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

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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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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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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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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.

[bossi1]

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.

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.: [phone]
Fax: [phone]
[e-mail]
www.schott.com/solar

[bossi1]

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.

[Lanzalover]

mit verlaub;

lesezeichen

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.306.739 von bossi1 am 19.12.06 15:44:43

Isofotón, 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

[bossi1]

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

[bossi1]

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

[bossi1]

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)

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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

[bossi1]

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

[bossi1]

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:
Solar Millennium AG
Neumühle 24-26
91056 Erlangen
Germany
Telefon: [phone]
Fax: [phone]

E-Mail: [e-mail]
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)

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.338.089 von bossi1 am 20.12.06 14:10:34

Unternehmensanleihen
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.

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.

[bossi1]

© 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.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.338.089 von bossi1 am 20.12.06 14:10:34

22.12.2006, 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

[bossi1]

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.

[bossi1]

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

[bossi1]

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

[bossi1]

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.

[bossi1]

SARASIN Studie 2005, Solarenergie
Solarthermische Kraftwerke in Spanien / USA
als pdf Seite 49-60

http://www.sarasin.ch/sarasin/show/pdf/pdfreader?file=Studie…

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.

[Lanzalover]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.483.598 von bossi1 am 26.12.06 23:41:06

[bossi1]

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

[Lanzalover]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.484.309 von bossi1 am 27.12.06 00:37:36

danke, 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 . . .

[Lanzalover]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.484.309 von bossi1 am 27.12.06 00:37:36

sorry, 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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.336.801 von bossi1 am 20.12.06 13:10:39

Das 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

[bossi1]

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

[bossi1]

EuroDish-Stirling



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

http://www.sbp.de/de/html/contact/download/sbp_dish_segment.…

[Lanzalover]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.629.832 von bossi1 am 01.01.07 17:30:36

mein liebling!
ich will so ein teil haben!
oder 2 oder 3 . . .

dir wünsche ich ein forhes und erfolgreiches neues jahr . . .

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.631.387 von Lanzalover am 02.01.07 00:26:48

Ist 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.

[Lanzalover]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.634.770 von bossi1 am 02.01.07 11:55:21

ja, 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.

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.
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

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.

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.

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.

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

[bossi1]

Solarthermie > Parabolrinnensysteme > Receiver Glasrohre > Borosilicate glass


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]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.908.195 von bossi1 am 14.01.07 13:52:44

09.11.2006
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.

[bossi1]

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/

[bossi1]

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: [e-mail]

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.

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.

[bossi1]

Herzlich Willkommen bei TREC
Unterstützen Sie TREC durch die Aktion "Gib TREC Deine Stimme"

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.

[bossi1]

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…

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.346.414 von bossi1 am 17.03.07 19:05:20

Hi 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=…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.348.668 von XDA am 18.03.07 04:03:43

Hi 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…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.348.668 von XDA am 18.03.07 04:03:43

Solarthermische 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/

[bossi1]

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

...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 –
Die clevere Lösung für Ihre Qualitätssicherung

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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Märkte und Anwendungen

Wir geben alles für das Nichts! – getreu diesem Motto bedient Pfeiffer Vacuum seine Kunden in den unterschiedlichsten Bereichen und Applikationen mit Vakuumtechnik. Pfeiffer Vacuum steht für hervor-
ragende Qualität, Kompetenz, Flexibilität und besten Service.

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.

Um für unsere Kunden und deren Anwendungen immer die richtigen Produkte zu Verfügung stellen zu können, gliedern wir den Vakuummarkt in sechs Marktsegmente:


Analytik
Beschichtung
Forschung & Entwicklung
Halbleiterindustrie
Industrie
Chemie- und Verfahrenstechnik

[bossi1]

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.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.349.174 von bossi1 am 18.03.07 10:48:59

Hi 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.

[XDA]

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

Hier eine Grafik damit man eine Vorstellungskraft hat.




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

[bossi1]

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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© 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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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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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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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

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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.

[bossi1]

Aus dem Solarworld Thread zu "High Concentration Photovoltaic"

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

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

Crystalline Silicon and Concentrator Photovoltaic Verticals

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

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

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

High Concentration Photovoltaic

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

Passive cooling

Higher Reliability as there are no moving parts

Low risk: Encapsulated design implies no fire hazards

Mirrors avoid use of aberration-free lenses.

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



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

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


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

Solfocus wurde 2001 in Kalifornien im Silicon Valley gegründet.

Ihr Ziel

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

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Konzentrator-Technologien (Linsen + Silizium)

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

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

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

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


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

[bossi1]

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. ...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.

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

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.565.490 von bossi1 am 29.03.07 16:58:22

FLATCON®-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

[XDA]

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.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.586.962 von bossi1 am 30.03.07 16:31:59

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

Seite 7 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…

[XDA]

http://www.guascorfoton.com/

http://www.isofoton.es/

http://www.solfocus.com/

http://www.concentrix-solar.de/

[XDA]

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…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.605.737 von XDA am 01.04.07 02:28:39

Danke 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.

[bossi1]

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.

[XDA]

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? 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! Noch einfacher!

















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

[e-mail]
Amonix Inc
3425 Fujita Street
Torrance, CA 90505
Ph: [phone]

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.606.798 von bossi1 am 01.04.07 13:07:32

Danke 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. 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. 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?

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. (Nur die Nachbarn würden sich etwas Wundern vielleicht, na ja das würde ein Wallfahrtsort sehr wahrscheinlich werden. Viele würden vielleicht auch denken, ich horche den Weltraum ab.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.605.711 von XDA am 01.04.07 02:04:55

Seite 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

[bossi1]

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.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.618.784 von bossi1 am 02.04.07 10:51:48

Seite 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

und am selben Fleck von Aznalcollar 50 und Aznalcollar 20!
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…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.621.674 von XDA am 02.04.07 13:51:05

Ist 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.

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

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.

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.623.904 von bossi1 am 02.04.07 15:54:04

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.

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!

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.628.786 von XDA am 02.04.07 20:14:52

Spanien 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

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.654.251 von bossi1 am 04.04.07 11:03:41

warum 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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.654.881 von SmartCap am 04.04.07 11:31:23

warum 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.

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.365 von bossi1 am 04.04.07 11:53:31

und 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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.908 von SmartCap am 04.04.07 12:20:37

hat 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...

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.655.908 von SmartCap am 04.04.07 12:20:37

nicht 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.

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.657.104 von bossi1 am 04.04.07 13:06:49

der 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

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.657.563 von SmartCap am 04.04.07 13:23:50

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)

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

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.659.599 von XDA am 04.04.07 14:57:16

die 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

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.659.761 von SmartCap am 04.04.07 15:04:19

Es 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?








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.

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.675.591 von XDA am 05.04.07 13:04:04

über 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

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.675.855 von SmartCap am 05.04.07 13:22:38

über 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.

[SmartCap]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.677.123 von XDA am 05.04.07 14:50:45

im ökomäntelchen wird das volk verblödet und die taschen der solarmillonäre weiter gefüllt

sc

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.677.123 von XDA am 05.04.07 14:50:45

Frohe Ostern - ¡felices Pascuas!

[bossi1]

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

[bossi1]

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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Weitere Formen hochthermischer Solarenergienutzung (II)

Meinel-Verdampferrohre

Der US-Physiker Aden B. Meinel und seine Frau erfinden gemeinsam während ihrer Arbeiten an der Universität Arizona be­sondere Kollektoren, in denen Verdampferrohre mit selekti­ven Filtern umgeben sind, welche die relativ kurzwellige Son­neneinstrahlung hindurchlassen, die langwellige Wärmerückstrahlung aber auffangen können. Es werden damit Temperatu­ren bis 500°C erreicht. Die teils evakuierten, teils beschichteten und teils geschlitzten Glasrohre er­geben zwar eine physikalische Optimallösung, sind aber aus technisch-wirtschaftlicher Sicht nicht in der Lage, einen konkurrenzfähigen Wärmepreis zu bieten (Stand 1974).

Salzkaskaden-Kraftwerk

Das Georgia Institute of Technology in Atlanta entwickelt 1987 gemeinsam mit dem Solar Energy Research Institute in Golden, Colorado, ein 50 kW Solarkraftwerk mit flachen Heliostaten, die das Sonnenlicht auf eine schräge, gut 10 m hohe Wand konzentrieren. Über diese Wand fließt eine Kaskade aus geschmolzenem Karnonate-Salz mit schwärzenden, hitzebeständigen Zusätzen, das dabei stark erhitzt wird. Am Fuß der Wand entziehen Wärmetauscher dem Salz diese Hitze und führen sie zu Heizzwecken oder zum Betrieb einer Turbine ab. Da das vom US-Energieministerium geförderte System eine hohe Betriebstemperatur zuläßt, wird auch ein höherer Wirkungsgrad erreicht. Man plant den Bau einer Versuchsanlage von 1 MW – 5 MW in Albuquerque, New Mexico.

Lörracher Trichter

Jürgen Kleinwächter, Vizepräsident von COMPLES, dem Sonnenenergie-Verband der Mittelmeerländer, präsentiert auf einer Tagung der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) 1976 seinen ‚Lörracher Trichter’: Das vielkantige Modell besteht aus verspiegelten Folien und stellt eine Kombi­nation von Flachkollektor und Spiegelsammler dar. Den mit Heizrohrrippen ausgestatteten Flächenkollektor am Trich­terboden treffen so konzentrierte Sonnenstrahlen, daß die erzielten Temperaturen ausreichen, um eine Wärmekraftma­schine anzutreiben. 12 derartige Trichter, die von einem einzigen Synchron-Motor der Sonne nachgeführt werden, liefern bei einer Primärleistung von 300 kW hochgespannten Wasserdampf mit 200°C und 16 bar. Einer derartige Anlage benötigt dabei eine Bodenfläche von nur 900 m2. Bis Ende der 80er Jahre wird das System zu den inzwischen weit bekannten Parabol-Spiegel-Anlagen (s.u.) weiterentwickelt.

Acrylharz Riesenlupen

Die beiden japanischen Firmen USHIO und YUPE bauen aus Acrylharz Riesenlupen bis zu einem Durchmesser von 50 m, bei einer Dicke von 15 mm. Die Lupen sind leichter als aus Glas herge­stellte, so daß ein entsprechendes System zusammen mit Schmelzofen und Steuereinrichtungen nur 50 t wiegt. Mit einer Sonnennachführungsautomatik ausgerüstet sollen die Anlagen Leistungen bis 1 MW erbringen, die in einem Kraftwerk durch die Um­wandlung der erreichten 3.000°C – 4.000°C zu elektrischem Strom transformiert werden. Derartig hohe Temperaturen sind bisher nur im Sonnenofen von Odeillo erreicht worden.

Silberkegel Konzentrator

1988 entwickeln Wissenschaftler der University of Chicago ein neuartiges Spiegelsystem, mit denen Sonnenlicht extrem stark gebündelt werden kann. Mit einem ölhaltigen Silberkegel, der das in einem etwa 40 cm großen Teleskopspiegel eingefangene Licht auf eine Fläche von rund 1 mm Durchmesser konzentriert, wird eine 60.000-fache Konzentration erreicht. Das ist annährend die Intensität, wie sie auf der Sonnenoberfläche herrscht.

Die so ‚geballte’ Sonnenkraft kann Energie für Laser-Nachrichtenverbindungen im All oder für Lasergeräte zu Isotopentrennung liefern. Außerdem ist damit die Herstellung ultraharter Materialien für die Industrie und das Militär möglich.

Saphir Konzentrator

Anfang der 1990er Jahre wird in einem Physiklabor in Chicago ein Lichtfleck erzeugt, der sogar um 16 % heller als die Sonnenoberfläche ist. Ein nur 40 cm durchmessender Parabolspiegel bündelt Sonnenlicht auf einen mandelförmigen Saphir, an dessen ‚gekrümmten’ Wänden das Licht quasi zusammengequetscht wird und die 84.000-fache Leuchtintensität des normalen Tageslichts erreicht. Mit dieser Technik sollen neuartige Solar-Laser möglich werden.

Grenzen der Nutzung der Sonnenenergie

In den vergangenen 200 Jahren hat sich die Menschheit dahingehend entwickelt, daß ihre technisch-wirtschaftlichen Zentren gerade in Mitteleuropa und Nordamerika weitgehend in jenen Gebieten liegen, in denen die Sonne am unzuverlässigsten scheint, obwohl der gesamte technisch-industrielle Komplex inzwischen darauf aufbaut, daß die genutzten Primär- und Sekundärenergieträger zu jeder Tages- und auch Jahreszeit unverändert und in vollstem Umfang zur Verfügung stehen.

Die allgemeine Verfügbarkeit der Sonnenenergie – die ja am meisten dort anfällt, wo sie überhaupt nicht gebraucht wird – ist dem jedoch entgegengesetzt. Eine zentrale Nutz­ung ist daher sehr schwierig und die Energieübertragung über die weiten resultierenden Strecken bis hin zu den Bedarfszentren überaus problematisch.

Das Sonnenlicht trifft die Erde auch nur in mäßiger Kon­zentration (von der gesamten Sonnenstrahlung fällt für die Erde nur ein Fünfhundertmillionstel ab) und zu sehr unterschiedlichen Zeiten – seine mangelnde Beständigkeit erfordert daher den Einsatz großer und aufwendiger Energiespeicher (s.d.).

Besonders dann, wenn große Energiemengen benötigt werden, sei es für die Beleuchtung (Nachts) oder für Heizzwecke (Winter), scheint die Sonne nicht oder nur schwach, oder sie wird oft durch Wolkenbildungen verdeckt. Die aus diesem Grund erforderlichen Energiespeicher (besonders Langzeitspeicher) sind aber noch immer unterentwickelt, existierende Systeme sind unverhältnismäßig teuer. Bei der Betrach­tung der Speichersystemproblematik darf auch nicht vergessen wer­den, daß diese für ihre Speicherfunktion ja auch wesent­lich vergrößerte Kollektorflächen benötigen. Bei einem mit Wasser arbeitendem Speicher rechnet man mit 50 l Wasser pro m2 Kollektorfläche – jedenfalls in Bezug auf Kurzzeitspeicher. Eine einfache Kollektor­anlage produziert zwar an einem sonnigen Tag rund 1.500 1 Warmwasser bei 60°C – also weit mehr, als der in diesem Beispiel angenommene 5-Personen Haushalt braucht –, doch schon ein einziger sonnenloser Tag erschöpft diesen Wärmevorrat restlos.

Die finanziellen Aufwendungen für Kollektoranlagen mit Wärmespeichern betragen (bezüglich eines Einfamilienhauses) zwischen 15.000 und 25.000 DM (Stand 1980), wobei es im mitteleuropäischen Klima notwendig ist, trotzdem noch für die Wintermonate eine zusätzliche Öl- oder Elektroheizung zu installieren, die nochmals um die 15.000 DM kostet. Ein autarkes, also rein auf Sonnenenergie aufbauendes Haus mit etwa 120 m2 Wohnfläche kostet um 600.000 DM und eigentlich derartige Systeme erst ab 200 m2 Wohnfläche als wirtschaftlich betrachtet werden.

Oftmals bekommen Bauherren, welche Sonnenkollektoren für die verschiedensten Anwendungen installieren möchten, Schwierigkeiten mit den Baubehörden, die auf Grund der Gestaltungsparagraphen in den Landesbau­ordnungen teilweise sogar die Baugenehmigung verweigern.

An dieser Stelle soll aber auch der nicht unerhebliche Wartungsaufwand erwähnt werden, der sich mit einer Kollektoranlage verknüpft. Außerdem die kurze Haltbarkeit dieser Anlagen, die im Durchschnitt nur 15 bis 20 Jahre beträgt. In Klima Mitteleuropas ist ein Korrossionsschutz dringend notwendig, sowie meistens auch ein Frostschutzmittel (Glycolzusatz o.ä.), um einen problemlosen Betrieb zu gewährleisten. Was die Lebensdauer der einzelnen Kollektoren angeht, so hat die EG-Forschungsstätte in Wiesbaden (USPRA) herausgefunden, daß diese kaum länger als 4 bis 5 Jahre beträgt. Eine sogenannte Langzeitbeständigkeit sei nicht festzustellen. Bei Vakuum-Röhrenkollektoren trat häufig ein schleichendes Entweichen des Vakuums auf (Stand 1982). Zu diesem Zeitpunkt sind Kollektor-Solarheizungen noch nicht ausgereift, die Wärmeverluste sind immens und es fehlt an ausreichenden Erkenntnissen über die günstigste Geometrie von Solarhäusern.

Von Einfluß auf alle Sonnenenergie-Systeme sind Sonnen- und Himmelsbestrahlungsstärken, Außenlufttemperatur und Windgeschwindigkeit – außerdem auch der Reflexionsgrad der direkten Umgebung. Fast alle Systeme können durch Hagel schwere Schäden erleiden. Großflächige Solarkraftwerke (meist Hochtemperatursysteme) brauchen sonnige, flache und nur dünn besiedelte Regionen für ihre optimale Funktion, ihre Auswirkungen auf Fauna und Flora dieser Regionen sind bisher weitgehend noch unbekannt. In der Praxis hat sich gezeigt, daß bereits Kondensstreifen von Flugzeugen die Leistung von Solarkraftwerken um einige Prozent verringern können. Ab Windgeschwindigkeiten von 48 km/h müssen Heliostatenfelder von allen Personen geräumt werden, da man sonst bei Spiegelbruch in einem Scherberegen stehen würde.

Der Nutzeffekt von Solarzellen ist für eine breite Anwendung noch zu gering, selbst bei der Silizium-Zellen­Herstellung wird der Preis pro Watt Leistung aus wirtschaftlichen kaum unter die 2 DM Grenze sinken. Die erwähnte ‚Schallgrenze’ von rund 3,5 $ pro W ist auch im Jahre 2004 noch immer nicht durchbrochen. Hinzu kommt, daß Dünn­schichtzellen aller Art durch Alterung sehr schnell inaktiv und damit nutzlos werden. Außerdem kommen noch die extrem hohen Anlageninvestitionskosten von ca. 75.000 DM je installierten kW dazu, die Wirtschaftlichkeitsberechnungen oftmals Schiffbruch erleiden lassen (Stand 1976).

Die Betriebskosten entfallen gänzlich für PV-Anlagen und die Wartungskosten sind minimal, aber die Anschaffungskosten sind enorm, d.h. alle Kosten entstehen am Anfang, bevor Strom überhaupt erzeugt worden ist. Weitgehend Unklarheit herrscht auch noch bezüglich der ‚verborgenen Emissionen’ der Solarzellenproduktion, die teilweise von hoher Giftigkeit sind. Sowohl die Umweltverträglichkeit als auch das spätere Recycling von Modulen bilden Problemfelder.

Der großflächige Einsatz von PV-Systemen in heißen Ländern hat noch einen weiteren Haken: Oft wird dabei nämlich übersehen, daß Solarzellen meistens bei 25°C ihren optimalen Betriebspunkt haben. Die Ausbeute bei einer Modultemperatur von 25° ist wegen der stärkeren Sonneneinstrahlung beispielsweise in Mexiko zwar doppelt so hoch wie in Deutschland, aber ein Modul kann sich in Mexiko in der sommerlichen Sonne auch schnell auf weit über 70°C erhitzen. Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht. In Deutschland kompensieren die kühleren Temperaturen die schwächere Einstrahlung einigermaßen, so daß die Ausbeute in Mexiko in der Praxis – im Gegensatz zur schönen Theorie – eben doch nicht doppelt so hoch ist....es sind Kühlsysteme erforderlich

Ein weiteres Risiko ist der weltweite Mangel an Silizium, dem Grundstoff für Solarzellen. Zwar wird Silizium aus Sand gewonnen – der nahezu unbegrenzt vorhanden ist –, aber das Verfahren ist sehr aufwendig, und die Kapazitäten sind begrenzt. Veredelungsanlagen für Silizium sind teuer und nicht von heute auf morgen zu bauen. Experten rechnen damit, daß noch bis 2007 mehr Silizium nachgefragt wird, als auf dem Weltmarkt vorhanden ist.

Einen kleinen Einblick in die zur Umstellung auf Sonnenenergie tatsächlich notwendigen Kosten erlaubt die Berechnung, daß in den USA das fiktiv anvisierte Ziel von nur 1 % der derzeitigen Kraftwerkskapazitäten eine jährliche Investition von 1 bis 2 Mrd. $ über einen Zeitraum von 10 Jah­ren erforderlich machen würde.

Während für die Anwender in Entwicklungsländern schon die einfachsten Kollektoranlagen viel zu teuer sind, erreichen die Kostenvorausberechnungen für Satellitenkraftwerke den absoluten Höhepunkt. So wird alleine nur der enorme Bedarf an teuren Rohstoffen deutlich wenn man erfährt, daß schon für einen einzigen der SPS-Satelliten etwa drei Zehntel der derzeitigen Weltjahresproduktion an Aluminium benötigt werden (Stand 1980). Während der Hochtransport der Bauteile in den Orbit durch die vielen notwendigen Raketenstarts die oberen Schichten der Atmosphäre stark verschmutzen wird, befürchtet man von anderer Seite auch, daß die zur Erde zurückgestrahlten Mikrowellen ebenfalls eine Gefährdung darstellen. Erwartet wird auch, daß es einen negativen Einfluß auf das Funkwesen geben wird, ebenso wie zu befürchten ist, daß eine Überhitzung der Atmosphäre oder eine Methan-Reaktion in ihr eintreten wird.

Die wertvolle Energie bleibt an trüben Tagen in den Wolken hängen, die Verluste auf dem Umwandlungsweg Solarstrom – Laserlicht – Solarstrom sind beachtlich. Und – sofern es sich bei den Energiesatelliten nicht um die L5-Habitate nach O’Neill handelt – wenn etwas kaputt ist, müssen Astronauten zur Reparatur hochgeschickt werden.

Großindustrielle Solarkraftwerke werden über mehrere Kontinente miteinander vernetzt sein. Für Europa mag dies eine weitere Anhängigkeit bei Energielieferungen aus Nordafrika bedeuten, dem prädestinierten Standort zur Versorgung des ‚alten Kontinents’.

Zusammengefaßt ist zu sagen, daß sich die Sonne in kleinem Maßstab und – bei ausreichender Unterstützung­ auch und ganz besonders in Ländern der 3. Welt – durchsetzen könnte (und dringend auch sollte!). Was aber sogar den Einsatz dort stark beeinträchtigen kann, ist der unqualifizierte Nachbau von Anlagen, deren schnell auftretende und meist erhebliche Betriebsmängel den Ruf der Solarenergie schwer schädigen und das Vertrauen der Kunden schwächen. An dieser Stelle spreche ich aus eigener Erfahrung, die in hauptsächlich in Syrien und Jordanien sammeln konnte.

Bei einer Versorgung mit photovoltaischen Solar Home Systemen ist den Menschen der 3. Welt bewußt, daß dies nur eine Elektrifizierung ‚zweiter Klasse’ ist – denn Bügeln, Kochen oder der Betrieb eines Kühlschrank ist nur mit einem Anschluß an das ‚richtige’ Stromnetz möglich. Die SHS stoßen daher oft auf wenig Gegenliebe, weil die Menschen befürchten, dadurch den Anspruch auf eine ‚richtige’ Stromversorgung zu verlieren. Nach Untersuchungen der GTZ im Jahr 2000 werden durch SHS praktisch keine wirtschaftlichen Aktivitäten stimuliert und somit auch keine neuen Einkommensmöglichkeiten und Arbeitsplätze geschaffen.

Und wenn ein SHS – meistens bestehend aus mindestens einer PV-Anlage, einem Wechselrichter und einer Batterie, um den Strom für Sparlampen, Radio, S/W-Fernseher usw. bereitzustellen – erst mal installiert ist, steigt häufig der Konsum, so daß das System bald überlastet ist. Das führt zu Frustration unter den Anwendern, die meinen, die Technik funktioniere nicht. Das System kann natürlich von der Technik her fast immer problemlos ausgebaut werden, aber das kostet Geld.

Fazit: Als alleiniger Substitutionsenergieträger für eine technisierte und entwickelte Welt mit hohen Ansprüchen aller Art kommt die Sonnenenergie nicht in Frage, so sinnvoll ihr Einsatz auch sein mag.

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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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.713.403 von bossi1 am 08.04.07 14:45:28

Laut Klaus Kiefer vom Fraunhofer ISE beträgt der Leistungsabfall rund 0,4 % pro Grad Kelvin bei polykristallinem und monokristallinem Silizium ab 25°C – was aufwendige Kühlsysteme erforderlich macht...


Kapillarrohrtechnik - Die Grundlage für viele Ideen und Produkte
Inspiriert von der Natur - ein Blatt zeigt uns die Technik!



Wäre ein Blatt einer Pflanze aufgebaut wie eine konventionelle Flächenheizung - mit ungünstig verteilten und teils isolierenden Materalien zur Wärmeübertragung - hätte es in der Natur keine Überlebenschance.

Das Blatt hat feinste Kapillarrohre, die für eine gleichmäßige Oberflächentemperatur sorgen. Um eine effektive Kühlung, auch im Hochsommer bei extremer Sonneneinstrahlung, zu gewährleisten und über das Blattgrün verlässlich Photosynthese zu betreiben, ist diese "Naturtechnik" für ein Blatt überlebenswichtig.

Dasselbe Kapillarrohrsystem hat übrigens die Natur auch im Menschen vorgesehen. Das menschliche Leben wäre mit einer anderen "Technik" als der Kapillarrohrtechnik nicht möglich! Unser Körper würde entweder teilweise verbrennen oder durch Unterkühlung absterben.

Nur in der Natur vorkommende "Techniken" können auf viele Bereiche der Technik übertragen werden. Die Kapillarrohrtechnik - abgeschaut von der Natur - wurde auf viele unserer Produkte in der regenerativen und dezentralen Energietechnik übertragen und erfolgreich eingesetzt.


Schlechtes Wärmeverhalten bei Standardmodulen

Negativer Temperaturkoeffizient im Leistungsverhalten von PV-Modulen bringt Minderertrag
Solarstrommodule absorbieren nicht nur im Sommer viel Wärme. Inzwischen ist allgemein bekannt, dass durch die Erwärmung der Zellen die Leistung sinkt. Dabei spielt der Wert des Temperaturkoeffizienten eine entscheidende Rolle. Je negativer dieser Wert, desto schlechter ist das Leistungsverhalten des Solarstrommoduls bei Erwärmung der Zellen


Hoher Leistungsverlust durch Zellenerwärmung
Hohe Leistungseinbußen durch Modulerwärmung



In den Sommermonaten (Hauptertragszeit) können sich die Zellen in einem Solarstrommodul leicht bis auf 80 - 90°C erwärmen. Je nach Modul- bzw. Zellenart und Umgebungsbedingungen auch bis ca. 130°C. Abhängig vom Temperaturkoeffizienten kann dies hohe oder sehr hohe Ertragsverluste mit sich bringen.


Mehrertrag durch Modulkühlung

Leistungsgewinn durch Kühlung der Zellen mittels Kapillarrohrtechnik



Weiterhin kann ein zusätzlicher Leistungsgewinn durch Kühlung der Zelltemperatur unter STC-Temperatur (z.B. 10°C) erreicht werden:

Ein 200 Watt Modul bei STC hat bei beispielsweise 10°C Zellentemperatur (AM 1,5; 1000W/m²) 7,5% mehr Leistung (215 Watt) Dies bedeutet eine Mehrleistung im Betriebsfall 10°C anstatt 90°C Zelltemperatur von 75 Watt bzw. 59,26 %!


Liegt der Temperaturkoeffizient bei -0,5%/°C, bedeutet dies für die Leistung eines Standardmoduls mit 200 Watt Nennleistung bei STC und bei 90°C folgendes:

Das 200 Watt Solarstrommodul liefert nur noch eine Leistung von 135 Watt, wobei fast ein Drittel (32,5 %) der Leistung und somit auch des Solarstromertrags in dieser Zeit verschenkt wird.

Bei einer Zellenerwärmung bis 125 °C bedeutet dies sogar eine Halbierung der Leistung!


Erhöhte Lebensdauer durch Modulkühlung

Geringere tägliche Temperaturspreizung bei Begrenzung der Zelltemperatur unter 25 °C
Ein nicht gekühltes Standard-Modul muss im Extremfall innerhalb eines Tages Temperaturdifferenzen von über 100°C aushalten. Durch Begrenzung der maximalen Zelltemperatur von 25°C entsteht an der CoolPV-Zelle in der Regel keine höhere tägliche Temperaturdifferenz von 20°C im Sommer bzw. 35°C im Winter.


DEMOFILM
Folgender Film zeigt die effektive Oberflächenkühlung von CoolPV


http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/coolpv-film_… (2,87 MB)

Testbedingungen:


Modultemperatur Beginn: 40°C

Modultemperatur Ende=Kühlwassertemperatur: 12°C

Umgebungstemperatur: 20°C

http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/

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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 | [e-mail] (Israel)

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.731.665 von bossi1 am 09.04.07 20:35:10

SOLEL#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 | [e-mail] (Israel)

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.712.477 von bossi1 am 08.04.07 12:41:30

Hi Bossi

Frohe Ostern ebenfalls, und allen anderen, die hier ebenfalls interessiert mitlesen.

[bossi1]

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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.739.064 von bossi1 am 10.04.07 13:52:41

Solarthermische Kraftwerke: Fresnel
Funktionsschema:




Beschreibung:
Ein Fresnel-Kollektor besteht aus Spiegeln und einem Absorberrohr. Dabei werden speziell angeordnete Flachspiegel verwendet, die das direkte Sonnenlicht auf den Absorber bündeln. Anstatt eines einzelnen Parabolspiegels besteht ein Fresnel-Kollektor aus 48 Flachspiegeln, die je etwa 0,5 m breit und am Erdboden angeordnet sind. Die Spiegel werden in geringem Maße der Sonne einachsig nachgeführt. Im Gegensatz zu einem Parabolspiegel wird das Licht zwar schwächer auf den Absorber fokussiert, jedoch beinhaltet diese Bauweise große Kostenvorteile in der Produktion und Instandhaltung. Vor allem die Windanfälligkeit konnte erheblich reduziert werden.

Um das Licht besser zu fokussieren, wird zusätzlich über dem Absorber ein Sekundärkonzentrator angebracht. Das Sonnenlicht trifft somit erst auf die Flachspiegel und wird über den Sekundärspiegel auf den Absorber reflektiert. Fresnel-Kraftwerke werden ausschließlich mit Wasser als Medium betrieben und können mehrere 100 MW Leistung erzielen.

Vor- und Nachteile:
Erhebliche Verminderung von Klima- und Schadgasen wie Kohlendioxid, Schwefeldioxid, Stickoxiden und von Staubpartikeln
Einsatzbereich von 10 bis mehreren 100 MW
Solarthermische Stromerzeugung in konventionelle Kraftwerkstechnik integrierbar
Kostengünstige und weniger anfälligere Komponenten (Spiegel, Nachführsystem)
Keine Wärmeübertrager da Direktverdampfung
Erste Projekte vor Inbetriebnahme

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.718.622 von bossi1 am 08.04.07 21:11:05

Rohstoff 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

[bossi1]

Hier geht es um die erste spanische Solarsiliziumfabrik in Los Barrios (Andalusien), die ab dem 2. Halbjahr 2008 produzieren soll. Das Projekt wird zu 34% mit Kapital von Isofoton, 20% einer neuen Bank der Cajas aus Andalusien (BEF), 17% Endesa, 12% GEA-21 und zu 17% mit Fördergelder aus Andalusien finanziert. Es handelt sich um ein strategisches Projekt für Andalusien und soll das schwierige Problem der Silizium Versorgung lösen. Überlegungen von Abengoa/Rioglass in das PV-Geschäft einzusteigen könnten damit zusammenhängen. Bis 2009 sollen 2.500 to Solarsilizium hergestellt werden, ab 2010 5.000 to kam in einem anderem Artikel.

La situación de la industria andaluza
Isofotón, el banco de las cajas y la Junta impulsan la primera planta española de polisilicio
J. M. - Sevilla - 30/03/2007


Silicio Energía se ha convertido en el primer proyecto empresarial estratégico de inversión del Banco Europeo de Finanzas, el nuevo banco de las Cajas de Ahorro andaluzas. La nueva empresa, que fabricará polisilicio (el componente principal de fabricación de las placas solares), tiene una inversión inicial de 250 millones de euros, generará 295 puestos de trabajo, y se construirá sobre una superficie de 60.000 metros cuadrados en la localidad gaditana de Los Barrios.

El capital de Silicio Energía estará conformado por Isofotón, con un 34%, el BEF con un 20%, Endesa Generación (17%) GEA 21 (12%) y la Consejería de Innovación, Ciencia y Empresa, a través de La Agencia de Innovación y Desarrollo de Andalucía (IDEA), con otro 17%.

La idea es que la planta de Los Barrios comience la producción en el segundo semestre de 2008, y que se encuentre a pleno rendimiento en 2009. La planta tiene prevista capacidad de producción de 2.500 toneladas de polisilicio para su utilización en la industria fotovoltaica.

Actualmente sólo existen en el mundo seis empresas que producen polisilicio, un material que se concentra en un 95% en las placas solares fotovoltaicas. El consumo de silicio a nivel mundial en 2006 destinado a aplicaciones fotovoltaicas ascendió a cerca de 19.000 toneladas, y se prevé que la demanda aumente a 150.000 toneladas en 2015, según explicó ayer el consejero de Innovación, Ciencia y Empresa, Francisco Vallejo, quien detacó el importante papel que desempeñará esta nueva planta andaluza en un momento en el que la producción de más del 90% de las células fotovoltaicas están basadas en el silicio, lo que está originando un grave problema de abastecimiento.

La industria fotovoltaica mundial ha crecido a un ritmo del 33% desde 1999, aunque en el último año el incremento ha llegado al 60% y ha hecho saltar las alarmas sobre el abastecimiento futuro de células fotovoltaicas. Para 2007 la industria mundial tiene unas previsiones de fabricación de unas 20.400 toneladas de silicio solar. Por otro lado, el precio del silicio solar ha pasado en el último año de 25 dólares/kgo a casi 40 dólares, con una previsión alcista dada su escasez.

Según fuentes de la Consejería de Innovación, la producción mundial de células fotovoltaicas se concentra en Japón (48%), Europa (27%) y EEUU (11%). En el ranking mundial aparece la empresa andaluza Isofotón, con una delegación en el Parque Tecnológico de Andalucía en Málaga, ocupando el noveno puesto y el segundo a nivel europeo.

http://www.elpais.com/articulo/andalucia/Isofoton/banco/caja…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.820.335 von bossi1 am 14.04.07 22:15:29

Wer 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.

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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.820.335 von bossi1 am 14.04.07 22:15:29

Die 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.

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)

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”.



[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)

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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.821.898 von bossi1 am 15.04.07 00:01:07

Ich hatte ohne Vorschau gepostet. Leider durch einen Kopierfehler doppelter Text...

[bossi1]

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.

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…

[bossi1]

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.


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.

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.

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

[bossi1]

:: 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

[bossi1]

wie lange ein Solarmodul in unseren Breiten Strom produzieren muß, um die Energie, die bei der Produktion des Moduls verbraucht wurde auszubilanzieren...

(...) 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)

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

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.915.037 von bossi1 am 20.04.07 11:54:22

Mehr zu Energierücklaufzeiten etc. bei Solar/Wind/Biomasse...aus dem Solarworld Thread (Quelle: c.ploss)


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…

[bossi1]

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.

[bossi1]

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

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?

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

[bossi1]

:: 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

[bossi1]

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.

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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…

[bossi1]

Abkühlung am spanischen Immobilienmarkt bringt Finanzmärkte in Turbulenzen. Spaniens Baubranche kühlt sich ab

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

[bossi1]

Abengoa Solucar
...der Sonne entgegen. Für Englisch das US-Banner anklicken.
Man sollte sich auch mal die geplanten Länder für die Expansion ansehen !!

Homepage Solucar:
http://www.solucar.es/

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:: Energie aus Wellen - ein Titan der erneuerbaren Energien erwacht

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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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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Hybride Solarkraftwerke
...leider als pdf, 5 Seiten.

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Hybride_01.pdf

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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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© DIE ZEIT 1998

Die Nasa will Solarkraftwerke im All aufbauen. Doch wie kommt der Strom in die Steckdose?
....alles nur Träume?

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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Antwort auf Beitrag Nr.: 29.053.627 von bossi1 am 29.04.07 12:48:08

Solarkraftwerke im Weltall

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.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.052.016 von bossi1 am 28.04.07 23:40:20

Förderung und Nutzen der solarthermischen Stromversorgung
6 Seiten pdf / 2002

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Foerder_01.pfd

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.065.217 von bossi1 am 29.04.07 22:00:50

Potenziale, Standortanalysen, Stromtransport
...aus Ländern mit hohem Strahlungs- und Flächenpotenzial.
8 Seiten pdf

http://www.fv-sonnenenergie.de/publikationen/Potenzi_01.pdf

[XDA]

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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29.04.2007 · 16:30 Uhr
Mit konzentrierter Sonnenenergie wird im Solarthermie-Kraftwerk Almeria Strom produziert.


(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."

[bossi1]

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

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.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.134.712 von bossi1 am 04.05.07 16:44:01

MAN Ferrostaal setzt auf solarthermische Kraftwerke
Maschinenbauer will durch Joint Venture mit Solar Millenium zum weltweit führenden Anbieter werden
...das sind aber ergeizige Ziele

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)

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.134.796 von bossi1 am 04.05.07 16:48:53

MAN 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!

.....und was macht Abengoa? Gibt es schon was neues?

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.145.902 von XDA am 04.05.07 23:56:12

MAN 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.

http://www.freilassung.de/div/texte/rz/zorn/Zorn29l.htm

[bossi1]

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

[bossi1]

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.

[bossi1]

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.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.159.168 von bossi1 am 05.05.07 23:07:19

Power station harnesses Sun's rays

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.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 28.953.172 von bossi1 am 23.04.07 14:27:00

Technologievergleich
Fresnel >> Parabolrinnen Technik
als pdf Datei, 17 Seiten


http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/insti…

[bossi1]

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.


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.

[bossi1]

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

[XDA]

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.…

[bossi1]

Ein Kessel aus Herford für spanisches Andasol
HTT ist beim Bau der größten Solarkraftwerke der Welt von Anfang an mit dabei / Qualifizierte Schweißer Mangelware

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.

[bossi1]

11.05.2007

Ziel: Gemeinsam solarthermische Kraftwerke in Spanien realisieren

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…

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.260.504 von bossi1 am 10.05.07 22:40:05

Inzwischen 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.

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.

[XDA]

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.

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/

[XDA]

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 auf Basis der NOVATEC BioSol Technologie im Genehmigungsprozess.

* Im August 2007 geht die erste Serienfertigungsanlage für die Solarfeldkomponenten in Betrieb

* Noch im selben Jahr wird das erste kommerzielle Solarkraftwerk mit einer Leistung von 2 Megawatt in Betrieb gehen.

* Im Jahr 2008 ist die Erhöhung der Produktionskapazität auf ca. 60 Megawatt Kraftwerksleistung pro Jahr geplant.

* Bis 2011 soll mit einer installierten Leistung von mehr als 200 Megawatt die Marktführerschaft im Bereich solarthermischer Kraftwerke in Spanien erzielt werden.

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!

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.


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.

Mit nur einer Serienfertigungslinie können im Zweischichtbetrieb 220.000 Quadratmeter Solarfeld entsprechend einer elektrischen Kraftwerksleistung von 17 Megawatt pro Jahr produziert werden.

Der voll automatisierte Fertigungsprozess auf Basis von Robotern sichert ein hohes Maß an gleich bleibender Qualität.

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!

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.272.543 von XDA am 11.05.07 17:24:26

Sie setzten auf die Fresnel-Technologie, die man aus preiswerten Serienteilen bauen kann....



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

[bossi1]

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

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.276.790 von bossi1 am 11.05.07 21:44:03

Man 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.





http://www.energieverbraucher.de/de/Energiebezug/Strom/Preis…

[bossi1]

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.

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 la vanguardia en el aprovechamiento del sol como fuente renovable”, añadió.

Iberdrola ya es empresa de referencia en energía eólica en esta comunidad, con 51 parques eólicos que suman una potencia conjunta de 1.717 MW. Además, ha ubicado en Toledo su Centro de Operación de Energías Renovables (CORE), desde donde controla todos sus parques eólicos, minicentrales hidráulicas y subestaciones asociadas, tanto en España como en el extranjero.

La eléctrica también cuenta en la región con proyectos de energía eólica, solar, hidráulica, minihidráulica y biomasa, entre los que destacan la puesta en marcha para finales de 2008 de la central de biomasa de residuos forestales de Corduente (Guadalajara), así como la construcción del Edificio Sostenible de Maranchón, en esta misma provincia, que albergará el cuarto aula de la energía de la empresa en la región.

Sánchez Galán ha anunciado que Iberdrola pretende invertir en la región 1.000 millones de euros en los tres próximos años, destinados a proyectos de generación, que incluyen la construcción de 200 MW renovables y un nuevo grupo en la central de Aceca, y a la mejora de las redes de distribución.

Más información:
www.iberdrola.es

[XDA]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.285.282 von bossi1 am 12.05.07 19:13:05

Hi Bossi,

bauen die es selbst, oder wer macht das für die ?

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.287.508 von XDA am 12.05.07 23:08:18

bauen die es selbst, oder wer macht das für die ?

Hi XDA,
der Versorger Iberdrola investiert sehr stark in erneuerbare Energien. Vor einigen Monaten gab Iberdrola an Gamesa einen 2,3 Mrd.€ Auftrag für Windkraftanlagen. Iberdrola ist jedoch an Gamesa mit 25% beteiligt. An Iberdrola selbst ist aber der Baukonzern ACS mit 11,7% beteiligt und könnte daher gute Aussichten haben für den Bau der Solarkraftwerke. Bei Projekten von Meerwasserentsalzungsanlagen arbeitet ACS bereits in Arbeitsgemeinschaften mit Abengoa. Das wäre auch bei den Solarkraftwerken denkbar, da ABG zudem Zugriff auf eine eigene Solarspiegelproduktion mit Rioglass hat und nicht nur auf die freien Kapazitäten von Schott Solar angewiesen wäre. Mal mal abwarten...

ACS Cobra selbst arbeitet z.Z. mit der Projektgesellschaft Solar Millennium und finanziert zwei der SM2 Projekte zu 75% und erledigt den Anlagenbau. Weiter sind dort noch bis zu 5 weitere 50 MW Solarkraftwerke (Parabolrinne) für den portugisischen Versorger EDP in Spanien und Portugal in Planung lt. einem Artikel der FTD vom 10.10.2006 auf der SM2 Homepage. Ob es da kurzfristig noch genug freie Kapazität für weitere 10 Parabolrinnen-Solarkraftwerke gibt? Von der ähnlichen Fresnel-Technologie wurde noch nicht gesprochen, so das ich hier erst mal die neuen Anbieter auf dem Solarmarkt MAN/SM2 und BioSol/Zander ausschließe.

FTD Artikel zu SM2/EDP und den 5 geplanten Solarkraftwerken
...hier sprach man auch von einem SM2 Solarprojekt in Algerien,
daß jetzt von Abengoa gebaut wird. (Hybridkraftwerk)

http://www.solarmillennium.de/pdf/FTD20061010.pdf

[XDA]

11.05.2007, 09:29 Uhr

US-Geothermie-Verband: 6 Mio. amerikanische Haushalte könnten mit Geothermie-Strom versorgt werden

Washington, D.C. - Im Rahmen einer nun veröffentlichten Erhebung hat die US-amerikanische Geothermal Energy Association (GEA) alte und neue Geothermie-Projekte in verschiedenen US-Bundesstaaten ermittelt und zusammengefasst. Die Gesamtkapazität an Geothermie-Anlagen in den USA liegt demnach momentan bei ca. 2.850 MW, im Jahr 2005 sei mit Geothermie insgesamt rd. 16 Mrd kWh Strom (0,37 Prozent des US-Stromverbrauchs) erzeugt worden. Die Untersuchung identifiziert weitere rd. 2.500 MW bis 2,900 MW, die sich momentan in verschiedenen Entwicklungsstadien befinden. Davon sind den Angaben zufolge 11 Projekte in fünf Bundesstaaten mit einer Leistung von 250,6 MW bereits im Bau.

Mit der Realisierung all dieser Projekte würde sich die Geothermie-Kapazität in den USA auf bis zu rd. 6.000 MW fast verdoppeln. Dies reiche nach GEA-Angaben aus, um 6 Mio. Haushalte mit Strom zu versorgen. Zusammengenommen würden die alten und neuen Anlagen den Haushaltsbedarf von San Francisco, San Diego und Los Angeles decken können, teilte die GEA mit.

Die Initiativen des Bundes und der Staaten zum Ausbau der Geothermie in den USA machten sich nun offensichtlich bezahlt, so GEA-Chef Karl Gawell. Förderprogramme für erneuerbare Energien der Bundesstaaten gekoppelt mit den Steuervergünstigungen des Bundes führten nun zu einer regelrechten Renaissance der Geothermie in den USA. Hauptkatalysator für die Industrie sei vor allem der Energy Policy Act (EPAct) des US-Kongresses aus dem Jahr 2005. Mit diesem Erlass konnten die Steuervergünstigungen (production tax credit) auch auf Geothermie-Projekte angewendet werden, zuvor war das nur für Windkraft-Projekte möglich gewesen, so Gawell weiter. Gleichzeitig ermöglichte dieser Erlass die Genehmigung zusätzlicher Gelder für die Forschung des Department of Energy (DOE).

http://www.iwr.de/news.php?id=10574

[bossi1]

Video Abengoa Solarkraftwerk PS10 (BBC)

http://www.youtube.com/watch?v=tXjEBWBBdug

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.272.543 von XDA am 11.05.07 17:24:26

M+W Zander übernimmt technische und infrastrukturelle Komplettversorgung für Solarmodulfabrik von First Solar in Frankfurt/Oder - Nach Planung und Bau auch Betrieb der Anlagen und Gebäude

Original-Pressemitteilung vom 14.05.2007

Herausgeber:
M+W Zander FE GmbH
Stuttgart(iwr-pressedienst) - Die M+W Zander FE GmbH, Stuttgart, hat von einem Unternehmen der Solarindustrie einen Auftrag für das Facility Management einer Fabrik erhalten. Danach übernimmt der Anlagenbauer die komplette technische und infrastrukturelle Versorgung der First Solar Modulfabrik in Frankfurt (Oder). Der Vertrag läuft bis Ende des Jahres 2011. Die First Solar Modulfabrik wurde bereits von M+W Zander als Generalübernehmer geplant und gebaut. Der endgültige Produktionsstart ist für die Jahresmitte vorgesehen.

„Durch die ganzheitliche Betreuung vom Planen und Bauen bis hin zum Betreiben der technischen und infrastrukturellen Systeme und Gebäude hat First Solar nur noch einen einzigen, kompetenten Ansprechpartner für den Betrieb des gesamten Standortes“, sagt Robert Gattereder, Geschäftsführer von M+W Zander FE. Gattereder weiter: „Der Kunde kann sich hundertprozentig auf die Herstellung seiner Module konzentrieren – wir nehmen ihm das komplette Versorgungs- und Schnittstellenmanagement ab und kümmern uns um die Gewährleistungsverfolgung.“

Im technischen Sektor übernimmt M+W Zander die ausfallfreie Versorgung der First Solar Fabrik mit Reinstwasser sowie -gasen, Kühlwasser, Druckluft und kümmert sich um den Betrieb der Gebäudesysteme. Hinzu kommen Stromversorgung und Abwasserbehandlung. Zu den infrastrukturellen Services für das rund 40.000 Quadratmeter große Gelände zählen Bewachung, Entsorgung und Reinigung.

First Solar (www.firstsolar.com) produziert Solarmodule mit einem fortschrittlichen Dünnschicht-Halbleiterprozess, der erheblich die Solarstromkosten senkt. In der Bereitstellung von erneuerbarer Solarenergie zu erschwinglichen Preisen bietet First Solar im Spitzenlastbereich eine wirtschaftliche Alternative zu fossilen Energien, reduziert Grünhausgasemissionen und entspannt Netzengpässe.

Die M+W Zander FE GmbH, ein Unternehmen der weltweit operierenden M+W Zander Gruppe, ist in Europa und dem Mittelmeerraum tätig. Das Leistungsspektrum umfasst die Planung und den Bau von Hightech-Anlagen für Kunden aus der Halbleiter- und Flachbildschirmproduktion, der Photovoltaikindustrie und dem Energiesektor. Im Photovoltaiksektor zählt das Unternehmen ebenso wie im Halbleiterbereich zu den Marktführern bei Planung und schlüsselfertigem Bau von Fertigungsanlagen. Insgesamt hat die M+W Zander Gruppe im Jahr 2006 mit weltweit rund 7700 Mitarbeitern circa 1,76 Milliarden Euro umgesetzt (www.mw-zander.com).

Stuttgart, den 14.Mai 2007

...und seit letzte Woche gibt es zusätzlich einen Kooperationsvertrag zum Bau solarthermischer Kraftwerke in Spanien (z.Z. 3 x 30 MW) mit BioSol. Dabei bringt M+W Zander seine Erfahrungen aus der Massenproduktion in den dynamisch wachsenden Markt für Solarkraftwerke mit ein.

http://www.vwd.de/vwd/markt.htm?u=0&k=0&sektion=news&awert=i…

[bossi1]

BMU Forschungsförderung für erneuerbare Energien 2006, 60 Seiten pdf
hier auch: Solarkraftwerke

http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/appl…

[bossi1]

Der Plan von Iberdrola den Börsengang ihrer Erneuerbaren Energiesparte "Iberenova" (Windparks, Solarkraftwerke, Bioetanol, Biomasse etc.) in die Wege zu leiten, befügelte heute den Sektor mit Gamesa und Abengoa.

El Ibex-35 cierra con leves alzas apoyado en Gamesa y Abengoa
Martes 22 de Mayo, 2007 6:11 GMT

MADRID, 22 may (Reuters) - El Ibex-35 cerró el martes con leves alzas pero se volvió a quedar nuevamente a las puertas de máximos en una jornada en la que el anuncio de la colocación del negocio de renovables de Iberdrola contribuyó a impulsar a las compañías del sector.
"La noticia de la colocación de la división de renovables de Iberdrola ha apoyado a empresas como Gamesa y Abengoa, ya que la iniciativa de la eléctrica envía una señal favorable y de confianza sobre este sector", dijo Javier Galán, gestor de fondos de Renta 4.

Gamesa acabó con las mayores subidas del selectivo al avanzar un 1,03 por ciento a 26,45 euros. Iberdrola sumó un 0,66 por ciento a 41,34 euros.

Iberdrola anunció el martes que su consejo de administración ha aprobado iniciar los trámites para sacar a bolsa su filial de energías renovables, Iberenova, para lo que ampliará capital en hasta un 20 por ciento.

"Se trata de poner en valor una parte de una compañía semejante a la de Gamesa y el mercado espera que la quieran sacar a un precio atractivo. Además se trata de un sector en claro crecimiento que cotiza expectativas de beneficios futuros", explicó el gestor.

Acciona, que también cuenta con importantes activos en el negocio de las renovables, subió un 0,29 por ciento a 190,05 euros.

En este contexto, Abengoa sumó un 2,32 por ciento a 30,39 euros. Además, la compañía anunció que invertirá más de 1.000 millones de euros en los próximos tres años para su capacidad de producción de bioetanol. (..)

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.428.113 von bossi1 am 23.05.07 01:07:12

22.05.2007 16:44
IPO/Iberdrola will 20% von Iberenova an die Börse bringen

BILBAO (Dow Jones)--Die Iberdrola SA (Nachrichten/Aktienkurs), Bilbao, will bis zu 20% ihrer Tochter Iberenova an die Börse bringen. Dies teilte der Versorger am Dienstag mit. In Iberenova würden sämtliche Aktiva des Bereichs erneuerbare Energien zusammengefasst. Hierzu gehörten auch die jüngsten von der Scottish Power plc übernommenen Vermögenswerte.

Iberdrola will den Börsengang der Tochter im vierten Quartal 2007 abschließen. Der Emissionserlös soll für weiteres Wachstum im Bereich erneuerbare Energien verwendet werden.

Iberdrola, die mit Blick auf die angekündigte Mitteilung zeitweise vom Handel an der Börse ausgesetzt worden waren, legten nach Wiederaufnahme um 0,5% auf 41,27 EUR zu.

Webseite: http://www.iberdrola.com

Das könnte eine interessante grüne Aktie werden vom Versorger Iberdrola ähnlich wie EDF ENERGIES NOUVELLES S.A.

[bossi1]

:: BP Solar will Solarzellenproduktion auf 700 MW ausbauen

+ 21.05.2007 + Gemessen an der weltweiten Reklame für Solarenergien war die Produktion von Solarzellen von BP Solar bislang eher bescheiden.
Doch jetzt gab BP Solar bekannt, dass es seine bisherige Produktion von etwa 200 Megawatt pro Jahr auf 700 Megawatt im Jahr 2010 mehr als verdreifachen wolle.

Allein in Spanien (in Tres Cantos bei Madrid) soll die Produktion von heute 55 auf 300 Megawatt in drei Jahren gesteigert werden. Auch in Bangalore/Indien sollen künftig 300 MW produziert werden. Höhere Produktionen sind auch am US-Standort in Frederick/Maryland geplant.

2006 hat BP noch 105 Megawatt produziert. In den letzten zwei Jahren hatte die Produktion bei BP Solar stagniert.

Bei den neuen Zell-Fertigungsreihen kommt die modernste Siebdruck-Technologie zum Einsatz, die sich BP Solar größtenteils hat patentieren lassen. Die voll automatisierte Wafer-Verarbeitung macht es möglich, die derzeit dünnsten, erhältlichen Wafer zu verarbeiten und gleichzeitig höchst mögliche Qualität zu gewährleisten.

Die neue Produktionsanlage in Madrid befindet sich bereits im Bau. Erwartungsgemäß kann die erste Fertigungsreihe noch vor Beginn des Sommers in Betrieb genommen werden. Der Bau der Fertigungsreihen zwei und drei wurde ebenfalls bereits begonnen. Darüber hinaus wird der Standort Tres Cantos umgestaltet und im Zuge dessen, ein Prototyp-Bereich für neue Photovoltaik (PV)-Systeme, ein Trainingszentrum für Besucher sowie Produkttest- und Entwicklungseinrichtungen geschaffen.

Quelle:
BP Solar 2007

[bossi1]

Auch Acciona (Familie Entrecanales) plant für das 1Q 2008 den Börsengang ihrer erneuerbaren Energien Sparte und folgt damit dem Vorbild von EDF Energies Nouvelles. Das gleiche hat der Versorger Iberdrola vor kurzem für Ende 2007 angekündigt. Acciona verfügt nach ihrer Fusion mit den erneuerbaren Energien Sparte vom Versorger Endesa über installierte 5000 MW Windkraft, die bis Ende 2009 auf über 12.000 MW ausgebaut werden sollen. Dazu kommen noch mal 1300 MW mit Solar (auch in den USA), Biomasse, Biogas etc.. Darunter stehen die Daten von Iberdrola zum Vergleich. ...das könnte ebenfalls interessant werden, wenn ihr Ausgabepreis stimmt.

Acciona replica a Iberdrola y sacará a bolsa su filial de renovables


Agustín Marco :: 23/05/2007 :: 07:46 h.

Iberdrola confirmó ayer la exclusiva de Bolsacinco publicada el 22 de febrero en la que se adelantaba la salida a bolsa de su filial de renovables. No será la única. La próxima será probablemente la división de energías limpias de Acciona, que cotizará en bolsa una vez que la familia Entrecanales integre los activos en energías verdes de Endesa en una nueva sociedad. La constructora mantendrá la mayoría del capital.

....

La carrera por convertirse en el líder en energías renovables pasa por la bolsa. Si la eléctrica vasca comunicó ayer que colocará en los mercados de valores el 20% de Ibernova, la joya de la corona, a través de una ampliación de capital, la siguiente en hacerlo será Acciona. Iberdrola pretender cotizar su filial en el último trimestre de este año, mientras que la constructora de la familia Entrecanales probablemente lo dejará para el primer trimestre de 2008.

No obstante, la fecha de la salida a bolsa de lo que ahora se llama Acciona Energía podría incluso adelantarse, pero dependerá de cuándo se cierre la Oferta Pública de Adquisición (OPA) de Acciona y Enel sobre Endesa. El grupo constructor y de servicios ya ha dejado claro que quiere integrar los activos de renovables de Acciona y de Endesa en una sociedad individualizada, de la que siempre tendrá la mayoría del capital.

Sobre esta información, Acciona ha respondido que es una alternativa que se baraja, pero que no hay ninguna decisión tomada y que en todo caso se haría a medio plazo. La respuesta es la misma que dio Iberdrola en febrero cuando este medio le consultó sobre la información que confirmó ayer.

En una reciente presentación a analistas e inversores, el director general de desarrollo corporativo y adjunto a la presidencia, Juan Muro-Lara, explicó que Acciona consolidará por integración global en sus cuentas la compañía de energías renovables que constituirá con sus activos y los que Endesa

Muro añadió que la fusión de los activos de Acciona y Endesa en renovables sumará según datos pro forma de cierre de 2006 unos 5.000 megavatios (MW) de potencia eólica instalada, que se elevarán a 12.000 MW en el horizonte de 2009, cuando se sumarán además 1.300 MW más de otros sistemas de generación (biomasa, solar y residuos).

Esos 5.000 MW actuales se compararán con los 6.562 de potencia instalada operativo que tiene Iberdrola, una vez sumados los 2.000 que aporta Scottish Power. La empresa presidida por Ignacio Sánchez Galán cuenta con una cartera de proyectos en todo el mundo que ronda los 38.000 MW: alrededor de 6.000 MW en España y otros tantos en el Reino Unido; casi 5.400 MW en el resto de Europa; más de 19.200 MW en Estados Unidos; 400 MW en Latinoamérica, y 500 MW más en el resto del mundo.

Una idea a la francesa

La idea de poner en valor las divisiones de energías renovables no es una iniciativa made in Spain, el país líder en este segmento de actividad. La primera compañía que llevó a cabo la segregación de sus activos en energías verdes fue Energies Nouvelles, la filial de Electricité de France (EDF).

La subsidiaria del grupo francés debutó en bolsa a finales de diciembre y lo hizo con un éxito rotundo. EDF obtuvo unos ingresos de 525 millones de euros por la Oferta Pública de Venta (OPV) de cerca del 20% de Energies Nouvelles, que desde su estreno en la bolsa parisina se ha revalorizado un 25%. La compañía, que tiene un valor de mercado de casi 2.620 millones de euros, consiguió una sobresuscripción de demanda de 30 veces en el tramo institucional y 9,5 veces en el minorista.

En España, otras tres empresas del sector de las energías renovables preparan dos colocaciones en bolsa para financiar su crecimiento. La mayor será la de Eolia, el fondo de N+1 que dio el mandato a Citigroup para preparar su oferta de acciones. Las otras dos serán Solaria y Fersa. Ésta última, con la ayuda de Banco Santander, es la que más ultimada tiene su ampliación de capital después de su reciente salto al mercado continuo.

http://www.bolsacinco.com/070523074613B5_accona_replica_iber…

[bossi1]

Spanien: Regierung beschließt neue Einspeiseverordnung für Solarstrom...man sprach am WE schon in span. Foren davon

Die spanische Regierung hat am 25. Mai 2007 die Reform der Einspeiseverordnung für Strom aus erneuerbaren Energien von 2004 ("Real Decreto 436/2004") beschlossen. Das berichtet die Anwaltskanzlei VOELKER (Barcelona) in einer Pressemitteilung. Es werde erwartet, dass der Text der reformierten Verordnung noch im Mai im spanischen Staatsanzeiger veröffentlicht wird, so dass die neue Einspeiseverordnung am 1. Juni 2007 in Kraft treten kann, heißt es in der Pressemitteilung. Bezogen auf den zuletzt im März des Jahres bekannt gewordenen Entwurf sei in der Regierungserklärung zur Reform hervorzuheben, dass nun ausdrücklich eine Rückwirkung auf bestehende Anlagen ausgeschlossen ist ("[...] no tendrán carácter retroactivo"). Auch alle Anlagen, die bis zum 1. Januar 2008 betriebsbereit sind ("en funcionamiento"), fallen laut Anwaltskanzlei VOELKER unter das Rückwirkungsverbot, das heißt, auch für diese Anlagen werde die bisherige Vergütungsregelung des RD 436/2004 auf Dauer beibehalten. Eine Ausnahme gelte nur für Anlagen, die ihre Vergütung über den Verkauf am freien Markt erhalten. Für diese Erzeuger sehe die neue Verordnung im Prinzip eine fünfjährige Übergangsfrist vor. Die nächste Überprüfung der Einspeisetarife kündigte die Regierung bereits jetzt für das Jahr 2010 an. Auch die künftigen Tarifreformen sollen nicht für Anlagen gelten, die bereits in Betrieb ("puesta en marcha") sind.

29.05.2007 Quelle: Kanzlei VOELKER, Barcelona

[bossi1]

Ende der Woche rechnet man mit einer Zusage der span. Börsenaufsicht für den Börsengang von SOLARIS. Das europäische Börsenumfeld im Sektor ist günstig, wie die Kursentwicklung einiger Werte zeigt. Solaris will mit dem OVP das Wachstum bei der PV Modulfertigung in der neuen Modulfabrik von 100MW auf 500MW bis 2010 finanzieren.

La CNMV ultima la aprobación del folleto de la OPV de Solaria


Beatriz P. Galdón / MADRID (30-05-2007)

Solaria, fabricante de módulos solares, se perfila como la compañía que seguirá el estreno en Bolsa de Realia. Fuentes del mercado comentaron a este periódico que el folleto de la oferta ya está registrado en la Comisión Nacional del Mercado de Valores y que su aprobación podría producirse a finales de la semana. Esta oferta va dirigida sólo a inversores institucionales.

A diferencia de la inmobiliaria Realia, Solaria sale en un momento óptimo para el sector de energías renovables. Compañías europeas como Ersol, Qcells, o Solarworld, ganan en lo que va de año el 25%, el 77% y el 32%, respectivamente.

Solaria al mismo tiempo que prepara su estreno en Bolsa está ultimando la presentación de su página web para inversores (www.solariaenergia.com). Aún no aparecen datos como los resultados o el proceso de fabricación que sigue en la elaboración de los paneles.

Lo que sí incluye es un apartado de recursos humanos en donde se invita a todas las personas que compartan 'sus valores' y que deseen 'unirse a una organización innovadora' a que rellenen un formulario para un posible proceso de selección. De hecho, la compañía tiene publicadas ofertas de empleo que ha demandado este mismo año. En éstas aparecen peticiones de todo tipo: ingenieros industriales, técnicos de contabilidad, capataces y jefes de equipo, u operarios para líneas de producción.

Entre sus últimos proyectos de Solaria, destaca la construcción de una fábrica localizada en Puertollano, Ciudad Real, que cuenta con una capacidad de instalación de 100 megavatios, y que ofrece la posibilidad de aumentarla hasta 500 en los próximos tres años.

http://www.cincodias.com/articulo/mercados/CNMV/ultima/aprob…

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Antwort auf Beitrag Nr.: 29.542.633 von bossi1 am 30.05.07 16:45:54

upps, der Fehlerteufel, richtig = SOLARIA

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Marokko beschließt Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien nach dem Vorbild des EEG...und direkt vor Spaniens Haustüre


Windpark Essaouira an der marokkanischen
Atlantikküste

Mit der Verabschiedung des Gesetzes zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (MA-EEG) übernimmt Marokko neben fast allen EU-Mitgliedstaaten das Modell des deutschen Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Damit sei ein wichtiger Meilenstein zur Erfüllung der ehrgeizigen Ziele für erneuerbare Energien in Marokko erreicht, berichten die Universität Kassel und das Mena-Institut e.V. in einer Pressemitteilung. Das neue Gesetz werde voraussichtlich im Juli in Kraft treten. Ziel des MA-EEG ist, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion bis 2012 von zwei auf 20 % zu steigern und so die Importabhängigkeit bei der Energieversorgung zu mindern, die ländlichen Gebiete vollständig zu elektrifizieren, Arbeitsplätze zu schaffen und die CO2-Emissionen des Landes zu senken. Dabei wolle Marokko vor allem die riesigen Potentiale der Wind- und Sonnenenergie nutzen, wobei das Know-how deutscher Hersteller eine große Rolle spielen werde. Langfristig will das Land laut Mena-Institut auch Strom nach Europa exportieren.

Deutsch-marokkanische Konferenz leistete Vorarbeiten für das MA-EEG

Die vom Mena-Institut e.V., der Botschaft des Königreichs Marokko in Berlin, der Universität Kassel und dem Entwicklungszentrum für erneuerbare Energien (CDER, Marrakesch) veranstaltete deutsch-marokkanische Konferenz über Erneuerbare Energien im März 2006 in Rabat hat den Durchbruch zur Erarbeitung dieses EEG geschafft. An dieser Veranstaltung nahmen renommierte Wissenschaftler aus Kassel teil (Prof. Kleinkauf, Prof. Zacharias, Prof. Roßnagel, Prof. Heier) sowie Vertreter führender Unternehmen wie der SMA Technologie AG, der Q-Cells AG, der Conergy AG und der Aleo Solar AG, außerdem auch wichtige Verbände und Institute aus Deutschland. Der marokkanische Energieminister Mohamed Boutaleb hob damals in seiner Eröffnungsrede hervor, wie wichtig verlässliche Rahmenbedingungen seien, um Marokko für die internationale Wind- und Solarenergiebranche interessant zu machen. Er versprach, einen Ausbau der erneuerbaren Energien in Marokko zu fördern und ein entsprechendes Gesetz ins Leben zu rufen.

Neuer Markt für Windenergie und Photovoltaik

Das ambitionierte Ausbauprogramm bietet deutschen Unternehmen und Forschungsinstitutionen neue Investitions- und Kooperationsmöglichkeiten. Das MENA-Institut rechnet damit, dass weiterhin große Teile der Technik für Windkraft- und Solar-Anlagen sowie anderes technisches Equipment aus Deutschland kommen werden. Schon jetzt seien deutliche Anzeichen zu erkennen, dass sich ausländische Unternehmen zunehmend für den marokkanischen Markt interessierten, vor allem für die Windenergie und Photovoltaik. Das Gesetz werde dieser Entwicklung weiteren Vorschub leisten.

Windparks im Norden Marokkos und an der Atlantikküste

Im Rahmen der neuen Energiepolitik seien zahlreiche groß angelegte und international unterstützte Projekte ins Leben gerufen worden, berichtet das MENA-Institut. So sei der erste Windpark mit einer Leistung von 54 Megawatt nahe der Stadt Tetouan im Norden Marokkos bereits 2000 fertig gestellt worden, der Windpark "Essaouira" an der Atlantikküste ist seit dem 13. April 2007 in Betrieb und soll jährlich 210 Gigawattstunden Strom erzeugen. Ein 140-MW-Park in der Region Tanger wird geplant. Durch die Windparks werden nicht nur Haushalte mit Strom versorgt, sie leisten auch einen wichtigen Beitrag zum globalen Klimaschutz. Denn durch sie werden neben anderen Schadstoffemissionen vor allem Kohlendioxid-Emissionen vermieden.

Forschungs- und Trainingszentren für Wind- und Solarenergie geplant

Zur Erreichung der Ziele für erneuerbare Energien in Marokko ist qualifiziertes Personal gefragt, besonders Betreiber, Ingenieure, Techniker, Planer und Monteure. Das Mena-Institut plant daher in den kommenden Jahren in Kooperation mit der Universität Kassel die Errichtung von Forschungs- und Trainingszentren für Wind- und Solarenergie in Rabat und Meknes.

01.06.2007 Quelle: Mena-Institut e.V.

[bossi1]

SOLARIA geht am 19 Juni an die Börse zu 7 bis 9,5€. Das währe eine MK von 544 y 739 Mill.€ oder nach der "green shoe" Aktienausgabe von 708 bis 961 Mill.€. Morgan Stanley sprach ganz unten für 2007 von "möglichen" Gewinnen von 23,5 Milll.€ nach 5,6 Mill.€ in 2006 der jungen Firma im Geschäft. Damit wären Ihre Gewinne für den Börsengang sicher, aber uns ist bei dem Preis kurzfristig nichts zu verdienen, auch wenn der geplante Produktionsausbau auf 500 MW in 2010 spektakulär aussieht. Mal abwarten, wie die Börse darauf reagiert.

Solaria saldrá bolsa 19 de junio a un precio de entre 7 y 9,5 euros acción
Hora: 17:27 Fuente : EFE

Madrid, 31 may (EFECOM).- La compañía Solaria saldrá a bolsa el próximo 19 de junio a un precio que oscila entre 7 y 9,5 euros por acción, lo que supone una valoración de entre los 708 y 961 millones de euros.

Según el folleto aprobado hoy por la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), la operación se sustentará en una oferta pública de suscripción (ops) por 23,38 millones de acciones de nueva emisión de Solaria, que podrá ser ampliado por las acciones sobre las que se ejercite la opción de compra "green shoe" sobre un máximo de 3,50 millones de acciones.

Con la banda de precios estimada, entre 7 y 9,5 euros por acción, Solaria tendría una capitalización bursátil o valor de mercado de la totalidad de sus acciones de entre 544 y 739 millones de euros, con carácter previo a la ampliación de capital, y de 708 y 961 millones de euros, tras dicha ampliación. EFECOM

dsp/jlm

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Solaria planea sacar a bolsa el 30% de su capital mediante una opv
elEconomista.es | 18:01 - 25/05/2007

La compañía tiene la intención de construir instalaciones para generar 160 megavatiosEnlaces relacionados
El futuro energético en los edificios: binomio entre la energía solar y el gas (25/04)
Especial: Desarrollo sostenibleSolaria, empresa española promotora de plantas de energía solar, planea salir a bolsa mediante una oferta pública de valores (opv). La compañía pondría en el mercado una participación del 30%, una iniciativa que servirá para financiar la expansión del grupo.

Ibersecurities y Banesto han informado de este proyecto a posibles compradores durante esta semana. La entidad propiedad de Santander y Morgan Stanley serían los colocadores de las acciones.

La compañía pondría en el mercado una participación del 30%, un proceso que según señala Antonio Cruz-Guzman, de Banesto, servirá para financiar la expansión del grupo. Solaria planea invertir 445 millones de euros hasta 2010. La compañía tiene la intención de construir instalaciones para generar 160 megavatios. Un megavatio abastece de electricidad a alrededor de 2.00 hogares europeos.

El beneficio de Solaria en 2007 podría llegar a los 23,5 millones de euros, por encima de los 5,6 millones de 2006, según un informe de Morgan Stanley, que sería uno de los colocadores junto con Banesto. Las ventas de Solaria en 2007 pueden alcanzar los 147 millones frente a los 19 millones del año anterior.

Solaria se define a sí misma como "una empresa orientada fundamentalmente al sector de las energías renovables, que diseña, proyecta y ejecuta instalaciones energéticas". El sector principal de negocio de la empresa con sede en Puertollano es la fabricación de módulos solares térmicos y fotovoltaicos.

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/218981…

[bossi1]

Solarthermisches Kraftwerk "Nevada Solar One" geht an das Netz


Nevada Solar One

In den ersten Juni-Tagen wird das Parabolrinnenkraftwerk "Nevada Solar One" in Boulder City nahe Las Vegas im US-Bundesstaat Nevada an das Stromnetz gehen, berichtet die SCHOTT AG in einer Pressemitteilung. Das 64-Megawatt-Solarkraftwerk ist das erste große solarthermische Kraftwerk seit 15 Jahren und soll jährlich etwa 129 Millionen Kilowattstunden (kWh) Solarstrom produzieren. Das entspreche dem Strombedarf von 15.000 amerikanischen Haushalten. "Nevada Solar One" erstreckt sich über eine Fläche von 1,4 Millionen Quadratmetern und ist damit so groß wie 212 Fußballplätze. Bauherrin und Betreibergesellschaft ist die Acciona Solar Power Inc., eine Tochtergesellschaft des spanischen Konzerns Acciona, der sich zunehmend in der Energieproduktion engagiert. Solarreceiver des deutschen Technologiekonzerns SCHOTT bilden das Herzstück von "Nevada Solar One".

Erprobte Technologie schon bald wettbewerbsfähig

"Wir sind davon überzeugt, dass mit Nevada Solar One Parabolrinnenkraftwerke weltweit vor dem Durchbruch stehen. Die Technologie ist erprobt und die Stromgestehungskosten sind schon bald wettbewerbsfähig", sagte Prof. Dr.-Ing. Udo Ungeheuer, Vorsitzender des Vorstandes der SCHOTT AG. Damit böten Parabolrinnenkraftwerke ein riesiges Potenzial für eine umwelt- und klima- freundliche Stromerzeugung. "Wir freuen uns, dass wir mit unseren Receivern das Herzstück zu dieser zukunftsweisenden Technologie beisteuern können", so Prof. Dr.-Ing. Ungeheuer weiter. Anlässlich des informellen Treffens der EU-Umweltminister vom 1. bis 3. Juni in Essen forderte Ungeheuer mehr politische Unterstützung für die solarthermische Kraftwerkstechnologie: "Die Europäische Union sollte die notwendigen Rahmenbedingungen schaffen, dass Europa eines Tages auch mit Solarstrom aus solarthermischen Kraftwerken rund um das Mittelmeer versorgt wird. Europäische Unternehmen sind Technologieführer auf diesem Gebiet. Der Transport über entsprechende Leitungen ist technisch lösbar. Was wir im Sinne des Klimaschutzes brauchen, ist der feste politische Wille auf europäischer und nationaler Ebene", betont der Vorstandvorsitzende der SCHOTT AG.


Neue solarthermische Kraftwerke in Spanien, Nordafrika und im Südwesten der USA geplant

In der Nähe von Granada in Andalusien / Spanien werden zur Zeit die ersten kommerziell betriebenen solarthermischen Kraftwerke in Europa gebaut. Auch dort werden Receiver von SCHOTT zum Einsatz kommen. Die zunächst zwei "AndaSol"-Kraftwerke werden mit einer Leistung von jeweils 50 Megawatt (MW) den privaten Strombedarf von jeweils mehr als 50.000 Haushalten beziehungsweise mehr als 150.000 Menschen decken. In Spanien sind laut SCHOTT AG 30 weitere Kraftwerksprojekte in Planung, ebenso in Nordafrika, im Südwesten der USA und anderen Sonnengürtelregionen.

Zur vertiefenden Information steht das "SCHOTT Memorandum zur solarthermischen Kraftwerkstechnologie" zum Herunterladen bereit unter www.schott.com/solar

01.06.2007 Quelle: SCHOTT AG

[bossi1]

Solúcar - Solnova I
In early April, work commenced on the 50 MW Solnova 1 solar thermoelectric parabolic trough collector technology power plant. The plant is part of the Sanlucar la Mayor Solar Platform (Seville)....News vom April



The Town Council of Sanlucar la Mayor has granted Solucar the licenses for the project, the scope for which will include the construction of a 66 kV transmission line to the Casaquemada substation, along with a 32-year generation activity management agreement, which includes a renewal option.

Prior to the licenses being granted, the Provincial Delegation for Innovation, Science and Enterprise had approved the execution thereof and the Provincial Delegation for the Environment had approved the Environmental Statement.

The construction of the Solnova facility is expected to take two years. It is the first of the parabolic trough collector plants to be built. A demonstration installation has already been implemented, as part of a program to upgrade the technology. Construction will commence on the second plant that will utilize the same technology, Solnova 3, in the second half of this year.

The output of each of these plants will be 50 MW, with an estimated annual production of 114.6 GWh, equivalent to the consumption of approximately 30,000 homes. The completion of these power plants will result in the reduction of nearly 90,000 tons of CO2 a year.

The plant comprises parabolic trough collectors that concentrate the solar radiation onto the axis determined by the focal line of their geometry, where a heat absorber tube, inside which a heat-carrying fluid circulates, is located.

There are 360 collectors, each 150 meters long. The surface area comprises an array of high reflectivity mirrors in parabolic form that is mounted on a structure and mechanism that enable the required sun tracking capability.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.645.238 von bossi1 am 05.06.07 13:30:42

Abener - Solnova I Solar Thermal Power Plant
Solnova I represents the fourth plant to be constructed at the Sanlucar la Mayor Solar Platform site in Seville...vom April



In April 2007, Abener Energía started work on the Solnova I project, a 50 MW installed output, solar thermal plant, which will feed 120 GWh/year of electricity into the electricity grid, while preventing the emission of 90,000 tonnes of CO2 per year.

Abener will utilize its experience gained on the PS10 and PS20 plants to undertake this new challenge of turnkey constructing a pure solar power plant. Unlike its predecessors (Sevilla PV, PS10 and PS20), this power generation plant will use parabolic trough mirror technology, a technology especially developed for solar plants. The solar field of parabolic trough collectors will consist of more than 350 mirrors, each measuring 150 meters in length. The mirrors will rotate around the main axis, allowing the array to track the movement of the sun. Solar radiation will be concentrated on the absorber tubes through which a heat-carrier fluid (in this case, oil) flows. The solar receiver converts concentrated solar radiation into thermal power, increasing oil temperature to nearly 400ºC.

In addition to the solar field and the receivers, the plant comprises a steam generator, steam turbine, control system, water treatment plant, and LNG (Liquified Natural Gas) plant, as well as electrical systems to feed the energy output to the electricity grid (via high-voltage power lines) and medium-voltage utilities for auxiliary services at the plant.

Abener Energía will be responsible for project engineering, design, permits, transportation, installation, cleaning, testing and commissioning, and will also perform personnel training, including the provision of operations and maintenance manuals.

[bossi1]

Tests commence on Aznalcollar TH Solar Energy Project
Aznalcollar TH is an 80 kW solar thermoelectric power plant that utilizes parabolic dish technology, and is part of the Sanlucar la Mayor Solar Platform... aus den letzten Monaten



There is a high degree of innovation and a marked demonstrative character to parabolic technology and the AZ-TH project is serving to validate this technology for electricity generating purposes. Due to the unique nature of the project, the plant has been subsidized under the Regional Government of Andalusia’s Renewable Energies Program, through the Agency for Innovation (IDEA) and the Andalusia Energy Agency (AAE).
The plant comprises eight parabolic dishes with Stirling engines, each with 10 kW capacity, which combined, generate 120 MWh of clean electricity per year. Each comprises a solar concentrator, cavity receiver, Stirling engine, and a generator. These components are mounted on a double axis sun tracker with a control system which utilizes a program that gathers solar movement equations, enabling uninterrupted focusing on the sun.

The solar concentrator has been developed by Solucar with national technology in order to create a technologically superior and more cost efficient alternative to the German fiber-glass dish solution. To this end, flat, low-cost, high-reflectivity mirrors have been employed. When integrated into the unit, these achieve suitable curvature for solar concentration, which represents one of the major contributions that this national technology has made.

The function of the solar receiver is to absorb as much solar radiation as possible while transferring that energy to the Stirling engine working fluid. It must also simultaneously reduce thermal losses that occur through radiation and convection. This element is connected directly to the head of the Stirling engine cylinders.

The Stirling engine is an external combustion unit in which the pistons utilize a gas inside a closed circuit. This gas is heated and cooled alternatively, converting a portion of the thermal energy supplied to the fluid into mechanical energy and, by connection to a generator, into electricity. This element achieves very high efficiency in converting heat into mechanical energy, with performance levels as high as 34%. A Stirling engine’s operating temperature ranges from 6500C to 8000C.

[bossi1]

Solucar - First “El Copero” Solar Power Plants
The El Copero photovoltaic complex, promoted by Solucar and Emasesa, comprises ten 100 kW solar power plants... aus den letzten Monaten



The complex is on the 10-hectare site of what was formerly Emasesa’s “El Copero” composting plant, in the municipal district of Dos Hermanas (Seville).

The project is being executed in phases. In the first phase, three 100 kW plants (H1 to H3) have been constructed and the Regional Government of Andalusia’s Provincial Delegation for Innovation, Science and Technology has granted the permits for their start-up and connection to Fuente del Rey Substation. The seven remaining plants are currently under construction.

There will be a total of 63 sun-trackers installed in the ten plants. The surface area of each tracker will be approximately 120 m2 and tracking will be by a double axis system. This Solucar-developed technology requires a slightly higher initial investment, but will produce 35% more energy than fixed panels, which makes it more financially viable in the long run.

Approximately 1,900 MWh/year will be transferred to the grid, sufficient to supply 500 homes with electricity, while achieving an annual reduction in CO2 emissions of 1,500 tons.

The El Copero complex represents another step towards the commercialization of double axis sun tracking solar photovoltaic plants, and is an important component in the plan to attain the European objectives for reducing emissions and increasing the presence of renewable energies in the electricity generation sector.

[bossi1]

DFG startet neues Schwerpunktprojekt zur Organischen Photovoltaik; TU Dresden koordiniert



Organische Solarzelle.

Durch die steigenden Preise für fossile Energieträger sind erneuerbare Energien in das Zentrum des Interesses gerückt. Die Photovoltaik, die direkte Umwandlung von Sonnenlicht in elektrische Energie, sei eine besonders attraktive Form regenerativer Energieversorgung; allerdings sei sie trotz langjähriger Forschung und Entwicklung noch wesentlich zu teuer, so die Technische Universität Dresden in einer Pressemitteilung. Solarzellen auf der Basis von kristallinem Silizium hätten nur ein begrenztes Kostenreduktionspotenzial. Die Deutsche Forschungsgemeinschaft (DFG) hat jetzt ein neues Schwerpunktprojekt genehmigt, das am Institut für Angewandte Photophysik der TU Dresden koordiniert wird, und das die elementare Grundlagenforschung auf dem Gebiet der Organischen Photovoltaik ab 2008 bundesweit zusammenführen soll. So könne die Entwicklung effektiverer und langlebiger Solarzellen auf der Basis organischer Halbleiterfilme deutlich beschleunigt werden, heißt es in der Pressemitteilung.



Wirkungsgrad mit 5 % noch viel zu niedrig

Die Forschungsziele erklärt Prof. Karl Leo, Direktor des Instituts für Angewandte Photophysik der TU Dresden und designierter Koordinator des neuen Projekts, so: "Organische Solarzellen könnten im Prinzip extrem preisgünstig sein: die organische Schicht ist nur 100 Nanometer dick, das Material vergleichsweise preisgünstig, und die Abscheideverfahren kann man bei Raumtemperatur effizient durchführen. Trotzdem sind wir von einer breiten Anwendung noch weit entfernt, da ihr Wirkungsgrad mit 5 % noch viel zu niedrig ist. Auch an der Lebensdauer müssen wir arbeiten; hier ist eine Steigerung um mehr als eine Größenordnung notwendig". Erste Ansätze seien eine Analyse der grundlegenden elektro- und photochemischen Prozesse. Notwendig sei zunächst die Entwicklung einer konsistenten theoretischen Beschreibung aller ablaufenden Prozesse. "Dann müssen wir uns natürlich der Langzeitstabilität widmen; unsere Erfahrungen mit organischen Leuchtdioden (OLED) haben gezeigt, dass bestimmte Zerstörungsprozesse an den inneren Grenzflächen der Zellen eine wesentliche Rolle bei der Alterung der Bauelemente spielen. Aber auch die Verbesserung der Lichteinkopplung, unter anderem durch neue, mikrostrukturierte Solarzellenarchitekturen, wird ein Thema sein", so Prof. Leo.


Solarzellen sollen von Erfolgen bei organischen Leuchtdioden profitieren

Einzigartig sei wohl die enge interdisziplinäre Zusammenarbeit der beteiligten Institute der Fachrichtungen Physik, Chemie, Materialwissenschaften und Elektrotechnik, betont Prof. Leo. So könnten die Forschungsanstrengungen von Anfang an gebündelt werden. Unterstützung erhält Prof. Leo zusätzlich durch den Erfinder der organischen Solarzelle, Prof. Ching W. Tang, der als Humboldt-Preisträger zeitweise am Institut in Dresden arbeitet. Sicher stimulierend seien auch die parallelen Erfolge auf dem Gebiet organischer Leuchtdioden: dort sei es bereits gelungen, von einer Laborkuriosität mit einer in Minuten gemessenen Lebensdauer zu einem fertigen Produkt zu gelangen und damit das Potenzial organischer Halbleiter zu demonstrieren. Die Entwicklung der neuen organischen Solarzellen profitiere vielfach von der bereits geleisteten Forschungsarbeit bei der Entwicklung von OLED, etwa in der Beschichtungstechnologie.


Flexible Kunststofffolien als Trägermaterial für große Solarsegel

Längerfristig denkt Prof. Leo an einen breiten Einsatz der organischen Solarzellen: "Die organische Halbleiterschicht ist ja extrem dünn - ein menschliches Haar ist etwa 300 Mal dicker. Vorstellbar wären flexible Kunststofffolien als Trägermaterial für große Solarsegel oder hauchdünne Solarzellen, die beispielsweise in die Kleidung integriert werden können. Aber das ist vorerst Zukunftsmusik - jetzt müssen wir erst einmal systematisch Grundlagen für eine erfolgreiche Weiterentwicklung der organischen Solarzellen schaffen." Innerhalb des Schwerpunktprojekts stellt die DFG dafür nun bis 2014 jedes Jahr über 2,3 Millionen Euro zur Verfügung.

12.06.2007 Quelle: TU Dresden

[bossi1]

Die Zeichnungsfrist vom jungem Solarmodulhersteller Solaria läuft seit einer Woche und es wurde bis ~8€ gezeichnet in der Preisspanne von 7-9,5€. Das würde eine MK von 708 y 961 Mill.€ bedeuten bei einem KGV06 von 125-170, einer der höchsten an der span. Börse, die im Mittel bei 15 ist. Es wird zu Umsätzen/Gewinnen von 2008/2009 verkauft und die Mindesorder liegt zudem bei 50.000€. Die Aktie wird ab dem 19.Juni an der Börse gehandelt. ...bei dem KGV wäre bei Abengoa die Solarsparte mehr Wert als das ganze Unternehmen selbst. Mal sehen wie es mit dem ersten Solarbörsengang in Spanien weiter geht.

El mercado gris da el visto bueno a las colocaciones de Solaria y Almirall

Daniel Montero :: 11/06/2007 :: 07:52 h.

Las salidas a bolsa de Solaria y Almirall llevan ya una semana en marcha. Aunque ambas están pasando algo desapercibidas para la opinión pública por la crisis inmobiliaria, el caso es que están teniendo un buen recibimiento de los inversores institucionales. Además, las empresas no atraviesan por problemas en el mercado gris, plataforma donde los inversores institucionales dan su veredicto a las operaciones, ya que las dos tienen órdenes de compra dentro de la banda de precios orientativa.

La que mejor cara tiene en este mercado gris es Solaria, por la que ya hay órdenes de compra a 8,00 euros, frente al rango inicial previsto de entre 7 y 9,5 euros por acción, según la plataforma Amstel Securities. Aún no hay órdenes a la venta en este mercado gris, pero la demanda en el precio medio de la banda es un síntoma numérico del buen recibimiento del proyecto por parte de los gestores, que ya han cubierto las acciones destinadas a su tramo.

Los expertos indican que en el mercado hay mucho dinero deseoso de entrar en proyectos de energías renovables, pese a los elevados precios que se están exigiendo actualmente de acuerdo con sus retornos actuales. En concreto, Solaria quiere salir a bolsa en una banda de capitalización de entre 708 y 961 millones de euros después de la ampliación de capital que desea realizar.
>br> Esto supone un PER (número de veces que el beneficio está contenido en la capitalización de una empresa) de entre 125 y 170 veces para 2006, una de las más altas de toda la bolsa española, que tiene un PER medio de 15 veces. La empresa precisa en su folleto que el PER extrapolado para 2007 ha bajado a entre 63 y 85 veces de acuerdo con los datos del primer trimestre.

Los gestores que han estudiado la operación señalan que no se trata de comprar esta empresa por sus beneficios actuales, sino por su proyección de futuro. La empresa sale a bolsa para financiar sus proyectos de expansión, en los que tiene previsto invertir en los próximos años más de 400 millones de euros.

La empresa tiene previsto terminar la operación de Oferta Pública de Suscripción (OPS) el lunes 18 de junio y cotizar en bolsa al día siguiente, es martes 19. No ha destinado ninguna acción a los inversores particulares y sólo se puede invertir a partir de 50.000 euros acudiendo a las oficinas de Morgan Stanley, Banco Sabadell, Banesto y Banco Espiritu Santo.

Almirall, no tan favorable

La farmacéutica Almirall, conocida popularmente por ser el fabricante de Almax, no está viviendo tan boyante en el mercado gris, aunque de momento no se atisban problemas. Al igual que Solaria sólo cuenta con órdenes de compra, que según la plataforma Amstel Securities están situadas a 12,5 euros, es decir, en la parte baja de la banda de precios (12,50 y 15,50 euros).

No obstante, según ha podido saber Bolsacinco, el recibimiento de los inversores institucionales está siendo adecuado y sin haber visitado a los grandes inversores extranjeros ya tenía suscrito el tramo sin mayor problema y sin órdenes condicionadas, como sí ocurría en el caso de Realia y que finalmente le obligó a tirar abajo del precio por debajo de la banda de precios inicial.

La de Almirall es una operación que corre en paralelo por el mercado, aunque es diferente. Su salida a bolsa se hace a través de una clásica Oferta Pública de Venta (OPV) para que sus accionistas obtengan liquidez y no por una OPS para financiar planes de crecimiento.

Otra diferencia básica con respecto a Solaria es que Almirall sí tiene un tramo destinado a inversores particulares, que pueden cursar hasta mañana su orden de compra si desean participar en la OPV. Por último, otra diferencia llamativa es su tamaño, que según la banda de precios es de entre 2.076 y 2.574 millones, que le darían un PER de 2006 de entre 14,1 y 17,5 veces. Esta valoración está por debajo del PER medio del sector europeo, que se sitúa en ligeramente por encima de las 20 veces.

[tellur_17]

Antwort auf Beitrag Nr.: 29.294.614 von XDA am 13.05.07 21:50:13

ORMAT TECHNOLOGIES ist heute nachrichtenlos um + 6,2 % gestiegen. ---> siehe Thread: erdwärme - geothermie: marktführer ORMAT TECHNOLOGIES

[bossi1]

Es scheint so, als würde alles auf diese Initialzündung warten...

Wie wärs mit dem Zünder "Solarkraftwerke in und um New Mexiko?"
Future looks sunny for renewables

New Mexico Business Weekly - June 15, 2007by Kevin Robinson-AvilaNMBW Staff


This is what a concentrating solar power plant looks
like and what could be in the works for the Land of
Enchantment. This plant is located in Kramer Junction, Calif.

View Larger Miles of solar mirrors could soon line the New Mexico desert thanks to new state incentives and growing private sector interest in renewable energy technologies.

Three companies -- Ausra Inc., SkyFuel LLC and Spanish firm Abengoa S.A. -- are taking a good, hard look at building commercial-scale, solar-power plants in New Mexico and neighboring states, says Joanna Prukop, secretary of the New Mexico Energy, Minerals and Natural Resource Department (EMNRD).


"Ausra, SkyFuel and Abengoa have all expressed keen interest in building solar plants here," Prukop says. "They're all investigating different options, but details are confidential."

Prukop says the projects under consideration by those firms, and by others, could generate almost $1 billion in new capital investment in New Mexico.

Indeed, Ausra President John O'Donnell says improvements in solar technology, combined with public efforts to attract investment, are making the Southwest a top market for solar energy.

"The whole Southwest offers huge markets for renewables," O'Donnell says. "If you take all the southwestern states together, this region is now the world's largest market for solar power."

The adoption of a "renewable portfolio standard" (RPS) in most southwestern states is a big factor pushing solar energy. An RPS obligates utilities to derive a significant portion of their total electricity from clean fuels by 2020, with amounts ranging from 15 percent in Arizona and Montana to 20 percent in New Mexico, Colorado and Nevada.

