial de Nmás1 que le ha dado el mandato para hacer su oferta de acciones a Citigroup

http://www.bolsacinco.com/070213075441B5_solaria_encarga_mor…
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bossi1
18.04.07 16:03:23
Beitrag Nr. 105
Der neue Plan für Andalusien und die erneuerbaren Energien 2007-2013, nachdem der alte Plan 2003-2006 nur zu 40% erfüllt wurde....Andalusien zeigt jedenfalls mehr Einsatz, als die Regierung in Madrid beim Thema der grünen Energien. :look:


El plan 2003-2006 sólo se cumplió en un 40% en este segmento.
El nuevo plan energético reincide en renovables tras el fracaso del anterior.

Publicado el 2007/04/12, por Por Carlos Pizá (Sevilla), en ANDALUCIA en EXPANSION.

El nuevo Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (Pasener), cuyo borrador ha podido conocer este periódico, tiene un color verde intenso. Tanto por vocación como por necesidad, debido al fracaso del documento anterior -Plean 2003-2006- en la mayoría de las metas renovables que se propuso y que en conjunto sólo se han cumplido en un 40% (ver gráfico adjunto). Esto ha obligado a trasladarlas al nuevo plan y a postergar algunos de sus objetivos clave varios años.

En concreto, el ambicioso reto de que el 15% de toda la energía que demanda Andalucía proceda de fuentes renovables, que se pretendía alcanzar en 2010, se ha pospuesto hasta 2013. A final del año pasado, ese porcentaje alcanzó el 10,6%. ...Der ergeizige Plan sieht vor, daß bis 2013 ~15% der nachgefragten Energie aus erneuerbaren Quellen kommt. Ende 2006 waren es noch 10,6%.

Razones

Las razones de que esta bandera defendida a capa y espada por la Consejería de Innovación se retrase tres años están, primero, en el insuficiente crecimiento de las tecnologías verdes y, segundo, en el fuerte aumento de la demanda en la comunidad desde finales del pasado siglo por encima de las previsiones. En detalle, este parámetro se ha incrementado un 40,6% en los últimos seis años, hasta alcanzar los 35.822 gigavatios/hora.

El Pasener pretende que, al final de su vigencia, se haya multiplicado por cinco tanto la aportación de energía primaria verde (la que se encuentra en la naturaleza), como la potencia total instalada en plantas renovables. Así, se pasaría de 732,1 ktep (kilotoneladas equivalentes de petróleo) en 2006 a 3.921 en 2013 (que representarían algo más de ese 15% citado); y de 1.830 megavatios (MW) a alrededor de nueve mil, lo que supondría un 37,8% de toda la capacidad implantada en Andalucía.

Para ambos objetivos será clave la evolución, por este orden de importancia, de cuatro tecnologías: eólica, termoeléctrica (solar de alta temperatura), fotovoltaica y biomasa destinada a la producción eléctrica.

La eólica, determinante

Con todo, la primera de ellas será la realmente determinante, puesto que se establece que dentro de siete años habrá 4.800 MW instalados, ocho veces más que a cierre de 2006, que supondrán el 53% de toda la capacidad de generación renovable. La insatisfactoria evolución de esta tecnología en los últimos años hace que el Pasener establezca crecimientos de entre el 50 y el 100% entre 2007 y 2010. ...In 7 Jahren sollen 8x mehr Windkraft installiert werden wie bis 2006. Ein Wachstum von 50-100% bis 2010. Kein Wunder das ABG über Windkraftprojekte nachdenkt. :look:

La termoeléctrica, merced al macroproyecto de Abengoa en Sevilla, el de ACS en Granada y los planes de Iberdrola y algunas constructoras andaluzas, pasará a aportar 575 MW en 2013 desde los once del pasado ejercicio. Su hermana menor, la fotovoltaica, ha superado todas las previsiones y ha cumplido en un 348% los objetivos del Plean, con 15,4 MW a final de 2006, que serán cien dentro de siete años. ...bei Thermosolarprojekten sollen von ABG, ACS (von SM2 spricht hier keiner), Iberdrola und einigen Bauunternehmen bis 574 MW Gesamtleistung gebaut werden. :look:

También la biomasa destinada a generar electricidad ha cumplido lo previsto en la planificación anterior (164 MW). Se estima que crecerá hasta los 256, un 56% más.
Otros logros alcanzados a lo largo de los últimos tres años en los que se ha desarrollado el Plean son la autosuficiencia eléctrica -Andalucía es capaz de generar desde 2005 toda la energía que consume- y el despliegue de la red de gas natural, que alcanzaba a final de 2006 a ochenta municipios de más de 20.000 habitantes.
...Biomasse soll um 56% auf 256 MW steigen bis 2013.

El borrador del Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética 2007-2013 (Pasener), al que ha tenido acceso EXPANSIÓN, prevé que la aportación de las fuentes 'verdes' se quintuplique respecto al pasado año.

Inversiones sin cuantificar y más de cien mil empleos
La cuantificación de la inversión privada y pública que moverá el Pasener no está cifrada en el borrador remitido a los agentes económicos y sociales. No obstante, del documento se deduce que, sólo en eficiencia y ahorro energético, los desembolsos alcanzarían los 1.600 millones de euros.

También sobresale significativamente que el balance del Plean recogido en la primera parte del Pasener no hace ninguna referencia al cumplimiento o no de las estimaciones de inversión establecidas en él, que eran de 6.012 millones entre 2003 y 2006.

Sí que está estimado el volumen de empleo que generará la puesta en marcha de las medidas recogidas en el plan, que alcanza los 105.000. ...Man rechnet bei dem Plan mit 105.000 neuen Arbeitsplätzen in der Region.

Otro de los aspectos relevantes que más afecta a los consumidores andaluces en general es la reducción del tiempo medio anual de interrupción del suministro (Tiepi). Éste era de 2,3 horas a final de 2006, y se quiere reducir hasta 1,35 en 2013....Es soll auch eine bessere unterbrechungsfreie Stromversorgung sicher gestellt werden, von bis 2,3 Std/Jahr in 2006 auf nur 1,35 Std/Jahr in 2013.

También tiene repercusión directa sobre el ciudadano el impulso al uso de biocombustibles, prácticamente nulo en la actualidad.

El objetivo del nuevo plan es que los biocarburantes cubran alrededor del 8% de todo el consumo de gasolinas y gasóleos en siete años. ...Bei den Biokraftstoffen sollen bis 2013 ~8% erreicht werden.

El Pasener atiende, como no podía ser de otra manera, al desafío del cambio climático. Establece que, si se cumplen sus objetivos en materia de ahorro y eficiencia, y en fomento de las renovables, se evitará la emisión de 11,6 millones de toneladas de dióxido de carbono.

Además, el volumen de este gas emitido en relación a la energía eléctrica total generada en Andalucía se reducirá en torno a un veinte por ciento.

Por último, se establece una amplia batería de incentivos para impulsar la instalación de tecnologías renovables tanto en las empresas como en la Administración.

Cotas sí alcanzadas son la autosuficiencia eléctrica y el despliegue de la red de gas
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bossi1
19.04.07 10:37:49
Beitrag Nr. 106
:: Attraktive Einspeisevergütung für Solarstrom in Spanien

+ 19.04.2007 + Spanisches Industrieministerium legt den (überarbeiteten) Entwurf eines neuen Einspeisegesetzes für erneuerbare Energien vor.

Lange hat es gedauert und die Verunsicherung für Investoren war groß. Doch jetzt herrscht Klarheit über die künftige Einspeisevergütung für Solarstrom in Spanien. Damit sind auch die gesetzlichen Voraussetzungen für den nächsten Solarboom innerhalb der EU gegeben. In Spanien, wo es bis zu 2.000 Sonnenstunden pro Jahr gibt (doppelt soviel wie in Deutschland) ist eine Investition in Photovoltaikanlagen noch attraktiver als in Deutschland.

Das spanische Ministerium für Industrie, Tourismus und Handel hat am 26. März 2007 dem spanischen Staatsrat (“Consejo de Estado”) den voraussichtlich endgültigen Entwurf des neuen Einspeisegesetzes für erneuerbare Energien vorgelegt.



200 Einzelanlagen á 100 KWp errichtet City Solar
im Hinterland der Costa Blanca in Beneixama (Spanien)
– ein Mega-Projekt, das im August 2006 begonnen wurde
und im Spätsommer 2007 fertiggestellt sein wird.
© citysolar.de


Eine erste Durchsicht des Entwurfs führt zu folgenden Ergebnissen:

1. Einspeisevergütung
a) Vergütungshöhe
Der Entwurf legt die Einspeisevergütung für netzeinspeisende Photovoltaikanlagen mit einer Nennleistung von bis zu 100 kW für die ersten 25 Jahre der Betriebsdauer mit 44,0381 c€/kWh fest. Dies entspricht exakt der aktuellen Einspeisevergütung gemäß dem Real Decreto 436/2004.

Damit findet zwar für das Jahr 2007 keine Erhöhung des Einspeisetarifs statt. Der Entwurf berücksichtigt aber den Grundsatz des Vertrauensschutzes, da die Vergütungshöhe für Anlagen von bis zu 100 kW Nennleistung nicht herabgesetzt wird.

Schließlich behält der Entwurf für die Bestimmung der Nennleistung zu Zwecken der Einstufung in die verschiedenen Vergütungskategorien die Formulierung aus dem Real Decreto 436/2004 bei. Somit wird es wohl auch in Zukunft noch möglich sein, durch Verwendung eines individuellen Transformators pro 100 kW-Anlage den Tarif von 44,0381 c€/kWh zu erreichen. Der Gesetzgeber will offenbar auch in dieser Hinsicht nicht in laufende Projekte eingreifen.

b) Vergütungsgruppe > 100 kW < 10 MW
Für netzeinspeisende Photovoltaikanlagen mit einer Nennleistung von bis zu 10 MW, die nicht der ersten Vergütungsgruppe (Anlagen bis 100 kW) angehören, wird der Einspeisetarif mit 41,75 c€/kWh festgesetzt. Damit wird eine wirtschaftlich interessante Alternative für die sog. “huertas solares” geschaffen, nämlich auf die Einteilung in 100 kW-Einheiten zu verzichten und damit die Kosten eines eigenen Transformators und einer eigenen Gesellschaft pro 100 kW-Anlage einzusparen. Dies erleichtert die Investition deutscher Fondsgesellschaften in Photovoltaikanlagen in Spanien erheblich.

c) Periodische Anpassung der Vergütungshöhe
Die Vergütungshöhe wird jährlich – erstmals für 2008 – um den Inflationsindex abzüglich 25 Prozentpunkten, ab 2013 abzüglich 50 Prozentpunkten, erhöht.

2. Obergrenze für die hohe Einspeisevergütung
Für netzeinspeisende Photovoltaikanlagen führt der Entwurf eine Obergrenze von 371 MW installierter Nennleistung ein. Darüber hinaus wird die hohe Einspeisevergütung nicht mehr gewährt. Die Entwicklung der installierten Nennleistung wird durch die obligatorische Eintragung jedes angeschlossenen Kraftwerks in ein zentrales Verwaltungsregister für das besondere Vergütungsregime beobachtet.

Sobald 85% der Obergrenze erreicht sind, setzt das Industrieministerium eine Übergangsfrist, innerhalb derer alle angeschlossenen Kraftwerke noch Anspruch auf den hohen Einspeisetarif haben. Die Übergangsfrist darf 12 Monate nicht unterschreiten.

3. Bankaval für die Beantragung des Einspeisepunktes
Für den Erhalt eines Einspeisepunktes ist es nach den Regelungen des Entwurfs notwendig, einen Aval über 3% der Gesamtbaukosten, einschliesslich Modulen, zu stellen. Anderenfalls wird der Antrag auf Zuteilung eines Einspeisepunktes von den Netzbetreibern nicht mehr bearbeitet.

4. Inkrafttreten und Schlussvorschriften
Die Neuregelung tritt am Tag nach ihrer Verkündung im spanischen Generalanzeiger, dem “Boletín Oficial del Estado”, in Kraft.
Übergangsregelungen sind für spezielle Sachverhalte vorgesehen, haben aber für die Photovoltaikbranche keinerlei Belang.

Die bisherige Vergütungsordnung, das Real Decreto 436/2004, wird durch die Neuregelung vollumfänglich verdrängt, d.h. es tritt mit Inkrafttreten der Neuregelung außer Kraft.

Für 2010 wird eine weitere Neuregelung, auch der Obergrenze für die installierte Nennleistung, angekündigt.

Der spanische Staatsrat hat den wichtigsten Interessenverbänden aus dem Bereich der erneuerbaren Energien noch einmal eine Frist von zwei Werktagen (!) zur Stellungnahme gesetzt. Mit einer erneuten Vorlage bei der Nationalen Energiekommission ist nicht zu rechnen. Vielmehr ist davon auszugehen, dass die neue Regelung in Kürze durch Regierungsbeschluss verabschiedet wird.
Quelle:
Richard Wicke
DIKEOS Abogados 2007
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bossi1
20.04.07 11:54:22
Beitrag Nr. 107
wie lange ein Solarmodul in unseren Breiten Strom produzieren muß, um die Energie, die bei der Produktion des Moduls verbraucht wurde auszubilanzieren... :confused:

(...) Unter ökologischen Gesichtspunkten steht oftmals die Frage nach der Energiebilanz von Anlagen zur Energiegewinnung aus erneuerbaren Energien. Die Energierücklaufzeit von Solarmodulen liegen bei Verwendung monokristalliner Solarzellen bei ca. 4 Jahren, d.h. in dieser Zeit haben diese die Energie erzeugt, welche für die Fertigung benötigt wurde. Solarmodule mit multikristallinen Solarzellen haben bereits nach zwei Jahren ihre Herstellungsenergie aus Sonnenlicht umgewandelt.
...(Aussage für Deutschland)
:look:

Als Lebensdauer wird eine Zeit von > 30 Jahren angesetzt. Bei einigen Systemkomponenten, wie z.B. Batterien und Wechselrichtern ist die Lebensdauer kürzer. Die Zuverlässigkeit von PV-Anlagen ist vielfach nachgewiesen. Eines dieser repräsentativen Beispiele ist die Verwendung von Solarmodulen in der Raumfahrt, wo deutlich härtere Bedingungen herrschen als im terrestrischen Bereich. Weiterhin gibt es zahlreiche Anlagen und Anwendungen, die sich problemlos in unser tägliches Leben eingefügt haben, wie solare Armbanduhren, Taschenrechner, Verkaufsautomaten, Notrufsäulen, Parkscheinautomaten, Dachanlagen, Fassaden, Solartankstellen und vieles mehr. (...)

http://www.solicion.com/pvberech.html
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bossi1
20.04.07 23:03:06
Beitrag Nr. 108
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.915.037 von bossi1 am 20.04.07 11:54:22Mehr zu Energierücklaufzeiten etc. bei Solar/Wind/Biomasse...aus dem Solarworld Thread (Quelle: c.ploss) :look:


Energetische Amortisation und Erntefaktoren regenerativer Energien
http://www.herzo-agenda21.de/_PDF/emsolar.ee.pdf

Stand der Forschung und Integration von Photovoltaik-Anlagen
http://www.e-technik.fh-kiel.de/~waller/ftp/solarseminar/ss0…

Solarstrom - eine Wachstumstechnologie. Fakten und Zahlen
http://www.swissolar.ch/fileadmin/x_lib/download/Photovoltai…

Lebenszyklusanalysen ausgewählter Stromerzeugungstechniken
http://www.bine.info/pdf/publikation/projekt1105internetx.pd…

Energierücklaufzeiten
http://www.energieverbraucher.de/de/Erneuerbare_Energien/Son…
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bossi1
22.04.07 22:17:02
Beitrag Nr. 109
Dish-Stirling-Anlage liefert Strom in das spanische Netz
Einweihung der ersten netzeinspeisenden Dish/Stirling-Anlage in Sevilla ;)


(20. April 2004) - Ein Dish-Stirling-System mit zehn Kilowatt Leistung in Sevilla ist die erste solarthermische Anlage, die unter den seit 2002 in Spanien geltenden Einspeisebedingungen Strom in das Netz einspeist. „Für die Dish/Stirling-Technologie stellt dies einen ersten wichtigen Schritt hin zu einer kommerziellen Nutzung dar", heißt es in einer Pressemitteilung des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR), „nachdem sie seit mehr als zehn Jahren vornehmlich von deutschen Partnern wie Schlaich, Bergermann & Partner, SOLO Kleinmotoren und dem DLR konsequent weiterentwickelt wurde." Die Technologie habe nun einen Entwicklungsstand erreicht, der größer angelegte Feldtests rechtfertige.



Einweihung der ersten netzeinspeisenden Dish/Stirling-Anlage in Sevilla Foto: DLR

Die Inbetriebnahme fand im Rahmen der Einweihung der neuen Energie-Stiftung CENTER statt, die das Land Andalusien und namhafte Unternehmen der spanischen Energiewirtschaft ins Leben gerufen haben. An dem Festakt nahmen neben dem andalusischen Minister für Arbeit und Technologische Entwicklung José Antonio Viera auch die Generaldirektoren der Unternehmen teil.

Professor Valeriano Ruiz, Mitinitiator von CENTER und Institutsleiter der Universität Sevilla, schlug den Bau einer ein Megawatt-Demonstrationsanlage in Südspanien vor. Sie solle das derzeitige Kostenniveau von PHOTOVOLTAIKanlagen erreichen und so eine Markteinführung von Dish/Stirling-Anlagen beschleunigen. Den Betrieb solcher Systeme mit alternativen Kraftstoffen in Kombination mit Sonnenenergie sieht Ruiz als zukünftige Forschungs- und Entwicklungsaufgaben für CENTER.

Die Anlage in Sevilla haben zu je einer Hälfte das Bundesministerium für Umwelt und die andalusische Landesregierung finanziert. Die Mittel aus der erzielten Einspeisevergütung sollen laut DLR vorwiegend für die Anlagenwartung und die wissenschaftliche Betreuung verwendet werden.

Solarthermische Stromerzeugung
Bereits heute erreichen solarthermische Kraftwerke Stromerzeugungskosten von 6 bis 15 Cent/kWh und sind damit die kosteneffizientesten Sonnenkraftwerke überhaupt. Schon mittelfristig sind sie zu großen Kohle- und Gaskraftwerken konkurrenzfähig. Über 500 MW an solarthermischer Kraftwerks-kapazität befindet sich derzeit weltweit im konkreten Planungsstadium. Weltweit gibt es bereits heute Produktionskapazitäten für jährlich 200 MW an solarthermischer Kraftwerksleistung.

Parabolrinnen-Kraftwerk
Gut bekannt sind die Parabolrinnen-Kraftwerke der Kramer-Junction in Kalifornien mit einer Leistung von 30 MW. In solarthermischen Kraftwerken wird die Sonnenstrahlung durch Spiegel konzentriert. Im Brennpunkt entstehen sehr hohe Temperaturen, die Wasser verdampfen und damit Turbinen zur Stromerzeugung antreiben können.



Bei einem Ölpreis von 40 $ je Barrel wären die solarthermischen Kraftwerke schon heute wirtschaftlich. Europa und insbesondere Deutschland haben heute in dieser Technologie einen Spitzenplatz.



Man unterscheidet zwischen einachsig- und zweiachsig fokussierenden solarthermischen Kraftwerken. Zweiachsige Systeme sind komplexer und daher noch nicht so weit entwickelt. Dennoch haben sie einen höheren WIRKUNGSGRAD.

Einige zweiachsige solarthermische Kraftwerke sind bereits 1980 gebaut worden mit einer Leistung von 10 MW, so der "Solar One".

Multi-Tower Solar Array (MTSA)
Besonders interessant ist eine deutsch/australische Entwicklung: der Multi-Tower Solar Array (MTSA). Er wurde von Philipp Schramek, einem Deutschen, und seinem australischen Mentor Dr. David Mills entwickelt. Das System besteht aus nahezu flachen Spiegeln, die die Sonnenstrahlen auf einen Turm fokussieren. In der Turmspitze trifft die hochkonzentrierte Solarstrahlung auf ein PV-MODUL aus Halbleitern.



Da die Wärme aus dem MODUL abgeführt werden muss, erzeugt das System auch nutzbare Wärme, also sozusagen eine Kraft-Wärme-Kopplung. Das System kann in verschiedenen Größen gebaut werden und läßt sich auch innerstädtisch gut und verträglich unterbringen. Im Jahresdurchschnitt erzielt das System einen WIRKUNGSGRAD von 25%. In Deutschland (München) erhält man dabei einen Output von 125 kWh je Quadratmeter und Jahr. Eine PV-Anlage liefert im Vergleich dazu 95 kWh je Quadratmeter und Jahr.Schramek und Mills rechnen damit, dass der Strom aus dem ersten(!)MTSA-Kraftwerk nur halb so viel kosten wird, wie aus einer PV-Anlage.

Kohle und Sonne
Besonders kostengünstig sind solarthermische Kraftwerke in Verbindung mit bereits bestehenden Kohle-Kraftwerken. Alle Einrichtungen zur Stromerzeugung und zum Stromtransport gibt es dort ohnehin bereits. Solarthermische Komponenten können den Kohleeinsatz der Kraftwerke vermindern. Wegen der geringeren Investitions-kosten ist die Wirtschaftlichkeit in dieser Verbindung hervorragend: Ein Kilowatt installierter Kraftwerksleistung kostet 700 bis 1.500 Euro. Selbst wenn nur ein beschränkter Anteil an Brennstoffen je Kraftwerk eingespart werden, ergibt sich über alle Kraftwerke zusammen eine sehr große Einsparung. Nach und nach lassen sich diese Solarfelder mit steigenden fossilen Brennstoffkosten erweitern. Bei weiter steigenden Brennstoffpreisen dient dann der fossile Kraftwerksteil nur noch als Reservekapazität. Diese Einsatzmöglichkeit eröffnet der neue Technik eine gute Chance, sich zu entwickeln und zu beweisen. Diese weltweit kostengünstigste Art der solaren Stromerzeugung ist aber von allen Förderungen ausgeschlossen, weil hier solare mit fossiler Stromerzeugung kombiniert wird.

Sinnvoll und möglich wäre die solarthermische Stromerzeugung im Süden der EU. Der Import von solarthermisch erzeugtem Strom aus den Südländern der EU wäre kostengünstiger Solarstrom. Dies wird jedoch in der EU nicht nach den jeweiligen nationalen Förderprogrammen unterstützt.

Auch für eine Kombination mit BIOMASSEkraftwerken eignen sich solarthermische Kraftwerke. Die Stromerzeugung erfolgt dort rein regenerativ, die doppelt genutzten GENERATORen erhöhen die Wirtschaftlichkeit.