In addition, most states have tax breaks and other incentives in place to help companies develop renewable energies.

Such policies have significantly increased alternative generation regionwide, especially in New Mexico, which now leads the Southwest in renewable energy capacity (see graph and table).

But with most alternative power coming from wind, New Mexico and other states are extending incentives specifically to encourage solar power, says Fernando Martinez, director of the EMNRD's Energy Conservation and Management Division.

http://albuquerque.bizjournals.com/albuquerque/stories/2007/…

[bossi1]

Solarenergie-Forschung in Spanien

Die unendliche Kraft der Sonne nutzen - das haben sich die Forscher auf der Plataforma Solar vorgenommen, der größten Versuchsanlage zur Erforschung von konzentriertem Sonnenlicht.

aus den Solarworld Thread von @Clean



ZDF Video dazu:

http://wstreaming.zdf.de/zdf/300/070504_solarenergie_spanien…

[bossi1]

ABG Finanzdiektor Amando Sánchez Falcón sieht kurzfristig Kursanstieg bei ABG im Gespräch mit La Gaceta...

Wir sind heute so gut positioniert wie nie in den 5 Sektoren, mit neuen Ideen und der Möglichkeit neuer ABG Geschäftsfelder (Windkraft, Solarmodule etc.??) und an 5ter Stelle bei I+D (Forschung und Entwicklung) in Spanien. Auf die Frage nach einem Börsengang wie bei Solaria bei der Solarsparte weicht er damit aus, daß ABG bisher alles selbst finanzieren konnte, schießt aber einen Börsengang "einer Sparte??" zur Kapitalbeschaffung in Zukunft "im erforderlichem Maß" auch nicht aus.

Für die Zukunft sieht er bei ABG organisches Wachstum, schließt aber auch hier gezielte Zukäufe, besonders von nicht börsennotierten Unternehmen, nicht aus. Preis und Synergien für ABG müssen stimmen. Beim Wachstum im 1Q 2007 von 20% erinnerte er daran, daß ABG schon die letzten 10 Jahre um 20% pro Jahr beim Gewinn gewachsen ist und nicht nur im letztem Quartal. Er erwähnte nicht ohne Stolz, das Spanien bei "Windkraft", termischen Solarkraftwerken und "PV-Solar" zu den führenden Märkten und Technologie Anbietern gehört.

Das Wachstum bei den alternativen Energien bis 2020 gibt die EU bei erneuerbaren Quellen 20% und bei Biokraftstoffen 10% vor. Bei der Solarenergie läuft alles nach Plan, nur bei den Biokraftstoffen sind wir durch die schleppende span. Gesetzgebung hinter dem Plan und müssen unser Produkt in die EU verkaufen, anstatt auf dem spanischem Markt selbst.


Amando Sánchez, director financiero de Abengoa, prevé más subidas de la acción


Amando Sánchez Falcón / Director Financiero de Abengoa

Comenzó su carrera AFI y Calyon y, tras una experiencia en EEUU, entra en Abengoa como analista del departamento de Financiaciones Estructuradas (1998). Tras pasar por varios puestos, en 2003 es nombrado director financiero


“La mejor retribución al accionista vendrá del alza de la acción”


Rocío Martínez.

Las energías alternativas están de moda, pero ¿qué factores han incidido en la subida del valor desde 2003?



El mercado ha valorado la capacidad de Abengoa de desarrollar negocios rentables en áreas con potencial de crecimiento relacionadas con el desarrollo sostenible.

¿Sigue teniendo potencial la compañía en bolsa, a pesar de esta fuerte escalada?


Desde luego que sí. Hoy estamos mejor posicionados que nunca en cinco áreas de negocio con un concepto común y con capacidad de generar nuevas ideas y negocios basada en la capacidad de innovación y desarrollar nuevas tecnologías y poner en marcha nuevos negocios. Somos la quinta compañía española en el ránking de I+D que elabora anualmente la UE, inversión que nos ayuda a alimentar nuevas oportunidades de negocio.

La OPV de Solaria, ¿puede ser un punto de arranque para nuevas salidas a bolsa de empresas del sector?


En el ámbito internacional ya hay una veintena de compañías cotizadas de nuestra actividad. En España no hay ninguna empresa que se dedique exclusivamente a la energía solar y que cotice en bolsa. España es un país con potencial en este negocio porque hay recurso, hay tecnología y una regulación que permite a los inversores desarrollar ese negocio. Que esto se traduzca en nuevas salidas a bolsa está por ver.

¿Tienen previsto realizar algún tipo de colocación?


Hasta ahora, hemos tenido la capacidad de financiar los proyectos sin necesidad de ampliaciones de capital. Sí hemos utilizado salidas a bolsa de filiales, como la de Telvent. No descartamos hacerlo en un futuro con alguna unidad de negocio, pero lo haremos en la medida en que sea necesario.

Éste es el segundo año de mejora del dividendo. ¿Va a continuar esta tendencia?


Hemos aumentado ligeramente su retribución al accionista, aunque bien es cierto que por debajo del aumento del beneficio del grupo, con la idea de mantener una estructura de financiación razonable en respuesta al ciclo inversor en el que estamos inmersos. Es de esperar que el dividendo siga creciendo a estas mismas tasas. De todas formas, no estamos centrados en el dividendo como única política de retribución. Los inversores se beneficiarán más por la revalorización de la compañía en bolsa, por las inversiones.

Las subidas de los tipos de interés ¿les puede afectar de alguna manera?


La financiación que tenemos en balance está cubierta entre el 80% y el 100%, dependiendo de los casos y las divisas, de forma que en absoluto nos afectará. Sí es cierto que los tipos de interés es una de las variables que se tienen en cuenta para valorar unas inversiones.

¿Tienen en mente realizar algún tipo de adquisición?


El crecimiento de Abengoa en los últimos años se ha fundamentado en la innovación y el desarrollo de nuevos negocios y lo seguirá siendo de este modo en los próximos años. Hemos realizado adquisiciones, pero podríamos adelantar que el crecimiento de Abengoa será de forma orgánica, con desarrollo de proyectos. De todas formas, no descartamos adquisiciones puntuales.

¿Dependerían del precio?


Ahora mismo, más que únicamente del precio, del encaje estratégico con nuestro posicionamiento en cada una de las áreas en la que estamos presentes. Somos optimistas porque aún hay oportunidades, tanto entre las cotizadas, como empresas privadas que no están en bolsa y con las que podríamos extraer sinergias muy interesantes.


En el primer trimestre del año lograron un aumento del beneficio del 20%. ¿Pueden mantener este ritmo hasta el final del ejercicio?


No solemos ofrecer cifras objetivo de crecimiento. Sólo decir que hemos aumentado nuestro beneficio en un 20% en los últimos 10 años y ahora estamos en la mejor posición en ninguno de ellos a la hora de ver nuestro horizonte. Preferimos comunicar a nuestros accionistas nuestros proyectos.

¿España puede ser potencia mundial en la generación de energías alternativas?


Yo diría que ya lo es. Ya es una potencia en energía eólica; tenemos la primera planta solar termoeléctrica con tecnología de torre en funcionamiento; somos uno de los mercados más importante y que más crece en energía fotovoltaica... Somos una potencia, no sólo en generación sino también en tecnología, que será clave para el futuro.

¿Tenéis plazos sobre la evolución futura de las energías renovables?


La mejor guía son los objetivos que marca la UE. Para el 2020, un 20% de energía debe proceder de fuentes renovables. Y, dentro de este porcentaje, el 10% debe ser de biocombustibles sobre combustibles para el transporte. En la actualidad, en este ámbito estamos en el 1%. El Plan de Energías Renovables español, en línea con la normativa comunitaria, establece la obligatoriedad de mezclas de biocarburante, en porcentajes que aumentan progresivamente y que alcanzan el 5,83% en 2010. De todas formas, en algunos ámbitos estamos retrasados. Aquí, recordar que el cumplimiento va a venir dado por las políticas de apoyo que se establecen.

¿Queda algo por hacer en el plano legislativo?


Sí. El nuevo Real Decreto es un marco adecuado para que el sector eléctrico renovable alcance los objetivos que persigue el Plan. Establece unas pautas razonables para el desarrollo de la energía solar, pero en biocombustibes estamos un paso por detrás, desventaja que tratará de solventar la Ley de Hidrocarburos con la obligatoriedad de consumo. Resulta paradójico que una de nuestras plantas en España venda toda su producción a Europa.

http://www.negocios.com/gaceta/articleview/21877

[bossi1]

:: Druckluftspeicher-Kraftwerke veredeln Windstrom




+ 18.06.2007 + Druckluftspeicher-Kraftwerke speichern die Windenergie für Schwachwindzeiten.
Bereits 5% des in Deutschland erzeugten Stroms stammt aus der Windenergie. Erneuerbare Energiequellen insgesamt sollen nach Plänen der Europäischen Union bis 2020 europaweit 20% erreichen. Da Windenergieanlagen nicht bedarfsorientiert, sondern witterungsabhängig produzieren, sind Anpassungen von Stromnetzen, Kraftwerkspark und Energie- management erforderlich.

Eine wichtige Komponente könnten große Speicherkraftwerke darstellen, durch die die Energielieferung der Windparks ähnlich planbar und regelbar wird wie bei konventionellen Kraftwerken. Salzstöcke, die im windreichen Norden Deutschland weit verbreiteten sind, bieten ideale Voraussetzungen für den Bau von großen Kavernen als Herzstück von Druckluftspeicher- Kraftwerken.

Das erste Kraftwerk, das überschüssige Energie in Form von Druckluft speichert, wurde bereits vor rund 30 Jahren in Deutschland gebaut und arbeitet bis heute ohne Probleme. Ein weiteres existiert in den USA. Beide benötigen Erdgas für die Rückverstromung der gespeicherten Energie. Jetzt wird die Technologie weiterentwickelt. Sie soll gänzlich ohne fossile Brennstoffe auskommen.

Wie sich die Windenergie durch Druckluftspeicher-Kraftwerke besser in die deutsche und europäische Stromversorgung integrieren lässt, wurde in BMU-Forschungsprojekten untersucht. Dabei zeigten sich auch überraschende Verwendungsmöglichkeiten bisher nicht mehr nutzbarer Erdgasvorkommen.
Im Projekt-Info "Druckluftspeicher-Kraftwerke" werden Konzepte vorgestellt, mit denen weniger Regelenergie und Reserveleistung benötigt werden und auch der Netzausbau gestaltete sich weniger aufwändig.
Quelle:
BINE Informationsdienst 2007

[bossi1]

17.06.2007 | 14:00 Uhr
Strom aus der Wüste


München (ots) - Die Sonne scheint nicht nur für den sportlich
braunen Sommerteint, sondern liefert auch Wärme und Strom frei Haus -
so viel, dass damit ein Vielfaches des weltweiten Energiebedarfs
gedeckt werden könnte. Noch dazu sauber und billig. Tatsächlich wird
derzeit nur weit unter 0,1 Prozent genutzt. Doch das könnte in naher
Zukunft anders werden, berichtet die Zeitschrift natur+kosmos in
ihrer Juli-Ausgabe. In Spaniens Süden werden derzeit vor der
gewaltigen Kulisse der Sierra Nevada Europas erste
Parabolrinnenkraftwerke errichtet. Und deutsche Unternehmen sind ganz
vorne mit dabei.

Wegen der hohen Leistungsfähigkeit wird die in Spanien verwendete
Technik mit nicht einmal halb so viel Geld subventioniert wie
Sonnenstrom in Deutschland. Bereits im Jahr 2010 kann Sonnenstrom in
Spanien für acht bis zehn Cent pro Kilowattstunde hergestellt werden
- und wäre damit nicht teurer als Strom aus einem neuen
Braunkohlekraftwerk.

Die Internationale Energieagentur in Paris sieht bereits das
Potenzial von 20.000 bis 40.000 Megawatt, die mithilfe solcher
solarthermischer Kraftwerke bis zum Jahr 2020 erzeugt werden können.
Eine Studie von Greenpeace geht noch weiter: Die Befürworter der
Energiewende kommen zu dem Ergebnis, dass weltweit in den nächsten
Jahrzehnten solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von 630.000
Megawatt ans Netz gehen könnten, vor allem in Saudi-Arabien,
Algerien, Ägypten und den USA. Das ist mehr als alle Kernkraftwerke
der Welt zusammen an Leistung bringen.

Das Besondere all dieser Prognosen: Mit Solar Millennium hat
derzeit nicht nur ein deutsches Unternehmen bei der Verwirklichung
die Nase vorn. Es sind auch deutsche Zulieferer, die die
entscheidenden Komponenten liefern. Zum Beispiel kommen die Spiegel
von der Schott Rohrglas GmbH aus Mitterteich und der Fürther Flabeg
GmbH. Damit entstehen Arbeitsplätze in Deutschland: langfristig und
zukunftssicher.

Pressekontakt:
Ansprechpartner in der Redaktion:
Horst Hamm
[e-mail]
Telefon: [phone]

Martin Schäfer
Konradin Mediengruppe
[e-mail]
Telefon: [phone]

[bossi1]

ABG Abener beginnt im Juli mit dem bereits angekündigtem Bau des Hybridkraftwerk in Algerien mit 130 MW Gaskraftwerk und 25 MW Parabolrinnen Solarkraftwerk für ingesamt 315 Mil. €. Das Projekt wird von ABG gebaut, 25 Jahre genutzt und ist Teil eines großen Programmes der algerischen Regierung, die bis 2010 5% der Energie alternativ erzeugen will. An dem Projekt ist die Fa. NEAL (?) durch ein Joint Venture mit ABG beteiligt. Das Projekt hier wird unter dem Namen "Solar Power Plant One" geführt. Das klingt nach einer ganzen Reihe von Projekten... Schaun mer mal

Abengoa invertirá 315 millones en la mayor planta solar del mundo A. I. S.

MADRID- Abengoa llevará a cabo en Argelia una instalación pionera en el mundo. La compañía española se ha adjudicado la construcción y promoción de una planta solar y de ciclo combinado en el país africano en la que invertirá 315 millones de euros.
La instalación contará con un campo solar de 25 megavatios (MW) de potencia y de un ciclo combinado con otros 130 MW. La mayor planta solar en marcha actualmente cuenta con una potencia de 20 MW.
Abengoa se ha adjudicado este proyecto a través de su filial Abener y podrá explotarlo durante un periodo de 25 años. La construcción de la planta comenzará el próximo mes de julio y forma parte de un gran proyecto de producción de denergías renovables que el Ministerio de Energía y Minas de Argelia quiere poner en marcha dentro de su territorio. Al margen de la destacada potencia que tendrá tanto la planta solar como el ciclo combinado, la nueva central será objeto de seguimiento porque se trata de la primera instalación híbrida que mezcla estas dos tecnologías y entra en explotación comercial en el mundo.
Sonatrach será el cliente
El contrato de adjudicación de la concesión establece que la compañía estatal argelina Sonatrach adquirirá toda la energía que produzca la nueva planta híbrida. En el proyecto participa también la compañía NEAL, por lo que para llevar a cabo la construcción y promoción de la nueva planta, Abener y NEAL han constituido la «joint venture» Solar Power Plant One.
El último plan energético de Argelia sienta las bases para la diversificación de sus fuentes de energía y el aprovechamiento de la potencialidad de sus recursos de energías renovables.
El objetivo que se ha fijado el Ejecutivo argelino es cubrir el 5% de la producción eléctrica del país con fuentes renovables en el año 2010, para convertirse a largo plazo en suministrador de energía verde a Europa a través de los distintos proyectos de interconexión eléctrica submarina en estudio. Sólo el aprovechamiento del 1% de la superficie del Sáhara con plantas termosolares podría cubrirí la demanda de energía eléctrica del planeta.

[Azul Real]

Hallo bossi


ADE: IPO: Solaria-Ausgabepreis mit 9,50 Euro am oberen Ende der Spanne

MADRID (dpa-AFX) - Der spanische Solarzellenhersteller Solaria Energia y Medioambiente bringt seine Papiere am Dienstag für 9,50 Euro an die Madrider Börse. Damit liege der Ausgabepreis am oberen Ende der zuvor festgesetzten Preisspanne von 7,00 bis 9,50 Euro, teilte das Unternehmen am Montag in Madrid mit. An diesem Dienstag werde das Unternehmen 23,1 Prozent seiner Anteile an die Börse bringen, hieß es. Daneben sei eine Mehrzeuteilungsoption (Greenshoe) vorgesehen, die weitere 3,5 Prozent der Solaria-Papiere ausmache./FX/fj/sf

[bossi1]

Solaria Börsengang heute in Spanien....

Ein starker Börsengang heute von Solaria in Spanien. Die Aktien wurden an der Obergrenze von 9,50€ in den Handel gebracht und erreichten bereits 12,00€ (+26%) im Handel in Madrid, was einer MK von 1,2 Mrd.€ entspricht. Bei 9,50€ war die Aktie mit einem KGV 2006 von über 170 bewertet und 10 fach überzeichnet. Bereits 2010 soll die PV-Modul Produktion auf 500 MW ausgebaut sein, wobei auch thermische Solarmodule gefertigt werden. Bei dem hohem Ausgabepreis überrascht das große Marktinteresse spanischer Anleger. Die mind. Summe zur Zeichnung war 50.000€.

Börse Stuttgart

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 30.019.181 von bossi1 am 19.06.07 15:04:38

Fulminanter Börsengang von spanischer Solaria - Plus 36 Prozent
Di Jun 19, 2007 1:30 MESZ

Madrid (Reuters) - Die AKtie des spanischen Solaranlagen-Herstellers Solaria hat am Dienstag ein fulminantes Börsendebüt hingelegt. Die Papiere notierten kurz nach Handelsbeginn mit 12,99 Euro um mehr als 36 Prozent über ihrem Ausgabepreis von 9,50 Euro. Gegen Mittag notierten die Aktien noch rund 20 Prozent fester. Solaria hatte am Montag erklärt, die Papiere seien fast zehnfach überzeichnet gewesen.

Mit 9,50 Euro pro Aktie hatte Solaria einen Börsenwert von rund 961 Millionen Euro. Solaria will mit den Erlösen die Produktion ausweiten, um die weltweit wachsenden Nachfrage nach erneuerbaren Energien zu bedienen. Kurz- und mittelfristig soll keine Dividende gezahlt werden. Gewinne sollten vielmehr wieder investiert werden. 2006 setzte Solaria 19,2 Millionen Euro um und erzielte einen Nettogewinn von 5,6 Millionen Euro.

Staatliche Subventionen für den Ausbau erneuerbarer Energien und die Debatte um CO2-Vermeidung haben auch in Deutschland zu einer boomenden Nachfrage nach Solar-Anlagen geführt.

[bossi1]

Wieder ein neues Hybrid Kraftwerk von Abengoa...
ABG Abener baut diesmal in Ain-Ben-Mathar (Marokko) eine Hybrid Kraftwerk von 470 MW, wobei 20 MW des Wasserdampfes über ein Parabolrinnen Solarkraftwerk (183.000m² Spiegelfläche) erzeugt werden. Das Bauvorhaben kostet 469 Mill.€, davon kommen 43 Mill. USD aus einem Fond der Weltbank. Die ersten 5 Jahre betreibt ABG das Kraftwerk und führt auch die Instandhaltungs Arbeiten durch. ...waren an dem Auftrag nicht auch ACS und SM2 interessiert??

Abener construirá una central termo-solar en Marruecos por 469 millones

Hora: 12:57 Fuente : EFE

Sevilla, 20 jun (EFECOM).- Abener, del grupo Abengoa, ha firmado un contrato con la marroquí Office National de l'Electricité (ONE), para la construcción de una central termo-solar en Marruecos, que supondrá una inversión de 469 millones de euros.

El contrato incluye la operación y mantenimiento de la central durante los cinco primeros años, informó Abengoa en un comunicado.

El proyecto, ubicado en Ain-Ben-Mathar, utilizará tecnología de ciclo combinado integrado con un campo solar de colectores de cilindro parabólico y producirá 470 megavatios de potencia, de los cuales 20 provendrán de la energía recogida en un campo solar de 183.000 metros cuadrados (equivalente a 25 campos de fútbol) con tecnología de espejos cilindroparabólicos.

La instalación de este campo solar cuenta con una subvención del 43 millones de dólares del Fondo Global para el Medioambiente (GEF), perteneciente al Banco Mundial.

Las centrales solares térmicas utilizan el sol para generar vapor, que se procesa en una turbina con el fin de obtener electricidad de una manera limpia. EFECOM

avl/ja/cg

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 30.074.933 von bossi1 am 20.06.07 15:24:08

ISCC-Solarkraftwerk Ain Beni Mathar, Marokko

Für dieses, ebenfalls von der GEF geförderte, 200-250-MWe-Solar-Hybrid-Kraftwerk mit solarem Anteil von 30 MWe erarbeitete Fichtner Solar die technische Auslegung des Solar-Hybrid-Kraftwerks und berechnete die vermiedenen CO2-Emissionen, die inkrementellen Kosten sowie den erforderlichen finanziellen Zuschuss und erstellte das Finanzierungsmodel. Weiterhin erarbeitet Fichtner Solar die technischen und kommerziellen Ausschreibungsunterlagen für Lieferung, Bau und Betrieb, wertet die Angebote aus und führt die Vergabe- und Vertragsverhandlungen durch.

http://www.fichtner.de/reg_energien_projekte.html

...auf der Seite vom Link plant Fichtner Solar auch noch Hybridkraftwerke in Kuraymat (Ägypten) 150 MW, dabei 30 MW Solar und Mathania (Indien)140 MW, dabei 30 MW Solar. Ist da noch mehr für Abengoa im Busch??

[bossi1]

Kosteneffektive Konfigurationen von solarhybriden Kraftwerken
nächste Meldung 23.11.2004


Die angemessene Konstruktion von Solarkraftwerken ist eine der treibenden Kräfte bei der Weiterentwicklung und breiteren Nutzung von grünem Strom, dies gilt insbesondere für die Mittelmeerländer. Im Rahmen des SOLGATE-Projektes wurden kostenoptimierte solarhybride Stromnetzkonfigurationen in drei speziell ausgewählten Stromstärken untersucht und das Potenzial zur Kostensenkung solcher Systeme überprüft.

Im Rahmen dieses Projekt hat man sich auf die Entwicklung eines solarhybriden Stromnetzes mit direkter Beheizung der Gasturbinendruckluft konzentriert. Die Nutzung von kostenloser Solarenergie in Verbindung mit hocheffizienten kombinierten Kreislaufsystemen bzw. regenerierten Gasturbinen kann zu erheblichen Kostensenkungen im Bereich der Solarstromerzeugung führen.


In diesem Zusammenhang wurden drei verschiedene Gasturbinen zum Bau solarhybrider Kraftwerksprototypen für die kommerzielle Nutzung mit einem Leistungsbereich von 1MWe bis 20MWe ausgewählt. Eine der Optionen war dabei der Betrieb von PGT10 in Form einer kombinierten Kreislauf-Gasturbine (16100MW und 45% Effizienz). Zur Insolation dieser Turbinen wurden druckaufgeladene Solarreceiver für niedrige (maximal 600°C), mittlere (maximal 800°C) und hohe (maximal 1000°C) Temperaturen mit Sekundärkonzentratoren eingesetzt.

Das genutzte Konzentrationssystem umfasste einen Glas-Metall-Heliostat, und der Solaranteil von solarisierten Kraftwerksprototypen lag im Bereich von 38%-88%. Auf der Grundlage des optimierten Systementwurfs lieferten die jährlichen Leistungssimulationen wertvolle Informationen zum technischen, ökonomischen und ökologischen Potenzial der Kraftwerksprototypen. Diese Informationen wurden unter realistischen Standortbedingungen und durch den Einsatz zuverlässiger, aktueller Kostenannahmen gewonnen.

Je nach Systemgröße und -standort lag die solare elektrische Effizienz zwischen 14% und 19%. Insbesondere bei der Hochtemperaturkonfiguration von PGT10 konnten bis zu 0,15t/MWh CO2-Emissionen vermieden werden. Bei der Mitteltemperaturkonfiguration von PGT10 mit einem Solaranteil von 16% bei ganztägigem Betrieb waren die durchschnittlich angepassten Stromkosten sehr gering (0,06 Euro/kWh). Die inkrementellen Kosten für den Solarbeitrag mit Hinblick auf den Solarenergieanteil beliefen sich auf ca. 0,118 Euro/kWh.

Darüber hinaus hat der Systembetrieb während Sonnenstunden mit einer erhöhten Receivertemperatur eine bedeutende Zunahme des Solaranteils (ca. 53% für die Hochtemperaturkonfiguration) zur Folge. Diese Ergebnisse wurden in einem frei erhältlichen Projektbericht und in verschiedenen Beiträgen veröffentlicht, die belegen, dass die neue Technologie solarhybrider Gasturbinensysteme eine wichtige Möglichkeit zur Erzeugung erneuerbarer Energien ist.

Kontaktangaben

Juan Enrile
Solucar Energia, S.A. (Abengoa)
Avenida de la Buhaira, 2
41018 Sevilla, Spanien
Tel: [phone]
Fax: [phone]
Email: [e-mail]

[bossi1]

:: City-Solar-Gruppe: Auftrag für drei neue Photovoltaik-Großkraftwerke in Spanien



+ 21.06.2007 + Die City-Solar-Gruppe baut ihre Anteile im spanischen Photovoltaik-Markt auf knapp 30 Prozent aus.
Parallel zum Bau des derzeit weltgrößten Solarstrom-Kraftwerks in Beneixama im Südosten Spaniens (Nennleistung 20 Megawattpeak / MWp) hat das Unternehmen mit Hauptsitz im rheinland-pfälzischen Bad Kreuznach in diesen Tagen mit einem Großinvestor Verträge über weitere drei Großkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 25,75 MW unterzeichnet.

Das City-Solar-Team biegt mit seinen Arbeiten im weltgrößten Photovoltaik-Park in Beneixama (Provinz Alicante) auf die Zielgerade ein. Bis Anfang August gehen die letzten der 200 x 100 KWp-Anlagen ans Netz. Das Projekt war der Einstieg der City-Solar-Gruppe in Spanien. „Und gleichzeitig auch der beste Türöffner für weitere Großprojekte“, betont Dr. Peer Piske, Leiter des City-Solar-Büros in Madrid.

Die jüngsten Vertragsunterzeichnungen sprechen für sich
Weitere 25,75 Megawattpeak (MWp), aufgeteilt in drei Freiflächen-Großkraftwerke, sind unter Dach und Fach. 15 MWp in Mahora und 0,75 MWp in Bonete (jeweils Provinz Albacete) baut City Solar mit einem selbst entwickelten nachgeführten Trackersystem – ein System, das vereinfacht gesagt nach dem Prinzip der Sonnenblume mit der Sonne wandert, um mehr Erträge zu erzielen. Die restlichen 10 MWp in Alconchel (Provinz Badajoz, nahe der Grenze zu Portugal) werden mit starren Photovoltaik-Komponenten ausgestattet.


22 Prozent Mehrertrag durch eigenes Trackersystem
Nur ein knappes Jahr hat die Entwicklungsabteilung der City-Solar-Gruppe benötigt, jetzt sind die selbst entwickelten Tracker bereit für den ersten Großeinsatz in Spanien. Dabei setzt City Solar auf ein einachsig nachgeführtes System. Jeder Tracker besteht aus zehn City-Solar-Modulen vom Typ PQ 200, die bereits in Kraftwerken wie in Beneixama, Saarbrücken oder Sembach erfolgreich arbeiten. Die Tracker wurden speziell für diesen Modultyp noch optimiert und acht Monate lang zahlreicher Belastungstests unterzogen. „Insgesamt rechnen wir mit einem Mehrertrag von mindestens 22 Prozent im Vergleich zu den starren Aufbauten“, erklärt Christof Lagaly, Kopf des Entwicklungsstabs.

Die ersten Tracker werden in einem kleinen Kraftwerk mit einer Nennleistung von 750 KW in Bonete, zirka 100 Kilometer nordwestlich von Alicante, installiert. Baubeginn ist bereits in diesen Tagen. Bei einer Globalstrahlung von mehr als 1.900 Kilowattstunden pro Quadratmeter wird das Kraftwerk zirka 1,4 Millionen Kilowattstunden Solarstrom pro Jahr produzieren.


7.000 Tracker in Mahora
Weitaus größere Dimensionen erreicht die ebenfalls nachgeführte 15-MW-Anlage in Mahora, nur 50 Kilometer nördlich von Bonete, die ab 1. September gebaut wird und bis spätestens Mitte 2008 fertig gestellt sein soll. Bei vergleichbarer Sonneneinstrahlung prognostiziert City Solar mit 7.000 Trackern und 70.000 Modulen eine Jahresproduktion von 28 Millionen Kilowattstunden. Das genügt, um den Bedarf einer Kleinstadt mit 11.200 Durchschnittshaushalten abzudecken. Dabei werden pro Jahr 28.000 Tonnen Kohlendioxid vermieden.

Vom Südosten Spaniens in den Südwesten, nahe der Grenze zu Portugal, in den mittelalterlichen Ort Alconchel. Bekannt unter anderem durch die Burg „Castillo de Miraflores“, eine der wichtigsten Estremaduras, deren Ursprung auf die islamische Herrschaftszeit zurückzuführen ist. Von dort aus hat man demnächst den besten Blick auf ein 10 MW starkes Solarkraftwerk. Dafür verwendet City Solar sein bewährtes, starres Gestellsystem und erreicht pro Jahr eine Produktion von 15 Millionen Kilowattstunden. Genug Strom, um 6.000 Durchschnittshaushalte zu versorgen.

Quelle:
City Solar AG 2007

[bossi1]

Zeitschrift natur+kosmos berichtet über Solar-Strom aus der Wüste



natur+kosmos Beitrag zum Wüstenstrom.

Die Sonne scheint nicht nur für den sportlich braunen Sommerteint sondern liefert auch Wärme und Strom frei Haus - so viel, dass damit ein Vielfaches des weltweiten Energiebedarfs gedeckt werden könnte. Noch dazu sauber und billig. Tatsächlich werde derzeit aber nur weniger als 0,1 Prozent des Potenzials genutzt, doch das könnte in naher Zukunft anders werden, berichtet die Zeitschrift natur+kosmos in ihrer Juli-Ausgabe. In Spaniens Süden werden derzeit vor der gewaltigen Kulisse der Sierra Nevada Europas erste Parabolrinnenkraftwerke errichtet. Und deutsche Unternehmen sind ganz vorne mit dabei. Wegen der hohen Leistungsfähigkeit werde die in Spanien verwendete Technik mit nicht einmal halb so viel Geld subventioniert wie Sonnenstrom in Deutschland, betont natur+kosmos. Bereits im Jahr 2010 könne Sonnenstrom in Spanien für acht bis zehn Cent pro Kilowattstunde hergestellt werden - und wäre damit nicht teurer als Strom aus einem neuen Braunkohlekraftwerk.


IEA und Greenpeace sehen riesige Pozenziale

Die Internationale Energieagentur (IEA) in Paris sieht laut natur+kosmos bereits ein Potenzial von 20.000 bis 40.000 Megawatt, das mithilfe solcher solarthermischen Kraftwerke bis zum Jahr 2020 erzeugt werden könne. Eine Studie von Greenpeace gehe noch weiter: Die Befürworter der Energiewende kommen zu dem Ergebnis, dass weltweit in den nächsten Jahrzehnten solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von 630.000 Megawatt an das Netz gehen könnten, vor allem in Saudi-Arabien, Algerien, Ägypten und den USA. Das sei mehr als alle Kernkraftwerke der Welt zusammen an Leistung bringen.


Deutsche Unternehmen haben die Nase vorn

Das Besondere all dieser Prognosen: Mit Solar Millennium hat derzeit nicht nur ein deutsches Unternehmen bei der Verwirklichung die Nase vorn. Es sind auch deutsche Zulieferer, welche die entscheidenden Komponenten liefern. Zum Beispiel kommen die Spiegel von der Schott Rohrglas GmbH aus Mitterteich und der Fürther Flabeg GmbH. Damit entstehen Arbeitsplätze in Deutschland: langfristig und zukunftssicher.

23.06.2007 Quelle: natur+kosmos

[bossi1]

:: Photovoltaik-Weltmarkt: Gerangel um Platz drei + 24.06.2007 +
Spanien rückt an USA heran - Suntech auf Aufholjagd

Spanien könnte noch in diesem Jahr die USA als weltweit drittgrößten Photovoltaik-Markt ablösen. Laut zwei aktuellen Studien von Solarbuzz , einer auf die Solarbranche spezialisierte Recherche- und Unternehmensberatungsfirma, hat Spanien im vergangenen Jahr deutlich zu den drei größten Photovoltaik-Märkten aufgeholt. Der chinesische Solarzellenproduzent Suntech will unterdessen vom derzeit dritten Rang unter den weltweiten Herstellern zur Nummer eins werden.

Der spanische Photovoltaik-Markt umfasste 2005 rund 35 Megawatt (MW) neu installierter Kapazität. 2006 konnte das Wachstum auf 110 MW gesteigert werden. Laut Solarbuzz sind derzeit weitere 230 MW im Rahmen von neuen Projekten allein im Bereich großer Solaranlagen geplant. In diesem Jahr soll der Markt demnach um 200 bis 280 MW anwachsen. Innerhalb Europas liegt der spanische Markt hinter Deutschland auf dem zweiten Rang. Das Marktwachstum des vergangenen Jahres geht vor allem auf den 2005 eingeführten Einspeisetarif für Solarstrom zurück.

Der US-Markt verzeichnete 2006 laut Solarbuzz eine Größe von 140 MW neu installierter Leistung. Die Wachstumsregionen setzten sich primär aus den Bundesstaaten Kalifornien und New Jersery, aber auch aus Nevada und Colorado zusammen. Bis Ende des Jahres soll der Markt um weitere 204 bis 235 MW wachsen, so die Prognose von Solarbuzz. Je nach Entwicklung der regionalen Märkte und den gesetzlichen Rahmenbedingungen könnte das Marktwachstum bis 2011 auf 648 bis 1.727 MW ansteigen.

Der deutsche Markt wird mit 968 MW zusätzlicher Photovoltaik-Kapazität in 2006 auch weiterhin seine Spitzenposition unter den weltweiten Photovoltaik-Märkten halten, gefolgt von der aktuellen Nummer zwei Japan. In Weltregionen unterteilt stellt Europa den weltgrößten Photovoltaik-Markt dar. Zwei Drittel der neu installierten Leistung (1.125 MW) entfielen 2006 laut dem Beratungsunternehmen auf europäische Märkte.

Während der chinesische Photovoltaik-Markt noch nicht an die Spitzenplätze heranreicht, versucht der chinesische Solarzellenproduzent Suntech, einen Weg an die Weltspitze zu finden. Derzeit liegt Suntech nach Sharp und Q-Cells auf Platz drei der Weltrangliste der Hersteller. 2005 fand sich das Unternehmen noch auf dem achten Platz, 2006 wurde es als Nummer vier gelistet. Sharp kann jährlich Solarzellen mit einer Gesamtkapazität von rund 600 MW produzieren, Suntech kommt auf 360 MW. Bis 2010 will Suntech die Produktion jedoch auf ein Gigawatt steigern.

Quelle:
Victoria Schubert 2007
pressetext.austria 2007

[bossi1]

Energie
Wolkenkratzer als Solarkraftwerke

Von Rüdiger Köhn



Hochhäuser können sich in Zukunft vielleicht selbst mit Strom versorgen
28. Juni 2007
Der Maintower in der Bankmetropole Frankfurt wird Mitte des nächsten Jahrzehnts ein Stromkraftwerk sein und jährlich 4 Megawatt produzieren. Damit wird das vollverglaste Haus, das zu den höheren Bauwerken der Frankfurter Skyline gehört, sich unabhängig vom Stromnetz versorgen können. Dazu werden die 2550 Fenster des Maintowers mit Folien beschichtet, die Sonnenstrahlen einfangen und in Strom umwandeln. Was mit dem Maintower geht, ist auch mit den benachbarten Hochhäusern zu machen. Auf diese Weise kann eine Stadt mit Wolkenkratzern zu einem Solarkraftwerk werden.

Natürlich geht das auch eine Nummer kleiner. Wohnhäuser haben Sonnenkollektoren nicht nur auf dem Dach, sondern an den Fassaden. Und die Markise über der Terrasse kann, ausgerollt auf einer Fläche von vier Quadratmetern, immerhin so viel Strom generieren, um ein Jahr einen Kühlschrank zu versorgen. Ein Haus wird damit vom Stromkonsumenten zum -produzenten.



Forschungsinitiative gegründet


Seit Mittwoch ist dieses Szenario keine Utopie mehr. Denn die Unternehmen BASF, Bosch, Merck und Schott haben die Forschungsinitiative „Organische Photovoltaik“ (OPV) gegründet, die vom Bundesforschungsministerium unterstützt wird. „Auf diesem Feld haben wir bereits entscheidende Grundlagen erarbeitet. Die Technologie ist vielversprechend“, sagte Gerhard Felten, der Geschäftsleiter des Zentralbereiches Forschung und Entwicklung im Bosch-Konzern.

Organische Solarzellen haben das Zeug zur Marktreife und können für die engagierten Unternehmen zum kommerziellen Erfolg werden. Im Gegensatz zur existierenden starren, kristallinen Photovoltaiktechnik mit Silizium basiert OPV auf Kunststoffen. Organische Kollektoren können gebogen, gerollt, geknickt werden, und sie sind dünn wie eine Klarsichthülle (siehe Kasten).

300 Millionen Euro Investitionen


Eine Markise könnte sogar so viel Strom erzeugen, um einen Kühlschrank zu betreiben
Die Industriepartner meinen es ernst. Sie investieren in den kommenden Jahren 300 Millionen Euro in die Marktreife dieser revolutionär klingenden Technik, die den vielseitigen, umweltschonenden Einsatz der Solartechnik ermöglicht. Das Bundesministerium für Bildung und Forschung unterstützt die Initiative mit 60 Millionen Euro. „Sie ist ein Beispiel, wie wir Kräfte bündeln und in neue Technologien investieren“, begründete Forschungsministerin Annette Schavan das staatliche Engagement, das im Zusammenhang mit der „Hightech-Strategie“ der Bundesregierung zu sehen ist.

Heute werden mit Photovoltaik-Modulen 8 Milliarden Euro Umsatz in aller Welt erzielt. Bis 2020 wird ein Wachstum von jährlich mehr als 20 Prozent vorausgesagt. So lange muss aber niemand auf die biegsamen, dünnen Solarfolien warten. Denkbar ist zunächst der Einsatz als faltbare Ladegeräte für Mobiltelefone und Laptops oder als voll transparente Autodächer. Das kann schon in fünf Jahren der Fall sein.

Unauffälliger Umbau zum Kraftwerk


Das Hauptanwendungsgebiet wird jedoch in der Bauindustrie zu finden sein. Von 2015 an könnten dünne Kunststoffschichten auf Dächern, Fenstern oder Fassaden kleben und damit auch der Maintower unauffällig zum Kraftwerk umgebaut sein.

Für die Initiatoren verspricht das ein lukrativer Zukunftsmarkt zu werden. „Organische Photovoltaik wird zu einem strategischen Schwerpunkt in unseren Wachstumsclustern Energiemanagement und Nanotechnologie“, sagte Stefan Marcinowski, Vorstandsmitglied und Sprecher der Forschung von BASF. Der Industriekonzern Bosch will bereits bis zum Jahr 2010 mit regenerativen Energien (Windkraft, Wärmepumpen, Photovoltaik) den Umsatz von heute 500 Millionen Euro auf 1 Milliarde Euro verdoppeln. Dabei ist die neue Zukunftstechnik noch gar nicht berücksichtigt.

Nicht unbedingt teuer

BASF bringt seine Kompetenzen in der Kunststofftechnik ein. Bosch kümmert sich um die Verfahrens- und Produktionstechnik. Der Pharmakonzern Merck forscht seit fünf Jahren in der Optoelektronik am Herzstück der Photozelle, die aus Kunststoff besteht und im Druckverfahren zur Solarzelle zusammengefügt werden kann. Schott Solar ist in der Silizium-Technik mit der Fertigung von Wafern, Zellen und Modulen tätig und setzt nun stärker auf die Dünnschichttechnik, die ganz oder teilweise ohne den knappen Rohstoff Silizium auskommt.

Für die Anwender muss die Innovation nicht unbedingt teuer werden. Die anorganischen – also starren – Photovoltaikzellen müssen heute aufwendig in einzelnen Modulen gefertigt werden. Organische Solarfolien hingegen entstehen in Massenproduktion und kommen quasi von der Rolle. Ein Solarmodul kostet heute in der Produktion 350 Euro je Quadratmeter. Mit der organischen Photovoltaik wollen die Initiatoren die Kosten auf weniger als 100 Euro drücken.

„Plastikelektronik“


Bis es so weit ist, haben die Entwickler zwei Herausforderungen zu bewältigen. Zum einen muss der Wirkungsgrad erhöht werden. Mindestens 10 Prozent des einfallenden Lichts, so das Ziel, soll in elektrische Energie umgewandelt werden; heute erreicht der Wirkungsgrad 5 Prozent. Zum anderen gilt es, die Haltbarkeit der Solarzellen zu gewährleisten; sie müssen mehr als 20 Jahre Strom abliefern.

Organische Elektronik – auch schnöde „Plastikelektronik“ genannt – wird die Technik des nächsten Jahrzehnts werden. Daran haben Experten keine Zweifel. Was mit den Solarzellen noch neu klingt, daran arbeiten Entwickler in der Lichtindustrie schon seit Jahren. Organische Leuchtdioden (OLED) gelten als Zukunftsmarkt. Licht, das auf halbleitenden organischen Materialien basiert, kann sparsam und effektiv von Flächen gleichmäßig abgestrahlt werden und ist so vielfältig einsetzbar. In den Kinderschuhen steckt die organische Elektronik noch in anderen Bereichen: Funketiketten (RFID-Chips) sollen künftig genauso von der Folie kommen wie Displays, Tastaturen, Einweg-Diagnosegeräte oder Sensoren als Hautpflaster.

Es gibt Potential für Querschnittstechnik zwischen OLED und organischen Solarzellen. So könnte in ferner Zukunft ein Fernsehgerät als Folie in der Scheibe einer Verandatür eingesetzt sein. Das ist keine Utopie, aber weniger dringlich als ein umweltschonendes Solarkraftwerk im Wolkenkratzer.

[TeddyKGB]

THE ENERGY CONQUISTADOR











May 2007

Ross Tieman profiles the man with Europe’s brightest vision for renewable energy

José Manuel Entrecanales Domecq isn’t exactly on a one-man mission to save the planet. By his reckoning, we need another 99 power company bosses with a commitment to renewable energy to stem power generation’s contribution to climate change.

For on its current business plan, Entrecanales’ Spanish construction-towineries conglomerate, Acciona, aims to reduce the world’s CO2 emissions by 220 million tonnes in the next 23 years. That is fully 1% of the 18.4 billion tonnes needed from the world’s power production industry by the 2030 deadline set by the Intergovernmental Panel on Climate Change.

That’s big talk from the third-generation scion of a Spanish industrial family that made its multi-billion-euro fortune building the roads on which Spaniards burn their share of the world’s oil (Entrecanales intends to stem that, too – he’s built plants to turn wine lakes and rapeseed into car fuel).

The 43-year-old Spanish industrial baron has blasted onto the world energy stage like a tornado. It’s only been three years since he succeeded his father, José Maria, at the helm of the Madrid-quoted, family-controlled business – and in autumn 2006, he waded into Spain’s biggest and longest takeover battle by spending €7.69bn of mainly borrowed money to buy 21% of his country’s biggest power generator, Endesa.

Endesa had been fighting off takeover bids since September 2005, and E.ON of Germany looked to be gaining the upper hand despite the Spanish government’s aversion to a foreign takeover.

The saga took a fresh turn on the final day of February this year, when Italy’s Enel, apparently with the blessing of Spanish officials, grabbed 10% of Endesa in a €4.1bn off-market raid. Paying €39 a share, above the €38.75 offered by E.ON’s revised €41bn bid, Enel looked to have stalemated the German takeover. Like Acciona, the Italian power company said it was prepared to buy up to 24.99% of Endesa, the level beyond which each would be obliged to bid.

So what’s the endgame? Entrecanales found himself with a new fellow shareholder with whom he may well be able to reach an understanding, because Enel’s action supports his own goal of retaining Endesa’s independence.

In a presentation earlier this year, Acciona set out ways in which it and Endesa could together become the world’s biggest renewable energy business. “Acciona continues to evaluate different strategic options for Endesa, including the realisation of potential synergies through the possible integration or combination of Acciona’s and Endesa’s know-how, businesses or assets in the renewable/clean energy sector,” said Juan Muro-Lara, corporate development director.

That could mean putting together Endesa’s 1,800 MW of wind turbines, and maybe its hydro plants too, with Acciona’s 3,173 MW of turbines.

With or without Endesa’s collaboration, Entrecanales aims to overtake Iberdrola, a Spanish generator that is the world’s top dog in wind power, by 2009, when he plans to have 7,828 MW of installed capacity on Acciona’s books. Add Endesa’s business and Acciona’s turbo-charged management, and the total could reach 14,000 MW, Acciona says.

Air is not the only power source in Entrecanales’ renewable arsenal, however. He plans to triple generation from biomass plants to 93 MW by 2009, and build an astonishing 385 MW of solar power plants around the world.

So what’s driving the one-time Merrill Lynch investment banker to bet billions of euros on renewable energy? Entrecanales, a macro-economics graduate from Madrid’s respected Complutense University, has had a bee in his bonnet about renewable energy for years. He also has a knack for spotting the business potential of new technologies.

“There is nothing more inevitable than the fact that those who disregard the need to prepare for a new energy scenario will be pushed out of the market,” he wrote early last year.

This knack of scenting changes in the economic wind, and their commercial potential, seems to run in the family.

It was Entrecanales’ grandfather, José Entrecanales Ibarra, a road engineer, who founded Acciona’s forerunner firm, Entrecanales y Tavora, back in 1931. There was plenty of reconstruction to do after the Spanish Civil War a few years later, and following the death of partner Manuel Tavora in 1940, the company, then controlled by the Entrecanales family, became a leading Spanish infrastructure group.

José Maria, who succeeded his father in 1970, led the company successfully through the first wave of consolidation among Spanish construction companies and into the road and rail building boom, underpinned by European regional aid, that followed Spain’s entry into the European Union.

He also took the company abroad, not just to Latin America, the then-traditional path of Spanish corporate expansion, but east, building the Ting Kau Bridge in Hong Kong and becoming a leading player in Polish infrastructure.

But perhaps his smartest move was sending his son, José Manuel, to Eton, the UK’s best-known fee-paying school. As the younger Entrecanales says, this was part of a cultural sea-change embraced by many of Spain’s industrial dynasties.

The new generation of Spanish conquistadors have had their international ambitions smoothed by education. “We’ve all studied English at school,” Entrecanales once remarked with a touch of personal understatement. “Our parents, on the other hand, studied French.”

Entrecanales joined US investment bank Merrill Lynch, where he spent five years in London and New York becoming adept at company valuation. Back in Spain as Acciona’s chief financial officer, from 1992, he made a modest investment in a mobile start-up, which he later sold to the UK’s Vodafone for shares. When he cashed out in 2003, Acciona booked a €2.3bn profit.

That deal gave Entrecanales, who took over the helm from his dad in 2004, the cash to invest in his next emerging technology: wind power. Acciona, then capitalised at €3bn, bought one of the world’s biggest wind power companies, Energía Hidroeléctrica de Navarra.

In Spain, the government plans to install 20,000 MW of wind capacity at premium prices by 2010. But Entrecanales’ commitment to renewables is enterprise-wide, and global. Sustainability is his credo, from pioneering low-energy homes he’s building in Catalonia to investment in photovoltaic power.

Though outside investors like his strategy and have pushed Acciona’s capitalisation to €9.6bn, with 65% of its shares owned by the family, Entrecanales has a pretty free hand to follow his instincts. “The family dinner table can be an advantage for the company,” he once observed. “Decisions are usually made faster than in other companies.”

Enel’s buy-in to Endesa means Acciona is sitting on a profit running into hundreds of millions of euros. Entrecanales’ plans for Endesa include selling certified green energy to one customer in 10, burning biomass fuel alongside coal in its plants, and development of rural electrification schemes in developing countries. It’s cheering stuff, but there’s no doubt Entrecanales also has a knack of making sustainability make money.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 30.398.864 von TeddyKGB am 29.06.07 20:36:49

THE ENERGY CONQUISTADOR...


Solarthermisches Kraftwerk "Nevada Solar One": Solarstrom für 40.000 Haushalte
...gehört auch zur spanischen Acciona Gruppe

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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.: [phone]
Fax: [phone]
[e-mail]
www.schott.com/solar

[bossi1]

28.06.2007
Viel Wind im Westen
Nicht nur Solarkraftwerke, auch die Windenergie boomt unter Spaniens Sonne. Ein paar Daten dazu...

Alternative Energien haben in Spanien eine glänzende Zukunft. Der steigende Energieverbrauch auf der Iberischen Halbinsel verlangt nach einem Ausbau der regenerativen Primärenergiequellen


Ein neuer Rekord: Am 20. März 2007 meldet der spanische Netzbetreiber Red Electrica, am späten Nachmittag des Vortages seien 8375 Megawatt (MW) Windenergie ins Netz gespeist worden. Dies entpricht einem Anteil von 27 Prozent des aktuellen Energiebedarfs.

Die Windnutzung hat auf der Iberischen Halbinsel Tradition: für den Vortrieb von Schiffen, für Landwirtschaft und Mühlen, später dann zur industriellen Stromerzeugung. Auf der internationalen Rangordnung der installierten Windenergieleistung steht Spanien heute nach Deutschland an zweiter Stelle. Zusammen produzieren beide Länder über 50 Prozent der Windenergie in Europa. Die spanischen Windenergieanlagen erzeugten 2006 fast 12 000 MW – Tendenz steigend. Allein im vergangenen Jahr wurden Anlagen mit einer Leistung von 1587 MW (+15,8 Prozent) errichtet. Damit zählt Spanien nach den USA, Deutschland und Indien zu den am stärksten wachsenden Windmärkten.

Symbol für Fortschritt

Die spanische Regierung rechnet in den kommenden Jahren mit einem weiteren starken Wachstum der installierten Windenergie. Der offizielle Renewable Energy Plan (PER) geht von einem Plus von 2000 MW pro Jahr aus – damit würde im Jahr 2010 die 20 000-MW-Marke erreicht. Das entspräche einem Anteil der erneuerbaren Energien am Primärenergieverbrauch von 12,1 Prozent und einer Steigerung auf 30,3 Prozent an der Stromerzeugung. Derzeit werden knapp neun Prozent des Energiebedarfs gedeckt. Die ertragreichste Windregion Spaniens ist Galizien an der Atlantikküste. Hier sind Anlagen mit einer Leistung von 2603 MW installiert. Auf Platz 2 und 3 folgen Castilla- La Mancha mit 2311 MW und Castilla de León mit 2120 MW. Beide Gegenden haben stark zugelegt und die ehemals führenden Regionen Aragón, Navarra und Andalusien überholt. Spanien verfügt über exzellente Windstandorte in kaum besiedelten Landstrichen. Die meisten Spanier betrachten Windparks nicht als Errungenschaft des Umweltschutzes – ebenso wenig ärgern sie sich aber über die „Verspargelung der Landschaft“. Auf die Idee, wie der traurige Held des Nationaldichters Miguel de Cervantes gegen Windmühlen zu kämpfen, kommt kaum jemand: Windparks stehen im Lande Don Quijotes für Fortschritt und Moderne. Und für Arbeitsplätze. Direkt und indirekt sorgen die Rotoren für 80 000 Jobs.

Aus betriebswirtschaftlichen Gründen rückt die Verlagerung der Energieerzeugung aufs Meer immer stärker in den Fokus. 31 Offshore-Projekte warten derzeit auf ihre Genehmigung. Insbesondere die Küstengewässer Galiziens und Andalusiens bieten beste Windbedingungen. Ab 2008 sollen die ersten Offshore-Windparks errichtet werden. Das spanische Potenzial an Offshore-Windenergie schätzen Experten auf 3000 MW. Das entspricht einem Viertel der zurzeit an Land installierten Anlagenkapazität.

Windenergie ist Klimaschutz

Die Neuauflage des PER sieht für 2008 bis 2020 einen Energiemix vor, der weit über den 20-prozentigen Anteil erneuerbarer Energie an der Stromversorgung hinausgeht, wie ihn die Europäische Kommission vorgibt. Die spanische Regierung führt spezielle Zielvereinbarungen für die Elektrizitätserzeugung im Zeitraum von 2012 bis 2020 auf: Der Anteil erneuerbarer Energien soll dann 32 bzw. 37 Prozent der Energieerzeugung betragen. Öffentliche Förderungen, staatliche Investitionen und steuerliche Vergünstigungen sollen Investoren einen Anreiz bieten, in erneuerbare Energien zu investieren. Derzeit wird ein Großteil des Energiebedarfs durch fossile Brennstoffe gedeckt. Erdöl und Erdgas werden aus der Golfregion sowie Nord- und Westafrika importiert.

Nah am Windmarkt

Gamesa Eólica gehört mit Ecotecnia und Acciona zu den Marktführern der Windenergieanlagen-Hersteller. 2006 konnte das Unternehmen mit Sitz in Pamplona und rund 5400 Mitarbeitern seinen weltweiten Marktanteil von 12,9 Prozent auf 15,6 Prozent erhöhen. Vor Enercon und GE Wind nimmt Gamesa Eólica Platz 2 unter den Top 10 der Anlagenhersteller weltweit ein. Marktführer ist Vestas mit 28,2 Prozent. Gamesa Eólica ist in 22 Ländern aktiv – überall dort, wo die Nachfrage nach Windenergie boomt. Im vergangenen Jahr wurden Anlagen mit einer Gesamtleistung von mehr als 10 000 Megawatt errichtet. Die Zukunftschancen werden offensichtlich positiv eingeschätzt: Die nächste Generation von Gamesa-G10x-Anlagen entsteht schon auf dem Reißbrett.

Autor : Christoph Thiel, Head of Energy Group

[bossi1]

Deutsche Bank arrangiert Finanzierung für spanisches 20MW Photovoltaikkraftwerk "Solaris"

Wenn die DB das finaziert, dann wird wohl auch eine deutsche Firma die PV Module liefern. 20 MW wäre ein netter Auftrag für einen, der die Menge auch liefern kann...


28.06.2007 [09:28]

Die Deutsche Bank hat am 26. Juni 2007 die Finanzberatung, Strukturierung, Arrangierung und Finanzierung für ein Photovoltaikkraftwerk mit 20MW Leistung in Spanien erfolgreich abgeschlossen. Zusammen mit dem spanischen Projektentwickler Abastecimientos Energéticos S.L.U. ("Abaste") werden in El Bonillo (Provinz Albacete), Kastillien-La Mancha, 200 einzelne 100kW Anlagen zur Erzeugung von Solarstrom aus Photovoltaik-Anlagen errichtet.

Die Deutsche Bank hat bei diesem Projekt die gesamte Finanzierungs- und Projektstruktur entwickelt, Euro 33 Millionen Eigenkapital und Eigenkapitalsurrogate der 200 Einzelunternehmungen bei spanischen Privatanlegern eingeworben und die gesamte Fremdfinanzierung von Euro 185 Millionen bereitgestellt. Wesentlicher Bestandteil ist eine Anleihe, bei der die tatsächliche Kapitalaufnahme über die Bauzeitphase erfolgt. Nach der bereits abgeschlossen Platzierung des Eigenkapitals wird die Fremdfinanzierung in den kommenden Monaten am Kapitalmarkt platziert.

Bei der Transaktion handelt es sich um eines der größten europäischen Solarkraftwerke und den ersten Abschluss dieser Art unter dem neuen spanischen Einspeisetarif, der seit dem 1. Juni 2006 wirksam ist. Hierbei werden produzierte Strommengen über 25 Jahre zu einem regulierten und inflationsgekoppelten Tarif in das lokale Netz eingespeist.

Die Finanzierung stellt einen Meilenstein in der Entwicklung innovativer Finanzierungsmodelle dar, das sich auf die Einwerbung von Eigenkapital bei spanischen Privatanlegern über die Deutsche Bank Private Wealth Management und die Fremdkapitalbereitstellung mittels einer Portfolio-Anleihe durch die Deutsche Bank stützt.

Die Transaktion repräsentiert die erste Kapitalmarktfinanzierung in Europa für diese Anlageklasse. Sie ist gleichzeitig eine Weiterentwicklung von Projektfinanzierungen für den privaten Anleger und Portfoliostrukturen. Die gewählte Finanzierungsstruktur spiegelt die Fähigkeit der Deutschen Bank wider, innovative Finanzierungen im Zusammenspiel mit Ihrer Platzierungskraft in allen Kapitalklassen zu entwickeln.

http://www.business-traveler.eu/nachrichten/7926/Deutsche-Ba…

[bossi1]

Voith Siemens Hydro baut weltweit erstes kommerzielles Wellenkraftwerk
...auch die spanischen Küsten können sinnvoll genutzt werden.



Im Hafen von Mutriku entsteht das erste
kommerzielle Wellenkraftwerk.

Das erste kommerziell betriebene Wellenkraftwerk der Welt wird von Voith Siemens Hydro an der spanischen Atlantikküste gebaut. Kunde ist der baskische Energieversorger Ente Vasco de Energia. Das neue Kraftwerk im nordspanischen Mutriku wird mit der so genannten Technologie der oszillierenden Wassersäule (Oscillating Water Column - OWC) arbeiten. Sie wurde von der Voith Siemens Hydro-Tochter Wavegen entwickelt. Der schottische Pionier der Wellenenergie betreibt seit sieben Jahren das erste, schon seit Jahren in ein Netz einspeisende Wellenkraftwerk auf der schottischen Insel Islay. Die Turbinen für Mutriku sind eine Weiterentwicklung der dort getesteten Maschinen. "Mutriku ist ein Meilenstein in der Geschichte der Wellenenergie. Wir sind stolz, dass das erste Breakwater-Wellenkraftwerk auf Wavegens Technologie setzt", so Dr. Hubert Lienhard, Voith Siemens Hydro Chef und Voith Vorstand. 16 so genannte Wellsturbinen werden in die Hafenmole von Mutriku eingebaut, die von der lokalen Verwaltung neu errichtet wird. Die Nennleistung der Anlage, die rund 250 Haushalte mit grüner Energie versorgen wird, liegt bei rund 300 Kilowatt (kW) und soll im Winter 2008/2009 in Betrieb genommen werden.


Startschuss für grüne Energie aus Wellen

Das Konzept der umweltfreundlichen Produktion von Energie ist laut Voith Siemens Hydro besonders innovativ, da es das Wellenkraftwerk in die Hafenanlage mit einbaut. Dadurch könnten die zusätzlich entstehenden Kosten auf einem Minimum gehalten werden. Planungen für ein solches Kraftwerk an der deutschen Nordseeküste liegen ebenfalls schon vor. Die avisierte Pilotgröße liegt dort bei einer Leistung von 250 kW und einer Jahresstromerzeugung von 400 Megawattstunden (MWh). "Das Projekt in Mutriku ist ein großer Schritt zur kommerziellen Nutzung von Wellenenergie. Wir entwickeln unsere Technologie ständig weiter und zeigen gleichzeitig, dass ein Betrieb unter realen Marktbedingungen bereits jetzt möglich ist", sagt David Gibb, Geschäftsführer von Wavegen.


Wie aus Wellen Strom wird

Das Wellenkraftwerk beruht auf dem Prinzip der oszillierenden Wassersäule, das bereits seit 2000 in Wavegens Testanlage in Schottland genutzt wird. Eine Öffnung an der Vorderseite des Wellenbrechers lässt den Wasserspiegel in einer Kammer je nach Wellentätigkeit steigen oder fallen. Diese Bewegung komprimiert und dekomprimiert die in der Kammer eingeschlossene Luft. Die Energie aus den Druckunterschieden wird mit Hilfe einer Wells-Turbine und eines Generators in Strom umgewandelt.

Voith Siemens Hydro Power Generation gehört zum Voith-Konzern und zählt mit 2.500 Mitarbeitern und einem Auftragseingang von 720 Millionen Euro im vergangenen Geschäftsjahr zu den weltweit führenden Anbietern von Wasserkraftwerken.

04.07.2007 Quelle: Voith AG

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:: Deutsches EEG hat weltweit 47 Nachahmer

+ 04.07.2007 + 47 Staaten der Erde haben das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz als Vorbild für eigene Gesetze herangezogen – Wann kommt Österreich?
Wie soeben das deutsche Bundesumweltministerium bestätigt, ist das deutsche Erneuerbare-Energien-Gesetz zu einem Exportschlager geworden. 47 Staaten der Erde haben es als Vorbild für ihre eigenen Förderinstrumente herangezogen. Bemerkenswert ist, dass es damit weltweit mehr Staaten mit diesem oder einem ähnlichen Förderinstrument gibt als Staaten mit Atomkraftwerken.

Gerhard Fallent von Photovoltaik Austria: „Für uns stellt sich die Frage: Wann kommt Österreich?“ Er verweist weiters auf den Bericht des Weltklimarats, wonach erneuerbare Energien zusammen mit deutlichen Effizienzsteigerungen von zentraler Bedeutung für das Erreichen der Klimaziele seien.

In Österreich lag der Anteil erneuerbarer Energien im Jahr 1990 noch bei zirka 70%. Zur Zeit liegt er laut EU-Bericht aufgrund eines deutlichen Stromverbrauchszuwachses und schlechter Rahmenbedingungen für den Einsatz erneuerbarer Energieträger bei 57,5%. Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2010 den Anteil von erneuerbaren Energien auf 80% zu erhöhen. „Um diese Ziele erreichen zu können, müssen deutlich bessere Rahmenbedingungen geschaffen werden“, gibt Fallent abschließend zu bedenken.

Zu den "Nachahmern" des EEG gehören 16 EU-Staaten sowie Supermächte von morgen China und Indien.
Quelle:
Photovoltaik Austria 2007

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Yingli Solar Signs Solar Module Supply Contract with ACCIONA Energy ...42 MW für den ersten Bauabschnitt
Source: Tianwei Yingli New Energy Resources Co., Ltd 2006-11-10

Yingli Solar, a leading Chinese solar cell and module manufacturer, today announced that the Company has signed a contract today with ACCIONA Energy, a leading Spanish-based company in the renewable energy sector, for the supply of 42 Megawatts of photovoltaic modules. The modules will be used in the first phase of the photovoltaic plant that is to be built in Moura, Portugal.

ACCIONA said that the supply of photovoltaic equipment in the market has been weak, making the development of solar energy in the world slow. The contract signed today will allow ACCIONA to complete the development of the Moura project, which will significantly bolster their collection of photovoltaic assets.

Miao Liangsheng, General Manager of Yingli Solar and Fermín Gembero, General Manager of ACCIONA Energy, said that they envisage the extension of the supply of photovoltaic modules for the second phase of the solar energy project when they signed the agreement for the contract.

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Erneuerbare Energien

:: DLR Solarforschung nimmt neuen Hochleistungsstrahler in Betrieb

Im Rahmen des 10. Kölner Sonnenkolloquiums hat das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) soeben einen neuen Hochleistungsstrahler am Institut für Technische Thermodynamik in Köln-Porz in Betrieb genommen.



Damit erweitert das DLR seine Forschungseinrichtungen auf dem Gebiet der Solarforschung um eine weitere Versuchs-Strahlungsquelle. Basierend auf elliptischen Reflektoren mit zehn Xenon-Kurzbogenlampen wird die von den Lampen emittierte Strahlung mit einer Leistung von etwa 25 Kilowatt im Abstand von drei Meter in einen Zielbereich mit einer 100 Quadratzentimeter Fläche fokussiert. Die hochkonzentrierte Strahlung kann zur Erzeugung von Temperaturen weit über 1.500 Grad Celsius genutzt werden und steht dann für unterschiedliche wissenschaftliche Anwendungen wie die solarthermische Komponenten- und Verfahrensentwicklung, aber auch für spezielle Bestrahlungstests zur Verfügung.

Bereits seit mehr als 10 Jahren betreibt das DLR mit dem Hochflussdichte-Sonnenofen eine Einrichtung, die sich für die Entwicklung und Qualifizierung solartechnischer Komponenten und solar zu betreibender Verfahren bewährt hat und so weit etabliert ist, dass sie an der Kapazitätsgrenze arbeitet. Mit dem Hochleistungsstrahler wird dem Sonnenofen nun eine Anlage aus zehn Kunstlichtquellen zur Seite gestellt, die parallel betrieben werden kann und auch neue Optionen bietet.

Wissenschaftler des DLR oder auch externe Partner aus Industrie und Forschung können hier unter kontrollierten Strahlungsbedingungen und vom Wetter unabhängig eine Vielzahl von Experimenten und Solar-Simulationen durchführen. Mit dem Kunstlichtstrahler wird es insbesondere auch möglich sein, mehrtägige Dauerversuche unter sehr stabilen Strahlungsbedingungen sowie Komponententests und Qualifizierungsaufgaben auf reproduzierbarem Zertifizierungsniveau durchzuführen.

Damit ist der neue Hochleistungsstrahler ein weiteres entscheidendes Werkzeug für die experimentelle Verifikation und Qualifizierung von Komponenten für die konzentrierende Solartechnik. Die hier durchgeführten Tests können einen entscheidenden Beitrag dazu leisten, die solaren Stromgestehungskosten zu reduzieren. Dies ist eine wesentliche Voraussetzung um die solare Stromerzeugung auszubauen und das hierin liegende Potenzial zum Klimaschutz auszuschöpfen.

Das wichtigste Einsatzfeld des neuen Strahlers in der Verfahrensentwicklung zielt ab auf die chemische Speicherung der Sonnenenergie. Die Wissenschaftler wollen dabei ermitteln, ob die direkte Herstellung solarer Brennstoffe mit Hilfe hochkonzentrierter Sonnenstrahlung Kosten- oder Verfahrensvorteile im Vergleich zu alternativen Methoden bietet. Der erfolgreiche Nachweis der solar-thermochemischen Spaltung von Wasser in die Bestandteile Wasserstoff und Sauerstoff wurde kürzlich mit dem Descartes-Preis der Europäischen Union ausgezeichnet.

Nach der Einweihung des Hochleistungsstrahlers wird mit der messtechnischen Qualifizierung der Strahlung begonnen, so dass ab Anfang 2008 der reguläre Versuchsbetrieb aufgenommen werden kann. Erstellt wurde der Hochleistungsstrahler in konstruktiver Zusammenarbeit mit der Firma Kinoton, GmbH, die wesentliche Komponenten lieferte.

Die Einweihung ist ein wichtiger Programmpunkt des Kölner Sonnenkolloquiums, das heute zum zehnten Mal stattfindet und für das Fachpublikum sowie Partner aus Politik, Forschung und Wirtschaft eine etablierte Institution geworden ist. Neben der Einweihung des neuen Hochleistungsstrahlers ist die solare Direktverdampfung weiterer Schwerpunkt der Veranstaltung.

Quelle:
Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) 2007

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Solarthermische Kraftwerke: neue Technik macht Solarstrom billiger



Fresnel-Kollektoren des solarthermischen
Kraftwerks in Almeria.

Almería in Südspanien bietet Sonne pur: ein idealer Standort für die solarthermische Stromgewinnung. Am 9.7.2007 wird dort eine Versuchsanlage eingeweiht, die mit einem hundert Meter langen Fresnel-Kollektor arbeitet. Mit beteiligt an der Entwicklung der Technik sind Forscher des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg. Fossile Energiequellen werden knapp. Außerdem entstehen bei Ihrer Verbrennung Treibhausgase. "Die Zukunft gehört daher regenerativen Energien", erklärt Prof. Eicke Weber, Leiter des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE in Freiburg. "Wir erwarten, dass 2050 die Hälfte des globalen Energiebedarfs aus erneuerbaren Quellen wie Wind- Wasser- und Sonnenenergie gedeckt wird", so Weber weiter. Der wichtigste Energielieferant ist und bleibt die Sonne: Die Solar-Energie, die in einer einzigen Stunde auf der Erde ankommt, reicht theoretisch, um die gesamte Menschheit ein Jahr lang zu versorgen. Man muss sie nur einfangen. Genau das aber ist immer noch eine große technische Herausforderung.



Fresnel-Kollektoren statt Parabolspiegel

In sonnigen Ländern lohnt sich der Bau von großen solarthermischen Kraftwerken, in deren Solarfeldern Thermoöl erhitzt wird. Über einen Wärmetauscher wird Dampf erzeugt, der eine Turbine mit einem Generator zur Stromerzeugung antreibt. Bisher verwenden die Ingenieure riesige Parabolspiegel, die das Sonnenlicht auf ein zentrales Absorberrohr fokussieren. Eine kostengünstige Alternative sind Fresnel-Kollektoren: die in langen Reihen verlegten, flachen Spiegel, sind so ausgerichtet, dass sie das Sonnenlicht mit Hilfe eines kleinen zweiten Spiegels auf ein Rohr bündeln, das über den Spiegelreihen entlangläuft. In diesem Rohr wird Wasser direkt verdampft und unter hohem Druck bis zu 450 Grad Celsius erhitzt. "Verglichen mit den Parabolspiegeln sind lineare Fresnel-Kollektoren billiger, platzsparender und unempfindlicher gegen Wind", so Weber. Die Technik habe daher gute Chancen, sich auf dem Markt durchzusetzen.

Die Demonstrationsanlage in Almería hat Webers Team zusammen mit anderen renommierten Forschergruppen, darunter Wissenschaftlern des DLR, im Auftrag des Industriepartners MAN Ferrostaal Power Industry GmbH geplant. Mit der Eröffnung beginnt jetzt ein groß angelegter Praxistest. Wenn die linearen Fresnel-Kollektoren diesen bestehen, können Sie eingesetzt werden für den Bau kommerzieller solarthermischer Anlagen.

09.07.2007 Quelle: Fraunhofer ISE

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11.07.2007, 17:02 Uhr
Grundsteinlegung für Solarthermiekraftwerk Andasol 2

Erlangen / Aldeire - Heute erfolgte die Grundsteinlegung für das Parabolrinnen-Kraftwerk Andasol 2 in der Hochebene von Guadix im südspanischen Andalusien. Das 300 Mio. Euro Projekt wurde von der Erlanger Solar Millennium AG entwickelt und entsteht in direkter Nachbarschaft des seit einem Jahr in Bau befindlichen Kraftwerks Andasol 1. Mit einer Kollektorfläche von jeweils 512.000 m2 pro Anlage handelt es sich bei den Anlagen nach Angaben der Solar Millenum AG um die größten Solarkraftwerke der Welt. Die von einem Kraftwerk erzeugte Strommenge reiche aus, um bis zu 200.000 Menschen mit regenerativ erzeugtem Strom versorgen.

Die Bauzeit beträgt für beide Anlagen jeweils 24 Monate. Die Erdbauarbeiten für Andasol 2 haben im Februar begonnen, die voraussichtliche Inbetriebnahme der Anlage soll Anfang 2009 erfolgen.

Die Solarkraftwerke können Strom auch nach Sonnenuntergang bereitstellen. Große thermische Reservoirs speichern eine Energiemenge, die ausreiche, das Kraftwerk 7,5 Stunden unter Volllast weiter zu betreiben, so das Unternehmen. Die Andasol-Kraftwerke sollen dazu beitragen, die Nachfragespitzen im spanischen Stromnetz in den Sommermonaten abzudecken, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen verursacht werden.

„Der Bau dieser ersten europäischen Parabolrinnen-Kraftwerke in Andalusien erfüllt für den Markt der solarthermischen Kraftwerke eine wichtige Vorbildfunktion. Dank der erfolgreichen Pionierarbeit verfügt Solar Millennium heute über eine Spitzenposition im Markt, die wir weiter ausbauen wollen“, so Christian Beltle, Vorstandsvorsitzender von Solar Millennium. Am selben Standort hat Solar Millennium noch ein drittes Kraftwerk entwickelt, das zusammen mit der portugiesischen EDP-Gruppe realisiert wird. Der Bau dieser Anlage soll Ende dieses Jahres beginnen.

An der Technologie der Kraftwerke sind deutsche Unternehmen nach Angaben der Solar Millenium AG maßgeblich beteiligt: Die Flagsol GmbH, Technologietochter von Solar Millennium, liefert Engineering-Leistungen für das Solarfeld, also Planung, Auslegung und Bauüberwachung sowie die Steuerung. Schott und Flabeg liefern wichtige Komponenten des Solarfeldes, Siemens die Turbine. Für den Bau zeichnet vor allem die spanische ACS/Cobra-Gruppe verantwortlich, die auch 75 Prozent der Anteile an der Projektgesellschaft übernommen hat.

Weitere News und Infos zum Thema Solarenergie:
Solar Millenium AG: Weg für Baubeginn des Parabolrinnen-Kraftwerks Andasol 2 frei
Zum aktuellen Börsenkurs der Solar Millennium AG
IWR-Themengebiet Solarenergie

Quelle: iwr/11.07.07/

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3S Swiss Solar Systems AG kauft Photovoltaik-Testsystem-Hersteller Belval


Pasan Sonnensimulator.

Die 3S Swiss Solar Systems AG (Lyss, Schweiz) übernimmt mit sofortiger Wirkung 100 Prozent der Beteiligungsrechte der Belval SA, Valangin (NE/Schweiz), berichtet 3S Swiss Solar Systems in einer Ad-hoc-Mitteilung. Belval gehört laut 3S Swiss Solar Systems AG zu den weltweit führenden Herstellern von Testern für Solarzellen und Solarmodule, die unter dem Namen Pasan vermarktet werden. 3S Swiss Solar Systems, nach eigenen Angaben technologischer Weltmarktführer für manuelle und semiautomatische Produktionsanlagen zur Fertigung von Solarmodulen, erweitere durch die Übernahme sein Produktportfolio im stark wachsenden Markt der Produktionsanlagen für die Solarindustrie. Der Kaufpreis werde zum überwiegenden Teil mit 47.500 neu auszugebenden Aktien der 3S Swiss Solar Systems bezahlt. Die Beteiligung an Belval soll ab dem zweiten Halbjahr 2007 im 3S Swiss Solar Systems-Konzernabschluss voll konsolidiert werden.


25 Jahre Erfahrung im Testen von Solarzellen und Solarmodulen

3S Swiss Solar Systems baue durch den Kauf ihre technologische Marktführerschaft aus. Bei Belval sollen künftig sämtliche Neu- und Weiterentwicklungen von Testern konzentriert werden. Die Geschäftsleitung der 3S Swiss Solar Systems erwartet zudem erhebliche Synergieeffekte für Einkauf, Vertrieb und Service. Belval habe seit 25 Jahren Erfahrung im Testen von Solarzellen und Solarmodulen. Belval-Tester werden laut 3S Swiss Solar Systems weltweit bei führenden Forschungsinstituten, Zellherstellern und Solarmodulherstellern eingesetzt. Die Tester Pasan SS IIIb und IIIc verfügten über die beste Homogenität in der Lichtverteilung und das beste Lichtspektrum. Dies sei von besonderer Bedeutung, weil dadurch genaueste Modulmessungen durchgeführt werden können.

Die Übernahme von Belval werde bereits das Jahresergebnis 2007 der 3S Swiss Solar Systems positiv beeinflussen, kündigt das Unternehmen an. Die Planung der 3S Swiss Solar Systems werde derzeit aktualisiert und soll zusammen mit der Veröffentlichung des Halbjahresabschlusses kommuniziert werden.

19.07.2007 Quelle: 3S Swiss Solar Systems AG Solarserver.de

...das Teil ist seit Tagen nicht zu bremsen. Mal den Chart 2007 ansehen. Heute wieder +14,36%

[bossi1]

Über die Hälfte der weltgrößten Photovoltaik-Kraftwerke arbeitet in Deutschland



Anteile der großen PV-Kraftwerke weltweit.

Mit insgesamt 287 Megawatt (MWp) installierter Solarstrom-Leistung führt Deutschland die Liste der größten Photovoltaik-Kraftwerke (Top500) der Welt an, gefolgt von Spanien (96 MWp), den USA (84 MWp), Japan (15 MWp) und Portugal (12 MWp), berichtet das Internetportal "PVresoucres". In die aktuelle Liste der Solarkraftwerke gingen weitestgehend alle Anlagen ein, die in den ersten beiden Quartalen des Jahres 2007 fertig gestellt oder bereits ganz oder teilweise an das Netz angeschlossen wurden. Hinsichtlich der kumulierten Photovoltaik-Leistung liegt Europa mit 417 MWp eindeutig vor Nordamerika mit 85 MWp und Asien (26 MWp). Australien und Afrika (einschließlich Indischer Ozean) bringen es auf jeweils ein Megawatt peak.



PowerLight und EPURON haben jeweils knapp 50 MW installiert

Marktführer beim Bau von Solarkraftwerken mit einer jeweiligen Leistung von mehr als 250 Kilowatt peak (kWp) sind laut PVresoucres die PowerLight Corporation (USA, ca. 49 MWP) und das deutsche Unternehmen EPURON (ca. 47 MWp), gefolgt von ACCIONA Energia (Spanien, ca. 25 MWp). Auf den Plätzen vier bis sieben sind die deutschen Unternehmen Phönix Solar AG (24 MWp), City Solar AG (23 MWp), juwi GmbH und Solarparc AG (jeweils rund 21 MWp). BP Solar kommt auf rund 20 MWP, die deutschen Systemintegratoren Tauber Solar und IBC Solar AG haben 14 beziehungsweise 8 MWP installiert.


Spanischer PV-Markt entwickelt enorme Dynamik - weltweit Großanlagen mit über 400 MW im Bau

Alle der genannten Unternehmen bauen weiter sehr intensiv die Photovoltaik-Leistung aus, auch in Form sehr großer Anlagen, betont PVresoucres. Besonders in Spanien befänden sich große PV-Anlagen im Bau (Iberinco, Endesa etc.), welche den "10 MW-Club" noch in diesem Jahr deutlich wachsen lassen würden. Allein seit Ende Juni 2007 sei die in Spanien installierte Photovoltaik-Leistung von Großanlagen um rund 30 MW gewachsen. Weltweit werden laut Denis Lenardic, der PVresources betreut, gegenwärtig über 70 Solarkraftwerke mit einer Leistung von einem Megawatt oder größer errichtet, deren kumulative Leistung in einer Größenordnung von mehr als 400 MW liegt – das ist fast so viel, wie die Kapazität aller aktuell in den "Top500" gelisteten Anlagen.


Datenbank "Large photovoltaic power plants" im Internet

Die Daten der weltgrößten PV-Anlagen werden von PVresources sorgfältig gepflegt, Fehler seien jedoch wegen des komplexen und umfangreichen Datenmaterials nicht ausgeschlossen, betont der Betreiber. Besonders im Hinblick auf die von den großen Unternehmen installierte Leistung sei ein Überblick schwer zu schaffen, da der PV-Markt sehr dynamisch ist und die großen Systemintegratoren an vielen Projekten gemeinsam arbeiten. So habe beispielsweise die TAUBER-SOLAR GmbH zwei Dach-Großprojekte mit einer Leistung von mehr als 8,8 MW realisiert, zusammen mit den ausführenden Unternehmen activ solar Energietechnik GmbH und RALOS GmbH. Die Hamburger SunTechnics GmbH arbeite eng mit EPURON zusammen und habe sehr viele EPURON-Anlagen gebaut.

Weitere Informationen unter http://www.pvresources.com.
Die Top-Liste der weltgrößten Solarstromkraftwerke ist im Internet zugänglich unter der Adresse http://www.pvresources.com/en/top50pv.php

19.07.2007 Quelle: PVresources

[bossi1]

Eine PDF Presentation von ABG Solúcar

ABG Solúcar ...einer der weltweiten Pioniere in der Solartechnik

pdf Datei 28 Seiten (english)
http://www.irc.ee/pvbrokerage/presentations/SOLCAR.PDF

Auch andere Bereiche versprechen kräftiges Wachstum.

ABG Bioenergie: ...in der EU die Nr.1 - in den USA die Nr.5
ABG Befesa ...Meerwasserentsalzung unter den Top 5 weltweit

[bossi1]

Solarenergie wird für Spaniens Bauindustrie immer wichtiger


Spaniens Solar-Markt boomt. Im Süden Europas ist die Energie aus der Sonne ein heißes Thema. Seitdem die spanische Bauverordnung "Código Técnico de Edificación" (CTE) den Einbau von Solartechnik in bestimmten Gebäuden vorschreibt, sei das Interesse an Solarenergie besonders bei Architekten und Bauträgern stark gestiegen, berichtet der Messe "InmoSolar Malaga" in einer Pressemitteilung. Aktuelle Informationen zu den verschiedenen Technologien und der Dialog mit Experten seien gefragt. Die Messe InmoSolar Malaga ist eine internationale Ausstellung mit Fachkongress zur Solarenergie, die im Rahmen der Immobilienmesse SIMed (Salon Inmobiliario del Mediterraneo) vom 4. bis 6. Oktober 2007 im südspanischen Malaga stattfindet. Die Immobilienmesse SIMed zählte 2006 rund 25.000 Besucher. Ziel der Veranstaltung ist, eine Businessplattform für internationale Solarunternehmen und spanische Investoren, Bauträger und Architekten zu schaffen.


Fachkongress am 4. und 5. Oktober

Im Rahmen des internationalen Veranstaltungsprogramms finden am 4. und 5. Oktober Vorträge für das Fachpublikum zu folgenden Themen statt: Aktuelle Technik und Trends in der Solarindustrie, Einsatzbereiche thermischer und photovoltaischer Installationen im Baugewerbe, Bauverordnung CTE (Código Técnico de la Edificación), solare Installationen für den industriellen Einsatz, Investition in Solarparks, solare Klimatisierung und neue Technologien zur architektonischen Integration von Solartechnik an Gebäuden.


Publikumstage liefern Grundwissen über Solaranlagen

Am Freitagnachmittag und am Samstag den 6. Oktober ist die Messe allen an Solar-Installationen interessierten Personenkreisen sowie der breiten Öffentlichkeit zugänglich. Die angebotenen Seminare für das allgemeine Publikum sollen Grundwissen über Solaranlagen und deren effizienten und energiesparenden Einsatz in Einfamilienhäusern und Wohnanlagen vermitteln.


30.07.2007 Quelle: European Conference Management; openPR

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Für Morgan Stanley liegt die Bewertung von Solaria (SLR) jetzt bei 15 €.....Schon beim Börsengang kam Solaria mit 9,50€ am oberen Ende der Preisskala und einem KGV07 von 170 mit Hilfe von Morgan Stanley aufs Parkett. Seit dem 19. Juni hat der Wert sich bis heute auf 18,40€ sogar noch fast verdoppelt!! Solarwerte sind in Spanien voll im Trend wie man sieht. Schon erstaunlich was mit einem starken "Beschützer" aus den USA (Morgan Stanley) an der Börse so geht...


BAJO LUPA- Morgan Stanley inicia cobertura de Solaria con igual y PO de 15 eur
11:25 - 2/08/2007


MADRID (Thomson Financial) - Morgan Stanley ha iniciado la cobertura de Solaria con igual ponderación y un precio objetivo de 15 euros, según agentes.

El banco de inversión cree que la cotización actual refleja un equilibrio justo entre riesgos de ejecución y oportunidades de crecimiento.

Asimismo, espera una sólida evolución de la producción en 2007, con posibilidad de nuevos contratos.

Solaria comenzó a cotizar en bolsa el 19 de junio a 9,5 euros.

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Antwort auf Beitrag Nr.: 30.995.341 von bossi1 am 02.08.07 23:24:39

Ibersecuritis sieht das Solaria KZ sogar bei 22,05€ mit geschätzten Zahlen Zahlen von Umsatz und Ebitda für das Jahr "2011". Die alte "Luftnummer" zieht noch immer....

SOLARIA Ibersecurities recomienda comprar con objetivo en 22,05€.
Fecha: 31/7/2007 Fuente: Invertia

Ibersecurities recomienda comprar acciones de la compañía de energía solar con un precio objetivo de 22,05 euros. Hasta este momento, la filial de Banco Sabadell tenía restringida la publicación de recomendaciones de Solaria debido a que participó en su salida a Bolsa. “Para nuestro precio objetivo ponderamos al 75% una recurrencia en la madurez prevista alcanzar en 2011, con 1.424 millones de euros de ventas y 442 millones de Ebitda, y al 25% un escenario pesimista de crecimiento nulo del mercado desde 2011”. Solaria lidera las alzas de la Bolsa española con una subida del 4% a 15,6 euros, por lo que desde la OPV se ha revalorizado un 73%.

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An der Rioglass Solar Holding ist ABG Solúcar mit 20% beteiligt. Das neue Werk für die Solar-Parabolspiegel für ABG´s Termosolarkraftwerke entsteht in Lena auf einem 47.500 m² Grundstück für ~24,8 Mio.€. Das Werk soll wie im 2tem Artikel beschrieben im Dezember 2007 die Produktion aufnehemen.

Rioglass Solar Holding...

El capital social de la entidad holding se reparte entre Rioglass, S.A. (80%) y Solúcar, Investigación y Desarrollo, S.A. (20%), ésta última perteneciente al Grupo Abengoa. Con la participación de la SRP, la distribución accionarial quedará: Rioglass Solar Holding, S.A. con un capital de 3.519.000 (51%); y la SRP con 3.381.000 (49%).
El proyecto consiste en la instalación de una fábrica de producción de espejos parabólicos utilizados en los módulos de energía termosolar. El edificio industrial se ubicará en el Polígono de Villallana (Lena), ocupando unos terrenos de 47.500 metros cuadrados. La inversión total asciende a 24.885.576 euros y se espera que la instalación esté operativa a finales de 2007.

http://www.ascri.org/ASCRI/ASCRIdocs.nsf/a437a9a42544caa9c12…

...ab Dezember beginnt die Produktion der Solarspiegel in Lena.

http://www.lne.es/secciones/noticia.jsp?pRef=1720_45_545804_…

[bossi1]

ABG Solucar hat mit der Banco Europeo de Inversiones y la Caja de Ahorros del Mediterráneo eine Finanzierungsvereinbarung für 2 Solarkraftwerke in Sanlúcar la Mayor (Sevilla) von 11 & 20 MW für 136,3 und 12,4 Mio.€ unterzeichnet.

Abengoa firma acuerdo para financiación de plantas solares en Sanlúcar la Mayor
Hora: 11:53 Fuente: AFX

MADRID (Thomson Financial) - Solúcar, filial de Abengoa para energía solar, ha firmado un acuerdo con el para que participen en la financiación de las dos primeras plantas solares de la Plataforma de ).

El Banco Europeo de Inversiones y a la Caja de Ahorros del Mediterráneo se unen de esta forma a Caja de Madrid y Natixis como financiadoras de estos proyectos, que tienen potencias unitarias de 11 y 20 megavatios.

La financiación estructurada integra un tramo senior de 136,3 millones de euros y un crédito IVA de 12,4 millones de euros, según Abengoa.

Las dos plantas solares, explica Abengoa, están enmarcadas en la Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor, que será la más grande de Europa una vez que se les unan seis plantas adicionales alcanzando un objetivo de 300 megavatios instalados.

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...ABG Solúcar investiert mit in die "neue" CIGS Technik von HelioVolt
Enthält Indium, leider nur geringe Vorkommen, gesundheitsschädlich, aber sehr effektiv bei PV und ab 2008 verfügbar. Interessant die Möglichkeiten der Drucktechnik, die man auch bei Nanosolar (USA/Berlin) anwendet. Das ist gut für eine vielzahl von Anwendungen. News von der HelioVolt HP, bei ABG schweigt man noch dazu.


August 16, 2007 09:01 AM Eastern Daylight Time

HelioVolt Completes $77 Million Series B Funding Round
Thin Film Solar Producer Receives Investment From New Enterprise Associates, Paladin Capital Group, Masdar Clean Tech Fund, Solúcar Energia and Morgan Stanley

AUSTIN, Texas--(BUSINESS WIRE)--HelioVolt Corporation, a producer of highly-efficient thin film solar products, today announced it has closed $77 million in Series B financing. Paladin Capital Group and the Masdar Clean Tech Fund co-led the round with support from returning investor New Enterprise Associates as well as Solúcar Energia, Morgan Stanley Principal Investments, Sunton United Energy and Yellowstone Capital. Funds will be used to build HelioVolt Corporation’s first factory and bring Copper Indium Gallium Selenide (CIGS) thin film enabled solar products to market.

“CIGS thin film is emerging as one of the most exciting frontiers in cost-effective solar technology. We believe that HelioVolt has the technical understanding and market vision to achieve near term successes and deliver on long term potential,” said Ken Pentimonti, principal at Paladin Capital Group. “Given the enormous promise of low-cost CIGS thin film, we are more than pleased to have a technology leader such as HelioVolt in our portfolio.”

Nadim Barakat, Managing Director at Credit Suisse and the general partner of the Masdar Clean Tech Fund, added, “With significant market opportunities emerging across today’s entire renewable energy sector, HelioVolt’s proprietary FASST™ manufacturing process represents the breakthrough that can establish solar energy as the most economical – and practical – choice for distributed electricity generation.”

“Clean energy is a global need, and we are proud to have the support of a premier group of financial and market partners as we target those international markets,” said B.J. Stanbery, Ph.D., CEO of HelioVolt. “This funding round marks the next step in our sustained path toward developing and delivering streamlined CIGS-based systems for both conventional solar modules and building integrated photovoltaic (BIPV) products.”

Building off of founder and CEO Dr. B.J. Stanbery’s experience with high-efficiency photovoltaics, HelioVolt is commercializing its FASST™ process to manufacture CIGS, nature’s most efficient photovoltaic material. Recently lauded as a 2006 Wall Street Journal Innovation of the Year and a Time Magazine Best Invention of 2006, HelioVolt’s CIGS thin film technology is 100 times thinner, and 100 times more absorbent, than traditional silicon and 10 times faster to produce than alternative CIGS manufacturing methods.

About HelioVolt

HelioVolt Corporation was founded in 2001 in order to develop and market new technology for applying thin film photovoltaic coatings to a variety of substrates including conventional construction materials. The company’s proprietary FASST™ process, based on rapid semiconductor printing, was invented by HelioVolt founder Dr. Billy J. Stanbery, an eminent expert within the international PV community in the materials science of CIGS and related compound semiconductors. FASST™ is a low-cost, flexible manufacturing process for CIGS synthesis and is protected by both nine issued US patents and by numerous global patents pending. For additional information, visit www.heliovolt.com.

About New Enterprise Associates

New Enterprise Associates (NEA) is a leading venture capital firm focused on helping entrepreneurs create and build major new enterprises that use technology to improve the way we live, work and play. Since its founding in 1978, the firm has followed the same core principles: supporting its entrepreneurs, providing an excellent return to its limited partners and practicing its profession with the highest standards and respect. NEA focuses on investments at all stages of a company’s development, from seed-stage through IPO. With approximately $8.5 billion in committed capital, NEA’s experienced management team has invested in over 550 companies, of which more than 160 have gone public and more than 230 have been acquired. NEA has US offices in Reston, Virginia, Menlo Park, California and Baltimore, Maryland. In addition, New Enterprise Associates (India) Pvt. Ltd. has an office in Bangalore, India and New Enterprise Associates (Beijing) Ltd. has offices in Beijing and Shanghai China. For additional information, visit www.nea.com.

About Paladin Capital Group

Headquartered in Washington D.C., Paladin Capital Group is a premier private equity firm that provides expansion capital for growing companies. Paladin has over $440 million under management and operates two funds with 27 portfolio companies. Paladin's Homeland Security Fund invests in enterprises whose principal business centers on products and services that address homeland security issues and needs. Importantly, the fund's leadership is comprised of individuals with a proven track record of financial expertise, national security experience and specialized technical competence. For more information, see www.paladincapgroup.com.