Das Solarmundo-Konzept besteht aus einer fokussierenden Rinne. Ein Prototyp wurde in Belgien erfolgreich getestet. Mittelfristig sind Stromerzeugungskosten von 5 Cent/ kWh realistisch. Je Quadratkilometer KOLLEKTORfläche lassen sich 111 MW Spitzenlast erzielen.
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bossi1
23.04.07 09:47:06
Beitrag Nr. 110
Über 3.400 Megawatt Photovoltaik-Leistung in der EU installiert



Photovoltaik-Barometer für Europa.

Der europäische Photovoltaikmarkt hat auch 2006 ein enormes Wachstum verzeichnen können, berichtet das von der EU-Kommission geförderte Projekt "EurObserv’ER" in einer Pressemitteilung. Unter Berücksichtigung der ersten vorliegenden Schätzungen könne von einer zusätzlich installierten Kapazität von 1.245,7 Megawatt Photovoltaik-Spitzenleistung (MWp) ausgegangen werden. Somit sei die PV-Gesamtkapazität der europäischen Union auf insgesamt mehr als 3.400 MWp gestiegen. Die Ziele des EU-Weißbuches seien demnach vier Jahre früher als erwartet erfüllt worden. EurObserv’ER legt in seinem Barometer, erschienen in Nummer 178 der französischen Zeitschrift "Systèmes Solaire, Le Journal des Énergies Renouvelables" die gegenwärtige Entwicklung dieses Industriezweiges dar. Mit dem in der EU installieren Solarstrom-Park und seiner Leistung von 3,4 GWp kann laut EurObserv’ER der Strombedarf von 110.000 Haushalten gedeckt werden, allerdings ohne die ökonomisch wie ökologisch bedenkliche elektrische Heizung.

Deutschland deutlich vor Japan und den USA

Der wachsende Photovoltaiksektor in Europa bleibe aufgrund der Dominanz des deutschen Marktes sehr uneinheitlich, betont EurObserv’ER. Für den deutschen Markt werde für 2006 mit 1.153 MWp gerechnet, von denen 3 MWp nicht an das Netz angeschlossen sind. Somit bleibe Deutschland Marktführer, mit einer weit höheren Photovoltaik-Produktion als Japan (ungefähr 300 MWp im Jahr 2006) und USA (über 120 MWp im Jahr 2006)

Spanien, Italien und Frankreich legen zu :look:

Zweitgrößter Photovoltaik-Markt ist Spanien, das eine zusätzliche Kapazität von 60,5 MWp verzeichnet (davon 1 MWp, netzunabhängig), gefolgt von Italien (11,6 MWp, davon 0,6 MWp nicht am Netz). Frankreich ist der viertgrößte Markt der Union (mit 6,4 MWp, 0,3 MWp nicht am Netz), eine Position, die es vorwiegend der Entwicklung der Branche in seinen Übersee-Departements verdankt.

Europäische Industrie weiterhin gut aufgestellt, Deutschland an der Spitze

Trotz der sehr aggressiven Produktionskapazitätserhöhungsstrategien Japans und Chinas, befindet sich Europa weiterhin in einer guten Position auf dem Weltmarkt, wobei die deutschen Unternehmen ganz vorne sind. Laut Bundesverband Solarwirtschaft (BSW) hatte der deutsche Photovoltaikmarkt 2006 ein Umsatzvolumen von 3,7 Milliarden Euro (gegenüber 3 Milliarden im Vorjahr) und beschäftigte 35.000 Personen (gegenüber 30.000 im Vorjahr 2005). Die Branche arbeitet in Deutschland mit insgesamt 5.000 Betrieben, von denen rund 50 Unternehmen an allen Produktionsphasen der Photovoltaiksystemen teilhaben (Siliziumproduktion, Solar-Wafer, Solarzellen und Solarmodule).

Insgesamt 10.000 MWp im Jahr 2010? :look:

Das rasche Wachstum der Photovoltaikbranche dürfte sich laut EurObserv’ER auch in den kommenden Jahren fortsetzen. Der Siliziummangel sei nach und nach durch neue Produktionskapazitäten behoben worden und so werde den Unternehmen endlich ermöglicht, ihre Produktionskapazität voll auszuschöpfen und die Nachfrage zu befriedigen. Die neuen Planzahlen von EurObserv’ER stützen sich auf einen weiterhin starken deutschen Markt, der sich in den nächsten Jahren der Gigawatt-Größenordnung annähere, sowie auf ein voraussichtliches schnelleres Wachsen der italienischen, spanischen und französischen Märkte in den kommenden Jahren. Unter Berücksichtigung dieser Entwicklungen, würde der europäische Photovoltaik-Park im Jahr 2010 etwa 8.700 MWp haben.

Rasch die notwendigen Voraussetzungen für die Photovoltaikbranche zu schaffen, sei eine gesellschaftliche Herausforderung, welche die Politiker erkannt hätten und auf die sie zu reagieren begännen. Nur würden "gerechte" Preissysteme für die Solarenergie entwickelt, aber die Bemühungen müssten noch weiter gehen damit die Unternehmen langfristiger planen könnten und die bürokratischen Hürden abgebaut werden, heißt es im Photovoltaik-Barometer von EurObserv’ER.

EurObserv’ER ist ein Zusammenschluss sechs europäischer Organisationen zur Förderung der Nutzung erneuerbarer Energien in der Europäischen Union. Diese sechs Organisationen sind:
· Observ’ER, Observatorium für erneuerbare Energien (Paris, Frankreich)
· Eurec Agency, Europäischer Verein der Forschungsinstitute auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien (Brüssel, Belgien)
· Eufores, Europäisches Forum für erneuerbare Energiequellen (Brüssel, Belgien)
· Erec, Europäischer Rat für erneuerbare Energien (Brüssel, Belgien)
· Institut Jozef Stefan, Forschungszentrum für erneuerbare Energien und Energiepolitiken (Ljubljana, Slowenien)
· Systèmes Solaires, französische Fachzeitschrift für erneuerbare Energien (Paris, Frankreich)

Die Barometer von EurObserv’ER können als PDF-Dokumente heruntergeladen werden unter der Adresse http://www.eufores.org/, zum Beispiel das Solarwärme-Barometer und das Photovoltaik-Barometer

23.04.2007 Quelle: EUFORES Solarserver.de © Heindl Server GmbH
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bossi1
23.04.07 09:54:53
Beitrag Nr. 111
:: Sonnenstrom aus der Sahara



Die Idee mitteleuropäische Versorgung mit Erneuerbaren Energien in erster Linie über solare Großkraftwerke und großangelegte Windparks in Nordafrika zu organisieren, wird von einigen Verfechtern Erneuerbarer Energien euphorisch diskutiert. Artikel von Irm Pontenagel, Geschäftsführerin EUROSOLAR, erschienen in Solarzeitalter 1/2007, März 2007.
Sie wird damit begründet, dass die höhere Sonneneinstrahlung und eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von 11 - 12 m/sec. an der nordafrikanischen Atlantikküste ein erheblicher Kostenvorteil im Verhältnis zum in Mitteleuropa produzierten Strom habe.

Dieser Kostenvorteil würde selbst dann noch verbleiben, wenn der dafür notwendige Bau einiger tausend Kilometer neuer Gleichstrom-Übertragungsleitungen in Rechnung gestellt wird, z.B. über den Nahen Osten oder über die Straße von Gibraltar nach Mitteleuropa.

Es konnte nicht ausbleiben, dass diese Idee von Stromkonzernen wie von Politikern gegen eine dezentrale Produktion von Solar- und Windstrom in Mitteleuropa ausgespielt wird. Aktuell hat sich EnBW-Chef Claassen dafür stark gemacht und gleichzeitig den Ausbau der Solar- und Windstrompotentiale in Deutschland auf der Basis des EEG eine Absage erteilt. Schon immer waren den Stromkonzernen die dezentralen Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ein Dorn im Auge. Mit der Sahara-Konzeption und dem Votum für vermeintlich billiger anzubietende Erneuerbare Energien haben sie ein Argument, ihren Widerstand gegen das EEG zu begründen, im Deckmantel „effizienterer“ Nutzung der Solarenergie. Sie sehen darin die Chance, ihre Rolle als Angebotsmonopolisten zu behalten. Sie könnten damit diese Rolle sogar weiter ausbauen. Mit Großkraftwerken in der Sahara und mit einer gleichzeitigen Trägerschaft des dafür erforderlichen Übertragungsnetzes könnten sie sogar von der heutigen zentralisierten Energieversorgung zu einer superzentralisierten kommen.

Ob die Realisierung eines solchen Konzepts tatsächlich zu einer kostengünstigeren Solar- und Windstromversorgung führt, sei dahingestellt. Zweifel sind durchaus angebracht. Auch die vielen Vorschläge der letzten Jahre, Windstrom doch lieber „off-shore“ zu produzieren, erwiesen sich als zu optimistisch gerechnet.

Zu sehr hat man nur die höheren Produktionserträge im Blick und unterschätzt Kosten für Fundamentierung, Installation, Wartung und zusätzlichen Leitungsbau. Auch die politischen Risiken der Energieabhängigkeit werden unterschätzt. Aber selbst wenn die Niedrigkostenkalkulation für Solar- und Windstrom aus Nordafrika stimmen würde, ist die These nicht aufrechtzuerhalten, dass dadurch der Strom für die mitteleuropäischen Verbraucher billiger würde. Die Verfechter dieses Konzepts setzen nämlich niedrigere Bereitstellungskosten mit niedrigeren Preisen für die Verbraucher gleich. Ein Blick auf die vier deutschen Stromkonzerne Eon, RWE, EnBW und Vattenfall beweist das Gegenteil.

Sie haben nahezu 80 % der gegenwärtigen deutschen Stromproduktion und 100 % des Übertragungsnetzes in der Hand, was ihnen allein im Jahr 2006 einen Gewinn von 17 Mrd. € einbrachte. Warum soll sich ein Stromkonzern anders verhalten, wenn er statt Strom aus Großkraftwerken in Deutschland künftig den Strom aus Solar- und Windkraftkomplexen in Nordafrika liefert? Der Widerstand gegen Solar- und Windkraftanlagen in Deutschland wurde immer mit Kosten zu Lasten der Verbraucher begründet.

In Wahrheit ging es ihnen aber nur darum, ihr Anbietermonopol zu verteidigen, da sich Solar- und Windstrom in Mitteleuropa nur dezentral produzieren lässt und damit zum Handlungsfeld vieler unabhängiger Betreiber und von Stadtwerken wird. Billigstromangebote von Solar- und Windstrom aus Nordafrika, geliefert von Angebotsmonopolisten, dürften ein Wunschtraum sein, denn es wäre ein Novum in der Wirtschaftsgeschichte, dass ein Monopolist nur kostendeckende Preise verlangt.

Auch sonst gibt es gegen das Konzept wesentliche Einwände. Wie lange soll es dauern, bis dieses theoretische Konzept realisiert wird? Zehn oder 20 oder mehr Jahre? Soll noch weitere Zeit für den Energiewechsel verspielt werden? Warum steht in Nordafrika noch kein Solarkraftwerk, während in Deutschland bereits 3.000 MW Photovoltaikanlagen und 21.000 MW Windkraftanlagen installiert sind? Soll man etwa die durch dezentrale Erzeugung hierzulande erreichbare Energieautonomie in den Wind schreiben, samt der volks- und regionalwirtschaftlichen Vorteile durch entsprechende Wertschöpfung? Soll die Chance für eine breite Eigentumsstreuung in der Stromproduktion für wertlos erklärt werden?

Große Solar- und Windstromanlagen in Nordafrika und im Nahen Osten sollten unbedingt gebaut werden: für den Energiebedarf dieser Länder und ihre wachsenden Städte wie Rabat, Algier, Tunis, Kairo oder Damaskus. Marokko, auf dessen Windenergiepotenzial das Auge geworfen wird, importiert heute 97 % seines Energiebedarfs.

Und Kairo, mit über 15 Mio. Einwohnern, wird bis heute ohne Solar- oder Windstrom versorgt - trotz der üppigen Solar- und Windangebote in der unmittelbar benachbarten Wüste. Zur europäischen Energieversorgung reicht der Mix aus Erneuerbaren Energien von unseren Küsten, Dächern, Gewässern und Feldern mit darauf bezogenem Energiemanagement und neuen Speicherformen. Die vielen regionalen 100%-Initiativen für Erneuerbare Energien sind dazu die praktischen Vorbilder.

Es ist verkürzt, allein die technischen Bereitstellungskosten zum Maßstab von Einführungskonzepten zu machen. Die Energiewirtschaft hatte vorwiegend andere Gründe, in erster Linie den des Erhalts ihrer Strukturmacht.

Quelle:
Irm Pontenagel 2007
EUROSOLAR 2007
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bossi1
23.04.07 14:27:00
Beitrag Nr. 112
Abengoa Solucar
Alle ihre Solartechniken, leider z.Z. nur auf Spanisch.
Als pdf Datei mit 6 Seiten und vielen Fotos.

http://www.telingsoft.com/solucar/download/triptico%20soluca…

Links deutscher Forschungsprojekte zu ihren verwendeten Techniken. ;)

------------------

Forschungsprojekte
Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit fördert die Forschung und Entwicklung im Bereich der solarthermischen Stromerzeugung. Die folgenden Projektdarstellungen sollen einen Überblick über die Aktivitäten der deutschen Forschung und Industrie vermitteln. Die bereits abgeschlossenen Forschungsprojekte finden Sie hier.


MEDIFRES
Mai 2007
Solarthermische Kraftwerke für den mittleren Leistungsbereich - Machbarkeitsstudie unter Einbeziehung neuer Kraftwerkskomponenten und Versorgungsstrategien
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/me…


USHYNE
April 2007
Auslegung eines solar-hybriden Gasturbinensystems zur Erzeugung von Strom und zur Entsalzung von Meerwasser
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/us…


ANDA-NTpro
März 2007
Erprobung und Optimierung innovativer Fügetechniken für die Parabolrinnen Kollektorfertigung
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/an…


Oktober 2006
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/ag…


AGAVA
Analyse und Prävention der Bildung von Wasserstoff im Betrieb von Parabolrinnen- Receivern
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/fr…


FRESQUALI
September 2006
Qualifizierung von linearen Fresnel-Kollektoren – Entwicklung und Anpassung von optischen und thermischen Messtechniken
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/fr…


HELIKO
September 2006
Entwicklung eines kostengünstigen Heliostaten kleiner Bauweise
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/he…


AQUA-CSP
Juli 2006
Studie zu solarthermischen Kraftwerken für die Meerwasserentsalzung
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/aq…


ARTRANS
Juli 2006
Anti-Reflex-Schicht für transparente Hochtemperatur Receiver-Abdeckungen
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/ar…


MIKROHELIX
Juli 2006
Entwicklung von Mikrospiegelsystemen für solarthermische Kraftwerke
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/mi…


EFCOOL
Mai 2006
Wassereffiziente Kühlung solarthermischer Kraftwerke
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/ef…


FRESDEMO
Mai 2006
Demonstration eines linearen Fresnel-Kollektors – Installation, Betrieb und Vermessung
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/fr…


ITES
Mai 2006
Entwicklung und Integration Thermischer Energiespeicher in Rinnenkraftwerken mit Solarer Direktverdampfung
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/it…


SAPHIR
Mai 2006
Qualitätssicherung und Betriebsoptimierung für solare Turmkraftwerke
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/sa…


HELIANT
April 2006
Analyse der Auslegungskriterien für Heliostat-Antriebe und Optimierung der Antriebssysteme
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/he…


DREHFLEX
März 2006
Entwicklung und Erprobung flexibler metallischer Verbindungsleitungen zum Transport des Wärmeträgermediums im Parabolrinnenkollektor
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/dr…


STJ
November 2005
Solarthermisches Versuchskraftwerk Jülich
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/st…


FRESNEL II
August 2005
Schichtentwicklungen für konzentrierende Solarkollektoren und experimentelle Bewertung von Kollektorkomponenten in Vorbereitung eines Fresnel-Demonstrationskollektors
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/fr…


FUTUR
August 2005
Vorbereitende FuE zur Markteinführung solarer Gasturbinensysteme
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/fu…


OPAL-DYNAMIC
Juli 2005
Ertragsoptimierung für Parabolrinnen-Solarfelder durch Online-Überwachung und Betriebsoptimierung
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/documents/op…
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bossi1
24.04.07 17:16:45
Beitrag Nr. 113
Abkühlung am spanischen Immobilienmarkt bringt Finanzmärkte in Turbulenzen. Spaniens Baubranche kühlt sich ab :look:

24. April 2007
Der Dienstag ist mal wieder kein guter Tag an den Börsen. Ausgangspunkt für die Kursverluste im Dax von rund 0,8 Prozent ist die spanische Börse, an der der Leitindex Ibex aufgrund der Sorgen vor einer Immobilienkrise zeitweise drei Prozent verliert.



Ausgangspunkt sind die drastischen Kursverluste beim Projektentwickler Astroc Mediterraneo, der im Mai 2006 zu 6,40 Euro an die Börse kam und im Februar bei 72,60 Euro sein Allzeithoch erreichte und Großaktionär Enrique Banuelos zum Millionär machte.

Immobilienaktien auf Talfahrt

Mitte der vergangenen Woche stürzte die Aktie zum ersten mal ab, nachdem Gerüchte aufkamen, wichtige Anteilseigner wollten sich von ihren Beteiligungen trennen. Der Kurssturz der vergangenen vier Tage beläuft sich damit bereits auf 61 Prozent. Astroc dementiert die Gerüchte. Der reichste Mann Spaniens, Amancio Ortega, habe nicht verkauft und auch keine derartigen Absichten. Man habe die volle Unterstützung der Anteilseigner.

Nicht nur Astroc tendieren schwach. Auch andere Immobilienaktien stehen unter Druck. Inmocaral und Montebalito fielen bis zu 18, Renta Corporacion Real Estate bis zu 15 Prozent. Bauwerte wie Acciona zeigen sich ebenso schwach, in Deutschland geraten unter anderem Hochtief in den Sog. Hochtief seien mit dem Einstieg von ACS besonders betroffen, heißt es.

Am Markt wird derzeit die Ansicht kolportiert, der spanische Immobilienmarkt sei mindestens so überhitzt wie der amerikanische Markt. Auch die Finanzierung sei oft ähnlich wenig solide. Wasser auf die Mühlen ist dabei auch die Tatsache, dass das Wachstum der Immobilienpreise auf Jahressicht zum 31. März auf nunmehr 7,2 Prozent deutlich nachgelassen hat. Dies ist die niedrigste Steigerungsrate seit 1998. Im vergangenen Jahr stiegen die Preise noch um 10,6 Prozent, nach 13,9 Prozent im Jahr 2005 und 17,4 Prozent im Jahr davor.

Starke Bedeutung für die Volkswirtschaft

Dass der spanische Immobilienmarkt überhitzt ist, wird auch nicht bestritten. Die Frage ist nur, welche Ausmaße die Krise annimmt. Die beeindruckende Entwicklung der spanischen Wirtschaft ist zu einem großen Teil dem Bauboom geschuldet. Seit mehr als zehn Jahren wächst das Bruttoinlandsprodukt auf der iberischen Halbinsel deutlich schneller als im Durchschnitt der Eurozone. Betrug der Anteil der Bauinvestitionen 1996 noch 12 Prozent des Bruttoinlandsprodukts, so waren es 2006 bereits 16 Prozent.

Der Wohnungsbau machte dabei im vergangenen Jahr 9,2 Prozent des Bruttoinlandsprodukts aus - rund 50 Prozent mehr als etwa in den Vereinigten Staaten. Javier Pérez de Azpillaga, Volkswirt bei Goldman Sachs, rechnet im Falle einer Normalisierung des Bausektors bis 2009 mit dem Abbau jedes achten Arbeitsplatzes in der Branche.

Dabei dürften einzelne Segmente unterschiedlich stark betroffen sein. Im Ferienwohnungsmarkt wird nicht zuletzt aufgrund der zahlreichen illegalen Bauten und den mittlerweile heftigen Protesten dagegen mit deutlichen Einbrüchen gerechnet. Auch Gewerbeimmobilien dürften sich deutlich abkühlen, dagegen sehen Experten den Wohnungsbau als vergleichsweise stabil an (vgl. auch Spaniens Immobilienmarkt: RMBS-Inhaber müssen sich kaum Sorgen machen).

Wohnungsbau vergleichsweise stabil

Sie machen dafür zum einen demographische Faktoren verantwortlich, zum anderen auch die für spanische Verhältnisse noch immer „gefühlt“ niedrigen Realzinsen, die deutlich unter den 15 Prozent liegen, die einst auf dem Markt bezahlt wurden. Es gebe zudem keine „Subprimes“. Kreditkonstruktionen mit anfänglicher Tilgungsaussetzung oder Niedrigstzinsen seien weithin unbekannt.

Spanische Bau- und Immobilienwerte sind derzeit also wenig attraktiv. Indes machen sich Analysten nur wenig Sorgen hinsichtlich des Kapitalmarktes. Spanien dürfte 2006 der größte Emittent von Pfandbriefen gewesen sein und auch bei den strukturierten Krediten hat das Land seinen Vorsprung als zweitgrößter Emittent hinter Großbritannien deutlich ausgebaut, wobei wie schon im Vorjahr mehr als die Hälfte des Gesamtvolumens von 60 Milliarden Euro auf verbriefte Hypothekenkredite entfiel, sogenannte Residential Mortgage-Backed Securities (RMBS).

Für Hypothekenanleihen derzeit keine dramatischen Auswirkungen absehbar

Die Ratings der überwiegenden Mehrheit der spanischen Banken befinden sich im A- oder AA-Bereich, wenngleich das Rating der finanziellen Stärke von Moody's häufig nur im C-Bereich liegt, was aber immer noch eine angemessene Ausstattung impliziert. Die finanziellen Fundamentaldaten seien in einer stabilen und zuverlässigen Umgebung akzeptabel oder in einer weniger positiven gut.

Das bedeutet indes, dass sich das Rating von Emittenten mit der Note „C“ für die finanzielle Stärke unter Umständen verschlechtern könnte. Noch mehr natürlich, wenn Immobiliengesellschaften in Schwierigkeiten geraten sollte. Das ist derzeit aber noch nicht der Fall.

Auch bei strukturierten Transaktionen sind die Ausfallraten immer noch extrem niedrig, so dass ein Anstieg einer Normalisierung gleich käme. Die Bonitätsnoten der Portfolios, so Analysten basierten zudem auf Stressszenarien, und müssten auch einer Verschlechterung der Marktbedingungen standhalten.

Die in dem Beitrag geäußerte Einschätzung gibt die Meinung des Autors und nicht die der F.A.Z.-Redaktion wieder.