About the Masdar Clean Tech Fund

The Masdar Clean Tech Fund LP is made-up of commitments from the Abu Dhabi Future Energy Company, Credit Suisse, Cleantech International Limited as advised by Consensus Business Group, and Siemens Venture Capital. The fund will leverage Abu Dhabi’s larger alternative energy initiative, known as the “Masdar Initiative” that was launched in March 2006. The Masdar Initiative is Abu Dhabi’s landmark program to champion the development of advanced energy technologies and promote diversified and sustainable economic growth. The initiative is a multi-billion dollar comprehensive economic development program designed to leverage Abu Dhabi’s considerable financial resources and energy expertise into innovative solutions for cleaner, more sustainable energy production and resource conservation. For more information, see http://www.masdarctf.com

About Solúcar Energia

Solúcar Energia is a wholly owned subsidiary of Abengoa, a technology company applying innovative solutions for sustainable development in the infrastructures, environment and energy sectors. It is present in more than seventy countries, where it operates with five Business Units: Solar, Bioenergy, Environmental Services, Information Technologies, and Industrial Engineering and Construction (www.abengoa.com).

About Morgan Stanley Principal Investments

Morgan Stanley Principal Investments is a Morgan Stanley capital investment vehicle. Morgan Stanley (NYSE:MS) is a leading global financial services firm providing a wide range of investment banking, securities, investment management, wealth management and credit services. The Firm’s employees serve clients worldwide including corporations, governments, institutions and individuals from more than 600 offices in 31 countries. For further information about Morgan Stanley, please visit http://www.morganstanley.com/.

About Sunton United Energy, LLC

Sunton United Energy, LLC (Sunton) is a renewable energy venture capital firm that specializes in investing in companies that are on the forefront of developing the next generation of renewable energy products and technologies. Sunton partners with progressive companies that are developing products or services that produce energy from renewable resources in an environmentally friendly fashion. Sunton is headquartered in Salt Lake City, UT, and is staffed by principals and consultants with significant engineering, financial, and operational experience in a broad range of sectors within the energy industry. For more information, please visit www.suntonunited.com.

About Yellowstone Capital

Yellowstone Capital Partners LLC, is a Houston based private equity firm focused on the alternative and renewable energy sector through the venture capital fund – Yellowstone Energy Ventures L.P (YEV). YEV has been focused on the alternative and renewable energy space since mid 2004, and has made investments in more than 20 companies in the solar, fuel cell, wind, alternative fuel, nuclear and clean coal industries. In addition to its venture capital activities, Yellowstone Capital also has a buyout business and more than $100 million under management between its venture capital and buyout activities. Yellowstone’s other industry focuses beyond alternative and renewables are manufacturing, traditional energy, the life sciences and branded food & beverage.

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Solar Skin
Imagine a solar panel so thin it can't exist apart from the building material it's printed on. HelioVolt didn't invent copper indium gallium selenide, a thin film used to generate electricity from sunlight, but it did develop a faster, more cost-effective way to manufacture it for use in large commercial spaces. The new process involves printing a fine layer of semiconductor directly onto glass, metal and other building materials so that new skyscrapers can go up solar power-ready from day one.

Inventor: HelioVolt
Availability: 2008

http://www.heliovolt.com/

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08.11.2006 12:32
Solel unterzeichnet Rahmenvertrag mit Sacyr bezüglich der Errichtung von drei 50-MW-Sonnenenergie-Wärmekraftwerken für 890 Mio. US$

Solel Solar Systems, Ltd., ein weltweit führendes Unternehmen auf dem Gebiet der Sonnenenergie-Technologie für Solarsysteme und Großkraftwerke für sauberen Strom, hat heute die Unterzeichnung eines Vertrags mit Sacyr-Vallehermoso, dem größten spanischen Infrastrukturkonzern, über die Errichtung von drei Sonnenenergie-Wärmekraftwerken in Spanien mit einer Gesamtkapazität von 150 MW und einem geschätzten Gesamtvolumen von 890 Mio. US$ bekannt gegeben. Das geschätzte Gesamtvolumen der von Solel im Rahmen des Vertrags für alle drei Kraftwerke zu erbringenden Lieferungen wird auf etwa 500 Mio. US% geschätzt.

Für das Unternehmen Solel mit Hauptgeschäftssitz in Israel ist dieser Auftrag das erste schlüsselfertige Kraftwerkprojekt in Spanien, das auf einer so genannten Build, Own and Operate (BOO) -Basis zu realisieren ist. Das Projekt ermöglicht es Solel außerdem, erstmalig als Lieferant von Solarenergie in Europa aufzutreten.

Der aktuelle Preis pro Kilowattstunde für aus Sonnenenergie erzeugtem Strom in spanischen Stromprojekten liegt bei 30 dolar cent. Diese Rate wird von der spanischen Regierung für eine Dauer von 25 Jahren subventioniert, um die Innovation und Implementierung von alternativen inländischen Energiequellen und umweltfreundlichem, sauberen Strom zu unterstützen und voranzutreiben und um die lokale Stromerzeugung zu fördern.

„Solel ist erfreut, mit einem in Europa äußerst angesehenen Infrastrukturunternehmen wie Sacyr zu kooperieren“, sagte Avi Brenmiller,

CEO von Solel Solar Systems. „Wir glauben, dass die Kombination der hoch entwickelten Solartechnologie, des Know-hows und der Lösungen von Solel mit den Kenntnissen der lokalen Gegebenheiten und mit der Erfahrung auf dem Gebiet der Errichtung von Großkraftanlagen von Sacyr äußerst positive Auswirkungen auf die Anlage und auf die Realisierung von hoch effizienten, sauberen Stromprojekten dieser Art sowohl in Spanien als auch in anderen Ländern haben wird. Wir hoffen, dieses BOO-Modell in den kommenden Jahren erfolgreich auf andere Märkte übertragen zu können.“

„Sacyr ist erfreut, mit Solel zusammenzuarbeiten und in den Bereich der Solarenergie-Kraftanlagen vorzustoßen“, sagte Emilio Lopez, CEO von Valoriza Energia, das sich im Besitz von Sacyr befindet. „Wir glauben, dass unsere umfangreichen Kapazitäten und erfolgreichen Infrastrukturinstallationen es Sacyr ermöglichen werden, die Kraftwerke fristgerecht und innerhalb des Budgets in Spanien zu errichten, um die Erzeugung von sauberem Strom für die spanische Bevölkerung aufnehmen zu können.“

Der CEO von Solel, Avi Brenmiller, wird anlässlich der am 8. November 2006 im David Intercontinental Hotel in Tel Aviv stattfindenden, vom Premierminister Israels ausgerufenen Konferenz über erneuerbare und alternative Energie eine Rede halten. Das Unternehmen ist außerdem einer der Sponsoren dieser Konferenz.

Über Solel Solar Systems Ltd.

Solel Solar Systems Ltd. Ist ein führender Hersteller von Thermosolaranlagen für die zentrale Stromerzeugung,. Solel liefert saubere Energie, wenn diese am dringendsten benötigt wird - während der Spitzenbedarfszeiten. Solels einzigartige Lösungen haben weltweit Maßstäbe hinsichtlich Solarkraftanlagen und Hochtemperaturkollektoren gesetzt. Die von Solel entwickelte Parabolrinnen-Thermosolarenergie-Technologie hat sich in den letzten 20 Jahren mit der kontinuierlichen Stromerzeugung im Ausmaß großtechnischer Anlagen in der kalifornischen Mojave-Wüste bewährt.

Diese neun Kraftwerke in Kalifornien erzeugen 350 MW Strom für etwa 500.000 Verbraucher. Dadurch wird eine direkte Reduzierung des Ölverbrauchs von jährlich zwei Millionen Barrel erreicht.

Solels langjährige und bewährte Erfahrung auf dem Gebiet der Parabolrinnen-Thermosolarenergie-Kraftwerke hat die Kosten je Kilowattstunde auf ein wettbewerbsfähiges Niveau sinken lassen. Das Ingenieurteam von Solel verfügt über eine umfassende Branchenerfahrung sowie über ein praxiserprobtes Know-how und stützt sich auf mehr als 20 Jahre Erfahrung im Bereich der Solarenergieforschung und mit kommerziell betriebenen Anlagen. Solel beschäftigt am Hauptsitz Beit Shemesh in Israel 220 Menschen. In den USA ist Solel durch sein Tochterunternehmen, Solel, Inc., vertreten. Weitere Informationen finden Sie unter http:/www.solel.com.

Über Sacyr Vallehermoso (Nachrichten)

Valoriza Energia ist Sacyr Vallehermosos Kanal für Energiezwecke, der sich auf die Förderung, die Realisierung und den Betrieb von Projekten im Zusammenhang mit erneuerbaren Energien und energieeffiziente Anlagen konzentriert. Valoriza Energia und ihre Tochtergesellschaft Iberese haben mehr als 80 Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (mit einer Kapazität von 800 MW) für Privatkunden errichtet. Derzeit arbeitet das Unternehmen an mehr als 20 Entwicklungsprojekten im Bereich der Abfallverwertung und der Stromerzeugung auf der Basis von Biomasse.

Sacyr Vallehermoso ist einer der größten europäischen Bau- und Konzessionskonzernen. Das Unternehmen wies im Jahr 2005 einen Umsatz von 5.346 Mio. US$ auf. Ausführlichere Informationen finden

Sie unter http://www.gruposyv.com.

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Abener - Construction of a 470 MW Solar Thermal Power Plant in Morocco...ein ähnliches Hybridkraftwerk wird in Algerien gebaut von ABG Abener




The plant, to be constructed in Ain-Beni-Mathar, will utilize combined cycle technology integrated with a field of parabolic-trough solar collectors.

On May 18, Abener and Office national de l’Electricité (ONE) signed the 469 million euro power plant construction contract that includes the operation and maintenance of the facility during its first five years in operation.

The facility, which has received a 43 million dollar subsidy from the World Bank’s Global Environment Fund (GEF), will produce around 470 MW of electricity of which 20 MW will be from energy collected in an 183,000 m2 parabolic-trough mirror technology solar field.

Abener’s bid overcame those of three other consortia that competed and which included Siemens (Germany), Soluciona/Cegelec (Spain/France), and SNC-Lavalin (Canada). Abener’s experience in turnkey construction of solar thermal power plants was decisive in it being awarded the contract.

With the roll out of the 11 MW, PS10 power plant in Sanlucar la Mayor (Seville), the world’s first to come into commercial operation with this technology and designed to supply 24 GWh/year or, put another way, the equivalent electricity consumption of 6,000 homes, Abener has concluded the first phase of the Sanlucar Solar project – aimed at constructing the world’s largest solar platform with a nominal installed capacity of more than 302 MW – and has commenced the construction of a further two plants – PS20 and Solnova 1, 20 and 50 MW, respectively.

The advantages of solar technology over others include: the abundance of the solar resource, the maturity of the technology, the technology’s significant potential for improvement, the need to contribute to controlling CO2 emissions, and the prospect of rising oil prices while the resource supply declines.

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Fairs, Congresses and Conferences
1st World Conference: “World Solar Power”


From November 7th to 9th, 2007, Focus-Abengoa Foundation, in connection with Solucar, will present the first world conference on “World Solar Power”, which is subtitled “For Large Scale Electricity Production”



The sessions will be held in Hospital de los Venerables, in Seville, the headquarters of Focus-Abengoa Foundation. Very important authorities from the solar energy sector will be in attendance.
The “World Solar Power Conference” and its subsequent annual editions aspire to become the world reference and meeting point for all participants in global, large scale solar electric energy production: scientists and engineers, research centers, promotion, construction and operation companies, electricity companies and public and financing entities.

Key aspects of the sector will be addressed during the Conference, specifically the technologies that make the efficient transformation of solar radiation into electricity possible, the legal frameworks that develop and facilitate the progression and profitability of solar facilities, and the strategic policies of countries and regions regarding the clean production of this type of energy.

Moreover, the speakers and attendees will have the opportunity of visiting the Solar Platform that Solucar is constructing in the municipality of Sanlucar la Mayor, Seville - a world-class reference site for these technologies.

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First Steps in the United States

Solucar, Inc. commenced activities in the US in January 2007 following the acquisition of the assets of Industrial Solar Technology (IST) of Denver, Colorado, well known for their experience in parabolic trough solar concentration systems for steam generation in industrial applications



Since that time, Solucar Inc’s activities have focused on corporate organization and human resource planning and development. Its current workforce is eighteen.

Its fields of activity focus on:

1. Industrial Systems. Solucar will continue to attend to IST’s current activities, such as the supply of a steam generation system for Petrobras, the industrial steam system for Frito Lay, or the recently inaugurated Cochise College project in which the system generates steam for the air-conditioning, hot water and heating systems.

2. Electric Generation. As in Spain, our objective is to promote, construct and operate, under ownership, solar thermal power plants in the US. To this end, early in the year, we began promoting the company in the southwestern states: Arizona, California, New Mexico, and Nevada, and we also solicited invitations to tender from eight power companies.

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Im Bericht zu den Zahlen wird auch Abencs, die Gemeinschaftsfirma von ABG Abener / MECS (USA/Indien) erwähnt. Neben dem Anlagenbau / Bioenergie sollen auch Thermosolarkraftwerke in den lukrativen Schlüsselmärkten Nordamerika, Indien und China gemeinsam gebaut werden.

[bossi1]

Solar-Strom aus Wüstenlanschaft
In Südspanien herrscht Goldgräber-Stimmung
Von Hans-Günter Kellner - Deutschlandfunk




Sonne und Wind beherrschen das Klima in Andalusien. So entstehen in der Gegend um Tarifa riesige Windparks, und auch Fotovoltaik-Anlagen schießen wie Pilze aus dem Boden. Große Hoffnung setzen die Wissenschaftler auch auf solarthermische Kraftwerke. Diese Technik ist relativ simpel: Mit der Hitze der Sonne wird Wasser zu Dampf erhitzt, der Turbinen antreibt.

Schwere Lastwagen fahren Erdaushub von den Feldern La Calahorras. Die Gegend ist in Staub gehüllt, doch hier zwischen Granada und Almería sind die Menschen stolz auf die Baustelle. "Hier wird an der Zukunft gebaut", sagt auch Ingenieur Oliver Vorbrugg vom Erlanger Unternehmen Solar-Millenium, das unter Andalusiens Sonne das größte solarthermische Kraftwerk der Welt baut:

"Parabolrinnenkraftwerke sind sehr ähnlich wie Dachrinnen, überdimensionale Dachrinnen. Insgesamt ist eine Kollektoreinheit 150 Meter lang und 6 Meter breit. Die Rinne wird eindimensional der Sonne nachgeführt. Das heißt, im Osten wird der Spiegel morgens hingerichtet, folgt dann dem Sonnenverlauf und neigt sich abends gegen Westen."

Die Parabolrinnen konzentrieren dieses Sonnenlicht auf ein mit Öl gefülltes Rohr in der Mitte. Das Öl wird dort 400 Grad Celsius heiß und erhitzt Wasser. Mit diesem Dampf erzeugt eine Turbine 50 Megawatt Strom. Solche Kraftwerke wurden bereits in den 80er Jahren in Kalifornien errichtet, sind inzwischen aber deutlich verbessert. So werden die insgesamt drei Kraftwerksblöcke in Calahorra künftig auch nachts Solarstrom erzeugen, erklärt Ingenieur Vorbrugg:

"Wenn nicht überhaupt der entscheidende Unterschied zu den Kraftwerken in Kalifornien ist ein sehr großer Salzspeicher. Dieser Speicher dient dazu, dass die Wärme, die tagsüber gesammelt wird, gespeichert wird in großen Flüssigsalzspeichern, so dass die Energie auch nachts abgegeben werden kann und man dadurch, wenn die Anlage denn groß genug ausgelegt wird, Tag und Nacht durchgehend produzieren kann."

Das Salz wird durch die Hitze tagsüber bis zu 380 Grad heiß und gibt diese Hitze nachts wieder an das Öl ab, so dass Wasserdampf für die Turbinen erzeugt werden kann. Das spanische Bauunternehmen ACS-Cobra führt den Bau der ersten beiden Kraftwerksblöcke aus. Ein dritter wird vom portugiesischen Energiekonzern Galp finanziert. Zahlreiche finanzstarke iberische Bau- und Energiekonzerne sind inzwischen an der Errichtung solcher Kraftwerke beteiligt. Sie haben in den letzten zehn Jahren mit der guten Konjunktur viel Geld verdient und suchen nach neuen Geschäftsfeldern.

Inzwischen ist hier tatsächlich eine Goldgräberstimmung. Es sind inzwischen viele Firmen gegründet worden, die versuchen, an jeder nur erdenklichen Stelle in Spanien Solarkraftwerke zu bauen. Das gleiche gilt für andere erneuerbare Energiequellen wie Wind und Biomasse. Es wird uns die Tür eingerannt, weil wir die Technologie kennen. Es gibt aber auch zahlreiche andere spanische Firmen, die unheimlich viel Ressourcen und Kapital da investieren.

Entwickelt wurde diese Generation der Parabollrinnenkraftwerke maßgeblich in der nur 50 Kilometer entfernten "Solarplattform Almería", einem der bedeutendsten Forschungszentren für thermische Solarenergie. Künftig sollen diese Kraftwerke direkt Wasser erhitzen, was die Anlagen verbilligen würde. Zudem werden auch Solartürme erprobt. Dabei konzentrieren Hunderte von Spiegeln das Sonnenlicht auf einen Betonturm, an dem ein Empfängermodul angebracht ist. Auch dort fließt Wasser durch Rohre und wird so heiß, dass schließlich Dampf in Turbinen Strom erzeugt. In Sevilla ist jetzt das erste kommerzielle Kraftwerk dieser Art in Betrieb gegangen. Diego Martínez ist der Leiter der Solarplattform. Er hat eine Vision:

"Die Staaten in Nordafrika sind zwar arm, haben aber viel Sonne. Sie können für Europa unendlich viel Energie produzieren. Das bisherige Problem des Energietransports wäre leicht zu lösen. Wir arbeiten derzeit mit Algerien an einem solchen Projekt, dort ist man sehr interessiert an dieser Idee. Ob wir Algerien nun Gas abkaufen oder Sonnenenergie, was wäre der Unterschied?" '

Wer in Spanien sauberen Strom aus erneuerbaren Quellen in das Netz einspeist, erhält dafür vom Energieversorger deutlich mehr Geld, als er für Strom aus dem Netz bezahlt. Dies ist der eigentlich Grund, weshalb die regenerativen Energiequellen in Spanien nun rentabel sind und so stark boomen. Diese Subventionen sind nicht unumstritten. Aber Diego Martínez hält die Sonnenenergie nicht für zu teuer:

"Die Kosten der konventionellen Energieformen sind doch nicht richtig berechnet. Die Kosten des Klimawandels bei Gas und Kohle müssten berücksichtigt werden, ebenso die Kosten der Endlagerung bei der Atomkraft. Wir produzieren hingegen keinen Klimawandel. Diese sogenannten Subventionen für erneuerbare Energiequellen sind eine Investition in die Zukunft - für alle."

http://www.dradio.de/dlf/sendungen/umwelt/665405/

[bossi1]

Indien will eine Freihandelszone schaffen und damit Firmen alternativer Energien wie Solar oder Biomasse etc. zu fördern und ins Land holen. 5 Region stehen z.Z. für die Freihandelszone zur Wahl, für eine wird man sich entscheiden teilte der Minister für erneuerbare Energien Vilas Muttenwar (Indien) am 6.9.07 mit.

Die span. Abengoa Abener plant mit dem neuem Joint Venture Unternehmen "Abence" (51%) mit der US-Gruppe MECS (49%) in Indien Thermosolarkarfwerke und Biokraftstoffanlagen zu bauen. Da käme die Freihandelszone zur richtigen Zeit. Auch Sharp plant den Bau einer PV Solarproduktionen, wie in einigen Artikeln nachzulesen ist.

http://www.megabolsa.com/aldia/googlenewseconomia.htm


india-energia 06-09-2007

India creará zona económica especial para potenciar empresas energía solar


La India establecerá una zona económica especial con beneficios fiscales dedicada exclusivamente a fabricar equipamiento relacionado con la energía solar a fin de promover este tipo de recurso, informó hoy el ministro para Energías Renovables, Vilas Muttenwar.

'Será una zona para fabricar materiales para producir energía renovable. Ello ayudará a aumentar la eficiencia energética de la India', dijo Muttenwar, en declaraciones recogidas por la agencia IANS.

Añadió que cinco regiones de la India ya han mostrado su disposición a albergar esta Zona Económica Especial (SEZ, siglas en inglés) y 'pronto se tomará una decisión final sobre el lugar' donde se levantará.

Cerca del 7,7 por ciento de la energía que genera la India proviene de energías renovables, como la solar y la eólica.

De estas fuentes se producen cerca de 11.000 megavatios anuales, aunque según el ministro el país asiático tiene potencia para generar, sólo a partir de estos recursos, cerca de 200.000 megavatios.

Muttenwar hizo estas declaraciones durante un seminario celebrado para conmemorar los 25 años de la creación de un departamento gubernamental dedicado exclusivamente a energías renovables, y que a finales de la década de 1990 se convirtió en Ministerio.

El Gobierno indio está embarcado en un plan que promueve las Zonas Económicas Especiales, terrenos en los que las empresas gozan de beneficios fiscales, a fin de potenciar la industrialización.

[bossi1]

Eine lange Leitung für die Sonne ...

In der Wüste Nordafikas könnten gewaltige Energiemengen durch Solaranlagen gewonnen werden

Von Harald Waiglein


Fuschl. Wenn in Europa über die Energie-Probleme der Zukunft diskutiert wird, dann geht es meist um die Frage, ob man verstärkt auf Atomkraft setzen oder mehr Erdgas aus Russland importieren soll. Franz Trieb, Forscher am Institut für Thermodynamik am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt, ist über mehrere Studien und viele Berechnungen zu einer anderen Lösung gekommen.
"Wenn man die Energie-Dichte vergleicht, also: wie hoch der potentielle Energie-Ertrag verschiedener Technologien pro Quadratkilometer Fläche in verschiedenen Regionen ist, gibt es gewaltige Unterschiede", sagt Trieb. So ließe sich mit Biomasse in Mitteleuropa maximal eine Gigawatt-Stunde pro Quadratkilometer erzielen; mit Wind- und Wasserkraft etwa fünfzig Mal soviel.

In Nordafrika könnte man mit Solarenergie gewaltige 250 Gigawattstunden Energie pro Quadratkilometer produzieren. "Die Sonne hat ein enormes Potential, mit dem der Energiebedarf Europas zigfach abdeckbar wäre", so der Forscher.

Die Kraftwerks-Technologie dafür existiert bereits. Sogenannte Solar-Thermische Anlagen produzieren Strom nicht über Silizium-Zellen. Stattdessen wird die Sonnenstrahlung mit riesigen Parabol-Spiegeln gebündelt, wodurch Temperaturen von 500 bis 1000 Grad Celsius erreicht werden. Damit können dann Dampf- oder Gasturbinen betrieben werden. "Ein Solar-Thermisches Kraftwerk von der Größe des ägyptischen Assuan-Stausees würde genauso viel Energie erzeugen wie das gesamte Erdöl des Nahen Ostens", erklärt Trieb.

Geringer Netzverlust durch Gleichstrom
Freilich gibt es da noch das Problem, wie der Strom aus der nordafrikanischen Wüste nach Europa transportiert werden könnte. Bei einer herkömmlichen 380-KV-Wechselstrom-Leitung ist nämlich nach etwa 500 km die Grenze erreicht: Dann frisst der durch den elektrischen Widerstand der Leitung hervorgerufene Netzverlust den transportierten Strom auf. Doch Trieb hat auch dafür eine Lösung: Gleichstrom-Ultrahochspannungsleitungen. Gleichstrom lässt sich leichter über große Entfernungen transportieren als Wechselstrom. Wenn eine solche Leitung eine Spannung von 600 bis 800 KV hätte, dann läge der Netzverlust lediglich bei 4 bis 5 Prozent pro 1000 km. So könnte man 5000 km lange Stromautobahnen nach Europa bauen, bei denen weniger als 20 Prozent der transportierten Energie verloren ginge.

Im Jahr 2050 könnte Europa fast 20 Prozent seines Energie-Bedarf über Strom aus Solar-Thermischen Kraftwerken beziehen, meint Trieb - 15 Prozent davon aus Afrika, etwa 3 bis 5 Prozent aus Anlagen, die in sonnigen Gegenden Europas gebaut werden könnten. Um ein solches Leitungs- und Kraftwerkssystem in Kooperation mit den nordafrikanischen Ländern aufzubauen, sind allerdings mindestens 20 Jahre nötig, schätzt Trieb. Er selbst will jedenfalls gleich mit der Arbeit dafür beginnen: Am 28. November wird der EU-Kommission in Brüssel sein Konzept des Trans-Mediterranen Solarstromverbundes im Rahmen eines Weißbuches präsentiert werden.

Donnerstag, 13. September 2007

http://www.wienerzeitung.at/DesktopDefault.aspx?TabID=3937&c…

[bossi1]

Sol3g makes a 1 kWp pilot installation for Solúcar
16/ 07 / 2007

Sol3g makes a 1 kWp pilot installation for Solúcar – an Abengoa subsidiary –, as the first step of a collaboration that includes the suplí of 20 kWp of Sol3g’s high concentration modules to be mounted on a two-aixs solar tracker developed by Solúcar.
Sanlúcar la Mayor, Sevilla

- Sol3G hat 8 Mio. Solarzellen für CPV bestellt für die nächsten 3 Jahre lt. ihrer HP.

Installation data ... bei ABG Solúcar
Latitude: 37,22 N
Length: 6,12 W
kWs: 1



Sol3g HP (Barcelona)
http://www.sol3g.com/eng/noticias.htm

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Es bewegt sich was bei ABG Solúcar ...

ABG sucht mit Stellenanzeigen in Expansion massiv hochqualifiziertes Personal mit Studium für Thermosolar & "PV Projekte" inkl. Forschung, Weiterentwicklung, Planung, Finanzierung, Herstellung, Logistik, Bau/Projektüberwachung und Vermarktung/Betrieb dieser Anlagen für Büros in Madrid, Sevilla, Almeria und Merida. Man spricht klar von nationalen und internationalen Projekten, genannt werden Europa, USA und Asien. ... die Anzeige macht einen schon etwas neugierig

página 44 Ofertas de Empleo en Expansion...

ABENGOA SOLAR

Lider internacional en la investigación y desarrollo de tecnologías de generación de energía solar y en la promoción, construcción y operación de plantas solares con Tecnología Fotovoltaica y Termosolar, necesita incorporar para sus oficinas en Madrid, Sevilla, Almeria y Mérida personas en todas las funciones, con pasión por la energía solar, buen nivel de inglés y voluntad de participar en un proyecto de futuro que creará múltiples oportunidades de desarrollo.

Area I+D+i
-Gestores de I+D+i en tecnologías Termosolar y Fotovoltaica
Encargándose de gestionar y participar en proyectos de investigación y desarrollo de tecnologías fotovoltaicas y termosolares.
Se solicita formación en carreras técnicas, alto nivel de inglés, valorándose doctorados y experiencia en centros de investigación, universidades y departamentos de I+D en áreas relacionadas con la energía y porcesos químicos.

Ingenieria
-Responsable de ingeniería de Procesos, liderando el equipo de ingenieria de porceso de las plantas solares.
-Ingenieros de Procesos, participando en la realización de la ingeniería de proceso, básica y de detalle de als plantas solares.

Se solicita formación en carreras técnicas con experiencia en puestos similares en ingeniería o en empresas químicas, eléctricas o industriales. Se valorarán conocimientos en aplicaciones de códigos ASME, ANSI, DIN ...

- Gestores de Supervisión de construcción. Imprescindible experiencia.

-Gestores de Operación de plantas. Imprescindible experiencia en operación de plantas eléctricas.

Promoción Proyectos

-Gestores de Promoción de Proyectos, responsables de identificar y desarrollar proyectos de plantas en España y otros países, realizando estudios de viabilidad y liderando el trabajo técnico, administrativo y económico para la puesta en marcha del proyecto. Se requieren titulaciones técnicas, científicas, administración de empresas o derecho. Se valorará experiencia en puestos similares y máster en energías renovables.

Desarrollo de Negocio

- Ingenieros o titulados en carreras técnicas con y sin experiencia para el desarrollo de nuevos negocios tecnológicos en España, Europa, Estados Unidos y Asia.

Asesoría Jurídica

-Abogado con sólida experiencia en Asesoría Jurídica de empresa de ingeniería en el área de contratación internacional.
Imprescindible dominio del idioma inglés. Se valorará formación de postgrado y experiencia/conocimientos en el sector de energías renovables. Disponibilidad para viajar.

Funciones de Apoyo

-Analistas Financieros, responsables del análisis de los poryectos e inversiones.
-Técnicos de Apoyo, para el área de Administración, Finanzas, Asesoría Jurídica, Desarrollo de Negocios, Fabricación y Logística.

Las personas interesadas pueden enviar sus candidaturas a la siguiente dirección de correo electrónico: [e-mail]
Garantizamos la integración en una gran empresa internacional e innovadora, con grandes posibilidades de desarrollo profesional

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Antwort auf Beitrag Nr.: 31.635.269 von bossi1 am 17.09.07 18:53:37

Das größte PV Solarkraftwerk soll auf 245 ha in Mérida (Spanien, Extremadura) mit 40 MW und 300 Mio.€ Baukosten in ca. einem Jahr entstehen. In 25 Jahren werden jedoch Einkünfte von 950 Mio.€ erwartet. Für den Bau werden 250 bis 300 Arbeitsplätze für ein Jahr entstehen, für den Betrieb danach 35-40 Arbeitsplätze mit insgesamt ~5 Mio.€ an Unterhaltskosten/Jahr. Ein lukratives Geschäft. Die Deutsche Bank ist an der Finanzierung beteiligt, es gibt verschiedene Projekt- und Ausführungsfirmen. ... Abengoa Solar suchte jedoch in den Stellenanzeigen letzten Sonntag auch für ihr Büro in "Mérida" Personal für "PV-Solar" etc.

http://www.extremaduraaldia.com/merida/la-mayor-planta-solar…

La mayor planta solar de dos ejes del mundo se situará entre Mérida, Valverde de Mérida y Don Álvaro

19 sep 2007 actualizado 16:54 CET
El presidente de la Junta se reúne con los empresarios de EcoEnergía del GuadianaLa planta solar de dos ejes "más grande de Europa y del mundo" estará concluida antes de finales del próximo año 2008 en terrenos de 245 hectáreas de extensión pertenecientes a los términos municipales de Mérida, Valverde de Mérida y Don Álvaro.

Así lo anunció el presidente de la empresa "EcoEnergías del Guadiana S.A", José Luis Joló, después de participar en una entrevista en la capital autonómica con el presidente de la Junta durante la cual las sociedades que desarrollarán la iniciativa le presentaron a éste el contenido de la misma.
Se trata de un proyecto de 40 megawatios que, bajo la denominación "Mérida Solar 2008", será culminado en el plazo máximo de un año, y que para Joló "será importantísimo para Extremadura" a tenor de su inversión, que rondará los 300 millones de euros, y de los puestos de trabajo que generará, que serán entre 200 y 250 durante el desarrollo de la iniciativa, y unos 35 ó 40 durante la explotación de la planta.

La inversión será realizada a través de las sociedades "Solar Parks of Extremadura", en la que participan "EcoEnergías del Guadiana" y "Deutsche Bank" para el desarrollo del proyecto relativo a 30 megawatios; y "Valverde Energías Sostenibles", en la que participan "Elduayen Fotovoltaica", "Santana Hernández" y otros, para alcanzar los 10 megawatios restantes con los que contará la iniciativa.

Asimismo, las sociedades explotadoras facturarán cerca de 950 millones de euros en 25 años, y anualmente se invertirán en torno a 5 millones de euros en mantenimiento y operación de la planta.

El presidente de "EcoEnergías del Guadiana", se generarán 72,3 gigawatios anuales, suficientes para establecer a 80.000 habitantes durante un año, y esta energía equivaldrá en consumo diario al 5 por ciento del máximo histórico consumido en Extremadura a fecha 30 de julio pasado. De igual modo, la energía limpia generada evitará que se emitan 70.000 toneladas métricas de CO2 al año.

Según "EcoEnergía del Guadiana", el proyecto "Mérida Solar 2008" constituye una "posibilidad real para que Extremadura avance significativamente en el desarrollo de la energía solar fotovoltaica, y se convierta en una referencia para España, Europa y el mundo". En este sentido, el proyecto fomentará --según dicha empresa-- el refuerzo de la infraestructura eléctrica local con la construcción de una nueva subestación cercana a un núcleo urbano de gran consumo.

CENTRO TECNOLÓGICO.

Por otra parte, José Luis Joló avanzó que "Mérida Solar 2008" prevé también la construcción de un Centro Tecnológico de Energías Renovables de Extremadura que se construiría en la misma finca donde se contempla el proyecto.

Dicho centro estaría destinado a la investigación, desarrollo e innovación, así como a la formación en esta materia que --según dijo el empresario-- los promotores pondrán a disposición de la Junta y de la Universidad de Extremadura.

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ABENGOA SOLAR

Lider internacional en la investigación y desarrollo de tecnologías de generación de energía solar y en la promoción, construcción y operación de plantas solares con Tecnología Fotovoltaica y Termosolar, necesita incorporar para sus oficinas en Madrid, Sevilla, Almeria y Mérida personas en todas las funciones (..)

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SOLON AG baut 44 Megawatt-Solarkraftwerk in Spanien

Die Berliner SOLON AG, einer der größten europäischen Hersteller von Solarmodulen und Photovoltaik-Systemen, wurde von Scan Energy A/S, einem dänischen Produzenten von Strom aus regenerativen Energien, beauftragt, ein 44 Megawatt-Solarkraftwerk in Spanien zu entwickeln und zu realisieren. Damit baue SOLON seine Marktposition in Spanien weiter aus, so das Unternehmen in einer Pressemitteilung. Das fest aufgeständerte schlüsselfertige Solarstrom-Projekt wird in Ayora in der spanischen Provinz Valencia errichtet. Der Baubeginn ist für die zweite Hälfte 2008 geplant.

Solarstrom für 50.000 Menschen

Mit der jährlichen Solarstrom-Produktionsleistung dieser Anlage von rund 60 Millionen Kilowattstunden können laut SOLON AG rund 50.000 Menschen versorgt werden. Federführend bei dem Auftrag ist die SOLON Solar Investments GmbH, ein in Freiburg ansässiges Tochterunternehmen der SOLON AG, das auf die Projektierung von solaren Großkraftwerken für Finanzinvestoren spezialisiert ist. Damit reagiere SOLON auf die steigende Nachfrage nach schlüsselfertigen Kraftwerkslösungen.

Mit dem neuen Großauftrag setzt SOLON eine erfolgreiche Serie fort. Schon in den Monaten zuvor hatte das Unternehmen nach eigenen Angaben mehrere Aufträge über den Bau von Solarkraftwerken in Spanien mit einer Gesamtleistung von 60 Megawatt verbuchen können.

20.09.2007 Quelle: SOLON AG Solarserver.de

[bossi1]

SCHOTT Solar: Aggressive Expansion auf dem US-Photovoltaikmarkt sowie Receiver-Fertigung für solarthermische Kraftwerke in den USA geplant


Integrierte Solarzellen-Produktionslinie
der SCHOTT Solar GmbH in Alzenau.

Die SCHOTT Solar GmbH will eine neue Photovoltaik-Produktionsstätte in den USA errichten und dadurch ihre dortige Kapazität um über 60 Megawatt ausbauen, berichtet das Unternehmen in einer Pressemitteilung. SCHOTT Solar bewerte derzeit mögliche Standorte für die neue Solar-Fabrik, die 2009 fertig gestellt sein soll. Die neue PV-Produktionsstätte soll sowohl für die Herstellung von Solarstrommodulen als auch von Receivern für solarthermische Kraftwerke geeignet sein. Dadurch werde SCHOTT Solar in der Lage sein, mit der Produktion von Solar-Receivern in der neuen Anlage zu beginnen, wenn sich der Markt wie vom Unternehmen erwartet entwickle, heißt es in der Pressemitteilung. Da der US-Markt für erneuerbare Energien weiter wachse und SCHOTT Solar auch künftig mit einem Zuwachs der Produktion rechne, sei die neue Produktionsstätte von vorneherein auf weitere Expansion ausgelegt.


Expertise sowohl zur Photovoltaik-Produktion als auch zur Fertigung von Receivern für Solarthermie-Kraftwerke

"Die Nachfrage nach erneuerbaren Energien in den Vereinigten Staaten wächst rasant", sagt Prof. Dr.-Ing. Udo Ungeheuer, Vorsitzender des Vorstandes der SCHOTT AG. "Als eines der einzigen Unternehmen, das die nötige Expertise zur Produktion von PV-Modulen und Receivern für Solarthermie-Kraftwerke besitzt, sind wir für eine Expansion auf dem amerikanischen Markt einzigartig positioniert und unterstützen die USA beim Erreichen ihrer ambitionierten Ziele in Sachen erneuerbare Energien", so Ungeheuer weiter.


Bis 2010 soll die Produktionskapazität für kristalline Solarzellen auf 450 Megawatt steigen sowie auf 100 MW in der Dünnschicht-Technologie

"Der Ausbau der Photovoltaik-Kapazität auf dem US-amerikanischen Markt wird die Position von SCHOTT Solar als weltweiter Technologie- und Marktführer für Photovoltaik-Module, die Sonnenstrahlung direkt in Strom umwandeln, weiter stärken. Die neue Anlage wird die vorhandene Produktionsstätte in Billerica (Massachusetts) ergänzen", heißt es in der Pressemitteilung. Diese habe derzeit eine Kapazität von 15 Megawatt und produziert das SCHOTT ASE-300 Watt PV-Modul, eines der größten Standardmodule, die heute auf dem Markt erhältlich sind. Im Jahr 2007 beträgt die PV-Produktionskapazität von SCHOTT Solar nach eigenen Angaben insgesamt 130 Megawatt. Bis zum Jahr 2010 will das Unternehmen die Produktionskapazität für kristalline Solarzellen und -module auf 450 Megawatt ausgebaut haben. Hinzu sollen weitere 100 Megawatt bei den Dünnschicht-Solarstrommodulen kommen.


Joint Venture mit WACKER sichert Solarsilizium-Nachschub

Dazu hat SCHOTT Solar kürzlich ein Gemeinschaftsunternehmen mit der Münchener WACKER Chemie gegründet. Gemeinsam werden die Unternehmen multikristalline Siliziumblöcke (Ingots) und Solar-Wafer herstellen - das Basismaterial, aus dem später die Solarzellen entstehen. Dank dieser Partnerschaft sei SCHOTT Solar sicher mit dem derzeit knappen Solarsilizium versorgt, was Voraussetzung für die ehrgeizigen Wachstumsziele des Unternehmens ist.

20.09.2007 Quelle: SCHOTT Solar GmbH Solarserver.de

[bossi1]

CSP el Despertar del Gigante Solar

CSP: The Awakening of the Solar Giant
Tuesday, September 25th
2:00pm - 3:30pm
Room: Room 201

In 2007 commercial activity related to Concentrating Solar Power (utility-scale solar thermal electricity) plants has increased exponentially. What is driving this development in the US Southwest, particularly California and Arizona, as well as in Spain and Mexico? What do utilities and developers alike need to know about this exploding segment of the solar market?
Speakers
Rainer Aringhoff - Solar Millennium - Developer Perspective

Barbara Lockwood - Arizona Public Service - Utility Perspective

Ben Lujan - New Mexico Public Regulation Commission - State Policy and Regulations

Santiago Seage - Abengoa Solar - Developer Perspective

V. John White - Center for Energy Efficiency and Renewable Energy - State Policy and Regulations

Tex Wilkins - US Department of Energy - Federal Policy and Programs

Moderators
David Kearney

*) Fred Morse


http://www.solarpowerconference.com/conference/schedule/even…

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*) Fred Morse ...

Fred Morse began his reign as king of the solar thermal industry four decades ago, when President Nixon asked him to figure out whether solar energy made sense for America. His conclusion: most definitely. He managed solar energy in the Department of Energy for Presidents Carter and Reagan until 1989.

Two years later, the federal government slashed renewable energy subsidies in the face of plummeting natural gas prices and solar went out of vogue. In the late 1990s, as co-chair of the Western Governors' Association Solar Task Force, he helped bring it back. Today he heads up Spanish energy company Abengoa's solar efforts in the U.S.

http://www.forbes.com/technology/2007/08/16/fred-morse-solar…

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Kyocera liefert Photovoltaik-Module für 13,8 Megawatt-Solarkraftwerk in Spanien


Solar-Kraftwerk in Salamanca.

Der japanische Technologiekonzern Kyocera gab am 12.09.2007 bekannt, dass das Unternehmen alleiniger Lieferant von Photovoltaik-Modulen für ein riesiges Solar-Kraftwerk in Salamanca (Spanien) sein wird. Dieses Kraftwerk werde in der Lage sein, rund 5.000 Privathaushalte mit Solarstrom zu versorgen. Die Anlage mit dem Namen "Planta Solar de Salamanca" umfasse auf einem insgesamt 36 Hektar großen Gelände zirka 70.000 Photovoltaik-Module von Kyocera, die sich auf drei Solarfelder verteilen. Mit einer maximalen Leistung von 13,8 Megawatt (MW) sei diese Photovoltaikanlage die bislang größte Anlage, in der ausschließlich PV-Module von Kyocera zum Einsatz kommen und zugleich eines der größten Photovoltaiksysteme der Welt, heißt es in der Pressemitteilung.



"Als führender Hersteller von PV-Modulen wird Kyocera seine Technologien weiterhin verbessern und äußerst zuverlässige Solarenergieprodukte weltweit vertreiben", erklärte Tatsumi Maeda, General Manager der Solar Energy Group der Kyocera Corporation. "Wir glauben, dass saubere, erneuerbare Solarenergie dabei helfen kann, unsere fragile Umwelt zu erhalten und gleichzeitig einen signifikanten Beitrag zur Deckung des Energiebedarfs der Gesellschaft leistet", so Maeda weiter. Am 18. September 2007 wurde die Inbetriebnahme des Systems auf dem etwa 20 Kilometer nordwestlich des Stadtzentrums von Salamanca gelegenen Gelände gefeiert. Zu den Gästen zählten Minister der Region sowie Vertreter von Kyocera und Avanzalia Solar, dem Unternehmen, das der Initiator und Leiter des Projekts ist und seinen Sitz in Madrid hat.


Einspeisetarif als Grundlage der Wirtschaftlichkeit

Die Planta Solar de Salamanca unterscheidet sich laut Kyocera von den meisten anderen Solarkraftwerken nicht nur durch ihre Größe, sondern auch durch den grundlegenden Aufbau. Photovoltaikanlagen wurden bisher in erster Linie für die dezentrale Energieerzeugung eingesetzt, bei der einzelne Hausbesitzer oder Geschäftsinhaber ihre eigenen Systeme auf ihren Dächern oder Grundstücken installieren. Im Gegensatz dazu wurde die Planta Solar de Salamanca als zentrale Stromerzeugungsanlage ausgelegt, die wie traditionelle kommerzielle Kraftwerke eine große Anzahl von Nutzern vorsorgen soll, die sich nicht direkt am Erzeugungsort befinden. Dieser Aufbau wird vom wirtschaftlichen Standpunkt durch einen Einspeisetarif möglich, der vor kurzem in Spanien und anderen europäischen Ländern eingeführt wurde. Mit diesem Tarif erwerben Stromerzeugungsunternehmen Elektrizität von den Systemeigentümern zu Preisen, die über dem Marktniveau liegen.


Produktionskapazität für Photovoltaik-Module mit einer Gesamtleistung von 500 Megawatt bis 2011 geplant

Kyocera erwartet einen großen globalen Bedarf an Solarenergie-Produkten und habe kürzlich Liefervereinbarungen für die Versorgung mit Silizium geschlossen, um einen bedeutenden Ausbau dieses Geschäftsbereichs zu ermöglichen. Das Unternehmen betreibt Fertigungszentren für Solarmodule in Japan, China, der Tschechischen Republik und Mexiko und plant, bis März 2011 eine jährliche Produktionskapazität für Photovoltaik-Module mit einer Gesamtleistung von 500 Megawatt zu erreichen.

12.09.2007 Quelle: Kyocera Corporation Solarserver.de

[bossi1]

"Dann halt im Ausland": Strom-Manager Steiner in Sanlucar la Mayor

EBL prüft Solarstrom aus Spanien und Windenergie aus Bulgarien
Die Suche nach erneuerbaren Energie-Quellen stösst aber auf ungewohnte Hindernisse


Von Marc Gusewski

Weil die Baselbieter Ökostrom-Erzeugung nur geringfügig wächst, prüft jetzt die Elektra Baselland (EBL) Solarstrom-Beteiligungen in Spanien und Windenergie-Partnerschaften mit Bulgarien. Die Begeisterung ist gross, die Hürden aber sind grösser: Ökostrom boomt und kleine Akteure wie die EBL haben’s dabei schwer und in der Schweiz bröckelt der Rückhalt.



Die Elektra Baselland hat im Bereich Öko-Strom Handlungsbedarf: Die nachhaltige Eigenerzeugung im Versorgungsgebiet wuchs in den letzten Jahren nur gering. Der grösste Zuwachs erfolgte lediglich durch das Kleinwasserkraftwerk in Zwingen an der Birs, das erworben und instand gestellt wurde. Ganz anders dagegen nahm der Stromverbrauch im EBL-Versorgungsgebiet zu: Seit 2002 wuchs er um 47 auf 653 Millionen Kilowattstunden. Alleine für die Deckung des Mehrverbrauchs wäre also nicht nur ein Kraftwerk Zwingen nötig gewesen in den letzten Jahren, sondern mindestens 17 davon.

Energie-Unternehmer setzen auf Atomkraft

Auch um die Stromerzeugung aus Geothermie ist es etwas leiser geworden: Die in den letzten Jahren genährte Hoffnung, schnell viel Strom aus dem in Basel geplanten Geothermie-Heizkraftwerk zu erhalten, zerschlug sich letzten Winter nach den durch die Wassereinpressung ausgelösten Erdbeben. Wann wirklich die erste Kilowattstunde elektrischer Energie aus Geothermie fliessen wird, steht derzeit in den Sternen.

Vor dem Hintergrund der neuen Atomkraftwerk-Debatte in der Schweiz rücken die Möglichkeiten der erneuerbaren Energien in den Hintergrund. Zwar gilt Öko-Strom als schick, aber die Chefs der grossen Überlandwerke der Schweiz setzen in ihrer Energiepolitik derzeit auf neue Atommeiler. Konsens ist in der Branche: Öko-Strom sei schön und gut und förderungswürdig, aber die wirklichen Probleme könnten einzig Kraftanlagen vom Kaliber eines AKW Gösgen lösen, wo ein zweites errichtet werden soll, sowie neue Anlagen in Mühleberg und Beznau.

Diskussionen über das Potential grüner Energie stören da nur. Letzte Woche, an der Generalversammlung des Verbandes Schweizerischer Elektrizitätswerke, knöpfte sich Manfred Thumann, CEO der Axpo-Tochter "Nordostschweizerische Kraftwerke", erstmals seine Kollegen vor, die nach seinem Geschmack zu viel über Ökostrom reden. Er ermahnte sie, nicht zu übertreiben: "Die Branche muss aufhören, in der Bevölkerung ein verzerrtes Bild der Möglichkeiten der erneuerbaren Energien zu erwecken." Dazu zählen laut Thumann für ihn abwegige Ideen, wie etwa die europäische Verknüpfung mit einem Leitungsnetz für Ökostrom oder den ernsthaften Einbezug der Solarenergie zur künftigen Energiedeckung.

Dann eben im Ausland

Da muste sich EBL-Geschäftsfüherer Urs Steiner angesprochen gefühlt haben: Er hatte kürzlich an einem Vortrag in Basel dafür geworben, ein Hochleistungsstromnetz für Öko-Strom in Europa zu errichten. Eine Idee, die seine Schweizer Kollegen mehrheitlich als einen Witz beurteilen. Aber Steiner legte sogar noch eins drauf: Er machte sich das Motto "Europa vernetzen – regional handeln" zu eigen. Dafür wirbelt der Laufner, der sich derzeit für die FDP um einen Sitz im Nationalrat bewirbt, ebenso mächtig wie entschlossen.

Die Skepsis seiner Branchenkollegen fechten Steiner nur wenig an. Klappe es mit dem Öko-Strom in der Schweiz nicht, hole man sich diesen im Ausland. Immer wieder betont er, dass er an seinem Ziel festhalte, bis ins Jahr 2020 seinen Anteil aus erneuerbaren Energieträgern auf 30 Prozent zu steigern. Mit dieser Botschaft schwärmt Steiner jetzt aus. So sondierte er im Juli in Spanien neue Partnerschaften. Ein anderes Zielland auf seiner Agenda: Bulgarien. Urs Steiner über seine ersten Lernschritte als Ökostrom-Tramp: "Wir müssen lernen, uns europäisch zu vernetzen."

Solarturmwerke im Süden sind eine Option

Angetan hat es ihm das in der Nähe von Sevilla errichtete Solarturmwerk, das mit Spiegeln "angefeuert" wird und rund 20 Millionen Kilowattstunden pro Jahr erzeugt - eine in Europa neue Grössenordnung für diese Art Kraftwerk. Das funktioniert so: Hunderte Spiegel werden auf einen Erhitzer in einem Turm gerichtet. Dessen Wasser verdampft und treibt so eine Strom erzeugende Turbine. Der Reiz: Abgesehen von der Spiegelanlage, ist der Rest konventionelle Krafttechnik. Das Kraftwerk kann in der Nacht - Betriebskosten senkend - auch normal mit Erdgas betrieben werden, Kraftwerk-"Sharing" sozusagen. Nach aktuellen Plänen wird die Betreiberin Solucar die Anlage auf das Fünfzehnfache ihrer jetzigen Grösse ausgebauen. Vorerst machte die EBL-Geschäftsleitung indes eine ernüchternde Erfahrung: "Geld, das wir beisteuern könnten, ist nirgends ein Problem. Was in Spanien fehlt, sind Projekte, an denen wir uns beteiligen könnten."

In der EU gibt es derzeit einen anhaltenden Boom für Öko-Strom-Anlagen. Steiner, als Schweizer im europäischen Öko-Strom-Markt ein Aussenseiter: "Wenn wir profitieren wollen, müssen wir Mittel und Wege finden und Projektentwicklungen auf die Beine zu stellen." Wie das konkret aussehen könnte, ist offen. Sicher ist, dass Solarkraftwerke vom Typ Solucar in Ländern gebaut werden müssen, wo keine Kulturböden beansprucht werden und die Klimaverhältnisse viel Sonne zulassen - also Südeuropa, Nordafrika oder Nahost.

Grenzüberschreitender Austausch möglich

Daneben prüft die EBL Beteiligungen an Windenergie-Anlagen. Im Fokus: Bulgarien. Hier entstehen neue, verhältnismässig günstige Windparks. Die Schweizer Strombranche ist bereits europaweit an Windanlagen beteiligt, es handelt sich also um bekanntes Terrain. Der Strom wird meist lokal verkauft. Offen ist, wie die "Elektra Baselland" mit Bulgarien-Strom umginge: Ob sie sich diesen anrechnen liesse oder ob sie vor Ort Handel betriebe. Möglich wäre, die ausländische Produktion über so genannte Öko-Strom-Zertifikate in den eigenen Strom-Mix zu rechnen. Mindestens eine feste Erkenntnis gewann Steiner: "Wir brauchen eine bessere Vernetzung mit den Ökostrom-Märkten."

Der EBL-Chef zählt dabei auf seinen Verwaltungsrat, der sich nicht ganz so zuversichtlich äussert wie sein nach nachhaltigen Stromproduktions-Möglichkeiten suchender Geschäftsführer. EBL-Verwaltungsratspräsident Reinhold Tschopp sprach gegenüber OnlineReports von einer "Marktforschung". Tschopp: "Der Verwaltungsrat wollte wissen, welche Möglichkeiten es im Sinne einer Energiediversifizierung gibt für ein Unternehmen wie die EBL." Der Waldenburger Tschopp, in der Metallbranche tätig und "preissensitiv" beim Strom, verspricht sich von den Erkundungszügen der EBL in Europa vorab eines: "Erkenntnisgewinn“. Wann sich dieser in einer Zunahme der Ökostromquote bei der EBL umschlägt, kann demnach als ziemlich offen gelten.

25. September 2007

[bossi1]

Abengoa Solar Meetings in den USA
Firmendarstellung als pdf, 5 Seiten

http://www.westgov.org/wga/meetings/nwcc07/Seage.pdf

Heute und morgen in Colorado
http://www.nationalwind.org/pdf/WGA_NWCC_GEA_Western_Summit_…

[bossi1]

Sept. 26, 2007, 10:38AM
FPL Group to Invest $2.4B in Solar Power


© 2007 The Associated Press

JUNO BEACH, Fla. — Electric power provider FPL Group Inc. said Wednesday it plans to invest $2.4 billion in solar thermal energy programs over the next several years as part of the company's focus on renewable energy.

The plan includes a $1.5 billion investment in solar-thermal generating facilities in Florida and California over the next seven years, as well as $500 million for a network to distribute the energy and $400 million for consumer education and new products.

FPL said in July it would add between 8,000 and 10,000 megawatts of wind power to its portfolio over the next five years. Its upcoming wind-power investments total about $20 billion, Lew Hay, FPL's chairman and chief executive, said in a statement.

"These new investments ... demonstrate FPL Group's continued commitment to improve the environment and reaffirm our leadership position among U.S. utilities to combat global warming," Hay said.

The solar thermal program will begin with its utility company Florida Power & Light, which will eventually get 300 megawatts of generating capacity. FPL said the facility will reduce its carbon dioxide emissions by about 11 million tons over 20 years.

FPL will also install a "smart network" with meters that will enable customers in 35 Florida counties to view real-time energy consumption online. The company said the technology will allow it to develop better energy management programs to reduce emissions as well.

Under its education program, consumers will be able to purchase renewable energy credits to offset their own emissions. Proceeds will be used to further FPL's renewable energy program.

FPL shares rose 92 cents to $62.83 in morning trading.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.787.638 von bossi1 am 29.09.07 22:27:13

Solar power play
Florida, FPL take leadership roles on alternative energy


The Sunshine State may finally be on its way to becoming a leader in the development of solar power, thanks to a commendable campaign by Gov. Charlie Crist and Florida Power & Light.

Last week, the utility's parent company -- FPL Group Inc. -- announced plans to invest $2.4 billion in programs aimed at reducing carbon dioxide emissions.

The centerpiece of the initiative is construction of a 300-megawatt solar thermal plant in a yet-to-be-named location in Florida. The facility would be among largest of its kind in the world.

Crist and FPL officials chose a high-profile setting to unveil the plans -- the annual meeting of the Clinton Global Initiative, a partnership of government leaders, business executives, nonprofit groups and others focused on battling global problems.

Former President Bill Clinton, who guides the partnership, hailed the Florida initiative as "a huge deal for America and, I think, potentially a huge deal for people all around the world who want to do this."

Energy investment

Solar thermal plants are seen as more promising than earlier incarnations of solar power systems. The plants heat water to generate electricity through steam-powered turbines, a method that enables production at night and on cloudy days.

Besides the Florida plant, FPL plans to invest in another 200 megawatts of solar thermal energy production, most likely in California, and in several efforts to promote energy conservation.

At first glance, the cost of the Florida plant -- about $900 million -- appears to overshadow the potential benefits. The facility would generate enough power for only about 45,000 average homes.

Furthermore, the volume of emissions that would be prevented -- 11 tons of carbon dioxide over 20 years -- represents only a small portion produced by power plants. (For example, FPL's most recent proposal for a coal-based plant near the Everglades would have generated 13 million tons of carbon dioxide annually; that proposal was rejected by state regulators.)

For many decades, the perception of a low rate of return has deterred significant government or private investment in solar.

But investments now are urgently needed. "Only through companies like ours making commitments of this size are we really going to drive the cost of technology down," Lewis Hay, chief executive of the FPL Group, told the Reuters news service.

Hay acknowledged it would be cheaper -- and, by outdated measures, more cost-effective -- for the company to continue building facilities that use fossil fuels. Those outmoded financial measurements are among the reasons the Herald-Tribune Editorial Board -- and FPL, for that matter -- supports the creation of a fee or tax on carbon-based emissions.

Fossil fuel's 'hidden cost'

The majority of FPL's power comes from nonrenewable resources, such as a plant in Parrish, in northern Manatee County, that burns oil and natural gas. (In fact, FPL could cut emissions even more by ensuring that plants like the one in Parrish are equipped with the best pollution controls.)

According to Hays, "The thing we've got to make customers understand is that any fossil fuel has a hidden cost that society is paying every day, and the cost is carbon."

The United States must hasten its transition to renewable resources -- and not just because of the link between carbon emissions and global warming. Our nation needs to reduce its reliance on oil, particularly imports from countries whose governments are unstable or hostile to us. The alternative to increasing imports -- expanding domestic drilling -- carries too many environmental risks and is, in any event, only a stopgap measure.

Solar power is a more responsible and viable option for the United States -- and the rest of the world. As Clinton pointed out, if the Florida project succeeds, "It can be done in sunny places all over the world."

[bossi1]

Solarmesse CSPtoday vom 5-6 November in Sevilla
http://www.csptoday.com/

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U.A.E officials eye the red hot Spanish Concentrated Solar Power industry

Mr Ziad Tassabehij, the Director of Innovation and Investment of Masdar, Abu Dhabi Future Energy Company in Spain confirmed his assistance to the Concentrated Solar Power Summit

Source: CSP Today

(PRLog.Org) – Sep 27, 2007 – Mr Ziad Tassabehij, the Director of Innovation and Investment of Masdar, Abu Dhabi Future Energy Company, and his Excellency Mr. Sultan Mohamed Al-Qortasi Al Noami, the Ambassador of the United Arab of Emirates in Spain confirmed their assistance to the Concentrated Solar Power Summit (November 5 – 6, Seville, Spain) [http://www.csptoday.com ].>http://www.csptoday.com ]. They intend to learn about the technology and discuss investment opportunities with the companies involved in the summit

“We are constantly on the outlook for new investment opportunities in the renewable sector and certainly the Concentrated Solar Power Summit will be a chance to speak to all the main players in the CSP industry. I am looking forward to meeting the companies involved” said Mr Al Qortasi.

The Concentrated Solar Power Summit is the only independent forum to discuss the concentrated solar thermal challenges and future trends. Discussing how to reduce costs, hybrid systems, heat storage, sunfall maximisation, efficient construction and financial risk management, the agenda is co-authored by some of the most respected international experts in the CSP industry all concentrating on achieving the successful commercialisation of CSP.

Mr Tassabehji added “The Spanish CSP market has attracted our attention as an investment opportunity and we are keen to have one on one discussions with the companies involved in the summit to discuss the technology and financial aspects of their CSP products”
If you are interested in meeting Mr. Ziad Tassabehji and his Excellency Mr. Sultan Mohamed Al-Qortasi Al Noami, personally as well as many other participants from the CSP supply chain at the Concentrated Solar Power Summit in Seville, visit http://www.csptoday.com for more information and to book your place.
Belén Gallego [phone] [e-mail]

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.788.924 von bossi1 am 30.09.07 12:20:13

By KRISTI E. SWARTZ
Palm Beach Post Staff Writer

Friday, September 28, 2007

Wednesday was FPL Group Inc.'s day in the sun, and Thursday belonged to Ausra Inc.

The Palo Alto, Calif.-based solar energy start-up said Thursday it would join Juno Beach-based FPL Group (NYSE: FPL, $61.81) and PG&E Corp. of San Francisco to build 1,000 megawatts of solar-thermal power plants in Florida as well as the Southwest.

The electricity produced will generate 50 million megawatt hours of emission-free power over a 20-year period, Ausra said.

The company, founded in 2006 in part with money from Vinod Khosla, founder of Sun Microsystems Inc. and a featured speaker at Gov. Charlie Crist's climate change summit in Miami last month, announced the partnership Thursday at the Clinton Global Initiative in New York.

That includes a $900 million, 300-megawatt solar energy plant that Florida Power & Light Co., the utility subsidiary of FPL Group, said it would build somewhere in Florida. The plant is part of a $2.4 billion clean-energy program FPL announced Wednesday that would improve conservation and boost solar energy projects in Florida and other states.

"FPL has correctly identified that there are multiple forms of solar that can be captured in Florida," said Stephen Smith, executive director of the Knoxville, Tenn.-based Southern Alliance for Clean Energy. "For them to be actually embracing solar technology in Florida in a big way is a very good thing."

FPL also said it would invest $500 million for technology to help its Florida customers better control energy use and cut power bills, and launch a program that will let customers nationwide buy renewable-energy certificates. That program is expected to bring in $400 million in revenue during the first five years.

"All of the utilities are moving down this path," said Jim Fenton, executive director of the Florida Solar Energy Center in Cocoa. "All of the parties are trying to do the right thing. They are all trying to outcompete each other to go green."

Along with the 300-megawatt solar plant, FPL may build an additional 200 megawatts of solar power elsewhere, spokesman Michael Williams said Thursday.

For its part, Ausra hasn't said where the rest of the megawatts of solar power would be built, or for whom. John O'Donnell, Ausra's executive vice president, said only that it would be in the Southwest.

"When the regulatory filings are made, that's when we'll say something," he said Thursday.

Separately, PG&E (NYSE: PCG, $48.27) said it would buy an additional 1,000 megawatts of solar-thermal power over the next five years. The company is negotiating with several vendors on these projects, PG&E President and Chief Executive Officer Peter Darbee said.

http://www.palmbeachpost.com/business/content/business/epape…

[bossi1]

World Solar Power - Sevilla
24. 25. und 26 Oktober 2007

http://www.wsolarpower.com/download.html

[bossi1]

Explodierender spanischer Photovoltaik-Markt interessant für internationale Investoren

Der spanische Solarstrom-Markt wächst weiter kräftig.

Der PV-Markt in Spanien wachse so schnell - mindesten um 100 % im laufenden Jahr - dass das Ziel des Erneuerbare-Energien-Plans (PER) für 2005 - 2010 von 400 Megawatt (MW) bereits Ende 2007 erreicht werde, berichtet der Online-Photovoltaikmarktplatz "SolarPlaza" in einer Pressemitteilung. In der vergangenen Woche habe das spanische Industrieministerium der nationalen Energiekommission einen Vorschlag gesandt, die Zielvorgabe von 400 auf 1.200 MW zu erhöhen und dafür die Einspeisetarife für Solarstrom zu senken. Im September 2007 waren laut SolarPlaza bereits 85 % der insgesamt 400 MW Photovoltaikleistung installiert. Projektentwickler hätten nun noch Zeit bis Ende September 2008 um in den Genuss des Einspeisetarifs von 44 Cent zu kommen. Interessanterweise sei im Royal Decreto 661/2007 für diesen Zeitraum keine Obergrenze definiert, betont SolarPlaza. Allerdings seien Gerüchte im Umlauf, dass die Einspeisevergütung auf etwa 31 Cent gesenkt werden solle. Hinsichtlich der Einspeisevergütung für Anlagen, die nach dem September 2008 an das Netz gehen, lägen keine offiziellen Verlautbarungen vor. Laut SolarPlaze führt dies zu einem explosionsartigen Wachstum der PV-Projekte in den kommenden Monate. Sowohl die Projektentwickler als auch die Investoren würden die kommenden 12 Monate als einzigartige Chance werten, so viele Vorhaben wie möglich im Rahmen des gegenwärtigen Einspeisetarifs fertigzustellen. Das Ergebnis könnte ein weiteres Wachstum der Solarparks um mehrere Hundert Megawatt sein, heißt es in der Pressemitteilung von SolarPlaza. Tatsache sei, dass verschiedene internationale Modullieferanten bis zum ersten Quartal 2008 aufgrund der enormen Nachfrage aus Spanien ausverkauft seien.



Auch langfristige Perspektive vielversprechend

Auch die langfristigen Perspektiven der Photovoltaik in Spanien seien gut, berichtet SolarPlaza. "Obwohl in Spanien fast jeder sicher zu sein scheint, dass die Einspeisevergütung um 10 - 25 % sinken wird, muss dies das Marktwachstum nicht beeinflussen. Wegen des enormen Wachstums der Solarindustrie in den Jahren 2007 und 2008 ist zu erwarten, dass die Modulpreise sinken werden. Und wenn die Projektentwickler bereit sind, auf einen Teil ihrer gegenwärtig höchst attraktiven Margen zu verzichten, wird der spanische Solarmarkt auch künftig attraktiver sein als der derzeit weltgrößte Markt in Deutschland", heißt es in der Pressemitteilung.

Darüber hinaus sei zu erwarten, dass sich die Erfahrungen beim Bau von Solarparks in den letzten Jahren in Form niedrigerer Kosten für schlüsselfertige Vorhaben niederschlagen. Und schließlich hätten internationale Investoren und Fonds Spanien als lohnenden Markt für verlässliche Investitionen entdeckt. Immer mehr Vorhaben gingen an das Netz und Spanien schreibe damit eine beständige Erfolgsgeschichte. Für die Investoren seien die Photovoltaik-Lernkurve und die Kontinuität der Regelungen sehr wichtig. "Natürlich überzeugt auch die erwartete Rendite von 10 % über einen Zeitraum von 25 Jahren. Und all das wird Spanien nächstes Jahr zum zweitgrößten PV-Markt der Welt machen", betont SolarPlaza.

Konferenz in Madrid informiert über den spanischen PV-Markt

Am 6. und 7 November 2007 veranstaltet SolarPlaza eine Konferenz in Madrid, die sich dem Markt in Spanien widmet. Themen des ersten Tages sind die künftige Gesetzgebung, Erfahrungen von Entwicklern großer Projekte, sowie Finanzierung durch Banken und Investoren. Die Besichtigung eines Solarparks wird ebenfalls angeboten. Am zweiten Tag werden Projektentwickler ihre Vorhaben potenziellen Investoren präsentieren. Der Preis für komplette Veranstaltung beträgt € 1.595 einschließlich einer Übernachtung im 4-Sterne-Hotel mit Vollpension. Weitere Informationen unter www.solarplaza.com .

10.10.2007 Quelle: SolarPlaza

[bossi1]

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.

[bossi1]

HANDELSBLATT, Samstag, 13. Oktober 2007, 11:20 Uhr
Schlüsseltechnologie

Solarthermie füllt deutsche Auftragsbücher
Von Andreas Menn

Seitdem immer mehr Länder wie Spanien erneuerbare Energien fördern, wird die solarthermische Kraftwerkstechnik neu entdeckt. Die Anlagen dienten bisher meistens zur Erwärmung von Wasser, nun sollen sie auch Strom erzeugen. Beim Bau solcher Solarkraftwerke sind deutsche Firmen ganz vorne dabei.

KÖLN. Die Ausmaße der Anlage in der spanischen Sierra Nevada werden gigantisch sein: Auf einer Fläche von 70 Fußballfeldern errichten 500 Arbeiter der Erlanger Solar Millennium AG das erste Solarkraftwerk Europas. Der erste Block ist bereits fertig, zwei weitere sollen bis Ende 2009 stehen. Dann wird das weltweit größte Solarkraftwerk Strom für bis zu 200 000 Menschen produzieren.

Seitdem immer mehr Länder wie Spanien erneuerbare Energien fördern, wird die solarthermische Kraftwerkstechnik neu entdeckt. Die Anlagen dienten bisher meistens zur Erwärmung von Wasser, nun sollen sie auch Strom erzeugen. In so genannten Parabolrinnenkollektoren werden Sonnenstrahlen über Spiegel auf ein Empfänger-Rohr konzentriert, in dem ein Öl als Wärmeträger zirkuliert. Damit erzeugt die Anlage Wasserdampf, der eine Turbine antreibt und Strom produziert – wie im Kohlekraftwerk, aber ohne klimaschädliche Abgase. Schon nach fünf Monaten hat ein Solarthermie-Kraftwerk die Energie produziert, die für seinen Bau aufgewendet wurde.

„Die Technik ist zuverlässig und marktreif entwickelt", sagt Hans Müller-Steinhagen, Leiter des Instituts für Technische Thermodynamik beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), einem der weltweit führenden Institute zur Erforschung der Solarthermie. „Vor allem in sonnenreichen Regionen können solarthermische Kraftwerke langfristig einen wichtigen Teil der Energieversorgung decken."

Einer Greenpeace-Studie zufolge könnten Solarthermie-Kraftwerke im Jahr 2030 weltweit die 100 000 Megawatt-Marke erreichen. In den kommenden Jahren soll in Marokko, Ägypten, Algerien, China, Iran, Saudi-Arabien, Kuwait und den USA gebaut werden – potentielle neue Märkte für die deutschen Hersteller. „Die heimische Industrie hat derzeit einen Anteil von 25 Prozent an der Wertschöpfung beim Bau von neuen solarthermischen Kraftwerken, und das weltweit", sagt DLR-Experte Müller-Steinhagen.

Zu den großen Playern gehört die Mainzer Schott AG als Weltmarktführer für Receiverrohre. In früheren solarthermischen Kraftwerken verursachten diese Bauteile häufig Ausfälle, weil sie den hohen Temperaturen von rund 400 Grad nicht immer standhielten. Schott verbesserte die Konstruktion mit einem speziellen Glas, das sich beim Erwärmen genauso stark ausdehnt wie Metall. „Wir rechnen damit, dass sich der Markt für solarthermische Kraftwerke unglaublich schnell entwickeln wird", sagt Christoph Fark, Leiter des Bereichs Vertrieb und Marketing bei Schott. „Im Jahr 2015 wird die weltweit installierte Leistung mindestens fünf Gigawatt betragen, und das ist eher konservativ geschätzt." Schott baut seine Produktionskapazitäten darum massiv aus und investiert 27 Mill. Euro in eine neue Fabrik in Sevilla, die ab 2008 jährlich Receiverrohre für eine Kapazität von 150 bis 200 Megawatt fertigt.

Von den Kraftwerken soll langfristig auch das sonnenärmere Europa profitieren: 2050 könnten nach DLR-Studien 15 Prozent des Stromverbrauchs durch den Import von Solarenergie aus Nordafrika und dem Mittleren Osten abgedeckt werden. Über Hochspannungsleitungen unter dem Mittelmeer könnte im Jahr 2025 der erste Strom aus nordafrikanischen Anlagen nach Deutschland importiert werden, schätzt Experte Müller-Steinhagen. Rein rechnerisch reicht bereits weniger als ein Prozent der Sahara aus, um mit solarthermischen Kraftwerken den kompletten weltweiten Energiebedarf zu decken.

[TeddyKGB]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.975.986 von bossi1 am 13.10.07 23:39:46

DLR - Energie-Seite - ne Menge Stoff! und auch die links bieten viel...



http://www.dlr.de/desktopdefault.aspx/tabid-13/

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.976.653 von TeddyKGB am 14.10.07 00:14:23

Danke für Deinen Link. Die DLR hat bei uns in Köln eine Niederlassung. Da steht auch ihr sogenannter "Sonnenofen".

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Das Gemeinschaftsprojekt (Joint Venture) vom Rioglass & Abengoa für die Solarspiegelfertigung wird am Jahresanfang 2008 die Produktion von ~550.000 Solarspiegeln/Jahr aufnehmen. Diese sollen vorwiegend in solarthermischen Kraftwerken in Spanien verbaut werden. Das neue Werk hat 24 Mio.€ gekostet, schafft 70 Arbeitsplätze und verfügt über einen Ofen für gekrümmte Solarspiegel, wie sie bei Parabolrinnen Kraftwerken gebraucht werden. Mal sehen wieviel ABG davon selbst verbaut ...

(..) El proyecto de Rioglass para Villallana es compartido con el grupo Abengoa y se centrará en la fabricación de espejos solares. La compañía espera iniciar la producción a comienzos del año que viene, con el objetivo de fabricar anualmente 550.000 espejos de precisión de vidrio templado, que, fundamentalmente, serán distribuidos en centrales termosolares de España.

La inversión en la planta de Villallana, que se denominará Rioglass-Solar, alcanza los 24 millones de euros y creará 90 puestos de trabajo. Contará con un horno de curvado y templado y una línea de espejado para desarrollar un proceso de producción que destaca por su respeto al medio ambiente.

RIOGLASS BOSS José María Villanueva.

http://www.lne.es/secciones/noticia.jsp?pRef=1790_39_567095_…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 31.996.867 von bossi1 am 15.10.07 12:46:37

Rioglass investiert mit 2 Teilhabern (Iberdrola Renovables (24,5%) y Firsa (24,5%) 12,3 Mio.€ in PV Modul Fertigung für 25 MW/Jahr = 145.000 Module. Als Besonderheit auf dem Solarmarkt werden erstmals "gebogene PV-Module" angeboten. Glasstärke 2,5 mm.

Rioglass invertirá 12,3 millones en una nueva planta riojana que fabricará paneles fotovoltaicos. El proyecto, en el que participan Firsa e Iberdrola Renovables, generará más de 62 empleos directos

M. J. GONZÁLEZ

RIOGLASS PHOTOVOLTAICA
Proyecto: Fabricación de paneles fotovoltaicos.

Socios: Rioglass (51%), Iberdrola Renovables (24,5%) y Firsa (24,5%).

Inversión: 12,3 millones.

En servicio: Finales del 2008Rioglass invertirá 12,3 millones de euros en una nueva planta en el polígono de El Sequero dedicada a la producción de paneles fotovoltaicos que dará empleo directo a más de 62 personas. El proyecto, en el que participan Firsa e Iberdrola Renovables (cada una representa el 24,5% de la estructura accionarial), estará operativo a finales del 2008 y supondrá «la vuelta a casa» de Rioglass, según anunció ayer el presidente del grupo, José María Villanueva.

Villanueva explicó que cuando la planta esté a pleno rendimiento, «lo que esperamos lograr pronto», tendrá una capacidad de producción de 145.000 unidades, que «equivaldrán a una potencia instalada de 25 MW por año».

El presidente de Rioglass reconoció que «hay muchos fabricantes de paneles solares», pero apuntó las dos novedades que ofertará Rioglass al mercado. Por un lado, la producción de unidades con un espesor de 2,5 milímetros, inexistentes hoy y, por otro, la fabricación de paneles curvos para la edificación, «donde seremos los primeros de España».

Villanueva enmarcó el nuevo proyecto riojano en un «proceso de diversificación» de la empresa, que de estar tradicionalmente volcada en el sector del automóvil pasará el año que viene a hacer del sector solar un tercio de su negocio total (150 millones de euros). De hecho, apuntó que el crecimiento del grupo, que abrirá a finales de noviembre en Asturias una fábrica de producción de espejos parabólicos, provendrá los próximos años del sector solar.

Por su parte, el presidente riojano, Pedro Sanz, se felicitó por la decisión de la compañía de «confiar en La Rioja para impulsar aquí esta «importante inversión», que «no sólo beneficiará a Rioglass sino a toda la comunidad». La planta contará con el apoyo económico del Gobierno regional a través de la ADER. Sin embargo, Villanueva precisó que «el factor determinante para instalarnos aquí «no han sido las subvenciones» que el proyecto pueda conseguir, «sino la calidad de los socios y el apoyo de la administración, lo que ha hecho imposible que nos fuéramos a otro sitio».

[bossi1]

Solartechnologie Deutsche Firmen liefern das Know-How für Spanien und die USA ...

Die Kraft, die aus der Sonne kommt
Thermische Kraftwerke sollen Öko-Strom preiswerter liefern, als es Fotovoltaik-Anlagen bisher können.
Von Angelika Hillmer - abendblatt.de



Eine Variante eines Rinnen- Kraftwerks sind die Fresnel-Kollektoren
des Fraunhofer-Instituts Solare Energiesysteme. Foto: Man

Acht bis zehn Jahre könnte es noch dauern, so hoffen Optimisten, bis in Deutschland produzierter Strom aus Sonnenlicht (Fotovoltaik) für etwa 25 Cent pro Kilowattstunde zu haben ist und damit etwa das Preisniveau erreicht, das Stromkunden an ihren Energieversorger zahlen. Strom, der aus der Sonnenwärme erzeugt wird, ist heute schon preiswerter: Firmen, die derzeit solche thermischen Solarkraftwerke in Südeuropa projektieren, wollen Strom für zwölf bis 15 Cent produzieren. Nachdem es einige Jahre um diese Technik ruhig geworden war, tritt sie nun aus dem Schatten der Fotovoltaik heraus: Zwei große Anlagen sind in Spanien und den USA in Bau, viele weitere projektiert.

Auch in Algerien, Marokko, Ägypten, Libyen, den Vereinigten Arabischen Emiraten, Südafrika, Australien, Israel, Italien, Iran und Indien soll demnächst solare Hitze Strom erzeugen. Obwohl die Kraftwerke sich nur für sonnenreiche Gebiete der Erde eignen, mischen deutsche Firmen bei der Entwicklung der Technik kräftig mit. "Beim Projekt AndaSol in Spanien haben deutsche Firmen einen Lieferanteil von etwa 25 Prozent", sagt Bernhard Milow vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR). "Sie profitieren davon, dass unser Erneuerbare-Energien-Gesetz ein Exportschlager geworden ist und von südlichen Ländern, etwa Spanien, übernommen wurde. Dies schafft die wirtschaftliche Basis für den Bau von Solarkraftwerken. Deutsche Firmen sind im Geschäft, weil sie dort technologisch führend sind."

Die solaren Stromfabriken funktionieren wie konventionelle Kraftwerke, nur dass die Sonne die fossilen Brennstoffe Kohle oder Gas ersetzt. Ihre Strahlen werden gebündelt und hochkonzentriert auf einen Strahlungsempfänger (Receiver) gelenkt. In ihm entstehen - je nach Technik - Temperaturen von 400 bis 800 Grad, mit denen Dampf erzeugt wird, der eine Turbine antreibt.

Zwei Verfahren funktionieren nach diesem Prinzip: die Parabolrinnensysteme und die Solarturmkraftwerke. Beide Techniken bewähren sich seit vielen Jahren in Pilotprojekten. So arbeitet das Solarturm-Kraftwerk in Almeria (Spanien) mittlerweile seit 26 Jahren für die Forschung; das älteste Parabolrinnen-Kraftwerk liefert in der Wüste Kaliforniens seit 16 Jahren Strom.

Ganz neu sind dagegen sogenannte Dish-Stirling-Systeme: Ein Parabolspiegel lenkt das Sonnenlicht auf den Receiver, der mit der Wärme einen Stirlingmotor antreibt. Dieser ist direkt an einen Generator angeschlossen. Diese Technik erreicht den bisher höchsten Wirkungsgrad bei der Solarstromproduktion von 29 Prozent. Die Kollektoren erinnern an überdimensionale Satellitenschüsseln und können als Inselsysteme mit geringen Leistungen von fünf bis 20 Kilowatt betrieben oder zu Kleinkraftwerken mit der 500- bis tausendfachen Leistung (fünf bis zehn Megawatt) zusammengeschlossen werden.

Den Markt erobern derzeit die Parabolrinnen-Kraftwerke. Beispiel AndaSol: Das Sonnenkraftwerk in der Sierra Nevada wird eine Leistung von 50 Megawatt haben. Dazu werden 500 000 Quadratmeter Kollektorfläche gebraucht. Im Zentrum der Spiegelrinnen verlaufen Röhren, auf die die Sonnenstrahlung fokussiert wird. In ihnen fließt ein 400 Grad heißes Öl, das die Wärme vom Solarfeld zur Turbine transportiert.

Dieses Herzstück der Anlage ist "made in Germany". Die Firma Schott, Technologieführer auf dem Weltmarkt, baut die Spezialröhren sowohl für die spanische als auch für die kalifornische Anlage.

Hauptproduktionsstandort ist eine Fabrik in Mitterteich (Oberpfalz), eine zweite ist in der Nähe von Sevilla im Bau. "Wir wollen beide Produktionslinien voll auslasten und planen weitere Linien", kündigte Dr. Thomas Kuckelkorn von der Firma Schott kürzlich auf einer Fachtagung zu Produktionstechnologien für die Solarenergie an.

Auch die Spiegelelemente für Spanien kommen aus Deutschland, von der Firma Flagsol. Hier ist nicht nur die Technik der einzelnen Komponenten höchste Ingenieurskunst, sondern auch die Montage: "Bei AndaSol werden mehr als 200 000 einzelne Spiegelfacetten mit jeweils vier Schrauben am Stahlgerüst montiert. Wir müssen mit Toleranzen arbeiten, die kleiner als ein Millimeter sind. Die Spiegel müssen so exakt ausgerichtet sein, dass 95 bis 98 Prozent der Solarstrahlung auf den Receiver trifft", sagt Dr. Eckhard Lüpfert vom DLR.

Schon kleinste Ungenauigkeiten haben eine große Wirkung: Jeder Prozentpunkt, der verschenkt wird, führt zu jährlichen Ertragseinbußen von 300 000 Euro.

Das Projekt AndaSol ist nur der Anfang, prognostizieren die Experten. Bis 2010 könnte die installierte Leistung der thermischen Solarkraftwerke in Europa auf 400 MW gewachsen sein, weltweit auf etwa 2000 MW.

Ein klug ausgelegtes Parabolspiegel-Kraftwerk in Kalifornien könne auf ein Jahreswirkungsgrad von 25 bis 26 Prozent kommen, betont Paul Nava von Spiegelhersteller Flagsol. Auch hier hängt die heiße Solartechnik die Lichtgestalt Fotovoltaik um einige Prozentpunkte ab.

erschienen am 5. Oktober 2007

[bossi1]

Brief Technical Description of the SKAL-ET Collector


Functional principle and daily tracking
The SKAL-ET parabolic trough collectors consist of a concentration system with parabolic geometry, equipped with a sun tracking mechanism that moves the parabolic reflector panels at any moment into the optimum angle towards the incident solar radiation fall on. The figure on the left shows the functional principle and tracking of the collectors: Tracking the sun from East to West, the SKAL-ET collectors reflect and concentrate the direct solar radiation about eighty times on receiver tubes located in the focal line of the reflecting surface. A receiver tube consists of a stainless steel tube with a selective coating and covered by a quartz envelope tube to reduce thermal losses. The annular space between absorber tube and quartz tube is evacuated. Through the absorber tubes circulates a heat transfer fluid, normally synthetic oil, which is heated by the concentrated solar radiation up to a temperature of almost 400°C.

The SKAL-ET parabolic trough collectors are made up of identical 12 m long sub modules so called Solar Collector Elements (SCE). Each module comprises 28 parabolic reflector panels (RP’s) - 7 along the horizontal axis between pylons and 4 in a vertical cross-section. Each RP is supported on the structure at four points on its backside. This permits the glass to bend within the range of its flexibility without effect on the focal point. The 100 m long SKAL-ET100 has 8 sub modules and an aperture area of 545 m², the 150 m long SKAL-ET150 has 12 sub modules and an aperture area of 817.5 m².


SKAL-ET Demonstration Loop in Kramer Junction / California

Detailed wind tunnel tests have been conducted for obtaining a reliable database for the expected wind loads at different locations in the collector field. Bending and torsion forces have been determined in these experiments. Horizontal forces and pitching moments have been evaluated for different wind speed and direction, different collector positions in the field and various elevations of the collector. Comprehensive FEM investigations on the structural behaviour under various load cases (dead load, wind loads for a range of pitching angles of the collector and wind directions) for alternate designs, complex computer modelling and ray tracing were performed to obtain the best possible relationship of optical accuracy and collector cost.


Lateral View of a SKAL-ET-150 collector unit with 150 m length

Based on these studies a so-called torque-box design has been selected for the SKAL-ET parabolic trough collectors, with less weight and less deformations of the collector structure due to dead weight and wind loading. This reduces torsion and bending of the structure during operation and results in increased optical performance and wind resistance.

Parameter SKAL-ET 150
Focal Length1. 71 m
Average distance to focus 2.12 m
HCE Absorber Radius 3.5 cm
HCE Length 4 m
Aperture width 5.77 m
Aperture area 817.5 m²
Length 148.5 m
Number of SCE’s 12
Number of LCD’s 336
Number of Absorber Tubes 36
Overall Optical Efficiency 78 %

Characteristic parameters
of the SKAL-ET 150 collector
The central element of the box design is a 12-m long steel space-frame structure having a squared cross section that holds the support arms for the parabolic mirror facets. The box is built out of only 4 different steel parts. This leads to easy manufacturing, and minimizes assembling and erection on site. Transportation requirements have been optimized for economic packing and shipping.The SKAL-ET design utilizes mirror supports that make use of the glass facets as static structural elements, but at the same time minimize the forces on the glass sheets. This promises minimum glass breakage with the highest wind speeds. Receiver tube supports were designed such to minimize the breakage risk and to ease easy mirror cleaning. The accuracy of the SKAL-ET parabolic trough collector is achieved by a combination of prefabrication and with jig mounting on site. The majority of the structural parts are produced with steel construction tolerances. The accuracy for the mirror supports is introduced with the glass brackets on each of the cantilever arms. This concept allows minimum assembly manpower and cost in series fabrication of solar fields.

The SKAL-ET100 and SKAL-ET150 parabolic trough collectors are tracked with the sun during operation along their long axis with two hydraulic cylinders. Their drive system consists out of two hydraulic cylinders mounted on the drive pylon. From a control box mounted on the drive pylon signal and power lines lead to the hydraulic unit, the rotational encoder, limit switches and temperature sensors.


Installation of SKAL-ET Collector at Kramer Junction / SEGS V


Bei uns in Köln ...
http://www.flagsol.com/

[bossi1]

Die Werbung von "Toyota & green design"
Video mit Abengoas Solartürmen in Sevilla.
Läuft öfters bei n-tv ...

http://www.youtube.com/watch?v=pCijcsT5yvk

[Azul Real]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.083.193 von bossi1 am 19.10.07 13:25:45

Hallo Bossi,

kleine Info, falls du dies nicht schon weißt ..

Flagsol ist eine hundertprozentige Tochter der börsennotierten Solar Millennium AG, welcher der Projektentwickler von Andasol 1 und 2 ist.

http://www.solarmillenium.de/start.php?pl0=18&cid=270

Gruss Azul Real

[Azul Real]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.099.921 von Azul Real am 21.10.07 18:44:19

http://www.solarmillenium.de/start.php?pl0=18&cid=270

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.099.921 von Azul Real am 21.10.07 18:44:19

Flagsol ist eine hundertprozentige Tochter der börsennotierten Solar Millennium AG ...

Hi Azul Real,
das hatte ich doch tatsächlich übersehen. Mich wuderte schon ihre Adresse in der Kölner Altstadt. Für den Standort Köln spricht aber die Nähe zum Forschungstützpunkt für Solartechnik der DLR in Köln Porz und zum Forschungzentrum Jülch, wo jetzt für Versuchszwecke ein Solarturmkraftwerk gebaut wird.

Der SM2 hat sich sehr gut entwickelt, ihre Andasol Projekte werden jedoch zu 75% von ACS-Cobra Gruppe finanziert und gebaut, einem der größten Baukonzerne der EU. Ihnen gehören auch 25,1% von unserer deutschen Hochtief, sowie Versorgerbeteiligungen von über 40% an Union Fenosa und 13% von Iberdrola. ACS Boß Florentino hatte vor einigen Tagen in Mallorca Besuch von E.ON Boß Bernotat, der ggf. an ACS´s U. Fenosa Anteil interessiert ist. Daran sieht man, daß ACS den Partner SM2 aus der Portokasse bezahlen könnte, wenn man interessiert wäre ...

S2, bossi

[bossi1]

http://www.businessweek.com/investor/content/oct2007/pi20071…

Industry in Focus October 17, 2007, 8:25PM
FPL Grabs the Lead in Renewable Power


The utility, now the largest wind-power generator in the U.S., is also making a big push into solar with new operations in the Mojave and in Florida
by Vaughan Scully

From Standard & Poor's Equity Research

Record high oil prices and intensifying public concern regarding climate change have focused attention on the U.S. electric power generation industry like never before. Public pressure on electric utilities to develop more renewable energy is growing every day, with 25 states now setting deadlines for electric utilities to get at least some portion of their power from renewable sources.

While responses to the issues of high energy prices and global warming have varied from company to company, FPL Group (FPL), owner of Florida Power & Light, has taken the early lead in developing renewable power. It's the largest U.S. wind-power generator with a fleet of 48 wind farms across 16 states. Wind power provides about 30% of the company's independent power generation subsidiary's total output. Moreover, in February FPL announced plans for a massive $20 billion expansion that will triple its wind capacity.

FPL's Positive Outlook from Analysts
FPL's foray into wind power has been highly successful, the company says, with its $6 billion wind investment earning a return on equity in the "high teens" percentage range and increasing its earnings per share during the first full year of operation. Now FPL hopes to extend that success to solar power, which utilities have yet to embrace. In doing so, it should gain valuable experience in renewable power development and an important advantage over rivals when bidding for future projects.

"FPL has done really well with wind, and solar is part of the overall picture, too," says Justin McCann, Standard & Poor's equity analyst covering electric utility stocks. He has a "hold" recommendation on FPL shares, which are trading near a record high set in May, 2007. McCann expects FPL will be able to raise its profits by as much as 12% annually through 2012, faster than most other power utilities, with much of that growth coming from renewable power. "It's not something we think is going to lose money," he says of the new investment in solar power.

In September, FPL said it will invest $1.5 billion to expand its solar power operations, which now comprise interests in seven facilities in the Mojave desert with a combined capacity of about 300 megawatts (FPL's owned share is about 150 MW). The $1.5 billion will be used to expand the California operations by another 200 MW and to build a 10 MW pilot facility in Florida, which could be expanded to 300 MW if it proves successful. In addition, FPL says it has identified or already controls sites that could house another 1,100 MW of solar power capacity and has started the full permitting process for 600 MW of new solar generation.

Improved Conversion Process
Given all the hype about renewable energy lately, it should hardly come as a surprise that a major utility is investing in more renewable power. Yet at the utility level, the activity in renewable energy has so far focused on wind power—which is cheaper to build and enjoys more generous tax credits. As of 2005, there was only 411 MW of solar power capacity connected to the U.S. power grid, compared with 8,706 MW of wind power. Just 13 facilities produce utility-scale solar power, 11 in California and two in Arizona. Net solar power generation from utility-scale facilities—more than 1 MW of capacity—accounted for just 0.01% of all renewable energy in 2006, according to Energy Dept. statistics, and solar power output actually fell in both 2006 and 2005.

FPL believes, however, that it can develop solar power profitably, even without the federal production tax credit that wind power enjoys but solar does not. FPL's solar plants do not use the photovoltaic cells that convert sunlight directly into electricity, which are expensive to build and offer no way to store power during nighttime or periods of low light. Instead, FPL's solar plants use "thermal" solar power, in which sunlight is reflected from a trough to heat a water pipe, creating steam that drives a traditional turbine.

Ausra, which will design and supply the equipment for FPL's new plants, says that its plants can even store solar energy in the form of hot water and release it at night or on cloudy days, making it more efficient. Ausra claims large-scale plants can produce power for eight ¢ per kilowatt hour—about the same as natural-gas-fired generation—and that with heat storage it can even compete with coal-based generation. Ausra's plants also include the ability to burn natural gas, meaning that the facility can still produce power at night or on cloudy days using the same turbine.

State Mandates Are Key
Much of the benefit FPL will likely gain from expanding its solar power capacity is the experience and relationships it forges with regulators and suppliers that should help it build other solar facilities, McCann says. FPL predicts solar generation capacity will expand to about 5,000 MW over the next 10 to 15 years, led by state mandates for renewable power.

Of the Sunbelt states where solar is most attractive, almost all of them have mandated renewable power targets, several of which include specific targets for solar or non-wind power. Colorado, for instance, will require 10% renewable power by 2015, 4% of which must come from solar. Minneapolis-based Xcel Energy (XEL; S&P investment rank, 4 STARS, buy), which sells electric power in the state, has already issued a public call seeking a developer that can supply its Colorado operation with 13,700 MW of solar power annually. Nevada requires 5% of its power be solar-generated by 2015, and Texas also mandates non-wind renewable power.