FAZ.NET, REUTERS
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bossi1
25.04.07 11:27:13
Beitrag Nr. 114
Abengoa Solucar
...der Sonne entgegen. Für Englisch das US-Banner anklicken.
Man sollte sich auch mal die geplanten Länder für die Expansion ansehen !! :lick:

Homepage Solucar:
http://www.solucar.es/
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bossi1
26.04.07 10:54:07
Beitrag Nr. 115
:: Energie aus Wellen - ein Titan der erneuerbaren Energien erwacht :look:

Im Meer schlummert unendlich viel Energie. Theoretisch sogar 76 mal mehr als die gesamte Menschheit heute verbraucht. Bericht von Astrid Schneider
Das Meer ist seit jeher als Urgewalt geachtet und gefürchtet von den Menschen. Es trennt die Kontinente - und verbindet sie zugleich. Erst schien es unüberwindlich, heute verlaufen die wichtigsten Handelsrouten über das Meer.



Passend zu dem Respekt, welche die Menschen den ungebändigten Wassermassen und ihrer Gewalt zollen, spiegelt sich das Meer in der Mythologie durch eine Vielzahl von Gottheiten, die es repräsentieren. Die Reihe reicht vom römischen Neptun über den griechischen Poseidon bis hin zu Okeanos. Die Kraft, welche dem Meer innewohnt, die Macht der Wellen, Gezeiten und Meeresströmungen, wurde also schon vor Urzeiten als eine der stärksten auf der Welt eingeschätzt.

Und in der Tat: Meeresenergie ist stärker als die Windkraft, da Wasser durch seine höhere Masse konzentriertere kinetische Energie beinhaltet als Luft. Daher kann die Meeresenergie auch effizienter genutzt werden als Windenergie - zugleich ist sie gefährlicher und zerstörerischer - eben mächtiger. Vorteile der Wellenenergie sind jedoch die größere Stetigkeit und Voraussehbarkeit des Wellenanfalls. Mehr als 75 Prozent der Erdoberfläche werden durch Wasserflächen bedeckt, der größte Teil davon sind die Meere. Doch bislang nutzt die Menschheit vor allem die Wasserkraft aus Stauseen und Fließgewässern, die bereits heute einen Anteil von knapp 18 Prozent des weltweiten Strombedarfes deckt. Dabei stößt der weitere Ausbau der Wasserkraft an Grenzen, auch aus Umweltsicht. Ganze Kulturlandschaften sind derzeit dem Versinken in den Wassermassen neuer Stauseen geweiht, sei es in China oder in türkisch Kurdistan. Doch während bei der traditionellen Wasserkraftnutzung die letzten Ressourcen - teils mit Gewalt und unter Protest - erschlossen werden, liegen gigantische - oder sollen wir sagen titanische - Energiereserven in den Weltmeeren völlig brach - und warten auf ihre Nutzung.

Das Energiepotential der Ressource Meeresenergie ist dabei ähnlich unerschöpflich und groß wie das der Wind- und Sonnenenergie. Genau wie bei diesen flächenhaft anfallenden erneuerbaren Energiequellen stellt das theoretische Potential aus den Meeren ein Vielfaches des Weltenergiebedarfes dar. So errechnete der Berliner Wellenenergiespezialist Brandl, dass bereits eine Meeresfläche in der Größe Spaniens den gesamten Weltenergiebedarf decken kann - sehr ähnlich den Vergleichen mit der Solarzellenfläche in der Sahara. Je nach Nutzungsart, technischen und wirtschaftlichen Vorgaben entstehen so sehr unterschiedliche Potentialberechnungen. Doch bereits ein Wellenenergiepark mit zwei Quadratkilometern Größe kann laut Brandl die Leistung eines Atomkraftwerkes ersetzen. Einzelne Länder wie z.B. Irland mit seiner günstigen Lage im Atlantik und ständigen Westwinden können gemäß Analysen des portugiesischen Wave Energy Centre bis zu 100 Prozent ihres Strombedarfs alleine aus Wellenkraft erzeugen. Für Europa weist das Centre in einem aktuellen EU-Projekt zusammen mit 41 weiteren europäischen Partnern ein Wellenenergiepotential von 290 Gigawatt im nordöstlichen Atlantik nach und ca. 30 weitere GW für den Mittelmeerraum. Der wissenschaftliche Dienst des Deutschen Bundestages recherchiert ein Wellen-Potential von ca. 15 Prozent des weltweiten Strombedarfes.

Mond und Sonne sind dabei die erneuerbaren Energiestifter. Der Mond bewirkt durch Gravitation im Zusammenspiel mit der Erddrehung die Gezeiten, während die Sonne einerseits Verdunstung und Regen bewirkt, vor allem aber die Temperaturunterschiede, welche wiederum den Wind über dem Meer erzeugen. Und der Wind erzeugt die Wellen, indem Wassermoleküle angehoben werden und wieder herabfallen und sich unregelmäßig zu Wellen formen.

Die Meeresenergienutzung kann man dementsprechend in folgende Arten unterscheiden:

• Gezeitenkraftwerke
• Wellenkraftwerke
• Strömungskraftwerke
• Meereswärmekraftwerke
• Osmose-Kraftwerke

Jede dieser Energiearten hat Vor- und Nachteile. Gezeitenenergie fällt z.B. nur in bestimmten Regionen an, insbesondere ist aber die Nutzung nur unmittelbar an der Küste möglich. Ähnlich ist es mit der Strömungsenergie, bei welchen Windkrafträdern ähnliche Gebilde starken Meeresströmungen Kraft entziehen.

Quelle:
Astrid Schneider 2007
Vorsitzende Regionalgruppe Berlin-Brandenburg/EUROSOLAR e. V.
Brandl Motor 2007
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bossi1
27.04.07 08:46:16
Beitrag Nr. 116
Club of Rome: Sigmar Gabriel und Utz Claassen für Solarstrom-Importe aus den Wüsten



Solarthermische Kraftwerke können Tag und
Nacht Strom produzieren

Sie seien sich selten einig, doch Idee vom sauberen Solarstrom aus den Wüsten, die in der aktuellen Studie TRANS-CSP des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) untersucht wurde, fasziniere Bundesumweltminister Gabriel und EnBW-Chef Claasen gleichermaßen, berichtet die Deutsche Gesellschaft des Club of Rome in einer Pressemitteilung. Wenige Wochen nachdem Utz Claassen, Chef des Energiekonzerns EnBW, in einem Interview mit der Frankfurter Rundschau meinte, Ökostrom aus Nord-Afrika könne den Durchbruch zu einer klimafreundlichen Stromversorgung in Europa bringen, werte nun auch Bundesumweltminister Sigmar Gabriel dieses Konzept als "bahnbrechend", heißt es in der Pressemitteilung.


Gabriel: Bahnbrechende Idee ist bereits heute technisch umzusetzen

In seiner Rede auf der Ministerkonferenz im Rahmen der EU-Ratspräsidentschaft "Renewable energy and energy efficiency in the European neighbourhood policy" bezog sich der Bundesumweltminister auf aktuelle DLR-Studien zu solarthermischen Kraftwerkspotenzialen und betonte, solarthermische Kraftwerke könnten eine wichtige Rolle zur Sicherung einer nachhaltigen europäischen Energieversorgung spielen. "Die Idee ist bahnbrechend: das bedeutet, dass wir in 20 bis 30 Jahren einen Teil unserer Energie mit solarthermischen Kraftwerken produzieren können", so der Minister, "all das ist bereits heute technisch machbar".


Kombination importierter und europäischer erneuerbarer Energien

Das von einer Initiative des Club of Rome entwickelte und zusammen mit dem DLR untersuchte DESERTEC-Konzept sieht unter anderem vor, die Meereswasserentsalzung und Stromerzeugung in Nord-Afrika und im Nahen Osten mit Hilfe von solarthermischen Kraftwerken und Windparks voranzutreiben. Ein groß angelegter Bau solarthermischer Kraftwerke würde nach Prognosen des DLR langfristig Strom-Erzeugungskosten von vier bis fünf Eurocent pro Kilowattstunde ermöglichen. Ein Teil des sauberen Stroms soll mit Hochspannungs-Gleichstromleitungen (HGÜ) in die Ursprungsländer und ab dem Jahr 2020 mit nur drei Prozent Übertragungsverlust je 1.000 Kilometer auch bis nach Europa geleitet werden. Durch eine Kombination importierter und europäischer erneuerbarer Energien, Energieeffizienz und CO2-Abscheidung, soll nach den Studien des DLR eine sichere Stromversorgung möglich werden sowie die Senkung der durch die herkömmliche Stromerzeugung verursachten CO2-Emissionen in Europa bis 2050 um bis zu 70 Prozent – und das bei langfristig sinkenden Stromkosten.

27.04.2007 Quelle: Deutsche Gesellschaft des Club of Rome Solarserver.de © Heindl Server GmbH
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bossi1
28.04.07 23:40:20
Beitrag Nr. 117
Hybride Solarkraftwerke
...leider als pdf, 5 Seiten. ;)

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Hybride_01.pdf
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bossi1
28.04.07 23:47:27
Beitrag Nr. 118
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung

Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) ist ein Verfahren zur Übertragung von elektrischer Energie mit Gleichstrom hoher Spannung (100–1000 kV). Der in der Praxis häufig verwendete englische Begriff für HGÜ lautet HVDC (high voltage direct current), neueste Entwicklungen führen zur UHVDC (ultra high voltage direct current, bis zu ca. 800 kV)




Funktionsweise
Blockschema einer HGÜAm Anfang und Ende einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage befindet sich eine Stromrichterstation (auch Konverterstation genannt). In dieser befindet sich ein Stromrichter, eine Glättungsdrossel, sowie Stromrichtertransformatoren und Oberschwingungsfilter. Da die verwendeten Stromrichter – je nach Bedarf – als Gleich- oder Wechselrichter arbeiten können, ist der Aufbau der Gleichrichter- und der Wechselrichterstation identisch.

Mit den Transformatoren wird die Wechselspannung auf den erforderlichen hohen Spannungswert transformiert und in den nachfolgenden Stromrichtern zu Gleichstrom umgerichtet. Als Stromrichter werden in modernen Anlagen in 12-Puls-Schaltung geschaltete Thyristoren verwendet. In älteren Anlagen kommen noch Quecksilberdampfgleichrichter mit sehr großer Bauweise zum Einsatz.

Da einzelne Thyristoren die erforderlichen Sperrspannungen von über 100 kV nicht erreichen, müssen mehrere Dutzend Thyristoren in Reihe geschaltet werden. Da sie unter hoher Spannung stehen, werden sie nicht mit Kupferkabeln, sondern mittels Glasfaserkabel angesteuert. Alle in Reihe geschalteten Thyristoren müssen binnen einer Mikrosekunde durchschalten. Bei mit Quecksilberdampfgleichrichtern ausgerüsteten Anlagen erfolgt die Übermittlung der Zündimpulse mittels Hochfrequenz.

Die Glättungsspule am Gleichstromausgang dient dazu, die Restwelligkeit des Gleichstroms zu reduzieren. Sie kann als Luft- oder Eisendrossel ausgeführt sein. Ihre Induktivität beträgt ca. 0,1 H bis 1 H.

Die Stromrichtertransformatoren dienen nicht nur zur Festlegung der Übertragungsspannung. Durch ihre Schaltung (Serienschaltung von Dreieck- und Sternschaltung), unterdrücken sie auch zahlreiche Oberschwingungen. Die Oberschwingungsfilter auf der Drehstromseite verhindern das Abfließen unerwünschter Oberschwingungen ins Netz. Bei Anlagen in 12-Puls-Schaltung müssen sie nur die 11., die 13., die 23. und die 24. Oberwelle unterdrücken. Hierfür reichen auf die 12. und 24. Oberwelle abgestimmte Saugkreise aus.

Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlagen können sowohl monopolar (hierbei übernahm früher die Erde die Rückleitung, heute wird u.a. aus Umweltschutzbedenken meist ein metallischer Rückleiter eingesetzt) als auch bipolar ausgeführt sein. Grundsätzlich kann die Leitung der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung als Erdkabel oder als Freileitung ausgeführt werden. Hochspannungs-Gleichstrom-Freileitungen besitzen meist zwei Leiterseile. Im monopolaren Fall ein Hochspannungsleiter und ein Niederspannungsleiter, im bipolaren Fall 2 Hochspannungsleiter und evtl. ein Niederspannungsleiter für die Erdelektrode, die aus Gründen der elektrochemischen Korrosionsgefahr nicht bei der Stromrichterstation liegen kann, verwendet.


Anwendung
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung bietet bei der Übertragung über große Entfernungen, insbesondere bei der Verwendung von Kabeln, zahlreiche Vorteile gegenüber der konventionellen Drehstromübertragung. Bei der Gleichstromübertragung treten keine induktiven und kapazitiven Verluste auf. Da keine Stromverdrängung stattfindet, ist der Leitungswiderstand geringer als bei einer vergleichbaren Wechselstromübertragung.

Neben der Anwendung für lange Freileitungen (Länge ab 500 Kilometer) und lange Kabel (insbesondere Seekabel, Länge ab 30 Kilometer) wird die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung auch zur Kopplung von Wechselstromnetzen unterschiedlicher Frequenz und/oder Phasenzahl oder zur Kopplung asynchron betriebener Stromnetze eingesetzt. In diesen Fällen beträgt die Übertragungslänge mitunter nur wenige Meter und beide Stromrichter sind im gleichen Gebäude untergebracht. Man bezeichnet eine derartige Anlage als GKK (Gleichstrom-Kurzkopplung). In Deutschland wurde von 1993 bis 1995 eine derartige Anlage zur Kopplung des deutschen und tschechischen Stromnetzes in Etzenricht betrieben.


Vorteile
Anders als beim Wechselstrom gibt es bei der Gleichstromübertragung den Vorteil, dass die zu verbindenden Netze keiner Synchronisierung bedürfen. Während man für ein Dreiphasen-Drehstromsystem stets drei Leiter (jeweils 1 für jede Phase) benötigt, kommt man bei einer Gleichstromübertragung mit zwei Leitern aus. Wenn man die Erde als zweiten Pol verwendet, reicht sogar ein einziges Kabel. Dies spart sowohl bei Kabeln als auch bei Freileitungen enorme Kosten. Besonders vorteilhaft ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung bei der Verwendung von Kabeln. Wegen fehlender dielektrischer Verluste braucht die Isolierung eines Gleichstromkabels nicht so stark zu sein wie die eines Drehstromkabels. Da keine kapazitiven Blindströme auftreten, muss man – was insbesondere bei Seekabelübertragungen unmöglich ist – nicht in gewissen Abständen Kompensationsspulen in das Kabel einbauen. Auch bei Drehstrom-Freileitungen wäre bei großen Übertragungslängen eine Blindleistungskompensation zwingend erforderlich, was bei Gleichspannung nicht der Fall ist. Des Weiteren muss im Gleichstromnetz die Isolation nicht auf einen Spitzenwert von ausgelegt werden, da bei Gleichstrom die Spitzenspannung der Effektivspannung entspricht.


Nachteile
Die Stromrichterstationen sind sehr teuer und nur wenig überlastbar. Es ist sehr schwierig, in eine bestehende Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung nachträglich einen Abzweig einzufügen. Die HGÜ ist prädestiniert für die Energieübertragung zwischen nur zwei Punkten. Im stationären Zustand ergeben sich bei hohen Gleichspannungen ab ca. 500 kV Probleme durch Verschmutzung und Benetzung durch Regenwasser (Freiluftanlagen) bei Isolatoroberflächen und Leiterdurchführungen. Bei Hochspannungsgleichstromanwendungen wird das elektrische Feld nicht wie bei Wechselstromanwendungen durch die Streu- und Betriebskapazitäten bestimmt, sondern allein durch die (hohen) ohmschen Widerstände der Isolationsanordnung. Die elektrische Leitfähigkeit der feuchten Schmutzauflage kann daher eine Verzerrung des elektrischen Feldes entlang des Isolators verursachen, welche zu einem Durchschlag längs des Isolierkörpers führen kann. Hingegen ist bei hohen Wechselspannungen die Feldverzerrung durch leitfähige Schmutzschichten am Isolator wegen der dabei auftretenden und vergleichsweise großen kapazitiven Verschiebungsströme meist vernachlässigbar klein.

Aufgrund der Kommutierungsströme der Leistungsthyristoren nehmen HGÜ-Kopfstationen immer elektrische Blindleistung aus den angekoppelten Wechselspannungsnetzen auf. Eine konventionelle HGÜ-Anlage eignet sich daher nicht zum Aufbau von Wechselspannungsnetzen, wie es z. B. auf Ölförderplattformen nötig wäre. Für solche Anwendungen verwendet man Stromrichter mit IGBT-Technik ("HVDC light"), die jedoch noch nicht in die Leistungsbereiche konventioneller HGÜ-Anlagen hineinreichen.


Zukunftsaussichten
Durch die Weiterentwicklung der elektronischen Bauteile wie IGBT und möglicherweise auch Feldeffekttransistoren (MOSFET) werden Kopfstationen preiswerter.

Mit der Entwicklung der Hochtemperatursupraleiter entsteht eine neue Möglichkeit des Überlastschutzes. Supraleiter werden bei Überlast warm und isolieren. Im Gegensatz zu herkömmlichen Sicherungen, falls sie für Hochspannungsgleichstrom wegen der schlechten Funkenlöschung überhaupt bestehen, müssen sie nach Beseitigung der Ursache der Überlastung nur wieder abgekühlt werden.(aus VDI-Nachrichten, unbekannte Ausgabe)

Da Abzweigungen durch den Überlastschutz kein größeres Problem als bei Drehstromleitungen sind, werden verzweigte Netze häufiger, sobald die Kopfstationen preiswert genug sind.


Geschichte
Die erste Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage war die nie in Betrieb gegangene bipolare Kabelübertragung des Elbe-Projekts zwischen Dessau und Berlin 1945 (symmetrische Spannung von 200 kV gegen Erde, maximale Übertragungsleistung 60 MW). Diese Anlage wurde von der sowjetischen Besatzungsmacht abgebaut und 1950 zum Aufbau einer 100 Kilometer langen, monopolaren Hochspannungsgleichstromleitung mit einer Übertragungsleistung von 30 MW und einer Betriebsspannung von 200 kV zwischen Moskau und Kaschira genutzt. Diese Leitung ist inzwischen stillgelegt.

Im Westen wurde die erste Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage 1954 zwischen der schwedischen Insel Gotland und dem schwedischen Festland in Betrieb genommen. Die älteste noch bestehende Hochspannungs-Gleichstrom-Anlage ist die Konti-Skan 1 zwischen Dänemark und Schweden. 1972 wurde im kanadischen Eel River die erste Hochspannungs-Gleichstrom-Anlage mit Thyristoren in Betrieb genommen und 1975 in England die HGÜ Kingsnorth zwischen den Kraftwerk Kingsnorth und der Innenstadt von London mit Quecksilberdampfgleichrichtern. In Deutschland entstand von 1991 bis 1993 die erste Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsanlage in Form der Kurzkupplung in Etzenricht. 1994 ging die 262 Kilometer lange Gleichstromleitung "Baltic-Cable" zwischen Lübeck-Herrenwyk und Kruseborg in Schweden in Betrieb, der 1995 die 170 Kilometer lange vollständig verkabelte "Kontek" zwischen Bentwisch bei Rostock und Bjæverskov in Dänemark folgte.
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bossi1
29.04.07 12:48:08
Beitrag Nr. 119
© DIE ZEIT 1998

Die Nasa will Solarkraftwerke im All aufbauen. Doch wie kommt der Strom in die Steckdose?
....alles nur Träume? :confused:

Sonnige Pläne Wolfgang Blum

Auf Strom von der Sonne schwören nur grüne Weltverbesserer? Mitnichten. Auch die Techniker der Nasa träumen davon, mit Solarenergie die Menschheit zu beglücken. Allerdings wollen sie keine Solarzellen auf Hausdächern installieren - wie bei der Nasa üblich, sind die Visionen gewaltiger: Riesige Sonnensegel im All sollen Strom erzeugen und gebündelt zur Erde senden.

Diese Zukunftsvision von Amerikas Raumfahrtbehörde wurde unlängst im US-Repräsentantenhaus vorgestellt - offensichtlich mit Erfolg: "Solarstrom aus dem Weltraum ist so aufregend, wie einen Astronauten zum Mars zu schicken - oder sogar noch aufregender", begeistert sich der Republikaner Dana Rohrabacher, der Vorsitzende des Ausschusses für Luft- und Raumfahrt. Die Vorteile der extraterrestrischen Stromerzeugung liegen auf der Hand: Unabhängig von Wetter und Tageszeit hätte man ständig ausreichend Energie zur Verfügung.

An pathetischen Worten wird denn auch nicht gespart. "Unsere Kinder und Kindeskinder mit sauberer Energie aus dem Weltraum zu versorgen könnte das Wichtigste sein, was die Nasa jemals für diese Nation und unsere Spezies tut", schwärmt etwa Gregg E. Maryniak von der Futron Corporation, einer der Autoren einer 250-Seiten-Studie der Nasa. Allerdings verweisen er und seine Kollegen vorsichtshalber darauf, daß fliegende Kraftwerke nicht nur die Menschheit retten, sondern auch Satelliten, Raumstationen und interplanetare Sonden mit Strom versorgen könnten. Oder Weltraumwaffen. Darauf setzt etwa die U.S. Air Force. "Es ist höchst wahrscheinlich, daß in den nächsten Dekaden große kommerzielle Solarkraftwerke im All gebaut werden, die Energie zur Erde schicken", heißt es in der Studie "Air and Space Power for the 21st Century", in der im Detail dargelegt wird, wie sich kosmischer Strom militärisch nutzen ließe.

Dabei ist die Idee keinesfalls neu. Im Gefolge der ersten Ölkrise schlugen Experten bereits Mitte der siebziger Jahre vor, die Sonne außerhalb der Erdatmosphäre anzuzapfen. Das US-Energieministerium investierte damals fünfzig Millionen Dollar in entsprechende Studien. Doch mit dem Ölpreis sank auch die Attraktivität der himmlischen Solarkraftwerke: Ihre Realisierung stellte sich als zu teuer heraus. Doch nun, so argumentieren die neuen Befürworter, hätten sich die Zeiten geändert: Der Umweltaspekt sei wichtiger denn je. Vor zwanzig Jahren habe noch niemand vom Treibhauseffekt geredet. Auch die Technik habe sich weiterentwickelt. Statt die Sonnensegel mit Hunderten von Astronauten zusammenzuschrauben, ließen sich in wenigen Jahren schon Bauteile basteln, die sich im All selbst montieren.

Die aktuelle Nasa-Studie kursiert denn auch in der Szene unter dem Namen "Fresh Look". Und als ob die Raumfahrtplaner ihre Bodenständigkeit beweisen wollten, eröffnen sie ihre Vision mit einer Analyse des irdischen Energiemarktes. In den Siebzigern hätten die Wissenschaftler nur analysiert, ob sich kosmische Solarkraftwerke gegenüber bestehenden Anlagen in den USA rentierten. Heute jedoch sei der Strommarkt globalisiert, und die Stromerzeugung im All könnte sich vor allem für Entwicklungsländer rechnen, in denen Kraftwerke fehlen.

An technischen Ideen herrscht jedenfalls kein Mangel: Das Nasa-Papier beleuchtet über zwanzig Ansätze, von einzelnen Stationen, die Strom von der einen Erdhälfte zur anderen verfrachten sollen, bis zu ganzen Flotten erdumkreisender Solarzellenfelder. Für Science-fiction-Autoren ist der Bericht eine wahre Fundgrube: Da schwirren sternförmige und spiralige Vehikel um den Globus. Andere sehen aus wie Diskusscheiben oder Wigwams. Manche der ungewöhnlichen Flugobjekte hängen an 20 000 Kilometer langen Kabeln, haben ein Schwungrad an Bord, um Strom speichern zu können, oder sind aus Mondgestein hergestellt. Auch die Deutschen sind mit einem futuristischen Vorschlag vertreten: Ihr fliegender Energielieferant soll einen Laserstrahl in die Sahara richten, den spezielle Solarzellen dort in Strom verwandeln.

Zwei Konzepten räumen die Wissenschaftler die größten Chancen ein: Der Sun Tower ähnelt einer überdimensionalen Sonnenblume, die, auf dem Kopf stehend, um die Erde kreist. Auf ihren Blättern sind Solarzellen angebracht, die paarweise an einem wenige Kilometer langen Kabel wie an einem Blütenstengel aufgereiht sind. Die Blüte bildet ein Mikrowellensender, der die Energie in einem breiten Strahl zur Erde schickt. Bei einem Durchmesser von gut fünfzig Metern soll ein solches Sonnensegel, das auf erdnahen Umlaufbahnen kreist, ein Megawatt Strom liefern.

Bei der Solar Disc dagegen bilden die Solarzellen eine riesige Scheibe, in deren Mitte der Mikrowellensender sitzt. Dieses Gebilde ist für den geostationären Orbit in 36 000 Kilometer Höhe geplant. Dort gleichen sich Zentrifugal- und Schwerkraft bei einer Umlaufzeit von 24 Stunden aus. Die künstlichen Himmelskörper scheinen daher über einem festen Punkt auf der Erdoberfläche stillzustehen. Bei einem Durchmesser von zehn Kilometern soll die Solar Disc gewaltige 10 000 Megawatt Strom erzeugen, soviel wie zehn große Atomkraftwerke.

Auch über die Empfangsstationen am Boden haben sich die Nasa-Forscher Gedanken gemacht. Sie sollen bei beiden Modellen mehrere Quadratkilometer bedecken und idealerweise in Photovoltaik-Felder integriert oder im Ozean installiert sein. Die geplante Energiedichte von etwa 200 Watt pro Quadratmeter bei der Übertragung sei geringer als bei Sonnenlicht, Gefährdung der Gesundheit ausgeschlossen. Dennoch machen sich die Autoren der Studie vorsorglich Gedanken über die gesellschaftliche Akzeptanz der Technik. "Lessons from Nuclear Power" lautet etwa eine Zwischenüberschrift.

Ist das alles pure Utopie? John Mankins von der Nasa, der die Studie leitete, glaubt mit berufsmäßigem Optimismus, in zehn bis zwanzig Jahren könne der erste Sun Tower ins All geschossen werden. Solar Discs seien frühestens in zwanzig Jahren zu erwarten. Mankins gibt allerdings zu, daß "aggressive Forschung und Entwicklung" nötig seien, bevor kommerzielle Projekte starten könnten. So ist beispielsweise die Frage der Energieübertragung noch lange nicht geklärt. Zwar wurden schon Flugzeuge vom Boden aus über einen Mikrowellenstrahl mit Energie versorgt; 1993 gelang es gar einer japanischamerikanischen Mission, erstmals via Mikrowellen Elektrizität von Raumschiff zu Raumschiff zu übertragen. Über Tausende von Kilometern hat auf diese Weise aber noch niemand Strom transportiert.


Das Hauptproblem ist jedoch die Kostenfrage. Zwar behaupten die Verfasser der Studie kühn, die anfänglichen Investitionen würden diejenigen eines großen Telekommunikationssatelliten nicht übersteigen. Auch ein konkurrenzfähiger Preis des All-Stromes von weniger als zehn Cent (achtzehn Pfennig) pro Kilowattstunde sei zu erreichen. (Zum Vergleich: Eine Kilowattstunde aus dem deutschen Stromnetz schlägt beim Kleinverbraucher derzeit mit 20 bis 25 Pfennig zu Buche.) Momentan ist dies freilich noch Zukunftsmusik. Eines der erklärten Hauptziele der Nasa lautet denn auch, die Kosten zu drücken. Beispielsweise müßte der Aufwand, Nutzlasten in eine Umlaufbahn zu katapultieren, drastisch gesenkt werden. Das käme dann auch den fliegenden Kraftwerken zugute, hoffen die Amerikaner.

Und die Deutschen? "Heute kommt das Programm via Satellit. Morgen auch der Strom", versprach vor einem knappen Jahr eine ganzseitige Anzeige der Daimler-Benz Aerospace (Dasa). Was die Anzeigenabteilung der Dasa damals nicht wußte: Der Konzern hatte das Vorhaben bereits eingestellt.

Der Grund: Die himmlische Stromerzeugung erschien den Managern schlicht zu teuer...
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bossi1
29.04.07 13:12:14
Beitrag Nr. 120
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.053.627 von bossi1 am 29.04.07 12:48:08Solarkraftwerke im Weltall :look:

Gerade die sehr leichten, flexiblen und technisch unkomplizierten Si-ünn-schichtzellen werden als die idealen Solarzellen für ein äußerst interessantes zukünftiges Einsatzgebiet, nämlich für Solarkraftwerke im Weltall, be- trachtet. Im 21. Jahrhundert will man Kraftwerke dieser Art, die eine mindestens fußballfeldgroße Modulfläche besitzen, sich in einer Höhe von 36000 Kilometern über dem Erdboden auf einer geostationären Umlaufbahn bewegenund die gewonnene elektrische Energie in Form von Mikrowellen oder Laserlicht zur Erde übertragen sollen, im großen Stil zur Energiever-sorgung unseres Planteten einsetzen. Den Empfang der Mikrowellen be-ziehungsweise des Lasers sollen gigantische Empfangsanlagen übernehmen. Die eingesammelte Energie kann anschließend wieder in Strom umgewan- delt werden. Bedingt durch die Position außerhalb der Atmosphäre, die mehr als ein Viertel der Sonneneinstrahlung aufzehrt, kommen im Weltall positionierte Solarzellen in den Genuß einer deutlich stärkeren Sonnenein-strahlung, die wegen der fehlenden Wetterschwankungen auch über einen deutlich längeren Zeitraum besteht. Im Gegensatz zu den meisten Einsatz-orten auf der Erde weist der Weltall auch keine störenden Objekte auf, die zu einer Abschattung der Solarzellen führen können.
Um Mikrowellen erzeugen zu können, muß man den von den Solarzellen erzeugten Gleichstrom zunächst mit Hilfe eines Wechselrichters in Wechselstrom ?zerhacken?. Die mit dem Wechselstrom verbundene Wechselspan-nung wird hochtransformiert und kann dann Hochleistungssender betreiben. Die vom Sender abgegebene Energie dringt als dickes Mikrowellenbündel durch die Atmosphäre, wobei sich Energieverluste ergeben. Da das Solarkraftwerk sich aber so positio- nieren läßt, daß es sich immer senkrecht über der Empfangsanlage befindet, kann man in diesem Fall mit einem relativ kurzen Übertragungsweg aus- kommen, während das Sonnenlicht, das von auf der Erdoberfläche instal- lierten Solarzellen genutzt wird, in der Regel in der Atmosphäre einen sehr langen Weg zurücklegen muß. Die zunächst gebündelte Energie fächert sich außerdem sehr stark auf und kommt auf der Erde als Energiestrahl mit etlichen Kilometern Durchmesser an. Zum Empfang einer Strahlungs- leistung von 10 Gigawatt wäre nach Schätzungen eine Antennfläche von 200km² nötig. Diese Verdünnung bringt jedoch Sicherheitsvorteile mit sich, da so auf einem Quadratmeter Erdboden nur noch 1/200 der Leistung an- kommt, die in einem durchschnittlichen Mikrowellenherd verheizt wird. Die Bordcomputer undelektronischen Anzeigen von Flugzeugen und anderen Flugobjekten könnten durch diese Mikrowellen jedoch massiv gestört werden, weshalb sie entsprechend dagegen abgeschirmt werden müssten. Wie bereits erwähnt, könnte man die von den Solarzellen abgegebene Leistung aber auch zum Betrieb eines starken Lasers nutzen, die Energie also mit Laserstrahlen zur Erde übertragen. Dabei stellt sich aber das Pro-blem, dass man den Laserstrahl auf dem Weg vom Weltall zur Erde durch die Atmosphäre mit ihren nach unten hin immer dicker werdenden Dunst- und Luftschichten lenken muß. Schon eine gewöhnliche Wolke kann den Laser aber sehr stark schwächen. Diesem Problem könnte man begegnen, indem man Laser benutzt, die Licht mit Wellenlängen außerhalb des sicht- baren Bereichs erzeugen, das Luftschichten leichter durchdringen kann. Eingenereller Nachteil dieser Technologie ist die enorme Energiekonzentration des Laserstrahls, der somit eine nicht zu unterschätzende Gefahr für Flugob-jekte darstellen würde und in den Luftschichten, die er durchdringt, uner-wünschte chemische Reaktionen auslösen könnte.
Unabhängig davon, ob man Laserstrahlen oder Mikrowellen verwenden will, stellt sich das zentraleProblem, daß man eine gigantische, technisch aufwendige und teure Apparatur in den Weltall transportieren müsste. Ge- rade deshalb favorisiert man Dünnschichtzellen für einen Einsatz in Welt- raum-Solarkraftwerken. Wegen ihres geringen Gewichts können sie mit einem vergleichsweise geringeren Energie- und Kostenaufwand transportiert werden. Dennoch rechneten Ingenieure der Firma MBB 1990 damit, daß derartige Konzepte erst in Etwa im Jahr 2040 verwirklicht werden können.
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bossi1
29.04.07 22:00:50
Beitrag Nr. 121
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.052.016 von bossi1 am 28.04.07 23:40:20Förderung und Nutzen der solarthermischen Stromversorgung
6 Seiten pdf / 2002

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Foerder_01.pfd
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bossi1
29.04.07 22:09:15
Beitrag Nr. 122
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.065.217 von bossi1 am 29.04.07 22:00:50Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport :look:
...aus Ländern mit hohem Strahlungs- und Flächenpotenzial.
8 Seiten pdf

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Potenzi_01.pdf
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XDA
30.04.07 14:36:20
Beitrag Nr. 123
TECHNOLOGY

Innovalight has developed a technology that has the promise to take current polysilicon-based solar cells (90 percent of market today) to a completely new level of cost. The high cost of production of solar cells today has been one of the major factors inhibiting the overall growth of solar energy as a market.

Innovalight has developed a silicon nanocrystalline ink that holds the promise to bring flexible solar panels to cost that could be as much as ten times cheaper than current solar cell solutions. Using proprietary methods, Innovalight has developed a solvent-based silicon process that lends itself to a low cost production and high throughput manufacturing.



REC-Gründer übernimmt Vorstandsposten bei Innovalight
Santa Clara, Kalifornien (ots/PRNewswire) -

- Führender Solarindustrieller Alf Bjorseth zum Direktor ernannt

Innovalight, Inc., eine Firma in Privatbesitz, die gedruckte Solarzellen auf der Basis von Siliziumtinte entwickelt, gab heute bekannt, dass der bekannte Industrieunternehmer Alf Bjorseth in ihren Vorstand aufgenommen wurde.

(Foto: http://www.newscom.com/cgi-bin/prnh/20070227/SFTU065 )

Dr. Bjorseth ist der Gründer und ehemalige Präsident sowie CEO der Renewable Energy Corporation (Nachrichten) (REC), einer der grössten vertikal integrierten Solarenergiefirmen der Welt. REC ist ausserdem der weltweit grösste Hersteller von Solar-Polysilizium und Wafers.

1994 rief Dr. Bjorseth das Unternehmen ScanWafer ins Leben, das sich auf die Produktion multikristalliner Silizium-Wafers für die Solarindustrie spezialisierte. Danach gründete er drei weitere Firmen im Bereich Solarzellen und Modulfertigung sowie eine Solarmodul-Installationsfirma. Diese Unternehmen wurden später in einer Holding zusammengeführt, der Renewable Energy Corporation (REC), bei der Dr. Bjorseth von Anfang an Präsident und CEO war.

2005 trat Dr. Bjorseth von diesen beiden Funktionen bei REC zurück. Er ist gegenwärtig Vorsitzender von Scatec AS, das sich auf die Gründung neuer Firmen mit Schwerpunkt fortschrittlicher Technologien im Bereich erneuerbarer Energie und Materialien konzentriert.

"Wir fühlen uns wirklich geehrt, dass Alf Bjorseth unserem Vorstand beitritt", sagte Conrad Burke, Präsident und CEO bei Innovalight. "Seine inspirierende Verdienste beim Aufbau erfolgreicher globaler Solarenergiefirmen wird sich für die bessere Ausrichtung unserer langfristigen Strategie als unschätzbar erweisen", fügte Burke hinzu.

"Der Innovalight-Ansatz zur Entwicklung von Solarzellen mit der neuartigen Siliziumtinten-Verarbeitung ist sehr vielversprechend", erklärte Dr. Bjorseth. "Das ist für neue und aufkommende Technologien in der Solarenergiesparte eine aufregende Zeit", fügte er hinzu.

Für das vielversprechende Potential der Firma, die Kosten zur Erzeugung sauberer, erneuerbarer Energie beträchtlich zu verringern, gewann Innovalight kürzlich auf der Jahresversammlung des Weltwirtschaftsforums (Davos, Schweiz) den Technology Pioneer Preis.

Über Innovalight, Inc.

Das 2002 gegründete Unternehmen Innovalight mit Hauptsitz im kalifornischen Santa Clara ist eine vertikal integrierte Firma in einem frühen Stadium und entwickelt eine neue Plattform überaus günstiger, Hochleistungs-Solarzellen auf der Basis der Silizium-Nanotechnologie. Das Unternehmen wird durch Risikokapital von ARCH Venture Partners, Apax Partners, Harris&Harris Group, Inc., Sevin Rosen Funds und Triton Ventures unterstützt. Weitere Informationen zu Innovalight befinden sich unter www.innovalight.com.

http://www.innovalight.com
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bossi1
01.05.07 21:28:36
Beitrag Nr. 124
29.04.2007 · 16:30 Uhr
Mit konzentrierter Sonnenenergie wird im Solarthermie-Kraftwerk Almeria Strom produziert. :look:


(Bild: DLR) Kraft aller Elemente
- Energiequellen für die Zukunft


Teil 3: Wüstensonne für die Welt
Von Volker Mrasek
Wenn es eine Großtechnologie gibt, die von den billigen fossilen Rohstoffen Erdöl, Erdgas und Kohle in den Schatten gestellt wurde, dann ist es die Solarthermie. Sonne lässt sich schon eine ganze Weile in Wärme und elektrischen Strom verwandeln. Seit Anfang der 1990er Jahre stehen solarthermischen Kraftwerke in der Mojawe-Wüste in den USA und speisen große Mengen Strom ins kalifornische Netz.

Die Anfangszeit war nicht ganz problemfrei. Doch längst haben die Anlagen ihre großtechnische Reife bewiesen. Erst jetzt, unter dem Eindruck der anhaltenden Erderwärmung, könnte der Solarthermie der Durchbruch gelingen. Neue Sonnenöfen entstehen in Spanien, Italien und den USA. Es gibt sogar Abschätzungen, wonach sich der Energiehunger der ganzen Welt allein durch Anlagen im brütend heißen Nordafrika decken ließe. Wissenschaft im Brennpunkt über einen ganz heißen Kandidaten, der sich anschickt, klimaschädliche Kohle- und Gaskraftwerke zu ersetzen.

"Es ist ein ganz, ganz dürres und ausgemergeltes Land. Verstümmelte Grasreste. Es stehen der eine oder andere Kaktus bzw. auch vereinzelte Olivenbäume in der Gegend."

"Prärie ist ein gutes Stichwort. Also, Almeria und die Gegend ist der Teil, wo Sergio Leone viele seiner Italo-Western gedreht hat."

".Interessanterweise ist der Kraftwerksstandort zehn Kilometer von der Estacion de la Calahora entfernt, da, wo Spiel mir das Lied vom Tod gedreht wurde."

- Deutschlandfunk

"Wir spielen hoffentlich nicht das Lied vom Tod. Wenn, dann den Tod der konventionellen Energien und hoffentlich nicht der alternativen Energien."

Viele kennen Almeria nur als Flughafen an der Costa del Sol, an Spaniens Mittelmeerküste. Gleich um die Ecke gebe es die schönsten Sandstrände des Landes, hört man immer wieder. Ins Hinterland aber verirren sich Touristen kaum einmal. Der Landstrich ist gebirgig und karg, im Sommer dörrt ihn die Sonne regelrecht aus, das Gras färbt sich rot-braun.

Hier, nur 30 Kilometer vom Meer entfernt und versteckt hinter fast 14-hundert Meter hohen Bergen, gibt es sogar einen Flecken Wüste: die Desierto de Tabernas. Es ist die einzige Wüste Europas. Viel Sonne, kaum eine Wolke am Himmel, fast kein Regen.

Die Kulissen von Film-Klassikern wie Spiel mir das Lied vom Tod stehen zum Teil noch: fiktive Western-Städte in der staubtrockenen andalusischen Wüste. Immer wieder mal werden sie für Film-Aufnahmen genutzt.

Doch inzwischen haben auch andere den Reiz der Gras- und Baumsteppe in Spaniens Süden entdeckt. Es sind Menschen von einem ganz anderen Schlag. Keine Kunstschaffenden, sondern Ingenieure. Auch sie sind vermutlich dabei, Geschichte zu schreiben. Keine Film-, sondern Technik-Geschichte. In Andalusien entstehen derzeit die ersten solaren Großkraftwerke Europas. Anlagen, die die intensive Sonnenstrahlung im Süden Spaniens einfangen, konzentrieren und ihre Energie in Strom umwandeln. Man spricht auch von solarthermischen Kraftwerken.

An der Entwicklung der Projekte und Schlüsseltechnologien waren deutsche Experten maßgeblich beteiligt. Sie arbeiten zum Beispiel bei der Firma Flagsol in Köln. Der Verfahrenstechniker Thomas Thaufelder ist dort Geschäftsführer:

"Eins ist sicher: In absehbarer Zeit werden fossile Brennstoffe zu schade sein, um sie einfach zu verbrennen. Und die Sonne wird länger scheinen, als die fossilen Brennstoffe reichen. Das wird die Zukunft sein."

Ein Pfeiler der künftigen Stromversorgung sind Solar-Kraftwerke auch in den Energieszenarien des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt, DLR. Dort befassen sich Wissenschaftler schon seit Jahren mit regenerativen Energieträgern, insbesondere mit den Chancen solarthermischer Kraftwerke in Regionen mit hoher Sonneneinstrahlung. Zu den einschlägigen Experten des DLR zählt der Physiker und Maschinenbau-Ingenieur Franz Trieb:

"Wir haben mehrere Studien gemacht. Eine beschäftigt sich mit den Potentialen erneuerbarer Energien in der Mittelmeer-Region, also rund ums Mittelmeer. Da hat sich gezeigt: Es gibt jede Menge erneuerbare Energien, also nicht nur Sonnenenergie, sondern auch Windenergie, Biomasse, geothermische Energiequellen. Aber die Sonnenenergie ist mit Abstand die größte Ressource. Da würde theoretisch ein Prozent der Wüsten reichen, um die Weltstromversorgung zu machen. Das heißt andersherum: Man braucht nur einen ganz geringen Bruchteil der Flächen, die dort verfügbar sind, und der Potentiale, um einen vernünftigen Anteil der Energieversorgung bereitzustellen."

In mittleren oder hohen Breiten macht es keinen Sinn, Sonnenlicht zu ernten, um Strom im Kraftwerksmaßstab zu erzeugen. Dafür muss man in den Süden. Zum Beispiel nach Spanien. Weil dort laut Thaufelder wesentlich mehr solare Energie pro Flächeneinheit vom Himmel strahlt:

"Es ist 30, 40 Prozent besser als in Deutschland. Man hat einfach stabileres Wetter. Nicht nur, dass die Sonne höher steht. Die Sonnenscheindauer ist eben wesentlich länger als in Deutschland. Ja, und das macht das eben attraktiv. Noch besser wird es dann, wenn man noch weiter Richtung Süden geht nach Nordafrika. Dort hat man gigantische Standorte, sowohl von der Fläche als auch von der Strahlung [her]. Da wird es noch mal 'ne ganze Ecke besser."

Los geht der solare Bauboom jetzt aber zunächst in Spanien. Das hat einen simplen Grund: Wer solaren Kraftwerksstrom ins öffentliche Netz einspeist, bekommt über 20 Euro-Cent pro Kilowattstunde, staatlich garantiert, und das mehr als 20 Jahre lang. Spanien hat entsprechende Gesetze erlassen. Erst dadurch können Sonnenkraftwerke nun kommerziell, mit Gewinn, betrieben werden

"Das muss man auch zugestehen, dass diese Technik noch teurer ist als 'ne herkömmliche Art der Stromerzeugung durch das Verbrennen von Kohle oder Öl oder Gas. Und deswegen hat diese Technik nach wie vor den Nachteil, dass sie von der Wirtschaftlichkeit her eben kämpfen muss."

Andalusien also! Von den Urlaubsstränden ist es nur ein Katzensprung zu den künftigen Energiezentren der Region:

"Es gibt eine Autobahn, die führt von Almeria nach Granada. Und direkt neben dieser Autobahn liegt das Kraftwerk."

Oliver Vorbrugg fährt die 60 Kilometer lange Strecke des Öfteren. Sie steigt ständig an und führt den deutschen Ingenieur auf eine weitläufige, nur schwach besiedelte Hochebene:

"Die Marquesado-Ebene. Liegt auf 1.100 Meter am Fuße der Sierra Nevada. Und das Attraktive an dem Standort ist: Je höher, desto weniger Partikel in der Luft und desto höher die Strahlung."