With its leadership position in renewable power, FPL stands a good chance of being able to develop and operate a large portion of that capacity, McCann said. "The company can use the fact that it is No. 1 in wind and solar to commercial advantage when it goes to develop new projects in other states," he says. And the opportunities should only increase in the future—a measure already passed by the House of Representatives would mandate 15% renewable power by 2020 across the entire country.

[bossi1]

Abengoa Solar - CSP

letzte Präsentation von Fred Morse
PDF 22 Seiten

http://www.eesi.org/briefings/2007/Energy%20&%20Climate/9-6-…

Schlüsselregionen im Südwesten der USA
PDF 5 Seiten

http://www.westgov.org/wga/meetings/nwcc07/Seage.pdf

[bossi1]

IV. Deutsch-Spanische Tagung zur Solarenergie versammelt über 200 Marktteilnehmer in Sevilla


Parabolrinnen-Kraftwerk Andasol 1.

Über 200 deutsche und spanische Unternehmer der Solarbranche kamen am 22. Oktober 2007 im spanischen Sevilla zur IV. Deutsch-Spanischen Tagung über Solarenergie zusammen, die von der Deutschen Handelskammer für Spanien (AHK Spanien) in Zusammenarbeit mit der andalusischen Energie-Agentur IDEA organisiert wurde. Zentrale Themen der Veranstaltung waren die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen, die Marktentwicklung und die Finanzierung von Photovoltaik- und Solarthermieprojekten in Spanien. Eröffnet wurde die Veranstaltung durch Jesús Banceri, Leiter der Abteilung Forschung & Entwicklung der IDEA, Michael Richtsteig, deutscher Generalkonsul in Sevilla und Peter Moser, Geschäftsführer der AHK Spanien. "Die neuen Entwicklungen im spanischen Markt bieten deutschen Unternehmen ein großes Potenzial“, betonte Peter Moser, Geschäftsführer der AHK Spanien, in seiner Eröffnungsrede. "Die Solarenergie ist ein gutes Beispiel dafür, wie gut Spanien und Deutschland beim Aufbau neuer, innovativer und nachhaltiger Geschäftsfelder zusammenarbeiten können. Beide Länder profitieren vom Wertschöpfungsprozess und Know-how-Transfer", so Moser.

Boomender Solarmarkt in Spanien durch Aktionsplan und Solar-Pflicht

Spanien gehört zu den wachstumsstärksten Märkten in der Photovoltaik und der Solarthermie in Europa. Die Voraussetzungen zur Nutzung von solarer Energie sind ideal: Mit durchschnittlich 2.500 Sonnenstunden pro Jahr und einer durchschnittlichen Einstrahlung von 1.650 Kilowattstunden pro Quadratmeter weist Spanien das höchste technische Nutzungspotenzial der Solarenergie in der Europäischen Union auf. Neben den günstigen klimatischen Bedingungen haben vor allem die rechtlichen Rahmenbedingungen dem Markt zu einem rasanten Wachstum verholfen, darunter der Aktionsplan zur Förderung der erneuerbaren Energien (Plan de Energías Renovables 2005-2010) und die im März 2006 in Kraft getretenen technischen Normen zur Gebäudeerrichtung (Código Técnico de la Edificación), die für Neubauten den Einbau von Solartechnik vorschreiben. Aktuell verzeichnet Spanien ein Wachstum von 200 bis 300 MW installierter Fotovoltaikleistung pro Jahr, Fachleute rechnen im Zeitraum 2008 –2010 mit einer neu installierten Solarleistung von 1.750 MW.

Andalusien und seine künftigen Energiezentren: Solarthermische Kraftwerke und erstes kommerzielles Solarturm-Kraftwerk

Mit einer Sonneneinstrahlung von bis zu 1.800 Kilowattstunden je Quadratmeter und einer ehrgeizigen Förderpolitik hat sich besonders Andalusien als internationale Referenz für die Nutzung der Sonnenenergie etabliert. Dazu beigetragen haben deutsch-spanische Gemeinschaftsprojekte, wie der Bau des weltweit größten thermischen Solarkraftwerks "Andasol 1" in Aldeire (Granada) und der Produktionsanlage von Solarreceivern durch die deutsche Schott AG in Azanalcóllar (Sevilla). "Andasol 2" ist bereits im Bau, "Andasol 3" in Planung. Neben den Parabolrinnen-Anlagen ist Andalusien auch bei solarthermischen Turmkraftwerken Pionier.

Im andalusischen Sanlúcar la Mayor bei Sevilla ist dieses Jahr das erste kommerzielle Solar-Turmkraftwerk Europas an das Netz gegangen. Dass Andalusien längst eine wichtige Forschungsplattform für deutsche Unternehmen ist, zeigt ebenfalls die vom Essener Unternehmen MAN Ferrostahl gebaute Versuchsanlage mit Fresnel-Technik, die am 9. Juli 2007 auf der Plataforma Solar de Almeria, dem weltgrößten Forschungszentrum für Hochtemperatur-Solartechnik, vorgestellt wurde. Auch in dem zukunftsträchtigen Anwendungsfeld der solarthermischen Kühlung ist Andalusien mit den meisten installierten Anlagen landesweit Vorreiter. Gründe genug für die AHK Spanien, die vierte Edition der Deutsch-Spanischen Tagung über Solarenergie in Sevilla zu organisieren.

Mit der IV. Deutsch-Spanischen Tagung über Solarenergie bot die AHK Spanien deutschen und spanischen Unternehmen eine Plattform für den fachlichen Austausch und für das Knüpfen neuer Geschäftskontakte. Die Veranstaltung war Teil des Geschäftsreiseprogramms "Solarenergie", das die AHK Spanien im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) das vierte Jahr in Folge durchführt - dieses Jahr erstmals in Sevilla und nicht wie bisher in Madrid. Am 23. und 24. Oktober haben die teilnehmenden deutschen Unternehmen die Möglichkeit, individuelle Gespräche mit potenziellen spanischen Kooperationspartnern zu führen.

Während der Tagung stellten acht deutsche Unternehmen aus der Solarindustrie ihre Produkte und Dienstleistungen vor: ASP Energietechnik, Centrosolar AG, IRES GmbH, Phönix SonnenWärme AG, Roto Bauelemente GmbH, Sunset Energietechnik GmbH, Solarc Innovative Solarprodukte GmbH und Westfa GmbH.

Weitere Informationen http://www.ahk.es

23.10.2007
Quelle: DEUTSCHE HANDELSKAMMER FÜR SPANIEN

[bossi1]

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.


Simulation eines Solar-Dampfkraftwerks. Bild: Solarmundo NV


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.


Fresnel-Kollektorfeld, Pilotanlage in Liége. Foto: Solarmundo NV

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.
Sonneneinstrahlung in Nordafrika: meist über 2.500 kWh pro Quadratmeter und Jahr.


Grafik: DLR.

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.


Die Solarmundo-Technik: Einfach und effektiv
An Stelle der Parabolrinnenkollektoren arbeitet Solarmundo mit kostengünstigeren flachen Spiegeln, ohne Vakuum-Absorber und metallische Glasversiegelung. Große, nachgeführte Felder mit Fresnel-Reflektoren bündeln das einfallende Licht und lenken die Strahlung zu einem zweiten Reflektor oberhalb einer Absorber-Röhre und direkt zum Absorber.


Die Form des zweiten Reflektors, der wie ein Ofen wirkt, minimiert die optischen Verluste. Möglich sind bis zu 24 Meter lange Fresnel-Systeme, welche bis zu vier maximal sechs Meter lange Absorber-Röhren erhitzen, die durch eine Hochleistungbeschichtung im Freien bis zu einer Temperatur von 600 Grad Celsius arbeiten. Das Absorber-System mit seinen großen Boilern kann direkt Dampf erzeugen. Das ist wesentlich billiger als ein System mit einem Ölkreislauf, für das zusätzlich Wärmetauscher erforderlich sind und bei welchem zudem Feuer- und Explosionsgefahr besteht.


Spiegelfeld, Kollektor und Absorberröhre; Pilotanlage Liége. Foto: Solarmundo NV

Der neue Absorber hängt an einem auf Schienen montierten Wagen. So kann er sich problemlos ausdehnen. Im Gegensatz zu den herkömmlichen Absorbern entfällt die teuere Vakuum-Technik, Glasbruch der Röhren kann nicht mehr auftreten und kostenintensive Ausdehnungs-Schleifen für die Röhre (Loops) sind entbehrlich.

Die Nachführung der Spiegel basiert auf einem Schneckengetriebe, das für höchste Genauigkeit sorgt. Die exzentrischen Lager minimieren die Antriebskräfte und erlauben die Verwendung kleiner Motoren. Damit die Anlage unter schwierigen Bedingungen funktioniert, wurden die Lager und Antriebsaggregate besonders getestet: Sie müssen sowohl hohen Temperaturen als auch Sand und Feuchtigkeit widerstehen.


Bild: Test der Nachführung mit feuchtem Sand. Foto: Solarmundo NV

Auch der Aufbau der Kraftwerke wurde optimiert. Die Entwickler von Solarmundo haben die Verankerung am Boden und Konstruktion der Anlage vereinfacht. Das modular aufgebaute mechanische System besteht aus verschraubten Profilen, die nur wenige technische Spezialisten für den Aufbau erfordern. Die Gitterform trägt zur Stabilität auf weichem Untergrund bei. Im Vergleich zu den Parabolrinnen-Kraftwerken treten bei den flachen Spiegeln, welche bei Wind oder Hagel in eine geschützte Position gebracht werden können, selbst bei hohen Windgeschwindigkeiten keine Probleme auf. Zudem hält sich die Torsionsbelastung (Verwindung des Materials) in engen Grenzen.


Vom Prototyp zum Geschäftsmodell

Nachdem das Fraunhofer ISE die "Performance" des Solarmundo-Systems berechnet hat, eine Kostenrechnung erfolgt ist und die technischen Zeichnungen komplett vorliegen, stehen die nächsten Schritte zur Verwirklichung der Vision an. Bereits beim Bau der Pilotanlage in Liége wurden die Vorteile des neuen Konzepts sichtbar: Das stark vereinfachte System aus weitgehend standardisierten Komponenten und preisgünstigen Ausgangsmaterialien wurde für die Massenfertigung konzipiert, die zentralen Bestandteile auf Hochleistungen ausgelegt. Die Produktion soll wie die Montage in Zukunft weitestgehend automatisch erfolgen.

In dem belgischen Kraftwerk mit einer Spiegelfläche von 2.500 Quadratmetern wurden systematisch Planungsfehler korrigiert und mechanische Aspekte überprüft, insbesondere bei der Nachführung. Eine Anlage wie dieser Prototyp könnte an einem sonnenreichen Standort in Südeuropa oder Afrika bis zu 5 Megawatt leisten.

Bild: Solarmundo-Prototyp in Liége. Foto:Solarmundo NV

Um die positiven Erfahrungen auch im großtechnischen Maßstab umzusetzen, ist nun der Einbau eines 50 MW-Solarboilers in ein bestehendes Kraftwerk geplant. Aus diesem Grunde sucht das belgische Unternehmen Investoren, welche in die Zukunftstechnologie einsteigen möchten. Nach Berechnungen von Solarmundo würde eine derartige Anlage mit einem Spiegelfeld von rund 450.000 Quadratmetern etwa 31 Millionen Euro kosten - rund die Hälfte dessen was für ein klassisches SEGS zu veranschlagen ist. Mittel erhofft das Unternehmen von Förderprogrammen in Spanien und Griechenland, der Weltbank und von aufgeschlossenen Anlegern.
Sollte die Realisation des vielversprechenden Projekts vom Erfolg gekrönt sein, würde das Ziel von Solarmund in greifbare Nähe rücken. Die Belgier wollen für die Solarenergie das leisten, was das T-Modell von Ford für das Automobil bedeutete: Den Einstieg in eine Massentechnologie und in einen neuen Markt - allerdings ohne die Umweltbelastungen, die das Auto mit sich brachte.

Material und Fotos: Solarmundo NV, 2000 Antwerpen, Belgien

[bossi1]

ABG Solar wird die nächsten Jahre 2 Mrd.€ in Solarkraftwerke investieren inkl. der 1,2 Mrd bei Solucar (300MW) und 50 Mio.€ in F&E für 2 Jahre. 2008 werden in Écija 2 neue Paralorinnekraftwerke mit je 50MW begonnen für ~600 Mio.€ sowie weitere PV-Kraftwerke in Spanien. Daneben gibt es noch Aufträge für solare Hybridkraftwerke in Algerien und Marokko. ... mögliche Aufträge in den USA oder ein ebenso möglicher Börsengang ihrer Solarsparte wurden nicht erwähnt.

Abengoa invertirá 2.000 millones en plantas solares y 50 en I+D
Abengoa SA tiene previsto invertir 2.000 millones de euros en plantas solares, mientras destinará otros 50 millones en Investigación y Desarrollo en los próximos años.


AFX
24/10/2007 (12:15h.)
Entre los proyectos que contempla desarrollar Abengoa Solar se incluyen los de la provincia de Sevilla, es decir la plataforma Solucar de 300 megavatios en Sanlúcar la Mayor (ya en construcción) con una inversión 1.200 millones de euros y dos plantas en Écija de 100 megavatios en total por unos 600 millones, más otras plantas fotovoltaicas en otros lugares de España.

Además, tiene un proyecto de planta solar integrada en ciclo combinado en Argelia y participa en la construcción de otra central de similares características en Marruecos.

En su nota precisa que del total de la inversión en energía solar, 500 millones, ya han sido empleados.

Por otra parte, Abengoa invertirá 50 millones en investigación para afianzarse 'como un actor principal en el desarrollo de las energías limpias'.

http://www.finanzas.com/id.9199077/noticias/noticia.htm

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.133.133 von bossi1 am 24.10.07 13:53:19

Abengoa Solar to invest two billion euro in solar plants and 50 million euro in R&D


Seville, 24 October 2007. The Focus-Abengoa Foundation and Abengoa Solar today opened the first edition of the World Solar Power 2007 conference at the Hospital de los Venerables, the Foundation's headquarters.

From the 24 to 26 October, the Focus-Abengoa Foundation will host the world's leading experts on solar energy, including scientists, researchers, technology company managers, construction and electricity companies, and financial institutions from around the world, who will analyse and discuss the essential issues facing the fast growing sector. The conference will focus on technologies for constructing large solar energy plants.

Solar energy is already a reality and a proven and mature solution at a commercial level both for distributed generation (small roof based facilities) as well as for large electricity plants connected to the network, which are capable of substituting emission-producing, fossil fuel electricity plants. Santiago Seage, Chairman of Abengoa Solar, used the opening session to highlight the role that large solar plants can play in the fight against climate change. "High temperature thermosolar technology allows us to construct plants that can produce tens or even hundreds of megawatts, equal to a combined cycle plant, but which avoid emitting CO2 and other particles that contribute to climate change, and which can be easily managed and integrated into electricity networks. This is an unrivalled opportunity for countries that are lucky enough to benefit from sufficient solar radiation to take advantage of".

In fact there are currently projects for large plants being developed or under construction in Spain, southern Europe, United States, North Africa and the Middle East. If all the projects under development come to fruition, they will produce 6,000 megawatts of energy from clean plants from an investment of more than €20 billion. Each of these plants will have a capacity of tens or hundreds of megawatts. An average sized 100 megawatt plant would require an investment of €400 million. Such a plant would produce electricity to supply 55,000 homes and would reduce CO2 emissions by 90,000 tonnes per year.

New projects at Abengoa Solar

Santiago Seage also announced a strong increase in the company's commitment to solar energy plants. "We are investing two billion Euros in solar plants, subject to the necessary financing, which includes the 300 megawatt Solúcar platform in Sanlúcar la Mayor which will represent an investment of 1.2 billion, two plants in Écija with a total of 100 megawatts and an investment of nearly 600 million, an integrated combined cycle solar plant in Algeria and various photovoltaic plants in different locations around Spain. Furthermore, we are participating in the construction of an additional plant integrated into a combined cycle system in Morocco". Of these two billion Euros, 500 million are already constructed or under construction. Under the Solúcar platform, the PS-10 plant, the world's leading commercial solar power tower, has been operating since the start of this year. The PS-20 next to it has already reached 165 metres tall and its construction is highly advanced. This year we have also begun the construction of two 50 megawatt plants, Solnova 1 and Solnova 3. "This plan involves significant technical work. We are also actively working with several financial institutions to arrange the necessary financing for the plan".

The Chairman of Abengoa Solar announced the construction of two 50 megawatt plants in Écija, a town in the province of Seville. "This new solar platform will have the capacity to produce 100 megawatts from solar energy in addition to the 300 megawatts from the Solúcar platform that we are already building" he stated.

Seage added that "to this figure we need to add a further investment of another 50 million in research and development in the coming years, which will ensure that we are a leading player in the development of clean energy. Solar energy is a developing industry and to improve the technology and lower costs we have to invest in R&D. In fact we have more than 40 people working in R&D that are collaborating with the relevant research centres in each specialist area".

Abengoa Solar is the Abengoa company dedicated to developing and applying technologies for producing energy from the sun. Abengoa Solar uses both photovoltaic and high temperature thermosolar technology.

Abengoa is a technology company that applies innovative solutions to sustainable development in the infrastructures, environment and energy sectors. It is a publicly listed company with a market capitalisation in excess of €2.500 billion (23/10/2007) and it has a presence in more than 70 countries in which it operates with its five business groups: Solar, Bio-energy, Environmental Services, Information Technologies, and Industrial Construction and Engineering. (www.abengoa.com).

[bossi1]

Priorität für Solar & Bioenergie

Mit den gestern neu angekündigten 2x50MW Parabolrinnen Kraftwerken und weiteren PV-Solarparks kommt ABG Solar jetzt auf ~500 MW im Bau/Planung befindlicher Projekte. Auf mittelfristige Sicht bis 2013 ist Sevilla so weltweit führend in der Solarstromerzeugung. Die beiden neuem Kraftwerke werden ab Ende 2008 in Écija gebaut, einer flachen Region mit 2000h/Jahr Sonneneinstrahlung, die sich besser als Almeria für den Bau von Parabolrinnen Kraftwerken anbietet. Das Solar-Wachstum ist explosiv, trotzdem erwarten sie in der Solardivision durch die gewaltigen Investitionen für dieses Jahr noch "leichte" Anlaufverluste. Für Solar F&E sind zudem 50 Mio.€ in den nächsten Jahren vorgesehen. ... im Bereich "Solar F&E" werden fast 50 Mitarbeiter beschäftigt, kam in einem anderm Artikel.

Sevilla será líder mundial en la producción de energía solar en 2013

Sevilla estará en condiciones de disputar a California a medio plazo el liderazgo mundial como zona productora de energía solar. Grandes empresas como Abengoa ya han apostado fuerte por este sector y por esta provincia y en el futuro los proyectos pueden multiplicarse.

En el caso de la compañía sevillana, de los 2.000 millones de euros de inversión ya previstos en proyectos solares, 1.800 se concentran en la provincia de Sevilla. En concreto, 1.200 millones costará la gran plataforma termosolar de Sanlúcar la Mayor (Solúcar) -la más grande de Europa, con 300 megavatios de potencia-, de los que ya se han desembolsado 500 millones.

La compañía invertirá otros 600 millones de euros en dos nuevas plantas, de 50 megavatios cada una, que empezará a construirá en Écija a finales de 2008, según anunció ayer Santiago Seage, presidente de Abengoa Solar, la filial del primer grupo industrial andaluz centrada en el desarrollo y aplicación de tecnologías para la producción de energía a partir del sol. Seage presentó el World Solar Power 2007, el primer congreso organizado en Sevilla por la Fundación Focus-Abengoa y Abengoa Solar, que reunirá durante tres días en el Hospital de los Venerables a 170 personas, entre investigadores, líderes de empresas y responsables de administraciones y entidades financieras, procedentes de 22 países.

Estos expertos pronostican que en la próxima década se invertirán entre 20.000 y 30.000 millones de euros en proyectos solares en todo el mundo. Los inversores buscarán las zonas de mayor radiación solar. En Europa, el sur de España focalizará estos intereses. Afinando más, la comarca sevillana de la Vega del Guadalquivir encabeza el escalafón porque, según las mediciones, es donde más horas puede funcionar en un año una planta que aproveche la energía del sol (unas 2.000 horas). Además, el suelo aquí es llano, frente a la otra gran área de radiación, Almería, donde la construcción de las plantas es más complicada.

Así lo explicó ayer Santiago Seage, el responsable de Abengoa Solar. Este es un grupo de negocio prioritario para Abengoa, junto al de los biocarburantes. Arrancó en el año 2004 y aún no ha empezado a dar beneficios.«Está teniendo un crecimiento explosivo y con las grandísimas inversiones que estamos haciendo en la construcción de plantas todavía este año tendrá ligeras pérdidas», dijo Seage.

La compañía andaluza invertirá 50 millones de euros en I+D hasta el año 2009 con lo que espera «reducir los costes de forma significativa» en los próximos años.

Terra Actualidad - VMT

[Azul Real]

Moin

Die spanische Solaria zieht an ...

erstmalig über 20 Euro und 21 Euro

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.166.925 von Azul Real am 26.10.07 18:40:01

Die spanische Solaria zieht an ...

Hi Azul Real,

ich hatte damals den Börsengang von Solaria verfolgt. Die Aktien wurden am oberen Ende der Preisspanne ausgegeben. Nach den früher vorliegenden Daten ergab sich ein KGV ~170. Einfach zuviel um einzusteigen ohne Verluste zu machen. Trotzdem hatte die Aktie einen tollen Start und sich auch an schlechten Tagen gut behauptet. Das Unternehmen wird nach den letzten Schätzungen mit einem KGV 2007e von 48 (lt. Invertia) bewertet. Bei einer MK von ~3,06 Mrd.€ erwartet Banesto (Santander Gruppe) einem Umsatz für 2007e von 225 Mio.€, sowie einem Gewinn von 46,9 Mio €. Dabei ergibt sich aber ein KGV von fast 64 !! Die Aktie ist z.Z. im freien Anstieg und schon auf dem Radar unserer Hot Stock Börsenbriefe ...

In Spanien kursieren zudem Gerüchte einer "angeblichen Übernahmephantasie" durch RWE oder Iberdrola, die den Wert stark beflügelt. Die Aktie ist über seinen fundamentalen Daten bewertet, die erst für 2008 gerechtfertigt wäre. Ein Einstieg ist etwas für Zocker, die sich auch schon scharenweise in den Solaria Börsenforen in Spanien befinden ...

S2, bossi

Invertia.com (Solaria)
http://www.invertia.com/empresas/empresa.asp?idtel=RV011SOLA…

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09.10.2007 - 13:45 Uhr
Solaria ins Depot legen
Endingen (aktiencheck.de AG) - Die Experten von "Hot Stocks Europe" empfehlen sich einen Posten der Solaria-Aktie (ISIN ES0165386014/ WKN A0MU98) ins Depot zu legen.

Solaria stehe in den Startlöchern für eine spektakuläre Performance in den nächsten Monaten. Der Anteilsschein habe zuletzt mehrfach versucht, über die bisherigen Rekordhochs von Anfang August zu klettern.

Die Analysten des spanischen Investmenthauses Banesto würden in 2007 mit einer Umsatzverzehnfachung auf EUR 225,8 Mio. und einem Nettogewinn von EUR 46,9 Mio. rechnen, in 2008 solle die Gesellschaft bei Umsätzen von EUR 736,9 Mio. einen Net Profit von EUR 204,5 Mio. bzw. EUR 2,02 erzielen. Trotz eines dreistelligen Umsatz- und Gewinnwachstums dürfte die Aktie mit einem KGV von gerade einmal 9 zu den günstigsten Solar-Aktien Europas zählen.

Nach Ansicht der Experten von "Hot Stocks Europe" sollten Anleger sich einen Posten der Solaria-Aktie ins Depot legen, bevor die Party losgeht. (Ausgabe 19 vom 08.10.2007) (09.10.2007/ac/a/a) Analyse-Datum: 09.10.2007

Quelle: Finanzen.net

http://www.finanztreff.de/ftreff/news,id,27432297,sektion,em…

Man sollte alles noch mal selbst nachrechnen ...

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BAJO LUPA
Sector español de renovables sube al calentarse rumores de fusiones
17:28 - 26/10/2007


MADRID (Thomson Financial) - El sector de energías renovables subía por la tarde con Solaria, Elecnor y Fersa prolongando las ganancias tras renovadas especulaciones de fusiones y adquisiciones.

Los agentes apuntaban a rumores de principios de semana según los cuales la alemana RWE podría estar buscando a un grupo de renovables con poca vida en el parqué, con Solaria y Fersa como posibles candidatas.

Recientemente, ha aumentado la especulación de una oferta por un grupo de energías renovables por parte de Iberdrola tras la presentación de su estrategia sobre renovables el miércoles.

'Hay diferentes rumores dando vueltas, pero el hecho es que la energía solar está muy caliente ahora', dice un agente de un importante broker español.

'Y probablemente el sector continuará viendo subidas de cara a la salida a bolsa de la filial de renovables de Iberdrola antes de finales de año', apuntó.

'Sobre Solaria, es pequeña, un negocio familiar, y su única salida para sobrevivir podría muy bien ser una oferta de compra', dijo, aunque matizó que 'su cotización comienza a parecer inflada ... no se corresponde con los fundamentales'.

Los agentes apuntan también como uno de los riesgos a la baja del sector la incertidumbre regulatoria en España y la UE.

Por otro lado, un analista de ESR destacó una respuesta positiva de un road show de la directiva de Solaria realizado esta semana en Nueva York, añadiendo que aplicando los múltiplos del mercado a las previsiones de beneficio por acción para 2008 daría un precio objetivo de 37 euros por acción.

[e-mail]

http://www.megabolsa.com/aldia/googlenewseconomia.htm

[bossi1]

HANDELSBLATT, Sonntag, 28. Oktober 2007, 09:03 Uhr
Mittelstand

Deutsche Sonnentechnik boomt weltweit
Von Christoph Berger

Neue Förderrichtlinien im Ausland erleichtern deutschen Anbietern den Export von Solartechnologien. Experten prognostizieren heimischen Unternehmen langfristig einen Weltmarktanteil von 50 Prozent, doch schon jetzt ist Sonnentechnik „Made in Germany“ sehr gefragt.

BERLIN. Bei Phoenix Solar in Sulzemoos nahe München läuft der Export immer besser. Machte die Aktiengesellschaft 2004 erst vier Prozent ihrer Umsätze im Ausland, waren es 2005 schon fünfeinhalb Prozent, und im vergangen Jahr ist man bei fast zwölf Prozent angelangt. "In diesem Jahr sollen es auf der Basis des geplanten Umsatzes von 200 Millionen Euro bereits 30 Prozent sein", prognostiziert Andreas Hänel, Vorstandsvorsitzender des bayerischen Photovoltaik-Systemhauses. Spätestens im Jahr 2010 will man die Hälfte des gesamten Geschäfts außerhalb Deutschlands machen. "Wir wollen von den Chancen, die sich im Ausland ergeben, profitieren", sagt Hänel.

Und davon gibt es nach einhelliger Branchenmeinung viele: Schließlich scheint die Sonne etwa in Südeuropa, also Staaten wie Spanien, Italien, Griechenland, Portugal, Frankreich und der Türkei, besonders viel und stark. Zugleich haben die dortigen Regierungen begonnen, politische und rechtliche Rahmenbedingungen für die Verwendung erneuerbarer Energien zu verbessern - oft nach dem Vorbild des deutschen EEG-Gesetzes für Erneuerbare Energien von 2000 und seiner Novellierung 2004.

Wo sich schon das Gesetz als Exportschlager präsentiert, dürften bald deutsche Firmen folgen. Schließlich verpflichtet das EEG die Betreiber von Stromnetzen, Anlagen zu Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien anzuschließen und nach festgelegten Preisen zu bezahlen. Wer Solarstrom produziert, hat also einen festen Abnehmer und ein entsprechend verringertes Risiko. Ziel der Vorgaben in Deutschland ist es, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2010 auf 12,5 Prozent und bis 2020 auf mindestens 20 Prozent zu erhöhen.

"In der Vergangenheit hat sich gezeigt: Wenn die politischen Rahmenbedingungen stimmen, etwa über Einspeiseregelungen, dann werden Investitionsanreize ausgelöst, die Projekte entstehen lassen. Diese Märkte müssen beliefert werden", erklärt Robert Seiter, Partner bei Ernst &Young Corporate Finance in Berlin. Da diese Regelungen im Vergleich zu anderen europäischen Ländern hierzulande schon früh eingeführt wurden, konnten sich hiesige Unternehmer einen Wissens- und Wettbewerbsvorsprung erarbeiten: Kapitalkraft, Erfahrungswerte und der sichere Heimatmarkt sind für Seiter denn auch drei wesentliche Faktoren, die dafür sprechen, dass deutsche Anbieter nun auch im Ausland von Beginn an dabei sind. Sowie die Technologie an sich: Denn die staatliche Förderung wird in den kommenden Jahren zurückgefahren - und dann gewinnen Effizienz in der Produktion und der Marktzugang an Gewicht.

Der Bundesverband Solarwirtschaft ist überzeugt, dass die hiesige Industrie dabei die Nase vorn hat. Allein für dieses Jahr rechnet man schließlich mit Investitionen in Höhe von 100 Mill. Euro für die Forschung und Entwicklung. Zugleich erreichte der Auslandsumsatz deutscher Photovoltaikunternehmen 2006 erstmals die Grenze von einer Mrd. Euro. Und er wächst weiter: Ein BSW-Gutachten prognostiziert, dass die Exportquote in diesem Jahr von 35 auf 40 Prozent steigen soll. Der Auslandsumsatz soll dabei auf über 1,5 Mrd. Euro zulegen.

So ging gerade der größte Photovoltaik-Park der Welt in Südspanien ans Netz. Das Projekt aus 200 Einzelanlagen wurde von der auf Solarkraftwerke spezialisierten City Solar AG aus Bad Kreuznach finanziert.

Zu 100 Prozent auf das Ausland fixiert ist auch die Solar Millennium AG aus Erlangen. Der Anbieter solarthermischer Großkraftwerke baut derzeit gleich zwei 50-Megawatt-Anlagen in Spanien, mit dem Bau einer dritten wird Ende des Jahres begonnen. Vorstandsmitglied Henner Gladen sieht sich auf der Erfolgsspur: "In den vergangenen Jahren haben wir in Spanien eine Menge Projekte vorbereitet, die jetzt zum Zuge kommen. Über die nächsten zwei bis drei Jahren wird dies sicherlich der wichtigste Markt für uns sein."

Daneben hat das Unternehmen seine Fühler auch über die europäischen Grenzen hinaus ausgestreckt. Vor allem China, die USA mit dem Vorzeigestaat Kalifornien und die arabischen Emirate gelten als Märkte mit sonniger Zukunft. "Abu Dhabi und Dubai haben Interesse, es wird da in diesem Jahr wohl noch eine Ausschreibung für ein 100 Megawatt-Anlage geben", sagt Gladen. Eines ist für ihn momentan allerdings noch unbedingte Voraussetzung für derart große Investitionen: "Solange kein Einspeisegesetz oder ein anderer rechtlicher Rahmen da ist, passiert überhaupt nichts."

All dies wird vor allem in Spanien geboten, das damit zum momentan wichtigsten Markt im europäischen Ausland aufgestiegen ist, berichtet Joachim Treder vom "Center of Competence Renewable Energies" der Commerzbank in Hamburg. Eine ähnlich hohe Vergütung wie in Deutschland von bis zu 44 Cent pro Kilowattstunde sowie 41,7 Cent bei Großprojekten ab zehn Megawatt machen den Staat für Investoren überaus attraktiv.

Auch Phoenix Solar will die hohen Garantien verstärkt für sich nutzen. Erst diesen Monat hat das Unternehmen einen Rahmenvertrag über den Bau solarer Großkraftwerke mit der KG Allgemeine Leasing GmbH & Co. über 275 Mill. Euro unterschrieben. Zielländer sind neben Deutschland derzeit Spanien, Italien, Griechenland und Frankreich. Vorstandschef Andreas Hänel will dabei auch von der Pionierrolle profitieren: "Die deutsche Industrie kann ihren Wettbewerbsvorteil vor allem dort ausspielen, wo noch keine nationale Konkurrenz existiert."

Trotz aller Exporthoffnungen bildet der bereits weitgehend entwickelte deutsche Markt aber nach wie vor das Fundament für den Geschäftserfolg: "Betrachtet man die Nachfrage, sitzen in Deutschland nach wie vor die wichtigsten Abnehmer", sagt der Commerzbank-Experte Joachim Treder. So wurden hier allein 2006 Anlagen mit einer Leistung von 750 Megawatt neu installiert. Im Rest Europas gingen gerade 80 Megawatt zusätzliche Leistung ans Netz, weltweit Anlagen mit 1430 Megawatt Leistung. Bis 2020 soll der Markt jährlich um 20 Prozent wachsen. Und die Produktionstechnik dafür soll zu rund 50 Prozent von deutschen Maschinen- und Anlagenbauern stammen.

[bossi1]

SOLAR THERMAL ELECTRIC HYBRID POWER PLANT FOR BARSTOW, CALIFORNIA.
Visit http://www.esecorp.org/appendices2 for further information.

Empowering Barstow's Enterprise Zone with new Solar Power Plant. Bright lights on Lenwood Road and neon at the south end of town.

Press Release-October 26, 2007. / Latest Breaking News. -- Solar MW Energy Inc. and affiliate Ecosystem Solar Electric Corp. has commenced the development of another "jewel" near Barstow's Mojave Desert, San Bernardino County, Southern California.

A nominal in the aggregate of 59.4 megawatt (MW) solar thermal electric hybrid, utility-scale merchant power plant, to be sited on green field land parcel, privately owned by the developer, at the north-west end of Lenwood Road.

Latest design of improved tried-and-true Concentrated Solar Power (CSP) technology for solar field, consisting of “twin parabolic collectors (mirrors) with twin parabolic tubes (not pipes) receivers” will be implemented, as well as the long overdue 8 hours of storage for off-peak power generation, hybrid to bring reliable 24 hour electricity, which thwarts all others, intermittent in megawatt’s power production.

Permitting solar thermal electric hybrid power plants is a year long process which also involves public participation.

The proposed facility will support the State of California's goal of increasing the percentage of renewable energy supplies.

The benefits of the proposed project and facility will outweigh the environmental and social costs. The long overdue infrastructure for towns such as Lenwood, Hinkley and other surrounding Barstow’s communities is also desperately needed to foster growth.

California Energy Commission, as well as the developer, will seek public participation during the Application for Certification (AFC) proceedings.

This solar plant will close the long chapter of preceding pilot and demonstration projects in Barstow area.

The proposed plant will deliver reliable power to over 35,000 new homes in the entire area, the proposed Native American casinos at the far south end of Barstow, and to the recently designated Barstow’s California Enterprise Zone, thus enabling growth of this clean air, free of wildfires and growth oriented community.

The Developer is committed to bring the needed power, enabling Barstow area to become another, of higher standards residential, business and entertainment center for Southern California.

This Press Release shall serve as a Public Outreach.
Contact Public Relations officer at [phone]
Ecosystem Solar Electric Corp.

http://www.earthtoys.com/news.php?section=view&id=3361

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.181.966 von bossi1 am 28.10.07 20:57:06

"Abu Dhabi und Dubai haben Interesse, es wird da in diesem Jahr wohl noch eine Ausschreibung für ein 100 Megawatt-Anlage geben", sagt Gladen. Eines ist für ihn momentan allerdings noch unbedingte Voraussetzung für derart große Investitionen: "Solange kein Einspeisegesetz oder ein anderer rechtlicher Rahmen da ist, passiert überhaupt nichts."

[bossi1]

"El sol puede ser suyo"

Die Sonne kann ihnen gehören ...

ein Artikel zur Geschichte der Solarenergie und der Aussichten in der Zukunft. Am Schluß kommt man auf das eigentliche Thema Solaria zu sprechen mit vielen Grafiken/Tabellen zur Solarmarktentwickung, neuen Einspeisetarifen und den "möglichen" Auswirkungen beim neuem Solarstar Solaria in Spanien. Es könnten sich bei Solaria "kurzfristig" günstige Einsteigerkurse ergeben. Am Freitag sah man einen Zugang von 5 Mio. Shortaktien, ein Anstieg um 50% auf den vorhandenen Gesamtbestand der Shorts. In den span. Foren beobachtet man diese drastische Entwicklung besorgt. Das Shorten kennt man erst seit der Gesetzesänderung 2004 auf dem spanischem Markt und hat mit Astroc etc. auch schon Immobilien Giganten vom Himmel geholt.

http://elsabado.es/Bolsa/Articulos/65SLR271007.html

[bossi1]

Solar CEOs see light in U.S. energy bill ...

November 2, 2007 - Exclusive
By David Ehrlich, cleantech.com


"The 2007 energy bill, with its 30 percent investment tax credit and no cap gives us the opportunity over the next eight years to expand our markets from a few states to most of the states, to create hundreds of thousands of new jobs and to help reduce our nation's carbon footprint," he said.

San Francisco-based Suntech America is a unit of Wuxi, China's Suntech Power Holdings (NYSE: STP), the world's third largest solar cell manufacturer.

But foreign companies could look elsewhere if the incentives fall through. The current system is set to expire in 2008 without an extension.

Santiago Seage, CEO of Spanish concentrated solar company Abengoa Solar, said, "The companies leaving this market will invest elsewhere, not only Japan and Germany. In CSP there are many countries now worldwide that are approving or extending the equivalent of the ITC. So, we would go and invest somewhere else, which would be unfortunate."

Abengoa Solar is a subsidiary of Seville's Abengoa, one of Spain's largest engineering and construction companies.

Take a look at an Abengoa solar plant under construction in Spain

The conference call, with executives from four solar companies, was organized by the Solar Energy Industries Association, or SEIA, which is lobbying Congress on the energy bill (see What's next for the energy bill?).

An eight-year extension of the 30 percent business investment tax credit, or ITC, is only included in the House bill. Attempts to get it into the Senate bill were blocked, but it is included in a package approved by the Senate finance committee.

Rhone Resch, president of the SEIA, said solar has gotten a lot of help at the state level (see The lobby not on the Hill).

"It's interesting that states have really led with policy with respect to clean energy, yet when you look at the nuclear industry and the fossil fuel industries, they've really enjoyed federal policy, which creates, obviously, national markets. And we're looking to change that," said Resch.

The solar market in the U.S. is still very small compared to Europe, coming in at about 1/6 the size of the market in Germany, according to Resch. He said Germany created a long term incentive for solar about five years ago, resulting in 45,000 new manufacturing jobs in the country.

That's pretty good for a place that gets an average amount of sunlight equivalent to Anchorage, Alaska.

"You can imagine if solar does well and works well in Germany, just think how spectacularly it'll work here in the United States," said Resch.

The lead time needed in the development of solar power is a major factor in the SEIA's push for the extension. The group said large scale plants can take three to six years to be completed.

Tom Werner, CEO of San Jose, Calif.-based SunPower (Nasdaq: SPWR), said, "The level of incentive that the investment tax credit that we're encouraging to be part of the energy bill would cost less than $1 billion over eight years. And when you compare that to the government support for coal, or oil, or nuclear, it is a tiny, tiny amount of money, and yet Americans, given the choice, would choose solar over all of those options."

Barry Cinnamon, CEO of Los Gatos, Calif.-based installer Akeena Solar (Nasdaq: AKNS), sees a big boost in workers for his company if the ITC is approved, potentially rising to thousands from the current 200 employees.

Even Suntech, which already has three factories in China, and a fourth on the way, plans to expand in the States. Efird, who said the company could add 1,000 manufacturing jobs over the next few years in the U.S., said Suntech is in discussions with three different states and has begun looking at sites for new plants.

http://media.cleantech.com/2023/solar-ceos-see-light-in-u-s-…

[bossi1]

Danke - Die Spanier sprachen davon. Leider ging der Link zum Artikel in Expansion nicht. Der Anteilskauf von Al Gore an Abengoa rückt uns für die Amerikaner in den Focus. Das ist vergleichbar mit der Beteiligung von Bill Gates an Pacific Ethanol oder Solarworld damals.

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Algeria begins construction of first hybrid gas-solar plant
06/11/2007 ... es gibt dort Planungen für 3 weitere Hybridkraftwerke, also noch mal ~ 1 Mrd.€ für Abengoa.

The construction of the world's first hybrid gas-solar power plant began over the weekend in Hassi R'Mel, 800 km southeast of Algiers, local press reported. The $350m plant has a planned capacity of 150 megawatts and is the first of four hybrid power plants slated for construction in Algeria. The projects are being carried out by New Energy Algeria (NEAL), a company established in 2002 by Sonatrach and Sonelgaz in collaboration with Spain's Abener.

In related news on Monday, Sonatrach and Italian oil industry services company Saipem inked a $500m agreement for the construction of a liquefied petroleum gas (LPG) pipeline that will connect the Hassi R'Mel terminal to the Arzew petrochemicals complex. The pipeline is to be completed by 2009 and will increase the Arzew terminal's LPG transport capacity from 9m to 15m tonnes per year.

http://www.magharebia.com/cocoon/awi/xhtml1/en_GB/news/awi/n…

[bossi1]

Endesa und die Familie von Hernández Callejas, Präsident und Hauptaktionär (15%) von Ebro Puleva planen ein solartermisches Megaprojekt in der Provinz Sevilla. Geplant sind 4x50 MW für 1,2 Mrd.€, Info aus einem anderem Artikel, welches 2011 in Betrieb gehen soll. Ebro Puleva betreibt ein Bioethanlwerk 50/50 mit Abengoa in Salamanca. Endesa wird Planung, Bau und Betrieb der Parabolrinnenkraftwerke übernehmen, sowie die Mehrheit halten. Entrecanales von Acciona bestimmt seit der Endesa Mehrheitsübernahme die Endesa Geschäfte.

Endesa y el presidente de Ebro harán un megaproyecto solar en Sevilla

08/11/2007 08:54 C. PIZÁ INDUSTRIA
AUGE DE LAS RENOVABLES Y RENACER EN LA MINERÍA


n SEVILLA. Enésimo macroproyecto termosolar en la provincia de Sevilla, que junto a Granada se está configurando como un referente mundial en este tipo de tecnología renovable de producción de electricidad. Endesa anunció ayer que se ha aliado con la familia Hernández Callejas para construir en los municipios de Isla Mayor y Puebla del Río cuatro plantas (dos en cada localidad) que sumarán una potencia instalada total de doscientos megavatios.

Esta familia sevillana se une a la iniciativa a través de su sociedad patrimonial Instituto Hispánico del Arroz (IHA), que es a su vez el primer accionista de Ebro Puleva con un 15%. Antonio Hernández Callejas es presidente de este grupo, el líder agroalimentario español. IHA aporta al proyecto los terrenos de la finca denominada 'El Italiano', donde se ubicarán las centrales que se prevé que estén en funcionamiento en 2011.

Endesa será la encargada de gestionar el desarrollo, ingeniería, construcción, montaje y puesta en marcha de estas plantas, además de su explotación comercial. La compañía presidida por José Manuel Entrecanales ostentará además la mayoría de la sociedad que promoverá las cuatro plantas.

Las instalaciones utilizarán la tecnología cilindro parabólica, que es la que permite construir las plantas más potentes. Este tipo de tecnología concentra la luz solar a altas temperaturas sobre un tubo por el que circula un líquido especial del que se obtiene vapor que luego mueve una turbina generadora.

Endesa no había acometido hasta ahora una apuesta firme por la termoeléctrica, aunque sí por otras tecnologías como la eólica (su filial Ecyr es uno de los tres primeros operadores en la comunidad) o la fotovoltaica (merced a un acuerdo con Isofotón para instalar placas en terrenos de las centrales térmicas de la compañía). El único proyecto termosolar que está desarrollando Endesa es el de Almadén (Ciudad Real), una planta de veinte megavatios que se promueve junto a la Sociedad Estatal de Participaciones Industriales (Sepi) y Abengoa.

Por su parte, IHA también entra así con decisión en el campo de las renovables. Un segmento que ya le resulta muy familiar, sin embargo, al grupo Ebro Puleva. La compañía está presente en la producción de biocombustibles tanto en solitario como junto a socios. En el primer caso, impulsa en Jédula (Cádiz) una factoría de biodiésel que supondrá una inversión de sesenta millones. En el segundo, opera al 50% desde el pasado año 2006 una fábrica de bioetanol (sustituto de la gasolina) junto a Abengoa en Babilafuente (Salamanca).

Además de la provincia de Sevilla (ver texto adjunto), Granada es el otro gran polo termoeléctrico a escala europea y mundial merced a los 150 megavatios que está levantando el grupo constructor ACS (a través de su filial Cobra) en alianza con la compañía alemana Solar Millennium en la comarca de El Marquesado.

1.246 millones

Es la inversión que acometerán los dos socios, a razón de trescientos millones por cada grupo de cincuenta megavatios.

http://www.diariodesevilla.com/195481_ESN_HTML.htm

[bossi1]

Ich denke, über so was wie ´nen Salzspeicher verfügt nur S2M?


Neuer Speicher für Sonnenwärme

Köln/Stuttgart (dpa) - Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) hat einen neuen Energiespeicher für Sonnenkraftwerke entwickelt. Damit könne erstmals die Wärme aus dem mit Sonnenstrahlen erhitzten Dampf wirtschaftlich rentabel gespeichert werden, teilte das Zentrum am Mittwoch in Köln mit. So werde es möglich, in solarthermischen Kraftwerken auch nachts oder bei starker Bewölkung Strom zu erzeugen. Ein Prototyp des Speichers wurde in einem Testzentrum in Südspanien in Betrieb genommen. «Er funktioniert jetzt stabil», bestätigte Projektleiter Wolf-Dieter Steinmann vom DLR-Institut für Technische Thermodynamik in Stuttgart.

Im Gegensatz zu Photovoltaik-Anlagen, die Sonnenlicht direkt in Strom umwandeln, wird in solarthermischen Kraftwerken mit Sonnenstrahlen Dampf auf 200 bis 300 Grad Celsius erhitzt. Dieser Solardampf treibt wiederum Turbinen zur Stromgewinnung an. Dank des neuen Speichers könne bei Sonnenschein nun mehr Dampf erhitzt werden als aktuell benötigt. Der überschüssige Dampf gebe seine Wärme an den Speicher aus Nitratsalz ab, wo sie bis zu zehn Stunden aufbewahrt werden könne. Nachts oder bei Bedarf lasse sich daraus wieder Dampf erzeugen. Die gespeicherte Energie könne zu mehr als 90 Prozent wiedergewonnen werden, sagte Steinmann.

Der Prototyp ist das Ergebnis eines von der Europäischen Union (EU) geförderten Projekts, an dem sich seit 2004 außer dem DLR zwölf weitere Firmen und Forschungseinrichtungen aus fünf Ländern beteiligt hatten. Insgesamt wurden nach DLR-Angaben 3,9 Millionen Euro ausgegeben, die EU hatte sich mit rund 2,2 Millionen Euro beteiligt. In einem Anschlussprojekt werde das Prinzip auf eine Ein-Megawatt- Anlage erweitert.

http://www.pro-physik.de/Phy/leadArticle.do?laid=9821

Weitere Infos:

DLR-Institut für Technische Thermodynamik:
http://www.dlr.de/tt/
DISTOR Projekt:
http://www.dlr.de/tt/desktopdefault.aspx/tabid-2872/4415_rea…


Abengoa Solar arbeitet ebenfalls in vielen Projekten mit der DLR, die unter anderem eine Niederlassung bei uns in Köln Porz hat.

[bossi1]

Rohstoff 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


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. Da wären die superreinen spanischen Quarze für Solarvalue ideal ...

[bossi1]

Google investiert in Öko-Strom

Der Suchmaschinenbetreiber Google will mit seinem nicht-kommerziellen Zweig Google.org in die Forschung, Entwicklung und Produktion umweltfreundlich erzeugten Stroms einsteigen. Das Unternehmen will in den kommenden Jahren eine Kraftwerksleistung von insgesamt 1000 Megawatt installieren, was ungefähr der Leistung eines Kernkraftwerks entspricht. Der Strom soll aus Sonne, Wind, Geothermie und anderen Trägern gewonnen werden. Dazu will Google Ingenieure und Energiefachleute einstellen. Den Fokus legt Google dabei zunächst auf solarthermische Energiegewinnung.

Im kommenden Jahr will das Unternehmen einen zweistelligen Millionenbetrag für Forschung und Entwicklung auf diesem Gebiet aufwenden. In der Folge rechnet Google mit Investitionen in dreistelliger Millionenhöhe für konkrete Projekte, die Gewinn abwerfen sollen. Das erklärte Ziel von Google ist es, den Strom billiger zu produzieren als ein Kohlekraftwerk. Den Zeithorizont dafür bemisst Google nach eigenen Angaben in Jahren, nicht in Jahrzehnten.

Google gehört mit seinen Rechenzentren zu den Großverbrauchern von Strom in den USA. Andererseits hat Google bereits viel in Umwelttechnik investiert. So sind etwa die Dächer im Firmensitz Mountain View mit Solarkollektoren bestückt, die insgesamt 1,6 Megawatt Spitzenleistung abgeben. Erst im September hatte das Unternehmen angekündigt, 10 Millionen US-Dollar in die Entwicklung von Elektrofahrzeugen investieren zu wollen. (uma/c't)

http://www.heise.de/newsticker/meldung/99643" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://www.heise.de/newsticker/meldung/99643[/img]

[bossi1]

Klima-Ausschuss debattiert technologische Wege aus der Klimakatastrophe

Umwelt - 22-11-2007 - 10:57




Rajendra Pachauri, Chef des Weltklimarates begutachtet eine Solar-Paella


Solarthermische Kraftwerke in der Sahara, die einen Großteil unseres Energiebedarfs in Europa decken? Das Treibhausgas CO2 in großen Mengen in Fabriken und Kraftwerken aus den Abgasen „filtern“, um es dann in die Tiefen der Erde oder der Weltmeere zu pumpen? Science-Fiction oder seriöse Wissenschaft und machbare Technologien, die uns vor der Klimakatastrophe bewahren können? Dies waren die Themen einer parlamentarischen Anhörung des Sonderausschusses zum Klimawandel am Montag in Brüssel.


Politiker wie EU-Industriekommissar Günter Verheugen und der EU-Abgeordnete (und ehemalige Forschungskommissar) Philippe Busquin (SPE) waren sich einig, dass Europa technologisch und politisch eine Vorreiterrolle spielen muss, um den Rest der Welt davon zu überzeugen, dass die Klimakatastrophe abwendbar ist, ohne die Weltwirtschaft zugrunde zu richten.

„Der Gegensatz zwischen Wirtschaft und Ökologie ist nicht unüberwindbar“, so Verheugen während der Anhörung. Busquin meinte Europa habe in Sachen nachhaltiger erneuerbarer Energieformen – etwa bei der Photovoltaik – einen Vorsprung, den es konsequent nutzen und weiterentwickeln müsse.

Doch welche energiepolitischen Antworten und Technologien sind am vielversprechendsten? Kernkraft, Solar-Energie, Biokraftstoff, Energiesparen durch neue chemische Produkte oder Emissionshandel und die Abscheidung und geologische Speicherung des Treibhausgases CO2?

Die verschiedenen Redner aus Industrie (von BASF über Shell bis zur deutschen Solarworld AG) und Wissenschaft setzten jeweils eigene Akzente, während führende Ausschussmitglieder auch am Ende des Tages nicht an ein Patentrezept glauben wollten.

Solarthermische Kraftwerke in der Wüste

Der Hauptredner der Anhörung, der italienische Physik Nobelpreisträger Carlo Rubbia, machte sich für thermische Solarkraftwerke stark: Die Sonne bestrahle eine Fläche „von nur 0,13 Prozent der Wüsten im Sonnengürtel der Welt“ mit einer Energiemenge, die dem Energieverbrauch der Menschheit entspreche. Durch die „Concentrated-Solar-Power“-Technologie (CSP) könne diese Energie nutzbar gemacht werden, so Rubbia.

Solarthermische CSP-Kraftwerke in sonnereichen Gegenden, insbesondere Wüsten, bündeln Sonnenlicht durch bewegliche Reflektoren in einem Brennpunkt, wo Flüssigkeiten auf mehrere Hundert Grad (zum Teil über 1000° C) erhitzt werden. Die Wärme wird beispielsweise in Form von Salzlösungen gespeichert und kann je nach Bedarf durch eine Dampfturbine in Strom umgewandelt werden.

„Mit rechtlichem Rahmen wird Solarstrom zur konkreten Lösung"

Es sei möglich, thermische Solar-Energie in großen Stil in der Sahara zu nutzen und durch eine Verbindung des nordafrikanischen mit dem europäischen Stromnetz für die EU nutzbar zu machen. Aber auch in dünn besiedelten mediterranen Regionen Europas ließe sich diese Technologie effizient nutzen, wie das Beispiel Spaniens belege.

Rubbia betonte in diesem Zusammenhang, dass Spanien durch das Schaffen eines rechtlichen Rahmens für die Solarenergie ein positives Beispiel sei. Rubbia betonte, dass CSP-Technologie nicht „Science-Fiction, sondern eine konkrete, revolutionäre Lösung sei, die es verdient im Interesse der Menschheit entwickelt und genutzt zu werden.“

Kohlendioxid unterirdisch lagern: Pro & Contra „Sequestrierung"

Abscheidung und Speicherung von Kohlendioxid während der Verfeuerung fossiler Brennstoffe (auch Sequestrierung genannt) sei zwar auch eine Option, um die Menge des Treibhausgases in der Atmosphäre zu begrenzen, aber sie habe verschiedene Nachteile und Risiken, so Carolo Rubbia:

Die Pipelines, die das Gas in die Erde (oder unter den Meeresboden) pumpen würden, würden den Strompreis verdoppeln. Auch seien die Volumina, die sequestriert werden müssten, gigantisch.

Außerdem würde das Gas damit „nicht aus der Welt“ geschaffen und könnte früher oder später doch in die Atmosphäre gelangen, befürchtet Rubbia. Da Kohlendioxid (CO2) in Konzentrationen von über 10 Prozent tödlich ist, bestünde auch ein Sicherheitsrisiko für Mensch und Umwelt durch plötzlich austretendes CO2.

Graeme Sweeney von Shell International verteidigte hingegen CO2-Sequestrierung als in der Öl-Industrie gut erprobte Technik, die eine wichtige Option für den Klimaschutz darstelle. Auch seien ohnehin in der Natur große Mengen CO2 (oft vermischt mit Erdöl oder Erdgas) im Erdreich gespeichert.

Notwendig sei in jedem Fall ein klarer politischer und rechtlicher Rahmen, der aufweist in welche Richtung sich die Industrie orientieren soll, so Sweeney. Die Politik sollte dabei nicht auf Freiwilligkeit setzen, so der bei Shell für erneuerbare Energien zuständige Manager: „Freiwilliges Handeln wird nicht die notwendigen Veränderungen bringen“.

Parlamentsberichterstatter: „Alle Optionen genau prüfen"

CO2-Sequestrierung könne „nach Prüfung und Begrenzung der Risiken eine sehr gute Möglichkeit für die Zukunft sein“, so der Hauptberichterstatter des Klima-Ausschusses, der CDU-Abgeordnete Karl-Heinz Florenz. Der Ansatz dürfe „aber nicht dazu führen, dass wir von Einsparungen absehen. CO2-Emissionen einzusparen muss Vorrang vor der Abtrennung und Speicherung haben.“

Das persönliche Resümee des Berichterstatters war, dass es „nicht eine Energieart gibt, die uns rettet, sondern nur eine umfassende Lösung, die zum Beispiel Solarenergie einbezieht, aber auch andere Energiearten nicht von Vornherein ausschließt – weder Kernkraft noch Kohle.“

[TeddyKGB]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.620.662 von bossi1 am 29.11.07 21:41:36

Bist Du das Bossi?

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.622.460 von TeddyKGB am 30.11.07 00:08:15

... Nein, aber meine Frau meint ich sehe dem Richard Gere irgentwie ähnlich

[bossi1]

Abengoa Solar has been selected by the Department of Energy for three R&D projects in US


Madrid, 4th December 2007.- The U.S. Department of Energy has selected three projects proposed by Abengoa Solar as part of their Concentrated Solar Power initiative. The objective of these three projects is to develop new more efficient trough CSP technologies.

The Department of Energy will contribute with two million dollars for the first phase of these projects.

Henry Price, director of energy of Abengoa Solar explained "is a very important step in our efforts to develop better and cheaper technologies in solar thermal, With our R&D program in Europe and these new projects in the U.S. we will be able to ensure that concentrated solar power becomes a mainstream clean solution against climate change".

"It is the first occasion in which Abengoa Solar receives a subsidy on the part of the US Government in which the Business Unit is situated in referring to the solar sector within the international level", declared Price.

Abengoa Solar is the subsidiary of Abengoa that focuses on developing and applying innovative technologies to generate solar power. In the U.S. Abengoa Solar have its offices in Colorado and California.

Abengoa is a technology company applying innovative solutions for sustainable development in the infrastructures, environment and energy sectors. It trades with a market capitalization above the 2,075 million euro (03/12/2007) and it is and is present in more than seventy countries in which it operates with its five Business Units: Solar, Bioenergy, Environmental Services, Information Technologies, and Industrial Engineering and Construction. (www.abengoa.com).

[bossi1]

Die Comisión Nacional de la Energía (CNE) überprüft morgen in Spanien rdie Marktsituation zu Vergütungen für PV-Solar Strom. Bis zum September 2007 waren 85% vom altem 400 MW Ziel bis 2010 erreicht. Dieses Ziel wurde im Herbst 2007 unter Beibehaltung der Tarife auf 1.200 MW angehoben, wobei jedoch die Vergütung nach "deutschem Vorbild" ab 1 Okt. 2008 erstmals jährlich um 5% für die "neuen" Intallationen gesenkt wird. Man will damit stark steigende Stromtarife durch massiven Zubau mit PV-Parks (Sonnengärten)durch "Sektorfremde" vermeiden.

CNE analizará mañana cambios en retribución de la energía solar fotovoltaica
Hora: 20:16 Fuente : EFE

Madrid, 12 dic (EFECOM).- El Consejo de Administración de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) analizará mañana un informe sobre la propuesta de Real Decreto elaborada por el Ministerio de Industria y que incluye modificaciones en la retribución de la energía solar fotovoltaica.

Según explicaron a Efe fuentes del organismo regulador, está previsto que en la reunión de mañana se analice este informe, así como un estudio sobre la situación del mercado de gasolineras en la zona de Vitoria, similar a los elaborados sobre Vigo y Jerez de la Frontera.

Por el contrario, el informe que recogerá las recomendaciones normativas para evitar apagones como el de Barcelona irá previsiblemente en el Consejo de Administración del próximo día 18 de diciembre.

En septiembre pasado, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) certificó que la energía solar fotovoltaica había alcanzado el 85% del objetivo de 400 MW previsto en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010.

Esta circunstancia obliga a introducir modificaciones en la regulación e Industria elaboró una propuesta de Real Decreto en la que se eleva el objetivo de potencia instalada para la energía solar fotovoltaica hasta los 1.200 MW, al tiempo que reduce las primas que cobrarán las nuevas instalaciones.

La normativa prorroga un año las primas actuales y las reduce a partir del 1 de octubre de 2008 para las instalaciones industriales (huertas solares).

A partir de 2010 se pondrá en marcha un sistema que reducirá anualmente las primas alrededor de un 5% inspirado en el modelo que existe en Alemania.

Según Industria, esta nueva regulación pretende evitar la instalación masiva de parques solares por productores ajenos al sector y un incremento excesivo de la tarifas eléctricas causado por la primas a la producción. EFECOM

http://www.megabolsa.com/aldia/googlenewseconomia.htm

[TeddyKGB]

Antwort auf Beitrag Nr.: 32.642.340 von bossi1 am 02.12.07 23:18:17

Respekt!
Du solltest Dich dann aber mehr mit Frauen, als mit Aktien beschäftigen!

[bossi1]

Gamesa beauftragt Citi mit der Taxierung ihrer Solarsparte für einen "möglichen" Verkauf. Denkbar wäre aber auch ein Börsengang oder eine Fusion. Der Betrag von 250 Mio.€ wurde schon mal genannt, wozu auch verschiedene Gamesa Modulfabriken in Spanien gehören. Citi war in der Bankengruppe, die Gamesa 2005 mit 1.200 Mio. für die Expansion finanzierten. ... mögliche Käufer oder Fusionspartner: Iberdrola Renovables, Acciona oder Abengoa

Citi tasará la filial solar de Gamesa para una posible venta

K. A. / BILBAO (12-01-2008)

Gamesa quiere saber cuánto vale su división de energía solar. La compañía presidida por Guillermo Ulacia ha encargado al grupo Citi sondear el mercado nacional e internacional para tasar esta filial de energías renovables. Fuentes de Gamesa reconocieron que la venta, una vez realizada la valoración, 'es sólo, unos de lo escenarios con los que estamos trabajando'.

Poner en valor su filial para la venta, tasarla para sacarla a Bolsa o evaluarla para afrontar una fusión. Estas tres posibilidades son las que justifican el encargo de Gamesa a Citi para su división de energías renovables, según aseguraron el viernes fuentes financieras. Los mismos medios señalan que su valor rondaría los 250 millones de euros. Esta división tiene varias plantas de fabricación de paneles en España.

Citi fue uno de los líderes, junto con BBVA, Barclays y Banesto, en el crédito sindicado, por valor de 1.200 millones, que solicitó Gamesa en 2005 para financiar sus proyectos de expansión.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/Citi/tasara/filia…

[TeddyKGB]

Visionen oder Gigawatt?


16.01.2008: Vor zwei Jahren hat Google sich zu Solarenergie bekannt und eine große Photovoltaikanlage auf der Firmenzentrale installieren lassen. Jetzt will der Internetkonzern auch mit der Entwicklung und dem Betrieb von anderen Erneuerbare-Energien-Kraftwerken Geld verdienen.

© eSolar

Bislang nur eine Computersimulation, aber schon Bestandteil der Google-Pläne: ein solarthermisches Turmkraftwerk von eSolar.


Ihre Ziele haben die selbst ernannten Weltveränderer in Mountain View äußerst hochgesteckt. Doch die Technologie, mit der sie erreicht werden sollen, gibt es noch gar nicht.

Google will groß in das Geschäft mit erneuerbaren Energien einsteigen. Doch bislang ist nur klar, dass die Erfolgsfirma ehrgeizige Ziele hat. Erstens: Google will Anlagen mit einem Gigawatt Leistung bauen – solarthermische Kraftwerke, Windkraftanlagen und geothermische Kraftwerke. Zweitens: Die Anlagen sollen Strom billiger produzieren als Kohlekraftwerke – zu Kosten von 1 bis 3 US-Cent (0,6 bis 2 Eurocent) pro Kilowattstunde. Drittens: Ihre Errichtung soll eher Jahre denn Jahrzehnte dauern, wie Google-Gründer Larry Page Ende November bekannt gab.

Um diese überaus ehrgeizigen Marken zu erreichen, will Google einerseits etwa 30 Ingenieure einstellen und selbst forschen – etliche Millionen Dollar stehen dafür laut Firmenangaben schon in diesem Jahr zur Verfügung. Andererseits will der Konzern offenbar unter die Anlagenbetreiber gehen. Mehrere Hundert Millionen Dollar sollen dafür in den nächsten Jahren aufgebracht werden, sagte Page in einer Pressekonferenz. Bedeckt hält sich das Unternehmen dazu, welche Technologie an welchem Standort zur Anwendung kommen wird. Das Gleiche gilt für sogenannte Partnerschaften mit den Start-up-Unternehmen eSolar Inc. und Makani Power Inc. – es könnte sich sowohl um Entwicklungskooperationen als auch um Beteiligungen handeln. Über die Details hätten Google und die Unternehmen Stillschweigen vereinbart, sagte Page. Deutlich wird allerdings, dass der Internetgigant mehr auf die Weiterentwicklung innovativer Technologieideen setzt und weniger auf ausgereifte Produkte. Makani etwa entwickelt eine Art Drachen, der die Energie von stetigen und kräftigen Höhenwinden in Elektrizität umwandeln soll – wie auch immer.
An einer etwas bewährteren Technologie arbeitet hingegen eSolar: Das Unternehmen plant solarthermische Turmkraftwerke. Im Gegensatz zu anderen Firmen, die derzeit solarthermische Großkraftwerke entwickeln (PHOTON 11-2007), hat eSolar bislang allerdings nur Computeranimationen zum Vorzeigen – und Dale Rogers, der sich in den Neunzigerjahren unter anderem beim solarthermischen Forschungskraftwerk Solar One seine Meriten verdiente. Von dort bringt Rogers auch das Konzept mit. Googles Prognose, Solarstrom billiger als Kohlestrom herstellen zu können, wolle eSolar vor allem erreichen, indem es die Heliostaten – sie reflektieren die Sonne auf einen Dampferzeuger im Turm – massenhaft in China fertigen lässt. Das berichtet der Solarthermieexperte Reiner Buck vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR). Ein Heliostat mit einem halben Quadratmeter Spiegelfläche soll nur 50 Dollar (33,93 Euro) kosten. »Das ist extrem wenig«, sagt Buck, der eSolar aus eigener Anschauung kennt.

Für den Receiver, der Wasser direkt zum Betrieb einer Turbine verdampfen soll, gibt es bislang noch nicht einmal einen Stand der Technik. Beim Vorläufer Solar One habe es hier große Materialprobleme gegeben, weil der Receiver Verdampfer- und Überhitzer in einem Bauteil vereint habe, berichtet Buck. Starke thermische Spannungen seien die Folge gewesen. Die neuen Konzepte sehen hingegen Receiver mit klar voneinander getrennten Verdampfern und Überhitzern vor. Doch »das müssen sie noch selbst entwickeln«, sagt DLR-Forscher Buck. Ob das »in Jahren«, wie man bei Google hofft, gelingen kann, ist fraglich. Der Vergleich mit dem Werdegang von Parabolrinnenkraftwerken legt jedenfalls nahe, dass es doch eher Jahrzehnte dauern könnte. Andererseits: eSolar-Chef Bill Gross gründet neue Unternehmen in Serie und hat dabei durchaus schon einige erfolgreiche Projekte verbuchen können. Eines davon bestand darin, eine 1,6-Megawatt-Photovoltaikanlage auf Googles Unternehmenszentrale im kalifornischen Mountain View zu montieren.
Christoph Podewils

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.080.916 von TeddyKGB am 17.01.08 13:32:28

Das hilft z.B. ABG bei Solar Projekten in den USA ...
Schott baut großes Solar-Werk in den USA
Investitionen von bis zu 500 Millionen US-Dollar

Vom 15.01.2008

Von
Ralf Heidenreich

MAINZ/SANTA FE Die Schott AG forciert den Ausbau ihrer Solartechnologie: Im US-amerikanischen Bundesstaat New Mexico will der Mainzer Spezialist für High-Tech-Glas ein neues Werk erreichten und dort bereits von 2009 an Komponenten zur Erzeugung von Solarstrom - Photovoltaik-Zellen und -Module sowie Receiver für solarthermische Kraftwerke - herstellen. Wie das Unternehmen gestern mitteilte, werden am Standort Albuquerque zunächst in einem ersten Abschnitt 100 Millionen US-Dollar (rund 68 Millionen Euro) investiert; 350 neue Arbeitsplätze sollen entstehen.

Doch die Pläne für den Standort im sonnendurchfluteten New Mexico gehen noch viel weiter. "Nach unserer Einschätzung wird sich der Markt für erneuerbare Energien in den USA in den kommenden fünf Jahren zumindest verdoppeln", sagte Schott-Vorstandschef Udo Ungeheuer. Langfristig sollen daher 500 Millionen Dollar in das Projekt gesteckt werden, in dem einmal 1500 Beschäftigte ihrer Arbeit nachgehen sollen. "Mit diesem Werk stellt Schott Solar die Weichen für die zu erwartenden Nachfrage", so Ungeheuer weiter.

Die Solarenergie-Tochter Schott Solar hat in den kommenden Jahren viel vor. 2007 lag die Gesamtkapazität der Produktion von Photovoltaik-Elementen zur Erzeugung von Solar-Strom bei 130 Megawatt. Bis 2010 sollen die Kapazitäten jährlich um 450 Megawatt für kristalline Solar-Zellen und Module sowie um 100 Megawatt im Bereich der Dünnschichttechnologie ausgebaut werden. Große Hoffnungen ruhen auch auf solarthermischen Receivern, die das Herzstück so genannter Parabolrinnenkraftwerke zur großflächigen Erzeugung von Solar-Strom bilden. "Wir erwarten, dass Zuverlässigkeit und Kosteneffizienz von solarthermischen Kraftwerken in Verbindung mit der starken Sonneneinstrahlung in den südwestlichen US-Staaten dazu beitragen werden, dass Solarenergie bis 2025 eine der führenden Quellen für erneuerbare Energien in den USA wird", sagte Schott-Solar-Chef Mark Finocchario.

[bossi1]

Kein Wunder das M. Stanley heute ABG kauft ...

Thursday, February 21, 2008 - 10:02 AM MST
Abengoa Solar plans world's largest solar power plant

Denver Business Journal

Denver-based Abengoa Solar is a subsidiary of Abengoa S.A., a $4 billion multinational company based in Spain.

The plant would be located 70 miles southwest of Phoenix, near Gila Bend, Ariz. It's scheduled to go into operation by 2011. Abengoa Solar said the plant will sell the electricity it produces to Arizona Public Service Co. and bring in a total of $4 billion in revenue in 30 years.

"This is a major milestone for Arizona in our efforts to increase the amount of renewable energy available in the United States," Arizona Gov. Janet Napolitano said in a news release.

The plant has been named Solana, and will have a capacity of 280 megawatts, "enough to power 70,000 homes while avoiding over 400,000 tons of greenhouse gases" the company said. Construction of the Solana Generating Station will create about 1,500 construction jobs, and it would employ 85 full-time workers once it's operational, Abengoa Solar said.

http://www.bizjournals.com/denver/stories/2008/02/18/daily39…

[bossi1]

Arizona Public Service will eines der größten solarthermischen Kraftwerke der Welt bauen


Abengoa Solar-Kraftwerke im
"Solucar Solar Park" (Spanien).

Die Arizona Public Service Co. (APS) kündigte am 21.02. 2008 an, das Unternehmen werde ein solarthermisches Kraftwerk mit einer Leistung von 280 Megawatt (MW) errichten, Das Solar-Kraftwerk, "Solana , das 70 Meilen südwestlich von Phoenix (Arizona) geplant ist würde zu den größten Solaranlagen der Welt zählen. Solana soll im Endausbau ab 2011 genug Strom liefern, um rund 70.000 APS-Kunden zu versorgen. Mit dem Bau beauftragt wurde das Unternehmen Abengoa Solar Inc., das in Sevilla im Süden Spaniens das erste kommerzielle solarthermische Kraftwerk Europas betreibt. Die Anlage mit einer Leistung von 11 Megawatt (MW), wurde am 30.03.2007 in Betrieb genommen. Solana (spanisch: sonniger Ort) wird keine Treibhausgase freisetzen und es werde APS mehr Solarstrom liefern als jedes andere Solarkraftwerk in den USA, betont APS in einer Pressemitteilung.


Das solarthermische Kraftwerk in Arizone soll mehr Leistung bringen als alle derzeit arbeitenden Anlagen dieses Typs weltweit, unterstreicht APS. "APS will Arizona zum Mittelpunkt der solaren Welt machen und all seinen Kunden bezahlbare erneuerbare Energie liefern" sagte APS-Präsident Don Brandt. Die Energiekommission von Arizona habe die Energieversorger aufgefordert, sich bei den erneuerbaren Energien an die Spitze zu stellen, und das Untenehmen nehme diese Herausforderung an.

Janet Napolitano, Gouverneurin von Arizona, lobte das APS-Projekt: "Das ist ein Meilenstein, mit dem Arizona die Nutzung der erneuerbaren Energien in den USA steigern wird. Arizona zeigt den Weg, unsere Umwelt für kommende Generationen zu schützen, indem wir den Klimawandel bekämpfen, und für saubere Luft engagieren und mehr. Dieses Kraftwerk wird den Einwohnern von Arizona saubere und effiziente Energie liefern", so Napolitano.


Abengoa Solar-Projekte in den USA, in Spanien, Algerien und Marokko

Don Brandt sagte, APS habe Abengoa Solar ausgewählt, weil das Unternehmen umfangreiche Erfahrung beim Bau und Betrieb von solarthermischen Kraftwerke habe. Abengoa Solar liefere seine Technologie in alle Teile der Welt, darunter an Kraftwerke, die in den USA, in Spanien, Algerien und Marokko geplant würden oder sich im Bau befänden. Solana werde mit erprobter Technik auf dem neuesten Stand arbeiten, die sowohl Energie erzeugen als auch speichern könne, um auch Spitzenlasten zu decken. APS werde 100 % der produzierten Energie kaufen, wenn die Energiekommission dem zustimme. Den Wert der produzierten Energie beziffert APS mit rund vier Milliarden US-Doller in einem Zeitraum von 30 Jahren.
26.02.2008 Quelle: Arizona Public Service Co.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.485.506 von bossi1 am 26.02.08 22:57:58

27.02.2008 , 16:10 Uhr Meldung drucken
CLP und australische Solar Systems entwickeln 154 MW-Solarkraftwerk in Australien

Hongkong - Die CLP Group aus Hongkong hat ihr Portfolio im Bereich erneuerbare Energien erweitert und über ihre australische Tochter TRUenergy einen Vertrag mit Solar Systems, Melbourne, zur Errichtung eines Solarkraftwerks in Australien abgeschlossen. Gleichzeitig sei eine Vereinbarung getroffen worden, die Solar-Technologie von Solar Systems auch in Asien zu etablieren, teilte CLP mit.

Im Rahmen des Vertrags wird TRUenergy insgesamt 285 Mio. AU-Dollar (ca. 178 Mio. Euro) für die Entwicklung des Solarkraftwerks mit einer Gesamtleistung von 154 MW im Bundesstaat Victoria investieren. Die Regierungen Victorias und Australien wollen ebenfalls Gelder für das Solarprojekt beisteuern. Die Gesamtkosten werden mit umgerechnet rd. 250 Mio. Euro beziffert. Mit der Errichtung soll nach Angaben von CLP im Jahr 2009 begonnen werden.

[bossi1]

Sonntag, 9. März 2008
Hoffnungsträger Solarthermie
Strom aus Spaniens Sonne

Die Sonne scheint vom blauen Himmel auf die zahllosen Spiegel des Solarkraftwerks, das 50 Kilometer östlich von Granada aus dem gelbgrauen Sandboden Südspaniens ragt. Die aus 84 Reihen bestehende Anlage ist noch nicht fertig montiert, soll aber in wenigen Monaten aus Sonnenenergie Strom für etwa 200.000 Menschen produzieren. "AndaSol 1", wie das 260 Mio. Euro teure Kraftwerk mit der 510.000 Quadratmeter großen Spiegelfläche heißt, stellt dabei eine Premiere für Europa dar: Es ist ein "Parabolrinnenkraftwerk", das mit Hilfe gebogener Spiegel und ölgefüllter Röhren arbeitet.



Während in den USA bereits zehn dieser Kraftwerke laufen, ist "AndaSol 1" die erste kommerzielle Anlage ihrer Art in Europa. Der Mainzer Technologiekonzern Schott, der ein wichtiges Bauteil dafür in tausendfacher Stückzahl produziert, sieht für diese Werke den "Durchbruch" gekommen. "Das Potenzial ist gewaltig", sagt der für den Bereich zuständige Schott-Manager Gerrit Sames. Nach Angaben von Schott-Sprecher Klaus Hofmann sind weltweit etwa 80 Anlagen dieser Art im Bau oder geplant, etwa 50 davon im sonnigen Spanien, das eine Einspeisevergütung von rund 0,27 Euro je Kilowattstunde bietet.

Bei solarthermischen Kraftwerken dieser Art fangen parabolisch geformte Spiegel in Form eines großen Trogs die Sonnenstrahlen ein und konzentrieren sie in 80-facher Stärke auf einen vor dem Spiegel angebrachten "Receiver". Das ist ein vier Meter langes Stahlrohr in einer Glashülle, das die Sonnenstrahlen in Wärme umwandelt: Durch die Stahlrohre der miteinander verbundenen Receiver fließt 290 Grad heißes Spezialöl, das von der Sonne auf 390 Grad erhitzt wird. Wärmetauscher erzeugen daraus Dampf, der die Turbine eines Generators zur Stromerzeugung antreibt. 22.500 Receiver gebe es in der Anlage, sagt Elektroingenieur Oliver Vorbrugg von der Firma Flagsol, einer Tochter des Projektentwicklers Solar Millennium AG.

Die Anlage kann laut Schott auch nach Sonnenuntergang noch 7,5 Stunden lang Strom erzeugen. Denn ein Teil der Wärme kann in einen Salzspeicher "abgezweigt" und bei Dunkelheit "zurückgeholt" werden. "Das Salz gibt die Wärme an das Öl ab und bringt es auf 390 Grad", erklärt der Vorstandsvorsitzende der Schott AG, Udo Ungeheuer.

Schott ist nach eigenen Angaben einer von weltweit zwei Receiver-Herstellern und sieht sich als Markt- und Technologieführer. Wegen der erwarteten Nachfrage investiert der Konzern kräftig: Bei einem gerade fertiggestellten Receiver-Werk im südspanischen Aznalcóllar laufen bereits die Arbeiten für eine Erweiterung, und auch in den USA entsteht ein Werk. Ungeheuer erwartet in den USA noch größere Projekte als bisher. "Es boomt also wirklich", sagt er. Als Standorte eignen sich neben dem Südwesten der USA und dem Süden Europas auch Nordafrika und Australien. "Diese Kraftwerke müssen da stehen, wo eine hohe Einstrahlung ist, damit die volle Leistung zum Tragen kommt", sagt Richard Harnisch vom Bundesverband Solarwirtschaft.

Eine 300 mal 300 Kilometer große Anlage dieser Art in der Wüste würde ausreichen, um den Strombedarf der Welt zu decken, sagt Sames. Benötigt würden aber auch Stromnetze zum Transport. Einer Studie zufolge gingen auf dem Weg nach Zentraleuropa nur 10 bis 15 Prozent des Stroms verloren. Sames verweist auch auf eine Aussage des "Club of Rome" aus dem Jahr 2007, nach der in knapp sechs Stunden soviel Energie auf die Wüsten der Welt einwirkt, wie die Menschheit im Jahr verbraucht. Die Kosten für Strom aus Receiver-Kraftwerken und aus fossilen Energieträgern glichen sich einer Studie bis 2020 nahezu an, 2030 sei der Strom aus Parabolrinnen-Kraftwerken billiger, sagt er.

n-tv.de

[bossi1]

HANDELSBLATT, Mittwoch, 12. März 2008, 15:38 Uhr
Spanien

Wahlen beflügeln die Kurse der Energiekonzerne

Von Anne Grüttner

Der spanische Energiemarkt könnte bald in Bewegung geraten. Großen Einfluss scheint die Politk zu haben: Nach den Parlamentswahlen am Sonntag verzeichnete die Branche deutlich steigende Kurse. Besonders alternative Branchensegmente dürften von Zapateros Sieg profitieren.

MADRID. Anleger erwarten baldige Bewegungen im spanischen Energiemarkt. Das spiegelte der Aktienindex Ibex nach den Parlamentswahlen am Sonntag deutlich wider. Die gesamte Energiebranche verzeichnete Anfang der Woche deutlich steigende Kurse, während sich der restliche Markt relativ unbeeindruckt von dem Sieg der regierenden sozialistischen Partei und der Aussicht auf weitere vier Jahre für den amtierenden Ministerpräsidenten José Luis Rodriguez Zapatero zeigte.
Doch für die Energie- und Strombranche bringen die nun überstandenen Wahlen vor allem eines: Gewissheit. "Jeder Investor mit Interesse an dem Sektor weiß jetzt, mit wem er auf staatlicher Ebene verhandeln wird", sagt Julian Coca vom Investmenthaus Inversis. Das beflügelt vor allem die Aktien der drei Versorger Iberdrola, Union Fenosa und Gas Natural. Der französische Staatskonzern EDF hatte "Sondierungsgespräche" mit dem Iberdrola -Aktionär ACS zugegeben. Der Mischkonzern ACS ist größter Aktionär von Iberdrola und kontrolliert zudem den drittgrößten Versorger Union Fenosa. Diese beiden Beteiligungen will ACS im Rahmen einer Großoperation mit mehreren Beteiligten verschmelzen. Auch die deutsche Eon hat anhaltendes Interesse am spanischen Markt, also an Iberdrola, bekundet.

Den katalanischen Versorger Gas Natural schließlich sieht die Gerüchteküche in geheimen Verhandlungen mit Iberdrola über eine Fusion. Auch eine Verschmelzung von Union Fenosa mit dem Gasversorger aus Katalonien halten viele Analysten für eine realistische Möglichkeit.

Gas Natural könne zudem von dem künftigen Einfluss der katalanischen, christdemokratisch-liberalen Partei CiU in der nationalen Politik profitieren, sagt Antonio Lopez, Experte für die Strombranche bei Fortis in Madrid. CiU wird im neuen Parlament die drittgrößte Partei darstellen und möglicherweise eine Art Koalition mit den Sozialisten eingehen und hätte somit eine ausgezeichnete Machtposition, um Lobbyarbeit für katalanische Unternehmen zu machen.

Zapateros Sieg wird auch die Kurse der alternativen Energieunternehmen beflügeln. "Der "nachhaltige" Schwerpunkt des sozialistischen Wahlprogramms dürfte Unternehmen wie Solaria, Gamesa oder Iberdrola Renewables gut tun, die auf "nachhaltige" Regulierung angewiesen sind", sagt Analyst Lopez. Spaniens derzeitiges Einspeisegesetz für Solarenergie läuft im September aus; unter der sozialistischen Regierung ist eine Fortführung der aktuellen, attraktiven Tarife höchst wahrscheinlich. Davon profitiert vor allem Solaria, das als Hersteller von fotovoltaischen Solarmodulen und Entwickler von Solarkraftwerken stark vom regulatorischen Rahmen abhängt.

Iberdrola Renewables, die erst vor wenigen Monaten ihr Börsendebüt feierte, profitiert zudem von den Übernahmebewegungen um das Mutterhaus Iberdrola. Da Iberdrola noch 80 Prozent an der Erneuerbare Energie-Tochter hält, müsste ein Übernahmeangebot auch das Tochterunternehmen einschließen. Dabei gäbe es zwei mögliche Referenzpreise, erklärt Lopez von Fortis: Entweder der Emissionspreis von 5,30 Euro pro Aktie, oder der durchschnittliche Kurswert seit dem Börsengang von 4,94 Euro pro Aktie - beide liegen deutlich über dem derzeitigen Kurs von 4,30 Euro.

[bossi1]

Solaranlage 2.0
Von Peter Fairley

Sonnenenergie lässt sich auf verschiedene Arten nutzen – die bekannteste ist die direkte Umwandlung in Elektrizität mit Hilfe der Photovoltaik. Investoren und Energiekonzerne interessieren sich zunehmend aber auch für einen zweiten Ansatz: Wärmekraftanlagen auf Basis von Solarenergie. Ihr Vorteil: Die Technik ist weniger aufwändig und lässt sich so je nach Einsatzbereich erstaunlich kostengünstig installieren. In den USA folgt derzeit ein großer Deal dem nächsten. Im Februar kündigte der spanische Solarenergieentwickler Abengoa Solar zusammen mit dem Versorger Arizona Public Service aus Phoenix an, eine 280-Megawatt-Anlage in der sonnenreichen US-Region aufzubauen. Zum Vergleich: Die bislang größte Photovoltaikanlage der Welt generiert gerade einmal 20 Megawatt.

Eine Solar-Wärmekraftanlage nutzt Spiegel, um das Sonnenlicht auf eine wärmeleitfähige Flüssigkeit zu konzentrieren, die dann wiederum verwendet wird, um Wasser zum Kochen zu bringen. Das treibt dann reguläre Dampfturbinen an. Im letzten Jahr sammelten Spezialfirmen wie Abengoa, Ausra und Solel Solar Systems zweistellige Millionenbeträge an Investitionsmitteln und Lieferverträgen ein – und große US-Energieversorger wie Pacific Gas and Electric oder Florida Power and Light waren ganz vorne dabei. Bis 2013 sollen die aktuell in den USA und in Spanien in Entwicklung befindlichen Projekte fast 6000 Megawatt an zusätzlicher Leistung bringen – aktuell sind es weltweit gerade einmal 100 Megawatt, wie aus Zahlen des US-Beratungsunternehmens Emerging Energy Research hervorgeht.

Spannend sind Solar-Wärmekraftanlagen vor allem aus zwei Gründen. Der erste: Solche Anlagen skalieren gut, lassen sich also im großen Maßstab kostengünstig aufsetzen. Severin Borenstein, Direktor des Energieinstituts der University of California, glaubt, dass die Technik Jahrzehnte vor der Photovoltaik mit bisherigen Formen der Stromerzeugung wirtschaftlich mithalten können wird – und zwar selbst dann, wenn Klimagasemissionen (wie allgemein gefordert) nicht deutlich stärker besteuert werden

http://www.heise.de/tr/Solaranlage-2-0--/artikel/104900

[bossi1]

Flexible Feed-in Tariff presented in Spain

ASIF, Spain's solar PV industry association, has presented a suggestion to the government based on an innovative "flexible" feed-in tariff, dubbed TFF. The suggestion has also been endorsed by APPA, the Spanish Association of Renewable Energy Producers.

15/3/2008

ASIFs proposal includes a yearly revision of the feed-in tariff (the current proposal points at revisions every 4 years), linked to the growth of the market as stated by the National Energy Commission (CNE) and the deviation of the actual capacity from the forecasts. The average drop in the feed-in tariff would be 5% per year. The TFF would not be applied until October 2009, as the first year (from October 2008 to October 2009) would simply set the benchmark and objective for the following year. In order to avoid too much uncertainty on the future feed-in tariff (in case it is expected to drop heavily), the proposal has included a yearly range of decrease between 2% and 10%.

With the new flexible tariff, the market would be more "adaptive, stable and certain".

According to Mr Javier Anta, President of ASIF, the proposal is an incentive for the Spanish government to announce the new legislation. According to ASIF, it is vital for the industry to know the new rules as soon as possible. The current legislation will expire by the end of September and most people believe that the industry will reach 1,200 MW of connected capacity before then, which would mean the end of the current feed-in tariff, set by the Royal Decree 661/2007.

Last week ASIF representatives had a meeting with Mr Ignasi Nieto, Energy Secretary General of Spain. “We do not understand the delay in the new legislation; the solar PV industry cannot stop as companies need to forecast their activity, and they cannot wait until September for that" said ASIF. However, after last weekend's elections, when socialists remained in power, the new legislation is expected to be released soon. We will keep all of you informed.

For additional information:

http://www.asif.org/

[bossi1]

Concentrix Solar GmbH bündelt Kompetenzen und schließt Finanzierungsrunde ab


FLATCON-Konzentratormodule
von Concentrix Solar.

Die Concentrix Solar GmbH (Freiburg), eines der führenden Unternehmen im Bereich der Konzentrator-Photovoltaik, hat eine zweite Finanzierungsrunde abgeschlossen, berichtet das Unternehmen in einer Pressemitteilung. Neben Good Energies, einem führenden Investor im Bereich erneuerbare Energien und Energieeffizienz, habe sich auch das spanische Unternehmen Abengoa Solar, eines der weltweit führenden Unternehmen in der Entwicklung und Konstruktion von Solarkraftwerken, an der neuen Finanzierungsrunde beteiligt. Das Beteiligungskapital soll für die Finanzierung der ersten industriellen Fertigungslinie und für die Erschließung der südeuropäischen Märkte eingesetzt werden, insbesondere des spanischen Marktes. Für die Einführung der FLATCON-Technologie in den spanischen Markt haben Concentrix und Abengoa Solar ein Joint Venture gegründet, die Concentrix Iberia S.A. Hansjörg Lerchenmüller, Geschäftsführer der Concentrix Solar GmbH, freut sich über die neue Partnerschaft: "Abengoa Solar ist für uns der ideale Partner für die Markterschließung des spanischen Marktes und verfügt über sehr viel Erfahrung im Aufbau und Betrieb von Solarkraftwerken."

Photovoltaik-Systemwirkungsgrade von mehr als 23 %

Dr. Sven Hansen von Good Energies verspricht sich wertvolle Unterstützung durch den neuen Partner: "Abengoa Solar hat eine sehr gute Marktposition in Spanien, aber auch in anderen Zielländern der Konzentrator-Photovoltaik. Abengoa Solar ist als strategischer Kooperationspartner von Concentrix eine optimale Verstärkung, da es über wertvolles Wissen in der Projektplanung und über Marktkenntnis verfügt und dadurch das Wachstum von Concentrix beschleunigt."

Santiago Seage, Geschäftsführer von Abengoa Solar sieht der Kooperation erwartungsvoll entgegen: "Wir freuen uns sehr über die Zusammenarbeit mit Concentrix, einem Unternehmen das wirklich außerordentliche technische Ergebnisse erzielt und mit Systemwirkungsgraden von über 23 % marktführend ist. Wir schätzen die Technologie und sind von ihrem Potenzial absolut überzeugt."

20.03.2008 Quelle: Concentrix Solar GmbH


... Abengoa Solar hat 850 MW an Solarkraftwerken mit verschiedenen Techniken weltweit in Planung/Bau. Sie entstehen in Spanien, Nordafrika und den USA, wobei das größte Solarkraftwerk mit 280 MW in den USA geplant ist. Mit Rioglass hat man in einem Joint Venture eine eigene Solarspiegel Fertigung für Parabolrinnen Kraftwerke in Spanien.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.702.853 von bossi1 am 20.03.08 22:39:56

Concentrix und ihre FLATCON®-Technologie

http://www.concentrixsolar.de/cms/front_content.php?idcat=88

[bossi1]

Der Industrieverband der span. PV Produzenten (ASIF) haben Zusagen der Regierung erhalten, die eine Fortführung des Geschäfts mit entsprechenden Tarifen und der notwendigen "Stabilität" garantieren, wurde heute bekannt gegeben. Es wird nichts auslaufen. Das Ministerium hat immer PV unterstützt, wodurch im letzten Jahr die Zahl der direkten Arbeitsplätze" in Spanien" um den Faktor 15 zugenommen haben. 2006 wurden hier 200MW PV produziert, 2008 erwartet man 900MW und 2010 rechnet man mit 2.500MW "wenn alle Pläne" umgesetzt werden. Trotzdem wurde von einer Notwendigkeit einer moderaten Regulierung gesprochen, um das ganze nicht ausufern zu lassen. ... es wird wohl erst mal um span. Arbeitsplätze gehen.


Economía/Energía.- El Gobierno ultima la nueva regulación sobre energía fotovoltaica, según ASIF

MADRID, 28 (EUROPA PRESS).- Los productores fotovoltaicos, agrupados en torno a la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), han recibido garantías por parte del Gobierno de que se está ultimando la nueva regulación sobre el sector y de que su contenido dará continuidad a su negocio, anunció hoy en un comunicado.

Europa Press
28/03/2008 (17:54h.)
El director de Energías Renovables del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), Jaume Margarit, ha pedido a las empresas del sector que sean conscientes de la necesidad de hacer una regulación acertada que conjugue el impacto en la tarifa con la estabilidad necesaria.

Además, señaló que se convocará a los actores del sector apenas pasen "unos días" desde la elaboración del borrador. Margarit realizó estas declaraciones en la última asamble general de ASIF, celebrada ayer en Madrid.

El representante del IDAE afirmó además que, tras la caducidad en septiembre del Real Decreto 661/07, "no se acaba nada", en alusión a la controversia generada por el límite de 1.200 megavatios (MW) hasta 2010 incluido en la propuesta regulatoria remitida por el Gobierno a la CNE.