Vorbrugg ist Technischer Direktor von Milenio Solar, einer kleinen Firma mit Stadtbüro in Almeria. Dahinter steht ein deutsches Unternehmen: die Erlangener Solarmillennium AG. Vor neun Jahren begann sie mit der Planung für ein Sonnenkraftwerk in Andalusien. Jetzt sind sogar zwei in Bau, am Ende sollen es drei werden, Zaun an Zaun auf der Hochebene in der Provinz Granada. Sie heißen Andasol 1, 2 und 3. Es handelt sich um Parabolrinnen-Kraftwerke

"Es sind lange, ja, verspiegelte Dachrinnen. Vielleicht kann man's sich so am besten vorstellen. Große Dachrinnen. Die sind etwa fünfeinhalb Meter im Querschnitt und viele Hunderte Meter lang. Wenn man von etwa zwei, drei, vier Kilometer Abstand auf die Anlage sieht, dann sieht diese verspiegelte Fläche aus wie ein See, der so ein bisschen flimmert und ein bisschen spiegelt."

Die Dachrinnen, wie Vorbrugg sie nennt, sind leistungsstarke Solar-Kollektoren. Die konvex gekrümmten Glasspiegel auf ihrer Innenseite bündeln das einfallende Sonnenlicht wie eine Lupe, allerdings nicht auf einen einzelnen Brennpunkt, sondern auf eine Brennlinie. Sie erstreckt sich über die ganze Länge der Spiegeltröge. Genau in der Brennlinie verläuft ein durchsichtiges, Laternenpfahl-dickes Rohr. Darin zirkuliert ein spezielles Thermo-Öl. Von der geballten, 100fach konzentrierten Sonnenstrahlung wird es auf knapp 400 Grad Celsius erhitzt

"Dann müssen Sie das heiße Öl nehmen und die Energie auf Wasser übertragen. So produzieren Sie Dampf, und mit diesem Dampf , den schicken Sie in eine Turbine, was in jedem konventionellen Dampfkraftwerk auch passiert."

Aus den Worten von Flagsol-Chef Thaufelder wird deutlich: Anlagen wie Andasol 1 bis 3 unterscheiden sich prinzipiell nur in einem Punkt von gewöhnlichen, fossilen Kraftwerken: Statt Kohle oder Erdgas zu verbrennen, nutzen sie Solarstrahlung für die Hitze-Erzeugung. Alles, was danach kommt - Wärmetauscher, Dampfproduktion, Turbine und Stromgenerator -, all das ist ganz normale Kraftwerkstechnologie.

Doch um genügend Sonnenlicht für ein richtiges Kraftwerk einzufangen, bedarf es Unmengen von Parabolspiegeln. Andasol 1 und 2 sollen es immerhin auf zusammen 100 Megawatt elektrische Leistung bringen. Das reicht, um eine Großstadt mit über 300.000 Einwohnern mit Strom zu versorgen:

"Kein Forschungsmaßstab. Es ist wirklich Groß-Kraftwerkstechnik. Das Solarfeld hat eine Fläche von etwas über 500.000 Quadratmetern für eine Anlage mit 50 Megawatt "

Das entspricht etwa 80 Fußballfeldern

"Das liegt auch daran, dass wir einen thermischen Speicher hier verwenden bei dieser Anlage. Man bräuchte für die 50 Megawatt an sich ein kleineres Solarfeld. Wir bauen unseres etwa doppelt so groß wie nötig, haben aber dann den Vorteil, dass wir die gespeicherte Energie zu einem beinahe beliebigen Zeitpunkt ins Netz einspeisen können."

Nachts scheint keine Sonne. Mitunter ist es auch tagsüber bewölkt. Da macht es Sinn, einen Akku in der Anlage zu haben, ihn am helllichten Tage aufzuladen und dann, wenn es an Strahlung fehlt, wieder zu entleeren. Eine Hälfte der insgesamt 200.000 Parabol-Spiegel liefert Sonnenenergie für die direkte Stromerzeugung; die andere Hälfte ist dazu da, den Akku aufzuladen - ein Monstrum übrigens: 15 Meter hoch und knapp 40 Meter breit.

Die Energie aus solarthermischen Kraftwerken wird auf diese Weise regelbar, wie Thaufelder sagt: Der Sonnenstrom kann rund um die Uhr eingespeist werden, die Versorgungssicherheit ist gewährleistet:

"Der Speicher funktioniert so, dass Sie als Wärme-Speichermedium flüssiges Salz benutzen. Im übrigen ein Düngemittel, das ist ein Nitrat-Salz, knapp 30.000 Tonnen."

Bevor das Kraftwerk ans Netz geht, wird das zunächst einmal feste Salz unter Wärmezufuhr geschmolzen. Es hat dann eine Temperatur von 300 Grad Celsius:

"Mit der überschüssigen Energie aus dem Solarfeld wärmt man dieses Salz auf von 300 auf 400 Grad. Und zum Beispiel in der darauf folgenden Nacht kühlt man das Salz wieder ab von 400 auf 300. Und mit dieser Wärmeenergie erzeugt man Dampf. Und aus dem Dampf erzeugt man Strom."

Solche Salz-Akkus sind zwar schon ausgiebig getestet worden, aber:

"In dieser Größenordnung hat das auch noch niemand gemacht bisher."

Im Mai 2008 soll Andasol 1 ans Netz gehen, als dann größtes solarthermisches Kraftwerk der Welt. Weitere neun Monate später soll Andasol 2 den ersten Strom produzieren. An beiden Projekten ist die Solarmillennium AG jeweils zu einem Viertel beteiligt. Die Hauptanteile hält Spaniens größter Anlagenbauer ACS-Cobra. Das dritte Solarkraftwerk auf der Hochebene bei Granada könnte schließlich 2010 in Betrieb gehen.

Oliver Vorbrugg wähnt die Technologie vor dem Durchbruch

"Die richtige Goldgräberstimmung, die fängt ja gerade erst an. Wir haben an dem Standort 1999 angefangen, das Projekt zu entwickeln. Und wir wurden von allen belächelt und als verrückt betrachtet. Damals war das noch unvorstellbar. Es war nur brachliegendes Land. Es war 'ne wunderschöne Vision, sich auszumalen, dass man die Ideen, die man damals noch hatte, vielleicht tatsächlich in Wirklichkeit umsetzen könnte."

Röger: "So, jetzt steigen wir in den Fahrstuhl hinein."

"Vielleicht vom Geräusch her ein bisschen anders als ein moderner Büro-Fahrstuhl, aber er ist vollständig rundum geschlossen."

"Wir fahren jetzt erstmal auf das Niveau 7. Das sind so ungefähr 60 Meter."

Ideen und Visionen von künftigen Sonnen-Kraftwerken hat man auch hier schon länger, auf der Plataforma Solar de Almeria - im weltgrößten Forschungszentrum für Hochtemperatur-Solartechnik. Die Anlage ist mehr als 100 Hektar groß. Auch sie steht in Andalusien, am Rande der Desierto de Tabernas, der Wüste von Tabernas

"Das dauert jetzt noch ungefähr zehn Sekunden, dann sind wir schon da."

Auf der Plattform erprobt das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt schon seit über 25 Jahren Komponenten für solarthermische Kraftwerke, gemeinsam mit Experten der spanischen Forschungsorganisation CIEMAT. Auch Marc Röger gehört zum DLR-Team vor Ort. Mit Helm und Walkie-Talkie ausgestattet, erklimmt der Energietechnik-Ingenieur das auffälligste Bauwerk des ganzen Testzentrums. Es ist ein rund 80 Meter hoher Betonturm.

Zu seinen Füßen, Himmelsrichtung Norden, erstreckt sich ein großes Feld mit 300 einzelnen Spiegeln. Sie stehen da wie aufgeklappte Sonnenschirme am Hotelstrand, schön ordentlich in Reih und Glied. Nur sind sie wesentlich größer und auch nicht gewölbt, sondern plan. Heliostaten heißen die Apparaturen

"Jeder 40 Quadratmeter groß. Die sind im Moment jetzt gerade in der Ruhestellung, weil wir heute leider einen bewölkten Tag haben. Normalerweise werden diese Spiegelflächen so der Sonne nachgeführt, dass die Sonne genau auf einen Punkt hier auf dem Turm konzentriert wird."

"Der Turm hat drei Öffnungen auf das Heliostaten-Feld. Durch diese Öffnungen dringt das Licht auf hier drei Test-Receiver. Das Wort Receiver heißt ja Empfänger, in diesem Fall ist es ein Strahlungsempfänger. In diesen drei Test-Receivern wird dieses Licht absorbiert, in Wärme umgewandelt. Luft, die vorher unter Druck gesetzt wurde, durchströmt diese Receiver und wird dann auf Temperatur gebracht, für den Antrieb einer Gas-Turbine."

Spätestens jetzt ist klar: Neben den Parabolrinnen-Anlagen gibt es noch eine andere Sorte Kraftwerk in der andalusischen Sonne. Man nennt sie solare Turm-Kraftwerke

"Das Besondere eigentlich an den Turmkraftwerken ist, dass ein Temperaturniveau bis 1000 Grad Celsius relativ einfach erreichbar ist, während bei Parabolrinnen zum Beispiel die Konzentration nur bis ca. Faktor 80 geht. Hier beim Turm kommt man einfach bis Faktor 1000, tausendfache Sonne."

Der Turm wird gebraucht, um die Strahlungsempfänger hoch genug aufzuhängen - eine geometrische Notwendigkeit. Ein tieferer Brennpunkt wäre nicht denkbar. Dann würden die hinteren Heliostaten im Solarfeld ihr gebündeltes Sonnenlicht auf die Spiegel in den vorderen Rängen werfen

In der Nähe von Sevilla ist jetzt gerade das erste kommerzielle Turmkraftwerk Europas ans Netz gegangen, betrieben vom spanischen Energieversorger Abengoa. Mit über 600 Heliostaten, die der Sonne im Sekunden-Takt folgen; mit einem 115-Meter-Turm und einer Leistung von 11 Megawatt. Damit hat die Anlage eher noch Demonstrationscharakter. Ein einziger Andasol-Parabolrinnen-Block produziert fast fünfmal so viel Solarstrom.

Doch wenn sie einmal technisch ausgereift sind, haben Turmkraftwerke einen großen Vorteil gegenüber Parabolrinnen-Systemen: Man kann aus ihnen kombinierte Gas- und Dampf-Kraftwerke machen. 1.000 Grad heiße Luft erlaubt es, eine Gasturbine zu betreiben und zusätzlich noch Dampf zu erzeugen, den man auch noch mal über eine Turbine schicken kann. Das ermöglicht besonders hohe Wirkungsgrade bei der Umwandlung von Sonnenenergie in Elektrizität.


"Mach mal die Schelle druff. Sind das alle 6er Schrauben, die Du noch hast?" "Nee!" "Den kannste jetzt ruhig runter nehmen wie Du willst. Wäre vielleicht nicht schlecht, wenn wir das so in dem gleichen Winkel wie den vorigen runter bringen." "Ich bin doch erstmal jetzt hier am Basteln "

"Wir müssen nur aufpassen, dass wir nicht den andalusischen Sand mit in die Messleitungen mit reinschieben "

Eine andere Ecke der Plataforma Solar. Mitarbeiter einer deutschen Spezialfirma verlegen fingerdicke Rohrleitungen aus solidem V2A-Stahl

"Das sind Impulsleitungen, Messleitungen. In den Rohrleitungen läuft dann Wasser und Dampf. Der Druck, der jetzt auf diesem System herrscht, wird dann durch einen Umformer umgewandelt in ein elektrisches Signal, also bestimmte Ampere-Zahl."

Die Firma MAN Ferrostahl aus Essen baut an dieser Stelle eine neue Versuchsanlage auf. Sie ist über hundert Meter lang und gut zehn Meter hoch. Weil im Moment die Mess- und Regeltechnik installiert wird, hält sich auch Siegfried Hein in Almeria auf, der zuständige Ingenieur des deutschen Unternehmens:

"Wenn man von weitem kommt, wirkt es eher wie 'ne Brückenkonstruktion ohne Fahrbahn, wo die Fahrbahn noch praktisch aufgesetzt wird. Das ist halt das Besondere bei diesem Kollektor-Typ, dass hier in diesen Stegen die Spiegel noch eingehangen werden und diese Gelenke dann die Spiegel optimal zur Sonne ausrichten."

Die Spiegel, die noch eingesetzt werden müssen, sind so genannte Fresnel-Kollektoren. Wenn die Anlage in wenigen Wochen läuft, werden auch sie Sonnenstrahlung auf ein Rohr in der Brennlinie leiten.

Doch anders als die Spiegel in den Parabolrinnen sind die Fresnel-Kollektoren plan geschliffene und sehr schmale Elemente mit minimaler Bauhöhe. Sie reihen sich aneinander wie die Stege einer Holzbrücke. Und es gibt noch einen Unterschied: In dem Rohr wird kein Thermo-Öl mehr zirkulieren, sondern Wasser, das durch die Sonne verdampft wird. Man erhält das Antriebsmittel für die angeschlossene Kraftwerks-Turbine also auf direktem Wege. Und kann auf das teure und empfindliche Spezial-Öl verzichten - wenn die Versuche Erfolg haben.

"Die Forschungsplattform hier spielt schon eine ganz wichtige Rolle, um die Techniken, die schon da sind, noch zu verbessern, also wirklich noch Prozente an Effizienzen herauszuholen, die im Kraftwerksbereich sehr wichtig sind. Und zum anderen auch Technologien, die im Moment noch in einem jüngeren Stadium sind, wirklich bis zur Marktreife zu führen wie zum Beispiel die Solarturm-Technologie, wie auch Fresnel-Technologie, wo eben hier noch Demonstrations- und Forschungsprojekte gerade laufen, um das weiterzuentwickeln."

Christoph Richter ist der leitende Solarforscher des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt am Standort Almeria. Die jahrelangen Arbeiten auf der Test-Plattform tragen jetzt Früchte. Der physikalische Chemiker traut der Solarthermie zu, eine große Rolle bei der Ablösung der fossilen Energieträger zu spielen:

"Sie kann da relativ schnell einen relativ hohen Beitrag leisten, weil eben auch die Einheiten, die wir hier bauen mit dieser Technologie, energietechnisch gesehen relativ groß sind. Typischerweise bauen wir 50-Megawatt-Anlagen, deutlich größer als das, was zum Beispiel mit Photovoltaik gemacht wird. Also eher im Bereich großer Windanlagen zum Beispiel. Ich meine Windparks, heute mit typischerweise vielleicht bis 100 Megawatt. Also große Windparks."

Jetzt, da die Sonnenkraftwerke flügge sind, wird es auf der Plataforma Solar mit all ihren dreh- und schwenkbaren Spiegeln bald noch betriebsamer zugehen. Die spanischen Forscher von der CIEMAT wollen noch in diesem Jahr ein komplettes Parabolrinnen-Kraftwerk auf dem Testgelände hochziehen, bei dem die Direktverdampfung zum Einsatz kommt. Die Demonstrationsanlage soll fünf Megawatt leisten.

Das Ziel ist klar: Die Kosten sollen weiter runter, die Erzeugung des Sonnenstroms aus der Wüste billiger werden.

"Wir erwarten davon, dass, sagen wir mal, der Stromgestehungspreis noch um circa zehn Prozent geringer wird. Und das ist natürlich einfach noch mal ein wichtiger Schritt in diesem ganzen Prozess, die Kosten zu senken und letzten Endes auch ohne irgendwelche Fördermaßnahmen konkurrenzfähig zu werden zu konventionellen Kraftwerken."

In Spanien sollen in einer ersten Ausbauphase bis Ende des Jahrzehnts Sonnen-Kraftwerke mit einer Leistung von zusammen 500 Megawatt ans Netz gehen. Doch das wird nur der Anfang sein. Auch die deutsche Solarmillennium AG entwickelt emsig weitere Projekte, wie Oliver Vorbrugg verrät:

"Wir sind dabei, in Andalusien, Extremadura, Castillo de la Mancha und Murcia neue Kraftwerksstandorte zu finden und daran zu arbeiten, dass wir noch weitere Kraftwerke umsetzen. Ziel ist es, dass wir den ganzen Süden Spaniens abdecken. Man rechnet damit, dass in den nächsten Jahren noch sehr viele weitere solarthermische Kraftwerke hier in Spanien und insbesondere im Süden gebaut werden."

In den Startlöchern steht die Technologie auch in Nordafrika. Thomas Thaufelder, Chef von Flagsol, der Technik-Tochter von Solarmillennium:

"Algerien hat dort 'ne Vorreiterrolle, die ein Programm bis 2020 aufgelegt haben, mehrere Anlagen mit solarem Anteil dort zu bauen. Es gibt auch Ausschreibungen in Marokko. In Ägypten ebenso. Also, man ist auch dort aufgewacht und versucht, dort eine Zukunftsperspektive aufzuzeigen."

Auch in den USA seien neue Anlagen geplant, sagt DLR-Chemiker Christoph Richter. Und zwar in den Bundesstaaten Kalifornien und Nevada

Stromerzeugung hat sicherlich die Perspektive, in den nächsten zehn Jahren einige Gigawatt an installierter elektrischer Leistung weltweit zu erzeugen. Also das, was sozusagen der Leistung von mindestens fünf bis sechs Kernkraftwerken entsprechen würde. Sobald gewisse Rahmenbedingungen geschaffen sind, ist da durchaus explosionsartiges Wachstum möglich - exponentielles Wachstum, sagen wir mal."

Es gibt die Vision von einem transmediterranen Solarstromverbund. Die Europäische Union hat sich das Ziel gesetzt, den Anteil erneuerbarer Energieträger an der Stromerzeugung kontinuierlich zu steigern. Mitte des Jahrhunderts soll er bei mindestens 50, wenn nicht gar 60 Prozent liegen. Das ist die Vorgabe einer vorausschauenden Energie- und Klimapolitik in der EU.

Strom aus solarthermischen Großkraftwerken in Spanien, vor allem aber in Nordafrika könnte dabei eine wichtige Rolle spielen, glaubt auch DLR-Spezialist Franz Trieb:

"Und zwar über die Möglichkeit, Solarstrom aus der Wüste zu uns zu exportieren mit Hochspannungs-Gleichstromleitungen. Das ist auch Stand der Technik seit mehreren 'zig Jahren, so dass wir also Solarstrom aus der Region importieren können. Ich schätze mal, das fängt so 2020 an, und man könnte bis 2050 so einen 10- bis 15prozentigen Anteil an unserer Stromversorgung so machen."

Die Rede ist inzwischen vom EUMENA-Verbund. Von einer Strom-Partnerschaft zwischen Europa, dem Mittleren Osten und Nordafrika. Eine solche Allianz schlägt zum Beispiel auch der Club of Rome vor:

"Was im Stromsektor fehlt, sind die Autobahnen. Also etwas, was effizient den Fernverkehr sozusagen ermöglicht, und das wäre so ein HGÜ-Netz über Europa. Hochspannungsgleichstrom-Übertragungstechnologie. Wenn wir mit der nächsten Generation Kabel rechnen - wir sagen ja, dies fängt so im Jahr 2020 an -, dann können wir mit Übertragungsverlusten von drei Prozent für 1.000 Kilometer Entfernung rechnen, das heißt wenn wir Marokko mit Deutschland verbinden und Solarstrom aus Marokko nach Deutschland übertragen, hätten wir so etwa zehn Prozent Verlust. Bei 'ner dreifachen Solareinstrahlung in Marokko lohnt sich das alle Male."

Die deutschen Projektentwickler haben ihre Fühler deshalb längst nach Nordafrika ausgestreckt und sind bei den ersten Ausschreibungen präsent, wie Thomas Taufelder bestätigt:

"Wir arbeiten in diese Richtung. Überlegen Sie: die ungenutzten Flächen in Nordafrika. Sie haben dort keine Flächenkonkurrenz. Sie haben Land, in dem es außer Sonne eigentlich nichts gibt. Was liegt näher, als dort diesen Überfluss einzusammeln und in kostbaren Strom zu verwandeln? Natürlich, man braucht ein bisschen Zeit dazu, aber es ist einer der Schlüsselmärkte der Zukunft, die nordafrikanische Region."

So hoffnungsvoll das alles klingen mag. Solarthermiker können auch eine andere Geschichte erzählen. Es ist eine traurige Geschichte. Sie handelt von verpassten Chancen und schmerzenden Zeitverlusten. Denn die Technologie ist keineswegs brandneu. In Kalifornien wurden bereits vor zwei Jahrzehnten Parabolrinnen-Kraftwerke entwickelt und installiert, als Reaktion auf den ersten Ölpreis-Schock. Noch bis vor kurzem waren es die einzigen solaren Großkraftwerke der Welt

"Eine der beliebtesten Fragen im Anlagenbau: Warum haben wir das nicht schon früher gemacht? Ich meine, wir haben diese Anlagen gesehen vor 20 Jahren in USA. Dann veränderten sich die Rahmenbedingungen, der Preis für fossile Energieträger ging in den Keller. Und entsprechend war die Situation so, dass diese Anlagen nicht mehr wirtschaftlich waren. Also gab es eben neun Anlagen. Und danach war Ende." O-Ton 38b - Trieb (MD EE 2006 II, Take 11, 5:43-6:16): "Wir haben ein Jahrzehnt verloren, locker, wenn nicht zwei. Jetzt wachen wieder alle auf. Und jetzt muss man halt die verlorene Zeit wieder einholen. Das ist schade, auch für das Klima. Das ist schade auch für die Verbraucher, weil die jetzt jedes Jahr höhere Kosten zahlen. Das hätte man vermeiden können, wenn man die Lernkurve der Solarthermie schon durchlaufen hätte. Das müssen wir jetzt wieder aufholen."

dass der Bau der ersten großen Sonnenkraftwerke rund um das Mittelmeer abermals nur ein Strohfeuer sein wird, kann sich DLR-Visionär Franz Trieb nicht vorstellen:

"Wenn man bedenkt, dass zum Beispiel der Raum Mittlerer Osten/Nordafrika bis zum Jahr 2050 in eine Größenordnung wachsen wird wie wir [sie] heute haben im Stromverbrauch, also da entsteht praktisch ein zweites Europa südlich des Mittelmeers. Und diesen Bedarf, den kann man eigentlich gar nicht anders decken. Deswegen seht' ich da durchaus optimistisch für die solarthermischen Kraftwerke in die Zukunft."

Auf der Plataforma Solar de Almeria dürften die Sonnenöfen deshalb nicht so schnell erlöschen. Ganz im Gegenteil: Auf den deutschen Standortleiter Christoph Richter und seine Kollegen kommen neue Herausforderungen zu. Solarkraftwerke entstehen in Regionen, die man zum Sonnengürtel der Erde zählt. Dort ist das Wasser knapp. Deshalb wird man die Anlagen über kurz oder lang mit einer Meerwasser-Entsalzung kombinieren - und auch hier fossile, klimaschädliche Energieträger durch die Kraft der Sonne ersetzen

"Und auch ein ganz wichtiges Thema in der Zukunft ist die Herstellung solarer Brennstoffe, also zum Beispiel Wasserstoff, den man eben mit den hohen, hier erzielbaren Temperaturen thermochemisch auch erzeugen kann, um ihn zum Beispiel im Transportsektor einzusetzen. Also, die Ideen und der Forschungsbedarf reichen locker noch die nächsten 50 Jahre und mehr."
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bossi1
04.05.07 16:44:01
Beitrag Nr. 125
04.05.2007 15:13
Solar Millennium von MAN beflügelt



Der Solar-Spezialist Solar Millennium hat mit MAN Ferrostaal ein Gemeinschaftsunternehmen gegründet. Für das kleine Solarunternehmen sind das schöne Wachstumsaussichten - an der Börse wird das honoriert.
Die Aktie stieg im Freitagshandel um mehr als fünf Prozent. Das angekündigte Joint Venture mit dem Namen MAN Solar Millennium soll sich als weltweit führender Anbieter von solarthermischen Kraftwerken etablieren. Solar Millenium wird als Projektentwickler die kommerziell genutzte Technolgie bereitstellen, der Anlagenbauer MAN Ferrostaal soll die großen Kraftwerksprojekte realisieren.

Die Kraftwerke, um die es bei dem neuen Projekt geht, erzeugen ihren Strom über rinnenförmige Spiegel. Diese bündeln die Sonnenenergie und erhitzen eine "Wärmeträgerflüssigkeit", die mittels Wärmetauschers Dampf erzeugt, welcher wiederum in Strom umgewandelt wird.

Auf dem Weg zum Weltmarktführer
Solar Millennium aus Erlangen entwirft diese Kraftwerke und realisiert sich mit Partnern weltweit. Das Unternehmen entwickelt neben der Parabolrinnen-Technologie auch Aufwindkraftwerke, die aber noch nicht Marktreife erlangt haben.

Solar Millennium erhofft sich von dem neuen Joint Venture vor allem finanzielle Unterstützung. Außerdem will die kleine Firma von der Expertise des Ferrostaal-Konzerns bei Bau und Lieferung von Großanlagen profitieren. ...ein neuer Partner mit "Geld" für die kleine SM2 :look:

MAN Ferrostaal sieht das Joint Venture als einen "wichtigen Schritt für die Neuausrichtung des Unternehmens". Die solarthermische Stromerzeugung spiele in dieser Strategie eine wichtige Rolle, sagte Ferrostaal-Vorstand Wolfgang Knothe. Mit Hilfe der Zusammenarbeit mit Solar Millennium könne MAN die Zeit, sich im Solarmarkt zu etablieren, erheblich verkürzen.
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bossi1
04.05.07 16:48:53
Beitrag Nr. 126
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.134.712 von bossi1 am 04.05.07 16:44:01MAN Ferrostaal setzt auf solarthermische Kraftwerke
Maschinenbauer will durch Joint Venture mit Solar Millenium zum weltweit führenden Anbieter werden
...das sind aber ergeizige Ziele :look:

AP 04.05.2007 14:05
Essen – Der Essener Maschinenbauer MAN Ferrostaal und die auf Sonnenenergie spezialisierte Technologieschmiede Solar Millenium wollen mit einem Gemeinschaftsunternehmen zum weltweit führenden Anbieter von solarthermischen Kraftwerken aufsteigen. Solar Millenium verfüge über eine schon kommerziell genutzte Technologie und langjährige Projekterfahrung. MAN Ferrostaal habe als Anlagenbauer und Generalunternehmer die Kompetenzen auch große Kraftwerksprojekte zu realisieren, beschrieben die Unternehmen am Freitag die Vorteile ihrer Zusammenarbeit.

Wolfgang Knothe, Vorstand von MAN Ferrostaal, bezeichnete das Joint Venture mit Solar Millenium als wichtigen Schritt für die strategische Neuausrichtung seins Unternehmens. „Innerhalb des Anlagenbaus konzentrieren wir uns auf die Bereiche Kraftstoffe und Energie. Die solarthermische Stromerzeugung spielt in dieser Strategie eine wichtige Rolle, denn sie stellt zukünftig einen stark wachsenden Markt dar“, betonte der Manager. Mit Hilfe von Solar Millenium könne MAN die Zeit, sich im Solarmarkt zu etablieren, erheblich verkürzen.

Knothe verwies auf eine Studie des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt, nach der solarthermische Kraftwerke im Mittelmeerraum im Jahr 2050 doppelt so viel Energie liefern könnten, wie Wind, Photovoltaik, Biomasse und Geothermie zusammen.

Solarthermische Kraftwerken erzeugen aus der Wärmenergie der aufgefangenen Sonnenstrahlung Strom. Spiegel bündeln dabei die einfallenden Sonnenstrahlen auf einem mit Flüssigkeit gefüllten Rohr. Die so gewonnenen Wärme wird dann im Kraftwerksblock zum Antrieb von Turbinen genutzt. (AP)
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XDA
04.05.07 23:56:12
Beitrag Nr. 127
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.134.796 von bossi1 am 04.05.07 16:48:53MAN Ferrostaal übernimmt Anlagenbauer in Portugal


Koch de Portugal: Know-how-Träger im Kraftwerksbau | Erneuerbare Energien und Gaskraftwerke als zukünftige Schwerpunkte

MAN Ferrostaal AG verstärkt ihre Sparte Projects (Großanlagenbau). Heute unterzeichnete das Unternehmen einen Vertrag zur Übernahme des in Lissabon/Portugal ansässigen Anlagenbauers Koch de Portugal. Mehrheitsgesellschafter war neben zwei anderen Eigentümern die Koch Transporttechnik in Saarbrücken. Über den Kaufpreis haben die beteiligten Parteien Stillschweigen vereinbart.

Koch de Portugal ist auf die Projektierung und Abwicklung von industriellen Großprojekten spezialisiert. Innerhalb internationaler Konsortien konzentriert sich das Unternehmen mit rund 130 Mitarbeitern auf den Bau von Kraftwerksanlagen. Auch in Deutschland verfügt Koch de Portugal über eine Betriebsstätte mit erfahrenen Kraftwerksingenieuren. Bei MAN Ferrostaal soll das Unternehmen zukünftig den Bau von Kraftwerken, von petrochemischen Anlagen und von Anlagen zur Biokraftstoff-Produktion unterstützen.

Die Akquisition hilft MAN Ferrostaal, die Bereiche Energie und Kraftstoffe weiter auszubauen. Das Unternehmen nutzt dabei sowohl konventionelle als auch alternative Technologien: Es baut Diesel-, Gas- und Dampfkraftwerke, solarthermische Kraftwerke, Anlagen für petrochemische Produkte und zur Herstellung von Biokraftstoffen. Diese bieten weltweit mit die größten Wachstumspotenziale. Speziell in Schwellenländern, in denen MAN Ferrostaal gut vertreten ist, steigt der Bedarf an elektrischer Energie und Kraftstoffen stark an.

"Koch de Portugal ergänzt unser Leistungsprofil hervorragend," sagte Dr. Matthias Mitscherlich, Vorstandsvorsitzender der MAN Ferrostaal AG und Vorstand der MAN AG. "Das Unternehmen ist eine bekannte Adresse in unserer Branche, die Mitarbeiter genießen hohes Ansehen. Für uns kommt die Akquisition genau zum richtigen Zeitpunkt, denn wir bearbeiten derzeit eine ganze Reihe von neuen Projekten, für die wir die neuen Kapazitäten gut einsetzen können."

Vor dem Hintergrund von Engpässen auf dem Arbeitsmarkt für Ingenieure im Kraftwerksbau ist die Akquisition für MAN Ferrostaal sehr wertvoll. Das Know-how und die Erfahrung der Mitarbeiter fließen direkt in das laufende Geschäft des Unternehmens ein.

Ein Schwerpunkt der Arbeit wird auf der Errichtung von solarthermischen Kraftwerken liegen.[/b] Im spanischen Almeria baut MAN Ferrostaal zusammen mit Partnern derzeit eine erste Anlage. Diese Demonstrationsanlage, die auf Basis der kostengünstigen Fresnel-Technologie (Flachspiegel) arbeitet, wird voraussichtlich im Mai diesen Jahres in Betrieb gehen. Sie soll die Alltagstauglichkeit dieser Technik unter Beweis stellen. Für weitere Projekte im Bereich Solarkraftwerke kann das Unternehmen jetzt auf die Unterstützung von Koch de Portugal zurückgreifen.



Die MAN Ferrostaal AG, Essen, ist mit 4.300 Mitarbeitern und einem Umsatz von 1,4 Mrd. Euro (2006) der Industriedienstleister in der MAN Gruppe. Mit den Sparten "Projects" und "Services" bedient MAN Ferrostaal weltweit Kunden in mehr als 60 Ländern. MAN Ferrostaal ist eine Tochter der MAN Aktiengesellschaft, München. Die MAN Gruppe ist eines der führenden Fahrzeug-, Motoren- und Maschinenbauunternehmen in Europa mit jährlich rund 13 Mrd. Euro Umsatz. MAN ist Anbieter von Lkw, Bussen, Dieselmotoren, Turbomaschinen sowie Industriedienstleistungen und beschäftigt weltweit rund 50.000 Mitarbeiter. Die MAN-Unternehmensbereiche halten führende Positionen auf ihren Märkten. Die MAN AG, München, ist Mitglied im Deutschen Aktienindex DAX der 30 führenden deutschen Aktiengesellschaften. Weitere Informationen über MAN Ferrostaal finden Sie im Internet unter www.manferrostaal.com

....ganz schön weit die Pläne und Projekte, bzw. Strategische Ausrichtung des Unternehmens!:eek:

.....und was macht Abengoa? Gibt es schon was neues?:look:
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bossi1
05.05.07 19:53:06
Beitrag Nr. 128
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.145.902 von XDA am 04.05.07 23:56:12MAN Ferrostaal übernimmt Anlagenbauer in Portugal

Koch de Portugal: Know-how-Träger im Kraftwerksbau | Erneuerbare Energien und Gaskraftwerke als zukünftige SchwerpunkteMAN Ferrostaal AG verstärkt ihre Sparte Projects (Großanlagenbau). Heute unterzeichnete das Unternehmen einen Vertrag zur Übernahme des in Lissabon/Portugal ansässigen Anlagenbauers Koch de Portugal. Mehrheitsgesellschafter war neben zwei anderen Eigentümern die Koch Transporttechnik in Saarbrücken. Über den Kaufpreis haben die beteiligten Parteien Stillschweigen vereinbart.

Koch de Portugal ist auf die Projektierung und Abwicklung von industriellen Großprojekten spezialisiert. Innerhalb internationaler Konsortien konzentriert sich das Unternehmen mit rund 130 Mitarbeitern auf den Bau von Kraftwerksanlagen. Auch in Deutschland verfügt Koch de Portugal über eine Betriebsstätte mit erfahrenen Kraftwerksingenieuren. Bei MAN Ferrostaal soll das Unternehmen zukünftig den Bau von Kraftwerken, von petrochemischen Anlagen und von Anlagen zur Biokraftstoff-Produktion unterstützen.

Die Akquisition hilft MAN Ferrostaal, die Bereiche Energie und Kraftstoffe weiter auszubauen. Das Unternehmen nutzt dabei sowohl konventionelle als auch alternative Technologien: Es baut Diesel-, Gas- und Dampfkraftwerke, solarthermische Kraftwerke, Anlagen für petrochemische Produkte und zur Herstellung von Biokraftstoffen. Diese bieten weltweit mit die größten Wachstumspotenziale. Speziell in Schwellenländern, in denen MAN Ferrostaal gut vertreten ist, steigt der Bedarf an elektrischer Energie und Kraftstoffen stark an.

"Koch de Portugal ergänzt unser Leistungsprofil hervorragend," sagte Dr. Matthias Mitscherlich, Vorstandsvorsitzender der MAN Ferrostaal AG und Vorstand der MAN AG. "Das Unternehmen ist eine bekannte Adresse in unserer Branche, die Mitarbeiter genießen hohes Ansehen. Für uns kommt die Akquisition genau zum richtigen Zeitpunkt, denn wir bearbeiten derzeit eine ganze Reihe von neuen Projekten, für die wir die neuen Kapazitäten gut einsetzen können."

Vor dem Hintergrund von Engpässen auf dem Arbeitsmarkt für Ingenieure im Kraftwerksbau ist die Akquisition für MAN Ferrostaal sehr wertvoll. Das Know-how und die Erfahrung der Mitarbeiter fließen direkt in das laufende Geschäft des Unternehmens ein.

Ein Schwerpunkt der Arbeit wird auf der Errichtung von solarthermischen Kraftwerken liegen. Im spanischen Almeria baut MAN Ferrostaal zusammen mit Partnern derzeit eine erste Anlage. Diese Demonstrationsanlage, die auf Basis der kostengünstigen Fresnel-Technologie (Flachspiegel) arbeitet, wird voraussichtlich im Mai diesen Jahres in Betrieb gehen. Sie soll die Alltagstauglichkeit dieser Technik unter Beweis stellen. Für weitere Projekte im Bereich Solarkraftwerke kann das Unternehmen jetzt auf die Unterstützung von Koch de Portugal zurückgreifen.



Die MAN Ferrostaal AG, Essen, ist mit 4.300 Mitarbeitern und einem Umsatz von 1,4 Mrd. Euro (2006) der Industriedienstleister in der MAN Gruppe. Mit den Sparten "Projects" und "Services" bedient MAN Ferrostaal weltweit Kunden in mehr als 60 Ländern. MAN Ferrostaal ist eine Tochter der MAN Aktiengesellschaft, München. Die MAN Gruppe ist eines der führenden Fahrzeug-, Motoren- und Maschinenbauunternehmen in Europa mit jährlich rund 13 Mrd. Euro Umsatz. MAN ist Anbieter von Lkw, Bussen, Dieselmotoren, Turbomaschinen sowie Industriedienstleistungen und beschäftigt weltweit rund 50.000 Mitarbeiter. Die MAN-Unternehmensbereiche halten führende Positionen auf ihren Märkten. Die MAN AG, München, ist Mitglied im Deutschen Aktienindex DAX der 30 führenden deutschen Aktiengesellschaften. Weitere Informationen über MAN Ferrostaal finden Sie im Internet unter www.manferrostaal.com

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Artikel vom September 83

(..) MAN ist der siebtgrößte Rüstungskonzern in der BRD. Der Umsatz im Rüstungssektor beträgt ca. 600 Millionen DM. Dazu ist MAN mit 50% an der MTU (Motoren und Turbinen Union) beteiligt, die Panzer- und Schiffsmotoren herstellt: Rüstungsjahresumsatz 1,8 Milliarden DM. MAN mischt auch über die Gesellschaft für nukleare Verfahrenstechnik und MAN- Uranit Gronau GmbH - je 50% Beteiligung - im AKW- Geschäft mit. (..)

....aus der nuklearen Verfahrenstechnik und "MAN-Uranit" ist die Urenco Gruppe (Urananreicherung) hervorgegangen, die weltweit mit ihrer Anreicherungstechnik führend ist.

MAN steht nicht nur für LKW´s, sondern ist ein Technologiekonzern, der in vielen Bereichen tägig war/ist, wo gut verdient wurde. Das scheinen jetzt auch thermische Solarkraftwerke zu sein. :look:

http://www.freilassung.de/div/texte/rz/zorn/Zorn29l.htm
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bossi1
05.05.07 20:20:30
Beitrag Nr. 129
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.154.074 von bossi1 am 05.05.07 19:53:06...da hab ich in der Eile was verwechselt. Der Artikel zu den angesprochenen Fresnel Kollektoren (#97) sollte da stehen. ;)

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
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bossi1
05.05.07 22:54:42
Beitrag Nr. 130
HANDELSBLATT, Freitag, 4. Mai 2007, 12:00 Uhr
Solarenergie in Andalusien
Von der Sonne verwöhnt

Von Stefanie Müller

In Andalusien liegt eines der weltweit führenden Forschungszentren für Solarenergie, die Plataforma Solar. Was die Wissenschaftler hier mit ausgetüftelt haben, geht bald in den Praxistest: das erste Solarthermie-Kraftwerk. Ein wahrer Gigant, denn mit den Kollektoren der beiden Anlagen könnte man 140 Fußballfelder bedecken.


Die spanische Regierung subventioniert
die Solar-Branche massiv. Foto: dpa

MADRID. Die Sonne Andalusiens brennt wieder besonders grausam an diesem blauen Frühlingstag. Schon im April ist in der hügeligen Landschaft rund um die Hafenstadt Almería alles verdorrt. Hier, inmitten der Berge, wo das Thermometer im Sommer auf über 45 Grad klettert, liegt die Plataforma Solar. Was die Wissenschaftler hier mit ausgetüftelt haben, geht knapp 80 Kilometer nordwestlich bald in den Praxistest: In der Hochebene von Guadix baut die deutsche Solar Millennium gerade die Solarthermie-Kraftwerke Andasol 1 und 2. Andasol 1 soll 2008 ans Netz gehen und 50 Megawatt Leistung liefern, sein fast baugleicher Zwilling rund ein Jahr später.

Etwa 1 800 Sonnenstunden im Jahr locken nicht nur Urlauber, sondern zunehmend auch deutsche Solarenergiefirmen nach Spanien. Solarworld, Solar Millennium oder Conergy teilen sich den Markt mit spanischen Stromkonzernen wie Iberdrola, Unión Fenosa, Endesa, Acciona oder Abengoa. 550 Mill. Euro setzte die Branche im vergangenen Jahr um. Die Unternehmensberatung DBK geht davon aus, dass sich das Volumen im laufenden Jahr fast verdoppeln wird. Allein Conergy hat heute 200 Mitarbeiter in Spanien und wird in den nächsten Jahren knapp 400 Mill. Euro in Solarparks investieren.

Dabei haben die Spanier den Boom lange verschlafen. Erst die Subventions- und Förderpolitik der vergangenen Jahre hat das Geschäft mit der Sonne angekurbelt. Obwohl Spanien für seine langwierige Bürokratie und Vetternwirtschaft bekannt ist, werden Solarlizenzen heute vergleichsweise schnell erteilt: „Im Durchschnitt dauert es eineinhalb Jahre vom Antrag bis zum Spatenstich“, sagt Reinout vom spanisch-britischen Solarpark-Entwickler Sunstroom, der in der nordspanischen Provinz Navarra gerade eine Zehn-Megawatt-Anlage baut. Privatanlegern, die sich an Solarparks beteiligen, wird nicht nur zehn Jahre lang eine zehnprozentige Rendite garantiert, sondern sie können von der Investitionssumme jährlich noch zehn Prozent steuerlich absetzen. Und Betreiber der weit verbreiteten kleineren Solarparks bekommen 44 Cent für jede Kilowattstunde Strom, die sie ins Netz einspeisen.

In Deutschland liegt die Vergütung zwar noch höher, aber hier zu Lande gibt es kaum noch Wachstumsmöglichkeiten. „Ein großer Vorteil Spaniens ist nicht nur die Sonne, sondern auch die geringe Besiedlung“, sagt Thomas-Tim Sävecke, Geschäftsführer der Conergy-Tochter Euporon. „Da ist Platz für große Anlagen.“ So gibt es im Land bereits 400 Solarparks.

In Regionen wie Navarra, wo rund 30 Prozent der spanischen Photovoltaik-Kapazität installiert sind, werden Investoren auch deshalb mit Subventionen geködert, weil die Solarbranche die Arbeitsplätze ersetzen soll, die in der wenig rentablen Landwirtschaft oder in Industriebetrieben wegfallen. Auch die sehr trockenen südspanischen Regionen Murcia und Andalusien setzen auf diese Karte. So hat die Firma Solar de Abengoa Ende März in Sanlúcar bei Sevilla ein riesiges Solarthermie-Kraftwerk ans Netz genommen.

„Viele Bauern sehen in dem Verkauf oder der Verpachtung von Land oder in der Beteiligung an einem Solarpark angesichts der bald wegfallenden Subventionen aus Brüssel den einzigen Ausweg aus der Finanzkrise“, sagt Javier Belarra Gorrochategui vom Industrieministerium der Regierung in Navarra. Allerdings rufen die staatlichen Subventionen für die Solarbranche auch Spekulanten auf den Plan: „Es wird viel angekündigt, und nachher fehlen die Baulizenzen“, sagt Fernando Sánchez, technischer Direktor beim nationalen Zentrum für erneuerbare Energie in der nordspanischen Region Navarra. „Das hat die Nachfragen nach Modulen künstlich angekurbelt und damit die Preise.“

Die regierenden Sozialisten haben deshalb schon erwogen, die Vergütung für Solarstrom herunterzufahren. „Aber man hat sich dagegen entschieden, weil es heute in Spanien kaum eine Bank, ein Bauunternehmen oder eine Beteiligungsgesellschaft gibt, die nicht in den Solarmarkt investiert hat“, erklärt Sunstroom-Mann Das. „Der Aufschrei wäre riesig.“ Auch wenn über die Förderpolitik neu nachgedacht wird, ist Das überzeugt, dass die Sonnenenergie in Spanien erst am Anfang steht. Nach einer Studie von Greenpeace könnten die Iberer mit Hilfe leistungsfähiger Solarkraftwerke schon in ein paar Jahrzehnten die gesamte Stromnachfrage auf dem heimischen Markt decken.

Anders als etwa in Deutschland, wo sich vor allem die Grünen für erneuerbare Energien stark gemacht haben, gibt es in Spanien allerdings keine wirklich einflussreiche ökologische Bewegung. „Hier investiert kaum einer, weil es ökologisch sinnvoll ist“, erklärt Das die Motivation der Geldgeber: „Die meisten sehen nur die sichere Rentabilität.“ Das gilt auch für den Mischkonzern Acciona, der Eon beim Kampf um den größten spanischen Versorger Endesa ausgestochen hat. Nun will er den Stromkonzern zusammen mit der italienischen Enel zum weltgrößten Produzenten von erneuerbaren Energien machen – auch mit Hilfe der Sonne.
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bossi1
05.05.07 23:07:19
Beitrag Nr. 131
Erfolg der EU-Energieforschung: Erstes kommerzielles solarthermisches Kraftwerk Europas in Betrieb



Solarthermisches Kraftwerk in Sevilla.

In Sevilla im Süden Spaniens arbeitet das erste kommerzielle solarthermische Kraftwerk Europas. Die Anlage mit einer Leistung von 11 Megawatt (MW), wurde bereits am 30.03.2007 in Betrieb genommen und zum Teil mit Geldern der Europäischen Union finanziert. Sie ist für eine jährliche Stromerzeugung von 23 Gigawattstunden (GWh) ausgelegt - genug, um 10.000 Menschen zu versorgen, so die EU-Kommission in einer Pressemitteilung. Durch diese Solarstromerzeugung würden annähernd 16.000 Tonnen CO2 pro Jahr vermieden "Diese neuen Technologien bieten Europa eine neue Möglichkeit, gegen den Klimawandel vorzugehen und die Energieversorgungssicherheit zu verbessern und gleichzeitig die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu stärken und Arbeitsplätze und Wachstum zu schaffen", erklärte der für Energie zuständige EU-Kommissar Andris Piebalgs anlässlich der Einweihung der Anlage. Das so genannte PS10-Projekt erzeugt Strom über 624 nachgeführte Spiegel (Heliostaten) mit einer Fläche von jeweils 120 m2, welche die Sonnenstrahlung an der Spitze eines 115 Meter hohen Turms bündeln, wo sich der Strahlungsempfänger und die Dampfturbine befinden.