"El Ministerio siempre ha apoyado la fotovoltaica", dijo antes de añadir que el fuerte crecimiento del sector ha generado un desajuste "que no es casual y que, pudiendo ser negativo, es positivo". Además, destacó que el empleo directo "se ha multiplicado por 15 durante el último año" y que "las inversiones industriales van a permitir que la capacidad de producción de paneles pase de 200 MW en 2006 a 900 MW en 2008 y a 2.500 MW en 2010, si se materializan los planes de inversión".

Margarit apeló además a la necesidad de "moderar el crecimiento" y de lograr una regulación que dé "viabilidad a las inversiones industriales, que proporcione una señal económica de mejora con primas no inmutables, que gradúe la evolución de la carga económica en la tarifa y que asegure la calidad de las instalaciones".

En la asamblea de ayer, ASIF reeligió a Javier Anta como presidente y renovó el órgano de dirección, que queda compuesto a partir de ahora por 17 miembros.

El órgano de dirección se designa a través de un sistema híbrido que combina el peso económico de las empresas candidatas con la elección democrática directa por grupos de actividad --fabricantes de módulos, de componentes, promotores, instaladores y varios).

| 28/Mar/2008 17:52:17 (EUROPA PRESS) 03/28/17-52/08 "
http://www.finanzas.com/id.9234903/noticias/noticia.htm

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 33.756.235 von bossi1 am 28.03.08 23:44:54

Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE) ...



Das Institut IDAE, das die Aussagen zur kommenden PV Einspeise Vergütung in Spanien ab 10/2008 machte, gehört zum spanischem Industrie Ministerium von Joan Clos und ist für alternative Energien in Spanien zuständig. In ihrer pdf Datei unten vom Februar 2008 werden auf 57 Seiten Antworten zum Thema PV zum noch gültigem altem Stand in Spanien gegeben, die zur Planung/Bau der Anlagen wichtig sind. Die Seiten sind leider nur auf Spanisch, aber Zahlen und Grafiken müßte man auch so verstehen.

Die Sonne kann ihnen gehören ...
http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_EL_SOL_PUED…

[bossi1]

Schon erstaunlich, was in den letzten Tagen in den USA an Solar Projekten angekündigt worden ist.
Mit USD & MW wird nicht gekleckert wie in Europa ...

PG&E makes huge solar deal
UTILITY PROJECT WOULD PUT FIVE POWER PLANTS IN MOJAVE DESERT


By Matt Nauman
Mercury News
Article Launched: 04/01/2008 01:34:35 AM PDT

Pacific Gas & Electric today will announce the largest series of solar-power contracts in the utility's history. The deal, to buy as much as 900 megawatts of electricity - or enough to power 540,000 California homes each year - involves five plants to be built during the next decade.
If the solar-thermal power plants designed by Oakland's BrightSource Energy become operational, a significant amount of power for PG&E customers could come from the sun that beats down on the Mojave Desert.
"From what I know, this is the biggest commitment ever in the history of solar," said John Woolard, BrightSource Energy's chief executive officer and president. "It's a fairly significant undertaking on both sides."
Building all five plants in the Mojave will cost $2 billion to $3 billion, Woolard said. The project, which faces regulatory and financing hurdles, could mean 2,000 construction jobs, and employ about 1,000 workers to operate the plants. PG&E didn't disclose the financial details of the contracts.
BrightSource's founder and chairman is Arnold Goldman, whose now-defunct Luz International built nine solar plants in the Mojave Desert between 1984 and 1990. They're still operating.
BrightSource uses what it calls distributed power towers, or DPTs, in which sunlight from thousands of movable mirrors are concentrated to heat water to more than 1,000 degrees in a boiler to make steam. That steam feeds a turbine that makes electricity.
Advertisement

BrightSource will begin the first demonstration of its technology at a small-scale plant in Israel in April. It anticipates the first of its five California plants for PG&E, a 100-megawatt facility, to be up and running "as early as 2011," Woolard said. That plant, and a larger 200-megawatt plant scheduled to begin operation in 2012-13, will be built on the Ivanpah dry-lake bed in San Bernardino County.
Three other BrightSource 200-megawatt solar plants also are planned, to be built from 2014 to 2016 at the Broadwell dry lake, about 100 miles southwest of Ivanpah.
"The upper Mojave has world-class sun," Woolard said. "We focus a lot on sunshine."
PG&E has previously announced deals to get 553 megawatts from Solel, an Israeli company with plans to build a solar plant elsewhere in the Mojave Desert, and 117 megawatts from Palo Alto's Ausra at a future San Luis Obispo County plant. Since 2007, the utility has announced deals that could result in 1,931 megawatts of power from solar, wind, wave and geothermal sources.
"As we look to build our renewable portfolio, we know there are a wide variety of not just renewable sources, but also a wide variety of technologies available," PG&E spokeswoman Jennifer



Zerwer said.
Publicly owned California utilities such as PG&E must get 20 percent of their power from renewable sources by 2010, but they can meet the requirement with contracts if the projects go online by 2013.
PG&E, which gets 14 percent of its energy from renewable sources now, already has contracts in hand that exceed that 20 percent goal, Zerwer said.
Other states have similar mandates, called renewable portfolio standards, which seek to reduce dependency on fossil fuels. Those standards, concerns about climate change and policies such as California's trend-setting global-warming law AB 32 and its solar-roof initiative continue to spawn action.

In the last week alone:

• Southern California Edison said it would spend $875 million to put solar cells on 65 million square feet of commercial buildings, enough to generate 250 megawatts of electricity.

• The FPL Group, a subsidiary of Florida Power & Light, said it would build a 250-megawatt Beacon Solar Energy Project on 2,000 acres in Kern County and have it running by 2011.

• The Dine Wind Project, a partnership between the Navajo Nation and Boston's Citizens Energy, would put hundreds of 400-foot-tall windmills in the Gray Mountain area, about 50 miles north of Flagstaff, Ariz.

PG&E said in 2007 that it wanted to buy 500 megawatts from BrightSource. Today's announcement formalizes and expands that goal.
"These are exciting times for the industry," Woolard said. "Really, the challenge is that there needs to be hundreds of plants like this one constructed, built and delivered. With the carbon issue, we've got to be able to do things at a size and scale that's meaningful."
Contact Matt Nauman at [e-mail] or [phone].

http://origin.mercurynews.com/politics/ci_8767338

[bossi1]

Autom. Übersetzung aus dem Spanischem ...

Lehman Brothers Studie zum span. Solarmarkt bis 2012
... bessere Aussichten als im Markt ihrer deutschen Rivalen.

Electrical, Gas and Water Report the photovoltaic solar energy will be
competitive in cost with the gas in 2012 the photovoltaic solar energy
will continue growing good rate in Spain during next the four years. A
report of Lehman Brothers considers an average growth of the sector of
59% until 2012. It will be then when the cost of the photovoltaic
solar energy, with its premiums, will be competitive with the price of
the natural gas.

Noemi Navas/MADRID (31-03-2008)

The photovoltaic solar energy is not going to throw the brake
in Spain, as it fears the sector for the uncertainty on his future
legal frame. The investment bank Lehman Brothers considers, in a
report of the last month of March, that in 2008 the Spanish sector '
will approximately represent 21% of the global market of solar energy
fotovoltaicá and its growth will suppose ' 30% of the development of
this energy in mundó.

Respect to 2007, the number of facilities will be increased, according
to this organization, in a 100%, until reaching the 856 MW, as opposed
to the 428 MW with which the last year was closed. It considers an
average growth of the sector of 59% until 2012.

The study of the organization gives an added value very important to
the growth of the sector. ' the great increase of the prices of the
natural gas will promote in the Government a strong support to the
solar energy, since Spain concerns 80% of the energy that I completed,
it explains the report and still it goes more far. ' With the price of
the gas in numbers record, we think that the costs that will be
avoided to use solar energy will fully surpass the costs of the
premiums to this energíá, assures the report. The organization
considers the foreseeable reductions of the tariff that the
photovoltaic one will face in the next years although the regulation
not yet is well formed and the proposals of the previous Executive do
not enjoy any of the agents of the sector please.

Skepticism in the sector ' seems to Us very optimistic forecasts,
mainly as far as the numbers of growth. From the employer's
association, we have proposed mechanisms to maintain the development
to a rate of 20% without a maximum top of potenciá, affirm from the
Association of the Photovoltaic Industry (ASIF). The sector attributes
the great increase of 2008 to that the effective norm for its
repayment, Real Decree 661/2007, lets be of application in September
because the photovoltaic energy already has covered the maximum
ceiling fixed by the norm, 400 MW for 2010. By this cause, all the
promoters with projects in construction have accelerated their terms
to enter this fitted.

As of September, nothing is known. The ministry of Industry the past
presented/displayed month of September a Decree rough draft Real to
the CNE in which it established a progressive reduction of the cousins
and a ceiling of power of 1,200 MW. The promoters of the sector
rejected of east plane model asserting that there were guarantees no
to receive repayment once reached the 1,200 MW and that ' no financial
organization is going away to risk to finance an installation that is
ready in 2010 before the risk of being outside cupó, consider from
ASIF. The rough draft is in the air.

Although the report of Lehman values certain reduction of the rate of
installation as of September of this year, does not anticipate ' risk
of falls very importantes' for 2009. In fact, it anticipates an
increase of 70% in the number of facilities for next year. ' If the
Government indicates an objective little, the investors will perceive
it like something negative. Nevertheless, we think that if a year of
transition pays attention to finish the projects since 85% of the
objective are reached, the sector will continue growing over
previstó, considers the report of Lehman.

RENEWABLE. A critical source to fulfill the objectives of the UE ' to
reach the objective to generate a 30% of its electricity with
renewable sources in 2010, Spain will have to produce about 94
trillions of kilovatios/hora (kW/h) with these clean energies, fronts
to the 63 trillions that produced in 2007, according to the study of
Lehman.

' Although prevén that the generation with Aeolian energy is
increased in a 40% until the 42 trillions of kw/h (about 21,000
installed MW), ' will be necessary other sources to produce 17
trillions más', say.

' the photovoltaic lot will monopolize nine trillions of kw/h and the
eight rest, will be for other energies.

PREMIUMS. The Spanish scene will have better repayment than the German
the Spanish market will continue enjoying premiums more attractive
than those than they have his operating rivals in Germany. The report
establishes several scenes respect to the future regulation (with
objective of power and without him and with cousins between the 31
céntimos of euros and the 39 céntimos) and concludes that, in the
worse one of the scenes, in which the diminution of the repayment is
superior to a 25%, still even presents/displays better conditions than
the German, who is the first market of the world in this sector. '
Although we assume a reduction of 25%, the incentives to the solar
energy in Spain still will be a greater 25% to the fixed ones for the
sector to Germany to 2009', explains the study.

Lehman values that, with a reduction of the sale prices of the boards
of a 10% in 2009, ' that would be sufficient to stimulate the demand
in Alemaniá, they assure, the returns to the projects in Spain would
be a greater 25% to the returns in Germany.

IDAE. The Administration discards that ' in September algó finishes
Although not yet they have managed to meet with the members of the
Executive by the postelectoral changes, the Government guaranteed the
week last to the sector of the photovoltaic solar energy its
continuity. Jaume Margarit, director of Renewable Energies of the
Institute for the Diversification and Ahorro of Energi'a (IDAE),
considered in the last Assembly of ASIF that ' after the month of
September, does not finish anything, alluding to to the date limit of
use of the norm that fixes the premiums.

Margarit added that ' in agreement with the sector, we must moderate
the growth and obtain a regulation that brings stability, that gives
viability to the industrial investments, that graduates the evolution
as the economic load in the tariff and that assures the quality
instalaciones'. The director requested to the sector that is '
conscious of the necessity to make a law that balances the impact in
the tariff with the stability and the confidence that mercadó needs
this.

Quelle ...
http://www.cincodias.com/articulo/empresas/energia/solar/fot…

[bossi1]

Europressedienst:
Photovoltaik in Spanien auch künftig auf Wachstumskurs

Neue Studie zum Photovoltaik-
Markt in Spanien.

Bereits im September 2007 Jahres verkündete das spanische Industrieministerium das Auslaufen des derzeitigen Einspeisetarifs für netzgekoppelte Photovoltaikanlagen auf der Grundlage des "Real Decreto 661/2007". Seitdem werde über die Ausgestaltung der künftigen Förderung für Solarstrom diskutiert, berichtet das Marktforschungsinstitut EuPD Research in einer Pressemitteilung. Für die Branche bedeute dies momentan mangelnde Planungssicherheit. Neben der Verlagerung des Förderschwerpunktes von großen Freiflächenanlagen hin zu kleineren und mittleren Aufdachanlagen könnte eine jährliche Degression der Einspeisetarife eingeführt werden. Jaume Margarit, Direktor für erneuerbare Energien beim staatlichen Institut für Energiediversifizierung und -einsparung (IDAE) bekräftigte, dass es zu einer gesetzlichen Regelung kommen müsse, die das derzeitig immense Wachstum mäßige. Auf der Generalversammlung des Photovoltaik-Branchenverbandes Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), die am 27. März in Madrid stattfand, versicherte Margarit allerdings auch, dass das Außerkrafttreten des gültigen Einspeisetarifs im Herbst dieses Jahres nicht das Ende der Photovoltaik in Spanien bedeuten würde.
So erwartet auch der EuPD Research in seiner neuesten Studie "The Spanish Photovoltaic Market 2007/08 - Optimism Despite Legal Uncertainties", dass der Markt auch nach September 2008 in beachtlichen Raten weiter wachsen wird. "Ist eine bessere Planungssicherheit durch ein neues Fördergesetz erst einmal gegeben, könnte das Marktwachstum 2010 sogar über dem des Boomjahres 2007 liegen", sagt Florian Schmidt, Projektleiter der Studie bei EuPD Research. 2009 werde das Marktvolumen allerdings erst einmal zurückgehen, da sich die Marktteilnehmer aufgrund novellierter Förderbedingungen neu orientieren müssten.

Photovoltaik-Freiflächenanlagen sind Wachstumstreiber – künftig stärkere Förderung von Aufdachanlagen

Basis des enormen Wachstums sind laut EuPD Research Freiflächenanlagen im Megawattbereich. Laut den 112 befragten installierenden Unternehmen machten solche Installationen 2007 mehr als drei Viertel des Marktvolumens aus. Vor dem Hintergrund der - von der Regierung angedeuteten - stärkeren Förderung von Aufdachanlagen erwarten die Befragungsteilnehmer in Zukunft eine steigende Nachfrage nach kleineren und mittleren Installationen. Freiflächenanlagen werden jedoch auch bis 2010 das dominante Marktsegment bleiben.

Spanische Modulproduzenten haben große Pläne

Auch fast alle der 16 befragten Modulhersteller blicken positiv in die Zukunft und planen einen starken Ausbau ihrer Produktion in den kommenden zwei Jahren. Die wichtigsten Marktteilnehmer wie beispielsweise Isofotón und Pevafersa wollen zudem weitere Stufen der Wertschöpfungskette integrieren, wie die Silizium- oder Waferproduktion. "Trotz des guten Wachstums scheinen sich die spanischen Produzenten nicht mehr allein auf den Heimatmarkt konzentrieren zu wollen", so Florian Schmidt. "Während ausländische Unternehmen derzeit im Schnitt 16 Prozent ihrer Kunden ausmachen, erwarten die befragten Hersteller bis 2010 nahezu eine Verdoppelung dieses Anteils."

Für die aktuelle Studie hat EuPD Research 112 spanische Installateursunternehmen und 16 spanische Modulproduzenten befragt. Die komplette Studie ist ab sofort erhältlich zum Preis von 880 Euro (zzgl. MwSt. und Versandkosten von 8 Euro); Preis für Installateure: 280 Euro zzgl. MwSt. und Versandkosten von 8 Euro. http://www.eupd-research.com/de/studien/eu/.

07.04.2008 Quelle: Solarserver.de

[bossi1]

Rioglass will ein "großes" Solarspiegelwerk für Solarkraftwerke in den USA bauen lt. Überschrift. In Spanien wurde Ende 2007 ein Werk mit 150 MW Produktionsleistung/Jahr (50.000 Spiegel) fertig gestell, ein weiteres entsteht z.Z in gleicher Größe bis zum 1Q 2009. - Es gibt nur 3 Hersteller weltweit für Solarspiegelgläser. - In einem JointVenture mir IBR baut Rioglass zudem ein PV Modulwerk mit 25 MW in La Rioja, wo auch Solaria eine intregierte Solarproduktion aufbauen will.

Rioglass construirá una gran fábrica de espejos termosolares en EE UU

El fabricante de vidrio Rioglass desarrollará hasta cuatro plantas de producción nuevas en España y en EE UU de espejos termosolares y otras tecnologías energéticas. La empresa ha encontrado en la energía la manera de diversificar su negocio e impulsar sus ingresos.


Noemi Navas / MADRID (17-03-2008)

Es difícil definir una empresa de casi 1.000 trabajadores y más de 100 millones de euros de facturación en 2007 como 'una fabriquita que pensaba ser pequeña pero que le falló el plan de negocio'. Sin embargo, José María Villanueva (Mieres, Asturias, 1947), presidente de Rioglass, la define así, entre risas. Villanueva fundó la compañía 'para realizar pedidos pequeños de vidrio para automoción', dado que los grandes productores 'habían automatizado tanto sus procesos para ahorrar costes que enfrentaban mal los pedidos de menor envergadura o específicos', explica.

Con este mismo interés por los nichos del mercado y dado que el sector del automóvil 'crece de modo estable, al 5% anual', la empresa decidió hace dos años empezar a fabricar espejos para energía solar termoeléctrica. 'En energía solar, hay vidrio por todas partes y podemos dar valor añadido a nuestro producto', valora.

A partir de la implantación de una I+D, que supone entre el 4% y el 5% de las ventas y que él califica de 'vital' pero 'entre heroica y guerrillera por los pocos recursos que tenemos ', lograron iniciar la producción de los espejos de precisión parabólicos para la generación de energía termosolar. Para 2008, la empresa espera que esta línea de negocio aporte el 30% de los 130 millones que prevé facturar. 'En 2009, planteamos que suponga ya el 50% de nuestros ingresos', explica y estima esta cifra en 200 millones.

La empresa tienen un plan de negocio que supone maximizar su capacidad como fabricante de esta materia prima necesaria para la industria solar. 'Somos sólo tres fabricantes en el mundo', afirma el presidente. Para empezar, a la fábrica de espejos que tiene en Lena (Asturias), con una capacidad máxima de 50.000 espejos al año, que en potencia suponen 150 MW, se le sumará, durante el primer trimestre de 2009, una instalación gemela, con la misma capacidad y recursos, en España. 'Podría estar en Asturias también pero esa decisión no está cerrada', remarca.

Además, Rioglass contará durante el año próximo con otra planta más para paneles solares fotovoltaicos, con una producción de 'unos 25 MW, destinados a huertas solares y edificios de España y Europa'. Se está construyendo en La Rioja e Iberdrola Renovables participa como socio. En el tercer trimestre del año, la empresa inaugurará una nueva instalación para vidrio energético, una tecnología orientada a la integración arquitectónica.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/Rioglass/construi…

[bossi1]

Bundesregierung spricht sich für Solarstrom-Import aus der Wüste aus


Solarthermisches Parabolrinnenkraftwerk.

Die deutsche Bundesregierung unterstützt Bestrebungen, Strom aus solarthermischen Kraftwerken in den Ländern Nordafrikas und des Nahen Ostens (MENA) zu importieren. Das geht hervor aus der Antwort des Parlamentarischen Staatssekretärs im Bundesumweltministerium, Michael Müller, auf eine Anfrage des Grünen-Abgeordneten Hans-Josef Fell vom 27.03.2008. Der Ausbau der erneuerbaren Energien und insbesondere der solarthermischen Stromerzeugung in den MENA-Ländern, den zum Beispiel der "DESERTEC"-Ansatz vorschlägt, in Verbindung mit einem Stromverbund im Mittelmeerraum liege im gesamteuropäischen Interesse, betont Staatssekretär Müller. Auf der für den 13.07.2008 in Paris geplanten Gipfelkonferenz der EU-Mitgliedsstaaten sollen konkrete Kooperationsmaßnahmen und -aktivitäten identifiziert werden. Auch die Französische Regierung plant, das Thema Solarstrom aus der Wüste in die Konferenz der Staats- und Regierungschefs einzubringen. Das DESERTEC-Konzept "Clean Power from Deserts" des CLUB OF ROME ist ein umfassender Vorschlag zur Energie-, Wasser- und Klimasicherheit in Europa, dem Nahen Osten und Nordafrika. Es sieht den Bau von Anlagen zur Nutzung der Windenergie sowie konzentrierter Sonnenenergie (Concentrating Solar Power; CSP) vor: In solarthermischen Kraftwerken soll Strom aus Sonnenenergie erzeugt werden, die mit Hilfe von Salzspeichern auch nachts bereitgestellt werden kann. Der Solar-Strom soll mit verlustarmer Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) an die Verbraucher in Europa geliefert werden.


Hohe Priorität für erneuerbare Energien rund um das Mittelmeer

Im Rahmen des "Barcelona-Prozesses: Union für das Mittelmeer" sieht das Bundesumweltministerium (BMU) die Chance, anspruchsvolle regionale Projekte im Mittelmeerraum zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen mit erheblichen Mitteln der aus der "Europäischen Nachbarschaftspolitik (ENP)" zu fördern. Der Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien, der Energieeffizienz und dem Ausbau bestehender Energienetze soll in Paris hohe Priorität eingeräumt werden. Zur Erreichung des EU-weiten Ziels von 20 % erneuerbarer Energie am Gesamtenergieverbrauch der 27 Mitgliedsstaaten im Jahr 2020 soll nach den Plänen der Bundesregierung auch Strom aus erneuerbaren Quellen in Nordafrika angerechnet werden, der in die EU eingeführt und verbraucht wird.


BMU und BMWi fördern solarthermische Kraftwerke

Die Bundesregierung hat die solarthermische Stromerzeugung im Rahmen der Forschungsförderung des BMU durch drei Studien des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt zur CSP unterstützt und will auch künftig Forschungs-, Entwicklungs- und Demonstrationsvorhaben fördern. Weiter finanziert die Bundesregierung gemeinsam mit Ägypten, Dänemark und der EU-Kommission das in Kairo ansässige Regionalzentrum für erneuerbare Energien und Energieeffizienz (MCREEE), welches der "Think Tank" in den MENA-Staaten werden soll. Mit der Exportinitiative Erneuerbare Energien der Bundesregierung unter Federführung des Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) wird seit 2003 eine Reihe von Aktivitäten im Mittelmeerraum gefördert, darunter der Markteintritt deutscher Unternehmen, die solarthermische Kraftwerke entwickeln und realisieren.


Forum "10.000 Solar GigaWatts" auf der Hannover Messe

Ein französischer Solar-Plan für die Mittelmeer-Union wird unter anderem im Forum "10.000 Solar GigaWatts" am 23. und 24. April auf der Hannover Messe diskutiert. In dem Forum wird außerdem ein Vertreter der italienischen Botschaft über ein italienisch-deutsches Projekt zum Aufbau von Stromnetz-Verbindungen mit Nordafrika berichten. Ein Referent aus Abu Dhabi stellt das Masdar-Solarprojekt vor. Weiter werden namhafte Unternehmen der CSP-Branche über die technische Machbarkeit einer globalen Umsetzung von DESERTEC darlegen. Die HSH Nordbank (drittgrößter Investor in erneuerbare Energien) informiert über "Financial Resources and Investment Security".

Quelle: www.solarserver.de

[bossi1]

Solarbranche erwartet schnelles Wachstum bei sinkenden Kosten

Erfolgreicher Abschluss der Photovoltaic Technology Show 2008 Europe: Über 4.300 Teilnehmer auf der weltweit bedeutendsten Messe für Photovoltaik-Produktionstechnik in München

(lifepr) Berlin, 10.04.2008 - Die internationale Leitmesse für Photovoltaik-Produktionstechnik wächst genauso rasant wie die Solarbranche: 176 Unternehmen aus 21 Ländern präsentierten ihre neuen Maschinen und Produkte vom 2. bis 4. April auf der PHOTON Photovoltaic Technology Show Europe 2008 in München. Das entspricht einer Steigerung um 60 Prozent im Vergleich zur Messepremiere 2007. Die Schau in der Neuen Messe München wurde begleitet von vier Fachkonferenzen. Rund 3.500 Teilnehmer aus 45 Ländern informierten sich dort über die neusten Trends bei Solarsilizium, Produktionstechnologien, Investitionsmöglichkeiten und Solarglas. Die wichtigsten Konferenzergebnisse lauten:

- Solarstrom wird in den ersten Märkten gegenwärtig konkurrenzfähig zu konventionell erzeugtem Strom.
- Die Branche erwartet in den kommenden Jahren ein weiterhin starkes Wachstum bei schnell sinkenden Produktionskosten.
- Ein Überangebot an Solarmodulen wird es vorerst nicht geben, sodass weiterhin die Hersteller die Preise bestimmen können.

Alles dreht sich um Silizium: Der Rohstoff für rund 90 Prozent aller Solarmodule wird zwar in immer größeren Mengen produziert, doch die Nachfrage wächst noch schneller. So berichtete Michael Rogol, Analyst bei PHOTON Consulting, auf der 6th Solar Silicon Conference über Spotmarktpreise von bis zu 515 Dollar pro Kilogramm. Der Durchschnittspreis ab Hersteller ist seit 2004 von 32 auf rund 70 Dollar je Kilogramm gestiegen. Die Produktionskosten liegen indes bei durchschnittlich 36 Dollar je Kilogramm. Angesichts dessen ist leicht nachvollziehbar, dass die Zahl der Neueinsteiger in diesem Bereich explodiert: Gab es bei der ersten Solarsiliziumkonferenz 2004 weltweit nur sieben Hersteller von hochreinem Silizium, so dürften es dieses Jahr bereits 72 sein. Weitere 101 Unternehmen planen den Einstieg für 2009 oder später. Von den insgesamt 173 Unternehmen, die somit in diesem Bereich aktiv sind, haben 13 auf der Konferenz ihre Pläne vorgestellt: beachtliche 201.000 Tonnen Produktionskapazität könnten demnach allein bei diesen 13 Unternehmen in den nächsten Jahren in Betrieb gehen. Das entspricht dem Vierfachen der Weltproduktion 2007. Die Schätzungen für die nahe Zukunft gehen jedoch weit auseinander. Während Rogol die Siliziumproduktion für das Jahr 2010 bei 240.000 Tonnen sah, gaben sich die Vertreter etablierter Hersteller wie REC und Hemlock mit 120.000 bis 130.000 Tonnen deutlich zurückhaltender.

Einig waren sich die Teilnehmer darin, dass die Nachfrage bis auf Weiteres das Angebot übertreffen wird. Denn die Kosten für Solarstrom befinden sich inzwischen an der Schwelle zur "Grid Parity" - der Konkurrenzfähigkeit zu Strom aus konventioneller Erzeugung, wie Jon André Lokke von der norwegischen REC Group in seinem Beitrag auf der Investorenkonferenz betonte. Im Jahr 2007 konnten große Anlagen von REC in sonnigen Ländern Solarstrom zu Kosten von 15 Eurocent produzieren, sagte Lokke. 2010 will REC bei 7 Cent liegen, 2012 bei 5 Cent je Kilowattstunde. Der nach Marktkapitalisierung weltgrößte Solarkonzern liegt damit in einer Größenordnung, die konventionellen Kraftwerksbetreibern einen gehörigen Schrecken einjagen könnte. Auch andere führende internationale Photovoltaikunternehmen wie First Solar, Suntech Power und Evergreen wollen die Produktionskosten für ihre Module in den nächsten Jahren um 40 bis 50 Prozent senken, teilten sie in München mit. Allerdings warnte Joonki Song von PHOTON Consulting, dass sich das in den letzten Jahren erreichte Tempo bei der Kostensenkung von jährlich 12 bis 15 Prozent auf 6 bis 11 Prozent abschwächen könnte, wenn sich aufgrund des schnellen Wachstum weitere Engpässe bei Produktionsequipment und Verbrauchsmaterialen wie beispielsweise eisenarmem Glas ergeben. PHOTON hat hierzu bereits eine "PV Glass Conference" initiiert, um die beim Silizium gemachten Fehler vermeiden zu helfen.

PHOTON Photovoltaic Technology Show Europe 2009: 4. bis 6. März 2009 in München.
PHOTON Photovoltaic Technology Show Asia 2009: 27. bis 29. Mai 2009 in Shenzhen (China).

Weitere Infos zur Messe und den Kongressen: www.photon-expo.com PHOTON ist die erste und mit 50.000 Exemplaren auflagenstärkste deutsche Fachzeitschrift zum Thema Solarstrom und erscheint seit 1996 im Solar Verlag (www.photon.de).Druckfähige Grafiken zum Solarmarkt: www.photon.de/...

http://www.lifepr.de/pressemeldungen/solar-verlag-gmbh/boxid…

[bossi1]

ENERGIETECHNIK
Forum 10,000 Solar GigaWatts
Französischer Mittelmeer-Solarplan wird in Hannover vorgestellt

10.04.2008 | Redakteur/Autor: Jürgen Schreier

Hannover (js) – Die Bundesregierung unterstützt Bestrebungen, Strom aus solarthermischen Kraftwerken in Nordafrika und Nahenost zu importieren. Das geht hervor aus der Antwort des Parlamentarischen Staatssekretärs im Bundesumweltministerium, Michael Müller, auf eine Anfrage des Grünen-Abgeordneten Hans-Josef Fell vom 27. März 2008. Der Ausbau erneuerbarer Energien, insbesondere der solarthermischen Stromerzeugung in den Nahost-Ländern, den zum Beispiel der „Desertec“-Ansatz vorschlägt, in Verbindung mit einem Stromverbund im Mittelmeerraum liege im gesamteuropäischen Interesse.


Parabolrinnenkraftwerk in Kalifornien.
Bild: Solar Millennium AG

Auf der für den 13. Juli 2008 in Paris geplanten Gipfelkonferenz der EU-Mitgliedsstaaten sollen konkrete Kooperationsmaßnahmen und -aktivitäten identifiziert werden. Auch die Französische Regierung plant, das Thema Solarstrom aus der Wüste in die Konferenz der Staats- und Regierungschefs einzubringen.

Das Desertec-Konzept „Clean Power from Deserts“ des Club of Rome ist ein umfassender Vorschlag zur Energie-, Wasser- und Klimasicherheit in Europa, dem Nahen Osten und Nordafrika. Es sieht den Bau von Anlagen zur Nutzung der Windenergie sowie konzentrierter Sonnenenergie (Concentrating Solar Power; CSP) vor: In solarthermischen Kraftwerken soll Strom aus Sonnenenergie erzeugt werden, die mit Hilfe von Salzspeichern auch nachts bereitgestellt werden kann. Der Strom soll mit verlustarmer Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) an die Verbraucher in Europa geliefert werden.


Chance zur Förderung anspruchsvoller regionaler Solat-Projekte im Mittelmeerraum

Im Rahmen des „Barcelona-Prozesses: Union für das Mittelmeer“ sieht das Bundesumweltministerium (BMU) die Chance, anspruchsvolle regionale Projekte im Mittelmeerraum zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen mit erheblichen Mitteln aus der „Europäischen Nachbarschaftspolitik (ENP)“ zu fördern. Der Zusammenarbeit im Bereich der erneuerbaren Energien, der Energieeffizienz und dem Ausbau bestehender Energienetze soll in Paris hohe Priorität eingeräumt werden. Zur Erreichung des EU-weiten Ziels von 20 Prozent erneuerbarer Energie am Gesamtenergieverbrauch der 27 Mitgliedsstaaten im Jahr 2020 soll nach den Plänen der Bundesregierung auch Strom aus erneuerbaren Quellen in Nordafrika angerechnet werden, der in die EU eingeführt und verbraucht wird.

Französischer Solar-Plan wird unter im Forum „10,000 Solar Gigawatts“ präsentiert

Ein französischer Solar-Plan für die Mittelmeer-Union wird unter anderem im Forum „10,000 Solar Gigawatts“ am 23. und 24. April auf der Hannover-Messe präsentiert. In dem Forum wird außerdem ein Vertreter der italienischen Botschaft ein italienisch-deutsches Projekt zum Aufbau von Stromverbindungen mit Nordafrika vorstellen, und ein Referent aus Abu Dhabi wird über das Masdar-Solarprojekt berichten. Weiter werden namhafte Unternehmen der CSP-Branche über die technische Machbarkeit einer globalen Versorgung mit Solarstrom aus Wüsten gemäß dem Desertec-Konzept diskutieren. Die HSH Nordbank (drittgrößter Investor in erneuerbare Energien) informiert über „Financial Resources and Investment Security“.

http://www.maschinenmarkt.vogel.de/themenkanaele/betriebstec…

[bossi1]

(Israel)

Solel to Build $140M Manufacturing Facility
For Solar Power in Spain

April 2, 2008 -- Solel Solar Systems Ltd. announced today a major expansion into Spain’s fast
growing solar energy market – a plan to build an integrated manufacturing facility for all solar field
components at an investment of $140M (€90 million).
Solel’s new facility, to be built in Andalusia in southern Spain, will produce the key components for
constructing solar fields, including its highly efficient Solel 6 parabolic trough solar collectors. The
facility will enhance Solel's ability to supply complete solar fields to third-party developers of power
plants. A solar field, the heart of a solar power plant, collects sunshine, concentrates it, and
converts it into thermal heat used to generate electricity. The facility, which will begin production in
2009, will generate an estimated 350 jobs and will be completed by 2011.
Avi Brenmiller, CEO of Solel Solar Systems, presented the industrial strategy to Mr. Manuel
Chaves, President of the Autonomous Government of Andalusia, and to the President of the
Andalusian Parliament, the Minister for Innovation, Science and Technology and other Andalusian
dignitaries.
"We are very proud to be building in Andalusia and are grateful to its government and to the
Government of Spain for their commitment to alternative energy sources," said Brenmiller.
"Through their forward looking policies, they are wisely bringing innovation as well as an
abundance of new jobs to the region."
This development solidifies Solel’s position as the world’s leading solar thermal energy company.
Solel has already announced a number of contracts for the supply of solar thermal technology to
Spanish developers and has recently completed the re-supply of most of the solar receivers for the
solar power plants under commercial operation in California's Mojave Desert. Solel’s American
division, Solel USA, is developing the world’s largest solar project in California. In December 2007,
the California Public Utilities Commission approved the project, which will supply 553 MW of solar
thermal power to Pacific Gas and Electric Company.
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About Solel
Solel is the leader in solar thermal technology for solar systems and central power plants. Its
unrivaled solutions set the global standard for utility solar plants as well as high temperature
collectors. The Solel parabolic trough technology has proven itself commercially over two decades
with the continuous production of 354 MW of utility scale power, helping California consumers
reduce their annual oil consumption by two million barrels. In addition, Solel provides the key
technology for new solar power plants in the U.S. and Spain. Solel's headquarters, manufacturing
plant and R&D center are in Beit Shemesh, Israel, and it operates in the U.S. through its
subsidiary, Solel USA. In Spain, Solel operates through its subsidiary, Solel Spain, and is
represented for sales by Pasch Y CIA. For more information please visit:

http://www.solel.com/

[bossi1]

Die spanische
Ferroatlantica ...
... mit Produktionsdaten
http://www.ferroatlantica.es/grupo_ferroatlantica/html/engli…


FERROPEM
Ferroatlantica-Gruppe (Chambéry - Savoie)

Umsatz der Gruppe 2005: 310 M€
Beschäftigte : 1160

Die Ferroatlantica-Gruppe, mit Sitz in Spanien, ist mit ihrem Tochterunternehmen FerroPem Marktführer in der Erzeugung von metallurgischem Silizium.

Seit 2004 arbeitet FerroPem in Partnerschaft mit Apollon Solar, CEA und CNRS an der Entwicklung des Photosil-Projektes. Ziel: die Validation eines neuen Verfahrens, mit dem Silizium für die Fotovoltaik auf metallurgischem Wege produziert wird. Der Sitz von FerroPem ist in Chambéry. Das Photosil-Projekt befindet sich auf dem Gelände von Savoie Technolac

http://www.savoie-entreprise.com/allemand/DT1120481856/page/…


Ferroatlantica & französiche
Projekt Partner beim Solarsilizium

Apollon Solar
http://www.apollonsolar.com/page.aspx?IDPage=44

CEA
http://www.cea.fr/english_portal

CNRS
http://www.cnrs.fr/index.html

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Reinigung von metallurgischem Silizium (PHOTOSIL)




Marktsituation
Die PV Industrie befindet sich seit Jahren in einer anhaltenden Wachstumsphase und nutzt zu über 80% Silizium als Rohmaterial für die Herstellung von PV Modulen. Die begrenzte Verfügbarkeit der klassischen Silziumquellen für die PV Industrie (Abfallprodukte aus der elektronischen Siliziumproduktion und der Silizium Halbleiterindustrie) sowie das Nicht- Vorhandensein einer eigenständigen Solar-Siliziumproduktion haben über die letzten Jahre zu drastischen Preisanstiegen und zu Versorgungsengpässen für Silizium Rohmaterial geführt.

Zielsetzung
Die Entwicklung eines innovativen Verfahrens zur industriellen Produktion von solarem Silizium zu weniger als 50% der heutigen Kosten, ausgehend von metallurgischem Silizium, welches soweit gereinigt wird, dass eine für die PV Industrie ausreichende Qualität erreicht wird.

Projektstatus
Nach erfolgreich abgeschlossener Entwicklungsphase hat ein Konsortium aus etablierten Industrie-, Forschungs- und Entwicklungspartnern in der Region Rhônes-Alpes gebildet, mit dem Ziel, die entwickelten Silizium Reinigungsverfahren im Rahmen einer Pilotanlage zur Industriereife zu bringen.


Kristallisation (PHOTOSIL)




Stand der Technik
Das vorwiegend angewandte Verfahren zur Fertigung von multikristallinen Siliziumblöcken beginnt mit dem Einschmelzen von Silizium Rohmaterial in einem geeigneten Tiegel, gefolgt durch einen Prozess der Kristallisierung durch gerichtete Erstarrung. Das gesamte Verfahren ist Zeit- und Energieaufwendig.

Zielsetzung
Der von entwickelte Kristallisierungsprozess hat das Ziel die Produktionskosten von multikristallinen Siliziumblöcken zu reduzieren und den Prozess-Zyklus zu vereinfachen.

Grundidee
Ein neu entwickelter und patentierter Kristallisations-Tiegel ermöglicht einen verbesserten Wärmetransfer während des Kristallisationsprozesses. Zudem führt die Einbindung dieses neuen Kristallisations-Prozesses in den Silizium Reinigungs-Prozess durch die direkte Verwendung des geschmolzenen und gereinigten Siliziums zu einer Verringerung der Prozesszeiten als auch des Energiebedarfes.

Projektstatus
Die Aktivitäten auf dem Gebiet der Kristallisation von multikristallinen Silizium Blöcken sind integraler Bestandteil des PHOTOSILProjektes. Die bisher erreichten Ergebnisse ermöglichen die Integration dieses neuen Kristallisationsverfahrens in die Pilotanlage zur Produktion von solarem Silizium.

http://www.apollonsolar.com/page.aspx?IDPage=49

[bossi1]

Puertollano - Das spanische Solar Valley ...
BP Solar baut 300-Megawatt-Modulfabrik in Spanien

15.04.2008: Mitte dieses Jahres wird der britische Konzern BP Solar den Bau einer Modulfabrik mit 300 Megawatt Produktionskapazität in Puertollano (Kastilien-La Mancha) beginnen. (..)

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

Nach dem Photon Artikel hat sich BP vertraglich metallurgisches Silizium zusichern lassen. Dafür kommt in Spanien nur die span. Ferroatlantica in Frage, weltweit einer der größten Hersteller von metallurgischem Silizium. Mit der Quallität der Quarze aus ihren ihren Lagerstätten in Spanien sind nur noch Minen in Südafrika und China zu vergleichen. Auch Q-Cells ist an ihrem metallurgischem Silizium interessiert. Zudem gibt es noch weitere Interessenten aus Spanien selbst. BP hat neben Puertollano noch 2 weitere Fertigungsstätten in Spanien.

Wer ist sonst noch in Puertollano?

Silicio Solar SAU
ein spanischer Waferhersteller mit der urkrainischen Muttergesellschaft Pillar SC. Eine Verdopplung der Produktion von 300MW auf 600 MW ist geplant und es gibt gute Kontakte zu BP.
http://www.siliciosolar.es/products.html

Solaria Energia
der spanische Marktführer bei PV, der seine intregierte Produktion (Wafer, Zelle Module) an 3 Produktionsstätten bis 2010 auf 700 MW ausbauen will. Dieses Jahr will man schon über 850 Mio. Umsatz kommen nach 186 Mio. in 2007. Im Jahr 2010 werden 1,3 Mrd.€ erwartet. Auftragsbestand z.Z. ca. 2,4 Mrd.€. Weiter werden Solarthermie Kollektoren von 100.000qm/Jahr und schlüsselfertige Solarparks gebaut. Der Markteintritt nach Italien und Griechenland soll im Sommer erfolgen.
http://www.solariaenergia.com/v_portal/apartados/pl_basica.a…

Forschungsinstitut
Sistemas de Fotovoltaicos de Concentration (ISFOC)
http://www.isfoc.es/

Solfocus Inc. (USA)
http://www.solfocus.com/

16.01.2008 | 09:07 Uhr
SolFocus installiert erste Solaranlage als Teil eines spanischen CPV-Projekts mit einer Leistung von 3 MW
Puertollano, Spanien, und Mountain View, Kalifornien ...
http://www.presseportal.ch/de/pm/100014263/100552814/solfocu…

[bossi1]

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Konzentrator-Photovoltaik bringt die Sonne auf den Punkt:
neue deutsche Technologie für effiziente Solar-Kraftwerke


von Rolf Hug
17.04.2008

Die Idee ist verblüffend einfach und nicht ganz neu: Gebündeltes Sonnenlicht wird auf Solarzellen fokussiert, deren Wirkungsgrad durch die stärkere Sonneneinstrahlung steigt. Ansätze, mit konzentrierter Sonnenstrahlung zu arbeiten, gibt es in der Photovoltaik schon seit etlichen Jahren. Der kommerzielle Durchbruch blieb jedoch bislang aus. Zwar ist für Konzentrator-Systeme im Vergleich zu klassischen Solarstromanlagen grundsätzlich eine aufwändige Nachführung ("Tracking") erforderlich, da die hoch konzentrierenden Module nur direktes Sonnenlicht in Strom umwandeln können. Aber die preisgünstigen optischen Systeme (Spiegel oder Linsen) verstärken das Sonnenlicht bis zu 1.000-fach und bei der Herstellung der Solarzellen kann viel Material eingespart werden. Attraktive Solarstrom-Einspeisevergütungen und weiter entwickelte Technologien machen die Konzentrator-Photovoltaik (CPV) mittlerweile auch wirtschaftlich interessant, besonders im sonnigen Süden Europas oder in den Wüsten der USA und Nordafrikas. Beispiele für diese viel versprechende Technologie sind die Systeme von Concentrix Solar und Archimedes Solar (Deutschland), Isofoton (Spanien), von SolFocus und Amonix in den USA sowie Solar Systems (Australien).

Solar-Report als PDF-Dokument

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Links: Konzentrator-Photovoltaiksysteme von Concentrix in Puertollano (Spanien). Rechts: Fresnel-Linsen bündeln Sonnenlicht fast 500-fach auf Solarzellen. Bildquelle: Concentrix Solar GmbH.

In Spanien koordiniert das Instituto de Sistemas Fotovoltaicos de Concentracion (ISFOC) den Bau der ersten größeren CPV-Solarkraftwerke in Europa an verschiedenen Standorten in der Provinz Castilla La Mancha mit insgesamt 3 Megawatt Nennleistung. Ziel des ersten Bauabschnitts sind 1,7 MW; die ersten Systeme sind bereits aufgestellt. Die Concentrix Solar GmbH (Freiburg) hat im Februar achtzehn CPV-Systeme mit einer Leistung von jeweils 5,75 Kilowatt (kWp) in Puertollano für den Netzanschluss vorbereitet. Concentrix ist damit das erste Unternehmen, das im Rahmen des ISFOC-Projekts eine vollständige 100 kW-Kraftwerkseinheit fertig gestellt hat. Insgesamt will das Freiburger Unternehmen 500 kW in Puertollano installieren.

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Links: FLATCON®-System von Concentrix in Spanien. Rechts: ARCHIMEDES-Systeme im Testfeld "Widderstall". Fotos: Concentrix Solar GmbH / W. Breuer (links); ARCHIMEDES Solar GmbH (rechts)

Concentrix - ein Spin-Off des Freiburger Fraunhofer Instituts für solare Energiesysteme ISE - setzt auf Fresnel-Linsen, die das Sonnenlicht fast 500-fach konzentrieren, und die am ISE entwickelten Hocheffizienz-Solarzellen (III-V-Stapelsolarzellen aus Galliumindiumphosphid, Galliumarsenid und Germanium). Die aus dem Stuttgarter Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW) hervorgegangene ARCHIMEDES Solar GmbH verwendet für ihre zwei- bis zehnfach konzentrierenden Module preisgünstige Spiegel (Parabolrinnen- beziehungsweise V-Trog-Konzentratoren) und steigert den Wirkungsgrad herkömmlicher Silizium-Solarzellen zusätzlich durch passive Kühlung der Solarzellen. Der Solar-Report 4/2008 skizziert die Geschichte der Konzentrator-Photovoltaik, neue Konzepte und Systeme sowie die Perspektiven der Technologie.

Vom Labor bis zum Großkraftwerk in der Wüste

Bereits im Jahr 1976 realisierten die Sandia Labors in den USA ein erstes 1 kW-CPV-System, kommerzielle Systeme sind seit den 1990er Jahren des vergangenen Jahrhunderts am Markt. Das australische Unternehmen "Solar Systems" fokussiert die Sonnenstrahlen mit so genannten Dish-Reflektoren auf die Solarzellen. Die "Solar-Schüsseln" (dishes) bestehen aus 121 gewölbten Spiegeln in einem Stahlrahmen; sie bündeln die Sonnenstrahlung 500-fach und werden dem Lauf der Sonne nachgeführt. Eine erste "Concentrator Dish Power Station" mit zehn Konzentrator-Einheiten und insgesamt 220 Kilowatt Leistung erzeugt seit 2003 im Bundesstaat South Australia elektrischen Strom. Im Nordwesten von Victoria soll ein 154 Megawatt-Kraftwerk entstehen.

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CPV-Systeme von Amonix, Solar Systems und SolFocus: Fotos: Amonics, Solar Systems; SolFocus

Kleiner fällt ein Vorhaben des US-amerikanischen Unternehmens Amonix in Colorado mit sieben bis zehn Megawatt aus. Amonix erzielte 1994 mit einer kommerziellen Rückseitenkontaktsolarzelle einen Wirkungsgrad-Weltrekord von 25.5%. Auch das Konzentrator-System aus den USA schafft es, das Sonnenlicht 500-fach zu konzentrieren - mit Fresnel-Linsen aus Kunststoff, die das Licht auf die Solarzellen bündeln. Durch die Konzentration wird die Menge des notwendigen Silizium annähernd um den gleichen Faktor reduziert, um den das Licht gebündelt wird. Das bedeutet, dass eine extrem kostengünstige optische Linse aus Kunststoff das relative teuere Silizium ersetzen kann.

Erste CPV-Großkraftwerke in Europa

An dem ambitionierten 3 MW-Projekt von ISFOC in Castilla La Mancha arbeiten Concentrix, Isofoton (Spanien) und SolFocus (USA), die bereits in der ersten Ausschreibungsrunde einen Zuschlag erhielten. In einer zweiten Ausschreibung Ende 2007 erhielten vier weitere Unternehmen den Zuschlag für das CPV-Kraftwerksprojekt in Kastilien: Concentración Solar La Mancha (Spanien), Emcore (USA), Arima Eco (Taiwan) und Sol3G (Spanien). CPV-Kraftwerke an sonnenreichen Standorten, mit einer Vielzahl von Trackern, die jeweils mit mehreren hundert Modulen ausgerüstet werden, sind längst keine Vision mehr, sondern eine Option für die Solarstromproduktion der Zukunft.

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

CONCENTRIX: Wettbewerbsfähiger Solarstrom
aus winzigen Weltrekord-Solarzellen und hoch konzentriertem Sonnenlicht

Zentrum einer Photovoltaik-Solarzelle ist ein Halbleiterkristall, in dem durch Lichtzufuhr Ladungsträger freigesetzt werden und auf diese Weise Solarstrom produziert wird. Mehrere Solarzellen werden dann zu Modulen mit Leistungen von einigen 100 Watt zusammengeschaltet, aus denen wiederum photovoltaische Großanlagen aufgebaut werden. Die am Fraunhofer ISE entwickelten FLATCON®-Module, verbinden hoch effiziente Solarzellen mit kostengünstiger Modul- und Linsentechnologie.

Mit III-V-Solarzellen sind Modulwirkungsgrade von bis zu 28% möglich

"Konzentrator-Photovoltaiksysteme haben das Potenzial, die Stromgestehungskosten für große Kraftwerkseinheiten an sonnenreichen Standorten erheblich zu senken", betont Concentrix-Geschäftsführer Hansjörg Lerchenmüller, der für das Unternehmen im Januar 2008 den 28. Innovationspreis der Deutschen Wirtschaft entgegennehmen durfte. Vor dem entscheidenden Durchbruch stehe die Konzentrator-Technologie nicht zuletzt deshalb, weil bei hocheffizienten Solarzellen auf der Basis von III-V-Halbleitern große Fortschritte hinsichtlich des Wirkungsgrads erzielt wurden. Andreas Bett, Abteilungsleiter 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."

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Links: Monolithische GaInP/GaInAs-Solarzelle mit einem Wirkungsgrad von 32,0 % (Quadrat in der Bildmitte). Rechts: Solarzellen-Empfängermodule für das FLATCONTM Konzentratormodul. Die Zellen mit einem Durchmesser von 2 mm sind geeignet für eine 500fache Sonnenbestrahlung und werden auf Kupferbleche verlötet. Diese werden präzise auf einer Glasplatte verklebt, damit sie sich stets im Brennpunkt einer Fresnel-Linse befinden. Quelle: Fraunhofer ISE.

Fünfhundert Mal Sonne auf 0,031 Quadratzentimeter "große" Solarzellen

Das FLATCON®-Modul besteht aus einer Linsen- und einer Bodenplatte, die über einen Stahlrahmen miteinander verbunden werden. An der Oberseite konzentrieren 4 x 4 cm² große Fresnel-Linsen das Sonnenlicht nahezu 500-fach und lenken es auf die an der Unterseite angebrachten Hochleistungszellen von ca. 2 mm Durchmesser, die das Sonnenlicht direkt in elektrische Energie umwandelt. Die Module werden zweiachsig der Sonne nachgeführt, damit der Brennpunkt der Linse jederzeit den aktiven Bereich der Solarzelle trifft. Die FLATCON®-Module sind so konstruiert, dass sie mit derselben Zuverlässigkeit und Langlebigkeit arbeiten wie die etablierten Module der Silizium-Technik. Das einfach gehaltene Design und die Ausnutzung gut beherrschter Produktionstechnologien stellen laut Concentrix sicher, dass qualitativ hochwertige Module kostengünstig produziert werden können.

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Funktionsskizze zur FLATCON®-Technologie.
Foto Concentrix Solar GmbH. Grafik: Fraunhofer ISE

Ein FLATCON®-System besteht aus einer Vielzahl von einzelnen Modulen, die auf einem Tracker installiert sind. Mit der industriellen Massenproduktion, zielt die Concentrix Solar GmbH vor allem auf größere Kraftwerkseinheiten von 1 MW bis 10 MW in sonnenreichen Regionen, denn die Stromgestehungskosten für FLATCON®-Kraftwerke sind stark abhängig vom Standort beziehungsweise von der verfügbaren Solarstrahlung. An Orten mit Einstrahlungsverhältnissen wie in München, Freiburg oder Paris kann das FLATCON®-System nicht mit den fest aufgestellten Flachmodulen der Silizium-Photovoltaik konkurrieren. Für Standorte in Südeuropa jedoch sind die solaren Stromgestehungskosten für die Konzentrator-Technologie günstiger als für die herkömmliche Alternative.
Mehr als 20 % Kostenvorteil angestrebt

Eine Kostenanalyse von Concentrix ergab, dass an guten Standorten in Spanien mit einem Kostenvorteil von über 15 % zu rechnen ist. In Regionen mit höherem Direktstrahlungsanteil wie den Wüsten in Nordafrika oder in den USA steigt der errechnete Kostenvorteil sogar auf über 20 %. Concentrix beziffert die energetische Amortisationsdauer der Systeme mit weniger als einem Jahr, das heißt, dass sie in dieser kurzen Zeit mehr Solarstrom produzieren, als die Energiemenge, die zu ihrer Herstellung benötigt wurde. Kostenvorteile ergeben sich aus der Reduktion der aktiven Solarzellenfläche und dem geringeren Verbrauch an Halbleitermaterial. Die hohen Modul- und Systemwirkungsgrade ermöglichen einen geringeren Flächenverbrauch beim Bau von Kraftwerken.

Mehrere Demo-Systeme von Concentrix mit bis zu 5 kW wurden u. a. in Zypern, Spanien und Freiburg installiert. Zur Herstellung der Konzentrator-Module betreibt Concentrix eine Pilot-Produktionslinie am Standort Freiburg mit einer nominalen Produktionskapazität von 1 MW. Im Sommer 2008 will Concentrix eine 25 MW-Linie in Betrieb nehmen und damit diese neue Photovoltaik Technologie in die kommerzielle Serienfertigung führen.


ARCHIMEDES: PV-Systeme mit kleinen Konzentrationsfaktoren
und besonders niedrigen Systemkosten

Höchst effiziente Solarmodule zur Stromerzeugung, bei denen zugleich der kostenintensive Siliziumanteil reduziert wird, will die im Januar 2008 neu gegründete ARCHIMEDES Solar GmbH mit Sitz in Stuttgart in den Markt einführen. Das Unternehmen ist ein Spin-Off des renommierten Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW). Die Konzentrator-Technologie für die ARCHIMEDES-Systeme wurde von dem Diplom-Ingenieur Fritz Klotz während seiner langjährigen Tätigkeit im ZSW entwickelt und patentiert. Sie arbeitet mit preisgünstigen Spiegeln, die das Sonnenlicht zwei- bis zehnfach konzentrieren (Parabolrinnen/V-Trog-Konzentrator). Zum Einsatz kommen herkömmliche Silizium-Solarzellen.


ARCHIMEDES PV-Konzentrator. Foto: ARCHIMEDES Solar GmbH.

Spiegel sind billiger als Solarzellen

Bei den ARCHIMEDES PV-Konzentratoren bündeln Reflektor-Spiegel die einfallenden Sonnenstrahlen auf Solarzellen in der Fokuslinie des Kollektors. Dadurch reduziert sich der Anteil an teuren Solarzellen, die Spiegelfläche ist deutlich billiger als die Modulfläche. Beim ARCHIMEDES IVT wird nur die Hälfte der von der Sonne beschienenen Fläche (Aperturfläche) mit Solarzellen bestückt und das Sonnenlicht zweifach konzentriert. In dem System ARCHIMEDES IVT mit zweifacher Konzentration wird durch die seitlichen Flachspiegel neben der Direkteinstrahlung auch ein großer Teil der diffusen Sonneneinstrahlung genutzt. Hoch reflektierende Spiegel, eine präzise einachsige Nachführung sowie eine effiziente passive Kühlung charakterisieren das universell einsetzbare System zur Gewinnung von kostengünstigem Solarstrom. Die Nachführung nach dem Sonnenstand erfolgt durch den weltweit einmaligen, patentierten thermohydraulischen Antrieb ARCHIMEDES THA.


Foto: ARCHIMEDES IVT (links) mit schwacher (zweifacher) Konzentration und ARCHIMEDES IPT (rechts) im Testfeld "Widderstall".

Der ARCHIMEDES IPT entstand auf der Basis einer Entwicklung des ZSW. Das thermohydraulisch nachgeführte, gekoppelte Parabolrinnen-Lamellensystem konzentriert das Sonnenlicht zehnfach: die Solarzellenfläche wird auf diese Weise deutlich reduziert. Ein strukturierter Modulboden aus stranggepresstem Aluminium ermöglicht die passive Kühlung der Solarzellen, der Reflektorträger dient gleichzeitig als Halterung für die Solarzellen.

Die Schlüsselidee zur Vereinfachung und Kostensenkung des gesamten Solarsystems, die den ARCHIMEDES Solarmodulen zugrunde liegt, ist die Integration kostengünstiger, massenproduzierbarer Strangpressprofile aus Aluminium in allen Funktionsbereichen: Der IPT dient als Träger der Solarzellen, als Reflektor/Spiegel, zur passiven Kühlung sowie als tragende Struktur.

Thermohydraulische Nachführung mit Sonnenenergie

Zur Nachführung wird ebenfalls ARCHIMEDES THA verwendet. Diese ist energieautark - sie benötigt weder eine Stromversorgung noch eine Steuerelektronik - die Nachführung bezieht ihre Energie direkt von der Sonne und richtet sich selbsttätig nach ihr aus. Der Antrieb der THA besteht aus zwei Verdampferröhren und einem doppelwirkenden Stellzylinder (s. Abb.).

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Thermohydraulische Nachführung in Stuttgart Bad Cannstatt; Funktionsprinzip. Foto und Grafik: ARCHIMEDES Solar GmbH

Die Verdampferröhren sind jeweils an einer Seite der nachzuführenden Modulfläche angebracht. Als Arbeitsmedium dient eine leicht zu verdampfende Flüssigkeit. Der Druck in jeder Verdampferröhre ist direkt von der Temperatur abhängig. Ist die nachzuführende Fläche nicht optimal zur Sonne ausgerichtet, werden die Verdampferröhren unterschiedlich stark bestrahlt: ein Temperatur- und Druckunterschied entsteht, der den Kolben des Zylinders bewegt. Der Kolben bewegt das Modul so lange, bis ein Kräftegleichgewicht und damit die gleichmäßige Bestrahlung beider Röhren gegeben ist.

Mit der ARCHIMEDES THA in extremer Leichtbauweise, können laut Hersteller Systemspannungen bis zu 1.000 Volt realisiert werden. Das System ist zudem für Windgeschwindigkeiten bis zu 150 km/h ausgelegt und somit auch bestens für windstarke Gebiete geeignet. Dank der Dreiecksform werde der Materialeinsatz gegenüber der gängigen Rechtecksform erheblich gesenkt. Das flächenspezifische Gewicht ohne Module wurde laut ARCHIMEDES durch die Aluminiumkonstruktion um ein Vielfaches minimiert: im Vergleich zu konventionellen Anlagen, die 30 Kilogramm pro Quadratmeter wiege,n auf beachtliche 10 kg/m2. Das sorge sowohl für geringere Kosten bei der Montage als auch beim Transport. Durch die Dreiecksform sei eine Montage auch in schwierigem Gelände wie beispielsweise auf felsigen Gebirgshängen möglich. Das senke die Kosten für die Bodenvorbereitung und erschließe für die Energiegewinnung bisher nicht nutzbare Flächen.

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ARCHIMEDES-PV-Konzentrator; Pumpsystem mit ARCHIMEDES-System auf Kreta.
Fotos: ARCHIMEDES Solar GmbH

Bis zu 58 % höherer Solarstrom-Ertrag

Einsatzgebiete für die ARCHIMEDES-Systeme sind wie bei den hoch konzentrierenden Systemen in erster Linie Freiflächen-Solarkraftwerke. Aber auch in der Industrie (als Dachelemente zum langjährigen Betrieb) sowie als gebäudeintegrierte Fassadenelemente in der Architektur BIPV (Building Integrated Photovoltaics) sollen die Systeme eingesetzt werden. Die hochwertigen Reflektorspiegel der Konzentrator-Konstruktionen in Verbindung mit hoch effizienten Solarzellen gewährleisten nach Angaben des Unternehmens eine hohe Energieausbeute der Systeme und auch deren Langlebigkeit - selbst in Wüsten- und Küstenregionen. So wurden in der Freiflächen-Testanlage "Widderstall" des ZSW auf der Schwäbischen Alb ein Strahlungszugewinn von 55 % und ein Energiezugewinn von 45 % im Vergleich zu einem fest installierten PV-Generator erzielt. An einem Standort in Süditalien ist der errechnete solare Strahlungszugewinn sogar 70 % höher als jener einer nicht nachgeführten Anlage und der Solarstrom-Ertrag wächst um 58 %.

Bei einer industriellen Fertigung der Archimedes-Systeme rechnet das Unternehmen mit rund 40 % Kostenvorteil gegenüber festen Systemen und Modulkosten von 3,5 € je Watt Leistung. Im zweiten Quartal 2008 sollen die ersten Demo-Installationen in Betrieb gehen.

High-tech aus Deutschland in der industriellen Produktion

Die FLATCON-Technologie von Concentrix und die ARCHIMEDES-Systeme demonstrieren, wie innovative deutsche Forschungs- und Entwicklungsinstitute wie das Fraunhofer ISE und das ZSW die Solartechnik voranbringen und junge Unternehmen sie zur Marktreife bringen. Dass die kommerzielle Produktion erfolgreich möglich ist, belegt eine weitere aus dem ZSW hervorgegangene Entwicklung: bereits 2006 gelang dem Forschungsinstitut mit dem Industriepartner Würth Solar die erste industrielle Großproduktion von CIS-Dünnschichtsolarmodulen.

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Links: Solarmodul-Fabrik "CISfab" in Schwäbisch Hall (Kapazität: 200.000 CIS-Solarmodule. Rechts: Indach-Solarstromanlage mit CIS-Modulen von Würth Solar. Fotos: Würth Solar

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

[bossi1]

Spanien: BP Solar baut Solarzellen-Fabrik

PUERTOLLANO/MADRID, 21. April 2008 - Mitte dieses Jahres wird der britische Konzern BP Solar in Spanien mit dem Bau einer Modulfabrik mit 300 Megawatt Produktionskapazität beginnen. Standort für die Solarzellen-Fertigung ist Puertollano in Kastilien-La Mancha. Dies berichtet die Fachzeitschrift Photon. (..)

http://www.spanienaktuell.com/newsDetail.php?newsId=5199§ion…

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BP Solar wurde in Spanien vertraglich (preiswertes) metallurgisches Silizum zugesichert. Woher das Silizium stammt, wurde von BP nicht mitgeteilt, jedoch in Spanien will Ferroatlantica mit ihren hochwertigen und für Solarsilizium geeigneten Quarzen im großem Stiel mit 6.000to/Jahr ab 2009 in die Produktion von metallurgischem Solarsilizium einsteigen. Q-Cells hat sich bereits von der Qualität überzeugt und eine Vereinbarung wurde unterschrieben. Es liegt fast auf der Hand, daß auch BP Solar sich bei der Standortwahl in Puertollano dieses metallurgische Silizium vertraglich zusicheren hat lassen.Silizio Solar und Solaria Energia aus Puertollano wärem weitere "mögliche" Interessent für das preiswerte metallurgische Solarsilizium in Spanien. Es wäre ein Wettbewerbsvorteil auf dem span. Markt.

http://www.energiasrenovables.ciemat.es/?pid=4000&id_seccion…

Reine Quarze wie von Ferroatlantica findet man weltweit nur noch in Südafrika und China. Je sauberer die Quarze, je besser ist die Qualität vom späterm metallurgischem Solarsilizium. Auch in China plant Ferroatlantica mit regionalen Partnern ein Werk für metallurgisches Solarsilizium. In 2 Ausbaustufen will man die größte metallurgischen Siliziumfabrik weltweit mit 100.000 to/Jahr bis 2012 errichten. Die Baukosten betragen 300 Mio. USD.

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/238638…

Ferroatlantica und die Quarzminen gehören 100% dem span. Unternehmer Juan Miguel Villar Mir, der mit seiner Grupo Villa Mir auch die Mehrheit am span. Baukonzern OHL (MK 2,3 Mrd.€) mit über 7800 Mitarbeitern hält.

OHL:
http://grupoexport.seopan.es/ohl_eng.htm

Grupo Villa Mir
http://www.ferroatlantica.es/grupo_ferroatlantica/html/engli…

Ferroatlantica
http://www.ferroatlantica.es/grupo_ferroatlantica/html/engli…

[bossi1]

Bei Red Eléctrica in Spanien kann man den Energieverbrauch (Real demand) und die bereit gestellte Energie (Scheduled P24) in ihrem Netz in Realtime verfolgen. Es können auch bestimmte Tage zurück abgefragt werden. Die Grafik spricht dort für einen hohen Anteil an Solarenergie.

Realtime Info ...


Seite dazu. Grafik kann durch anklicken vergrößert werden ...
http://www.ree.es/ingles/operacion/curvas_demanda.asp

[bossi1]

US-Energieversorger PG&E unterzeichnet Verträge für Solarthermie-Kraftwerke mit einer Leistung bis zu 900 MW


Demonstrationsanlage der
BrightSource Energy Inc. in
der Wüste Negev, Israel.

Die Pacific Gas and Electric Company (San Francisco; USA) hat Anfang April 2008 bekanntgegeben, das Unternehmen habe eine Reihe von Verträgen über Solar-Kraftwerke mit BrightSource Energy, Inc. geschlossen. Die ersten drei Aufträge umfassten solarthermische Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 500 Megawatt, berichtet PG&E in einer Pressemitteilung. PG&E habe darüber hinaus zwei Verträge über zusammen 400 MW geschlossen, die das Gesamtvolumen auf 900 MW steigerten. Die ersten drei Solar-Kraftwerke mit einer Leistung von jeweils 100 MW sollen bereits 2011 in Ivanpah (Kalifornien) an dass Netz gehen und 246,000 Megawattstunden Solarstrom jährlich erzeugen.
"Die solarthermisch gewonnene Energie ist besonders attraktiv, weil sie in Kalifornien dann zur Verfügung steht, wenn sie am dringendsten gebraucht wird", sagte Fong Wan, Vizepräsident für Energieversorgung bei PG&E. Durch die Verträge mit BrightSource baue PG&E sein Portfolio der erneuerbaren Energien aus und versorge seine Kunden mit der saubersten Energie landesweit. Ziel von BrightSource ist, die Kosten der Solarenergienutzung deutlich zu senken und den Anteil der Sonnenenergie in den westlichen Staaten der USA kräftig zu steigern. "PG&E unterstützt dieses Ziel, mit Verpflichtungen zur Abnahme von Solarstrom", betonte John Woolard, Präsident und Vorstand von BrightSource. Die Verträge mit BrightSource sind Teil des Erneuerbare-Energien-Portfolios von PG&E, das auf eine Leistung von 2.500 MW gewachsen ist. Die Kalifornische Gesetzgebung verlangt von jedem börsennotierten Stromversorger, den Anteil der erneuerbaren Energien bis 2010 auf 20 % zu steigern. PG&E hat nach eigenen Angaben 2008 bereits 14 % erreicht.

21.04.2008 Quelle: PG&E

[bossi1]

Abener has begun construction of the world's largest ISCC plant in Morocco


Abener has placed the first stone for what will be the world’s largest power plant with ISCC (Integrated Solar Combined Cycle) technology with a 470 MW capacity. It represents the perfect combination of innovation and sustainability. Located in Ain Beni Mathar (Morocco), it integrates CCP (parabolic-cylinder collectors) and a combined cycle.

The inauguration ceremony for the works took place on the 28th of March and was attended by the King of Morocco, Mohammed VI. During his visit, the King showed an active interest in the innovative ISCC technology, which constitutes a pioneer initiative in an international sector where Abener is a market leader.

Before over 2,000 participants including high-level Moroccan government officials, executives, project technicians and operators, security forces, authorities and local celebrities, with entertainment by musicians and horsemen, and the inhabitants of the local municipalities, Mohammed VI presided over the ceremony. After a brief speech, he revealed the traditional stone monument into which he inserted the tube which contained the Inauguration Act.

We highlight the presence of State Authorities such as the Minister of Energy, Amina Benjandra, jointly with the Director Generals of the Companies involved in the project, Younes Maamar in representation of ONE (Office National de l’Electricité) and Manuel J. Valverde Delgado on behalf of Abener. It was also attended by Germán Bejarano García, Attaché officer to the Chairman for International Institutional Relations of Abengoa.

The primary novelty of the project is its cutting-edge technology. Ain Beni Mathar is a hybrid power plant with solar field whose useful reflection surface exceeds 180,000 m2 and it has the capacity to generate 20 MW. The remaining output is produced by its Combined Cycle Plant, comprised by two Gas Turbines (150 MW each), a Steam Turbine (170 MW) (which means 150MW from the Combined Cycle in addition to the aforementioned 20 MW from the solar field), Waste Heat Boiler and an Aero-condenser as its main equipment.

Abener is currently building the second ISCC Power Plant in Hassi R’Mel (Algeria) with an installed power capacity of 150 MW; it has a solar field with an equivalent capacity as the Ain Beni Mathar facility, although its Combined Cycle has a lower output. Both Power Plants must start operation in 2010.

The inauguration of the Ain Beni Mathar Plant reinforces Abener’s commitment to sustainable development by the execution of innovative projects in the renewable energies sector.

[bossi1]

In der pdf Datei unten (4 Seiten) wird näher auf die String Ribbon Technik (RGS bei Solarworld) und den Silizium Verbrauch dabei eingegangen.


Daten Vergleich ... siehe Seite 4

- Wafertechnik heute ~10,5 g Si pro Watt
- String Ribbon heute ~5 g Si pro Watt
- ab 2010 Ziel nur noch ~2,5 g Si pro Watt
- String Ribbon = polykristalline Zellen
- Dicke ca. 190 Micrometer
- mit 20% kaum Silizium Verluste (Schnittverluste Wafer bis 50%)
- hohe Produktonsgeschwindigkeit bei der Quad String Ribbon Technik

Bei Kosten von über 60% allein für das Silizium bei Solarzellen sind hierbei noch erhebliche Einsparungen in der Zukunft möglich.

Für den Einsatz der RGS wird wohl der polykristalline Standort Freiberg vorgesehen sein. In den USA kommt die monokristalline Technik zum Einsatz. Für diese bieten sich eher die hochleistungs "Tandem" Solarzellen an, wie das Sharp im großem Stiel in Japan vor hat. Ein Wirkungsgrad von deutlich über 20% ist dabei denkbar, da diese Zellentechnik die Sonneneinstrahlung viel besser ausnutzt.

http://www.erneuerbareenergien.de/0308/ere03-08_s32-35.pdf

[bossi1]

Der neue Minister im span. Industrieministerium Miguel Sebastian (Nachfolger von Joan Clos) bekräftigte heute seine Unterstützung für erneuerbare Energien mit dem Ziel einer gesicherten Versorgung und Energie Effizienz, wurde heute von ranghohen Mitarbeitern mitgeteilt. ... es wird langsam Zeit, daß nach all den netten Worten Taten folgen.

Sebastián mantiene la apuesta por las energías renovables
El ministro de Industria califica de "pasajera" la crisis internacional

EL PAÍS - Madrid - 23/04/2008

Vota Resultado 28 votos
El ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián, mantendrá la apuesta por las energías renovables, así como el objetivo de lograr seguridad en el suministro y la eficiencia energética, según aseguró en la toma de posesión de los altos cargos del ministerio.

El nuevo ministro afirmó que las políticas del departamento se encaminarán hacia el objetivo del bienestar y de superar la actual crisis internacional, que calificó de "pasajera". Reconoció, en cualquier caso, que "va a interrumpir a corto plazo el buen ritmo de crecimiento económico que nuestro país venía disfrutando".

Subrayó que hay que asentar las bases del patrón de crecimiento, centradas en la productividad, la competitividad, el avance tecnológico y los productos y servicios de alto valor añadido para crecer al ritmo de los últimos años, además de mejorar las exportaciones. "Salir airosos de este reto y reforzados de esta etapa es el mejor beneficio que podemos hacer a los ciudadanos", añadió Sebastián.

http://www.elpais.com/articulo/economia/Sebastian/mantiene/a…

[bossi1]

Das Thema "Solarglas-Engpass" wurde auch bei Solarworld angesprochen, bzw. bestätigt! Der Eisengehalt des Glases wäre wohl generell zu hoch und das Angebot eisenarmen Glases hält nicht mit der steigenden Nachfrage mit.


Borosilicate glass


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.

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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.

[bossi1]

José Montilla, der Präsident von Cataluna, kündigte am Freitag beim Besuch vom einem Solarpark in der Nähe von Barcelona an, daß das neue Regulierungsgesetz (in Cataluña) noch im ersten Halbjahr 2008 verabschiedet wird. Es soll Klarheit für den Markt geschaffen werden. Er erinnerte auch an ihre ehrgeizigen Ziele bis 2015, wonach der Einsatz der erneuerbaren Energien vervierfacht werden soll, auf 9,5% vom Primer Energieverbrauch. ... es ist nicht das erste mal, daß Cataluña die Line vorgibt. Die solare Bauvorschrifft für Spanien, wurde 9/2006 aus Barcelona für ganz Spanien übernommen.

La nueva regulación del Govern sobre parques eólicos y solar se aprobará este semestre, anuncia Montilla

El nuevo decreto de la Generalitat que regulará la implantación de parques eólicos y fotovoltaicos se aprobará 'durante este primer semestre de 2008, antes de verano', anunció hoy su presidente, José Montilla, durante una visita de una planta de energía solar en Mediona (Barcelona), en la comarca del Alt Penedès.

Montilla indicó que 'el objetivo de este nuevo decreto es clarificar y agilizar la implantación de parques eólicos y fotovoltaicos, garantizando la protección del paisaje y la normativa ambiental e urbanística, de forma que se introduzcan elementos planificadores y de simplificación administrativa'.

Declaró que el Govern ha impulsado durante los últimos años las energías renovables y que, prueba de ello, es que 'a finales de este mismo año' se cumplirán los objetivos que se había marcado para 2008: pasar de 2,2 megavatios de potencia instalada en 2003 a 50 megavatios.

Montilla recordó que el Plan de Energía aprobado por el Govern vigente hasta 2015 plantea que, en menos de una década, se logre 'multiplicar por cuatro la producción de energías renovables', para que 'lleguen al 9,5% en el balance de la energía primaria'.

El presidente de la Generalitat hizo estas declaraciones durante una visita a la nueva placa de energía fotovoltaica situada en Mediona, de 96 kilovatios de potencia y con 10 paneles solares. La planta la promueve el Ayuntamiento de la localidad en colaboración con Fecsa, y en otoño que viene habrá dos más, promovidas por el sector privado.

Terra Actualidad - Europa Press
http://actualidad.terra.es/provincias/barcelona/articulo/gov…

[bossi1]

:: Siliken präsentiert Solarmodule, die nachts leuchten



+ 27.04.2008 + Im Februar zeigte die spanische Siliken SA auf der Messe Genera in Madrid erstmals Solarmodule, die bei Dunkelheit leuchten.

Dabei handelt es sich um gewöhnliche kristalline Module, die jedoch mit einer mit Zinksulfid behandelten Platte versehen sind, die sich vor der Tedlarfolie oder im Falle eines Glas-Glas-Moduls vor der rückseitigen Scheibe befindet. Da die Zellen des Moduls versetzt angeordnet sind, entstehen freie Flächen, die ebenfalls der Sonne ausgesetzt sind und bei Nacht das Licht zurückgeben. Hierbei kommt der von Zinksulfid bekannte lumineszierende Effekt zur Anwendung.

Neben der Stromgewinnung verweist Siliken auf den ästhetischen und dekorativen Zweck dieser Module. Bevorzugtes Einsatzgebiet sind demnach repräsentative Gebäude wie Stadien, Kongresszentren oder Kulturarenen. In die Zinksulfidschicht könnten auf Wunsch Schriftzüge gebettet werden, die dann bei Dunkelheit lesbar wären. Da die Module mit viel Handarbeit gefertigt werden, sind zahlreiche weitere Optionen möglich: So können Kunden die Farbe der leuchtenden Schicht wählen, die Größe des Moduls und die Anordnung der Zellen bestimmen und auch zwischen einer Glas-Glas-Fertigung oder einer Glas-Tedlar-Variante entscheiden.

Die Zellen und die mit Zinksulfid beschichtete Glasplatte kauft Siliken ein, in der Fabrik am Stammsitz in Rafabuñol nahe Valencia werden die Komponenten dann zum Modul verarbeitet. Da die Module bislang nur als Prototypen vorliegen und momentan letzte Tests durchgeführt werden, hat Siliken noch keinen Preis festgelegt.

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... Siliken plant mit Hilfe von Morgan Stanley einen einen Börsengang. Das Unternehmen beschäftigt 660 Mitarbeiter und plant den Einstieg in die integrierte Produktion, wobei später auch die Siliziumherstellung gedacht wird. Bisher wurden Solarzellen unter anderem von Q-Cells bezogen.

Eine Firmenpräsentation
http://www.siliken.com/images/Cargas/Presentacion_Siliken.pd…

Homepage ...
http://www.siliken.com/quienes/presente_futuro

[bossi1]

Ein hilfreiches Tool ...
Shortdaten zu span. Werten in einer übersichtlichen Grafik darstellen
(Daten Börse Madrid)

Link dazu ...
http://tusacciones.com/prestadas/#ABENGOA

- Wert oben links im Menü auswählen (A-Z)
- Grafik erschein kurz danach
- Links Anzahl in Mio. Stück
- Daten ab 23/4/2007
- GELB - Zahl der gesamten Aktien Short
- BLAU - Anzahl der enthaltenen represtadas (weiter verliehe Aktien)
- ROT - Rückgabe von Aktien
- Grafik kann ausgedruckt werden zum Vergleich mit dem Kurs Chart

- Die Grafiken können zu Tagesdaten im Zeitraum angeklickt werden. Diese erscheinen in einem neuem Fenster.

S2, bossi

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.011.510 von bossi1 am 01.05.08 21:45:41

60-Megawatt-Kraftwerk geht im Juni in Spanien ans Netz



24.04.2008
Spanien könnte sich bald wiederholt mit dem Titel des größten Solarkraftwerks der Welt schmücken.

... die Module lieferten Siliken, Scheuten Solar und Yingli. Für die nächste Erweiterung von 38 MW liefert jedoch
nur Siliken die Module.

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

[bossi1]

Pevafersa Group ...
und am Ende steht die Silizumproduktion

Das Familienunternehmen von Ex Elektriker Vicente Fernándes Manso hat noch keinen Börsengang angekündigt.

Pevafersas Weg von der span. Garagenfirma für zweiachsige solare Nachführsysteme zum vollintegrierten Solarhersteller. Die eigene Siliziumherstellung (Siemens) soll Ende 2009 mit 1.000 to am beginnen. Ab April 2008 beginnt der Bau einer neuen 60 MW Waferfertigung, die ihre ihre von Roth & Rau gebaute Solarzellenfabrik und die vorhandene Modulproduktion ergänzen soll. Für 2008 werden 400 Mio. € Umsatz mit ca. 400 Mitarbeitern erwartet, wobei die Mitarbeiterzahl bis 2010 auf 1000 steigen soll.

Homepage ...
http://www.pevafersa.com/en/grupo/index.htm

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Artikel dazu von der Pevafersa HP ...



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Pevafersa startet Bau einer Wafer-Fabrik

29.04.2008: Die spanische Instalaciones Pevafersa SL hat mit dem Bau ihrer Wafer-Fabrik im kastilischen Toro begonnen.

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

[bossi1]

Spanien ca. um den Faktor 2 besser für Photovoltaik

Unter südlichen Einstrahlungsbedingungen mit 1.800 Kwh / Kw, statt 1.000 Kwh / Kw würden aber bereits 23 Cent / Kwh Einspeisevergütung ausreichen, um Solarstrom so attraktiv zu machen, wie in Deutschland mit 40 Cent.

[bossi1]

Ein Speicherhersteller und die Solarzellen. Auch unter Portugals Sonne ist die Grid Parity ohne Regulierungsbeschänkungen nicht mehr weit entfernt ...

05.05.2008 12:25
INTERVIEW
Qimonda hält Ausbau des Solargeschäfts für denkbar

MÜNCHEN (Dow Jones)--Die Qimonda AG hält nach den Worten ihres Chief Operating Officer (COO) Thomas Seifert nach der Gründung des Solar-Gemeinschaftsunternehmens mit Centrosolar einen Ausbau der Aktivitäten bei Solarzellen für denkbar. "Wir sind in diesen Markt eingestiegen, um mit dem Markt zu wachsen", sagte Seifert am Montag im Gespräch mit Dow Jones Newswires. Dabei könne Qimonda mit vergleichsweise geringen Investitionen hohe Potenziale für neue Umsätze und Erträge erschließen.

Zwar bleibe der Fokus weiterhin auf dem Kerngeschäft mit Speicherhalbleitern, doch schaue das Unternehmen auch nach Geschäften, bei denen sich Wachstumschancen ergeben und Synergien aus dem Kerngeschäft heben lassen würden, so Seifert.

Früher am Berichtstag hatten Qimonda und die Centrosolar Group AG mitgeteilt, ein Joint Venture (JV) im Bereich Solarzellenfertigung gegründet zu haben. Es sei ein Vertrag für den Bau, die Einrichtung und den Betrieb einer gemeinsamen Solarzellen-Produktionsanlage in Portugal geschlossen worden.

Qimonda bringe dabei seine jahrzehntelange Erfahrung in der Silizium-Fertigung und mit dem Umgang mit einem hohen Kostendruck in der Halbleiterindustrie ein, so Seifert. So werden die bestehenden Beziehungen zu Siliziumherstellern und die Einkaufsmacht von Qimonda eine wesentliche Rolle spielen. Mit der Hereinnahme eines Partners aus der Solarzellen-Industrie wie Centrosolar werde das Marktrisiko minimiert. So verfüge dieser über die notwendigen Kenntnisse in den Endmärkten und dem Vertrieb von Solarzellen.

An dem Gemeinschaftsunternehmen ist Qimonda über ihre hundertprozentige Tochter Qimonda Solar GmbH mit 51% beteiligt, Centrosolar mit 49%. In das Projekt am bestehenden Backend-Standort von Qimonda im portugiesischen Vila do Conde sollen durch das JV bis September kommenden Jahres 70 Mio EUR investiert werden.

Von den 70 Mio EUR sollen bis zu 70% über lokale Banken fremdfinanziert werden. Zudem seien Fördergelder beantragt worden. Wie hoch diese letztendlich ausfallen werden bzw. wie hoch der Anteil von Qimonda an dem Investment in Portugal sein wird, ist daher noch nicht absehbar.

Zunächst sei eine Produktion von Solarzellen mit einem jährlichen Volumen von 100 Megawatt geplant. Die volle Kapazität soll spätestens Ende des Kalenderjahres 2009 erreicht werden. Bei voller Kapazität rechnet Qimonda mit einem jährlichen Umsatz des JV von 200 Mio EUR. Zu den erwarteten Erträgen machte Seifert keine konkreten Angaben. Er gehe aber davon aus, hier den Breakeven in "überschaubarer Zeit" zu erreichen.

Seifert verwies in diesem Zusammenhang darauf, dass die Kapitalintensensität beim Aufbau einer Fertigungsanlage von Solarzellen im Vergleich zu einer Speicherchipproduktion relativ überschaubar sei. Daher müsse Qimonda auch die Prognose für die Forschungs- und Entwicklungskosten (F&E) sowie die geplanten Investitionen nicht ändern, sagte Seifert weiter. Für das laufende Geschäftsjahr rechnet Qimonda mit F&E-Aufwendungen von 430 Mio bis 460 Mio EUR und Investitionen von 400 Mio bis 500 Mio EUR.

Ebenso sei bei der Solarzellenproduktion die Zeitspanne, in der sich Investitionen in konkrete Umsätze umwandeln, deutlich kürzer. Für den Aufbau einer Speicherchip-Fertigung müssen die Hersteller Milliardenbeträge investieren und mindestens zwei Jahre Bau- und Vorlaufzeit bis zum Produktionsbeginn einplanen.

Bei dem neuen Joint Venture habe das geplante Gebäude eine Kapazität für eine Produktion von 250 Megawatt pro Jahr. Ob die Produktion dort ausgebaut wird, werden Qimonda und Centrosolar dann entscheiden, wenn es erste Erfolge mit dem Hochlauf der bislang geplanten Produktion gibt. Einen konkreten Zeitplan dafür gibt es bislang nicht.

Qimonda ist eine 77,5-prozentige Tochter der Infineon Technologies AG. Infineon will sich mittelfristig ganz von ihrer Qimonda-Beteiligung trennen. Qimonda hatte in den vergangenen Quartalen mit einem anhaltend schwachen Preisniveau auf dem Markt für Speicherchips zu kämpfen und gemessen am Umsatz hohe Verluste ausgewiesen. Im Ende März zu Ende gegangenen zweiten Quartal 2007/08 hatte das Unternehmen bei einem Umsatz von 412 Mio EUR einen Konzernfehlbetrag von 482 Mio EUR ausgewiesen.

Webseiten: http://www.qimonda.com

[bossi1]

07.05.2008, 15:08 Uhr
Solarkraftwerke: Iberdrola erhält weiteren Auftrag für Spanien

Sevilla, Spanien - Iberdrola Ingenieria hat den Zuschlag für ein PV-Projekt in der spanischen Provinz Sevilla erhalten. Die Solaranlage mit einer Spitzenleistung von 2,3 MW soll noch in diesem Sommer in Betrieb gehen. Die insgesamt 25 PV-Module werden sowohl aus Dünnschicht- als auch Silizium-Panelen bestehen. Auftraggeber des 15 Mio. Euro-Projektes ist die Marin Gruppe aus den USA.

Boomender Solarmarkt Spanien
Bereits im vergangenen Jahr hat Iberdrola vier Aufträge für Solar-Projekte in Spanien erhalten. So wird das Unternehmen eine 10 MW Solaranlage in Soria, zwei Anlagen mit 10 MW und 20 MW in Cáceres sowie eine weitere mit 4 MW in Toledo realisieren. Alle PV-Projekte sollen noch in diesem Jahr abgeschlossen werden, teilte Iberdrola mit.

Quelle: iwr/07.05.2008/

[bossi1]

ACCIONA Energy will build two solar thermal power plants in Cordoba (Spain) totaling 100 MW with an investment of almost € 500 million (08/05/2008)


- The facilities will be operational in 2010 and will produce 244 million kWh a year, equivalent to the consumption of 75,000 homes
- The plants will cover 260 hectares -equivalent to 364 soccer fields-, with 1,520 collectors and 364,800 mirrors receiving the sun's rays
- ACCIONA is the first Spanish company with a commercially operational plant (Nevada Solar One, in the USA) that uses parabolic trough technology

ACCIONA Energy will build two thermal solar power plants (50 MW capacity each) in Palma del Río (Córdoba, southern Spain). The facilities represent an investment close to 500 million euros and their entry into service is planned for 2010. The plants will produce 244 million kilowatt-hours per annum, equivalent to the electricity consumption of 75,000 homes. ACCIONA is the first Spanish company with a commercially operational plant using parabolic trough technology -Nevada Solar One, in the USA-, the same technology that is used in the two projected Spanish plants. The company currently has over 2,000 MW under development in the USA and another 200 MW in Spain, in four plants.

The Palma del Río thermal solar project was presented today in an informative meeting attended by the Director of Thermal Electric Business of ACCIONA Energy, José Monzonís, and the mayor of Palma del Río, José Antonio Ruiz Almenara. The plants will cover 260 hectares on a site 4 miles from the town -a surface area equivalent to 364 soccer fields.

In two phases

Building work on the Palma del Río II plant, located further south, will start in the second semester of 2008; it is expected to be completed in the first semester of 2010. Work on Palma del Río I is expected to start in the first semester of 2009 and will be grid connected in the second semester of 2010.

Each of the projected plants (50 MW capacity) consists of 760 collectors and 182,400 parabolic trough mirrors. These concentrate solar radiation into 18,240 reception tubes located in the focal line. A fluid (oil) runs through these tubes that reaches a very high temperature (400º C). This fluid is sent from the solar filed to the power unit where the heat is transferred to a heat exchanger, through which water runs that turns into steam. The steam is taken to a turbine connected to a generator that produces electricity. Following its transformation to high voltage it will be evacuated to the grid through a substation at Villanueva del Rey (in the municipality of Écija).

Thermal solar power plants have a positive feature in that they generate more electricity in periods of high consumption: around midday in the hottest months, when demand for air conditioning is very high. This represents guaranteed capacity for the electric power system when it is most needed.

In-house technology

To date there has not been a commercially operational plant using parabolic trough technology in Spain. The eleven months of operation of the 64 MW facility in Nevada, owned by ACCIONA, have demonstrated the potential of this technology.

The fact that the company has applied its own technology in the areas of design, construction, operation and maintenance guarantee the reliability of this type of facility. Indeed, the technologists who developed Nevada Solar One are the same people who worked actively in the development of this technology in the 1980s and early 1990s in California.

In disuse since the early 1990s

Thermal solar power plants were developed to a great extent in the United States between 1985 and 1991 and nine facilities were installed -all in the Mojave desert, in California- with a total capacity of 354 MW. The two biggest (80 MW each) were built in 1990 and 1991. A series of incidents (problems in the owning company, the removal of production incentives, the deregulation of power supplies in California, and others) meant that no other plants of this type were built afterwards despite the existing energy potential. This situation started to change with the promotion of solar power in a number of states in the southwest of the USA, where the highest levels of solar radiation in the country are found.

In Spain, the national Renewable Energy Plan set the objective of 500 MW operational by 2010. ACCIONA expects to have completed four plants by then: the two at Palma del Río and two in Extremadura (Alvarado, already under construction, and Majadas); total capacity 200 MW.

http://www.acciona.es/default.asp?x=00020601&z=000105&item=3…

[bossi1]

Dienstag, 13. Mai 2008
Neue Solar-Aktie
Schott strebt an die Börse



Die Veranstaltung in Spanien: Udo Ungeheuer
war bei der Eröffnung des Parabolrinnen-
Kraftwerks "AndaSol 1" in der Nähe des
spanischen Ortes Guadix dabei.

Der Technikkonzern Schott strebt mit seiner Solarsparte an die Börse. Das Mainzer Unternehmen hat nach Informationen der "Financial Times Deutschland" (Mittwochsausgabe) die Deutsche Bank, JP Morgan und die Commerzbank beauftragt, den Gang an den Kapitalmarkt vorzubereiten.

Insidern zufolge steuert die Solarsparte einen Umsatz von rund 400 Mio. Euro zu den Konzernerlösen von insgesamt 2,1 Mrd. Euro bei. Offizielle Angaben gibt es nicht. Nach Darstellung des Managements ist die Solarsparte der wichtigste Wachstumstreiber des Konzerns und soll im Geschäftsjahr 2009/10 das Geschäft mit Pharmaglas als größte Sparte überholen. Zahlen zu dieser Sparte werden ebenfalls nicht veröffentlicht.

IPO mit Hintergedanken

Die privat geführte Gesellschaft Schott braucht den Börsengang für die Solarsparte der Zeitung zufolge, um Geld für die anstehenden hohen Investitionen einzusammeln. In den kommenden Jahren soll jedes Jahr ein deutlich dreistelliger Millionenbetrag in das Geschäft fließen.

Schott wollte zu dem Plan für den Börsengang (IPO) nicht konkret Stellung nehmen. "Das ist ein Kerngeschäft mit großen Wachstumschancen - um das zu finanzieren, prüfen wir unterschiedliche Optionen, und eine davon ist ein Börsengang", sagte ein Sprecher nur.

Andeutungen in Spanien

Vorstandschef Udo Ungeheuer hatte im März bei einer Veranstaltung in Spanien Gedankenspiele über einen IPO angestellt. Er könne einen solchen zwar nicht bestätigen, aber auch nicht ausschließen. Wenn, dann müsse ein IPO aber schnell kommen. "Wir müssen schnell zu Lösungen kommen, der Investitionsbedarf ist gigantisch", sagte Ungeheuer damals.

http://www.n-tv.de/Neue_SolarAktie_Schott_strebt_an_die_Boer…

[bossi1]

Boom in Spanien füllt deutscher Solarbranche die Kassen
Mittwoch, 14. Mai 2008, 13:24 Uhr

Düsseldorf (Reuters) - Der Sonnenenergieboom in Spanien hat der rasant wachsenden deutschen Solarbranche im ersten Quartal Umsatz- und Gewinnsprünge beschert.

Die starke Sonneneinstrahlung und genug Raum für Großkraftwerke machen das südeuropäische Land für den weltgrößten Solarzellenhersteller Q-Cells und die Modulfirmen Solon und Aleo Solar zu einem lukrativen Markt. Inzwischen verzeichnen die Unternehmen Exportquoten von bis zu 75 Prozent - der hohe Auslandsanteil macht die Firmen zudem unabhängiger von Kürzungen bei der staatlichen Förderung in Deutschland.

Das Geschäft in Spanien läuft auf Hochtouren, kleinere Dachanlagen und Großkraftwerke seien dort gefragt, teilten die Firmen am Mittwoch mit. Analysten stimmten der Einschätzung zu. "Es ist vor allem getrieben von Spanien. Die Nachfrage war sehr stark und die Preise waren stabil. Ein perfektes Umfeld, um auch positiv zu überraschen", urteilte ein Experte. Ein anderer Analyst sprach von einem "Hype" in Spanien. Die Firmen gaben sich für weitere Märkte zuversichtlich: Andere Länder in Südeuropa wie Italien und Griechenland seien im Kommen.

Die zum Teil unerwartet hohen Zuwächse zum Jahresauftakt ließen die Anleger zugreifen. Die Q-Cells-Aktie notierte über vier Prozent im Plus, Solon und Aleo Solar über zwei Prozent.

Q-CELLS WANDELT SICH IN EUROPA AG

Außerhalb Deutschlands steigerte Q-Cells die Umsätze im Auftaktquartel um 69 Prozent, insgesamt um 65 Prozent auf 270 Millionen Euro. Unter dem Strich verdiente Q-Cells 54 Millionen Euro, ein Plus von 61 Prozent. Der Exportanteil erreichte über 69 Prozent nach 57,6 Prozent vor Jahresfrist. Q-Cells will sich nun mit der Umfirmierung in eine europäische Aktiengesellschaft die grenzüberschreitende Kooperation erleichtern. Zur Finanzierung seines Wachstums sicherte sich der Konzern nach eigener Auskunft einen revolvierenden Kredit über bis zu 750 Millionen Euro bei einem internationalen Bankenkonsortium.

Die Berliner Modulfirma Solon hat in den ersten drei Monaten Umsatz und Gewinn mehr als verdoppelt. Die Erlöse legten um 115 Prozent auf 161 Millionen Euro zu, wovon 75 Prozent im Ausland erwirtschaftet wurden. Der operative Gewinn stieg noch deutlicher um 150 Prozent auf 12,5 Millionen Euro, der Nettogewinn bereinigt um Sondereffekte um 156 Prozent auf sieben Millionen Euro. Solon-Chef Thomas Krupke kündigte zudem in einem Gespräch mit Reuters an, 70 Millionen Euro in den Ausbau der Produktion zu investieren. Die Firma sei finanziell so gut ausgestattet, dass sie das ohne weitere Kapitalmaßnahmen stemmen könne.

Der brandenburgische Solarmodulhersteller Aleo Solar verdiente im Auftaktquartal 3,4 (Vorjahr: 1,7) Millionen Euro Operativ stieg der Gewinn (Ebit) auf fünf (2,7) Millionen Euro. Der Umsatz legte um 85 Prozent auf 69 Millionen Euro zu. Nahezu die Hälfte der Erlöse kamen aus Spanien. Bis Ende des Jahres will die Firma ihre Kapazitäten verdoppeln. Finanzvorstand Uwe Börgershausen will nach eigenen Angaben dafür 15 Millionen Euro in die Hand nehmen. Weitere 15 Millionen sind für ein neuzes Logistikzentrum vorgesehen.

© Thomson Reuters 2008 Alle Rechte vorbehalten.

[bossi1]

automatische Übersetzung ...

The employer's association of the solar energy alert on "parón of
September": photovoltaic demand for second half of year does not
exist

The companies of solar generation of electricity fear "parón"
in the sector after summer: there is no demand beyond the 29 of
September, date limit to take refuge in the effective regulation, that
prime Ejugosamentéla electrical generation in special regime. The
Spanish photovoltaic sector takes growing to a wild rate in the last
years. "we are growing around annual 440%", confirms Tomás Diaz,
director of communication and institutional relations of employer's
association ASIF to the Confidential Digitalis.

From the employer's association they have been time recommending to
its associate that reduce this rate drastically, since the
preoccupation by a so abrupt growth of the market is generalized.
"From ASIF we propose an annual growth of 20%", adds Diaz. The solar
panorama it energy becomes gloomy with the Enubarrón' that will
arrive after the summer, when at the end of September the RD 661/2007
is extinguished, that regulates east market and it stimulates it by
means of important premiums to foment the diversification of the
participants in this business. To day of today, "the companies are
working to 2 and 3 turns" to satisfy the enormous demand, comment the
person in charge of communication of the photovoltaic employer's
association. The problem will come in a pair of months, since "there
are no orders for second half of the year", warns.

"the Spanish market will be paralyzed" after receso summer, assures
Diaz, adding that it is a "dramatic situation". This stagnation will
suppose a cut of personnel in the great majority of the companies of
the sector, that have increased their groups remarkably to do in front
of the alluvium of requests of the last months. "It is clear that this
is going to be hard", they recognize ECD from the employer's
association, you lie assure that they go to do all the possible one
for "that he is not painful". The resolution of this conflict happens
through "how it is left the new regulation", according to comment
industralists of the sector to this means.

Who also work to forced marches but they do not share this
preoccupation by the diminution of his portfolio of clients in the
next months are the workers of Solaria, leader in manufacture of solar
panels. "He continues being the same demand that before, we are to the
100% of our productive capacity", assure. "the company does not stop,
we worked 365 days to the year to three turns", reveal to the
Confidential Digitalis. Nevertheless, they, like other manufacturers
who only work with great clients, "are only interested in great parks"
of photovoltaic generation, reason why the demand of its products
counts on a greater guarantee of continuity.

http://elconfidencialdigital.es/Articulo.aspx?IdObjeto=16279

[bossi1]

20% der PV Parks in Spanien wird "nicht" bis zum 29 September in den Genuß der Einspeise Tarife nach der alten Regulierung kommen. Nach dem Anschluß an das Netz müssen die Parks für diese Tarife registriert werden und das dauert ca. einen Monat. Der Haken dabei?? Das ganze muß für die alten hohen Tarife mit 41 Cent vor dem 29. Sept. 2008 abgeschlossen sein - sonst gibt es mit 31 Cent 26% weniger und nur das ist sicher. Nur wenige garantiern diese Frist bei der Abgabe. España es diferente ...


automatische Übersetzung ...
One of each five photovoltaic plants will not benefit from the present
premiums At least a 20% of the photovoltaic facilities that are being
constructed right now in Spain will not be ready for the 29 of
September of 2008, according to estimations of the sector. It supposes
that the present normative frame and expenses of future the new law
have left outside, of which do not know its terms. The only thing
surely is that the premiums will be smaller.




Noemi Navas/MADRID (19-05-2008)

The time runs against the photovoltaic solar facilities that
are being constructed now in Spain. If the 29 of September of 2008 are
not ready, the present legal frame of Real Decree 661/2007, is not to
them of application and no longer they could accede to the premiums to
which this norm gives right. According to the estimations of the
employer's association of photovoltaic industry ASIF, a 20% of the
solar plants that are in this situation will not at least be able to
have all the inscriptions in order for that moment.

What supposes not to arrive at the date top that marked the
legislation? At the moment, this question is all an incognito.
Although from Industry they confirm that ' those that are not
completed for that moment, they will have to take refuge in new
legislación', the certain thing is that, of this future norm, little
or anything is known and in the ministry they do not comment either.

Real Decree 661/2007 let be of application when the industry arrived
at the 400 installed MW. From here, it fixed a year of transition of
the norm, that turns that day of September, so that the facilities
that already were being constructed finalized. When seeing that the
objective fixed for 2010 had been covered before the norm turned a
year, the Government initiated the writing process of a new law that
regulates the shot development of the sector, that grows to rates of
annual 440%. The rough draft that presented/displayed the previous
holder of the Ministry of Industry fixed an objective of power of
1,200 MW and one progressive reduction of cousins, along with an
automatic slope of the present ones.

Less money by kilowatt But far from relaxing the sector, the threat of
the aim of the legislation has shot to the execution of the projects
of the companies, accelerating even some that were going away to
develop with more calm. The last data of the National Commission of
Energi'a (CNE) mark that already it has installed 800 MW, the double
that when finishing 2007. Not in vain, for that they arrive late, the
future yield depends on the questions without answer: to how much the
kilowatt will be paid? One will be different between great and small
plants for the repayment?

The great doubt will be to determine who will become responsible for
the loss of yield before the investors of the plants that arrive late
for the present premium

Taking like reference the rough draft from the previous
ministry, the new plants installed in ground would as opposed to
receive 31 céntimos by kilovatio/hora produced the 41 céntimos that
received with the previous decree. This supposes a reduction of 26%.

The loss of yield derived from this difference of repayment depends on
the conditions of each project. In principle, it would be logical to
think that a 26% more of time in amortizing their investment in fact
will take but, has much to do with the credit agreement at which they
have arrived with the bank. ' the organizations have made the ratios
of cover of the debt having had in account this premium of decree
661/2007. If this changes, the bank transfers to the company the risk
and reshapes the credit, considering this disminución', explains
Emilio Langle, chief of a main directorate of Aguirre Newman Solar
Gestamp.

The numbers are not small. A project of 10 MW average hill 60 million
and to amortize a 20% that is not financed already is a serious
effort.

But there is another question that glides on this situation: who is
going away to make person in charge of this difference of yield before
the investors of the delayed plants? It will be the distributing
electrical company to take in granting the connection? He will be the
promoter not to calculate the terms well? It can that is not stranger
who these questions end up responding itself in the courts.

THE NUMBER. 26% were the diminution in the repayment that marked the
presented/displayed rough draft the CNE by the previous equipment of
the Ministry of Industry and that the sector rejected.

Protection against avalanches the independent communities are the
competent ones to indeed receive the requests of definitive
inscription of the photovoltaic solar plants and, to approve them and
to register them. This last step is the definitive one to determine
that it enters or not in the regulation of present the real decree.

In this process, that takes place after the effective connection to
network of the installation, usually one takes a month. That is to
say, the date limit to ask for the inscription will be the 28 of
August.

This implies that, in total summer vacations, it is going away to
produce the true avalanche of requests, with the risk of not
fulfilling the terms by the masificación. Some communities already
are putting average to prevent and to make agile this transaction and
to prevent the saturation.

For example, the Meeting of Castile and Leon and the Government of
Aragón have published individual norms that assure that the
facilities that present/display the request and fulfill the
requirements before the 1 of August and the 27 of June, respectively,
will be enrolled for the 29 of September. The term of presentation is
reduced but it is guaranteed that top will be fulfilled the date.

Andalusia has transferred to the territorial delegations of the
Meeting the competitions, so that less projects are accumulated and
allows simultaneously to present/display the request that the putting
in good condition of the installation.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/plantas/fotovolta…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.306.739 von bossi1 am 19.12.06 15:44:43

Iberdrola plant in USA Großinvestition in erneuerbare Energien
Sonntag, 18. Mai 2008, 13:03 Uhr

Madrid (Reuters) - Spaniens größter Versorger Iberdrola will von 2008 bis 2010 in den USA acht Milliarden Dollar in erneuerbare Energien investieren.

Bis 2010 werde ein Anteil am Windenergiemarkt der USA von 15 Prozent angestrebt, teilte der Konzern am Sonntag weiter mit. Zum Ende des ersten Geschäftsquartals 2008 habe Iberdrola mit seinen Windkraftanlagen in den USA eine Kapazität von insgesamt 2400 Megawatt erzielt. Bis Ende des Jahres solle die Produktion auf 3600 Megawatt gesteigert werden.

[bossi1]

upps - Konzentration um den Faktor 2300x bei IBM

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Solarstrom: Silizium-Alternativen auf dem Vormarsch

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.

http://www.solarserver.de/solarmagazin/artikelmaerz2005.html…" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://www.solarserver.de/solarmagazin/artikelmaerz2005.html…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.167.104 von bossi1 am 25.05.08 13:00:48

IBM: Forschern gelingt der Durchbruch in Solarzellentechnologie
12:07 | 23.05.2008


Auf der 33. IEE Photovoltaics Specialists Conference im US-amerikanischen Sandiego stellten IBM-Wissenschaftler einen Durchbruch in der Photovoltaik-Technologie vor. Dieser könnte die Kosten, die bei der Gewinnung von Solarstrom anfallen, massiv senken.

IBM Forscher waren in der Lage, einen neuen Rekord in der Solarzellentechnik aufzustellen. Mit Hilfe einer großen Fresnel-Linse konzentrierten sie 230 Watt Sonnenenergie auf eine ein Quadratzentimeter kleine Solarzelle, was einer 2300-fachen Bündelung des direkten Sonnenlichts entspricht. Diese so genannte Konzentrator-Zelle (oder Konzentrator-Photovoltaik) verwandelt Sonnenergie in 70 Watt elektrische Energie und erzielt damit eine 5x höhere Leistungsdichte wie herkömmliche Konzentrator-Photovoltaik Solarstromanlagen.

Die momentan genutzten Solarsysteme konzentrieren etwa 200 Watt solarer Energie und gewinnen daraus 20 Watt Solarstrom. Die bisherigen Anlagen brauchen im Vergleich ein Zehnfaches an Solarzellen und weiteren Komponenten, um die gleiche Menge an Solarstrom zu generieren wie das neue IBM System. Würde die IBM-Technologie den Sprung in die industrielle Herstellung schaffen, könnte dies zu einer massiven Kosteneinsparung beim Bau von Konzentrator-PV-Solaranlagen führen.

"Mit unserer Expertise und langjähriger Erfahrung in den für uns klassischen Gebieten der Halbleitertechnik und Chipforschung können wir entscheidend zum Bereich der alternativen Energieforschung beitragen", sagt Dr. Supratik Guha, Forschungsleiter für Photovoltaik bei IBM Research. Er führt weiter aus: "Dieses Projekt ist Teil unserer Grundlagenforschung, die nicht nur das Wissen über Solarzellentechnologie erweitert, sondern den Weg für Innovationen in einer ganzen Industrie bereitet."

Der zum Durchbruch führende Faktor war die Kühlung der Solarzellen. Die Konzentration des Sonnenlichts um das 2300-fache generiert dermaßen Wärmeenergie, dass damit Stahl zum Schmelzen gebracht werden kann. Die IBM-Forscher überzeugten sich von diesem Umstand in Versuchen selbst. Methoden für die Kühlung von Mikroprozessoren, die eine ähnlich hohe Wärmeentwicklung aufweisen wurden nun auch bei den Solarzellen angewandt was es möglich machte, diese von über 1600�C auf 85�C zu kühlen.

Dabei kommt die "Flüssigmetall"-Technologie zum Einsatz: Eine sehr dünne Schicht einer Gallium-Indium Legierung wird zwischen der Solarzelle und dem wassergekühlten Kühlkörper aufgetragen. Diese spezielle "Flüssigmetall"-Schicht führt die Wärme wesentlich besser und effizienter ab als alle bisher eingesetzten Materialien.

Die Forschung der IBM-Wissenschaftler auf dem Sektor Photovoltaik erstreckt sich auf vier Kernthemen: die Anwendung bestehender Technologien in der Solartechnik, die Entwicklung günstigerer und effizienterer Silizium-Solarzellen, die Konzentration von Photovoltaikzellen auf engem Raum, sowie die Erforschung neuer Lösungen mit dünnen Photovoltaikfilmen und neuartiger Photovoltaik-Konstruktionen auf der Basis von Nanostrukturen wie Halbleiter-Quantenpunkten und Nanodrähten. Ziel dieser Projekte ist es, kostengünstige und effiziente Photovoltaik-Module zu entwickeln, die die Komplexität minimieren und die Flexibilität der Solarstromproduktion erhöhen.

http://www.tarife-verzeichnis.de/nachrichten/1452-forschern-…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.167.110 von bossi1 am 25.05.08 13:02:49

Ein Apollo-Programm für Sonnenenergie
Der Physiker und Nobelpreisträger Zhores Alferow aus Petersburg fordert, die Forschung weltweit auszubauen

Heiko Schwarzburger
27.4.2008 0:00 Uhr

Drastischer Ausbau der Forschungen zur Solarenergie: Mit dieser Forderung wandten sich 15 Nobelpreisträger im vergangenen Jahr an die Weltöffentlichkeit. Statt in neue Atomreaktoren zu investieren, forderten sie Großprogramme für die Photovoltaik, also für Strom aus Sonnenlicht. Zhores Alferov, Nobelpreisträger für Physik des Jahres 2000, legte vor wenigen Wochen in Berlin nach: „Wir benötigen etwas vergleichbares wie das Apollo-Programm“, sagte er bei einem Vortrag an der Technischen Universität. „Wir brauchen nicht Milliarden Euro in die Kernfusionsforschung zu stecken, deren Ergebnisse vielleicht in fünfzig Jahren vorliegen. Der größte natürliche Fusionsreaktor, die Sonne, liefert uns die Energie frei Haus.“

Alferov ist Chef des renommierten Joffe-Instituts für Energietechnik in Sankt Petersburg. Er sprach auf einem Festkolloquium zu Ehren von Klaus Thiessen, dem 80jährigen Doyen der ostdeutschen Siliziumforschung. Seit zehn Jahren ist Thiessen einer der wichtigsten Motoren der Solarforschung in Berlin-Adlershof.

Alferov ließ bei seinem Blitzbesuch an der TU auf ungewohnt scharfe Weise erkennen, dass er die Atomkraft für ein Auslaufmodell hält. „Die Uranvorräte gehen zur Neige, deswegen hat die Atomenergie keine Zukunft“, rechnete er vor. „Alle anderen Energieträger auf der Erde stammen von der Sonne: Kohle, Erdöl und Biomasse. Die Solarforschung ist jetzt an einem Punkt angelangt, dass wir die Sonnenenergie effizient nutzen können.“

Vor allem zwei neue Technologien werden in einigen Jahrzehnten die breite Anwendung der Photovoltaik unterstützen: die Konzentratorzellen und so genannte III-V-Stapelzellen. Gleichzeitig steht die Dünnschichttechnik vor der massenhaften Einführung.

Ursprünglich wurden Solarzellen für die Raumfahrt entwickelt, aus reinem, einkristallinem Silizium. Dieser Halbleiter hat die Eigenschaft, dass ein Teil der einfallenden Lichtenergie im Material in Strom umgewandelt wird. Die Energie der Photonen (Lichtteilchen) helfen den Elektronen sprichwörtlich auf die Sprünge. Allerdings nutzt Silizium nur einen Teil des Sonnenlichts aus, denn der photoelektrische Effekt ist von der Energie der Photonen, also ihrer Frequenz und Wellenlänge abhängig.

Monokristalline Solarzellen erreichen gegenwärtig einen Wirkungsgrad von ungefähr 20 bis 25 Prozent, sie beuten also ein Fünftel bis ein Viertel der Lichtenergie aus. Die Dünnschichtzellen nutzen denselben Effekt in hauchfeinen Schichten aus vielkörnigem Silizium oder so genannten Verbindungshalbleitern aus. Dazu zählen beispielsweise Cadmiumtellurid oder Kupfer-Indium-Schwefel-Verbindungen.

Diese am Berliner Hahn-Meitner-Institut entwickelte Technologie erlaubt es, die solar aktiven Schichten großflächig auf Industrieglas abzuscheiden. Damit machen die Dünnschichtmodule den Nachteil wett, dass ihr Wirkungsgrad bislang kaum über elf Prozent hinauskommt. Für die Siliziumzellen und die Dünnschichtzellen sieht Alferov noch ein großes Potenzial zur Leistungssteigerung.

Alferov skizzierte eine weitere Entwicklungsrichtung: Zellen, die das Sonnenlicht in konzentrierter Form aufnehmen. Den Halbleiterschichten sind Fresnel-Linsen vorgeschaltet, die das Licht hundertfach bündeln. Fresnel-Linsen haben die Eigenschaft, das Licht aus einem großen Winkel in einem Punkt zu sammeln. Die zentrale Linse wird von mehreren nach außen anschließenden, etwa gleich starken ringförmigen Zonen umschlossen, deren Krümmungsradien so gewählt sind, dass die Brennpunkte aller Zonen zusammenfallen. „Natürlich sind solche Zellen durch die Optik viel teurer als normale Siliziumzellen oder Dünnschichttechnik“, sagte Alferow. „Aber sie erreichen schon einen deutlich höheren Wirkungsgrad.“

Im Sommer hatte ein Forschungsteam der Boeing Spectrolabs in den USA einen neuen Rekord erreicht: vierzig Prozent Lichtausbeute. Der russische Physiker erwartet, dass der Wirkungsgrad bis 2020 auf 45 Grad gesteigert werden kann. „Entscheidend wird sein, die Kosten zur Herstellung solcher Zellen zu senken“, sagte er. Derzeit verändere sich die Technologie dramatisch.

Vor wenigen Jahren waren die Linsen noch tellergroß, oft als Einzelstücke gearbeitet. „Der Trend geht hin zu flachen, flexiblen Fresnel-Linsen von einem bis anderthalb Millimeter Durchmesser mit mehr als 90 Prozent Lichtdurchlässigkeit. Sie erlauben sehr kleine, nur wenige Zentimeter dicke Solarzellen mit sehr hohen Leistungen.“ Erste Feldversuche beweisen die Potenziale. Bis zur Markteinführung werden sicher noch mehrere Jahre ins Land gehen.

Außerdem spielen die so genannten III-V-Halbleiter eine zunehmende Rolle, die sich nicht so stark aufheizen und ein breiteres Spektrum an ausbeutbarem Licht abdecken. Dieses Material besteht aus Elementen der dritten und der fünften Hauptgruppe des Periodensystems. Die ersten Solarzellen beispielsweise aus Galliumarsenid wurden Ende der 60er Jahre am Joffe-Institut entwickelt. Sie kamen in den russischen Raumstationen „Salut“ und „Mir“ zum Einsatz. Die Station „Mir“, die 1986 in den Orbit stieg, verfügte über eine Solarfläche von 70 Quadratmetern. „Die III-V-Halbleiter erwiesen sich auch als beständiger gegen die Strahlung aus dem Weltraum“, resümierte Alferov.

Einen Halbleiter, der das gesamte Spektrum des Sonnenlichts von Infrarot bis Ultraviolett ausnutzt, gibt es bislang nicht. Deshalb schlug Alferov vor, verschiedene Halbleiter in Stapelzellen miteinander zu kombinieren.

Dadurch wird die Bandbreite des nutzbares Lichts weiter erhöht. Er stellte eine dreifach geschichtete Zelle (Triple Junction) vor, die oben aus einer aktiven Schicht aus Indium, Gallium und Phosphor besteht. Darunter liegt eine Zelle aus Indium, Gallium und Arsen. Ganz unten ist eine Germaniumschicht angeordnet. „Koppelt man solche Zellen mit den Konzentratorlinsen, stoßen wir in Bereiche vor, die dem Silizium verschlossen sind“, meinte Alferov. „Denkbar ist auch, sechsfach oder achtfach geschichtete Solarzellen herzustellen.“

Das Joffe-Institut hat nun weltweit Teststationen für solche Solaranlagen errichtet, darunter auch einen Prototypen mit einer Leistung von einem Kilowatt im Wissenschaftspark in Berlin-Adlershof. Der Wirkungsgrad dieser Zellen könnte nach Angaben Alferovs über 50 Prozent erreichen. Er prophezeite, dass die Preise für diese mehrschichtigen Konzentratorzellen oder Dünnschichtzellen fallen werden. Bis zur Mitte des Jahrhunderts werden die Solarzellen weltweit rund 140 Gigawatt elektrischer Leistung liefern.

Das Joffe-Institut entwickelt diese Technologie gemeinsam mit der Münchener Firma Solartec weiter. Ihre III-V-Konzentratorzellen vom Typ Solcon erreichen bereits einen Wirkungsgrad von 35 Prozent. Heiko Schwarzburger

(Erschienen im gedruckten Tagesspiegel vom 27.04.2008)

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Solartec AG

Das Unternehmen

Die Solar*Tec AG ist ein Unternehmen der Photovoltaikindustrie mit Hauptsitz in München und Niederlassungen in Spanien, Italien, Griechenland, USA, China, Singapur und entwickelt sowie vermarktet hocheffiziente PV-Systeme. Die Solar*Tec AG ist das einzige PV-Unternehmen, welches in allen drei Generationen der Photovoltaik tätig ist: Kristallines Silizium, Dünnfilmtechnologie sowie Konzentratortechnologie (CPV). Die Leistungen der Solar*Tec Gruppe umfassen alle wichtigen Schritte des Wertschöpfungszyklus: Fertigung von Wafern, Solarglas, Modulen sowie Bau von Solarparks. Eine der Kernkompetenzen liegt in der Sol*Con™-Konzentratortechnologie, die einen Wirkungsgrad von über 35% bietet und erhebliche Kostensenkungen im Vergleich zu konventionellen Solarmodulen ermöglicht.



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Bestückungsautomat (Exaktheit im Tausendstelmillimeterbereich)



Technologie und Innovation

Durch die Konzentration des Sonnenlichts (bei unseren Sol*Con™-Modulen über 700 fach) lässt sich die aktive Solarzellenfläche im Vergleich zu herkömmlichen Solarmodulen auf einen Bruchteil reduzieren. Dies bietet zum einen eine erhebliche Kosteneinsparung durch geringen Materialverbrauch, zum anderen können damit auch hochwertige und teure Solarzellen verwendet werden, die unter Konzentration sehr hohe Wirkungsgrade erzielen.

Die Sol*Con™ Modulentwicklung: Ergebnis von über 10 Jahren Entwicklung

Ein Team hochqualifizierter Wissenschaftler des Ioffe-Institut in St. Petersburg hat seit mehr als 10 Jahren die Grundlagen für das Sol*Con™-Modul entwickelt. In den Jahren 2000-2004 war auch das Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme (ISE) unter der Leitung von Dr. Andreas Bett an den Entwicklungen beteiligt.
Entscheidend für diese erfolgreiche Entwicklung waren hohe finanzielle Förderungen der Forschungs- und Entwicklungsarbeiten durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU).
Die SolarTec AG hat mit dem Ioffe Institut eine exklusive Partnerschaft zur Nutzung der Entwicklungen abgeschlossen. Unabhängig davon hat die SolarTec AG weitere entscheidende Entwicklungen durchgeführt und diese in mehreren umfassenden Patentanmeldungen (mit bis zu 27 Ansprüchen) geschützt.

Module mit bis zu 36 Prozent Wirkungsgrad

Gemeinsam mit dem Ioffe Institut in St. Petersburg, der Telekom STV in Moskau, der ENE in Brüssel sowie weiteren erfahrenen Partnern wird vom Entwicklungsteam der SolarTec AG in München die Sol*Con™-Technologie stufenweise zur industriellen Serienreife geführt. Eine Pilotanlage mit 1 KWp wurde bereits im Jahr 2005 in Berlin Adlershof in Betrieb genommen. Dabei werden zunächst noch Sol*Con™-Dual Layer III-V Solarzellen mit Wirkungsgraden von ca. 28 Prozent verwendet. (In der unternehmenseigenen Entwicklung werden bereits Zellwirkungsgrade von 36 Prozent erreicht). Mit diesen Zellen lässt sich eine Effizienz des gesamten Moduls von über 35 Prozent erreichen, sodass sich eine Leistung von ca. 60 Watt je Modul ergibt. Für die Leistung von 1 KWp sind ca. 17 Module erforderlich.

Unser Ziel: Solarzellen mit über 50 Prozent Wirkungsgrad

Die SolarTec AG arbeitet mit ihren Partnern intensiv an der Weiterentwicklung sowohl der Solarzellen als auch des Gesamtsystems unter den Bedingungen der Großserienproduktion. Internationale Fachleute gehen davon aus, dass die modernen III-V Solarzellen ein sehr großes Potential haben, da die Herstellung mit ähnlichen Verfahren wie in der LED Produktion (mit Wirkungsgraden von bis zu 90 Prozent) erfolgt.

Das große Potential wird u.a. begründet durch

* Die Verwendung von III – V Halbleiterverbindungen (aus der 3. und 5. Gruppe des Periodensystems, z.B. Galliumarsenid) die hohe Lichtkonzentrationen von bis zu 10.000 Sonnen ermöglichen

* Den stufenförmigen Aufbau: Jede Stufe enthält mehrere Schichten einer bestimmten Halbleiterverbindung und wandelt dadurch unterschiedliche Wellenlängen des Sonnenlichts um

* Die optimierte Stufenanordnung mit bis zu 6 Lagen. Dadurch können bisher unerreichbare Wirkungsgrade bei der Umwandlung des Sonnenlichts von 50 Prozent und mehr in einigen Jahren erreicht werden

Die SolarTec AG forscht, zusammen mit ihren Kooperationspartnern, dem Ioffe-Institut in St. Petersburg und dem Tochterunternehmen ENE in Brüssel, an neuen, noch effizienteren, chemisch-physikalischen Prozessen. Beide Kooperationspartner haben mehr als 20 Jahre Erfahrung mit der Entwicklung dieser, bisher nur in der Raumfahrt, insbesondere zur Stromversorgung von Satelliten und Raumstationen, eingesetzten Technologie.

Das Sol*Con™-Konzentrator Solar-System
Ersatz von teurem und knappen Silizium-Material

Die aus der Chiptechnologie stammenden Silizium-Wafer waren lange Zeit ein leicht verfügbarer und relativ kostengünstiger Grundbaustein der Solarindustrie. Dies hat sich jedoch in den letzten Jahren aufgrund des starken Wachstums der Solarindustrie grundlegend geändert. Konnten zunächst noch brachliegende Kapazitäten der Hersteller von Silizium Wafern genutzt werden, zeichnete sich bereits im Jahr 2004 eine extreme Verknappung ab, welche immer noch anhält. Fachleute gehen davon aus, dass die seit Ende 2004 bestehenden Lieferengpässe, verbunden mit deutlichen Preiserhöhungen, noch auf absehbare Zeit anhalten werden. Aber auch langfristig ist, aufgrund der sehr hohen Investitionskosten für neue Fabriken und dem sehr hohen Energieeinsatz, nicht mit einer dauerhaft ausreichenden Erhöhung der Produktion von Silizium-Wafern zu rechnen. Dieser Umstand leitet sich daraus ab, dass Silizium-Wafer (Receiver) nur einen kleinen Teil des Lichtspektrums umwandeln können. Aufgrund der großen Fläche der Flachmodul-Zellen lassen sich keine höherwertigen Halbleitermaterialien mit z.T. mehrfach höherer Effizienz zur Verbesserung der Lichtausbeute einsetzen.

Solche in der Raumfahrt (z.B. für die Stromversorgung von Satelliten) schon seit rund zwei Jahrzehnten bewährten, stufenartig aufgebauten Solarzellen erreichen heute Wirkungsgrade von über 40 Prozent. Sie sind jedoch für den vollflächigen Einsatz auf der Erde zu teuer. Eine Lösung besteht darin, das einfallende Sonnenlicht durch eine vorgeschaltetete Optik auf eine kleine Fläche zu konzentrieren und nur auf dieser kleinen Fläche eine hocheffiziente Solarzelle einzusetzen.
Für eine solche Bündelung des Lichts wurden sogenannte Fresnel-Linsen entwickelt, die eine Konzentration des Lichts um einen Faktor von 250 bis 1000 ermöglichen. Das Grundschema der Entwicklung zeigt die nebenstehende Skizze.
Das auf der Gesamtfläche einer Linse von z.B. 10x10 cm (beim Sol*Con™-System bereits 4x4mm) eintreffende Sonnenlicht wird bei einer Konzentration mit dem Faktor 500 wie bei einem Brennglas auf einen Punkt mit einem Durchmesser von nur ca. 2 mm auf die Solarzelle konzentriert. Die entstehende hohe Temperatur muss dann aber sofort abgeleitet werden. In der Entwicklung wurde mit verschiedenen Verfahren experimentiert, um entweder über Kühlverfahren (z.B. durch Wasser oder via temperaturreaktiver Materialien) eine Temperaturreduzierung zu erreichen. Keines dieser Verfahren konnte allerdings bisher von den technischen oder wirtschaftlichen Parametern (Kosten) her überzeugen. Einen anderen Weg gingen die Forscher des IOFFE-Instituts in St. Petersburg (Entwicklungspartner der SolarTec AG). Diese leiteten die Wärme über eine direkt mit der Solarzelle verbundene Platte in etwa gleicher Größe wie die Linse ab. Das Verfahren ist hoch effizient und zudem sehr kostengünstig. Die Systemkosten können daher, leistungsbezogen, auf die Hälfte gesenkt werden.

Homepage ...
http://www.solartecag.de/seiten/strategie.htm

[bossi1]

REC will 2012 Solarstrom zu fünf bis acht Cent produzieren

23.05.2008: Auf der dritten PHOTON PV Investors Conference am 3. April in München präsentierte Jon Andre Lokke, zuständig für Investor Relations beim norwegischen Solarkonzern REC ASA, neue Informationen über die Kosten der Produktion von Solarstrom.

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

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Antwort auf Beitrag Nr.: 34.175.494 von bossi1 am 26.05.08 23:43:16

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

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Antwort auf Beitrag Nr.: 34.175.494 von bossi1 am 26.05.08 23:43:16

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

Mal sehen ob das jetzt geht ...

[bossi1]

27.05.2008 Erneuerbare Energie: News
Schott Solar weiht neues Werk für Solarreceiver bei Sevilla ein

Die Schott Solar GmbH, eine Tochter der Schott AG, hat in der Nähe der spanischen Stadt Sevilla ein Werk für Solarreceiver eingeweiht. Das in Aznalcóllar angesiedelte Werk stellt Absorberrohre für solarhtermische Parabolrinnekraftwerke her. Wie das Unternehmen mitteilt, wurden 25 Millionen Dollar in die Fabrik investiert, das jährliche Produktionsvolumen beträgt 200 Megawatt. Damit habe Schott Solar seine Fertigungskapazität für Solarreceiver verdoppelt, heißt es weiter.

Bis Jahresende soll in Aznalcóllar eine zweite Fertigungslinie entstehen und die dortige Produktionskapazität verdoppelt werden. Außerdem entsteht in Albuquerque im US-Bundesstaat New Mexico ein drittes Werk, das 2009 mit der Produktion beginnen soll.

Solarthermische Kraftwerke nutzen die Wärmeenergie der Sonne zur umweltfreundlichen Stromerzeugung. Parabolrinnenkraftwerke bestehen aus einem großen Feld rinnenförmig angeordneter Parabolspiegel, die permanent dem Tageslauf der Sonne nachgeführt werden und die einfallende Sonnenstrahlung auf speziell beschichtete Receiver (Absorberrohre) konzentrieren, die in der Brennlinie der Parabolrinnen montiert sind. Die konzentrierte Sonnenstrahlung erhitzt das in den Receivern zirkulierende Thermoöl auf fast 400 Grad Celsius. Das Öl wird in einen Wärmetauscher geleitet, in dem Dampf produziert wird. Dieser treibt, wie in einem konventionellen Kraftwerk, Turbinen zur Stromerzeugung an. Die ersten Parabolrinnenkraftwerke wurden vor mehr als 20 Jahren in Kalifornien gebaut. Nun werden weltweit weitere Kraftwerke errichtet.

[bossi1]

In Spanien liest man noch nichts zur geplanten neuen Regulierungen

Beschlüssse und Ankündigungen werden auf der Seite der span. Regierung (Presidencia del Gobierno) unter dem Punkt "Industria, Turismo y Comercio" veröffentlicht.



http://www.la-moncloa.es/ConsejodeMinistros/Referencias/_200…

[bossi1]

Das span. Industrie Ministerium hat sich entschlossen den von Joan Clos eingeführten Deckel der Solarförderung bei 1.200 MW zu entfernen. Das wurde von ASIF (Asociación de la Industria Fotovoltaica) nach einem gemeinsamen Treffen am 29/5/08 der Nachrichtenagentur Europa Press heute mitgeteilt.

Industria retira su borrador fotovoltaico: adiós al techo de 1.200 MW de desarrollo
Agencias | 12:06 - 2/06/2008

El Ministerio de Industria ha decidido retirar el borrador de Real Decreto sobre energía fotovoltaica y se ha avenido a negociar con el sector una nueva norma en la que, al contrario de la propuesta eliminada, no aparezca un techo de 1.200 megavatios (MW) instalados para esta tecnología. Fuentes de la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) indicaron a Europa Press que el secretario general de Energía, Pedro Marín, mantuvo el pasado jueves 29 de mayo una reunión con los representantes del sector, incluida la propia patronal de productores, en la que aceptó retirar el borrador de decreto, elaborado por el anterior equipo de Industria, dirigido por Joan Clos.

http://www.eleconomista.es/flash/noticias/573342/06/08/Indus…

[bossi1]

Solaria ist heute in Spanien durch die positive Nachricht vom Einstieg von Bosch bei Ersol einer der wenigen Werte in grün. ... nicht vergessen - bei SLR läuft jetzt im Juni die Haltefrist bei DTL (61,53%) für ein größeres Aktienpaket aus. Neben Bosch wird auch Siemens Interesse am Solarsektor nachgesagt und der bisherige Deckel der span Solarförderung bei 1.200 MW ist heute gefallen. Mit 150-200 Mio.(48 Mio./2007) erwartet SLR 2008 einen höheren Gewinn als Solarworld. Solaria +2,51%

movimientos corporativos en el sector alientan a Solaria

Publicado el 02/06/2008, por Expansión.com

Índices es uno de los pocos valores de la bolsa española que cotizan en positivo después de que Bosch haya tomado una participación mayoritaria en el fabricante de placas solares alemán Ersol Solar Energy. publicidad El grupo Robert Bosch ha comprado un 50,45% de Ersol por 546,4 millones de euros, una operación que ha llegado a disparar su cotización más del 60%, hasta rozar los 101 euros. Con la subida experimentada hoy, la acción de Ersol ha duplicado el valor de su salida a bolsa en septiembre de 2005, y la compañía alcanza un valor de mercado de 1.080 millones de euros.

Solaria es uno de los quince valores del Mercado Continuo que consigue evitar los números rojos a esta hora, con una subida del 1,25%, hasta 10,50 euros. La empresa solar española debutó en bolsa en junio de 2007 a un precio de 9,50 euros.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.217.098 von bossi1 am 02.06.08 12:56:09

Der Deckel in der span. Solarförderung (1.200 MW) fällt - dafür sollen auf der anderen Seite die Einspeisetarife gesenkt werden. Darauf wurde sich am Do, den 29/5/08 mit dem Secretario General de Eneria Pedro Martin geeinigt. Bis heute sind bereits 830 MW installiert und das Industrie Ministerium will dadurch "hunderte MW je Jahr" ermöglichen. Am Entwurf der neuen Regulierung ist auch der PV Sektor mit ihrem Verband ASIF eingebunden.

Man will in den nächsten Wochen eine flexible Formel für die Tarife (Tarifa Fotovoltaica Felxible = TFF) finden, wobei eine Kontinuität bei der Marktentwicklung in Spanien möglich ist. Dabei werden die Tarife entsprechend dem Zubau angepaßt. Der Markt wächtst z.Z. jeden Monat um 100 MW in Spanien und die 1.200 MW werden in Kürze erreicht. Schon unter Clos war je nach installierter Leistung im Jahr ein Korrekturfaktor von 2-10% vorgesehen und man sprach damals schon von einer Reduzierung der Tarife (primas) von 41 ct auf 31 ct/kwh. Im Sektor wird auch jetzt von einer Reduzierung von ca. 30% bei den kommenden Verhandlungen ausgegangen.

Das neue Gesetz (Real Decreto) muß dann wie beim letztem mal die CNE (Comision National de la Energia) passieren, wodurch sich die entgültige Einführung bis in den Herbst ziehen kann. Daher ist Eile geboten. ... bei 80% mehr Sonneneinstrahlung kann man in Spanien auch mit einer 30% Kürzung bei den Tarifen sehr gut leben, Hauptsache der Deckel ist weg und man hat Planungssicherheit. Man hat jedoch unsere Entscheidung abgewartet.

Industria retira su borrador fotovoltaico: se negociará elevar la potencia instalada a cambio de reducir primas
12:17 - 2/06/2008


El Ministerio de Industria ha decidido retirar el borrador que menejaba de Real Decreto sobre energía fotovoltaica decidiendo negociar con el sector una nueva norma en la que, al contrario de la propuesta eliminada, no aparezca un techo de 1.200 megavatios (MW) instalados para esta tecnología. sí las cosas, la Administración y el sector fotovoltaico se han comprometido a colaborar en el diseño de un nuevo marco.



Fuentes de la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) indicaron a Europa Press que el secretario general de Energía, Pedro Marín, mantuvo el pasado jueves 29 de mayo una reunión con los representantes del sector, incluida la propia patronal de productores, en la que aceptó retirar el borrador de decreto, elaborado por el anterior equipo de Industria, dirigido por Joan Clos.

Es problable que el modelo que salga de la negociación conlleve una rebaja importante de las primas y garantías para un mayor volumen de mercado fotovoltaico, ya que podría estipularse la instalación de cientos de megavatios nuevos al año.

El nuevo Real Decreto deberá pasar, como ya ocurrió con el anterior, por la Comisión Nacional de la Energía (CNE), y es probable que no vea la luz hasta otoño. Si es así, podría aprobarse incluso después de que expire en septiembre el actual marco regulatorio, recogido en el decreto 661/2007.


Potencia insuficiente
El departamento de Joan Clos fijó en su borrador de decreto en 1.200 MW el techo de esta fuente de generación, que viene registrando un crecimiento exponencial en los últimos años. Ante la posibilidad de que la superación de este umbral pudiera dejar fuera del marco retributivo algunas de las promociones que se desarrollan en la actualidad, ASIF denunció la incertidumbre en el sector y presentó como alternativa un entorno de primas más moderado que garantizase un crecimiento sostenido del mismo.

En su análisis del anterior borrador, el regulador energético ya recomendó a Industria que retirase el límite de 1.200 MW. En la actualidad hay 830 MW instalados y el sector, ante la urgencia de apurar una legislación que se agota en septiembre, crece a un ritmo de 100 MW mensuales, de modo que después del verano se habrá superado el umbral.

En las próximas semanas, el equipo de Pedro Marín mantendrá encuentros con el sector fotovoltaico, que destaca la posición "abierta" y el ánimo de "consenso" del nuevo secretario general de Energía. Industria se ha mostrado dispuesta a "trabajar conjuntamente" y a "poner en común" la posición de la Administración y del sector, añaden las fuentes.

Tras las elecciones, los productores e Industria mantuvieron encuentros informales para reanudar las negociaciones suspendidas con el final de la legislatura y la remodelación del Gobierno.

Rebaja de primas
El sector da por hecho que la rebaja de primas será "importante", puede que de cerca del 30%, pero cuenta con que se elabore un mecanismo de retribución "más racional", en el que se aplique una "tarifa fotovoltaica flexible" por tramos y se garantice un volumen adecuado de mercado.

La patronal fotovoltaica propone para la continuidad del sector un nuevo sistema para calcular la retribución de la electricidad solar, denominada Tarifa Fotovoltaica Flexible (TFF), que reduciría la prima entre un mínimo del 2% y un máximo del 10% cada año.

ASIF quiere introducir una fórmula matemática que permita calcular las tarifas en función de la evolución del mercado y se muestra contraria a establecer un máximo de potencia instalada acogida a primas.

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/573375…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.217.098 von bossi1 am 02.06.08 12:56:09

Das span. Industrie Ministerium hat dem Fall der 1.200 MW Deckelung jetzt, wie vom ASIF gestern gemeldet, wiedersprochen. Der Deckel hat weiter Bestand für die alten Tarife, die zudem nicht über den 29 Sept. verlängert werden. Alles andere wird nach dem neuem Recht abgewickelt. ... die erforderliche Registrierung der fertig angeschlossenen Anlagen für die alten Tarife dauert über 4 Wochen und diese muß vor dem 29. Sept. abgeschlossen sein und wird auf keinen Fall verlängert. Wird jedoch zudem der 1.200 MW Deckel in der Frist überschritten, gibt es auch für diese Anlagen keine Tarife mehr nach dem altem Recht.

Wenn im März 830 MW lt. CNE installiert waren und jeden Monat 100 MW wie gestern erwähnt dazu kommen, ergibt das 1.430 MW. 243 MW davon werden dann auf alle Fälle nach den neuen Tarifen abgerechnet. Alle anderen müssen bis zum 29. Sept. den Papierkrieg mit der Registrierung in Spanien geschafft haben, was nach einem anderem Artikel evt. 20% nicht schaffen. Bei 80% mehr Sonnenstunden in Spanien entspricht der alte Tarif mit 41 ct/kwh fast 73 ct bei uns. Das ist der "fette Hintergrund" für das "Solartheater" in Spanien.

economía/energía 02-06-2008
Industria niega que vaya a retirar el decreto sobre fotovoltaica y el techo de 1.200 MW de desarrollo


El Ministerio de Industria negó hoy que haya decidido retirar el borrador de Real Decreto sobre energía fotovoltaica y eliminar el techo de 1.200 megavatios (MW) de potencia instalada para esta tecnología.

Industria desmintió en un comunicado lo afirmado por la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), que había asegurado que el Ministerio se había avenido a negociar con el sector una nueva norma en la que, al contrario de la propuesta eliminada, no aparezca un techo de 1.200 megavatios (MW).

Sin embargo, Industria explicó que en la reunión mantenida entre el secretario general de Energía, Pedro Marín, y el sector fotovoltaico el pasado 29 de mayo 'no se planteó en ningún momento la eliminación del techo de los 1.200 MW', a efectos de garantizar el cobro o no de la tarifa actual.

De hecho, detalló el Ministerio, 'el secretario general de Energía se mantuvo inflexible en cuanto al mantenimiento de los plazos establecidos en el Real Decreto remitido en septiembre a la CNE para informe y en la Resolución del 27 de septiembre de 2007, por la que se establecía el plazo máximo del mantenimiento de la retribución fotovoltaica'.

Industria afirma que el plazo límite del 29 de septiembre de 2008 es definitivo y no se otorgará ninguna prórroga al respecto. 'Por tanto a las instalaciones que obtengan su inscripción definitiva una vez finalizado el plazo, les será de aplicación la nueva regulación que se establezca', subrayó.

En este sentido, el Ministerio indicó que planteó al sector la necesidad de establecer un mecanismo que permita un crecimiento sostenible de esta tecnología, y que asegure el control del ritmo de implantación de nuevas instalaciones.

En opinión de Industria, el mantenimiento del ritmo actual de crecimiento a los precios actuales 'podría poner en riesgo el futuro marco de apoyo a este sector'.

En este sentido, según el Ministerio, 'la propia Asociación coincide con el Ministerio en la necesidad de crear un nuevo sistema, de aplicación una vez alcanzados los plazos fijados'.

Terra Actualidad - Europa Press

http://actualidad.terra.es/internacional/articulo/industria-…

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Eine Aussage zum Marktwachstum in Spanien ...
Ein Ibersecuritis Analyst spricht von einem Ausbauziel von 10.000 MW bei PV Solar in Spanien bis 2020. Derzeit werden je Monat 100 MW installiert. Nur 61 MW/Monat würden beim jetzigem Ausbaustand ausreichen, das Ziel bis 2020 locker zu erreichen. Aber auch der Ersol Verkauf könnte neue Bewertungsmaßstäbe im span. Sektor setzen. Die oben erwähnte Solaria (SLR) wäre demnach mit 39,20€ (+243%) zu bewerten. Sie erwarten 2008 150-200 Mio. Gewinn für dieses Jahr (2007 48 Mio.), bei über 850 Mio. Umsatz (2007 186 Mio.).

“Se trata de muy buenas noticias para el sector”, dice Javier Esteban, de Ibersecurities, que ha mejorado el consejo sobre Solaria a comprar desde vender tras la noticia, con precio objetivo entre 12,4 y 16 euros en función de la potencia que se instale en España hasta 2020. “Esperamos una potencia instalada en 2020 de 10.000 Mw, objetivo que se alcanzaría fácilmente si el ritmo de instalación se mantuviese en 61 Mw al mes, frente a los 100 Mw al mes actualmente. Es decir, se conseguiría aún reduciendo el ritmo de instalación actual en un 40%”.

http://www.invertia.com/empresas/noticias/noticia.asp?idDoc=…

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ABG News - Juni 08
- Abengoa Solar
http://www.abengoa.es/sites/abengoa/en/noticias_y_publicacio…

[bossi1]

Schott und Technik für Solarkraftwerke

40 Seiten pdf Datei von Schott
http://www.schott.com/csp/german/download/schott_memorandum_…

Thread von lieberlong
zum geplantem Schott-Solar Börsengang
http://www.wallstreet-online.de/diskussion/1141304-31-40/sch…

[bossi1]

HANDELSBLATT, Montag, 2. Juni 2008, 11:21 Uhr
Solar-Energie

Spanien verspricht hohe Renditen

Von Anne Grüttner

Spanien bietet beste Voraussetzungen für die Gewinnung von Solar-Strom - klimatisch wie betriebswirtschaftlich. Per Gesetz garantiert der Staat den Solar-Werksbetreibern eine "angemessene Rendite".

MADRID. Schier endlos ziehen sich die Reihen der Fotovoltaik-Module über die sanften Hügelketten. Eine stete frische Meeresbrise sorgt dafür, dass die Module nicht zu heiß werden. Früher wurden auf dieser Finca nahe der Hafenstadt Almería Mandelbäume gezüchtet. Jetzt zieht das deutsch-chinesische Joint Venture Sinosol in Zusammenarbeit mit der spanisch kontrollierten Alpine dort eines der größten Fotovoltaik-Kraftwerke weltweit hoch. Es ist das erste Mal, dass eine solche Anlage auf Hügeln gebaut wurde. „Eine große Ingenieursleistung“, sagt stolz Friedrich Schmid, bei Sinosol zuständig für Forschung und Entwicklung. „Die Schwierigkeiten beim Bau werden durch die höhere Stromproduktion an den Südhängen aufgewogen.“

Kräftige Arbeiter mit rot verbrannten Rücken und Gesichtern bauen aus China gelieferte Solarmodule auf die einachsigen Halterungen, insgesamt 91 000 Module auf 300 000Quadratmetern. Die Anlage muss bis Juli fertiggestellt sein. Nur für Solarparks, die bis September in Betrieb gehen, sichert der spanische Staat den Investoren für 25 Jahre eine Einspeisevergütung von 41 Cent pro Kilowattstunde zu. ... muß bis Juli fertiggestell sein. Da liegt das Problem mit der zeitaufwendigen Registrierung, die bis Ende September erfolgt sein muß. Bei 80% mehr Sonnenstunden ensprechen die 41 Cent wie 73 Cent bei uns.

Das ist zwar eigentlich begrenzt auf Anlagen bis zu zehn Megawatt. „Da das Transportsystem sehr schlecht ist, wollte die spanische Regierung kleine, dezentralisierte Anlagen nahe beim Konsumenten fördern“, sagt Luis Pérez de Ayala, der in der spanischen Anwaltskanzlei Cuatrecasas Solarinvestoren betreut. Für Großinvestoren indes kein Problem: Sie bauen einfach mehrere Einheiten zu zehn Megawatt nebeneinander.

Die großzügige Förderung führte in den letzten Jahren zu einem Boom, der die installierte Kapazität in Spanien von knapp 60 Megawatt Ende 2005 auf derzeit über 800 Megawatt heraufkatapultierte. Gemäß dem Branchenverband ASIF kommen derzeit pro Monat etwa 53 Megawatt hinzu, ab Juli werde sich der Rhythmus auf 60 bis 70 Megawatt zusätzliche Kapazität pro Monat erhöhen. Spanien wurde nach Deutschland der zweitgrößte Solarmarkt Europas. ... in Spanien sprach man diese Woche von 100MW/Monat

Per Gesetz ist der Staat verpflichtet, den Solarwerks-Betreibern eine „angemessene Rendite“ zu garantieren. Aber wie die Regelung ab September aussehen wird, ob es eine Deckelung der Gesamtkapazität geben wird, wie hoch der neue Solartarif ausfallen und ob er wie vom Verband ASIF vorgeschlagen flexibel oder wieder fest sein soll, ob durch eine Art Solarstromversteigerung eine Art Wettbewerb zwischen den Solarstromproduzenten geschaffen werden kann – all das steht noch in den Sternen. Die Verhandlungen wurden wegen der Parlamentswahlen im März unterbrochen und werden jetzt mit dem neuen Energiesekretär wieder aufgenommen. Friedrich Schmid von Sinosol indes macht sich keine großen Sorgen. „Unser Worst-Case-Szenario sind 31 Cent Förderung, da kommen die Investoren immer noch auf eine zweistellige Rendite.“

http://www.handelsblatt.com/News/Unternehmen/Industrie/_pv…

[bossi1]

Energie AG plant Solarwerk
03.06.2008 | 18:43 | (Die Presse)

Sechs-Mio.-Euro-Werk soll 300 Haushalte versorgen.

Granada/Linz.Will Österreich die EU-Vorgabe, im Jahr 2020 den Anteil der erneuerbaren Energie auf 34 Prozent zu erhöhen, erfüllen, müssten alle Potenziale ausgeschöpft werden, sagt Energie AG-Chef Leo Windtner am Rande einer Informationsreise zum Thema Solarenergie in Südspanien.

Angetan vom Boom der Sonnenenergie in Spanien kündigte er an, in Oberösterreich ein Fotovoltaik-Kraftwerk bauen zu wollen. Die Anlage solle über ein Megawatt Leistung bringen und somit 300 Haushalte mit Strom versorgen. Die Kosten bezifferte er mit rund sechs Mio. Euro. Sobald die Finanzierung gesichert sei (sprich: die erhoffte Landesförderung unter Dach und Fach ist) würde die konkrete Umsetzung beginnen.

Standort für ein Großkraftwerk gibt es noch keinen. Unklar ist auch, ob ein einzelnes Kraftwerk oder mehrere dezentrale Einheiten entstehen sollen. Solange die (besten) Subventionen in Österreich für Kleinanlagen bis fünf Kilowatt gedeckelt seien, könne man nicht an ein großes Kraftwerk denken, sagte Windtner. Das Förderumfeld in Spanien bezeichnete der Vorstandsvorsitzende als „paradiesisch“

Allerdings ist es in Spanien nicht nur wirtschaftlich sondern auch technisch sinnvoller, Solarenergie zu gewinnen. Eine Solarzelle produziert in der südspanischen Wüste (auf billigerem Boden) etwa doppelt so viel Strom, als würde sie in Oberösterreich stehen.

("Die Presse", Print-Ausgabe, 04.06.2008)

[bossi1]

José Luis Rodríguez Zapatero setzt klar auf erneuerbare Energien, denn Spanien hat im Unterschied zu Frankreich nicht die notwendige Wasserkapazität für die Kühlung der Aotmkraftwerke, sagte er in einem Gespräch mit der Financial Times. ... man hofft jedoch, über Stromnetzverbindungen auch saubere Energien z.B. nach Frankreich liefern zu können.

(..) El presidente del Gobierno, José Luis Rodríguez Zapatero, apuesta claramente por la energía renovable como fuente energética para España en el futuro. Entrevistado por el Financial Times, Zapatero ha descartado la inversión en energía nuclear porque, a diferencia de Francia, este país "no tiene la capacidad de agua suficiente" para refrigerar este tipo de plantas. (..) ... vom 5/6/2008

http://www.elmundo.es/mundodinero/2008/06/05/economia/121265…



José Luis Rodríguez Zapatero bei einem Besuch von einem PV Solar Park von Abengoa in Andalusien

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.244.350 von bossi1 am 05.06.08 13:09:27

die notwendige Wasserkapazität für die Kühlung der Aotmkraftwerke...


Auch Solarzellen brauchen Kühlung

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

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



Die Lösung aus der Natur (Blätter) - Kapillare

Leistungsgewinn durch Kühlung der Zellen mittels Kapillarrohrtechnik



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.

- Ein 200 Watt Modul liefert bei 25°C Zelltemperatur 100% Leistung = 200 Watt

- Ein 200 Watt Modul liefert bei 10°C Zellentemperatur +7,5% mehr Leistung = 215 Watt

- Ein 200 Watt Solarstrommodul liefert bei 90°C Zelltemperatur -32,5% weniger Leistung = 135 Watt

- Bei einer Zellenerwärmung bis 125 °C bedeutet dies sogar eine Halbierung der Leistung!


Zellkühlung

Feinste Kupfer - Ovalkapillarrohre mit nur 25 mm Rohrabstand werden auf der Rückseite der Siliziumzellen einlaminiert. Die Kühlung der Module bewirkt einen bis 35 % höheren Jahresstromertrag und eine verlängerte Lebensdauer. Durch die maximale Oberflächentemperatur der coolPv - Module von 25 °C kommt der Temperaturkoeffizient von kristallinem Silizium nicht zum Tragen. Stattdessen wird das Modul in einem niedrigeren Temperaturbereich betrieben, so dass seitens der Temperatur bessere Bedingungen als STC herrschen.

http://ecotec-energy.com/gekuehlte_photovoltaik/

[bossi1]

Seat bekommt Solardach mit 8,5 Megawatt Leistung

06.06.2008: Wenn Autofirmen Photovoltaik ins Spiel bringen, dann bislang zumeist als rein dekoratives Element, während der produzierte Strom kaum ins Gewicht fällt.

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

... 8,5 MW passen natürlich nicht auf ein Dach ihrer PKW Modelle, aber auf ihre Fabrikdächer und das nach dem 28. Sept. 2008.

[bossi1]

Die PV Industrie (ASIF & APPA) in Spanien würde eine Kürzung der Tarife um 30% ab Oktober 2008 akzeptieren inkl. einem "Cap" für 2009 von 480 MW. Man sucht jetzt gemeinsam mit dem Industrie Ministerium eine neue Formel, die 20% Wachstum im Jahr bis 2020 auf 20.000 MW installierter Leistung garantiert. Man rechnet lt. dem Artikel mit einer Einigung bis zum Herbst, wobei ab 1 Okt. erst mal nur die allgemeinen Standard Tarife vor der Einführung neuen Regelung im Sektor gelten werden. ... da werden noch einige Spekulanten um ihre erhoffte Rendite bei ZP zittern müssen.

05-06-2008
La industria fotovoltaica está dispuesta a las rebajas del 30% en las primas


La patronal fotovoltaica ASIF se ha mostrado hoy dispuesta a aceptar una reducción 'muy significativa' de las primas a esta energía, hasta un 30 por ciento, y un cupo de potencia de 480 megavatios (MW) para 2009 para lograr un nuevo modelo de crecimiento 'sostenible' para la industria.

'El paradigma del 'vale todo' ha terminado', dijo el presidente de ASIF, Javier Anta, en la presentación del informe anual de esta industria, que el año pasado se aupó al segundo lugar mundial, por detrás de Alemania, con 600 megavatios (MW) instalados, un 410 por ciento más, y unas inversiones de 536,7 millones de euros, cinco veces más que el año anterior.

Sólo el año pasado se instalaron en España 435 MW fotovoltaicos, tecnología que recibió 196 millones de euros de la tarifa, en concepto de primas, frente a los 45,7 millones de euros, y que emplea a más de 26.000 personas en España.

'La regulación ha favorecido un crecimiento insostenible.

Necesitamos un nuevo modelo y los especuladores tendrán que irse', subrayó el presidente de la patronal, que negocia actualmente con el Ministerio de Industria un nuevo marco regulatorio, que fijará la retribución a la producción eléctrica del sector a partir del próximo mes de octubre.

Sobre estas reuniones, que comenzaron la semana pasada, Anta destacó que la patronal ultima junto a la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) una propuesta definitiva que presentará a Industria y destacó que el nuevo secretario general de Energía, Pedro Marín, les ha trasmitido 'confianza' y el compromiso de apoyar al sector.

'Nos han dando unas condiciones de entorno y estamos ajustando cifras', resumió Anta antes de afirmar que el borrador actual 'no vale' y que el objetivo de Industria es que no se repita una situación de crecimiento 'desbocado' como la de este año.

'El tema está abierto. Se busca la fórmula para que se fije una cifra anual y no haya desviaciones', añadió Anta, quien recordó la propuesta 'Fotovoltaica 20', que fija un crecimiento anual del 20 por ciento hasta 2020 para alcanzar una potencia instalada en España de 20.000 megavatios (MW), partiendo de 480 MW nuevos en 2009.

En septiembre de 2007, Industria constató que se había cumplido el objetivo marcado en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para la fotovoltaica, circunstancia que obliga a cortar las primas y subvenciones, y envió a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) una nueva propuesta de Real Decreto que ésta rechazó.

El texto elaborado por Industria no garantiza las primas una vez alcanzados los 1.200 MW y establece como fecha límite el 28 de septiembre para que las instalaciones puedan acogerse a la retribución actual.

Después de esta fecha, las instalaciones se acogerán a la tarifa general hasta que entre en vigor el nuevo sistema.

'Esperamos tener algo aprobado en otoño', dijo Anta quien retiró la incertidumbre que afecta al sector en ausencia de un marco regulatorio.

Terra Actualidad - EFE
http://actualidad.terra.es/nacional/articulo/industria-fotov…

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Der span. Industrie Minister kalkuliert jetzt schon mit 17 Mrd. € Mehrbelastungen seit Jahresanfang bis heute durch den gestiegenen Ölpreis. .. ein Grund mehr sich unabhängig zu machen. Im Artikel weiter unten wurden die "schnell" laufenden Verhandlungen für eine neue nachhaltige Regulierung erwähnt.

(..) El ministro de Industria, Miguel Sebastián, calculó hoy que la subida del precio del crudo ha hecho que España sea desde comienzos de año '17.000 millones de euros más pobre como consecuencia de la transferencia de renta a países productores' de petróleo. (..)

(..) Otra de las normativas en las que trabaja Industria, indicó, es el nuevo marco regulatorio para la energía fotovoltaica. El Ministerio prepara 'con celeridad' una fórmula que permita el 'crecimiento sostenible del sector' y que procure un 'marco favorable' a partir de septiembre de este año, cuando expira la anterior norma, indicó. (..)

http://actualidad.terra.es/internacional/articulo/sebastian-…

[bossi1]

Solarstrom mit 23% Wirkungsgrad ins Netz gespeist

+ 09.06.2008 + Concentrix stellt optimiertes Konzentrator-PV-System vor.
Einen neuen Rekordwert für seine Photovoltaik-Konzentratorsysteme hat die Concentrix Solar GmbH aus Freiburg aufgestellt. 23% Systemwirkungsgrad AC und mehr wurden während der Messperiode im Mai 2008 unter regulären Betriebsbedingungen an einem Demonstrationssystem auf dem Testgelände des neuen Partners Abengoa in Sevilla, Spanien, gemessen. AC steht für Wechselstrom (‚alternating current’), reguläre Betriebsbedingungen bedeutet, dass das System im realen Feldbetrieb Solarstrom ins Netz einspeist und nicht im Labor vermessen wird.

Maßgeblich entscheidend für derart hohe Wirkungsgrade ist die neue Generation von verbesserten Konzentrator-Photovoltaik-Modulen, aber auch der Wechselrichter, der den Gleichstrom des Solargenerators in Wechselstrom umwandelt, spielt dabei eine zentrale Rolle.

„Wir sind überglücklich, dass wir die prognostizierten Werte sogar übertroffen haben“, so CEO Hansjörg Lerchenmüller in einer Pressemeldung von Concentrix-Solar, „mit 23% Wirkungsgrad erzielen unsere auf Mehrfachsolarzellen basierenden Konzentratorsysteme ziemlich genau die doppelte Stromausbeute herkömmlicher PV-Kraftwerke. Wir sind damit einen wichtigen Schritt weiter in der kontinuierlichen Optimierung unserer Produktion und Qualitätssicherung“.

Bei dem in Sevilla gemessenen Rekordwert handelt es sich um die Leistung eines 5,6 kW Systems, das in dieser Form ab Herbst dieses Jahres in Spanien über Concentrix Iberia, ein Joint Venture von Concentrix und Abengoa, kommerziell erhältlich sein wird. Erst vor wenigen Wochen hatte Concentrix erfolgreich die erste 100 kW Kraftwerkseinheit im Rahmen des ISFOC-Projekts in der Provinz Castilla-La Mancha für den Netzanschluss bereitgestellt.

Insgesamt wird Concentrix 500 kW zu diesem ersten größeren Solarkraftwerk mit geplanten 3 MW Nennleistung auf der Basis von hocheffizienten III-V-Mehrfachsolarzellen beitragen. Das aus dem Fraunhofer ISE hervorgegangene Start-up baut derzeit eine 25 MW-Produktionslinie am Standort Freiburg auf und wird ab Herbst 2008 den Produktionsbetrieb im industriellen Maßstab aufnehmen.

Über Concentrix Solar
Die Concentrix Solar GmbH wurde im Februar 2005 als Spin-off des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE gegründet. Concentrix stellt Konzentrator-Kraftwerke für sonnenreiche Standorte her. Mittels Fresnel-Linsen wird das Sonnenlicht auf kleine hocheffiziente Solarzellen gebündelt. Diese Solarzellen wandeln das 500-fach konzentrierte Licht direkt in elektrische Energie um. Für die erfolgreiche Umsetzung der innovativen Technologie wurde Concentrix mit dem Innovationspreis der Deutschen Wirtschaft 2007 in der Kategorie „Start-up“ ausgezeichnet. Zur Herstellung der Konzentrator-Module betreibt Concentrix eine automatisierte Pilot-Produktionslinie am Standort Freiburg mit einer nominalen Produktionskapazität von 1 MW. Im Herbst 2008 wird Concentrix eine 25 MW-Linie in Betrieb nehmen und damit diese neue Photovoltaik-Technologie in die kommerzielle Serienfertigung führen.

Quelle:
Concentrix Solar GmbH 2008

[bossi1]

Öko-IPOs
Dossier Solarfirmen sprinten an die Börse
von Mark Böschen (Frankfurt)

Schott Solar bereitet nach Informationen der FTD den Börsengang bald nach der Sommerpause vor. Wie auch Konkurrent SMW trotz das Unternehmen damit der Finanzkrise und der Konjunkturdelle.

Der Hersteller von Solarmodulen und Solarkraftwerken plane den Handelsstart für September oder Oktober, sagten mit dem Vorgang vertraute Personen. Schott wollte das am Mittwoch nicht kommentieren.

Zudem stellte Solarzulieferer SMA Details für das Debüt am 4. Juli vor. Es soll rund 300 bis 400 Mio. Euro für 20 Prozent der Anteile einbringen, sagten mit der Transaktion vertraute Personen. SMA nannte nur ein Erlösziel für die Kapitalerhöhung, die 100 bis 150 Mio. Euro einbringen soll. Der größere Teil des Erlöses werde an die Altaktionäre fließen, sagte SMA-Chef Günther Cramer. Der Konzern gehört den vier Gründern um Cramer, die je 20 bis 25 Prozent halten.

Mit Schott und SMA eilen zwei Solarspezialisten trotz Finanzkrise und Konjunkturdelle an die Börse, weil sie in dem stark wachsenden Markt ihre Produktionskapazitäten ausbauen wollen. Daher wagen sie eine Wette gegen den schwierigen Markt. Seit Jahresbeginn hat noch kein Unternehmen den Start in das streng regulierte Börsensegment Prime Standard geschafft. Für Donnerstag hat GK Software sein Debüt angekündigt, das mangels Nachfrage verschoben und bei Preis und Volumen verringert worden war.

Trotz des geringen Anlegerinteresses an Neulingen prescht Schott mit der Vorbereitung des Börsengangs voran. Bis Ende 2008 werde über den Börsengang entschieden, hatte Schott-Solar-Chef Martin Heming vergangene Woche auf der Messe Intersolar gesagt. Nach FTD-Informationen sind Deutsche Bank, JP Morgan und Commerzbank mandatiert.

Schott Solar könnte die größte Emission der Branche in diesem Jahr schaffen. Insidern zufolge wird der Umsatz im laufenden Geschäftsjahr zum September bei 400 Mio. Euro liegen. 2007 erwirtschaftete SMA bei 327 Mio. Euro Umsatz 36,8 Mio. Euro Gewinn. Für das laufende Jahr rechnet Co-Konsortialführer Citigroup mit 505 Mio. Euro Umsatz und einer Gewinnverdopplung auf 71 Mio. Euro. Citi und Deutsche Bank sehen SMAs Börsenwert bei 1,8 Mrd. bis 1,9 Mrd. Euro und legen dafür die Bewertungen von Solarmarktführern wie dem Anlagenbauer Centrotherm und dem Zellhersteller Q-Cells zugrunde.

SMA-Chef Cramer verteidigte eine Bewertung anhand der teuersten Titel einer Branche, deren Kurse in den vergangenen drei Jahren um ein Vielfaches gestiegen sind. "Wir sehen uns im Bereich der großen Spieler der Solarwirtschaft und nirgendwo sonst. Die Investoren verstehen unsere zentrale Funktion."

Die Gründer stünden trotz des Teilverkaufs zum Unternehmen. "Wir wollen nur so viel veräußern, dass wir einen Streubesitz von 20 Prozent erreichen", sagte Cramer. "Wenn wir Kasse machen wollten, hätten wir an Siemens, General Electric oder andere verkaufen können. Es gibt jede Woche Anfragen."

Er räumte ein, die Preisprämie für seine Wechselrichter bald nicht mehr durch den höheren Wirkungsgrad verteidigen zu können, der schon nahe 100 Prozent liegt. "Preisdruck ist ein zentrales Thema für die Zukunft", sagte er. Da wolle SMA mit geringeren Fertigungs- und Betriebskosten hervorstechen.

Aus der FTD vom 19.06.2008
© 2008 Financial Times Deutschland

[bossi1]

HANDELSBLATT, Donnerstag, 19. Juni 2008, 18:50 Uhr
Acciona/Enel
Unglückliches Zusammenwohnen

Von Fiona Maharg-Bravo, breakingviews.com

Enels spanisches Abenteuer scheint nicht sehr glücklich zu sein. Der italienische Versorger zahlte im letzten Jahr bei einem 43-Milliarden-Euro-Geschäft einen hohen Preis für einen 67-Prozent-Anteil an Endesa. Um die Sache über die Bühne zu bringen, musste Enel große Konzessionen gegenüber seinem spanischen Partner Acciona machen, der einen 25-Prozent-Anteil an Endesa hält. Jetzt gibt es Zeichen zunehmender Spannungen zwischen den beiden, nachdem Acciona im letzten Monat auf eigene Faust drei Führungspositionen besetzte.

Das Problem für Enel ist, dass Acciona bei Endesa die Oberhand hat. Es hat mehr Kontrolle über Endesa, als es sein 25-Prozent-Anteil vermuten lässt. Jose Manuel Entrecanales, der Acciona-Chef, gibt als Endesas Vorstandschef den Ton an. Die Spanier verfügen im Verwaltungsrat über die Hälfte der Sitze plus dem Vorsitz, sodass Acciona die entscheidende Stimme hat.

Die Spannungen könnten wohl noch schlimmer werden, bevor sich Besserung abzeichnet. Die Partner haben gerade Verhandlungen begonnen über die Schaffung einer Firma für erneuerbare Energien, in der die Wind-, Wasser- uns Solarenergieeinheiten von Acciona und Endesa zusammen kämen. Jede Firma hat eine Reihe von Banken engagiert, um den Wert der Einheiten zu schätzen. Sich über die Zahlen zu einigen, dürfte schwer werden. Wenn die Bewertungsdifferenzen größer sind als zehn Prozent, was wahrscheinlich ist, wird eine dritte Bank als Schiedsrichter eingesetzt.

Unterdessen sieht sich Endesa in Spanien sinkender Nachfrage gegenüber. Das Endesa-Ebitda ging in der ersten Jahreshälfte gegenüber dem Vorjahreszeitraum zurück. Enel selbst ächzt unter einer Schuldenlast von 56 Milliarden Euro, einschließlich der Endesa-Verbindlichkeiten. Rund neun Milliarden Euro werden abgebaut, wenn Endesa den Verkauf von Vermögenswerten an E.ON abschließt, den deutschen Versorger, der in der Schlacht um Endesa verlor, aber einen Trostpreis bekam. Der erwartete Verkauf des Elektrizitäts- und Gasnetzes wird weitere vier Miliarden Euro abbauen und die Schulden auf ein eher handhabbares Niveau bringen.

Vielleicht jedoch nicht lange. Acciona hat eine Verkaufsoption, derzufolge sie ihre Endesa-Aktien ab 2010 für mindestens 41,30 Euro an Enel verkaufen kann. Endesa-Aktien notieren bei 33,50 Euro. Diesen Preis zugrunde gelegt, hätte Enel 10,9 Milliarden Euro für einen Anteil zu bezahlen, der aktuell einen Marktwert von 8,7 Milliarden Euro hat. Alternativ kann Acciona Vermögenswerte bekommen, die 30 Prozent des Endesa-Wertes entsprechen. Dies würde mühselige Verhandlungen über den Wert zur Folge haben, ähnlich denen, die sich beim Erneuerbare-Energien-Geschäft anbahnen. Wenigstens würde Enel eine unbelastete Kontrolle über Endesa gewinnen. Aber zu welchem Preis?

... Der Fuchs Entrecanales (Acciona) zieht auch Enel nach E.ON das Fell über die Ohren.

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Acciona erwartet bis zum 18. Oktober die erneuerbaren Energien aus Endesa/Acciona unter seiner Kontrolle für einen Börsengang aufgesellt zu haben. Der Prozeß der Bewertungen hat begonnen.

Acciona espera para octubre la filial de renovables con Endesa

jueves 19 de junio de 2008 17:35
MADRID (Reuters) - Acciona dijo el jueves que ya se han iniciado las valoraciones de los negocios de renovables de su participada Endesa y que confía en poder constituir antes de mediados de octubre la filial que, bajo su control, integrará los activos renovables de la eléctrica y de Acciona.

"Se ha empezado el proceso de valoraciones", dijo el presidente de Acciona y de Endesa, José Manuel Entrecanales, tras la junta de la constructora. "Seguimos esperando mantener el 18 de octubre (como fecha límite)".

Endesa había dicho hace unos meses que esperaba tener constituida la nueva sociedad en el mes de junio.

Entrecanales no descartó la posibilidad de realizar una posterior colocación en bolsa de la empresa de renovables que consolidará en las cuentas del grupo.

"Por el momento no tengo intención de sacarla a bolsa, pero es una posibilidad que siempre esta ahí, dependerá de cómo estén los mercados, las necesidades de financiación (...)", dijo.

Entrecanales también dijo que espera cerrar el 26 de junio la venta de los activos de Endesa a E.ON "para llegar a la junta con ello finalizado", pero no quiso desvelar si finalmente destinarán todas las plusvalías a dividendo.

La eléctrica ya dijo en el adelanto de su plan estratégico el pasado mes de marzo que destinaría a dividendo "hasta el 100 por ciento" de las plusvalías de activos en venta. Entrecanales también dijo que previsiblemente en Otoño se presentarían las líneas definitivas del plan de negocios hasta 2011 avanzado por la eléctrica hace tres meses

LOS EJECUTIVOS DE ENDESA Y ENEL

Entrecanales, que se mostró confiado en seguir compatibilizando las presidencias de Endesa y Acciona, respondió a una reciente petición del presidente de Enel que manifestó su interés por tener más presencia ejecutiva en la eléctrica.

[bossi1]

Solarbranche stellt sich auf Expansion ein

(..) Auf Zuwachs eingestellt ist beispielsweise das Traditionsunternehmen Schott Solar in Alzenau. "Wir sehen sowohl in solarthermischen Kraftwerken wie in der Photovoltaik einen stark wachsenden Markt", sagte Geschäftsführer Martin Heming auf der Intersolar. Das Unternehmen wolle bei Receivern für Solarkraftwerke mit Parabolrinnentechnologie (Concentrated Solar Power, CSP) bis zum Jahresende 2009 die Fertigungskapazitäten auf rund 1 GW pro Jahr ausbauen. Auch bei Modulen für die Solarstromerzeugung und zugehörigen Komponenten sind Erweiterungen geplant. Beide Geschäftsfelder sollen darüber hinaus organisatorisch unter dem Dach von Schott Solar zusammengeführt werden.

"Parabolrinnenkraftwerke sind wichtige Alternativen für die Energieversorgung. Das zeigen Beispiele aus den USA. Dort sind Anlagen seit 20 Jahren in Betrieb. Ähnliche Projekte gibt es in Spanien", sagte Heming. Diese Solarkraftwerke arbeiten wie Dampfkraftwerke, allerdings nicht mit fossilen Brennstoffen, sondern mit Sonnenwärme. Sie lassen sich mit fossilen Energiequellen oder Biomasse-Kraftwerken kombinieren. Die Receiver-Rohre für die CSP-Kraftwerke fertigt Schott Solar im bayerischen Mitterteich und seit Ende Mai in Aznalcóllar bei Sevilla in Spanien. Dort soll eine zweite Fertigungslinie die Produktionskapazität bis zum Jahresende verdoppeln. Darüber hinaus wollen die Alzenauer ab 2009 in Albuquerque, US-Bundesstaat New Mexiko, die Receiver und Solarstrommodule fertigen. In Deutschland soll die Produktionskapazität von Dünnschicht-Solarmodulen, derzeit ca. 33 MW pro Jahr, auf annähernd 100 MW in den nächsten Jahren klettern. (..)

http://www.vdi-nachrichten.de/vdi-nachrichten/aktuelle_ausga…

[SmartCap]

June 27, 2008, 1:55 pm
Solar: Spain May Cut Incentive Program, Lehman Says
Posted by Eric Savitz
Spain’s government is considering a proposal which would significantly cut the incentives built into the company’s solar subsidy program, Lehman’s Vishal Shah asserted in a research note this morning.

Shah says the latest proposal being discussed by the Spanish government would call for an annual cap of 300 MW in 2009 with a maximum of 2MW for ground-mounted installations. The proposal would cut incentives to 25 euro cents/kilowatt-hour for ground-mounted and 33 cents for roof-top installations, he writes. The current level is 42 cents.

That proposal, Shah says, would be “clearly below market expectations,” although he notes that it is not an official proposal, and discussions continue.

Shah notes, though, that companies with high exposure to the Spanish solar market could be under pressure if Spain were to reduce subsidies. He cites Canadian Solar (CSIQ), Suntech (STP), SolarFun (SOLF) and Yingle Green Energy (YGE) as companies with significant exposure to the Spanish market.

In today’s trading:

[bossi1]

Die Regierung bereitet eine Reduzierung der Einspeisevergütung bei PV Parks vor. Hunderte von Projekten liegen deswegen brach ...

Mit der aktuellen Norm werden 42 ct kw/h Einspeisevergütung garantiert. Das ist das fünffache vom gültigem Marktpreis. (9 ct kw/h wurde mir mal gesagt). Ein Investment in PV Parks rentiert sich in 8-10 Jahren, die restlichen Jahre der insgesamt 25 Jahre sorgen für eine stattliche Rendite von 12%/Jahr im Mittel. Die investoren erwarten eine Kürzung von 30% im Mittel, die jedoch bei Freilandanlagen stärker als bei Aufdachanlagen ausfallen dürfte. Man will dezentrale Anlagen in der Nähe vom Bedarf stärker fördern, als Freiflächenanlagen abseits der Wohngebiete. "Marktgerüchte" sprechen von einem vierfachen Tarifen für Aufdachanlagen und zwei- bis dreifachen Tarifen für Freiflächenanlagen, die damit uninteressant würden. In diesem Bereich gab es einen ungewollten Boom, da unter Spaniens Sonne in kurzer Zeit die Kostendeckung erfolgte und das Investment sich danach lange für die Investoren auszahlte. Der Focus soll jetzt mehr auf Aufdachanlagen liegen. ... viele neue Projekte für die Zeit nach Ende September liegen brach und warten erst einmal die neuen Bedingungen der Einspeisetarife ab. Bis jetzt sind alles nur Gerüchte und das letzte Wort ist noch nicht gesprochen worden in den Verhandlungen von ASIF und Industrie Ministerium.

El Gobierno prepara una reducción de las primas para parques solares fotovoltaicos
Cientos de nuevos proyectos están paralizados por la incertidumbre ante el cambio

V. LLADRÓ | VALENCIA

En Egética, la feria de la energía que se celebra estos días en Valencia, se percibe un fuerte clima de incertidumbre entre las empresas relacionadas con la generación fotovoltaica, tanto fabricantes de paneles, instaladores, promotores de 'huertos solares' e inversores, porque se palpa en el ambiente que el Gobierno prepara una fuerte reducción de las primas que apoyan la remuneración de cada kilowatio/hora producido por esta fuente renovable de generación eléctrica.

La normativa actual establece el precio de cada kilowatio solar en 0,42 euros, lo que representa más de cinco veces el precio de mercado. Esa diferencia sirve para amortizar las costosas instalaciones, cosa que ahora se efectúa en un plazo de 8-10 años. Este régimen es para 25 años y está previsto que en los 25 siguientes se pagará el kilowatio a cuatro veces el precio de mercado, de manera que, una vez amortizada la inversión, quedan asegurados 40 o más años de claros beneficios. La rentabilidad media se sitúa actualmente por encima del 12% anual.

Pero este régimen va a cambiar a partir de finales de septiembre, cuando el Ministro de Industria apruebe una nueva normativa, probablemente con importantes recortes en las tarifas, porque las compañías eléctricas que compran la electricidad fotovoltaica la pagan a precio de mercado y el resto es subvención del Gobierno.

Los empresarios e inversores del sector temen que los recortes lleguen a una media del 30% y que sean más fuertes en el caso de 'huertos solares' sobre el terreno y menores para las instalaciones sobre tejados y paredes de casas, industrias y demás construcciones, porque se quiere estimular que la generación se efectúe en ubicaciones donde hay consumo, antes que en localizaciones apartadas de centros urbanos e industriales.

Los rumores señalan que las primas para instalaciones sobre edificios podrían quedar en unas cuatro veces el precio del kilowatio/hora y que las de centrales sobre el suelo se reducirían a dos o tres veces dicho precio, con lo que dejaría de ser atractivo para los inversores acudir a este tipo de iniciativas que se han prodigado en los últimos años por la geografía española, porque verían la rentabilidad demasiado corta y los plazos de amortización demasiado largos. La atención se centrará más en las placas sobre edificios.

De todas formas hay que tener en cuenta que estos cambios afectarían a los nuevos proyectos, a partir del 28 de septiembre, no a los ya aprobados y en marcha antes de dicha fecha, por lo que ahora hay una auténtica carrera contra reloj para entrar antes de que se agote el plazo. Fabricantes de paneles, instaladores y gestores de autorizaciones no dan abasto a la fuerte carga de trabajo, mientras que promotores e inversores de nuevos proyectos esperan al incierto interés que les pueda deparar la futura normativa.

http://www.lasprovincias.es/valencia/20080613/economia/gobie…

[bossi1]

Shah says the latest proposal being discussed by the Spanish government would call for an annual cap of 300 MW in 2009 with a maximum of 2MW for ground-mounted installations. The proposal would cut incentives to 25 euro cents/kilowatt-hour for ground-mounted and 33 cents for roof-top installations, he writes. The current level is 42 cents.

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Das Industrie Ministerium plant harte Konditionen für PV Solar in Spanien ...

Man plant insgesamt 300 MW für 2009, wobei Dachanlagen bevorzugt werden und wie folgt "aufgeteilt" werden:

- Solarparks am Boden 100 MW mit max. 2 MW je Park mit 29 ct/KWh (-31%)

- Solaranlagen auf Dächern 200 MW mit je 33 ct KWh

Die Förderung soll 2009 geringer ausfallen, da man besorgt ist über das gigantische Volumen in 2007, das bis September akkumuliert 1.500 MW erreichen kann. Das ist sehr viel mehr, als vorher geplant. Da her wird es auch keine Verlängerungen für Projekte geben, die nach Fertigstellung und Anschluß die erforderliche Registrierung für die Tarife (dauert ca. 1 Monat) nicht fristgerecht bis Ende Sept. 2008 schaffen. Projekte, die nicht die alte Regulierung schaffen, fallen unter die neue Regulierung und mit ihren neuen Limits. Vorgänge von einigen Provinzen, die diese Regelungen unterlaufen wollen will man ggf. überprüfen und sanktionieren. Das sieht schlecht aus für einige große Parks über 2 MW.

Zudem ist ein Zentralregister für die Erfasssung geplant, was nur eine begrenzte Zeit öffnet. Alles was zuviel im Quartal verbaut wird, muß mit einer Tarifkürzung von 2,5% im nächsten Quartal rechnen.

Vertreter von ASIF & APPA wurden von diesen Aussagen total überrascht und bezeichneten es als unmöglichen Akt, den viele Firmen im Sektor nicht überleben werden. ... zu gleichen Zeit bekräftigte "Zapatero" wieder seinen vollen Einsatz für erneuerbare Energien. Was seine Worte wert sind, hat man damals bei E.ON und Endesa gesehen.


Industria planea durísimas condiciones para la solar FV

30 de junio de 2008

El nuevo marco regulatorio que prepara el Ministerio de Industria cifra en 300 MW la potencia a instalar en 2009, reduce notablemente las primas –33 c€/kWh para tejado y 29 c€/kWh para suelo – y limita la potencia máxima de ambos tipos de instalaciones a 2 MW. Además, no habrá ningún tipo de “prórroga” para las instalaciones “rezagadas” respecto al RD 661/2007. El sector ha mostrado su rechazo total a estas propuestas.

Las negociaciones para el nuevo Real Decreto de la industria fotovoltaica se presentan difíciles, como quedó de manifiesto en el encuentro mantenido el pasado 26 de junio entre representantes de ASIF y de APPA con el secretario General de Energía, Pedro Marín.

Según un documento posterior a la reunión al que ha tenido acceso Energías Renovables, la propuesta del Ministerio divide el mercado en segmentos: techos y suelos. En ambos segmentos el máximo de potencia de la instalación es 2 MW. Para el año 2009 habrá 300 MW en total, a repartir: 200 MW en tejados y 100 MW en suelo.

Marín propone estas cantidades, notablemente inferiores a la propuesta de ASIF/APPA, porque la potencia acogida al RD 661/2007 va a ser muy superior a la planificada y “todo lo que entre hasta septiembre está restando futuro”, si bien el Secretario General de Energía indica que no se sabe cuánta potencia va a entrar antes de septiembre, porque “las cifras aumentan cada vez más y son cada vez más preocupantes” (se estima que puede llegar a 1.500 MW acumulados).

La intención de Industria es crear un registro centralizado como método para controlar cantidades y tarifas, de manera que para poder cobrar la prima habrá que estar inscrito en él. El registro tendrá periodos de apertura trimestrales. De coparse la cantidad para el trimestre –más instalado de lo previsto–, la reducción de tarifa para el siguiente trimestre sería del 2,5%. De no cubrirse, se mantendría la tarifa del trimestre anterior.

Respecto a la tarifa, la propuesta es de 33 c€/kWh para tejado y 29 c€/kWh para suelo, con el objetivo de frenar las instalaciones en el suelo y que en 2009 las nuevas instalaciones se hagan, preferentemente, en tejados.

Sin piedad con los rezagados
Pero Marín no quiere que las instalaciones que no consigan inscribirse antes de septiembre (remanentes del RD 661/2007 o rezagadas), “colapsen el futuro”, por lo que dejó claro en el encuentro que “no habrá ningún tipo de moratoria” para ellas. Entrarán en el nuevo RD y con las condiciones que éste marque (tarifas, tamaño máximo de instalación, acogimiento al Registro…).

También advirtió de las “señales erróneas” que están lanzando algunas Comunidades Autónomas sobre el cierre de finales de septiembre (la de Valencia, por ejemplo, publicó hace 15 días una Orden dando seis meses de plazo a estas instalaciones retrasadas) y afirmó que van a recurrir a "inspecciones y sanciones para perseguir el incumplimiento de las normas establecidas”

Respuesta del sector
Estas propuestas dejaron totalmente sorprendidos y decepcionados a los representantes del sector presentes en la reunión –entre otros, Javier Anta, presidente de Asif, y Miguel Arrarás, al frente de la sección FV de APPA–, y así se lo trasladaron a Marín, indicándole que de materializarse supondrían una “violenta reconversión del sector, mortal para muchas empresas”.


http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[SmartCap]

ist nicht der damalige industrieminister u.a. wg. ee/solarabzocke zurückgetreten ? er lag wohl richtig, denn hätte man nicht so stark überfördert und damit falsche anzeize gesetzt, müßte die bremsung jetzt nicht so hart ausfallen.

sc

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.407.504 von SmartCap am 30.06.08 21:41:19

hätte man nicht so stark überfördert und damit falsche anzeize gesetzt, müßte die bremsung jetzt nicht so hart ausfallen. ...

Da sind einige Fehler gemacht worden, besonders die mögliche Aufteilung der Parks in kleinere Einheiten für höhere Tarife war ein großer Fehler. Das Cap von 1.200 MW hätte in 2008 klar bestehen bleiben müssen. Auf der einen Seite gibt man vor, an alternativen Energien interessiert zu sein und unterschreibt Verträge bis 2020 in Brüssel. Jetzt werden mit Taschenspieler Tricks Investoren um die ihnen zustehende Vergütung gebracht. Anders ist die lange Bearbeitungszeit (über einen Monat) bei der erforderlichen Registrierung nach Fertigstellung der Parks für die günstigen alten Tarife nicht zu verstehen.

Man weiß schon seit Monaten, daß mindestens 20% der Parks das nicht schaffen werden und die 1.200 MW klar überschritten werden. Deshalb sorgt man für neue Hindernisse mit der 2 MW Parkgröße und dem 100 MW Cap für die Zeit danach bis in 2009. Alles was jetzt zum Thema gesagt wird gehört zum Sommertheater von Zapatero & Co vor der neuen Regulierung, ähnlich wie das bei uns war. Da werden die einzelnen Länder und die entsprechenden Verbände der Solarindustrie noch ein Wort mitreden und dann wartet man mal ab, was später wirklich Sache ist. Zapatero hat ja viel im letzten Wahlkampf versprochen und an das wird man ihn in Spanien noch öfter erinnern.

S2, bossi

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.407.225 von bossi1 am 30.06.08 21:04:27

Solaria fällt nach einem von der Zeitung "Cinco Dias" "verweggenommene Veröffentlichung" zu möglich höheren Kürzungen im Sektor als erwartet. Der Kursrückganng ist fundamental nur darauf zurück zuführen, man braucht nicht weiter zu suchen, sagte ein Analyst einer europäischen Bank. Dann werden die Daten noch einmal dazu wiederholt. ... eigentlich hat weder der Industrie Minister noch Zapatero etwas öffentlich dazu gesagt, sondern es wurde eine "eine vorweggenommene Aussage" veröffentlicht, um ggf. die Marktreaktion zu testen. Das kann natürlich genau so schnell dementiert werden. Das gleiche abgekochte Spiel wie mit der RWI Nummer bei uns.


Solaria se desploma un 13% en Bolsa ante posibles cambios regulatoriosActualizado martes
01/07/2008 12:22
EUROPA PRESS

MADRID.- Solaria lidera este martes las caídas del continuo con un descenso que oscilaba en torno al 13%, después de que un diario económico adelantase la propuesta del Ministerio de Industria para fijar las nuevas tarifas del sector solar fotovoltáico.