Das PS10-Solarkraftwerk liegt 25 km westlich von Sevilla und wird vom Unternehmen Abengoa betrieben. Die Investitionskosten betrugen laut EU-Kommission 35 Millionen Euro, 5 Millionen Euro wurden wegen des hoch innovativen Ansatzes des Projekts aus Mitteln des Fünften Forschungsrahmenprogramms der Europäischen Union gewährt. Die Projektausführung dauerte 54 Monate. PS10 ist das erste einer Reihe von solarthermischen Kraftwerken, die in dem gleichen Gebiet gebaut werden sollen, das bis 2013 über eine installierte Leistung von insgesamt mehr als 300 MW verfügen soll.


Gebündelte Sonnenenergie zur Solarstrom-Produktion

Das Projekt PS10 ist ein Beispiel für solarthermische Kraftwerke, bei denen die Sonnenstrahlung als Hochtemperatur-Energiequelle genutzt wird, um in einem thermodynamischen Zyklus Strom über Heliostaten zu erzeugen, welche die Sonne bündeln. Die Bündelung der Sonnenenergie ist notwendig, weil die Sonnenstrahlung die Erdoberfläche mit einer Dichte erreicht, die für Heizsysteme ausreicht, nicht jedoch für einen effizienten thermodynamischen Zyklus für die Stromerzeugung.

Das Potenzial dieser Kraftwerke als Beitrag zu einem stärker vom Prinzip der Nachhaltigkeit geprägten Energiesystem muss laut EU-Kommission noch vollständig ausgeschöpft werden. Die EU fördert solarthermische Kraftwerke seit mehr als zehn Jahren und unterstützt die Erforschung, Entwicklung, Validierung, Demonstration und Verbreitung dieser Technologie sowohl im öffentlichen als auch im privaten Sektor. Die EU hat im Wege des Fünften und des Sechsten Forschungsrahmenprogramms annähernd 25 Millionen Euro für Forschungsprojekte bereitgestellt, in denen an der Entwicklung von Technologien für solarthermische Kraftwerke gearbeitet wird.


Jeder investierte Forschungs-Euro stößt 10 Euro Privatinvestitionen an

Dieser finanzielle Beitrag habe eine Multiplikatorwirkung, weil durch ihn bedeutende zusätzliche Privatinvestitionen in einer Höhe von mehreren Millionen Euro erschlossen wurden (in einem Verhältnis von 10 Euro zu jedem vom europäischen Forschungsprogramm investierten Euro). "Forschung, technologische Entwicklung und Demonstration im Hinblick auf eine neue Generation von Technologien auf der Basis erneuerbarer Energien sind von grundlegender Bedeutung, um den steigenden Energiebedarf decken zu können und die Technologien für solarthermische Kraftwerke eine weitere Erfolgsgeschichte der EU werden zu lassen", heißt es in der Pressemitteilung der EU-Kommission.

Weitere Informationen in englischer Sprache: http://ec.europa.eu/energy/res/sectors/csp_diss_en.htm

Die Europäische Kommission hat am 30.03.2007 auch eine Landkarte veröffentlicht, auf der das Sonnenenergie-Potenzial in Europa dargestellt ist. Sie wurde vom geographischen Photovoltaik-Informationssystem (PVGIS) der Gemeinsamen Forschungsstelle erstellt, zu dem auch ein interaktiver Dienst gehört, durch den die Nutzer das Sonnenenergiepotenzial überall in Europa berechnen können.


12.04.2007 Quelle: Europäische Kommission Solarserver.de © Heindl Server GmbH
Bildquelle: SOLUCAR S.A.
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bossi1
05.05.07 23:19:33
Beitrag Nr. 132
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.159.168 von bossi1 am 05.05.07 23:07:19Power station harnesses Sun's rays :look:

By David Shukman
Science correspondent, BBC News, Seville



A field of 600 mirrors reflects rays from the Sun
A tour of the tower


How the solar tower works
There is a scene in one of the Austin Powers films where Dr Evil unleashes a giant "tractor beam" of energy at Earth in order to extract a massive payment.

Well, the memory of it kept me chuckling as I toured the extraordinary scene of the new solar thermal power plant outside Seville in southern Spain.

From a distance, as we rounded a bend and first caught sight of it, I couldn't believe the strange structure ahead of me was actually real.

A concrete tower - 40 storeys high - stood bathed in intense white light, a totally bizarre image in the depths of the Andalusian countryside.

The tower looked like it was being hosed with giant sprays of water or was somehow being squirted with jets of pale gas. I had trouble working it out.

In fact, as we found out when we got closer, the rays of sunlight reflected by a field of 600 huge mirrors are so intense they illuminate the water vapour and dust hanging in the air.

The effect is to give the whole place a glow - even an aura - and if you're concerned about climate change that may well be deserved.



It is Europe's first commercially operating power station using the Sun's energy this way and at the moment its operator, Solucar, proudly claims that it generates 11 Megawatts (MW) of electricity without emitting a single puff of greenhouse gas. This current figure is enough to power up to 6,000 homes.
But ultimately, the entire plant should generate as much power as is used by the 600,000 people of Seville.

It works by focusing the reflected rays on one location, turning water into steam and then blasting it into turbines to generate power.

As I climbed out of the car, I could hardly open my eyes - the scene was far too bright. Gradually, though, shielded by sunglasses, I made out the rows of mirrors (each 120 sq m in size) and the focus of their reflected beams - a collection of water pipes at the top of the tower.

It was probably the heat that did it, but I found myself making the long journey up to the very top - to the heart of the solar inferno.



David had to wear sunglasses to shield his eyes from the glare
A lift took me most of the way but cameraman Duncan Stone and I had to climb the last four storeys by ladder. We could soon feel the heat, despite thick insulation around the boiler.

It was like being in a sauna and for the last stages the metal rungs of the ladders were scalding.

But our reward was the cool breeze at the top of the tower - and the staggering sight of a blaze of light heading our way from down below.

So far, only one field of mirrors is working. But to one side I could see the bulldozers at work clearing a second, larger field - thousands more mirrors will be installed.

Letting off steam

I met one of the gurus of solar thermal power, Michael Geyer, an international director of the energy giant Abengoa, which owns the plant. He is ready with answers to all the tricky questions.

What happens when the Sun goes down? Enough heat can be stored in the form of steam to allow generation after dark - only for an hour now but maybe longer in future.

Anyway, the solar power is most needed in the heat of summer when air conditioners are working flat out.

Is it true that this power is three times more expensive than power from conventional sources? Yes, but prices will fall, as they have with wind power, as the technologies develop.

Also, a more realistic comparison is with the cost of generating power from coal or gas only at times of peak demand - then this solar system seems more attractive.

The vision is of the sun-blessed lands of the Mediterranean - even the Sahara desert - being carpeted with systems like this with the power cabled to the drizzlier lands of northern Europe. A dazzling idea in a dazzling location.

HOW THE SOLAR TOWER WORKS



1. The solar tower is 115m (377ft) tall and surrounded by 600 steel reflectors (heliostats). They track the sun and direct its rays to a heat exchanger (receiver) at the top of the tower
2. The receiver converts concentrated solar energy from the heliostats into steam
3. Steam is stored in tanks and used to drive turbines that will produce enough electricity for up to 6,000 homes.
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bossi1
05.05.07 23:49:02
Beitrag Nr. 133
Antwort auf Beitrag Nr.: 28.953.172 von bossi1 am 23.04.07 14:27:00Technologievergleich
Fresnel >> Parabolrinnen Technik :look:
als pdf Datei, 17 Seiten


http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/insti…
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bossi1
06.05.07 11:11:08
Beitrag Nr. 134
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.145.902 von XDA am 04.05.07 23:56:12...und was macht Abengoa? Gibt es schon was neues?


Eine Menge in 2007 würde ich sagen. Ich fasse die Nachrichten dazu noch mal zusammen mit den Artikel Nr. zu dem ABG Datenthread. :look:


1/12 Baubeginn PS20 Solarturmkraftwerk #59

3/1 ABG Abener baut 130 MW Hybridkraftwerk in Algerien (mit 25 MW Parabolrinnenkraftwerk) #87

10/1 IST Übernahme in den USA, Ziel = CSP Technik #89

4/2 Gründung Abencs = Bioenergie & Solartermische Kraftwerke in USA/Indien #116

6/2 weitere Artikel zu Abencs & MECS #121, #122

26/3 Überlegungen mit Rioglass zur PV Modulproduktion, Entscheidung steht in einigen Monaten an #204, #206

29/3 Rioglass/ABG Bau Solarspiegelfabrik #213

30/3 PS 10 Solarturmkraftwerk am Netz # 215

2/4 geplanter Baubeginn 50 MW Solnova1 im April (noch offen) und Solnova3 in der 2ten Jahreshälfte 2006 #218, #220


...mal sehen was alles noch von den Firmen Abencs (MECS), IST und Rioglass dieses Jahr kommt. :look:
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bossi1
07.05.07 09:22:06
Beitrag Nr. 135
Solar Millennium und MAN Ferrostaal gründen Gemeinschaftsunternehmen für Solar-Großkraftwerke



Solarthermisches Großkraftwerk

Die MAN Ferrostaal AG (Essen) und die Solar Millennium (Erlangen) haben am 4. Mai 2007 ein gemeinsames Unternehmen gegründet zur Projektentwicklung und zum Bau solarthermischer Kraftwerke. Beide Unternehmen halten jeweils 50 Prozent an dem neuen Gemeinschaftsunternehmen, der MAN Solar Millennium GmbH. Ziel ist, das Joint Venture als weltweit führenden Anbieter von solarthermischen Kraftwerken zu etablieren. Die Gründung stehe derzeit noch unter dem Vorbehalt der Zustimmung des Bundeskartellamtes, berichtet MAN Ferrostaal in einer Pressemitteilung. Solar Millennium verfüge als Projektentwickler und Technologiegeber über eine schon kommerziell genutzte Technologie sowie langjährige Erfahrung in der Entwicklung von solarthermischen Kraftwerken. MAN Ferrostaal sei als Anlagenbauer und Generalunternehmer mit Finanzierungskompetenz in der Lage, große Kraftwerksprojekte zu verwirklichen. Solar Millennium und MAN Ferrostaal bündeln im gemeinsamen Unternehmen ihre Kompetenzen für die Entwicklung und den Bau von solaren Großkraftwerken.



Zusätzliches Geschäftsfeld entlang der Wertschöpfungskette solarthermischer Kraftwerke

Solar Millennium hat in Spanien die ersten Parabolrinnen-Kraftwerke Europas entwickelt, von denen sich zwei Anlagen bereits im Bau befinden. Weitere Projekte mit einer Leistung von mehreren hundert Megawatt befinden sich nach Angaben des Unternehmens weltweit in Planung. Christian Beltle, Vorstandsvorsitzender der Solar Millennium AG, sieht in dem gemeinsamen Unternehmen die Fortführung seiner Strategie, durch Kooperation mit starken Partnern in den jeweiligen Geschäftsfeldern die Marktpotenziale optimal zu nutzen: "Mit dem Joint Venture baut Solar Millennium ein zusätzliches Geschäftsfeld entlang der Wertschöpfungskette solarthermischer Kraftwerke auf und dehnt dadurch die Kompetenzen auf Bau und Lieferung der Kraftwerke aus. MAN Ferrostaal bringt wertvolle Erfahrung als Generalunternehmer und Anlagenbauer mit der notwendigen finanziellen Stärke im internationalen Geschäft mit ein", so Beltle.


MAN Ferrostaal will sich rasch im Solarmarkt etablieren

Dr. Wolfgang Knothe, Vorstand der MAN Ferrostaal AG für den Anlagenbau, bewertet die Gründung als wichtigen Schritt für die strategische Neuausrichtung seines Unternehmens: "Innerhalb des Anlagenbaus konzentrieren wir uns auf die Bereiche Kraftstoffe und Energie. Die solarthermische Stromerzeugung spielt in dieser Strategie eine wichtige Rolle, denn sie stellt zukünftig einen stark wachsenden Markt dar." Mit Hilfe von Solar Millennium könne MAN Ferrostaal die Zeit, sich im Solarmarkt zu etablieren, erheblich verkürzen.


Gewaltige Potenziale für solarthermische Kraftwerke im Mittelmeerraum

Solarthermische Kraftwerke haben das Potenzial, in Zukunft einen relevanten Anteil zur weltweiten Energieversorgung beizutragen. Studien bestätigen das sehr große Marktpotenzial. So rechnet das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) in einer vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit in Auftrag gegebenen Studie damit, dass solarthermische Kraftwerke im Mittelmeerraum im Jahr 2050 doppelt soviel Energie liefern können, als Wind, Photovoltaik, Biomasse und Geothermie zusammen. "MAN Solar Millennium begegnet somit bereits den Herausforderungen der zukünftigen Energieversorgung", heißt es in der Pressemitteilung.

07.05.2007 Quelle: MAN Ferrostaal AG; Solar Millennium AG Solarserver.de
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XDA
07.05.07 23:20:15
Beitrag Nr. 136
Fabio Longo: Sahara-Strom gefährdet Erzeuger in der Region

Solar- und Windstrom aus Afrikas Wüsten oder den Steppen Sibiriens zur Komplettversorgung Europas aus erneuerbaren Quellen: Der Energiekonzern EnBW, viertgrößter Energieversorger in der Bundesrepublik, hat jetzt ein Projekt aufgegriffen, das der Kasseler Diplom-Physiker Gregor Czisch in seinen Forschungsarbeiten seit Jahren vorantreibt. Auch der Umweltbeirat der Bundesregierung unterstützt diese Idee. Teile der Ökostrom-Szene alarmiert allerdings der Vorstoß durch den EnBW-Chef Utz Claassen. Verfechter einer dezentralen Energiezukunft, die weg von Atomenergie, Großkraftwerken und Versorgermonopolen wollen, sehen das Nachdenken über Stromimporte aus afrikanischen Solar- oder Windparks als Flucht nach vorn - aber in die falsche Richtung. Das berichtet die Hessische/Niedersächsische Allgemeine in ihrer Internet-Ausgabe vom 18.03.2007.
Rechtsanwalt aus Vellmar (Kreis Kassel) und Vorstandsmitglied der Europäischen Vereinigung für Erneuerbare Energien "Eurosolar".

Fabio Longo, Rechtsanwalt aus Vellmar (Kreis Kassel) und Vorstandsmitglied der Europäischen Vereinigung für Erneuer-bare Energien "Eurosolar", sagte im Gespräch mit der HNA: Das "technokratische Monstrum" eines Super-Verbundnetzes zwischen Europa und Afrika solle "dem Kartell der großen Energiekonzerne langfristig seinen Einfluss absichern".

Die großen Versorger, so Longo weiter, fürchteten die Konsequenzen aus den Beschlüssen der EU für 20 Prozent erneuerbare Energien bis 2020. Denn: "Geht der Zubau der erneuerbaren Energien so weiter wie in den letzten Jahren, können diese die 17 deutschen Atomkraftwerke bis zum endgültigen Atomausstieg 2021 komplett ersetzen." Das Import-Konzept stehe der dezentralen Stromerzeugung und -einspeisung in Deutschland entgegen, warnt der "Eurosolar"-Vorstand. Wachstumschancen gerade in der Region Nordhessen und Südniedersachsen "würden mit dem zentralistischen Netzverbund Afrika-Europa sterben".

Der Solarserver veröffentlicht das komplette Gespräch mit Fabio Longo mit freundlicher Erlaubnis der Tageszeitung "Hessische/Niedersächsische Allgemeine (HNA) aus Kassel. Das Interview führte HNA-Redakteur Wolfgang Riek.
"Hebel gegen kleine Einspeiser" - "Eurosolar"-Vorstand Fabio Longo äußert Bedenken gegen den Import von Öko-Strom aus Afrika

Als erster Chef eines der vier großen deutschen Energieversorger hat Utz Claasen für die EnBW laut über den Import von Solar- und Windstrom aus Afrika und den Bau eines riesigen europäischen Stromverbunds nachgedacht. Wolfgang Riek (HNA) sprach mit Fabio Longo, Rechtsanwalt aus Vellmar und seit 2005 Vorstandsmitglied der gemeinnützigen Europäischen Vereinigung für Erneuerbare Energien "Eurosolar".

HNA: "Eurosolar" macht sich seit Langem für die Nutzung erneuerbarer Energien stark. Zum Vorstoß des EnBW-Chefs sagen Sie: "Völlig falsche Richtung". Warum?

Fabio Longo: Claassen treibt nach den Beschlüssen der EU für 20% erneuerbare Energien bis 2020 die schiere Angst zu solchen Aussagen. Das schnelle Wachstum der dezentralen erneuerbaren Energien macht den Stromkonzernen große Sorgen, weil sie dadurch ihr Macht- und Strompreis-Kartell bei der Stromerzeugung aus Großkraftwerken verlieren.

HNA: Soll heißen: Es geht nicht nur um Öko-Strom sondern um Versorgungsstrukturen und Marktmacht?

Longo: Genau. Die gigantischen Kosten für den Bau neuer Hochspannungsleitungen quer durch Afrika und über Israel nach Europa und die Kosten für Windparks in Afrika werden Investoren nur in Kauf nehmen, wenn sie sicher sind, dass ihr Stromabsatz aus diesen Quellen gewährleistet ist.

HNA: Was heißt das für den boomenden Markt dezentraler erneuerbarer Energien in Deutschland, mit Windkraftanlagen, Solardächern auf immer mehr Häusern und Bioenergie-Anlagen bei Bauern?

Longo: Der Afrika-Plan soll zum Hebel gegen das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) werden, das den vielen kleinen Einspeisern von Strom aus erneuerbaren Quellen eine feste Vergütung garantiert. Die Stromkonzerne werden nur in der Wüste investieren, wenn die Förderung für Sonnen- und Windenergie in Deutschland abgeschafft wird - also das EEG wegfällt.

HNA: Die Abschaffung des EEG, das ist der Kern Ihrer Warnung, würde vorrangig auch unsere Region treffen ...

Longo: In der Solarregion Nordhessen sind bereits direkt 2.200 Arbeitsplätze im Bereich dezentrale erneuerbare Energien entstanden, vor allem bei der SMA, dem weltweit führenden Spezialisten für intelligente dezentrale Versorgungskonzepte. Es können allein in Nordhessen in den nächsten 15 bis 20 Jahren bis zu 20 000 Arbeitsplätze im Bereich erneuerbare Energien neu entstehen.

HNA: Die hängen aber am EEG, an der Förderung über den Strompreis, die der EnBW-Chef "teure Übersubventionierung" nennt ...

Longo: Das EEG hat die Massenproduktion für erneuerbare Energien ermöglicht und einen riesigen Innovationsschub ausgelöst. Dadurch werden diese Technologien um das Jahr 2015 herum ohne Zuschüsse auskommen und preisgünstige Energie liefern. Das EEG ist eine Erfolgsstory für Deutschland - immer mehr Staaten beschließen ähnliche Gesetze. Dadurch sind wir zum Exportweltmeister bei der Wind- und Sonnenenergie geworden - mit Technologie aus der Region. Die Wachstumschancen würden mit dem zentralistischen Netzverbund Afrika - Europa sterben.

HNA: Was hieße das für eine Firma wie SMA?

Longo: Die vielen kleinen Solar-Wechselrichter, wie SMA sie weltweit exportiert, würden kaum noch gebraucht, weil kleine und mittelgroße Solaranlagen auf Dächern viel seltener gebaut würden. Beschäftigung für heimische Handwerker, die Solaranlagen installieren und warten, würde zerstört; die Chancen regionaler Wertschöpfung von der Landwirtschaft bis zu mittelständischen Solarbetrieben würde zunichte gemacht.

HNA: Wieso sieht "Eurosolar" die Energieversorgung auch mit demokratischen Mitentscheidungsrechten verbunden?

Longo: Dezentrale Energiesysteme stärken den Einfluss der Regionen, Kommunen und Bürger, weil sie kleinteilig organisiert werden und Stadt- und Gemeindewerke wieder zum wichtigsten Player der Energieversorgung machen.

HNA: Sie kritisieren an den Stromimport-Plänen schließlich auch noch "ein technokratisches Welt- und Menschenbild mit kolonialem Einschlag". Was meinen Sie damit?

Longo: Wie würden wir Europäer das finden, wenn Afrikaner unsere Nordseeküste und die französische Atlantikküste für ihre Energiekonzepte verplanen würden? Unvorstellbar. Das ist eine Anmaßung, die nicht mehr in die heutige Zeit passt. Wir sollten den Afrikanern endlich jede Unterstützung zum Technologietransfer geben, damit sie selbst entscheiden können, wie sie ihre Windkraftpotenziale für ihre eigene Stromversorgung nutzen. Es gibt an jedem Ort auf der Welt genug erneuerbare Energie. Wer auf Strom aus Afrika wartet, verbaut unsere Chancen.

http://www.solarserver.de/solarmagazin/interview_longo_0307.…
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bossi1
10.05.07 22:40:05
Beitrag Nr. 137
Ein Kessel aus Herford für spanisches Andasol
HTT ist beim Bau der größten Solarkraftwerke der Welt von Anfang an mit dabei / Qualifizierte Schweißer Mangelware :look:

Herford (va). Die durch den Klimawandel beschleunigte Nachfrage nach alternativen Energietechniken beflügelt Herforder Unternehmen. So liefert die Firma HTT energy systems Teile für die bisher größten Solarkraftwerke der Welt in Südspanien. Auch für Biodiesel- sowie Anlagen für Holzverstromung plant und baut HTT Beheizungskomponenten. Im dritten Jahr nacheinander peilt das Unternehmen ein 20-prozentiges Wachstum an.

Von Hartmut Braun



Am Rande der Sierra Nevada zwischen Granada und Almeria wird in diesen Wochen in etwa tausend Meter Höhe der Boden für zwei riesige Solarfelder bereitet: Andasol I und II versprechen sonnige Aussichten für die Stromerzeugung in Ländern mit viel Sonne und Trockenheit.

Auf jeweils einem Quadratkilometer Fläche werden im Abstand von etwa 20 Metern riesige bewegliche Parabolspiegel installiert. Die Spiegelrinne fokussiert die Sonnenstrahlen auf ein Rohr, in dem ein besonderes Thermoöl fließt.