La caída de Solaria (-1.14 / -12.46%) "se debe fundamentalmente a noticias aparecidas en prensa que hacen referencia a un escenario regulatorio peor de lo esperado. No hay que buscar más", ha dicho un analista de un banco europeo.

A las 11.59 hora local, las acciones de la compañía de energías renovables -que durante la mañana llegaron a marcar 7,78 euros- perdían un 13,66%, hasta 7,90 euros, con un volumen de contratación de 0,98 millones de títulos, 1,4 veces por encima de la media de los últimos 60 días.

En su edición de este martes, el diario 'Cinco Días' ha adelantado que Industria planteará reducir las tarifas del sector en un 35%, hasta 33 céntimos por kilovatio para los parques solares de techo y 29 para los de suelo, desde los 44 y 41 céntimos anteriores, respectivamente.

Además, se limitaría la potencia de las instalaciones a dos megavatios y para 2009 fijaría un tope de instalación de 300 megavatios, ha añadido el periódico.

http://www.elmundo.es/mundodinero/2008/07/01/economia/121490…

[bossi1]

Von Cinco Dias hier wurde die Nachricht am Markt vorab veröffentlicht. So selbstlos waren sie jedoch nicht, denn seit den Verhandlungen letzte Woche waren ja schon ein paar Tage vergangen, die andere (Broker) für ihre Zwecke nutzen konnten ...

Es wird noch mal davon gesprochen, daß die Verhandlungen weiter gehen und noch nicht definitiv sind. Vor dem 15. Juli gibt es einen weiteren Termin. Man erwähnt, das die Regierung eigentlich den Cap vermeiden wollte, (evitar el borrador) aber trotzdem den FV Markt eindämmen will. ... man zockt mit dem Sektor

Analysten von Renta4 (RT4) suften die Meldung als sehr negativ ein, da es die weitere Entwicklung des Sektors verhindert und von daher die SLR Aktie weiter Schwäche zeigen wird in der nächten Zeit.

Ibersecuritis (IBS) sah das weniger dramatisch, denn der Verhandlungsstand im Moment wäre nur das zu erwartende mind. Angebot seitens der Regierung und das kann sich ja noch verbessern. Man setzt weiter auf den Sektor und erwartet, daß SLR ohne weiteres 43 MW/Jahr im Ausland absetzen kann.

Von ASIF und Solaria gab es gestern keine Stellungnahmen zum Thema.


Solaria sufre en su cotización la propuesta inicial de Industria de disminución de las primas para la energía solar fotovoltaica, que se estima en un 35%. La única empresa del sector en el parqué cayó ayer un 13,77%.

Noemi Navas / MADRID (02-07-2008)

Ser la única en el mercado tiene sus inconvenientes. Solaria cotiza en solitario como empresa dedicada exclusivamente a la energía solar fotovoltaica, tanto a fabricación como a promoción de parques, y las primeras aproximaciones de Industria para una modificación de las tarifas en esta energía, adelantadas ayer por CincoDías, han provocado un desplome de sus acciones. Los títulos cayeron ayer un 13,77%, hasta los 7,89 euros por acción.

La acción se vio penalizada ayer también por la comunicación que la empresa hizo en la Junta del lunes de que dedicaría el resultado íntegro del año pasado a reservas 'para financiar su expansión', según dijo el presidente, Enrique Díaz Tejeiro, y no repartiría dividendo. El beneficio neto de 2007 fue de 47,5 millones, un 736% más que en 2006.

La propuesta inicial del Ministerio de Industria establece un tope de 300 MW de potencia para instalar en 2009 y segmenta el mercado respecto de la ubicación de las instalaciones, en lugar de respecto a la potencia.

De este modo, dedica 200 MW para las plantas fotovoltaicas en techo, a las que otorgará una prima de 33 céntimos de euros por kilovatio (kW). Sólo reserva 100 MW para las instalaciones en suelo, las que desarrolla Solaria y otras grandes empresas del sector, para las que establece una prima de 29 céntimos por kW. Teniendo en cuenta que la prima en vigor oscila entre los 45 y los 41 céntimos, supone una rebaja de hasta un 35%.

Fuentes del Ministerio aseguraron ayer, de todos modos, que 'la negociación está abierta y aún en marcha', con lo que estos datos no son aún definitivos. Lo que sí es seguro es que la retribución para esta energía renovable disminuirá, porque así lo han expresado en varias ocasiones desde Industria, pero aún están determinando cuánto y cómo se articulará. En principio, la intención del Gobierno sería enviar el borrador a la CNE antes del 15 de julio, según fuentes cercanas a la negociación.

Pese a que la reducción aún no es definitiva, analistas de Renta 4 estimaron ya ayer que la noticia es 'negativa para el sector ya que limitaría el desarrollo de las inversiones en el sector'. Los expertos de esta firma de Bolsa creen que Solaria continuará cotizando con debilidad en las próximas sesiones. La empresa ha perdido un 63% en el año.

Por otro lado, analistas de Ibersecurities mostraron ayer una valoración más optimista de la propuesta de Industria. De confirmarse estos datos, 'tendrían para nosotros un carácter de mínimos ofrecidos por Industria sobre los que sólo podría haber mejoras'. La entidad asegura 'seguir apostando por el sector' porque 'las estimaciones no incluyen venta fuera de España', en donde creen que la compañía 'podría vender fácilmente los 43 MW anuales necesarios para compensar una menor cuota en España', afirmaban ayer en una nota. Además, la firma dijo no esperar 'que las negociaciones de ASIF con Industria sean tan negativas'.

La patronal de la industria fotovoltaica ASIF descartó ayer hacer valoraciones. Tampoco fue posible recabar la opinión de Solaria, aunque su presidente sí avanzó en la junta de accionistas del lunes que el desarrollo de su compañía iba a ser 'excelente pese a las dificultades del entorno'. La facturación de la empresa en el primer trimestre fue de 95 millones de euros y el beneficio obtenido entre enero y marzo de este año fue de 20,7 millones.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/Solaria/cae/Bolsa…

[bossi1]

Die Konzentrator-Photovoltaik verspricht schon in naher Zukunft die Kosten der solaren Stromerzeugung deutlich zu senken, besonders in Ländern mit viel direkter Sonneneinstrahlung.


Auch das wäre eine preiswerte Alternative für Spanien. Für Dachanlagen macht das jedoch wenig Sinn, da man für den optimalen Wirkungsgrad Nachfürsysteme braucht.

Concentrix ist ein Spin off des Fraunhofer-Institutes und baut mit einer automatischen Pilotanlage in Freiburg (ca 1 MW) diese III-V Mehrfachsolarzellen. Ab Herbst 2008 geht ihre 25 MW Fertigung in Betrieb. Vor einiger Zeit wurde in Puertollano (Spanien) eine erste 100 kw Anlage installiert im Rahmen eines Forschungsprojektes. Mit dem span. Partner Abengoa Solar wurde vor kurzem ein erstes Joint Venture gegründet.

http://www.concentrixsolar.de/cms/upload/pdf/pdf_presse/CX_P…

[bossi1]

ACS baut mit ihrer Energie Gruppe Cobra für 340 Mio. € mit Manchasol ein thermisches Solarkraftwerk mit 2 x 50 MW (Parabolspiegel) in Ciudad Real. Mit den Bauarbeiten auf der 400 ha Fläche wird noch diesen Monat begonnen und soll in 18 Monaten fertig gestellt sein. Das Kraftwerk kann ca. 15.000 Familien mit Strom versorgen. ... ACS Corbra hält und finanzierte auch je 75% von 2 Solarkraftwerken (Parabolspiegel a 50MW) der kleinen Projektgesellschaft Solar Millenium und führte auch dort die Arbeiten aus. Wie man sieht kann ACS Cobra das Geschäft auch auf eigene Rechnung machen. Zur ACS Gruppe gehören Versorgerbeteiligungen wie 40% an Union Fenosa und 13% an Iberdrola. In Deutschland gehört ihnen 30% von Bauriesen Hochtief und in Australien der größte Baukonzern.

ACS invertirá 340 millones en dos plantas de energía solar en Ciudad Real

CIUDAD REAL (02-07-2008)

El proyecto, denominado 'Manchasol', sumará 100 megavatios de potencia y supondrá la creación de más de 500 puestos de trabajo entre directos e indirectos.

Asimismo, la instalación aportará a la red eléctrica energía suficiente "y sin cortes" para el consumo diario equivalente a 15.000 familias. Las plantas ocuparán una superficie de unas 400 hectáreas y su plazo de ejecución está previsto para 18 meses.

Las obras para la ejecución de estas dos nuevas plantas darán comienzo en este mismo mes, toda vez que Pablo García Arenal, director de Cobra Plantas Industriales, filial de ACS, y el alcalde de Alcázar de San Juan, José Fernando Sánchez Bódalo suscribieran hoy un convenio de colaboración para favorecer el desarrollo del proyecto.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/ACS/invertira/340…

[bossi1]

Photovoltaik: Fraunhofer ISE erreicht 28,5% Wirkungsgrad bei Konzentratormodulen


Neu entwickeltes FLATCON- Konzentratormodul
mit einem weiteren optischen Konzentrator
direkt über der Solarzelle.

Die Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE erreichten jüngst nicht nur den europäischen Rekord für Mehrfachsolarzellen aus III-V-Halbleitern (s. Solarserver-Nachricht vom 04.07.2008) - auch bei deren Einsatz in der Konzentrator-Photovoltaik wurden Bestwerte gefeiert. So konnten die Freiburger Solarzellenforscher erstmals 28,5 % Modulwirkungsgrad unter realen Bedingungen am Standort Freiburg messen. Der Wirkungsgrad der Solarzellen und der Module ist bei der Konzentrator-Photovoltaik der wesentliche Schlüssel zum Erfolg. "Die hohen Zellwirkungsgrade für Solarzellen aus eigener Produktion haben uns beim Erzielen dieses hohen Modulwirkungsgrads sehr geholfen. Aber auch die Arbeit an der nächsten Modulgeneration war ausschlaggebend", sagt Dr. Andreas Bett, Abteilungsleiter 'Materialien - Solarzellen und Technologie' am Fraunhofer ISE.


Zellwirkungsgrade bis zu 45 % und Modulwirkungsgrade bis 35 % möglich

Die Wissenschaftler am Fraunhofer ISE haben in der neusten Modulgeneration auf der Zelle einen weiteren optischen Konzentrator eingesetzt. Andreas Bett ist überzeugt, "dass das Potenzial der Konzentrator-Photovoltaik noch lange nicht ausgeschöpft ist. Wir glauben, dass in den kommenden Jahren noch Zellwirkungsgrade bis zu 45 % und Modulwirkungsgrade bis35 % möglich sind", so Bett. Ich halte diese Technologie neben der bewährten Silizium-Technologie für besonders erfolgversprechend für Länder mit starker Sonneneinstrahlung", sagt Institutsleiter Prof. Eicke Weber. Schon heute erzeugen PV-Konzentratorsysteme in südlichen Ländern wie Spanien doppelt so viel Strom pro Fläche als konventionelle Photovoltaik- Technologien auf der Basis von Silizium. Um wettbewerbsfähig zu sein, müssen die Kosten aber noch weiter sinken. Dies kann unter anderem durch höhere Wirkungsgrade erreicht werden.


Concentrix will erste 25 MW-Produktionsanlage in Betrieb nehmen

Wesentliche Unterstützung erfahren die Arbeiten durch das Ministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) im Rahmen des Projekts ''ProKonPV' und durch Concentrix Solar. Concentrix Solar, eine Ausgründung des Fraunhofer ISE in Freiburg und Preisträger des Innovationspreises der Deutschen Wirtschaft 2007 in der Kategorie "Start-u", errichtet seit drei Jahren photovoltaische Kraftwerke, die auf der "FlatCon"-Konzentratortechnologie des Fraunhofer ISE beruhen. Concentrix will in Kürze eine erste 25 MW Produktionsanlage für diese Technologie in Betrieb nehmen. "Wir glauben, dass die Konzentrator-Photovoltaik ein vielversprechender Weg ist, um die Kosten für Strom von der Sonne langfristig zu senken und so einen Beitrag zur Lösung der Energieprobleme auf unserer Erde zu leisten", so Andreas Bett.

07.07.2008 Quelle: Fraunhofer ISE

[bossi1]

08.07.2008 11:03
Solon bricht nach "Sell"-Urteil ein

Die Aktie des Solarkonzerns Solon ist am Dienstag bei den Anlegern nach einem negativen Analystenurteil nicht gut gelitten. Die Experten weisen auf einen wunden Punkt hin, der viele Solarunternehmen betrifft.

Die Analysten der Schweizer Großbank UBS kritisieren insbesondere die Cash-Flow-Entwicklung. Daher sei eine Kapitalerhöhung in den kommenden sechs bis zwölf Monaten möglich. Als Konsequenz senkte die UBS ihre Einstufung von bisher "Neutral" auf "Sell" und nahm gleichzeitig ihr Kursziel von 57 auf 39 Euro zurück.

Diesem Ziel näherte sich das Papier am Dienstag auch schon an. Zeitweise notierte das TecDax-Mitglied bei nur noch 45,33 Euro und damit 8,7 Prozent unter Vortagesniveau.

Ein Blick in die Bilanz des Berliner Unternehmens zeigt, dass Solon zwar einerseits kräftig wächst. Lag der Umsatz im Jahr 2002 noch bei gerade einmal 20 Millionen Euro, betrug er im vergangenen Jahr bereits mehr als eine halbe Milliarde Euro. Andererseits fiel der Cash-Flow der Geschäftstätigkeit seitdem fast immer negativ aus. Das heißt, die Finanzmittel nahmen meist ab. Als Ausgleich erhöhte das Unternehmen zum Beispiel das Kapital, wie zuletzt im September 2007 als man 66 Millionen Euro einnahm.

Die schwache Cash-Flow-Entwicklung setzte sich auch im ersten Quartal 2008 fort. Der operative Cash-Flow lag bei minus 45 Millionen Euro. Zusätzlich flossen weitere acht Millionen Euro für Investitionen ab - macht summa sumarum 53 Millionen Euro weniger Liquidität innerhalb von nur drei Monaten. Im Vergleich dazu betrug der Finanzmittelbestand Ende März knapp 97 Millionen. Unterstellt man einen unveränderten Barmittelverbrauch, könnte Solon bereits im laufenden Quartal zusätzliche Liquidität benötigen.

Problemfall Spanien
Aus welcher Richtung noch Gegenwind drohen könnte, hat die UBS ebenfalls zusammengetragen. Besonderes Kopfzerbrechen bereitet den Analysten Solons Engagement auf dem spanischen Solarmarkt. Dieser werde sich wahrscheinlich rückläufig entwickeln. Im laufenden Jahr dürfte das Unternehmen 40 bis 45 Prozent seines Umsatzes und mehr als 70 Prozent vom Ergebnis vor Zinsen und Steuern (Ebit) in Spanien erwirtschaften. Die UBS rechnet aber damit, dass der spanische Markt 2009 um mindestens 50 Prozent zurückgeht. Daher kappten die Analysten ihre Schätzungen für die Ebit-Marge im kommenden Jahr. Das Wachstum in Italien und Griechenland könne den Rückgang in Spanien nicht ausgleichen, so die UBS.

boerseARD.de

[bossi1]

08.07.2008

SARAGOSSA
GM baut größtes Solarkraftwerk der Welt

Der US-Autobauer General Motors errichtet auf seinem Pkw-Werk im spanischen Saragossa das weltgrößte Solardach-Kraftwerk. Das Photovoltaik-Kraftwerk mit 183.000 Quadratmetern Gesamtfläche und einer Kapazität von zehn Megawatt soll Ende September in Betrieb gehen.

Hamburg - GM-Europachef Carl-Peter Forster sagte am Dienstag in Saragossa, mit der Anlage könne das Werk seine Kosten deutlich senken. Die Größenordnung der finanziellen Einsparungen nannte er nicht.



Ein Platz an der Sonne: Arbeiter legen Solarpanels auf dem Dach des GM-Werks in Saragossa.

Mit dem Schritt möchte GM vermutlich auch seine Ökobilanz verbessern. Der größte US-Autohersteller galt mit seinen durstigen Geländewagen (Hummer, Cadillac Escalade) lange als das Gegenteil eines ökologisch korrekt agierenden Unternehmens. Dieses Negativimage versucht GM seit einiger Zeit zu verbessern und investiert unter anderem Milliardenbeträge in alternative Antriebe.
Die Anlage in Saragossa soll den jährlichen Ausstoß an klimaschädlichem Kohlendioxid um 6700 Tonnen senken. Das Kraftwerk wird eine jährliche Produktionskapazität von 15 Millionen Kilowattstunden haben. Der Strom soll an den Energiekonzern Endesa verkauft werden. In dem Werk laufen die Opel-Modelle Corsa, Meriva und Combo vom Band.

"Carl-Peter Forster" Saragossa General Motors
zu SPIEGEL WISSENAuch Konkurrent Volkswagen hat die Photovoltaik als Energiequelle erkannt: Die Dächer der Werkshallen in Wolfsburg sollen demnächst mit Photovoltaik-Anlagen ausgestattet werden. Im VW-Werk in Emden steht bereits eine solche Anlage mit einer Modulfläche von 3000 Quadratmetern.

hil/Reuters

[bossi1]

Kam nach Börsenschluß ...
13 Gruppen aus der span. PV Solarindustrie (70% vom Marktvolumen, 800 MW/Jahr, 5.000 Mitarbeiter und 800 Mio. an Investitionen) haben sich zu einem neuem Verband zusammen geschlossen um ihre "eigenen Interessen" bei der neuen Regulierung vom Sektor zu verteiligen. Sie sind geschlossen aus der ASIF, der sie bisher vertrat ausgetreten und haben diesen neuen Interessenverband gegründet. Zu ihren Zielen gehört ein stabiler Rahmen für 4 Jahre, wobei in dieser Zeit die Netzparität (Strompreis Steckdose) angestrebt wird. Dabei soll die Effizienz der PV gesteigert werden und Spanien weltweit zu einem Führer im Sektor werden.

Ihr Vicepräsident Carlos Navarro sicherte zu, daß der Sektor bis 2016 über 10.000 MW verfügen und somit 4,7% vom primer Energieverbrauch oder 11% von der Energieerzeugung stellen kann. Er bezifferte das mit einer jährlichen Öleinsparung von 26 Mio. to oder 5,3 Mrd.€. "Unser Öl ist die Sonne" betonte er.

Der "neue Verband" erwartet in ein paar Tagen mit dem Industrie Ministerium zu sprechen. Dabei sind sie gegen ein Cap und werden Lösungen auf einen längeren Zeitraum anstreben, anders als andere die nur auf ein Jahr denken. Bei den Tarifen ist man mit einer Reduzierung auf eine gesunde Rentabilität (nicht die spekulative) von um 8% bereit. Über diese Kostenbasis gehen Zahlen und Pläne auf, fügte er hinzu.


Economía/Energía.- Trece grupos fotovoltaicos crean su propia patronal para negociar una regulación más afín


MADRID, 9 Jul. (EUROPA PRESS) -

Trece grupo fotovoltaicos han creado una nueva patronal del sector, la Asociación Empresarial Fotovoltaica, para hacer valer sus intereses en la negociación con el Ministerio de Industria acerca de la regulación que sustituirá a partir de septiembre a la actual.

"Queremos defender nuestros intereses en primera persona", afirmó el presidente de la organización presentada hoy, Juan Laso, durante una rueda de prensa, en la que dijo que ya han informado de su creación a Industria y que esperan incorporarse en breve como interlocutores en las negociaciones acerca de la nueva regulación.

La asociación, que representa el 70% de la inversión del sector, está integrada por Bergé Generación, BP Solar, Fotowatio, Gamesa Solar, Gestamp Solar, Guascor, Isofotón, Isoluz Corsán, OPDE, Siliken, Solarpack, Solaria y T.Solar. ... die Mitglieder

Laso se resistió a explicar los motivos por los que este grupo ha iniciado su andadura al margen de ASIF, la principal patronal del sector hasta la fecha. No obstante, dejó entrever algunas diferencias, como "la reducción de primas que se está proponiendo", de cerca del 35%, a la que calificó de recorte "duro".

"No nacemos de ningún conflicto", sostuvo el presidente de la nueva organización, cuyos socios son de "afiliación única" y todos ellos han salido de ASIF para integrarse en la nueva patronal.

En todo caso, la Asociación Empresarial Fotovoltaica puso más énfasis en sus objetivos como patronal que en los aspectos que le separan de la otra gran organización empresarial. Su rasgo diferencial, sostiene, es la de representar a las empresas con un compromiso a largo plazo en el sector.

Entre sus objetivos principales figuran el de favorecer un marco regulatorio estable a cuatro años, alcanzar a medio plazo la paridad con los costes de generación del sector eléctrico, incrementar la eficiencia de la solar fotovoltaica, impulsar la calidad y convertir a España en líder mundial del sector.

La nueva patronal dice representar a empresas con inversiones acumuladas de 800 millones de euros y una capacidad de producción de 800 megavatios (MW) hasta fin de año. Además, da empleo a cerca de 5.000 trabajadores.

"SEPARAR EL GRANO DE LA PAJA".

La organización se presenta como defensora de los intereses de las empresas más "punteras" y dice que su propia constitución se debe al propósito de "separar el grano de la paja" en un sector que ha crecido mucho en los últimos años y que tenía necesidad de dar "un paso adelante", afirmó Laso, que ejerce además como consejero delegado de T.Solar.

"Pensamos que el sector ha crecido tanto y tan deprisa que ha superado los moldes asociativos existentes hasta ahora", señaló antes de apelar a la importancia de adoptar esta medida ante el riesgo de que se produjese un "estancamiento y una pérdida de iniciativa".

El vicepresidente de la organización, Carlos Navarro, afirmó que en 2016 el sector podría disponer de 10.000 megavatios (MW) instalados y aportar el 4,7% de la energía primaria, así como el 11% de la generación, lo que ahorrará 26 millones de toneladas de crudo al año, cuyo valor podría rondar los 5.300 millones. "Nuestro petróleo es el Sol", afirmó.

NEGOCIACIONES CON INDUSTRIA.

La Asociación Empresarial Fotovoltaica, que espera "hablar en pocos días" con Industria acerca de la regulación que sustituya a partir de septiembre al Real Decreto 661/2007, rechaza una solución "atropellada", a pesar de la actual "incertidumbre" en el sector.

Por lo pronto, sus socios se muestran en contra de que Industria establezca un techo a la instalación de megavatios y aboga por soluciones lo más a largo plazo posibles. "Hemos asistido a propuestas y contrapropuestas, y necesitamos un marco estable a largo plazo", frente a otras empresas con proyectos "a un año", afirmó Laso.

En cuanto a las primas, está de acuerdo en la necesidad de reducirlas para lograr una "rentabilidad sana y no especulativa" que garantice al sector unas tasas de retorno del 8%, señaló el consejero delegado de T.Solar. "Sobre esta base y la base de los costes, salen los números y los planes de negocio", añadió.

http://www.europapress.es/economia/energia-00341/noticia-eco…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.475.172 von bossi1 am 09.07.08 22:02:19

Spain solar power makers want stable regulations

Wed Jul 9, 2008 2:42pm

MADRID, July 9 (Reuters) - A majority of Spain's solar power producers on Wednesday asked the government to freeze its subsidy scheme for four years so the industry can meet 5 percent of demand for electricty by 2016.

The Photovaoltaic Business Association (AEF), composed of 13 companies which between them account for 70 percent of Spain's solar power industry, said they had come together to ask for government support to boost output to 10,000 megawatts by 2016.

Government officials have estimated a more modest growth target of 6,000 MW by 2020. AEF estimates that installed capacity in solar power generators will reach 800 MW by the end of this year.

"(We aim) to gradually increase the efficiency of photovoltaic energy until in the medium-term it achieves parity with European costs for producing electricty from fossil fuels," said new AEF president Jual Laso.

Spain plans to renew a scheme for paying special premiums to solar power producers beyond a September deadline but at a lower level.

Under the current scheme, producers receive a premium of about 0.44 euros ($0.692) per kilowatt hour generated by new solar plants, up to a cap of 1,200 megawatts of installed capacity.

The new scheme has yet to be published, but officials have told Reuters they expect new cap and premium would apply until 2010, when they would be reviewed again.

Solar power is part of Spain's ambitious plans to boost renewable energy sources, and the country already has more than 15,000 MW of wind power, enough to provide 30 percent of electricity demand on a windy day.

Industry Minister Migeul Sebastian on Tuesday said energy saving and renewable energy would also help reduce greenhouse emissions and Spain's hefty import bill for fossil fuels at a time when oil prices are soaring and stoking record inflation. (Reporting by Martin Roberts; editing by James Jukwey)

© Thomson Reuters 2008 All rights reserved.

http://uk.reuters.com/article/oilRpt/idUKL0937393120080709

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.475.172 von bossi1 am 09.07.08 22:02:19

Der span. Arbeitgeberverband "Asociación Empresarial Fotovoltaica" (AEF) wurde am 27. Juni 2008 gegründet und soll die Interessen ihrer PV Industrie gemeinnützig und ohne Gewinnstreben vertreten.

La Asociación Empresarial Fotovoltaica se constituyó formalmente el pasado día 27 deJunio de 2008. Esta asociación sin ánimo de lucro fue creada por un representativo grupo de empresas y empresarios españoles pertenecientes a la industria fotovoltaica española.



Homepage: (-> Pressemitteilungen)
http://www.aefotovoltaica.com/7001.html

[bossi1]

Pvresources Quartalsbericht: kräftiges Photovoltaik-Wachstum in Spanien, negative Tendenz in Deutschland



Weltmarktanteile große Photovoltaik-
Kraftwerke, Juni 2008.

Weltweit sind zum Ende des zweiten Quartals 2008 mehr als 1.200 große Photovoltaik-Kraftwerke (> 200 kWp) mit einer kumulativen Leistung von mehr als 1.350 Megawatt (MW) am Netz. Mehr als 400 dieser kommerziellen Solarstromanlagen haben eine Leistung von einem MW oder mehr, berichtet das unabhängige Portal pvresources.com in seinem Quartalsrückblick. Auch in den Monaten April bis Juni 2008 wurde ein kräftiges Photovoltaik-Wachstum in Spanien beobachtet. Dort sind in der ersten Jahreshälfte mehr Anlagen an das Netz gegangen als im ganzen Jahr 2007. Spanien hat Deutschland bei den großen kommerziellen Photovoltaik-Kraftwerken dadurch schon überholt und einen Weltmarktanteil von fast 40% erreicht. In Europa entfällt auf Deutschland plus Spanien ein Marktanteil von mehr als 90%.

Megawatt-Anlagen kommen auch in Griechenland und Frankreich

Einen nennenswerten Marktanteil hat in EU mit rund 3 % nur noch Italien. Mehrere Megawatt-Anlagen sind dort in den vergangenen Monaten an das Netz gegangen, weitere werden noch gebaut beziehungsweise geplant. Fortschritt ist auch in der Tschechischen Republik sichtbar (mehrere MW-Solarparks sind schon im Betrieb). Photovoltaik-Kraftwerke der Megawattklasse sind Anlagen auch bald in Griechenland und Frankreich zu erwarten, in beiden Ländern wird bereits an Megawatt-Projekten gearbeitet.

Der deutsche Markt für Photovoltaik-Großkraftwerke zeigt laut pvresources einen stark negativen Trend. In der ersten Hälfte dieses Jahres sind entsprechend der Datensammlung von pvresources in Deutschland nur Großanlagen mit einer Gesamtleistung von um zirka 50 MW ans Netz gegangen. Das sei weniger als im vergleichbaren Zeitraum 2007. Generell sei aber auch im Jahr 2008 mit einem großen Marktwachstum zu rechnen, betont pvresources.

Weitere Informationen und die Top-Liste der großen PV-Kraftwerke weltweit unter http://pvresources.com

07.07.2008

[bossi1]

Ernesto Macias ist neuer Präsident des europäischen Photovoltaik-Industrieverbandes



EPIA Präsident Ernesto
Macias.

Der europäische Photovoltaik-Industrieverband (EPIA) hat am 26.06.2008 seine Generalversammlung in Aix les Bains (Frankreich) durchgeführt, einen Tag vor einer Tagung mit dem Titel "Auf den Weg zum Ausbau der Photovoltaik in Frankreich". Die EPIA-Generalversammlung wählte Ernesto Macias als neuen Präsidenten. Der Spanier Macias wird das Amt bis 2010 innehaben, er folgt auf den Deutschen Dr. Winfried Hoffmann. In diesem Jahr nahmen mehr als 170 Vertreter der europäischen Photovoltaikindustrie an der Generalversammlung teil. Ernesto Macias, Generalmanager bei Isofotón, betonte auf der Versammlung die Schwerpunkte seiner Präsidentschaft: "Die europäische Industrie muss weit über die Grenzen Europas hinausblicken und die Chancen in den bestehenden Märkten in Übersee ins Auge fassen. Für die mehr als 1,5 Milliarden Menschen, die noch keinen Zugang zum Stromnetz haben, eröffnet Solarstrom enorme Möglichkeiten zur ländlichen Elektrifizierung in den Entwicklungsländern."


Aufbau gründlicher Industrie-Expertise; Märkte in Übersee erschließen

Auf der Generalversammlung wurden sowohl die Erfolge des Jahres 2007 als auch die neue strategische Ausrichtung für die beiden kommenden Jahre präsentiert. Besonders gewürdigt wurde das Ergebnis einer kürzlich durchgeführten Umfrage unter den EPIA-Mitgliedern, die ergab, das diese mit der Arbeit des Verbandes ausnehmend zufrieden sind und Vorschläge enthält, wie sich die EPIA als Interessenvertretung der Photovoltaikindustrie weiter profilieren soll. Dies soll erstens geschehen durch die Festigung der Rahmenbedingungen für eine kräftige Marktentwicklung in der EU und zweitens durch die Eroberung von Märkten in Übersee. Zudem soll die Expertise der PV-Industrie weiter gestärkt werden.


Symposium zur PV-Markt in Frankreich

Am zweiten Tag versammelten sich mehr als 500 Teilnehmer zu dem Symposium "Auf den Weg zum Ausbau der Photovoltaik in Frankreich", um Pläne für einen ehrgeizigen Ausbau des französischen Photovoltaikmarktes zu diskutueren. Weitere Informationen hierzu unter http://www.epia.org/index.php?id=227.

08.07.2008 Quelle: EPIA

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Die Finanzierungsgesellschaft Alba verkauft ihren 26% Anteil an Isofoton (Solar PV) an die Isofoton Mehrheitsgesellschafter Bergé und Cía für 150 Mio. € wurde bekannt gegeben. Der Isofoton Manager Ernesto Macias wurde oben im Artikel zum Präsident des europäischen Photovoltaik-Industrieverbandes gewählt.

Economía/Empresas.- Corporación Financiera Alba vende el 26% de Isofotón a Bergé y Cía por 150 millones de euros
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MADRID, 11 Jul. (EUROPA PRESS) -

Corporación Financiera Alba ha vendido su participación del 26% en Isofotón al socio mayoritario de la misma, Bergé y Cía, por importe de 150 millones de euros, informó hoy la compañía a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV).

Concretamente, la desinversión se ha llevado a cabo a través de Deya Capital, sociedad filial de Corporación Financiera Alba para la actividad de "capital desarrollo".

El pago del precio de la operación se realizará, en parte, de forma aplazada y con abono de intereses, según puntualizó Corporación Financiera Alba. Entre las participaciones más significativas de Corporación Financiera Alba figuran ACS (22,1%), Acerinox (23,2%), Prosegur (10,0%), Clínica Baviera (15,5%) y Antevenio (20,5%), y el 22,1% en Ros Roca a través de Deya Capital.

[bossi1]

Das Industrie Ministerium unter Miguel Sebastian erwartet den Vorschlag zur neuen Regulierung diese oder nächste Woche an die CNE (Nationale Energie Kommission) schicken zu können, sagten heute Quellen aus dem Ministerium zu den noch laufenden Verhandlungen. Nach der CNE unter Maite Costa geht der Entwurf von dort an den zuständigen Regierungsausschuß und von dort an den Ministerausschuß zur endgültigen Verabschiedung. Mit all den Stellen ist es schwierig, daß das Gesetz noch in den drei Sitzungen im Ministerausschuß vor der Sommerpause verabschiedet wird. ... ob der neu gegründete Verband AEF (70% der Solarindustrie, drängen auf einen stabilien Rahmen für 4 Jahre) schon an den Verhandlungen teilnimmt, geht aus dem Artikel nicht hervor.


Lunes, 14 de Julio de 2008, 14:13hs

Fuente: EFE

ENERGIAS RENOVABLES
Industria remitirá este mes a la CNE la nueva regulación para la fotovoltaica

Madrid, 14 jul (EFECOM).- El ministerio de Industria, Turismo y Comercio espera remitir a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) "esta semana o la próxima" la propuesta del nuevo Real Decreto que fijará la retribución a la producción eléctrica del sector a partir del próximo mes de octubre.

Según dijeron hoy a Efe fuentes del departamento que dirige Miguel Sebastián, los plazos finales dependerán de las reuniones que el Ministerio sigue manteniendo con las asociaciones del sector fotovoltaico.

Una vez enviada la propuesta a la CNE, el organismo que preside Maite Costa recibirá las alegaciones y elaborará su informe sobre la normativa que remitirá a Industria.

Después, el Real Decreto deberá pasar por el Consejo de Estado, antes de su aprobación en Consejo de Ministros.

Con estos plazos, explican desde Industria, es "complicado" que la norma se pueda aprobar en alguna de las tres reuniones del Consejos de Ministros que quedan antes de vacaciones.

En septiembre de 2007, Industria constató que se había cumplido el objetivo marcado en el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010 para la fotovoltaica, circunstancia que obliga a cortar las primas y subvenciones, y comenzó a trabajar en nuevo Real Decreto.

La primera propuesta de borrador fija un nuevo objetivo de potencia (1.200 MW) para este año, pero no garantiza las primas una vez alcanzado y establece como fecha límite el próximo 30 de septiembre para que las instalaciones puedan acogerse a la retribución actual.

En cuanto a 2009, la última propuesta de Industria, según un acta de la reunión con el Ministerio a la que tuvo acceso Efe, plantea un cupo de 300 megavatios (MW) nuevos en todo el año, que se repartirían en 200 MW en tejado y 100 MW en suelo, y fija en 2 MW el máximo de potencia por planta.

Sobre las primas que recibe el sector, propone 33 céntimos de euro por kilovatio/hora (KWh) para las instalaciones en tejado y de 29 céntimos para las plantas en suelo, lo que supondría un recorte de alrededor del 35 por ciento.

Las patronales del sector, la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) y la Asociación de Energías Renovables (APPA), expresaron su "rechazo total" a esa propuesta y su interés en seguir negociando con Industria.

ASIF ha subrayado en diversas ocasiones su preocupación ante el retraso de la nueva retribución, que no cree que esté aprobada antes de otoño, ya que esta situación frena el sector y genera incertidumbre.

De forma paralela, la semana pasada, trece empresas, que dicen agrupar el 70 por ciento de la inversión del sector, constituyeron una nueva patronal, la Asociación Empresarial Fotovoltaica, con la intención de regular directamente con el Gobierno "un marco regulatorio estable" a cuatro años. - EFECOM nca/prb

http://cl.invertia.com/noticias/noticia.aspx?
idNoticia=200807141813_EFE_FC1184&idtel=" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">http://cl.invertia.com/noticias/noticia.aspx?
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[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.506.095 von bossi1 am 14.07.08 21:49:44

Defekter Link ...
http://cl.invertia.com/noticias/noticia.aspx?idNoticia=20080…

[bossi1]

Abengoa Q&A: Heating Up the Solar-Thermal Market

Fred Morse, the senior adviser of U.S. operations for Spain's Abengoa Solar, says the U.S. could be the hottest market for concentrating solar-thermal if Congress would just come through on a multiyear tax credit.
by: Rachel Barron
July 14, 2008



Fred Morse, senior adviser of U.S.
operations for Abengoa Solar.

It was 1969, the year that Jimi Hendrix took the stage at Woodstock and Neil Armstrong walked on the moon, when Fred Morse – under an order from President Nixon – began examining the role of solar energy for the United States.

The executive order ended up defining his entire career path. After serving as the executive director of a White House task force to assess solar energy as a national resource for Nixon, he managed solar energy projects for the U.S. Department of Energy during the Carter and Reagan years.

Today, Morse is the senior adviser of U.S. operations for Spain's Abengoa Solar, which is developing a variety of concentrating solar-thermal technologies. Morse also serves as the chairman of the concentrating solar power – also known as CSP – division of the Solar Energy Industries Association.
Concentrating solar-thermal power systems use different types of mirror configurations to concentrate the sun’s heat, collect it and convert it into electricity with the aid of a generator.

Advocates have said such systems could potentially be cost-competitive with conventional power plants, but the cost – and risk – of building the first large plants has thus far proven challenging.

Still, the technology has been gaining traction. Among other examples this year, eSolar signed a deal to build 245 megawatts of concentrating solar-thermal plants for Southern California Edison, and BrightSource Energy said it would provide up to 900 megawatts of solar-thermal power to the Pacific Gas and Electric Co. Abengoa Solar also announced that it would build a 280-megawatt solar-thermal plant and sell the electricity to utility Arizona Public Service Co.

Abengoa Solar already has an 11-megawatt capacity solar-thermal plant in operation and is currently building more plants with a combined generation capacity of 260 megawatts. The company also has about 480 megawatts of solar-thermal plants under development.

We caught up with Morse, who is speaking about the future of CSP at a Greentech Media seminar at Intersolar North America on Monday.

Q: During the last year, we have seen a number of concentrating solar-thermal companies sign deals with utilities after a long hiatus. What's changed?
A: Utilities don't have a lot of good options for new power. Fossil fuel has risks. They're unlikely to want to build a coal plant. It's difficult to get coal plants financed. Nuclear is the bigger question mark for a lot of the utilities and costs are projected to be much higher than CSP. Natural gas seems to be their only fossil option and natural gas prices are going up dramatically.

Q: A flood of companies have applied to build solar plants on public lands, which drove the U.S. Bureau of Land Management to freeze new applications in May. Who is going after all that land?
A: Some are project developers who have signed power-purchase agreements, like Ausra and eSolar. Those are real projects and there are not many of them. Then there are people who hope to have a project some day. I won't challenge that desire, but it's not a real project yet. And then there are pure speculators. People with money who say, "This land is going to be valuable to a CSP plant. I think I'll just put in an application and sit on it."

Q: The U.S. Bureau of Land Management reversed its decision in early July, lifting the freeze on new solar-project applications. What do you think of the move?
A: It was the only sensible decision to make. But I still think it is important for them to prioritize their work, since obviously they're overloaded. And I think they should first take projects with signed power-purchase agreements, and then move down through their list.

Q: Spain is one of the hottest markets for concentrating solar-thermal. Where is the next hot spot?
A: The U.S. could be the hottest market in the world. [But] unless the investment tax credit is extended for eight years, I think CSP is dead in the water. The Congress seems to be having a problem. They all want to do it. But the Democrats say, "Do it this way," and the Republicans say, "Hell no." And the Republicans say, "Do it this way," and the Democrats say, "Hell no."

Q: Many companies expect a one-year extension to pass before the renewable-energy tax credit expires at the end of the year. Will that be enough to keep CSP moving forward?
A: A one-year extension is of zero value. It takes about four to six years to get a CSP plant sited, permitted, built and up and running. The [investment tax credit] only applies when the plant comes online. And, if you want to finance the plant today, the banks … won't finance the project unless the [credit] will be there when it's needed.

http://www.greentechmedia.com/articles/abengoa-qa-heating-up…

[bossi1]

Regulierung Spanien ...

Der Industrie Minister Sebastian gibt zu versehen, daß 50% der Steigerung der Sromkosten auf PV Solar zurückzuführen sind. Deshalb bleibt er bei der schon vorher angekündigten Tarifsenkungen - Parks 29€ MWh / Dachsysteme 33€ MWh und dem Cap von 300 MW, Teilung 200 MW Dachsysteme / 100 MW Parks - die dem Staat lt. ihrer Rechnung 415 Mio./Jahr einsparen sollen. Zudem soll bei Dachsystemen ein Teil der Energie selbst verbraucht werden. Weiter werden jedes Quartal Melderegister mit je 75 MW eingeführt, wobei sich beim Überschreiten die Tarife um 2,5% je Quartal senken, wodurch das bis 10%/Jahr zusätzlich die Tarife drücken kann. Das hat dann Auswirkungen auf den Cap im Folgejahr, der dann auch nicht automatisch um 10% angehoben wird, was sonst der Fall gewesen wäre. Das Industrie Ministerium glaubt damit ein Modell bis 2020 und 8.000 MW geschaffen zu haben, was 2,5% vom Energie Mix ausmachen soll. Aktuell liegt der Mix bei 0,7%, wobei jetzt schon über 1.000 MW installiert sind und Ende des Jahres 1.500 MW erwartet werden. Von den 2,5 Mrd.€ die der Staat in Tarifsubventionen investiert, fließen alleine 800 Mio. dieses Jahr in die erwarteten 1.500 MW PV.

Die Zeitspanne ist kurz und man hofft das Gesetz nach der Sommerpause zu verabschieden. Die maximale Parkgröße wird auf 10 MW festgelegt, wobei noch eine zusätzliche Klausel für Tarifüberprüfungen/Anhebung vorgesehen ist für den Fall von starken Kostensteigerungen ?? ... damit ist in Spanien erst einmal die Luft raus und die PSOE hat genau das Gegenteil von dem gemacht, was sie vor der Wahl vollmundig versprochen hatte.

Sebastián reconoce que la mitad de la subida de la luz fue por culpa de la energía fotovoltaica
Agencias | 18:26 - 16/07/2008

Miguel Sebastián afirmó ante consejeros autonómicos que el 50% de la subida de las tarifas eléctricas podría atribuirse a la energía fotovoltaica. Como consecuencia, el Ministerio de Industria ha diseñado un nuevo Real Decreto sobre energía fotovoltaica en el que aplicará un recorte de hasta el 35% en las primas que recibe esta fuente de generación y que ahorrará al Estado en torno a 415 millones de retribución al año.


La nueva regulación asignará primas distintas en función de si las instalaciones son de techo (en lo alto de edificaciones) o de suelo, con el objetivo de incentivar las primeras. En concreto, la prima de techo se reducirá un 26%, de 45 a 33 euros por megavatio hora (MWh), mientras que la de suelo pasará de 45 a 29 euros por MWh, lo que supondrá un descenso del 35%.

El secretario general de Energía, Pedro Marín, explicó además que para 2009 se impondrá un techo de 300 MW a la instalación de paneles fotovoltaicos. Para asignar esta potencia, se crearán cada año cuatro registros trimestrales, de 75 MW cada uno.

Si un trimestre hay solicitudes para más de 75 MW, se reduce un 2,5% la prima (la caída podría ser del 10% al cabo de cuatro trimestres). El porcentaje de bajada de primas al final de cada año, si se produce, equivaldrá al porcentaje de subidas del techo de potencia. Como ejemplo, si en 2009 se recorta un 10% la prima porque ha habido mucha demanda, en 2010 se podrán instalar no sólo los 300 MW del techo, sino un 10% más, esto es, 330 MW.

Para Marín, este mecanismo permitirá a Industria equilibrar y sondear de forma casi continua la evolución del sector. "Si dos trimestres no se llena el registro, podría incluso plantearse una revisión al alza de las tarifas", adelantó.

Industria dice haber diseñado un modelo que dará estabilidad al sector hasta 2020, y que permitirá en esa fecha que la potencia instalada alcance los 8.000 MW y que su peso sobre el 'mix' de generación sea del 2,5%, frente al 0,7% actual. En la actualidad, la fotovoltaica tiene más de 1.000 MW instalados, y a finales de año llegará a 1.500 MW.

El fuerte crecimiento de la fotovoltaica y la generosidad de sus primas han provocado una fuerte especulación a su alrededor. Las empresas del sector y el Gobierno coinciden en la necesidad de sustituir el actual RD 661/2007, que expira en septiembre, por otro que garantice un crecimiento más sostenible.

Primas a la fotovoltaica
Marín explicó que de los 2.500 millones que el Estado dedique este año a primas a las renovables 800 millones corresponderán a los 1.500 MW de fotovoltaica instalados hasta el final de 2008.

En un escenario de continuidad, en el que se instalaran 1.000 MW nuevos en 2009 a 45 euros por MWh de prima, la retribución pasaría de 800 a 1.330 millones. En el escenario propuesto por Industria, recortar primas y fijar un techo de 300 MW elevaría de 800 a 915 millones la retribución, de modo que, en total, la diferencia entre uno y otro escenario es de cerca de 415 millones sólo en 2009.

Con el decreto, las primas en España se situarán en un nivel parecido al de Alemania, donde las instalaciones en techo reciben 30 euros por MWh y las de suelo, 24 euros por MWh. ... und die deutsche Tarife stellt man schlechter dar, um selbst besser da zu stehen.

Marín explicó además que el interés por incentivar la fotovoltaica en tejados se debe a que los edificios suelen tener menores gastos en aspectos como el transporte o la distribución de electricidad. En concreto, de los 300 MW anuales de techo, Industria procurará que 200 MW se instalen en edficios y 100 MW en suelo. A los edificios se les exigirá además que parte de la electricidad generada vaya destinada a la propia alimentación eléctrica del inmueble.

Aprobación tras el verano
El secretario general de Energía reconoció que los plazos son "muy ajustados" para que el decreto pueda aprobarse antes de agosto, como deseaba en un principio Industria. La norma debe remitirse a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) y contar con la aprobación de la Comisión Delegada de Asuntos Económicos, por lo que es probable que se apruebe "tal vez a la vuelta de agosto", indicó.

Por otro lado, entre otras medidas el nuevo decreto fija en 10 MWh el tamaño máximo de las plantas e incluirá además una cláusula que contempla la posible revisión al alza de las tarifas en caso de que concurran circunstancias como una fuerte subida de los costes.

Además, establece un registro de instalaciones fotovoltaicas antes de su desarrollo, en el que se harán constar la autorización administrativa, la licencia de obra, los avales y los puntos de conexión a la red.

aus El Economista

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.525.384 von bossi1 am 16.07.08 23:59:00

Die Arbeit der Verbände beginnt ...
AEF (der neue PV Arbeitgeberverband) kann die Haltung vom Industrie Ministerium nicht verstehen. Auf Sicht von 4 Jahren werden 40.000 Arbeitsplätze und Investments von 16 Mrd. € zunichte gemacht. (14 Mrd. der PV Industrie, 750 Mio. Ingeneurleistungen, 750 Mio. zur Netzausweitung, 500 Mio. Steuern/Gebühren für Gemeinden und 1080 Mio. in Gewerbesteuern, Sozialversicherungen etc.) AEF forderte in der letzten Sitzung mit dem Ministerium einen Tarif von 35,8 €/MWh (-20%) und einen Cup von 800 MW für 2009. Auch nach Aussage von APPA und ASIF kommt der Sektor bei dem jetzt geplanten Modell zum erliegen. ... das eigentliche Gesetz wird erst nach der Sommerpause verabschiedet.

Las fotovoltaicas avisan de que la nueva ley impedirá invertir 16.000 millones Las empresas de la energía solar fotovoltaica rechazaron ayer de plano el borrador del nuevo real decreto que determinará la cuantía de las primas para su industria. Cuantifican en 16.000 millones las inversiones que no se materializarán en cuatro años por el marco legal.

Noemi Navas / MADRID (18-07-2008)

No llueve a gusto de nadie. Las patronales que representan al conjunto del sector de la energía solar fotovoltaica rechazaron tajantemente ayer el borrador de Real Decreto que regirá las retribuciones para esta energía renovable a partir de septiembre, fecha en la que la legislación actual pierde su vigencia.

El secretario general de la Energía, Pedro Marín, fue el encargado de desvelar el miércoles las líneas maestras de la regulación, que establece una rebaja en las primas del 35%, un cupo máximo de potencia para instalar en 2009 de 300 MW y un límite de potencia por planta de 10 MW. La recién creada Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) expresó ayer, en boca de su presidente Juan Laso, su 'indignación y sorpresa' por este marco.

'No lo podemos entender. La propuesta de Industria supone la destrucción de 40.000 empleos y la renuncia a una inversión de 16.000 millones de euros en los próximos cuatros años provocando el cierre del sector industrial fotovoltaico', afirmó ayer Laso.

Fuentes de AEF precisaron que, dentro de estos 16.000 millones que se dejarán de invertir, unos 14.000 corresponderán a la actividad que se perderá en la rama de componentes e instalaciones para la industria fotovoltaica; unos 750 millones, a ingenieras; otros 750 millones a los trabajos de mejora de la red de distribución que no se harán y otros 500 millones, a las tasas municipales que no tendrán que abonarse. Cifraron en '1.080 millones la contribución a las arcas públicas del sector fotovoltaico en 2008' en Impuesto de Sociedades, IRPF, tasas locales y contribuciones a la Seguridad Social.

Y es que esta nueva patronal, que representa a 13 de las mayores empresas del sector, como Solaria, BP Solar, Gamesa Solar o Isofotón, no se ve beneficiada con ninguno de los puntos clave de la regulación de Industria. Los intereses que representa son totalmente diferentes.

La AEF propuso al Ministerio, en la última reunión que se mantuvo sobre este tema el pasado lunes y según un documento sobre este encuentro al que tuvo acceso Cinco Días, una prima de 35,8 euros por MW para las instalaciones en suelo, frente a los 29 euros que ha ofrecido Industria y un 20% menor que la actual. Además, la patronal pedía al Gobierno que estableciese un volumen de mercado de 800 MW para 2009 frente al cupo máximo de potencia que se permitirá instalar de 300 MW, de los que 200 MW se dedicarán a instalaciones en techo y otros 100 MW, para las plantas en suelo. Fuentes empresariales cercanas confirmaron estos datos.

'Nuestra sorpresa e indignación es aún mayor teniendo en cuenta que éste es un sector potente que convierte a España en uno de los países líderes en energías renovables', afirmó ayer el presidente de la AEF. 'Esto exige un desarrollo natural del mercado, sin restricciones previas, aunque sí atemperado por el funcionamiento de una tarifa adecuada al ritmo de generación planificado', agregó. Solaria cayó ayer en Bolsa un 4,2%.

'Parálisis' en el sector
Desde la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), la primera patronal creada por las empresas, y la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) ya avanzaron el miércoles que las propuestas de Industria 'abocan a la práctica paralización del sector'. 'Con ello, quedan en entredicho los compromisos del Gobierno socialista de apoyo al sector de las energías renovables', afirmaron.

Frente a su propuesta de techo de potencia de 600 MW, que prevé dedicar 120 MW a las plantas que no entren en el plazo de la norma actual y que ya supondría un 'fortísimo ajuste' respecto de los 1.500 MW de este año, 'el ministerio, más preocupado por reducir el déficit de tarifa que por mantener el desarrollo del sector, sostiene, por el contrario, la idea de fijar en 300 MW el tope y tampoco ha despejado la incertidumbre para el tercer trimestre de 2008, en el que ya se vislumbra la parálisis total del mercado nacional', dijeron.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/fotovoltaicas/avi…

[bossi1]

Am nächsten Montag erfolgt die Grundsteinlegung vom ersten eigenen ACS Solarkraftwerk Manchasol1 mit 50 MW dem noch ein weiteres Manchasol 2 mit 50 MW folgen wird. ACS hat bereits Erfahrung im Bau verschiedener dieser Solarkraftwerke im Sektor. Die Kraftwerke werden im März und im Oktober 2009 in Betrieb gehen. Baukosten 340 Mio..


El lunes se colocará la primera piedra de la planta termosolar Manchasol-1
viernes, 18 de julio de 2008.


El innovador proyecto será la primera central termosolar con almacenamiento térmico de Castilla-La Mancha.

El próximo lunes 21 de julio, a las 10.30 horas, tendrá lugar el acto de colocación de la primera piedra de la Planta Termosolar Manchasol-1 ubicada en el municipio de Alcázar de San Juan, al noroeste de la provincia de Ciudad Real.

La Planta Termosolar Manchasol-1, con sus 50 MW de capacidad, suministrará energía a 15.000 hogares castellano-manchegos y gracias a su sistema de almacenamiento térmico de 7,5 horas de capacidad, permitirá continuar con su operación después de la puesta de sol. Esto permite que la planta sea gestionable, es decir, que pueda asegurar con antelación la energía que se va a producir en un determinado período. El proyecto MANCHASOL, constituido por las plantas termosolares Manchasol-1 y Manchasol-2, será el mayor complejo termosolar de Castilla-La Mancha.

Al acto asistirá el ministro de Industria, Comercio y Turismo. D. Miguel Sebastián Gascón; el presidente de Castilla-La Mancha, D. José María Barreda Fontes; el alcalde de Alcázar de San Juan, D. José Fernando Sánchez Bódalo, el presidente de ACS, D. Florentino Pérez y el Consejero Delegado de la empresa ACS, Servicios, Comunicaciones y Energía, D. Eugenio Llorente Gómez.

El proyecto Manchasol, del que se pone la primera piedra, consiste en la construcción de dos plantas termosolares con una potencia instalada de 100 MW que representan una inversión en torno a los 340 millones de euros que generarán 500 empleos en la fase de construcción y aproximadamente 70 u 80 en la operación.

Además, el grupo ha acordado con el Ayuntamiento un completo programa de desarrollo económico complementario que incluye proyectos de I+D+I, medioambientales e industriales que permitirán la creación de otros 60 puestos de trabajo, todo ello en consonancia con el Acuerdo Marco de Colaboración que firmó el presidente de Castilla-La Mancha, José María Barreda, el 22 de abril pasado, para favorecer la industria competitiva en la Región, basada en el conocimiento y la innovación y como motor de las energías renovables y un desarrollo sostenible.

Expertos en últimas tecnologías de energía solar

El Grupo ACS cuenta como experiencia en numerosos proyectos de éxito en este campo a lo largo del territorio nacional. En este sentido, cabe destacar el proyecto ANDASOL, formado por las plantas Andasol-1 y Andasol-2, que con su puesta en operación en octubre de 2008 y marzo de 2009 respectivamente, constituirá el mayor complejo termosolar de Europa y el único con almacenamiento térmico del mundo, proyecto al que se sumará el que comienza en Alcázar de San Juan puesto que reúne las mismas características.

http://www.miciudadreal.es/content/view/58756/10001/

[bossi1]

Acciona investiert 500 Mio. in 2 Solarkraftewerke Palma del Rio 1+2 in der Gegend von Vega del Guadalquivir. Das erste Kraftwerk wird im 2HJ 2008 begonnnen und das 2te im 1 HJ 2009. Die Lieferung der erforderlichen Schlüsselkomponenten wurden bereits sichergestellt.

PALMA DEL RÍO
Las obras de las dos plantas solares de Acciona crearán 500 empleos en la localidad.

Las instalaciones cuestan unos 500 millones de euros y producirán energía para atender a más de 70.000 viviendas

EL DÍA, PALMA DEL RÍO | ACTUALIZADO 16.07.2008 - 11:07



Almenara y Calzado en las instalaciones de Acciona en Badajoz.
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Las dos plantas termosolares Palma del Río I y II que promueve la empresa Acciona en esta localidad de la Vega del Guadalquivir generarán 500 empleos durante los trabajos de edificación. Ése es uno de los datos destacados ayer por la Junta de Andalucía tras la visita que la delegada de Innovación, Sol Calzado, y el alcalde palmeño, José Antonio Ruiz Almenara, han realizado a la planta que la empresa está levantando en la actualidad en la provincia de Badajoz. Las instalaciones que Acciona prevé para Palma del Río se ubicarán en la finca Saetilla, cuestan 500 millones de euros, producirán en conjunto más de 240 millones de kilovatios al año (equivalentes al consumo de 70.000 hogares) y evitarán el vertido a la atmósfera de más de 234.000 toneladas de CO2. Durante su construcción se generarán más de medio millar de empleo y se espera que una vez concluidas y puestas en marcha (se prevé que ambas funcionen para el 2010) se creen 50 puestos de trabajo permanentes. La primera planta comenzará a construirse en el segundo semestre de 2008 y la segunda en el primer trimestre de 2009, ya que Acciona tiene asegurado el suministro de los componentes necesarios (turbina, espejos o tubos receptores) con los principales proveedores del mercado.

La Junta asegura que Andalucía es la única región europea que cuenta con proyectos comerciales de energía termosolar en funcionamiento. La comunidad concentra el 65% de la potencia que se está instalando en España actualmente. La industria termosolar permitirá la creación de más de 5.000 empleos, directos e indirectos, sobre todo en la fase de construcción de las plantas, según el Plan Andaluz de Sostenibilidad Energética.

http://www.eldiadecordoba.es/article/provincia/181154/las/ob…

[bossi1]

Mobilmachung gegen die neue Regulierung ...
Die neue Norm inkl. Cup bremst das PV Wachstum und minimiert die Strompreis Erhöhungen für die Verbraucher. AEF, ASIF und APPA halten dagegen und sprechen von möglichen 450 Mio. Verlusten pro Jahr und weiteren 4.000 Mio.€ an neuen Projekten, die verloren gehen. Von Boston Consulting wurde eine Studie vorgelegt, in der demnach bis Mai 119,1 Mio.€ aus PV Energie gegen über 2.052 Mio.€ anderer alternativen Energien in die Netze flossen, also ein 5,8% Anteil. Der neue Entwurf wird jetzt der CNE (Nationale Energie Kommission) zugestellt und analysiert.

Das Tarif Defizit ...
Die Regierung ist jedoch "besessen von der Idee", den Versorgern Erleichterungen zu verschaffen, weil diese (angeblich) den Strom nicht kostendeckend einspeisen können. (und wo kommen deren Mrd. Gewinne her?) Eine Möglichkeit wäre es die Tarife zu erhöhen, was z.Z. in Spanien nicht populär ist. Ein anderer Weg ist eine Kostenreduzierung bei PV Tarifen.

Ein Szenario ist, das bei neuen 1.000 MW in 2009 unter den alten Tarifen die Kosten von bisher 800 auf 1.330 Mio. steigen werden. Bei der neuen Norm dagegen nur von 800 auf 915 Miio.€. ... es ist das gleiche System wie bei uns. Die Versorger bekommen in der EU bis 2012 wieder Mrd. in CO2 Zertifikaten geschenkt, die zudem auf die Verbraucher umlegt werden und jammern bei Mrd. Gewinnen von fehlender Kostendeckung. Man verdient gut und das war auch der Grund, warum E.ON mit aller Kraft dort auf den Markt wollte.

Movilización contra la nueva normativa fotovoltaica
Publicado el 19/07/2008, por M. Á. P.

Las empresas fotovoltaicas, a través de sus distintas asociaciones, tienen intención de desplegar una intensa movilización institucional para recabar el apoyo de organismos como la Comisión Nacional de Energía (CNE), e incluso de los sindicatos, para plantar cara a la nueva normativa que tiene previsto sacar el Gobierno sobre la regulación del sector.


Esta normativa recorta sustancialmente las primas que recibe este sector para su desarrollo, y establece topes para creación de nuevas instalaciones en un intento de frenar su desbocado crecimiento, así como minimizar el creciente volumen de esas primas, que se pagan a través de la factura de luz de todos los españoles.

La propuesta presentada por el Ministerio de Industria sobre el futuro del sector fotovoltaico español ha provocado “indignación” entre las empresas. Todas las asociaciones han reaccionado de forma contundente.

La Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF), que reúne entre sus socios y miembros a más del 70% de la inversión del sector, calcula que la propuesta de Industria supondrá la destrucción de 40.000 empleos y la renuncia a una inversión de 16.000 millones de euros en los próximos 4 años, provocando el cierre del sector industrial fotovoltaico.

Por su parte, en un comunicado conjunto emitido el pasado miércoles por la Asociación de la Industria Fotovoltaica (Asif) y la Asociación de Productores de Energías Renovables (Appa), estima que con la nueva regulación, el sector afrontará pérdidas por 450 millones de euros y perderá inversiones potenciales cercanas a los 4.000 millones en un año.

Industria quiere reducir en un 35% las primas al sector fotovoltaico y además establecer un techo de 300 megavatios en total para nuevas instalaciones. Uno de los argumentos de las empresas fotovoltaicas es que este sector es de los que menos coste suponen en términos de primas en comparación con otras energías renovables.

Un exhaustivo informe de Boston Consulting Group elaborado para la Asociación Empresarial Fotovoltaica calcula que hasta mayo de 2008, la retribución total de la energía solar fue de 119,1 millones de euros, sobre un total para las energías renovables de 2.052 millones, lo cual equivale a un 5,8%, según datos de la Comisión Nacional de Energía, el regulador del sector. Precisamente, esta semana está previsto que la CNE analice el borrador de Industria.

Déficit de tarifa
La obsesión del Gobierno en estos momentos es reducir a toda costa el denominado déficit de tarifa, que se genera en el sector eléctrico porque las eléctricas cobran la electricidad por debajo de coste. Una forma de aliviarla sería subiendo tarifas, pero es políticamente poco popular. Otra vía es reducir los costes que soporta el sistema, como el de las primas renovables.

Industria calcula que, en un escenario de continuidad, en el que se instalaran 1.000 megavatios nuevos de fotovoltaica al año, con los precios actuales, la retribución pasaría de 800 millones este año a 1.330 millones. Con la nueva normativa, se pasaría de 800 a 915 millones.

http://www.expansion.com/edicion/exp/empresas/energia/es/des…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.542.319 von bossi1 am 18.07.08 22:54:38

ACS kündigte heute bei Grundsteinlegung vom Solarkraftwerk Manchasol (2x50 MW) weitere 8 Solarkraftwerke von 50 MW bis 2012 an.

Economía/Energía.- Sebastián pone la primera piedra de la planta termosolar Manchasol 1 de Alcázar

ALCÁZAR DE SAN JUAN (CIUDAD REAL), 21 Jul. (EUROPA PRESS) -

La planta termosolar Manchasol 1 será una realidad en breve, después de que hoy se haya colocado la primera piedra de este proyecto en el Paraje de Valdivieso situado en el término municipal de Alcázar de San Juan (Ciudad Real). Una planta de 50 megavatios que permitirá evacuar a la Red general energía eléctrica la cantidad suficiente para abastecer el consumo de 15.000 familias.

El ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián, el presidente de Castilla-La Mancha, José María Barreda, el presidente del Grupo ACS, Florentino Pérez y el alcalde de Alcázar de San Juan, José Fernando Sánchez Bódalo, así como diversas autoridades políticas y representantes empresariales y sociales asistieron hoy al acto.

Sebastián señaló que hoy es "un día importante para España y Europa" por la preocupación del futuro de la energía como servicio para el desarrollo económico y social y la dependencia energética de este país, que "podría tener efectos negativos sobre la renta".

Por ello, aseguró el Gobierno se ha propuesto hacer frente a esta situación con cuatro desafíos que son la seguridad de suministro, la competitividad, el respeto al medio ambiente y la eficiencia y ahorro energético y reducir el consumo de energía primaria estimado para el año 2020 en un 20%.

Para fomentar ese ahorro y eficiencia energética y para garantizar un suministro de calidad, suficiente y sostenible, antes de final año, el ministro anunció la presentación de un Plan nacional urgente de ahorro energético, un Anteproyecto de Ley de Eficiencia energética y Energías Renovables, que irá acompañada de la aprobación del nuevo Plan de Energías Renovables 2011-2020 y la Prospectiva Energética 2030, que permitirá analizar, a partir de la situación actual, cómo puede y queremos que evolucione la política energética a largo plazo.

700 MILLONES DE INVERSIÓN

Por su parte, el presidente del Grupo ACS, Florentino Pérez subrayó la apuesta por el desarrollo que supone la colocación hoy de la primera piedra de Manchasol 1, que tiene como objetivo dar cumplimiento a los Acuerdos de Kioto. Además los objetivos del Grupo se alían con el fomento de la energía renovable y la eficiencia energética del Gobierno de Castilla-La Mancha por lo que anunció nuevas inversiones en esta comunidad autónoma.

El proyecto actual supone una inversión superior a los 700 millones de euros y la generación de 400 puestos de trabajo en la fase de construcción, así como 70 fijos con posterioridad, así como otras inversiones que generarán más empleo.

Tomó el relevo el presidente regional, que recordó la visita del Príncipe Naruhito el sábado a La Mancha atraído no sólo por el Quijote, sino por el esfuerzo en energías renovables que se está haciendo en la región, y sus planes de producir más energía limpia en 2012 de la que se puede consumir en Castilla-La Mancha procedente del aire y del sol.

El presidente autonómico apostó por sacar todo el rendimiento posible a las energías limpias para asegurar el suministro, tener competitividad en los costes y reducir las emisiones de CO2 a la atmósfera. En este punto hizo una analogía entre la "i" del "Ingenioso Hidalgo" con los objetivos estratégicos de Castilla-La Mancha en el siglo XXI, que son relacionar el sol y el viento de la zona con la "innovación, investigación, inversión, inteligencia e industria para sustentar el crecimiento sostenible y contribuir a los planteamientos del Gobierno central".

CASTILLA-LA MANCHA EN VANGUARDIA

El presidente del Gobierno regional, José María Barreda, manifestó su deseo, que es el de toda la Comunidad Autónoma, de que Castilla-La Mancha esté a la vanguardia de las energías renovables como ya lo está en producción de energía eólica y fotovoltaica.

Según Barreda, en ambos casos Castilla-La Mancha es la primera en potencia instalada con 3.199 megawatios (MW) y 320 respectivamente. En cuanto a la inversión generada por proyectos industriales, los materializados hasta ahora suman 6.000 millones de euros a los que hay que sumar otros 4.000 de proyectos que ya están autorizados y otros 2.000 correspondientes al próximo desarrollo de 14 plantas termosolares.

Por su parte, el alcalde de Alcázar de San Juan, José Fernando Sánchez Bódalo destacó la importancia de este día por "marcar un antes y un después" en el devenir de las personas y de los pueblos de la zona que contarán con un proyecto en el que se viene trabajando desde hace cuatro años, lo que garantiza su solidez y coincide con las expectativas de promoción de fomento de las energías limpias y de alternativas de industrialización.

Sánchez Bódalo manifestó que se daban las condiciones de sol, suelo adecuado para este tipo de proyectos y agua y todo ello podía generar empleo y riqueza, acompañado de la Red de gaseoductos más importante de España, por lo que sólo había que desarrollarlo.

"La Mancha tiene capacidad para producir energía solar para medio millón de hogares, y conseguir este objetivo que nos situaría como líderes mundiales". "Es necesaria la actuación política" en la planificación del transporte de la energía eléctrica, dijo el regidor que solicitó al ministro de Industria, Turismo y Comercio la posibilidad de adelantar la Línea Eléctrica Trasmanchega que debe servir a nivel nacional, para favorecer el desarrollo industrial de esta zona. Esto permitirá, en palabras del primer edil, disminuir la dependencia energética y atraer inversiones.

OTROS PROYECTOS

El Grupo ACS tiene prevista la construcción de ocho plantas termosolares de 50 megavatios antes del año 2012, aunque para llegar a este punto es necesario superar muchos trámites administrativos, por lo que la empresa destacó la colaboración del Ayuntamiento de Alcázar de San Juan y de la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha por mostrar su apoyo político a través de la agilidad en la tramitación.

Esta circunstancia permitirá situar a esta zona a la cabeza mundial de este tipo de proyectos. La empresa tiene el compromiso de poner en funcionamiento la planta en el plazo estimado y en breve se podrá poner también la primera piedra de Manchasol 2.

http://www.europapress.es/economia/energia-00341/noticia-eco…

[bossi1]

Der Entwurf zum Gesetz zur Regulierung der Einspeisetarife bei PV Solar in Spanien zu den bekannten Eckdaten. - pdf 14 Seiten

http://foros.recoletos.es/foros-expansion/servlet/JiveServle…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.544.035 von bossi1 am 19.07.08 16:54:25

Der neu gegründete Arbeitgeberverband der PV Industrie AEF hat dem Industrie Ministerium Vorschläge zur Regulierung vorgelegt mit einem Cup von 800 MW anstatt 300 MW für 2009 und Tarife für Parks mit 35,8 ct anstatt 29 ct und bei Dachsystemen 39 ct anstatt 33 ct. Nach einem Info von Europa Press wird die CNE (Nationale Energie Kommission) nächste Woche ihre Entscheidung über die neue Regulierung vorlegen.

La AEF presenta su propuesta para el decreto de fotovoltaicas

N. N. A. / MADRID (23-07-2008)

La recién creada Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) ha presentado al ministerio de Industria su propuesta para el Real Decreto acerca del nuevo marco regulador del sector. Las empresas proponen fijar un tope de 800 megavatios (MW) a la instalación de plantas para 2009, frente a los 300 MW que contempla el ministerio en su primer borrador.

Además, la asociación solicita para las instalaciones de suelo una prima de 35,8 euros por MW, frente a la propuesta de Industria de 29 euros, y para las instalaciones en edificios, las asociadas piden 39 euros por MW frente a los 33 euros del borrador.

Según Europa Press, el consejo de administración de la CNE tiene previsto aprobar la semana próxima el informe sobre la regulación.

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/AEF/presenta/prop…

[bossi1]

Wie hoch sind denn die Strompreise in Spanien?

Die Tarife sind Verbrauchsabhängig und belohnen geringen Verbrauch. In der Beispiel Tabelle wird von einem normalem 4,4KW Vertrag ausgegangen, wobei es noch einige Sondertarife z.B. Nachts, Sozialtarife usw. gibt.

Die neuen Verbrauchstarife liegen wie folgt:

Konsum Monat (KWh)______neuer Tarif KWh
0_____________________________7,19
12,5__________________________7,19
25____________________________8,54
50___________________________11,24
100__________________________16,64
150__________________________22,04
200__________________________27,44
250__________________________32,84
300__________________________38,24

El consumo eléctrico difiere de unos casos a otros. Según los cálculos del Gobierno, un hogar de tres o cuatro personas en una vivienda de 90 metros cuadrados consume 3.300 kilovatios al año, unos 275 kw al mes, si utiliza los electrodomésticos habituales. Esto significa que de estar en la media español de potencia contratada, 4,4 kilovatios por hora (kWh), pagará unos 35 euros al mes, según los cálculos del Gobierno.

Der statistische mittlere Verbrauch liegt in Spanien bei 90 qm und 3-4 Personen bei 275 KWh im Monat und man zahlt bei einem 4,4 KW Vertrag und 3.300 KWh/Jahr ca. 35 € pro Monat = 0,127 €/KWh + IVA (MwSt)

Neue Tarifliste ab Juli 2008 ...
http://www.elmundo.es/mundodinero/2008/07/01/economia/121492…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.562.482 von bossi1 am 22.07.08 17:58:38

Ein Artikel aus dem Q-Cells Thread von @soyus1 zum Regulierungs Entwurf in Spanien

Einige span. Anwälte haben sich die Mühe gemacht, den Entwurf genauer anzusehen. Egal auf welchen Cup oder Tarif man sich am Schluß einigt, werden sich in Spanien einige Dinge grundlegend ändern. Die bisher mögliche Aufteilung von Parks in die günstige Tarifgröße bis 100 KW oder die jetzt denkbare Aufteilung in 10 MW Parks oder in 2 MW Größen bei Dachsystemen wird unmöglich gemacht. Bei Dachanlagen müssen mind. 50% selbst verbraucht werden. Die Vergabe in den Registern wird genau geregelt.

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Madrid, 24.07.2008

Der spanische Generalsekretär für Energie, Ignasio Nieto, hat am 18.07.2008 einen Gesetzesentwurf vorgelegt, der erhebliche Einschränkungen bei der Errichtung von Photovoltaik-Anlagen und der Einspeisevergütung für Solarstrom in Spanien vorsieht. Der Einspeisetarif soll danach abhängig vom Anlagetyp um bis zu 35 Prozent sinken. Die maximale Leistung von Photovoltaikanlagen wird ebenso beschränkt wie die maximale Vergabe von Leistungskapazitäten.

„Geplante Investitionen in Photovoltaikprojekte in Spanien müssen dringend auf den Prüfstand“, erklärt Georg Abegg, Partner und Leiter der Rechtsberatung der internationalen Wirtschaftskanzlei Rödl & Partner in Madrid. „Für Projekte, die nach dem 29.09.2008 eingetragen werden, besteht kaum noch Planungssicherheit. Tritt das Gesetz wie geplant in Kraft, drohen der Solarindustrie in Spanien erhebliche Schwierigkeiten. Davon werden insbesondere auch die bisher erfolgreichen Investoren aus Deutschland betroffen sein.“

Der Entwurf betrifft Anlagen der Gruppe b.1.1. des Artikels 2 des Königlichen Dekrets 661/2007, welche ihre endgültige Eintragung in das Register der Energieproduzenten erst nach dem 29.09.2008 erhalten. Anstelle der bisherigen Unterscheidung nach der Leistung der Anlage ist die Höhe des Vergütungstarifes zukünftig davon abhängig, ob es sich um eine Dachanlage oder eine Bodenanlage handelt. Die Einspeisevergütung sinkt auf 33 Cent/kW für Dachanlagen und 29 Cent/kW für Bodenanlagen. Dies entspricht einer Reduzierung um bis zu 35 Prozent gegenüber den derzeit geltenden Tarifen dar. Bei Dachanlagen muss die Anlage mindestens 50 Prozent der Summe des jährlichen Stromverbrauches des Gebäudes, auf welchem sie aufgestellt wird, erzeugen. Die maximale Leistung der Anlagen, welche in das Register zur Vergütungszuweisung eingetragen werden, darf bei Dachanlagen höchstens 2 MW und bei Bodenanlagen höchstens 10 MW betragen.


Darüber hinaus wird die Errichtung neuer Photovoltaik-Anlagen durch zusätzliche bürokratische Hürden erschwert. Spanien führt ein Register zur Vergütungszuweisung ein, in das jedes Projekt eingetragen werden muss, um den entsprechenden Vergütungstarif zugewiesen zu bekommen. Projekte mit derselben Katasterreferenz werden als eine einzige Anlage oder ein einziges Projekt angesehen. Auf diese Weise soll eine Aufsplittung in Einzelanlagen zur Umgehung der vorgegebenen Leistungshöchstgrenze verhindert werden.

Die zu vergebende Leistungskapazität wird in Vergaberunden aufgeteilt. Insgesamt sollen jährlich vier Vergaberunden stattfinden. Die Reihenfolge der Kapazitätszuweisung richtet sich nach dem Einreichungsdatum des Antrages. Anträge, welche in der jeweiligen Vergaberunde keine Leistung mehr zugewiesen bekommen, da das Kapazitätskontingent erschöpft worden ist, rutschen automatisch in die nächste Vergaberunde.

Die maximale Vergabeleistung im ersten Jahr beträgt für Dachanlagen insgesamt 200 MW (50 MW pro Vergaberunde), für Bodenanlagen insgesamt 100 MW (25 MW pro Vergaberunde). Damit sinkt die geförderte Gesamtkapazität auf 300 MW/Jahr. Ab dem zweiten Jahr und in den Folgejahren wird die Leistungskapazität der vorangegangenen Vergaberunden um denselben Gesamtprozentsatz erhöht oder reduziert, um welchen sich der Vergütungstarif im vorangehenden Jahr entsprechend erhöht oder reduziert hat.

Wird das Leistungskontingent in einer Vergaberunde bereits gänzlich erschöpft, so reduziert sich der Vergütungstarif in der nächsten Vergaberunde um ca. 2,5 Prozent. Umgekehrt erhöht sich der Vergütungstarif um ca. 2,5 Prozent, wenn in zwei aufeinanderfolgenden Vergaberunden nicht jeweils mindestens 50 Prozent der Kapazität erschöpft werden.

Nach Eintragung im Register zur Leistungszuweisung verfügt der Antragssteller über einen Zeitraum von maximal zwölf Monaten, welcher in Ausnahmefällen um vier Monate verlängert werden kann, um die endgültige Eintragung im Register der Energieproduzenten (RIPRE) zu erlangen. Andernfalls wird die Eintragung im Register zur Vergütungszuweisung gelöscht.

http://www.openpr.de/news/229213/Spanien-will-Einspeisevergu…

[bossi1]

Mit CCOO (Confederation sindical de comisionens obreras) wendet sich eine spanische Gewerkschaft an das Industrie Ministerium, das geplante Cup und die Tarife zu überdenken, da durch die jetzt geplante Regulierung die Arbeitsplätze der 26. 500 Mitarbeiter in dem Sektor massiv gefährdet sind. Das ganze wurde mit einer Studie untermauert und man weist darauf hin, daß der Sektor wenigen Jahren in Spanien wettbewerbsfähig wäre, Arbeitsplätze schafft und später zum Export beitragen könnte .. ... man macht von allen Seiten Druck auf die Regierung.


Considera que el tope de 300 MW a instalar en 2009 que plantea el Ministerio de Industria es muy restrictivo
CCOO pide a Industria que no paralice el desarrollo fotovoltaico

El proyecto de Real Decreto que regulará la energía solar fotovoltaica introduce cuestiones que pueden impedir un desarrollo razonable del sector fotovoltaico. Aunque es cierto que las condiciones de retribución establecidas hasta ahora han propiciado un desmesurado crecimiento en 2008 de las “huertas solares” y que la nueva regulación debería ajustar las primas y las condiciones de instalación al nuevo escenario de costes, es preciso que no se ponga en riesgo a un sector que es clave para alcanzar un modelo energético limpio, evitar la dependencia energética exterior y propiciar el desarrollo de un sector industrial y empresarial cada vez más sólido.

CCOO considera que con modular las primas ajustándolas a la reducción de costes de las instalaciones debería ser suficiente para propiciar un desarrollo ordenado del sector. Además, se puede producir una situación de gran incertidumbre en aquellas instalaciones que, habiéndose concluido en 2008, no se puedan acoger a la norma que prepara

Industria. En cualquier caso, estas instalaciones no deberían computar para el año siguiente.

CCOO está de acuerdo en que se deben propiciar más las instalaciones en tejados (de viviendas, industriales y de servicios) que en grandes plantas en suelo (huertas solares) y que la prima tiene que ser diferenciada. En este preciso, es preciso apoyar más a las primeras manteniendo una retribución que garantice su rentabilidad ya que este tipo de instalaciones apenas se ha desarrollado en España, a diferencia de Alemania y de otros países europeos. Tan importante como la retribución sería favorecer la tramitación de las instalaciones pequeñas en tejados, cuestión que no considera el proyecto de Real Decreto y excluirlas de la obligación del aval. Algunos expertos prevén que en muy pocos años la tarifa fotovoltaica se acercará al precio de la electricidad del sector doméstico y en ese momento estas instalaciones pequeñas serán plenamente competitivas.

ISTAS-CCOO. ha presentado recientemente un estudio que pone de manifiesto que el empleo asociado al sector fotovoltaico es de unos 26.500 trabajadores. Si no se resuelven adecuadamente éstas y otras cuestiones que ha planteado el Ministerio de Industria en el borrador de RD puede darse una disminución importante de la inversión en el sector y, por tanto, del empleo, especialmente del asociado a la construcción de las instalaciones fotovoltaicas. Para CCOO la tecnología fotovoltaica seguirá necesitando aún durante algunos años de un marco de apoyo estable y suficiente que responda a la evolución de costes, pero merecerá la pena porque consolidará una actividad industrial con una gran proyección exportadora en la que estamos muy bien situados a nivel mundial.

http://www.ccoo.es/csccoo/menu.do?Inicio:34144

[bossi1]

Der Ministerrat im span. Kabinett (Consejo de Ministros) bewilligte heute Beihilfen von 20,9 Mio. € dem Ingot und Waferhersteller Silicio Solar in Puertollano. Der selbe Consejo de Ministros wird nach der Sommerpause die neue Regulierung im PV Sektor verabschieden. ... wenn man den PV Sekor in Spanien mit einem 300 MW Cup und mageren Tarifen wirklich lahmlegen will, könnte man sich auch die 20,9 Mio.€ sparen. Das scheint beim "Regulierungs Theater" jedoch nicht das Ziel zu sein. Bei Silicio Solar geht es um Investitionen von 220 Mio.€ und 400 neue Arbeitsplätze.

Viernes, 18 de Julio de 2008, 7:55hs
Fuente: EFE

CONSEJO MINISTROS
Gobierno concede ayuda 20,9 millones para fábrica de silicio en Puertollano

Madrid, 18 jul (EFECOM).- El Consejo de Ministros aprobó hoy la concesión de una ayuda de 20,9 millones de euros a la empresa Silicio Solar para la construcción de una planta de producción de lingotes y obleas de silicio, destinadas a la industria fotovoltaica, en la localidad de Puertollano (Ciudad Real).

Según consta en la referencia del Consejo, el proyecto prevé una inversión inicial de 219,9 millones de euros y supondrá la creación de 400 puestos de trabajo en la zona.

La ayuda se enmarca en el Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006-2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras.

El programa de ayudas, que en 2007 contó con un presupuesto de 165 millones de euros, está dirigido a proyectos empresariales que creen empleo y que promuevan el desarrollo alternativo de las comarcas mineras.

Silicio Solar pertenece a un grupo de empresas entre las que se encuentra la compañía ucraniana PILLAR JSC, líder mundial en el sector de la producción y venta de lingotes y obleas de silicio para aplicaciones semiconductoras y fotovoltaicas.

http://ve.invertia.com/noticias/noticia.aspx?idNoticia=20080…

Silicio Solar ...
http://www.siliciosolar.es/products.html

[bossi1]

Ich verstehe nicht ganz warum Spanien nicht einfach die Höhe der Förderung noch stärker senkt und die Deckelung deutlich anhebt ...

Hier wird bis kurz vor Verabschiedung der Regulierung weiter gepokert genau wie das bei uns war. Bei 80-90% mehr Sonnenstunden wird man eher mit 29 ct KWh und einer 10% Degression beim überschreiten vom Cup leben können, als mit einem Cup von 300 MW, der selbst bei mehr Effizienz überhaupt nichts bringt. Dabei werden unnötig Arbeitsplätze vernichten und der Solar Sektor anders als in Deutschland in einem von der Sonne verwöhntem Land lahm gelegt. Arbeitgeberverbände und Gewerkschaften sind jedoch nicht untätig und werden nichts unversucht lassen, bis zur möglichen Verabschiedung der neuen Regulierung im September. Dabei wird es auch Druck aus den Provinzen der Solarindustrie auf die Regierung geben.

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Gestaffelte Strompreise in Spanien
... begünstigen den Einsatz von PV Solar
schon jetzt beim Einsatz von Klimaanlagen.

In span. Haushalten wird mit gestaffelten Stromtarifen anders als bei uns der sparsame Umgang mit Energie belohnt (subventioniert) und Energieverschwendung mit deutlich höheren Tarifen als bei uns bestraft. Der Verbrauch über 200 KWh kostet 27,44 ct, über 250 KWh 32,84 ct und über 300 KWh 38,24 ct. Das ist deutlich mehr als es jetzt bei der Regulierung für PV Solar geben soll.

Bei der letzten Erhöhung am 1. Juli 08 von 5,6% i.M. sieht man, wie sich die einzelnen Tarifgruppen zum 1. Juli änderten und schon heute PV Solar für den Einsatz von Klimaanlagen (jeder will eine bei der Hitze im Sommer) sinnvoll machen. Die Tarife werden in Spanien alle 3 Monate angepaßt.

Beispiel:
Tarifklasse 4,4 KWh (seit 1. Juli 08)

Konsum Monat (KWh)______neuer Tarif KWh___________Tarifänderungen
0_____________________________7,19____________________+0,00%
12,5__________________________7,19____________________-13,90%
25____________________________8,54____________________-10,21%
50___________________________11,24____________________-5,00%
100__________________________16,64____________________+1,01%
150__________________________22,04____________________+4,38%
200__________________________27,44____________________+6,53%
250__________________________32,84____________________+8,03%
300__________________________38,24____________________+9,13%

(..) El consumo eléctrico difiere de unos casos a otros. Según los cálculos del Gobierno, un hogar de tres o cuatro personas en una vivienda de 90 metros cuadrados consume 3.300 kilovatios al año, unos 275 kw al mes, si utiliza los electrodomésticos habituales. Esto significa que de estar en la media español de potencia contratada, 4,4 kilovatios por hora (kWh), pagará unos 35 euros al mes, según los cálculos del Gobierno. (..)

Der statistische mittlere Verbrauch und "gewöhnlichen Elektrogeräten" liegt in Spanien bei 90 qm und 3-4 Personen bei 275 KWh im Monat. Dabei zahlt man bei einem 4,4 KW Vertrag und 3.300 KWh/Jahr ca. 35 € pro Monat = ca. 0,127 €/KWh + IVA (MwSt)

Neue Tarifliste ab Juli 2008 ...
http://www.elmundo.es/mundodinero/2008/07/01/economia/121492…

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Mit zusätzlichen Klimaanlagen steigen die Kosten massiv

Klimaanlagen sind in Spanien kein Luxus, aber sie lassen sich aber mit einem mittleren statistischem Verbrauch von nur 275 KWh/Monat nicht betreiben. Nur eine einzige kleine Klimaanlage von 2 KW für einen Raum und 50% Auslastung verbraucht 720 KWh im Monat kann in 3-5 Monaten bis 3600 KWh verbrauchen und somit den eigentlichen Jahresverbrauch verdoppeln. Dabei explodieren durch die gestaffelten Tarife die Kosten regelrecht anders als bei uns.

275 KWh i.M. im Monat = 35,00€

Zusatzkosten für Klimaanlage:

+ 25 KWh Klimaanlage a 0,3284 = 8,21€
+695 KWh Klimaanlage a 0,3824 = 265,70 €

Vergleichbare Zusatzkosten von 720 KWh/Monat in Spanien = 273,91€/Monat


Vergleichbare Zusatzkosten von 720 KWh/Monat in Deutschland:
bei 0,21€ je KWh liegen bei uns die Kosten bei 151,20 €/Monat.

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Klimaanlagen machen in der Lastspitze bis zu 50% vom Verbrauch aus.
Da bietet sich PV Solar in Spanien schon jetzt an, um die Mehrkosten zu reduzieren.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.592.655 von bossi1 am 26.07.08 20:41:13

Artikel aus 2007 ...
EU-Kommission untersucht Strompreise in Spanien
25.01.2007 - 14:29

BRÜSSEL (Dow Jones)--Spaniens Energiemarkt beschäftigt die Europäische
Kommission nun auch aufgrund einer von ihr vermuteten Beihilfepraxis. Die
"künstlich auf niedrigem Niveau" festgesetzten gewerblichen Stromtarife
zugunsten energieintensiver großer und mittlerer Unternehmen und der
etablierten Stromversorger seien Gegenstand einer jetzt eingeleiteten
Untersuchung, teilte die Kommission am Donnerstag mit. Nicht betroffen seien die regulierten Tarife für kleine Unternehmen und Privatkunden.

Wegen der niedrigen Tarife für bestimmte Unternehmen hat laut Kommission
das spanische Elektrizitätssystem 2005 ein Defizit von 3,8 Mrd EUR
erwirtschaftet. Um dies auszugleichen, müssten die spanischen Verbraucher in den kommenden 14 Jahren einen Zuschlag auf ihre Stromrechnungen bezahlen. Die regulierten Tarife könnten nach Einschätzung der Kommission als umfangreiche Betriebsbeihilfen eingestuft werden, die möglicherweise vom spanischen Staat auf diese Weise einen zu hohen Ausgleich erhielten und so außergewöhnlich hohe Gewinne erzielen konnten.

Die Kommission befürchtet eine Verfälschung des Wettbewerbs auf den
Produktmärkten für energieintensive große und mittlere Industrieunternehmen.
Sie bezweifelt zudem, dass diese potenzielle Beihilfe mit dem
Gemeinschaftsrecht vereinbar ist, da sie für die etablierten Stromversorger,
die diese gewerblichen Tarife anboten, wie eine Gewinngarantie gewirkt habe.
Weil nur die etablierten Stromversorger die niedrigen Tarife anbieten durften,
befürchtet die Kommission außerdem, dass potenzielle neue Marktteilnehmer
deshalb gar nicht erst in den spanischen Markt eintraten und noch relativ neue
Unternehmen ihre Tätigkeit wieder einstellten mussten.

DJG/ang/aul/apo

http://www.anleger-nachrichten.de/archiv/4660-EU-Kommission-…

... sollte Brüssel in Spanien die kritisierte Beihilfepolitik auf dem gewerblichem Strommarkt kippen, werden dort die Strompreise massiv steigen. Auch bei privaten Kunden gibt es klare Beihilfen, da die ersten 12,5 KWh im Monat gratis sind und die unteren Tarifgrupprn nicht kostendeckend sind. Diese sind jedoch nicht Gegenstand der Untersuchungen aus Brüssel. Allgemein herrscht Unmut bei den privaten Verbrauchern über ihre Ausgleichsumlage/Kosten um das Defizit der gewerblichen Nutzer und ihren subventionierten Tarifen auszugleichen und den Versorgern dabei Gewinne garantiert wurden.

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13.06.2007 14:26
EU-Kommission untersucht regulierte Strompreise in Frankreich

BRÜSSEL (Dow Jones)--Die EU-Kommission prüft, ob die für große und mittlere Unternehmen in Frankreich künstlich niedrig gehaltenen Strompreise eine unerlaubte staatliche Beihilfe darstellen. Dazu hat sie ein förmliches Untersuchungsverfahren eingeleitet, teilte die Kommission am Mittwoch mit. Sollte sie zu dem Ergebnis kommen, dass die regulierten Strompreise wie unzulässige Beihilfen wirken, will die Behörde untersuchen, ob Handel und Wettbewerb im Binnenmarkt dadurch unverhältnismäßig stark verzerrt werden.

Die Kommission vermutet, dass sich die niedrigen Tarife besonders auf den Wettbewerb bei Produkten energieintensiver Unternehmen auswirken. Den Angaben zufolge können sich die französischen Firmen entscheiden, ob sie ihren Strom auf dem liberalisierten Markt oder auf dem regulierten Markt kaufen wollen. In letzterem Fall müssen sie Anbieter nutzen, die der französische Staat benannt hat. Das System werde offenbar vor allem von der staatlichen Electricité de France (EdF) und durch Abgaben finanziert, die alle Stromverbraucher in Frankreich zahlen müssen, teilte die Kommission mit.

Nicht untersucht werden sollen die regulierten Stromtarife für Kleinunternehmen und Privathaushalte. Diese verschafften den Abnehmern offenbar keinen wirtschaftlichen Vorteil, begründet die Kommission die Entscheidung. Parallel zu der neuen Untersuchung läuft bereits ein EU-Vertragsverletzungsverfahren gegen Frankreich wegen des Verdachts, dass die regulierten Preise nicht mit der Richtlinie über die Öffnung der Strommärkte vereinbar sind. Auch in Spanien und Italien habe die Kommission in diesem Jahr bereits eine Untersuchung von Preisregulierungen eingeleitet, sagte der Sprecher von Wettbewerbskommissarin Neelie Kroes.

DJG/frh/kth

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Solúcar: Sonnige Aussichten auf dem Energiemarkt


Solùcar/ ©afloresm/flickr

Wenn es einen Platz in Europa gibt, an dem die Sonne mit all ihrer Intensität scheint, dann ist das mit durchschnittlich 3000 Sonnenstunden pro Jahr wohl Andalusien. Durch diesen Vorteil kann sich die spanische Region zu den Pionieren einer "dritten ökonomischen Revolution" zählen.

Von Alvaro Sanchez, Sevilla.
Übersetzung Alexa Schober

"Eine dritte, ökonomische Revolution steht uns bevor, eine Revolution, die nach der industriellen und der technologischen darin bestehen wird, erneuerbare Energie zu produzieren", so die hochtrabenden Worte des spanischen Präsidenten José Luis Rodríguez Zapatero während seines Besuches der Solúcar-Förderanlage im Jahr 2007. Dieses Projekt mit Sitz in Salúncar la Mayor (18 Kilometer von Sevilla entfernt) ist eine der ehrgeizigsten Solaranlagen weltweit - Spaniens ganzer Stolz im Bereich erneuerbarer Energien.