Der Einsatz dieses speziellen Wärmeträgers bringt die HTT-Ingenieure ins Spiel. "Mit Thermoöl haben wir viel Erfahrung", sagt Geschäftsführer Dr. Dietmar Hunold. HTT ist Spezialist für die Temperierung industrieller Prozesse und hat bereits Tausende mit diesem Wärmeträger betriebene Heizkessel entwickelt und gebaut. In den Andasol-Kraftwerken wird das von Sonne und Spiegeln auf 400 Grad erhitzte Öl in einem Kreislauf über einen Überhitzer zu einem Verdampfer transportiert, wo Wasserdampf für eine 50-Megawatt-Dampfturbine entsteht.

Jedes Solarkraftwerk kann bis zu 200 000 Menschen mit Strom versorgen. Weil das Thermoöl (genau wie Frittieröl) bei einer Temperatur unter 12 Grad Celsius fest wird, muss das Solarfeld das ganze Jahr über Tag und Nacht mit einer Mindestwärme versorgt sein. Dafür setzen die Andasol-Ingenieure zwei gasbefeuerte HTT-Kessel mit jeweils 15 Megawatt Leistung ein.

Die beiden Kessel dienen außerdem dazu, an sonnenarmen Tagen "zuzufeuern", um das Kraftwerk so betriebsbereit zu halten. Zwei solcher Kraftwerke werden derzeit gebaut, acht weitere sind in Planung.

Jede Anlage benötigt zwei 15-MW-Kessel und für beide Pilotanlagen erhielt HTT, auch gegen spanische Konkurrenz, den Zuschlag. "Wir sind also von Anfang an dabei", freut sich HTT-Ingenieur Juan Cuestas, der für den spanischen Markt zuständig ist, mit Blick auf weitere Aufträge.

Jeder dieser Kessel hat einen Durchmesser von 3,60 und eine Länge von elf Metern - es sind die größten Kessel, die HTT jemals gebaut hat. Die mit jeweils zwei Rohrkörben ausgestatteten Kessel wiegen rund 40 Tonnen, müssen also mit Spezialtransportern nach Südspanien gebracht werden.

Ihre Leistung reicht aus, jeweils 1000 Wohnhäuser mit Wärme zu versorgen. Ausgelöst wurde der Solarboom in Spanien durch ein Regierungsdekret, das für Solarstrom eine Einspeisevergütung von 10 Cent zusätzlich zum Marktpreis festlegt.

"Es ist jedoch absehbar, dass diese Kraftwerke schon bald ohne Subventionen auskommen, wenn die Öl- und Gaspreise weiterhin ansteigen", sagt Dr. Hunold, der seit seinem Studium mit Solartechnologie vertraut ist.

Seine Doktorarbeit schrieb er über Speichermöglichkeiten von Sonnenenergie. Inzwischen schicken die HTT-Ingenieure sich an, gemeinsam mit einem weiteren Solarkraftwerksanbieter auch komplette Planungsleistungen für Solarkraftwerke zu erbringen.

Für HTT bedeuten die Andasol-Projekte den Einstieg in ein weiteres Wachstums-Feld. Es ist nicht das einzige: Auch der Siegeszug des Biodiesels - derzeit sind in Deutschland hundert Anlagen in der Planung - und die Verstromung von Biomasse etwa in Holzfeuerungskraftwerken (ORC-Anlagen) bietet den Thermoöl-Spezialisten neue Geschäftsfelder.

HTT-Kessel sind gefragt wie nie. Derzeit sucht man in ganz OWL händeringend qualifizierte Schweißer - und findet keine.
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bossi1
11.05.07 16:13:43
Beitrag Nr. 138
11.05.2007

Ziel: Gemeinsam solarthermische Kraftwerke in Spanien realisieren :look:

Zukünftig wollen sie gemeinsam den Bau solarthermischer Kraftwerke in Spanien realisieren: Die NOVATEC BioSol AG (Karlsruhe) und die M+W Zander FE GmbH (Stuttgart) haben einen Kooperationsvertrag geschlossen. Er umfasst zunächst den Bau dreier Solar-Kraftwerke in Südspanien, die sich derzeit noch in der Genehmigungsphase befinden. Jedes der Solar-Kraftwerke ist mit einer Leistung von rund 30 Megawatt geplant.

Novatec BioSol Vorstand Martin Selig sagte bei der Vertragsunterzeichnung: „Durch diese Kooperation kann sich die Novatec BioSol AG noch stärker auf ihre Kernkompetenz, die Serienfertigung von Solarfeldelementen und Errichtung schlüsselfertiger Solarfelder zur direkten Dampferzeugung konzentrieren“.

Der Sprecher der M+W Zander FE Geschäftsführung, Dr. Günter Schneider, ergänzte: „Mit dieser Kooperation übertragen wir unsere langjährigen Erfahrungen bei Planung und Bau von Kraftwerken auf den dynamisch wachsenden Markt solarthermischer Energieerzeugung.“ Zurzeit laufen konkrete Verhandlungen mit mehreren Investoren. Es ist geplant, noch dieses Jahr mit der Realisierung der ersten Anlage zu beginnen.

Die Novatec BioSol AG ist Hersteller von Solarfeldkomponenten zur Dampferzeugung im Megawattbereich. Die Entwicklung kostengünstiger und seriengefertigter Elemente verschafft dem Unternehmen eine einzigartige Ausgangsposition im dynamischen Wachstumsmarkt der konzentrierenden Solarenergie. Die Inbetriebnahme der ersten Fertigungsanlage in Spanien erfolgt Ende 2007.

Die M+W Zander Beteiligungs GmbH bietet mit ihren Tochterunternehmen und Beteiligungsgesellschaften weltweit ein ganzheitliches Leistungsspektrum rund um High-Tech-Produktionsanlagen und Gebäude. Arbeitsschwerpunkte liegen in der Elektronik-, Solar-, Pharma-, Chemie- und Energiebranche sowie Forschungseinrichtungen, in der Produktion von Reinraumkomponenten sowie im Facility Management. 2006 wurden mit rund 8000 Mitarbeitern circa zwei Milliarden Umsatz erwirtschaftet.

Quelle: M+W Zander Beteiligungs GmbH
http://www.mw-zander.de/hld-index/hld-group.htm

http://www.solarportal24.de/nachrichten_10405_ziel__gemeinsa…
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XDA
11.05.07 16:37:59
Beitrag Nr. 139
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.260.504 von bossi1 am 10.05.07 22:40:05Inzwischen schicken die HTT-Ingenieure sich an, gemeinsam mit einem weiteren Solarkraftwerksanbieter auch komplette Planungsleistungen für Solarkraftwerke zu erbringen.

Hi Bossi,

....wer könnte das sein ? Solar Millenium ? Abengoa ? Solar Power Group ? Andere ? Am liebsten wäre mir Abengoa, weil da bin ich schon drin.;)
...oder etwa mit MAN Ferrostaal? Sonst sind mir keine bekannt.:confused:

Schade leider nur eine GmbH !
Hoffentlich machen die bald ein IPO , wäre ideal.... klein, 20-faches Wachstum , Know-How , gefragte Technologie, alles aus einer Hand(Planung und Umsetzung), etc. :lick:
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XDA
11.05.07 16:57:35
Beitrag Nr. 140
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.271.131 von bossi1 am 11.05.07 16:13:43 Beteiligungsmöglichkeiten

Die schlüsselfertigen Solarkraftwerke in Spanien werden über Fonds finanziert. Durch Zeichnung entsprechender Fondanteile besteht für private und institutionelle Anleger die Möglichkeit, sich an der Entwicklung unseres Unternehmens zu beteiligen.

Nach Abschluss der gegenwärtig vorbereitenden Maßnahmen erhalten Sie an dieser Stelle weitere Informationen über eine finanzielle Beteiligung.


:(:(:(

Selbst eine AG ist nicht an der Börse zu finden.:confused:

Soviele Newcomer in dem neuen Geschäftsfeld, aber anstatt das man von Anfang an dabei sein kann, und noch profitieren wenn es sich lohnt, kommen die sehr wahrscheinlich erst , wenn ein IPO viel Geld bringt an die Börse, aber leider zu spät.

http://www.novatec-biosol.com/index.html

Abschluss eines Kooperationsvertrags mit M+W Zander FE GmbH
NOVATEC BioSol AG schließt Kooperationsvertrag mit M+W Zander FE GmbH zur Realisierung solarthermischer Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 90 MW


(box) Karlsruhe, 10.05.2007 - Die NOVATEC BioSol AG schloss einen Kooperationsvertrag mit der M+W Zander FE GmbH ab. M+W Zander übernimmt dabei die Rolle des Generalunternehmers für die schlüsselfertige Errichtung von Solarkraftwerken auf Basis der NOVATEC BioSol Solartechnologie.

Der Vertrag umfasst die Realisierung von drei Solarkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 30 MW. M+W Zander erweitert dadurch seine Aktivitäten bei der Errichtung und dem Betrieb von Kraftwerken auf den dynamischen Wachstumsmarkt solarthermischer Kraftwerke.

Durch diese Kooperation kann sich die NOVATEC BioSol AG noch stärker auf seine Kernkompetenz, die Serienfertigung von Solarfeldelementen und Errichtung schlüsselfertiger Solarfelder zur direkten Dampferzeugung konzentrieren.

Solarenergie unterschreitet Kosten fossiler Energien
Ansicht der NOVATEC BioSol Demo-Anlage zur solaren Dampferzeugung
Ansicht der NOVATEC BioSol Demo-Anlage zur solaren Dampferzeugung


(box) Karlsruhe, 20.03.2007 - NOVATEC BioSol hat durch die Verschmelzung des Know-Hows aus der Automotiv-Serienfertigung mit dem aktuellsten Forschungsstand der deutschen Solarenergieforschung ein neuartiges Solarsystem zur Erzeugung von Prozessdampf entwickelt. Dieser solar erzeugte Dampf wird in Kombination mit konventionellen Dampfturbinen zur Stromerzeugung verwendet.

Energiewirtschaftliche Studien des Deutschen Luft- und Raumfahrtzentrums (DLR) prognostizieren für diese Technologie langfristig einen Marktanteil an der Stromerzeugung von mehr als 60 % in Südeuropa, Nordafrika und im Mittleren Osten (http://www.dlr.de/tt/med-csp). Das NOVATEC BioSol Solarsystem führt im Vergleich zu der bisher verwendeten Parabolrinnentechnologie zu deutlichen Kostensenkungen.

Die Kosten für den solar erzeugten Dampf mit den NOVATEC BioSol System liegen an guten Solarstrahlungsstandorten bereits heute unter dem Niveau der Erdgaspreise.

Mit Hilfe des NOVATEC BioSol Systems ist somit eine umweltfreundliche und gleichsam wirtschaftliche Alternative zum Einsatz fossiler Energieträger geschaffen, die Dank des Massenfertigungsprinzips zu einem global massiven Anstieg solarer Stromerzeugung beitragen wird.



http://www.htt.de/
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XDA
11.05.07 17:24:26
Beitrag Nr. 141
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.271.942 von XDA am 11.05.07 16:57:35 Märkte

Aufgrund der gesetzlich geregelten Einspeisevergütung für Solarstrom in Spanien wurde der Spanienmarkt als Eintrittsmarkt der neu entwickelten NOVATEC BioSol Technologie gewählt.

Gegenwärtig befinden sich Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 210 Megawatt:eek: auf Basis der NOVATEC BioSol Technologie im Genehmigungsprozess.

* Im August 2007 geht die erste Serienfertigungsanlage für die Solarfeldkomponenten in Betrieb:eek:

* Noch im selben Jahr wird das erste kommerzielle Solarkraftwerk mit einer Leistung von 2 Megawatt in Betrieb gehen.
:eek::eek:
* Im Jahr 2008 ist die Erhöhung der Produktionskapazität auf ca. 60 Megawatt Kraftwerksleistung pro Jahr geplant.:eek::eek::eek:

* Bis 2011 soll mit einer installierten Leistung von mehr als 200 Megawatt die Marktführerschaft im Bereich solarthermischer Kraftwerke in Spanien erzielt werden.:eek::eek::eek::eek:

Parallel dazu wird gegenwärtig der Marktzutritt in Verbindung mit dem Aufbau von lokalen Produktionskapazitäten im Mittleren Osten und in Nordafrika vorbereitet.

Die haben aber ein Tempo und sin ambitioniert! Alle Achtung!:eek::eek::eek::eek::eek:

Zusammenfassend bieten die NOVATEC BioSol Solarkraftwerke folgende Vorteile:

* Wirtschaftlich interessante Kraftwerksgröße bereits ab 5 Megawatt entsprechend 15 Hektar Flächenbedarf, dadurch schnelle Sicherung von Grundstücken und Baugenehmigung möglich.:kiss:

* Kein Kühlwasserbedarf der Solarkraftwerke, dadurch keine Ressourcenkonflikte mit entsprechend langer Genehmigungsdauer.:kiss::kiss:

* Vorgefertigte Solarfeldkomponenten aus Massenfertigung direkt im Zielmarktgebiet. Dadurch keine langen Bestellzeiten und sehr kurze Bauzeit.:kiss::kiss::kiss:

* Kurzfristige Erhöhung der Produktionskapazität möglich.

* Der solar erzeugte Dampf oder die Turbinenabwärme können auch für die Entsalzung von Meerwasser genutzt werden.:kiss::kiss::kiss::kiss:


Serienfertigung

Der Schlüssel zum Erfolg der NOVATEC BioSol Technologie liegt in der Verschmelzung des Know-Hows deutscher Solarenergieforschung mit der langjährigen Erfahrung in Massenfertigungsprozessen der deutschen Automobilbranche.

NOVATEC BioSol verfügt über patentrechtlich gesichertes Know-How zur Serienfertigung der Solarfeldkomponenten.:lick:

Mit nur einer Serienfertigungslinie können im Zweischichtbetrieb 220.000 Quadratmeter Solarfeld entsprechend einer elektrischen Kraftwerksleistung von 17 Megawatt pro Jahr produziert werden.:lick::lick:

Der voll automatisierte Fertigungsprozess auf Basis von Robotern sichert ein hohes Maß an gleich bleibender Qualität.:lick::lick::lick:

Die optische Präzision der Spiegelreflektoren wird mit Hilfe modernster Technologie im Fertigungsprozess laufend überwacht.

Die haben sogar eine vollautomatische Spiegelreinigung entwickelt.
Das funktioniert sogar ohne Wasser. Das verbessert den Wirkungsgrad erheblich!;)
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bossi1
11.05.07 18:18:21
Beitrag Nr. 142
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.272.543 von XDA am 11.05.07 17:24:26Sie setzten auf die Fresnel-Technologie, die man aus preiswerten Serienteilen bauen kann.... :look:



Fresnel-Technologie
Die Solarkraftwerkstechnik von NOVATEC BioSol basiert auf dem Prinzip der Fresnel-Kollektortechnik bei der anstatt parabolisch gekrümmter Spiegelfelder flache Glasspiegel eingesetzt werden. Dabei werden 16 parallele Spiegelreihen jeweils so zueinander angeordnet, dass sich die reflektierende Solarstrahlung in einer Brennlinie bündelt.



In dieser Brennlinie wird ein Receiver angeordnet, in dem Wasser verdampft und anschließend einer Dampfturbine zugeleitet wird. Der Einsatz kostengünstiger Flachspiegel verspricht eine erhebliche Vereinfachung des Solarfelds gegenüber der gegenwärtig üblichen Parabolrinnentechnik und damit verbunden Kostenvorteile.



Auch die Reduktion der Hauptkomponenten des Solarkraftwerks auf Solarfeld (Dampferzeuger), Turbine und Kühlwerk stellt im Vergleich zu den äußerst aufwändigen Systemen der Parabolrinnenkraftwerke mit zusätzlicher Gaszufeuerung, Thermoölkreislauf und Salzwärmespeicher eine erhebliche Vereinfachung dar.



Zusammenfassend bieten die NOVATEC BioSol Solarkraftwerke folgende Vorteile:

Wirtschaftlich interessante Kraftwerksgröße bereits ab 5 Megawatt entsprechend 15 Hektar Flächenbedarf, dadurch schnelle Sicherung von Grundstücken und Baugenehmigung möglich.

Kein Kühlwasserbedarf der Solarkraftwerke, dadurch keine Ressourcenkonflikte mit entsprechend langer Genehmigungsdauer.

Vorgefertigte Solarfeldkomponenten aus Massenfertigung direkt im Zielmarktgebiet. Dadurch keine langen Bestellzeiten und sehr kurze Bauzeit.

Kurzfristige Erhöhung der Produktionskapazität möglich.

Der solar erzeugte Dampf oder die Turbinenabwärme können auch für die Entsalzung von Meerwasser genutzt werden.

...sollte man sich weiter ansehen :look:
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bossi1
11.05.07 21:44:03
Beitrag Nr. 143
ISE-Leiter Weber: Photovoltaik-Markt wird Halbleiterbranche überholen


Solarzellen werden bis 2020 bedeutender
als klassische Halbleiterprodukte

Der Weltmarkt für Solarzellen wird 2020 den klassischen Halbleitermarkt überholen, prognostiziert Eicke Weber, Leiter des Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme (ISE), in einem Exklusiv-Interview in der aktuellen Sonderpublikation "Solarindustrie - Vielfalt für Deutschland" (Ausgabe 1/2007) des Solarpraxis Verlags. Während das Volumen des Solarmarkts weltweit heute noch bei 14 Milliarden Euro liege, werde 2020 über 250 Milliarden Euro Umsatz mit Solarzellen gemacht, so der Wissenschaftler. Einen erheblichen Anteil am Marktwachstum werde der verstärkte Einsatz von Solarzellen mit speziell gereinigtem metallurgischem Silizium haben. Diese Zellen, die das so genannte "Dirty Silicon" enthalten, würden sich mittelfristig bei Preisen zwischen zehn und 30 US-Dollar pro Kilogramm einpendeln - während rein kristallines Solar-Silizium auf dem Markt für 150 bis 200 US-Dollar gehandelt werde. "Wir erwarten, dass bis 2015 rund die Hälfte aller Solarzellen aus dem neuen Material gefertigt werden", sagte Weber gegenüber der "Solarindustrie".



Solarstrom-Leistung ab 2015 für weniger als ein Euro pro installiertem Watt

Nach Ansicht des Freiburger Wissenschaftlers befördern diese reduzierten Zellpreise massiv den Absatz. "Dreh- und Angelpunkt des Solarbooms sind die Kosten für Zellen und Module. Es gibt eine technologische Lernkurve, nach der man abschätzen kann, dass wir etwa 2015 unter ein Euro für jedes installierte Watt Solarstromleistung rutschen", so Weber im Interview. Man könne somit sogar während Stromverbrauchs-Spitzenzeiten 15 Eurocent je Kilowattstunde erreichen. "Damit wären wir konkurrenzfähig zu fossilen Technologien der Energieerzeugung", erklärt der Leiter des ISE.

11.05.2007 Quelle: Solarpraxis AG
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XDA
12.05.07 01:41:54
Beitrag Nr. 144
Antwort auf Beitrag Nr.: 29.276.790 von bossi1 am 11.05.07 21:44:03Man könne somit sogar während Stromverbrauchs-Spitzenzeiten 15 Eurocent je Kilowattstunde erreichen.

Obwohl bei uns die Sonneneinstrahlungsstärke geringer ist als in den südlichen Ländern, könnte sich aufgrund der höheren Strombezugspreise sich die Photovoltaik genau so früh rentieren, wie bei den Sonnenreichen Ländern.;)

In Italien sogar am ehesten, weil die die Sonne haben und so hohe Preise wie bei uns. Deswegen verwundert mich das nicht das die Solarfirmen fast alle im Moment nach Italien expandieren.:lick:





http://www.energieverbraucher.de/de/Energiebezug/Strom/Preis…
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bossi1
12.05.07 19:13:05
Beitrag Nr. 145
Iberdrola hat im März 2007 mit dem Bau des ersten Parabolrinnen Solarkraftwerkes in Puertollano (Castilla La Mancha, Spanien) mit 50 MW Leistung von 10 insgesamt in den nächsten Jahren begonnen. Das Kraftwerk steht auf einer Fläche von 135 ha und kostet über 200 Mill. €, wovon IBE 90% aufbringt und das Institut IDAE 10%. Fertigstellung dieses ersten Solarkraftwerkes ist für Ende 2008 vorgesehen. In der Region des Solarkraftwerkes will Iberdrola in den nächsten 3 Jahren über 1 Mrd. € investieren. :look:

Iberdrola presenta su planta solar termoeléctrica de Puertollano de 50 MW

Tras haber iniciado las obras de construcción de su primera planta solar termoeléctrica el pasado mes de marzo, Iberdrola ha presentado hoy formalmente este proyecto de 50 MW, cuya puesta en marcha está prevista para finales de 2008.

10 de mayo de 2007

La planta, que supone una inversión de más de 200 millones de euros, está participada por Iberdrola en un 90%. Del 10 % restante es propietario el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). Este proyecto es el primero de diez plantas solares termoeléctricas desarrolladas en España por Iberdrola. Todas con una potencia de 50 MW y con tecnología cilindro parabólica.

Al acto de presentación de esta mañana han asistido el presidente de la Junta de Castilla-La Mancha, José María Barreda; el presidente de Iberdrola, Ignacio Sánchez Galán; el director general del IDAE, Enrique Jiménez Larrea; y el alcalde de Puertollano, Joaquín Carlos Hermoso.

La planta tendrá un área de captación solar de cerca de 290.000 m2 y ocupará aproximadamente 135 hectáreas de terreno. En su construcción se instalarán unos 120.000 espejos parabólicos y 13.000 tubos absorbedores. “Tecnológicamente, puede considerarse como una pequeña central térmica en la que el equipo de caldera se sustituye por un campo solar formado por 352 colectores cilindro-parabólicos”, asevera la eléctrica en un comunicado. “Además, el diseño se ha realizado de tal forma que se consigue minimizar al máximo las pérdidas de radiación por sombras proyectadas”.

La producción anual estimada de la central de Puertollano ascenderá a 120 GWh, equivalente al consumo de una población de 50.000 habitantes, evitando así la emisión a la atmósfera de casi 40.000 toneladas de CO2, según los cálculos de Iberdrola. Además, la compañía prevé que el proyecto cree alrededor de 60 nuevos puestos de trabajo directos e indirectos, que se elevarán a 400 en la fase de construcción.

La apuesta renovable de Castilla-La Mancha
La puesta en marcha de esta iniciativa “va a reforzar el papel de Puertollano como Ciudad Internacional de la Energía y de Castilla-La Mancha como comunidad autónoma fuertemente comprometida con el desarrollo de las energías renovables en España”, puntualizó en su discurso Ignacio Sánchez Galán, presidente de Iberdrola. “Quiero felicitar a los responsables de esta comunidad, porque si hace años se anticiparon en su apuesta decidida por obtener del viento toda su energía, ahora hacen lo mismo situándose a l