Wegen der enormen Installations- und Instandhaltungskosten von Solaranlagen werden diese als effiziente Alternative zu anderen Energiegewinnungsanlagen immer wieder in Frage gestellt. Zapatero verteidigt die Investition in die Zukunft jedoch tapfer: "Mittelfristig werden jene Länder Gewinner sein, die sich von Atomenergie trennen und sich mit Solarenergie auseinandersetzen." Nicolas Sarkozy und Gordon Brown mögen da anderer Meinung sein. Spanien bereitet sich jedoch auf seine Energie-Revolution vor, kauft jedoch gleichzeitig Energie aus den Nuklearanlagen des französischen Nachbarn.

Andalusien, Land der Sonne

Die Suche nach Lösungen gegen den Klimawandel hat zahlreiche Initiativen hervorgebracht, die nicht nur saubere Energie produzieren wollen, sondern auch als lukrative Businessmodelle glänzen wollen. Laut einer Studie des Centro de Referencia del Instituto Sindical de Trabajo, Ambiente y Salud (ISTAS) über erneuerbare Energie schufen diese Firmen insgesamt 188.682 im Energiesektor. Die Branche der erneuerbaren Energien in Spanien ist kaum zu bremsen. In den letzten vier Jahren konnte der Bereich eine Wachstumsrate von 50 Prozent ausweisen.

Die Förderanlage Solúcar zum Beispiel wurde am 30. März 2007 eröffnet. Die andalusische Regierung steckte 3,7 Millionen Euro in die Firma Abengoa, um das Vorhaben voranzutreiben. Allerdings deckte dieser Betrag nur 0,31 Prozent der Gesamtkosten, die sich auf die stolze Zahl von 1,2 Milliarden Euro beliefen. Aber auch die europäische Kommission spritzte Finanzen in das Projekt. Geschäftspartner ist unter anderem die französische Firma Saint-Gobain, die auf die Flach- und Spiegelglasproduktion spezialisiert ist.

Abengoa ist die größte andalusische Firma an der Börse und Teil des Börsenindex Ibex 35, der sich aus den umsatzstärksten spanischen Firmen zusammensetzt. Die Förderanlage gilt als Juwel im Solar-Sektor mit Ablegern in den USA, Algerien und Marokko.

Licht für Köln und Brüssel

Bis 2013 wird die Solúcar-Anlage nicht komplett ausgelastet sein. Man geht davon aus, dass die Anlage eines Tages Energie für rund 150.000 Haushalte produzieren wird. Dies würde der Energieversorgung von Sevilla, Toulouse oder Köln entsprechen. Dank einer Jahresleistung von 300 Megawatt könnte jährlich die Emission von 185.000 Tonnen Kohlenstoffdioxid verhindert werden. Die gigantische Installation soll sich über 800 Hektar erstrecken.


Heliostate der Sonnenfarm Solúcar | ©afloresm/flickr

Aktuell sind zwei der fünf Werke in Betrieb: Sevilla PV, die größte Photovoltaik-Anlage der Welt und PS10, das über die so genannte Turmtechnologie läuft. Dabei richten sich mehrere Heliostate oder mobile Spiegelreflektoren nach der Sonne und konzentrieren die Strahlen in 600-facher Intensivierung auf einem Empfänger am oberen Ende des Turms - eine Landschaft wie aus einem Science-Fiction Roman.

Langfristige Arbeitsplätze

Die Förderanlage Solúcar hat nicht nur den Sektor der erneuerbaren Energie in Spanien revolutioniert, sondern in der gesamten Region für Aufschwung gesorgt. Juan Escámez Luque, Bürgermeister von Sanlúcar la Mayor, ist zufrieden. Die Anlage habe sowohl während als auch nach der Konstruktion mehr als 500 Arbeitsplätze geschaffen. Die Niederlassung von Abengoa in der Region sei ebenfalls ein Segen gewesen: "Wir können nun im Bereich der Solarenergie auf internationalem Niveau mithalten", sagt Luque zufrieden. Die auf der Solarfarm Solúcar produzierte Energie verteilt sich auf das gesamte spanische Energienetz.

http://www.cafebabel.com/ger/article/25589/solucar-mit-solar…

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:: Erneuerbare Energien: Wüstenstrom für die Klimaziele der Europäischen Union

+ 23.07.2008 + Eines der im Rahmen der "Union für das Mittelmeer" vorgesehenen Projekte ist der "Plan Solaire - der Solarplan".
Die Deutschen und allen voran das Bundesumweltministerium sind bei diesem internationalen Projekt die treibende Kraft und haben das Thema beim Mittelmeergipfel eingebracht.

Ziel des Solarplans ist es, die "enormen Potenziale der erneuerbaren Energien in Südeuropa und Nordafrika zu erschließen und eine sichere Energieversorgung zu gewährleisten. Aber auch die Europäische Union sieht in dem Projekt die Chance, ihre Klimaschutz- und Energieversorgungsprobleme durch Solarstromimporte aus den nordafrikanischen Wüsten deutlich zu entschärfen.

Erstens werde es durch die am vergangenen Sonntag in Paris offiziell gegründete Union für das Mittelmeer einfacher, über EU-Fonds hinaus Geld zur Förderung entsprechender Projekte zu mobilisieren, sagte die Sprecherin von EU-Außenkommissarin Benita Ferrero-Waldner. Zweitens gebe es "politisch einen ganz anderen Druck , Fortschritte zu erzielen. Der entstehe auch durch die relativ schnelle Folge von Gipfeltreffen der Mitgliedstaaten der Mittelmeerunion, die alle zwei Jahre vorgesehen sind.

Als eine der ersten Prioritäten haben die 43 Gründerstaaten der Mittelmeerunion die Erforschung und Entwicklung alternativer Energiequellen festgelegt. Das noch zu gründende Sekretariat der Mittelmeerunion soll mit einer Machbarkeitsstudie beauftragt werden. Diese soll klären, wie in großem Stil Solarkraftwerke in Nordafrikas Wüsten gebaut werden können.

Außerdem soll die Wirtschaftlichkeit des Vorhabens geprüft werden und wie der in den Wüsten erzeugte Strom ohne große Verluste nach Europa transportiert werden kann. Die Bundesregierung kündigte an, sie wolle im Herbst eine Konferenz zum "Solarplan für das Mittelmeer ausrichten. "Deutschland ist in der Entwicklung der Technologie der solarthermischen Kraftwerke sehr weit , sagt ein Specher des Bundesumweltministeriums im Gespräch mit Dow Jones Energy Weekly. Durch solarthermische Kraftwerke könne einerseits eine vom Erdöl unabhängige Energieversorgung geschaffen werden und andererseits erhielten die Mittelmeerstaaten die Möglichkeit Strom für das eigene Land zu erzeugen und gleichzeitig Energieexporteur zu werden. Darüberhinaus sind erste Demonstrationsanlagen in Nordafrika geplant, heißt es in einem Papier des Bundesumweltministeriums.


Anreizmechanismus für den Wüstenstrom
Solarstrom aus der Sahara könnte nach Meinung der Organisation "Club of Rome einen großen Teil der Energie- und Klimaprobleme Europas und der Welt lösen. In der Region schlummere das größte unerschlossene Potenzial an Solarenergie der Welt, das auch den Energiebedarf der EU mehrfach decken könne, heißt es in einem Strategiepapier vom vergangenen Jahr. Bis zum Jahr 2050 halten die Autoren den Export von bis zu 700 TWh aus Sonnenkraft erzeugten Stroms pro Jahr in die EU für möglich. In sechs Stunden kommt nach neuen Angaben des "Club of Rome in den Wüsten der Welt soviel Energie an, wie die Menschheit im Jahr verbraucht, in sieben Wochen soviel, wie in allen bekannten Gas-, Öl- und Kohlevorräten enthalten sei.

Auch die EU-Kommission sieht in Solarstrom aus der Wüste ein enormes Potenzial für die europäische Energieversorgung. Nach Angaben des Sprechers von Energiekommissar Andris Piebalgs ist im Kommissionsvorschlag für die Richtlinie über erneuerbare Energien vorgesehen, dass die EU-Staaten den Import nordafrikanischen Solar- und Windstroms unter bestimmten Bedingungen bezuschussen dürfen.

Damit sollen Investitionen in den Bau solarthermischer Kraftwerke ausgelöst werden. Es sei „ein Anreizmechanismus erforderlich, der den Investoren kostendeckende Erlöse sichert , heißt es in einem Papier des Bundesumweltministeriums. Bislang existiert ein solcher Mechanismus zwar in vielen europäischen Ländern, jedoch nur für die heimische Stromerzeugung und nicht für importierten Strom aus erneuerbaren Energien.


Die Union für das Mittelmeer bietet Sicherheit
Die Gefahr, dass die Europäische Union durch den Wüstenstrom von weiteren Energielieferungen aus politisch instabilen Ländern abhängig wird, verringere sich durch die Mittelmeerunion, sagte die Sprecherin Ferrero-Waldners. Durch die Arbeit an gemeinsamen Projekten könne Misstrauen zwischen den südlichen Mittelmeeranrainerstaaten abgebaut und die politische Stabilität erhöht werden, sagte sie.

Nach Ansicht des SPD-Europaabgeordneten Matthias Groote kann die Mittelmeerunion einen stabilen Rahmen schaffen, der die Verwirklichung der Solarstrompläne erleichtere. Frankreichs Staatspräsident Nicolas Sarkozy sei es immerhin gelungen, alle beteiligten Länder an einen Tisch zu bringen.
Ein Sprecher der konservativen EVP-ED-Fraktion im Europäischen Parlament nannte die Diversifizierung der EU-Energieimporte sinnvoll. "Wir müssen aber darauf achten, dass Nordafrika und der Nahe Osten keine instabilen Exporteure sein dürfen. Deshalb muss es für den Fall späterer Lieferungen eine Energiecharta und klare Verträge mit den EU-Staaten geben , sagte er.

Der FDP-Bundestagsabgeordnete Michael Kauch nannte die Mittelmeerunion hilfreich aber keinen Ersatz für eine EU-Energieaußenpolitik. Die Bundesregierung forderte er auf, konkrete Zusagen für die Förderung der Entwicklung verlustarmer Hochspannungsleitungen zu machen, mit denen der Solarstrom in die Europäische Union transportiert werden könne.



Die Technik
Solarthermische Kraftwerke erzeugen schon seit den 1980er Jahren in den USA in der Wüste Kaliforniens Strom.

Die technische Entwicklung wurde wegen der in den 1990er Jahren gesunkenen Ölpreise nicht weiter vorangetrieben. In Deutschland, Spanien, Israel und den USA wurde die Forschung fortgesetzt.

Deutsche Unternehmen gehören auf dem Gebiet heute zu den Technologieführern. Dazu gehören Firmen wie Schott Solar (Receiver-Rohre), MAN Ferrostaal, Solar Millenium, Flabeg (Spiegel), Kraftanlagen München (KAM) und Novatec-biosol (Kollektoren).

Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) forscht in den Bereichen Kollektoren und thermische Energiespeicher.

Mehr als 100 solarthermische Kraftwerke sind derzeit nach Angaben des spanischen Energieinstituts IDAE (Instituto para la Diversificacion Ahorro de la Engergia) weltweit im Bau oder in Planung - allein 80 davon in Spanien.
Quelle:
Frank Hütten/Martine Pfeifer 2008
Dow Jones | Business Newsletters 2008

http://www.sonnenseite.com/index.php?pageID=6&news:oid=n1058…

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Dünnschicht-Photovoltaik von UNI-SOLAR soll das größte Solardach der Welt bedecken



Montage von UNI-SOLAR-PV-Laminaten.

Das US-Photovoltaik-Unternehmen Energy Conversion Devices, Inc. (ECD, Rochester Hills, Michigan, USA) kündigte am 8. Juli 2008 an, dass seine flexiblen Dünnschicht-Solarmodule vom Typ UNI-SOLAR für das größte Solar-Dach der Welt verwendet werden sollen. Die dachintegrierte Photovoltaikanlage soll eine Nennleistung von 12 Megawatt (MW) haben und auf einer Produktionsstätte von General Motors (GM) im spanischen Figueruelas nahe Saragossa errichtet werden, berichtet ECD in einer Pressemitteilung. Die Inbetriebnahme ist für Hebst 2008 geplant. ECD werde die Solar-Laminate durch sein Tochterunternehmen United Solar Ovonic, LLC liefern. Mit der 12 MW-Photovoltaikanlage können jährlich laut ECD rund 15 Millionen Kilowattstunden Solarstrom produziert werden, was rechnerisch den Bedarf von 4.500 Haushalten deckt.

Das Solardach in Saragossa ist laut ECD die dritte PV-Großanlage mit UNI-SOLAR-Dünnschichtmodulen, zwei weitere Systeme, die zu den größten Solarstromanlagen der USA zählen, arbeiten auf den Dächern vom GM-Lagerhallen in Rancho Cucamonga und Fontana (Kalifornien). "Wir freuen und, dass GM wieder auf United Solar setzt und unsere UNI-SOLAR-Module für das künftig größte Photovoltaik-Dach der Welt ausgewählt hat", sagte Mark Morelli, Präsident und Vorstand von Energy Conversion Devices. "Unsere UNI-SOLAR-Laminate sind ideal für die Dachintegration und wir sind stolz darauf, an diesem Projekt mitzuarbeiten", so Morelli weiter.


Erfolg mit Produkten zum Bau kommerzieller gebäudeintegrierter Photovoltaik-Systeme

"Obwohl in jüngster Vergangenheit unsicher war, wie sich die Einspeisevergütung für Solarstrom in Europa entwickeln wird, speziell in Deutschland und Spanien, hatten wir in Europa großen Erfolg mit unseren Produkten, besonders beim Bau von kommerziellen gebäudeintegrierten Systemen", fügte Morelli hinzu. Das Vorhaben sei zusammen mit dem Unternehmen Veolia Environment, dem Solar-Projektentwickler Clairvoyant Energy S.L. sowie der Regierung der Region Aragon entwickelt worden. GM werde seine Dachflächen an Clairvoyant Energy and Veolia Environment vermieten, und die beiden Unternehmen würden das Solardach bauen, betreiben und warten.

15.07.2008 Quelle: Energy Conversion Devices, Inc. (ECD)
http://www.solarserver.de/news/news-9138.html



Ein kostengünstiges Verfahren ...
Die flexiblen Uni-Solar PV-Module (ECN) sind auf Evalon Abdichtungsbahen auflaminiert und zugleich die eigentliche Abdichtung der Dächer. Ein sehr kostengünstiges Verfahren für große Dachflächen. Diese werden unter den Nähten der Dachbahnen mit speziellen Tellerdübeln durch die Dämmung im Untergrund (Stahltrapezbleche) verschraubt und brauchen keine zusätzliche Kiesbeschwerung oder sonstige Befestigungen. Eine sehr einfache Montage. Die Nähte der Bahnen werden nur nach der Befestigung wie sonst üblich bei diesen Dachbahnen mit Heißluft oder Quellschweißung verschweißt. Anschlußdosen, Leitungen etc. werden zudem geschützt im Dachaufbau (Dämmung) verlegt.

Die PV Module setzen die moderne Triple-Junction-Technologie ein, die das Sonnenlicht besser ausnutzt und einen hohen Wirkungsgrad erziehlen. Gleich drei übereinander liegende Silizium-Zellen aus Dünnschicht-Silizium nutzen jeweils unterschiedliche Wellenlängen des Sonnenlichts. Das ermöglicht hohe Leistungen und garantiert konstante Erträge.

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Last, but not least, according to AEF the country could save almost 900 m euros yearly on energy imports if fossil fuels were gradually replaced by solar PV.

Sebastian vom span. Industrie Ministerium präsentiert am Dienstag um 11:00h seinen "dringenden Plan zur Energieeinsparung und Effizienz", wobei es auch um einen entsprechenden Energiemix inkl. Nuklearenergie (?) gehen soll. Die ausufernden Kosten belasten die spanische Wirtschaftsbilanz. Die Oppositions Gruppen wollen bei der Gelegenheit eigene Vorschläge einbringen. Man plant die Abhängigkeit vom Öl bis 2011 um 10% zu reduzieren was 6 Mio. to Öl oder 44 Mio. Barrel entsprechen soll. Das ganze soll wegen der Dringlichkeit zudem schon am 1. August im Ministerrat im Kongreß verabschiedet werden. ... da wird mit Sicherheit auch der 300 MW Cup bei PV Solar zur Sprache kommen. Das könnte eine interessante Woche werden. Die New kam heute Nachmittag.

Economía/Energía.- Sebastián presentará el martes el Congreso su plan urgente de ahorro de energía

MADRID, 27 Jul. (EUROPA PRESS) -


El ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián, comparecerá este martes a petición propia en la Comisión de Industria, Turismo y Comercio del Congreso de los Diputados para presentar el nuevo Plan de Activación del Ahorro y la Eficiencia Energética 2008-2011, en el que su departamento ha trabajado en las últimas semanas de forma urgente.

Será a partir de las 11.00 horas cuando Sebastián defenderá ante los grupos parlamentarios este amplio paquete de medidas, que tiene como objetivo reducir en un 10% la dependencia del petróleo, lo que obligará a ahorrar alrededor de 6 millones de toneladas equivalentes de crudo o 44 millones de barriles de petróleo en 2011.

Los grupos de la oposición aprovecharán la presencia del titular de Industria para mostrar sus propuestas acerca de la planificación energética española. En este sentido, tendrá un lugar destacado la intervención de CiU, formación que opta a convertirse en el apoyo preferente del Gobierno de cara a la tramitación de los Presupuestos Generales del Estado para 2009.

En este sentido, fuentes de la federación nacionalista indicaron a Europa Press que urgirán a Sebastián a que elabora un "verdadero plan energético" para España que contemple un 'mix' adecuado, en el que no se debe rechazar la energía nuclear, al tiempo que demandarán que se "avance" en la liberalización del sector.

PLAN DE LARGO ALCANCE.

El Plan se aprobará definitivamente en el Consejo de Ministros del 1 de agosto, después de que durante la reunión del pasado viernes se estudiara un primer borrador del mismo, que fue sometido a debate.

En este sentido, la vicepresidenta del gobierno, María Teresa Fernández de la Vega aseguró que como parte de este plan se está trabajando en "muchas y muy diferentes medidas" que estarán orientadas al ahorro "en vehículos, instituciones, familias y hogares". "El plan es de largo alcance y en su diseño han trabajado seis ministerios", afirmó.

Una de las principales novedades será el impulso al desarrollo de empresas de servicios energéticos dedicadas a asesorar en materia de eficiencia a los consumidores. La vicepresidenta señaló que estas empresas serán una "fuente de riqueza y empleo en los próximos años".

En el informe del Ministerio de Industria examinado el viernes por el Gobierno se explica que el aumento del precio del petróleo desde la aprobación en julio de 2007 del Plan de Acción 2008-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética, y los efectos derivados de este aumento sobre la balanza comercial española, aconsejan la aprobación urgente de medidas de activación del ahorro y la eficiencia energética.

http://www.europapress.es/economia/energia-00341/noticia-eco…

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Antwort auf Beitrag Nr.: 34.593.632 von bossi1 am 27.07.08 12:24:40

Sebastian ingnoriert das S.O.S von AEF. Doch die wollen sich jetzt Hilfe holen von Pedro Solbes (Vice Präsident), sowie dem Umwelt-, Wirtschafts- und Forschungsministerium (I+D), damit die Regulierung von Sebastian/Martin so nicht in Kraft tritt. Für den Arbeitgeberverband der Solarindustrie ist nicht nachzuvollziehen, daß ein Sektor der Arbeisplätze schafft, Investitionen aus dem Ausland bringt und das Problem bei der Energiebilanz mit lösen kann, wegen einem Tarifdefizit (das andere Gründe hat) so hart abgestraft wird. AEF setzt weiter auf einen 800 MW Cup für 2009 mit Tarifen von 35,8 ct für Solarparks und 39,8 ct für Dachsysteme. Die Tarife sollen jedes Jahr um 7% sinken und 2015 bei 23,2 ct KWh (Parks) liegen. Wird der Cup jedoch immer überschritten sinken die Tarife durch die zusätzliche Degression auf 19 ct KWh (Parks) bis 2015.


Sebastián ignora el S.O.S. de los productores de energía solar, que buscarán ayuda en Solbes

@D.Toledo/C.Hernanz - 28/07/2008

Los productores de energía solar están profundamente decepcionados con Miguel Sebastián, y empiezan a buscar otras vías para defender sus intereses. La decisión del Ministerio de Industria de rebajar en un 35% las primas a la energía solar supone, según advierte la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF), echar el candado a un sector todavía incipiente, y su presidente, Juan Laso, se plantea una ofensiva a la desesperada en los Ministerios de Medio Ambiente, Economía e I+D para intentar que la nueva normativa no entre en vigor.

“Necesitamos que nos abran otras puertas”, aseguró Laso. Aunque la pretensión parece llegar un poco tarde. El Real Decreto, enviado ya por el Gobierno a la Comisión Nacional de la Energía, debería entrar en vigor en septiembre. La propuesta contempla una subvención de 33 céntimos por kilovatio en el caso de paneles solares en tejado y de 29 céntimos para los huertos solares en tierra, frente a los 45 céntimos actuales para ambos casos. Más penoso resulta para el sector, explica Laso, la fijación de un tope de potencia de generación de 300 megavatios, cuando sólo este año se habrían generado 600.

“Lo que no tiene sentido es que hace años se impulsara un sector que genera empleo, que es intensivo en I+D, que reduce la dependencia energética exterior y que ha atraído importantes flujos de inversión extranjera, justo lo que necesita ahora la economía, y que ahora se deje morir sin más. No es lógico, y sólo para reducir el déficit tarifario”, lamenta Laso. Para la AEF, el hecho de que haya sido Pedro Marín, el secretario general de Energía, el que se haya encargado de la negociación no sólo obvia el importante carácter industrial que ha adquirido la producción de energía solar, sino que ha centrado el debate en el problema del llamado déficit de tarifa de las eléctricas (la diferencia negativa entre el precio que les cuesta producir la energía y el precio al que la cobran), al que contribuye la subvención a la fotovoltaica. Las eléctricas están obligadas a comprar la energía solar generada a un precio bonificado.

Respecto a este segundo punto, La AEF –que incluye a las principales compañías del sector, como Bergé Generación, Isofotón, Siliken o T-Solar, entre otras- ha echado sus cuentas. Estima que, aunque entre 2008 y 2015 el coste de la tarifa fotovoltaica alcanzará los 13.500 millones de euros, el sector devolverá indirectamente a través de los diferentes impuestos, tasas y contribuciones a la Seguridad Social unos 11.900 millones. A los que habría que sumar el ahorro en gas natural para la generación eléctrica (2.200 millones) y el ahorro en emisiones de dióxido de carbono (400 millones). Un escenario que arroja una contribución positiva al sistema de 1.000 millones de euros a un nivel de generación de 800 megavatios al año.

“Un tiro en el pie”

Otra cosa es el problema sobre la forma de ver un sector emergente. La falta de un planteamiento más definido sobre si el negocio fotovoltaico es la típica inversión de rentabilidad segura aconsejada por la banca de inversión o acoge un planteamiento industrial, está detrás de la falta de unidad en el sector y explica en parte que el Real Decreto no tenga en cuenta las ideas de parte de los productores. De hecho, el nacimiento de la AEF se produjo hace apenas dos semanas, después de que las 13 empresas más importantes del sector se escindieran de la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), hasta entonces la organización de referencia.

“De lo que no hay duda es de que nos hemos pegado un tiro en el pie. Hemos llegado tarde en la negociación. Cuando desde ASIF, en medio de las conversaciones, se hacían declaraciones reconociendo que el sector mantenía un crecimiento insostenible se estaba dando pábulo a que la idea de que la especulación había entrado en la energía solar. Y no es así. Además, se estaban avalando enfoques propios de quien tiene una pequeña explotación de huertos solares, pero no de quienes han afrontado la energía fotovoltaica con espíritu industrial”, asegura Laso.

Y es que en la decisión del Gobierno ha pesado decisivamente el temor a que el sector fotovoltaico generase una burbuja como la que se ha producido en el inmobiliario. De hecho, buena parte del ése sector ha visto el negocio solar como un nicho seguro, al contar con un marco tarifario regulado con una bonificación de hasta el 575% durante 25 años. Compañías inmobiliarias que ahora atraviesan serias dificultades por su elevada deuda y los problemas de financiación que atraviesa la economía en general, como Montebalito, Nozar, Urbas, San José, Acciona o Sacyr, han puesto un pie, sino pie y medio en el sector dentro de sus esfuerzos de diversificación.

De hecho, para salir al paso de la posible especulación que pueda darse en un sector con una regulación tan beneficiosa, Laso aboga por la creación de un registro de potencia “único, público y gestionado a nivel de Ministerio” que ordene la asignación de capacidad. Y es que el mayor desfase en la estructura de costes de una instalación fotovoltaica se produce en los costes de la ingeniería, planificación y dirección de obra, que en la propuesta de la AEF serán controlados desde ese registro para facilitar “el desarrollo ordenado del sector”.

La AEF aboga por la ausencia de cupos en la instalación de energía fotovoltaica, situándose los objetivos de referencia nunca por debajo de la producción actual, situada entre los 600 megavatios de 2008 y los 800 previstos para 2009. Asimismo, plantean una tarifa de 35,8 céntimos para suelo y 39,8 céntimos el kilovatio hora para tejado, hasta plantas de 10 megavatios. Esa bonificación se reducirá un 7% hasta los 23,2 céntimos en 2015. En caso de superarse el objetivo anual de los 800 megavatios, la rebaja sería del 10% anual, alcanzando la tarifa los 19 céntimos el kilovatio hora en 2015.

http://www.cotizalia.com/cache/2008/07/26/21_sebastian_ignor…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.602.454 von bossi1 am 28.07.08 23:43:56

Die CNE wird heute in ihrer Sitzung die vom Industrie Ministerium vorgelegte neue Regulierung (300 MW Cup etc.) verabschieden und an die Minister Ausschüsse weiterreichen. Nach einer Aussage von Pedro Martin (CNE) wird das neue Gesetz erst nach der Sommerpause verabschiedet. ... damit bleibt die Unsicherheit weiter im Markt bis September.

Economía/Energía
La CNE aprueba hoy su informe sobre la nueva regulación fotovoltaica

MADRID, 29 Jul. (EUROPA PRESS) -

El consejo de administración de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) tiene previsto aprobar en su reunión de hoy, la última antes de las vacaciones, el informe acerca de la nueva regulación fotovoltaica.

Este informe, que no es vinculante, se pronunciará sobre la propuesta de Real Decreto del Ministerio de Industria acerca del nuevo marco regulador, que sustituirá al 661/2007, cuya expiración se producirá en octubre.

El departamento dirigido por Miguel Sebastián remitió el texto al regulador energético el viernes 18. El organismo presidido por María Teresa Costa deberá someterlo a consulta ante el Consejo Consultivo de la Electricidad, en el que participan asociaciones empresariales del sector.

Una vez aprobado el informe de la CNE, el proceso de aprobación concluirá con el visto bueno de la Comisión Delegada de Asuntos Económicos y del Consejo de Ministros. El secretario general de la Energía, Pedro Marín, indicó la semana pasada que es probable que la nueva regulación no vea la luz hasta después del verano.

El nuevo Real Decreto incluye un recorte de las actuales primas del 26% para las instalaciones fotovoltaicas en cubierta y del 35% para las de suelo. Las primeras deberán tener una potencia máxima de 2 megavatios (MW), mientras que las segundas no podrán superar los 10 MW.

Además, fija un techo de 300 megavatios (MW) a la instalación de plantas para 2009. Para incentivar las instalaciones de cubierta, se reservarán 200 MW a este grupo, mientras que el techo para las plantas de suelo será de 100 MW. No obstante, esta distribución entre uno y otro tipo de planta es flexible.

Para asignar la potencia máxima de 300 MW, se crearán cada año cuatro registros trimestrales, de 75 MW cada uno. Si un trimestre hay solicitudes superiores a esta cifra, se reduce un 2,5% la prima --la caída podría ser del 10% al cabo de cuatro trimestres--.

Al final de cada año podrá elevarse el techo de potencia instalada en un porcentaje equivalente a la bajada de primas. Como ejemplo, si en 2009 se recorta un 10% la prima porque ha habido mucha demanda, en 2010 se podrán instalar no sólo los 300 MW del techo, sino un 10% más, esto es, 330 MW.

Además, las instalaciones de cubierta deberán presentar avales por hasta 100.000 euros, mientras que en el caso de las de sueño las garantías podrían llegar a los 500.000 euros.

Industria espera que el recorte de primas atenúe la especulación en torno al sector y ahorre al Estado en torno a 415 millones de retribución al año. En 2008 se destinarán 800 millones a primas fotovoltaicas, y en 2009 la retribución será de 915 millones, frente a los 1.330 millones que se habrían destinado en un escenario de continuidad.

El decreto incluye además una cláusula que contempla la posible revisión al alza de las tarifas en caso de que concurran circunstancias como una fuerte subida de los costes, establece un registro de instalaciones fotovoltaicas antes de su desarrollo y crea un Plan Renove de instalaciones de cogeneración.

http://www.europapress.es/economia/energia-00341/noticia-eco…

[bossi1]

Industrie Minister Sebastian hält die span. Regulierung für großzügiig und ausgewogen "ohne das Geld am Fenster rauszuwerfen". Bei nur 0,8% Stromproduktion soll PV Solar jedoch für die Hälfte der Strompreisanhebung von 5,6% im Juli verantwortlich gewesen sein. In Spanien soll es PV Solar Tarife von 29-33 ct/kwh geben gegenüber "nur 25 ct/KWh in Deutschland". Er bestritt, daß eine Reduzierung der Tarife spanischen Firmen schaden könnte und verwies dabei auf 2007, wobei 80% der installierten Solarpanele im Jahr für 2,5 Mrd. € nach Spanien importiert wurden. ... vielleicht sollte man in Spanien anstatt Geld Sebastian aus Fenster werfen

ENERGÍAS RENOVABLES
Sebastián afirma que las primas a la fotovoltaica serán "bastante generosas"
29/07/2008 - 15:38

Madrid, 29 jul (EFE).- El ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián, aseguró hoy que las nuevas primas a la producción eléctrica de las instalaciones de energía solar fotovoltaica serán "equilibradas", "bastante generosas" y no tendrán efectos retroactivos.
Durante su comparecencia en la Comisión de Industria del Congreso, Sebastián apostó por lograr un "equilibrio razonable" entre las energías razonables y "tirar la casa por la ventana".
La propuesta del Ministerio, que hoy estudia la Comisión Nacional de la Energía (CNE), establece una retribución de entre 29 y 33 céntimos de euros por kilovatio-hora (KWh) generado por las instalaciones solares, frente a los 25 céntimos por KWh que se pagan en Alemania, el país donde más desarrollada está la fotovoltaica, explicó.
La nueva normativa entrará en vigor a finales de septiembre y no tendrá efectos retroactivos, ya que las instalaciones que se hayan registrado hasta esa fecha continuarán cobrando las primas actuales, que ascienden a 45 céntimos por KWh.
Asimismo, destacó que la fotovoltaica, que genera el 0,8 por ciento de la energía eléctrica consumida en España, recibió por su producción una cantidad de dinero equivalente a la mitad de la subida del 5,6 por ciento del recibo de la luz que entró en vigor el pasado 1 de julio.
El ministro negó además que una reducción de las primas desincentive la implantación en España de empresas de fabricación de paneles solares y recordó que el pasado año se importaron del exterior el 80 por ciento de los panales instalados, con un coste de 2.500 millones de euros.
Industria espera recibir el informe de la CNE sobre el borrador de la orden ministerial que regulará la retribución fotovoltaica a finales de agosto o principios de septiembre, dijo Sebastián.

http://www.finanzas.com/noticias/empresas/2008-07-29/29254_s…

[bossi1]

Siliken Solar stopt alle Investitionen in Spanien wegen der geplanten dratischen Regulierung inkl. Cup vom Industrie Minister und wird sich auf neue Märkte wie Deutschland, USA, Frankreich und Italien orientieren. Siliken hat 3 Werke in Spanien und 1 Werk in San Diego, USA und beschäftigt insgesamt ca. 1.000 Mitarbeiter. ... es war mal von einem Börsengang die Rede.

Siliken cancela sus inversiones en España por la nueva normativa fotovoltaica

Madrid, 30 jul (EFECOM).- El fabricante de componentes solares fotovoltaicos Siliken anunció hoy que cancela sus planes de expansión en España para concentrarse en mercados más estables debido a la nueva regulación de las primas a la producción que prepara el Ministerio de Industria, informó hoy la empresa.

Siliken considera que el nuevo Real Decreto, que limitará la instalación de plantas solares fotovoltaicas a 300 megavatios (MW) anuales y reduce las primas un 30 por ciento de media, "detendrá bruscamente" el mercado y la industria.

Las inversiones industriales previstas para los próximos años, cuya cifra no se especifica, se destinarán a mercados como Alemania, EEUU, Italia y Francia, que presentan "mayor estabilidad y potencialidad".

Siliken tiene cuatro plantas de producción en España, en Rafelbunyol (Valencia), Pobla de Farnals (Valencia), Casas Ibáñez (Albacete), El Rosario (Tenerife), y otra en San Diego (EEUU).

El Gobierno considera que el crecimiento de la energía solar fotovoltaica es insostenible en el tiempo y quiere limitar los incentivos para ajustar su desarrollo.

Según los datos facilitados por Siliken, en el primer semestre se instalaron en España 600 MW.

El titular de Industria, Miguel Sebastián, aseguró ayer que las nuevas primas a la producción eléctrica de las instalaciones de energía solar fotovoltaica serán "equilibradas", "bastante generosas" y no tendrán efectos retroactivos.

La propuesta del Ministerio establece una retribución de entre 29 y 33 céntimos de euros por kilovatio-hora (KWh) generado por las instalaciones solares, frente a los 25 céntimos por KWh que se pagan en Alemania, el país donde más desarrollada está la fotovoltaica, explicó Sebastián.

Actualmente en España reciben 45 céntimos por KWh.

La Comisión Nacional de la Energía (CNE) aprobó ayer un informe favorable a la propuesta del Ministerio. EFECOM apc/jj

http://ve.invertia.com/noticias/noticia.aspx?idNoticia=20080…

[bossi1]

Die CNE akzepiert die neue Regulierung, klammert aber dabei im letzten Quartal 2008 den Cup von 300 MW erst einmal aus, dann zu den neuen Tarifen !!! Zudem empfehlen sie für 2009 250 MW für Parks und nur 50 MW für Dachsysteme. ... es gab nur diese Nachricht in Spanien dazu und die "könnte" eine Wende beim Cup andeuten.

CNE acepta decreto solar pero propone excluir al último trimestre de 2008
21:23 - 29/07/2008

No obstante, el organismo pide que para las instalaciones que se pongan en marcha durante el último trimestre de 2008 'no existan objetivos de cantidad y a todas las instalaciones que entren en el sistema en ese periodo se apliquen las nuevas tarifas contenidas en la propuesta de Real Decreto'.

MADRID (Thomson Financial) - La Comisión Nacional de la Energía (CNE) ha dado el visto bueno al decreto de retribución a producción de energía fotovoltaica que regula las instalaciones solares posteriores a la fecha límite de la anterior regulación.

Además, pide que el decreto, que establece un tope de 300 MW por año, incluya una mayor gradualidad, con 250 MW instalados en suelo (huertas solares) y 50 MW en techo en 2009, pidiendo para estas últimas que se les exima del depósito del aval previo (estipulado en 50.000 euros por cada megavatio instalado).

La propuesta de Industria destina 200 MW a edificios (techo y fachadas) y 100 MW para suelo, aunque permite cierta flexibilidad.

También pide a Industria que para 2009 la convocatoria del primer trimestre para cubrir la cuarta parte del cupo de 300 MW 'pueda ser atendida por instalaciones ya preparadas para funcionar como proyectos'.

La CNE comparte con el decreto 'el objetivo de establecer un sistema de tarifas que oriente la reducción de costes de la tecnología, para moderar su expansión y que las reducciones de costes se vayan transmitiendo al consumidor'.

Las nuevas primas al sector fotovoltaico --con una retribución de 29 céntimos para suelo por cada KWh y de 33 céntimos/KWh para techo-- que establece el decreto son inferiores en hasta un 35% a las establecidas para las instalaciones reguladas por el anterior decreto --45 céntimos/KWh--.

[e-mail]

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/679834…

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Hoffnung auf Kehrtwende in Spanien

Nun richten sich die Blicke von Firmen und Anlegern nach Spanien - dort gibt es neue Entwicklungen, die auf einen Kompromiss bei der Kappung der Subventionen hindeuten. Das Sonnen-Land ist einer der wichtigsten Märkte der Branche. Die Pläne der Iberer halten die Solar-Aktien seit geraumer Zeit am Boden. Der spanische Generalsekretär für Energie, Pedro L. Martín Uribe, legte am 18. Juli einen Gesetzesentwurf vor, der erhebliche Einschränkungen beim Bau von Photovoltaik-Anlagen und bei der Einspeisevergütung für Solarstrom vorsieht.

Senkung der spanischen Subventionen

Der Photovoltaik-Einspeisetarif soll demnach abhängig vom Anlagentyp um bis zu 35 Prozent sinken, erklärte die Wirtschaftskanzlei Rödl & Partner. Außerdem soll die geförderte Gesamtkapazität auf 300 MW pro Jahr sinken, der bürokratische Prozess werde erschwert. Trete das Gesetz wie geplant in Kraft, drohten der Solar-Industrie in Spanien erhebliche Schwierigkeiten. Davon seien dann insbesondere auch die bisher erfolgreichen Investoren aus Deutschland betroffen.

Kompromiss für dieses Jahr

Nun zeichnet sich offenbar zumindest eine Milderung der Einschnitte ab: Am Mittwoch gab die für die zuständige Regierungskommission eine Stellungnahme zum Vorschlag des Industrieministeriums ab, wie Georg Abegg, Rechtsanwalt und Partner bei Rödl & Partner Madrid im Gespräch mit t.online.de/wirtschaft erläuterte. Demnach empfiehlt die Energiekommission, für Anlagen, die zwischen dem 30. September und dem 31. Dezember dieses Jahres ans Netz gehen, auf eine Deckelung zu verzichten. Die vorgeschlagene Kappung der Einspeise-Vergütung trete jedoch in Kraft, auch die später vorgesehene Deckelung der Maximal-Förderung von 300 MW bleibe bestehen.
Rechtssicherheit für laufende Projekte

Damit könnten schon projektierte Vorhaben mit Rechtssicherheit abgewickelt werden, betonte Abegg. Die neue Regel werde im Übrigen nur die Zwischenhändler treffen und sei für die großen Solarkonzerne langfristig sogar positiv: Dadurch würden diese gezwungen, ins Projektgeschäft vorzustoßen und sich als Kraftwerksbauer mit langfristigen Lieferbeziehungen zu positionieren. Zum Hintergrund der Kappung erläuterte Abegg, Spanien versuche, die Teuerung auch mit der Senkung der Energiepreise in den Griff zu bekommen. Denn sämtliche Tarifverträge im Land seien an die Inflation gekoppelt.

Verbrauch
Kampf der Lobbygruppen

Nun beginne das Ringen der diversen Lobbygruppen um die Endfassung der Neuregelung, betonte Theo Kitz, Analyst bei der Privatbank Merck Finck, auf Anfrage von t.online.de/wirtschaft. Eigentlich sollte das neue Gesetze ab 1. September in Kraft treten, vielleicht werde es noch eine Übergangsregelung geben. Besonders negativ wäre eine Deckelung der Subventionen bis 300 MW installierte Leistung, betonte der Analyst.

Positive Faktoren auch aus den USA

Kitz wies aber auf einen anderen positiven Faktor für Solar-Aktien hin: In den USA deute sich ein Boom für die Solar-Energie an, der erst nach den Präsidentschaftswahlen im November beginne. Sowohl der demokratische Kandidat Barack Obama als auch der republikanische Herausforderer John McCain hätten bereits ihren Willen bekräftigt, verstärkt auf erneuerbare Energien zu setzen.

http://wirtschaft.t-online.de/c/15/75/31/20/15753120.html

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 34.619.317 von bossi1 am 30.07.08 23:21:25

Auch in einem Artikel ais Cinco Dias spricht man vom Vorschlag der CNE für das letzte Quartal 2008 "als Übergangszeit ohne Cup", jedoch mit den Tarifen der gepanten neuen Regulierung. Danach soll lt. CNE Vorschlag ab 2009 ein 300 MW Cup mit der geänderten Teilung 250 MW Parks und 50 MW Dachsystemen einsetzten

(..) La CNE propone además establecer un periodo transitorio desde el 30 de septiembre y el 31 de diciembre en el que no se aplique el objetivo de cantidad (que se hace de forma trimestral) y que en 2009, desde la primera convocatoria, se puedan cubrir los objetivos tanto de instalaciones para ese año, como de proyectos. El reparto para ese año debe ser distinto: 50 MW para tejados y 250 MW para suelo, para ir aplicando gradualmente la propuesta del real decreto a partir del año 2010. (..)

http://www.cincodias.com/articulo/empresas/CNE/respalda/norm…

[bossi1]

July 31, 2008 05:19
GE und Grupo Corporativo Landon investieren 350 Mio. US-Dollar in führendes europäisches Solarunternehmen und liefern den Zündfunken für die Expansion von Solaranlagen in Europa und den USA ... der Grund für die GE Gerüchte bei Solarworld?


MADRID, Spanien und STAMFORD, Connecticut--(BUSINESS WIRE)--GE Energy Financial Services, ein Geschäftsbereich von GE (NYSE: GE), und Grupo Corporativo Landon kündigten heute eine Investition von ca. 350 Mio. US-Dollar (225 Mio. Euro) in Fotowatio an, einen der größten und erfolgreichsten Entwickler von Solarstromprojekten in Spanien. Fotowatio besitzt, betreibt und entwickelt Solarprojekte mit einer Leistungskapazität von fast 960 Megawatt in den wachstumsstarken Solarstrommärkten Spaniens, Italiens und der USA. Qualitas Venture Capital und Fotowatios Management gehören bereits zu den Investoren des Unternehmens.

„Indem sie das Wachstum eines der führenden Entwickler der Solarbranche fördert, liefert uns diese Investition unmittelbaren Zugang zu attraktiven Solarmärkten in Europa und den USA und wird einen wichtigen Bestandteil von GEs weiterer Strategie bilden, ein bedeutender Akteur in der Solarbranche zu werden”, sagte Alex Urquhart, Präsident und CEO von GE Energy Financial Services. „GE verfügt über alle Zutaten, die zum Erfolg in der Solarbranche notwendig sind: Kapital, Technologie, Forschung und Ecomagination.” Ecomagination ist GEs Programm, mit dem es seinen Kunden hilft, ihren Umweltherausforderungen zu begegnen und gleichzeitig sein unternehmenseigenes Portfolio von umweltfreundlicheren Energieprodukten erweitert.

„Im Laufe der vergangenen zwei Jahre ist Fotowatio schnell zu einem der größten Betreiber und Entwickler von Solarstromanlagen Spaniens herangewachsen”, sagte Iñigo Olaguíbel, ein Gesellschafter von Qualitas Equity Partners, der Verwaltungsgesellschaft des Qualitas Venture Capital Fonds. „Wir freuen uns auf die Zusammenarbeit mit GE Energy Financial Services und Grupo Corporativo Landon, um Fotowatios Expansion in Spanien, Italien, den USA und darüber hinaus zu unterstützen.”

Fotowatios Portfolio umfasst Leistungskapazitäten von fast 60 Megawatt in den spanischen Ortschaften Trujillo, Arroyo de San Serván und Olmedilla de Alarcón sowie Entwicklungsprojekte mit einer Leistungskapazität von insgesamt mehr als 900 Megawatt in Spanien, Italien und den USA. Fotowatio nutzt photovoltaische Solartechnologie, die Licht direkt in Elektrizität verwandelt sowie konzentrierte Solarenergietechnik mit Spiegeln und Verfolgungssystemen, die Sonnenlicht in eine Hitzequelle zu fokussiert, welche dann eine konventionelle Dampfturbine antreibt. Ohne Treibstoffkosten oder Emissionen wird dieses Portfolio umweltfreundliche Energie produzieren und im Vergleich zur herkömmlichen Nutzung fossiler Brennstoffe eine jährliche Ausstoßmenge von mehr als 730.000 Tonnen von Treibhausgasen vermeiden.

GE Energy Financial Services wird eine Kapitalsumme von 235 Mio. US-Dollar (150 Mio. Euro) in Aktien und Wandelanleihen anlegen, um einen 32-prozentigen Anteil an der neu gebildeten Holdinggesellschaft Fotowatio SL zu erwerben. Die Grupo Corporativo Landon, eine in Familienbesitz befindliche spanische Holdinggesellschaft mit einem diversifizierten Investitionsportfolio, wird 118 Mio. US-Dollar (75 Mio. Euro) in Aktien investieren, um einen 17,5-prozentigen Anteil an Fotowatio SL zu erwerben. Die verbleibenden 50,5 Prozent werden den bestehenden spanischen Investoren gehören: Qualitas Venture Capital— ein von Qualitas Equity Partners verwalteter Fonds, an dem Timón SA beteiligt ist — wird 33,5 Prozent der Anteile besitzen, Fotowatios Management hält 17 Prozent.

„Fotowatio ist einer der erfolgreichsten Solarstromentwickler in Europa und wird von einem Managementteam geleitet, das seine Fähigkeiten in der Entwicklung und im Betrieb unter Beweis gestellt hat”, sagte Andrew Marsden, der für Europa zuständige Geschäftsführer von GE Energy Financial Services. “Diese Investition wird einen Beitrag zur Erreichung der Zielsetzung von GE Energy Financial Services leisten, nach der es bis zum Jahr 2010 weltweit 6 Mrd. US-Dollar in erneuerbare Energiequellen investieren will sowie 5 Mrd. US-Dollar bis zum Jahr 2010 außerhalb der USA. Der Geschäftsbereich von GE gab zu einem früheren Zeitpunkt dieses Monats bekannt, dass seine Investitionen in erneuerbare Energiequellen den Stand von 4 Mrd. US-Dollar überschritten hatten.

Die Solarenergiebranche wuchs seit 2005 weltweit jährlich um 40 Prozent, womit sie eine der wachstumsstärksten Quellen von erneuerbarer Energie ist. Spaniens Zielvorgaben fordern, dass 12 Prozent des Energiebedarfs des Landes im Jahr 2010 durch erneuerbare Energiequellen abgedeckt werden soll, gegenüber 9,5 Prozent im Jahr 2007. Italien setzte sein Ziel für die erneuerbare Energieversorgung bei 6,8 Prozent des Bedarfs im Jahr 2011 an. Die Europäische Union legte ein längerfristiges verbindliches Ziel fest, nach dem ein 20-prozentiger Anteil des Energieverbrauchs im Jahr 2020 aus erneuerbaren Energiequellen stammen muss.

„Mit den Kapitalinjektionen von unseren Investoren und dem potenziellen Zugang zu den Solarmodulen und Dampfturbinen von GE ist Fotowatio in der Lage, sein Portfolio in Wachstumsmärkten auszuweiten und Tausende von Haushalten und Unternehmen in aller Welt mit umweltfreundlichem Solarstrom versorgen”, sagte Rafael Benjumea, der CEO von Fotowatio.

Erneuerbare Energie ist eines der am schnellsten wachsenden Geschäfte von GE. GE Energy liefert Solarmodule und fertig verpackte Solarsysteme zur Verwendung in Haushalten und Gewerbebetrieben und hat vor Kurzem seine Kapitalbeteiligung an PrimeStar Inc. aufgestockt, einem Hersteller von dünnschichtigen Solarmodulen. GE Energy schloss außerdem ein strategisches Bündnis mit GAF Materials Corporation ab, um solarstromerzeugende Bedachungssysteme zu entwickeln und zu vermarkten. Das Global Research Center von GE führt fortgeschrittene Forschungs- und Entwicklungsarbeiten in der Photovoltaik, anderen Solarstromsystemen und Technologien für das Stromnetzmanagement durch.

http://www.businesswire.com/portal/site/google/?ndmViewId=ne…

[bossi1]

Der span. Greenpeace Direktor hält den Energiesparplan Plan von Sebastians (Industrie Ministerium) nur für kurzfristiges "grünes Marketing". Allerdings werden die Möglichkeiten effizienterer Energiemodelle von der Regierung blockiert, obwohl sie helfen könnten, bemerkte er in Anspielung auf das "geplante Cup bei PV Solar". ... der Druck auf die Regierung geht weiter.

GREENPEACE CONSIDERA QUE EL PLAN DE AHORRO DE SEBASTIÁN NO ES MÁS QUE "MARKETING VERDE"

MADRID, 02-AGO-2008

El director ejecutivo de Greenpeace en España, Juan López de Uralde, considera que el plan para el ahorro energético del Ministerio de Industria no es más que "marketing ecológico", al plantear únicamente iniciativas "de cara a la galería".

López de Uralde criticó, en declaraciones a Servimedia, que el plan de Miguel Sebastián "se queda muy corto", ya que carece, entre otras cuestiones, "de una estrategia a largo plazo para hacer frente a las emisiones de CO2 en el conjunto del sector energético".

En su opinión, dicho plan parece haber sido "improvisado" y constituye "un puro marketing ecológico con medidas de cara a la galería". "Hay mucho marketing 'verde' en la estrategia de Sebastián", añadió el director de Greenpeace.

"Sin embargo, las medidas que realmente pueden llevar a España a modelos energéticos mucho más eficientes se bloquean desde el Gobierno", lamentó, refiriéndose a los "límites" que ha puesto el Ejecutivo al desarrollo de la energía solar fotovoltaica.

http://www.discapnet.es/Discapnet/Castellano/Actualidad/Nuev…

[bossi1]

ASIF & APPA versichern, daß PV Solar spätestens 2015 die Netzparität erreicht. (steigende Stromkosten, fallende PV Solar Preise) Ein Cup von 300 MW würde jedoch jetzt vor dem Ziel den Markt lahmlegen und man fordert für 2009 ein mindest Volumen von 480 MW (180 MW Dachsysteme, 300 MW Parks) und für die Transitzeit ab Sept. 120 MW.

Las patronales ASIF y APPA afirman que la fotovoltaica será rentable en 2015

Competitiva y sin ayudas para el 2015. Ese es el mensaje que ASIF y APPA han lanzado sobre la energía solar fotovoltaica, ante la inminente aprobación del nuevo Real Decreto que, según ellos, supondrá "un tremendo golpe" y la paralización del sector. Estas dos patronales explican su posición tras el informe de la CNE.

JORGE GARCÍA GONZÁLEZ MADRID 06 · 08 · 2008
La energía solar fotovoltaica será rentable alrededor del año 2015. Al menos, así lo ha manifestado la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) y la Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA), patronales del sector. Estas dos asociaciones han emitido un comunicado conjunto para explicar su posición, ante los últimos acontencimientos ocurridos, en el proceso de aprobación del nuevo decreto que regula la producción de energía mediante tecnología solar fotovoltaica.

Las patronales afirman que esta rentabilidad de la fotovoltaica se podría dar sin ayudas por parte del Estado, pero para ello es "imprescindible" que se eliminen las barreras administrativas que el Ministerio de Industria propone en el Borrador del Real Decreto. Tanto para poder llegar al ámbito doméstico, como para que el sector disponga de la confianza suficiente para seguir invirtiendo en proyectos fotovoltaicos.

En este sentido, ASIF y APPA piden que no se "imposibilite" el despegue de la energía solar fotovoltaica, por lo que solicitan un volumen mínimo de mercado de 480 MW anuales entre instalaciones en edificios y en suelo. Concretamente, lo dividen en 180 MW en techo y 300 MW en huertas, para evitar que un segmento del mercado "fagocite" al otro.

Recordemos que el Ministerio de Industria recoge en el borrador una reducción de las primas que reciben las empresas por su producción y limita la potencia fotovoltaica a 300 MW nuevos al año (200 MW para edificios y 100 MW para instalaciones en suelo).

Del mismo modo, estas dos asociaciones han solicitado a Industria que establezca un cupo mínimo transitorio de 120 MW para el último trimestre de este año, puesto que el nuevo Real Decreto entraría en vigor a finales de septiembre y el sector no podría desarrollar proyectos en esos tres meses. De tal forma, se alcanzarían los 600 MW como volumen mínimo de mercado.

Un "tremendo golpe" para el sector

Para las patronales la aprobación del nuevo Real Decreto, tal y como lo plantea Industria, supondrá un "tremendo golpe" y la paralización del sector, ya que pasará de instalar 1.000 MW anuales a 300 MW, es decir, un 30% del volumen de mercado actual. A esto hay que sumar el parón que el sector sufrirá en los tres últimos meses del año, anteriormente mencionado.

ASIF y APPA denuncian, asimismo, que desde el Ministerio de Industria se ha "exagerado" el coste que tendrán las primas de la fotovoltaica en 2008, que cifra en 800 millones de euros para una potencia instalada de 1.500 MW. Por su parte, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) contradice los datos del Gobierno y estima que estos serán de 524 millones para 1.800 MW instalados.

Paridad en la red en 2015

Ambas patronales, estiman que para 2015, será "más barato" para los consumidores "adquirir paneles, instalarlos y autoabastecerse de electricidad" antes que comprar la energía a traves de la red de distribución, como se realiza en la actualidad.

Este hecho, conocido como "paridad en la red", podría ser realidad en España debido al rápido descenso de los costes de los sistemas solares, así como a la fuerte subida de los precios de la energía.

Entre las ventajas de esta paridad estarían la disminución del volumen de importaciones de hidrocarburos, las emisiones evitadas al medio ambiente, la bajada de intensidad en la demanda durante el verano (evitando, de paso, el riesgo de apagones) y una amortización de la inversión por parte de los consumidores.

http://www.energiadiario.com/publicacion/spip.php?article762…

[bossi1]

Zwischen der CNE und Regierung spritzen die Funken ...
Die CNE (Nationale Energie Kommission) macht die Regierung für die aus dem Ruder gelaufene Spekulation bei Solarenergie verantwortlich wurde aus Quellen der CNE bekannt. Die Regulierungsbehörde beklagt sich über die notwendige Voraussicht und Verzögerungen bei der neuen Norm. Das fing im Sept. 2007 mit mehr aus großzügigen Tarifen von 45 Ct/kWh und ohne Cup bei Joan Clos an. Danach verlor man einfach den Überblick, wobei die Investoren die einmalige Gelegenheit erkannten und nutzten. Die Tarife, die den Sektor eigentlich nur "anschieben" sollten lösten einen ungewollten Boom aus und der Wettlauf um die Zeit begann. Auf der anderen Seite stiegen die Belastungen daraus von 189 Mio. in 2007 auf 524 Mio. in 2008 und werden 2009 bei 885 Mio. erwartet.

15 Monate im legalem Vakuum ...
Auch nach dem September 2008 wird es in der "Übergangszeit bis Ende 2008" noch keinen Cup geben, jedoch dann nur zu den neuen Tarifen (29 Ct Parks, 33 Ct/kWh Dachsysteme), die in der neuen Regulierung vorgesehen sind. Mit einer Verabschiedung der neuen Regulierung ist frühestens bis Ende des Jahres zu rechnen. Die CNE setzt sich für eine maßvolles Wachstum (ohne 300 den MW zu nennen) bei PV Solar ein, um die Stromtarife nicht explodieren zu lassen. Man spricht von der deutschem Methode, die Tarif Reduzierungen an der technischen Entwicklung orientiert, damit sich der Sektor mit Nachaltigkeit entwickeln kann. ... langsam kommt man auch in Spanien zur Sache. Ohne Cup können wir auch noch 3 Monate länger warten.

La CNE hace responsable al Gobierno de la especulación en la energía solar
LORENA LÓPEZ | 6:00 - 7/08/2008

Sebastián reconoce que la mitad de la subida de la luz fue por culpa de la energía fotovoltaica (16/07)
Vuelven a saltar chispas entre la Comisión Nacional de la Energía (CNE) y el Ministerio de Industria. Ahora el encontronazo se produce por las primas e incentivos a la energía solar. No es para menos, cuando el regulador culpa al Gobierno sin tapujos de la especulación que se ha producido en este sector en el último año, cuyo crecimiento se ha multiplicado por cinco.

El regulador lamenta la falta de previsión y el retraso del Ejecutivo a la hora de elaborar la nueva norma y así lo ha trasladado al Ministerio de Industria, según explicaron fuentes de la Comisión de la Energía a elEconomista.

Aceleración de las inversiones
Los hechos se remontan a septiembre del pasado año, cuando Joan Clos, entonces ministro de Industria, anunció que ya se había alcanzado el 80% de los objetivos previstos para 2012 en energía solar. Entonces se lanzó un aviso a navegantes: las golosas primas de 45 céntimos por kilovatio sólo se aplicarían por un año más. A partir de ahí se cortaría el grifo y no se dio ningún tipo de detalle sobre lo que ocurría después.

Pero los inversores entendieron que se acabó lo que se daba y comenzaron una carrera para poner en marcha sus proyectos antes de septiembre de este año. Así, al Gobierno le salió mal la jugada porque, en lugar de disuadir a los promotores y ralentizar el crecimiento de la fotovoltaica, provocó el efecto contrario. Ahora tiene que mantener estas primas para las instalaciones que llegaron a tiempo.

El regulador habla de la repercusión económica para el consumidor y el apoyo a la tecnología fotovoltaica que representó 189 millones de euros en 2007 y puede ascender a 524 millones en 2008 y a 885 millones en 2009, lo que conlleva a un incremento de la tarifa para satisfacer el aumento del sobrecoste fotovoltaico de un 1,3% en 2008 y 1,2% en 2009.

Para evitar que el denominado déficit de tarifa -cantidad que el Gobierno reconoce a las eléctricas por no subir la luz- no siga su tendencia alcista como hasta ahora, el organismo solicita al Gobierno que aumente el precio de las tarifas eléctricas y que realice un análisis detenido de todas y cada una de las partidas de coste del suministro eléctrico, que permita determinar cuáles son las que pueden reducirse.

La CNE también lamenta la tardanza de la nueva retribución, donde se rebajan las primas un 35%, hasta los 29 céntimos. El regulador considera que las primas anteriores eran necesarias en un primer momento para impulsar el desarrollo de la energía fotovoltaica. Y es que el desarrollo de este negocio era muy caro por la escasez de oferta de los bienes de equipo y de las placas solares. Sin embargo, ahora estos gastos se han reducido considerablemente, como consecuencia de unas tecnologías más sofisticadas y el aumento de fabricantes de módulos.

Para el organismo, la evolución del negocio fotovoltaico tendría que haber llevado aparejado una regulación coherente. Pero no ha sido así y el resultado que vislumbra la CNE es que de un día para otro se frenaron bruscamente las inversiones y algunas empresas amenazan con deslocalizaciones.

Vacío legal de 15 meses
Además, afirma que, como pronto, la nueva norma se aprobará a finales de año y hasta que se pongan en marcha los nuevos proyectos habrá un vacío legal. Más allá van los consejeros Luis Albentosa y Carmen Fernández Rozado que en un voto particular critican que no haya una regulación específica para un periodo de 15 meses.

Para evitar el vacío legal, el organismo pide que para las instalaciones que se pongan en marcha durante el último trimestre de este año no existan objetivos de cantidad y a todas las instalaciones que entren en el sistema en ese periodo se apliquen las nuevas tarifas contenidas en la propuesta de Real Decreto.

La CNE también aboga por que se disminuya la cantidad de nuevas instalaciones fotovoltaicas que tengan retribución y que se controlen y ordenen los proyectos, ya que un crecimiento excesivo de las mismas llevaría a fuertes incrementos de la tarifa eléctrica.

Al mismo tiempo, solicita un sistema de tarifas, como el "método alemán", que oriente la reducción de los costes de la tecnología, para que el sector evolucione en una senda de sostenibilidad y los ahorros sean trasmitidos completamente a los titulares de las instalaciones. Según el organismo que preside María Teresa Costa este modelo es más flexible en cuanto a que la evolución prefijada de la tarifa va a depender directamente de la reacción del mercado.

[bossi1]

Donnerstag, 14. August 2008
Kränkelnde Wirtschaft
Spanien schnürt Paket

Die spanische Regierung will die kriselnde Wirtschaft ihres Landes mit einem Milliarden-Programm ankurbeln. Das Kabinett von Ministerpräsident José Luis Rodríguez Zapatero verabschiedete einen 24-Punkte-Plan, der die spanische Wirtschaft produktiver und wettbewerbsfähiger machen soll. Danach will Madrid in den Jahren 2009 und 2010 insgesamt 20 Mrd. Euro für den sozialen Wohnungsbau und die Unterstützung kleiner und mittlerer Unternehmen ausgeben.

Das Vorhaben ist nach Angaben des Wirtschaftsministeriums das umfangreichste Konjunkturprogramm in der Europäischen Union. Zapatero äußerte die Erwartung, dass Spanien in zwei Jahren wieder eine Wachstumsrate von über drei Prozent erzielen werde.

Der sozialistische Regierungschef hatte aufgrund der Krise seinen Urlaub unterbrochen und sein Kabinett zu einer Sondersitzung einberufen. Nach 14 aufeinanderfolgen Wachstumsjahren unter anderem wegen eines kräftigen Baubooms befindet sich Spaniens Wirtschaft in einer kräftigen Abkühlung. Die Arbeitslosigkeit steigt ebenso wie die Inflation, viele Haushalte sind überschuldet.

Das Konjunkturwachstum betrug im zweiten Quartal 2008 nur noch 0,1 Prozent. Die Wachstumsrate im Zwölf-Monats-Zeitraum liegt damit nur noch bei 1,8 Prozent, 0,9 Prozentpunkte weniger als vor drei Monaten. Die Inflationsrate stieg mit 5,3 Prozent auf den höchsten Wert seit 16 Jahren.

http://www.n-tv.de/Kraenkelnde_Wirtschaft_Spanien_schnuert_P…

[bossi1]

BP storniert den Bau der 300 MW Solarfabrik in Puertollano in Spanien nach bereit gemeldeten Verzögerungen. Es sollten im ersten von zwei Bauabschnitten 93 Mio. € investiert werden für 500 Mitarbeiter und im zweiten Abschnitt wollte man verdoppeln. BP Solar hat die globale geschäftliche Strategie überdacht und begründet damit die Sornierung des Projektes. ... die Entscheidung ist eine klare Antwort auf das geplante 300 MW Cup vom Industrie Ministerium. BP Solar ist wie Siliken Solar Mitglied beim AEF. Auch Siliken hat in Spanien alle Investition gestopt und denkt über Produktionverlagerungen ins Ausland nach. Sie haben bereits ein Werk in San Diego USA.


BP Solar cancela la construcción de su nueva fábrica en Puertollano (Ciudad Real)

CIUDAD REAL, 15 Ago. (EUROPA PRESS) -

La empresa BP Solar ha hecho público que ha decidido cancelar la construcción de su nueva fábrica de paneles solares que tenía previsto poner en funcionamiento en el polígono de La Nava III en Puertollano (Ciudad Real).

A través de un comunicado, la empresa, que tenía previsto invertir unos 93 millones de euros y crear unos 500 empleos, en una primera fase, atribuye su decisión a que ha revisado recientemente su estrategia global de fabricación.

En este sentido, se señala que la decisión responde únicamente a criterios de negocio, a la vez que la empresa agradece al Ayuntamiento de Puertollano, a la Junta de Castilla-La Mancha y al Gobierno español el esfuerzo realizado y el apoyo recibido para el proyecto.

El pasado mes de mayo, la compañía anunciaba también un retraso en el comienzo de la construcción de la fábrica y renunciaba a las ayudas de 18 millones de euros que le habían sido otorgados dentro de plan especial para las comarcas del carbón, el Plan MINER, aunque no renunciaba a solicitar estas ayudas el próximo año.

BP Solar, división de BP Alternative Energy, perteneciente al grupo BP, es una línea de negocio que diseña, fabrica y comercializa productos que utilizan la energía solar para generar electricidad en una amplia gama de aplicaciones en el área residencial, comercial e industrial.

http://www.europapress.es/castilla-lamancha/noticia-bp-solar…

[bossi1]

Das drückte den ABG Kurs ...
Abengoa stellt ihr Megaprojekt ohne US-Subventionen in Frage, da sonst die Finanzierung (1 Mrd. USD) nicht gesichert werden kann, da die Zahlen nicht aufgehen, wurde von Fred Morse bestätigt. Ähnlich äußerte sich auch die chinesische Suntech zu ihrer geplanten Fabrik in den USA. Experten halten jedoch noch eine Lösung bis zum Jahresende nach den Wahlkampfrummel für möglich. Abengoa äußerte sich nicht zum Thema.

Abengoa renunciará a su megaplanta solar si EEUU elimina sus subvenciones

Estados Unidos rechaza por octava vez prolongar las ayudas fiscales para proyectos de energías renovables, que terminan en diciembre. Sin el respaldo del Gobierno estadounidense, conseguir la financiación bancaria necesaria sería casi imposible.

Abengoa Solar pretende ocupar con sus paneles solares una superficie aproximada de 800 hectáreas...

E. Úriz / F. Ruiz

Estados Unidos acaba de rechazar por octava vez en el último año el proyecto de ley que pretende prolongar las ayudas fiscales federales para energías renovables, que terminan el próximo mes de diciembre. Las subvenciones resultan esenciales para que eólicas y solares sean competitivas en un sector dominado por los combustibles fósiles —que sí reciben apoyos públicos—. Sin ellas, la viabilidad de plantas como la que Abengoa pretende construir en Arizona —que sería la mayor del mundo, con una potencia de 280 MW y capacidad para dar electricidad a 70.000 hogares— queda en entredicho.

Sin el respaldo gubernamental, “no podemos obtener la financiación bancaria” necesaria, ha afirmado Fred Morse, consejero senior de operaciones en América de Abengoa Solar, en unas declaraciones recogidas por la prensa estadounidense. “Sin los créditos, los números no salen”, ha añadido. La megaplanta, que debería entrar en funcionamiento en 2011, requerirá una inversión estimada de 1.000 millones de dólares (unos 680 millones de euros).

La española no es la única que está revisando sus planes en el país. El fabricante chino de paneles solares Suntech llevaba un tiempo explorando la zona en busca de emplazamiento para construir una nueva fábrica. Sin embargo, este revés legislativo les ha hecho paralizar todos los encuentros programados. “No tiene ningún sentido reunirnos con los gobernadores de los distintos estados si no tenemos estabilidad en los programas de incentivo”, ha señalado uno de sus directivos al Arizona Daily Star.

Aún quedan esperanzas

A pesar de las discrepancias de los congresistas en este asunto, los expertos creen que la norma conseguirá salir adelante a tiempo. “He visto hacer muchas cosas entre las elecciones y final de año”, ha indicado uno de ellos.

El asunto se ha convertido en un punto más de rivalidad entre partidos en plena campaña electoral. De hecho, los 43 votos en contra recibidos en la última sesión han correspondido todos a senadores republicanos. Tanto el candidato republicano a la presidencia de EEUU (John McCain), como el demócrata (Barack Obama) han optado por la abstención.

Las discrepancias en torno al proyecto de ley hacen referencia también a la forma en que éste habría de ser aplicado. Unos opinan que los fondos para los subsidios deberían provenir de nuevos impuestos o del aumento del déficit público. Otros, por el contrario, consideran que lo mejor sería recortar las ayudas concedidas a petróleo, carbón y gas natural y emplear ese dinero en el desarrollo de las fuentes de energía alternativa.

En juego está conseguir una mayor dependencia energética y luchar contra el cambio climático, pero también sentar las bases de una nueva industria. Sólo la megaplanta de Abengoa evitaría la emisión de 400.000 toneladas de dióxido de carbono y crearía 1.500 puestos de trabajo durante su construcción y 85 puestos cualificados una vez terminada, durante su vida útil. Además, podría servir de reclamo para empresas similares o complementarias en la región.

Abengoa no ha respondido a las llamadas de LA GACETA.

http://www.gaceta.es/negocios/19-08-2008+abengoa_renunciara_…

[bossi1]

SolarPlaza erwartet harte Zeiten für die Solar-Industrie
PV-Marktreport von SolarPlaza

Ende des Jahres werde die weltweite Produktionskapazität für Photovoltaik-Module nahezu doppelt so groß sein als die globale Nachfrage, berichtet der Online-Photovoltaikmarktplatz und Kongressveranstalter "SolarPlaza". Dies könne zu einem Überangebot führen und viele Hersteller in eine schwierige Lage bringen, betont SolarPlaza. "Der wachsende Abstand zwischen Angebot und Nachfrage, der in den kommenden Monaten zu erwarten ist, kann der Solarindustrie schwer zu schaffen machen. Weil die Photovoltaikindustrie noch immer weitgehend abhängig ist von staatlicher Unterstützung und von Förderprogrammen, reagiert die Nachfrage sehr empfindlich auf Veränderungen der Förderbedingungen", heißt es in der Pressemitteilung. Ungewissheit über Förderung in Spanien, Deutschland und in den USA

Die spanische Regierung diskutiere noch immer über einen neuen Einspeisetarif für Solarstrom, der auf Vorschlägen beruht, die eine Obergrenze von 300 Megawatt Zubau in den Jahren 2009 – 2010 vorsehen. Damit könnten die Neuinstallationen um mindestens 75 % zurückgehen, erwartet SolarPlaza. In Deutschland wird die Einspeisevergütung für Photovoltaik-Strom um 9% sinken. Der US-Markt wartet noch immer auf die Verlängerung der Steuerkredite für das kommende Jahr. Wegen der Unsicherheiten bezüglich der Förderung könnten in den genannten Ländern die Zahl der verkauften Solarstromanlagen zum Jahresende zurückgehen.


Neue und rasch wachsende Märkte in Italien, Griechenland und Frankreich

Märkte mit stabilem Vergütungsschema wie beispielsweise Italien, Frankreich und Griechenland wüchsen hingegen rasch. Die installierte Photovoltaik-Leistung in Italien wachse sogar exponentiell. Und auch die Zahlen für Griechenland und Frankreich seien vielversprechend. Ob diese relative neuen und kleinen Märkte jedoch den erwarteten Marktrückgang in Spanien ausgleichen können, sei fraglich, so SolarPlaza.


Sind kurzfristige Preissenkungen möglich?

Laut SolarPlaza wird die künftige Marktdynamik einen wesentlichen Einfluss auf die Solarwirtschaft haben. Um wettbewerbsfähig zu bleiben, müssten die Hersteller die Preise senken, was vermutlich auch mittelfristig geschehen werde. Die Analysten von New Energy Finance (Großbritannien) rechneten damit, dass der Preis für Silizium bis 2013 um 67 % fallen werde. "Doch werden die Hersteller auch kurzfristig in der Lage sein, die Preise zu senken?", fragt SolarPlaza. "Welche Unternehmen werden überleben und welche nicht? Und - noch wichtiger - wo sind die größten kurzfristigen Wachstumsmärkte und was ist die beste Strategie?"


Konferenz in Valencia, Hintergrundpapier im Internet

Diese Fragen sollen beantwortet werden auf dem Kongress "Demand Dynamics in the Major PV Markets: Where Do All the Modules Go?" am 2. September 2008 in Valencia (Spanien), während der the 23. European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition (1. – 4. September 2008). Ein Hintergrundpapier zur Marktnachfrage ist kostenlos erhältlich unter solarplaza.com

25.08.2008 Quelle: SolarPlaza

[bossi1]

27.08.2008 - Handelsblatt

Neue Solarzelle erhöht die Stromausbeute
Sonnenenergie auf den Punkt gebracht

von Sascha Rentzing
Einen höheren Wirkungsgrad und damit eine höhere Stromausbeute verspricht ein Solarmodul, das die Freiburger Firma Concentrix Solar jetzt zur Serienreife gebracht hat. Das Modul besitzt spezielle Linsen, die dünn und leicht sind, und das Sonnenlicht auf einen kleinen Fleck der Hochleistungssolarzelle konzentrieren.


Höhere Stromausbeute versprechricht die neu Solarzellentechnik aus Freiburg. Foto: pr

FREIBURG. Der Solarspezialist, eine Ausgründung des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme (ISE), startet im September mit der industriellen Fertigung seiner hocheffizienten Solarzellen, bei denen Linsen das Sonnenlicht auf einen winzigen Fleck bündeln. Dadurch steigt der Wirkungsgrad auf bis zu 36 Prozent, was abhängig vom Standort Kosteneinsparungen von bis zu 20 Prozent gegenüber bisherigen Solarstrom-Anlagen verspricht.

Concentrix' Ansatz hat namhafte Investoren überzeugt: Neben der Wagniskapitalgesellschaft Good Energies, die unter anderem bei Zellengigant Q-Cells engagiert ist, beteiligt sich seit März auch der spanische Technologiekonzern Abengoa Solar an dem Unternehmen. Mit dem Beteiligungskapital der Spanier – laut Concentrix mehreren Mill. Euro – baute die Firma in Freiburg die Fabrik mit einer Produktionskapazität von 25 Megawatt pro Jahr. Dort will sie dieses Jahr zunächst einige wenige Systeme, 2009 dann Konzentratoren mit zehn bis 15 Megawatt-Leistung herstellen.

Die neue Technik lässt die durch hohe Rohstoffkosten belastete Solarindustrie hoffen. Sonnenstrom ist noch immer doppelt so teuer wie konventionelle Energie, weil die Preise für Silizium – Hauptbestandteil der Zellen – unvermindert hoch sind. Um die Wirtschaftlichkeit von Solaranlagen zu verbessern, setzt die Branche auf Material sparende Techniken oder Konzepte mit hohen Wirkungsgraden. Concentrix senkt die Kosten, indem es beide Ansätze in seinen Kraftwerken vereint. „An guten Standorten erzeugen unser Konzentratoren zehn bis 20 Prozent kostengünstiger Strom als herkömmliche Solarsysteme“, sagt Concentrix-Chef Hansjörg Lerchenmüller.

Allerdings ist die Produktion der Anlagen schwierig, denn es geht um wenige Millimeter. Die Freiburger arbeiten mit speziellen Linsen, die dünn und leicht sind, aber dennoch Licht auf ein Fünfhundertstel ihres Durchmessers konzentrieren. So kann das Unternehmen Zellen verwenden, die kleiner sind als ein Fingernagel, und es sich sogar leisten, teure Stapelzellen aus drei übereinander liegenden photoaktiven Schichten einzubauen. Diese nutzen einen großen Teil des Farbspektrums der Sonne und wandeln 36,5 Prozent des Lichts in Elektrizität um. Handelsüblich sind gegenwärtig 15 bis 17 Prozent. Damit der Fokus jeder Linse genau auf der jeweiligen Zelle liegt, müssen diese mit höchstens 25 Mikrometern Abweichung vom Idealwert zueinander ausgerichtet sein. ... III-V Solarzellen, (keine Siliziumzellen)

Präzision ist später auch beim Kraftwerksbetrieb gefragt. Die Linsen funktionieren nur dann richtig, wenn die Sonne senkrecht auf sie scheint. Daher werden sie auf sogenannte Trackern moniert, die sie auf ein Zehntel genau der Sonne nachführen.

Hohe Wirkungsgrade rechtfertigen jedoch den großen Aufwand. Unter südlicher Sonne, so zeigen Tests, wandelt die Technik 23 Prozent des Lichts in Strom um – fast doppelt so viel wie herkömmliche Systeme. Dieser Wert hat auch Partner Abengoa Solar beeindruckt, der die ersten kommerzielle Systeme in Spanien errichten wird: „Wir schätzen die Technik und sind von ihrem Potenzial absolut überzeugt“, sagt Abengoa Solar-Chef Santiago Seage. Über weitere Projekte in Südeuropa werde derzeit mit Projektentwicklern und Energieversorgern verhandelt, erklärt Concentix-Chef Lerchenmüller.


Die Freiburger müssen allerdings mit starker Konkurrenz rechnen. Weltweit arbeitet über ein Dutzend Firmen an Techniken, die den Wirkungsgrad erhöhen. Wobei nicht alle auf hohe Konzentration oder Stapelzellen setzen: Die Stuttgarter Firma Archimedes Solar beispielsweise nutzt Spiegel, die Licht zweifach auf herkömmliche Siliziumzellen konzentrieren. Das spanische Unternehmen Guascor Foton verwendet zwar eine komplexe Optik, kombiniert sie aber mit einfachen Siliziumzellen.

Guascor Foton beteiligt sich wie Concentrix an einer vom spanischen Wissenschaftsministerium geförderten Großanlage mit drei Megawatt Gesamtleistung in der Region Castilla-La Mancha. Für die Teilnehmer hat das Projekt große Bedeutung, da sich hier erstmalig in der Praxis zeigen wird, welche Technik die effizienteste und verlässlichste ist.

Neben der Konzentrator-Konkurrenz muss sich Concentrix auch gegen Hersteller anderer Hocheffizienz-Techniken behaupten. Ein Trend geht zu sogenannten Rückkontaktzellen auf Basis von hochreinem monokristallinen Silizium. Ihre Front ist völlig verschattungsfrei, was Wirkungsgrade über 20 Prozent ermöglicht. Die Technik ist zwar teuer in der Herstellung, doch in sonnenreichen Ländern kann sie diesen Kostennachteil durch gute Erträge mehr als wettmachen.

Die ISE-Forscher sind trotz des Wettbewerbs davon überzeugt, dass sich die konzentrierende Photovoltaik durchsetzen wird, denn das Wirkungsgradpotenzial der Systeme sei noch längst nicht ausgeschöpft. „Ich halte die Technik neben der bewährten Silizium-Technologie für besonders erfolgversprechend für Länder mit starker Sonneneinstrahlung", sagt Eicke Weber, Leiter des Fraunhofer-ISE. Gerald Siefer, Spezialist für Triplezellen am ISE, hält Zellwirkungsgrade von 45 Prozent für möglich. Das National Renewable Energy Laboratory der USA erzielte bereits 40,8 Prozent. Grund zur Hoffnung für Lerchenmüller. In zwei bis drei Jahren will er Effizienzwerte wie in den Laboren erreichen – und die Konkurrenz so abhängen.

http://www.handelsblatt.com/technologie/energie_technik/sonn…

[bossi1]

Die entgültige Fassung zur neuen Regulierung in Spanien bei Solar PV wird man vor dem 29 Sept. verkünden, lt. Sebastian. Es hat weitere Gespräche im Sektor gegeben und der vorläufige Cup von 300 MW ist nicht das letzte Wort. Sebastian: "Spanien wird das Land in Europa sein, welches PV am meisten unterstützt." ... kaum ausgesprochen kommt schon wieder eine Einschränkung: "Im Verhältnis zur angemessenen wirtschaftlichen und technischen Nachhaltigkeit"


El decreto sobre energía solar se conocerá antes del día 29, según Sebastián
13:00 - 1/09/2008

Más de 3.500 expertos y 700 compañías asisten a la XXIII Conferencia Europea de Energía Solar Fotovoltaica en Valencia (07:20)
FGV ofrece servicios especiales para asistir a la Semana de la Moda y la Feria de Energía Solar desde el lunes (30/08)
COMUNICADO: SolFocus estará en la 23 Conferencia de Energía Solar Fotovoltaica Europea que se celebrará en Valencia (España) (29/08)
Expo 2008.- Túnez implantará energía solar y gas en 80 de sus 800 hoteles para ahorrar 75.000 toneladas de petróleo (27/08)
Sharp se olvida de los enchufes y se conecta a la energía solar (19/08)Santander, 1 sep (EFE).- El ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián, ha anunciado hoy que la versión final del decreto que regulará la energía solar se conocerá antes del 29 de septiembre y ha anticipado que "España será el país de Europa que más apoye la energía fotovoltaica".

Sebastián, quien ha participado en el XXII Encuentro de las Telecomunicaciones en la Universidad Internacional Menéndez Pelayo, ha recordado que el borrador ya enviado a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) no es la propuesta final.

Según el ministro, para diseñar la versión definitiva, se han celebrado reuniones con las comunicaciones autónomas y se han mantenido conversaciones con el sector.

El titular de Industria ha adelantado, en declaraciones a los periodistas, que a través de esta normativa "España será el país de Europa que más apoye la energía fotovoltaica".

No obstante, ha insistido en que ese apoyo tiene que ser "razonable, dentro de lo que significa la sostenibilidad tanto económica como tecnológica".

http://www.eleconomista.es/mercados-cotizaciones/noticias/72…

[bossi1]

Sebastian: "No podemos estar gastándonos el dinero de la tarifa de la luz para crear empleo en Alemania y en China. ... Wir können wir können doch nicht das Geld unserer Stromtarife ausgeben, damit Arbeitsplätze in Deutschland und China geschaffen werden.


Photovoltaik-Industrie fordert Verbesserung des Einspeisetarifs für Solarstrom in Spanien


20 MW Solarkraftwerk in Beneixama (Spanien).

Das aktuelle Königliche Dekret, das die Einspeisevergütung für Strom aus Photovoltaik-Anlagen in Spanien regelt, läuft zum 29.09.2008 aus. Die spanische Regierung arbeitet an einem neuen Entwurf für die Verordnung, die ab Januar 2009 in Kraft treten soll. Entsprechen des ersten Entwurfs sollen die Förderung auf jährlich 300 Megawatt (MW) begrenzt und die Einspeisevergütung zudem deutlich gesenkt werden, was die PV-Industrie in Spanien möglicherweise in Gefahr bringe, berichtet der europäische Photovoltaik-Industrieverband EPIA in einer Pressemitteilung. Die europäische Photovoltaik-Industrie drängt darauf, dass die spanische Regierung ihren Entwurf überdenkt und die nachhaltige Entwicklung der PV-Branche zu sichern. Spanien hat sich in jüngster Zeit zum zweitgrößten Photovoltaik-Markt der Welt entwickelt, umfangreiche Investitionen angezogen und zahlreiche Arbeitsplätze in der Solarstrom-Branche geschaffen.

Verordnung soll den Solarstrom-Markt in Spanien beschleunigen

Die künftige Regelung der Vergütung für Solarstrom aus netzgekoppelten Photovoltaikanlagen soll nach den Vorstellungen der Regierung eine Förderobergrenze von 300 MW enthalten, die auf Dachanlagen mit 200 MW und Freiflächenanlagen mit 100 MW aufgeteilt werden soll. Die vorgesehene Vergütung sei zudem nicht geeignet die PV-Anlagen wirtschaftlich zu betreiben, kritisiert EPIA. Die Deckelung der Förderung und das Vergütungssystem würden die Branche sehr verunsichern und die weitere Entwicklung des Sektors in Frage stellen.

Spanien an der Spitze des weltweiten PV-Marktes

Mit einem Marktvolumen von 512 MW im Jahr 2007 und einem erwarteten Marktumfang von 1.000 MW im laufenden Jahr hat Spanien das Interesse der internationalen Photovoltaik-Wirtschaft auf sich gezogen. Dieses beeindruckende Wachstum, das in einem von der Sonne verwöhnten Land wie Spanien lange erwartet worden war, hat laut EPIA den Aufbau einer nationalen PV-Industrie ermöglicht, die gegenwärtig 26.800 Mitarbeiter beschäftigt. "Während am Bau in Spanien Arbeitsplätze gestrichen werden, kann die Solarstrom-Branche stolz sein, eine solche Dynamik an den Tag zu legen", kommentiert EPIA-Präsident Ernesto Macias, der zugleich Generalmanager des PV-Herstellers Isofoton ist.

Für eine zeitgemäße und effiziente Förderung

"Man muss einräumen, dass die Explosion des Marktes alle Erwartungen übertroffen hat, die neue Verordnung jedoch eine langfristige Marktentwicklung ermöglichen soll", kommentiert Ernesto Macias. Aus diesem Grunde unterstütze EPIA die Vorschläge der spanischen Verbände ASIF und APPA, welche die Regierung sorgfältig prüfen sollte. Die Höhe der gegenwärtigen Einspeisetarife habe zu dem außergewöhnlichen aktuellen Marktwachstum in Spanien geführt, das nun sichtbar wird, betont EPIA. Wenn die Solarstrom-Vergütung jedoch positiv überarbeitet und langfristig konzipiert werde, könnte dies eine anhaltende Entwicklung der Neuinstallationen sicherstellen.

Grid parity spätestens 2015

Diese Unterstützung sei entscheidend, bis die Photovoltaik mit konventionellen Energiequellen wettbewerbsfähig ist und mit dem Preis von Strom aus fossil-atomaren Anlagen mithalten kann (grid parity). EPIA rechnet damit spätestens im Jahr 2015 - unter der Voraussetzung, dass einerseits die Kosten der Photovoltaik sinken und andererseits die Kosten für herkömmlichen Strom weiter steigen. Bis zu diesem Zeitpunkt ist laut EPIA sowohl eine Förderung für kleine als auch für große Photovoltaikanlagen nötig. Kleine, insbesondere gebäudeintegrierte Solarstromanlagen erzeugen Strom direkt beim Verbraucher und sollten im großen Stil gefördert werden. Große Solar-Kraftwerke machen den Solarstrom billiger, indem sie die Kostensenkung für der Photovoltaik-Systeme vorantreiben. Das deutsche Beispiel (EEG) habe gezeigt, dass die Kosten der Photovoltaik-Förderung, die auf den Stromverbraucher umgelegt werden, unbedeutend seien. Im Jahr 2006 hätten diese Kosten für einen deutschen Haushalt nur zwei Euro monatlich betragen.

Spanien soll Marktführerschaft in der EU behaupten

In den letzten Jahren sei Spanien bei der Nutzung der erneuerbaren Energien führend gewesen, betont EPIA. Sowohl die Wind- als auch die Solarenergie-Branche sei enorm gewachsen. Im Zuge der kommenden EU-Richtlinie könnte Spanien zum Vorbild für weitere EU-Staaten werden. "Spanien sollte unter den "alten" EU-Mitgliedsstaaten ganz vorne sein und den Weg weisen für andere Länder, besonders für jene, welche an Fördersystemen für die erneuerbaren Energien arbeiten. Die neue spanische Verordnung ist die Gelegenheit, das richtige Signal zu senden", so Ernesto Macias.

03.09.2008 Quelle: EPIA

[bossi1]

In verschiedenen Quellen vom Finanzmarkt wurde von einer Sitzung von Pedro Martin (CNE) und den wichtigsten Vertretern vom (Solar) Sektor gestern gesprochen. Pedro Martin soll Verbesserungen bei der Regulierung in Aussicht gestellt haben von 300 auf 400 oder 600 MW. ... es ist weiter Bewegung im spanischem Regulierungsthema mit ein paar neuen Zahlen.

11:39 SOLARIA
Cambios regulatorios [ SOLARIA ]

Según diferentes fuentes financieras, Pedro Marín, Secretario General de Energía, se reunió ayer con las principales asociaciones del sector. En esta reunión Pedro Marín adelantó que la actual propuesta regulatoria tendría mejoras, con un posible incremento de la cuota para 2009 de 300 MW a 400MW o 600MW.

De confirmarse esta noticia, es previsible que las acciones de Solaria experimenten una importante revalorización.

aus capitalbolsa.es heute

[bossi1]

Suntech plant ggf. Werk in Spanien ...
Der Suntech Gründer Dr. Shi sprach heute mit Präsident der Provinz Extremadura über den "möglichen" Bau der größten PV-Solarfabrik in Spanien mit 100 MW bei 25 Mio.€ Kosten. Dr. Shi sucht daher einen Kompromiß mit den (Regional) Regierungen heute in Solarenergie zu investieren, um in 5 Jahren nach agressiven Kostenreduzierungen ohne Hilfen auszukommen. Trotz optimaler (Solar) Bedingungen hängt es aber von der neuen Regulierung (Cup) ab, die nächste Woche verabschiedet werden soll.... Dr Shi hatte bereits auf der Intersolar Werke in (Süd) Europa angekündit und auch bei Solarworld wurde diese Region vor kurzem erstmalig für eine mögliche Expansion/Übernahme genannt. Der Standort Spanien ist optimal für die Mittelmeerländer, Nordafrika und es gibt von dort gute Kontakte nach Südamerika. Bei Solarworld gibt es neben der Niederlassung in Madrid auch eine Homepage auf Spanisch.

Extremadura contará con la fábrica de energía solar "más grande de España" si el marco regulador es viable para Suntech


MÉRIDA, 9 Sep. (EUROPA PRESS) -

El fundador de la empresa Suntech, el Doctor Shi, y el presidente de la Junta de Extremadura, Guillermo Fernández Vara, se reunieron hoy para hablar sobre energías renovables y la posibilidad de que la región cuente con la planta de energía solar "más grande de España", pues será una fábrica de 100 megavatios y supondría una inversión de 25 millones de euros.

La condición básica para que la comunidad extremeña cuente con esta industria de energía solar fotovoltaica depende del marco regulador de la misma, que según el Doctor Shi debería "dar pie" a aumentar la producción dentro de unas reglas "muy competitivas" y con el "claro objetivo" de ver reducidos los costes de forma agresiva para conseguir, en 2012, que los gastos de la energía solar se equiparen a los de otras energías fósiles y así la primera no tenga que depender de subvenciones estatales.

Así, explicó el Doctor Shi que el objetivo es llegar a un compromiso con los gobiernos para que ahora inviertan en esta energía, asegurándoles que en cinco años no se necesitarán más subsidios y la energía solar competirá por sí misma. Por ello, explicó el presidente de Suntech que la opción de Extremadura es "lógica" ya que el apoyo del gobierno regional para hacer inversiones en la comunidad, hacen que Extremadura sea una de las "regiones prioritarias" para su compañía a la hora de establecer sus empresas.

Asimismo, el Doctor Shi destacó que Extremadura, por sus condiciones "excepcionales" de radiación, tiene una "importancia superior" a la hora de tomar la decisión sobre la planta de energía solar en la región, pero todo depende del Real Decreto sobre demanda y producción de energía fotovoltaica que se aprobará la próxima semana.

Por otra parte, el fundador de Suntech se mostró "muy impresionado" por el nivel de desarrollo de la industria solar fotovoltaica en la región extremeña ya que ha alcanzado más de 350 megavatios instalados en la comunidad, lo que supone un 30 por ciento de la producción nacional. Todo esto, según Shi, ha convertido a Extremadura en una de las regiones líderes a nivel estatal en materia de energías renovables.

Asimismo, el doctor Shi señaló que esto "atrae" a empresas como Suntech a la hora de enfocar sus inversiones a nivel de fabricación y de creación de centros de investigación y desarrollo para implantarlos en Extremadura.

EMPRESA JOVEN

Por último, cabe destacar que Suntech es una empresa relativamente joven, ya que la creó el Doctor Shi en 2001, pero desde entonces ha crecido hasta llegar a ser la mayor empresa del mundo de energía solar fotovoltaica y que cotiza en la bolsa de Nueva York.

La misión de Suntech es conseguir la paridad de costes con otras energías fósiles y hacerlo en un plazo máximo de cinco años, por lo que, según el Doctor Shi, hay que hacer "un gran esfuerzo de inversión" para crear economías de escala, invertir en la cadena de producción de los distintos proveedores y equipos y conseguir una inversión potente en tecnología para mejorar la eficiencia de la misma.

El objetivo último de Suntech es invertir en regiones que tienen la misma visión que la compañía sobre energías renovables. Por ello, el paso lógico para la empresa es establecer centros de producción en los países donde se consume esa energía.

http://www.europapress.es/extremadura/noticia-extremadura-co…

[bossi1]

Solel and Glaston Open $9M Solar Reflector Manufacturing Facility

Last update: 10:43 a.m. EDT Sept. 10, 2008
BET SHEMESH, ISRAEL, Sep 10, 2008 (MARKET WIRE via COMTEX) -- Solel Solar Systems announced today the opening of a $9 million factory in Finland in partnership with Glaston, a world leader in glass processing technologies, for the production of parabolic solar reflectors used in Solel's solar field projects. At the core of the facility is unique equipment conceptualized by Solel and designed and built by Glaston according to Solel's specific technical requirements and expertise. The factory will give Solel better control over capacity, quality and price of its patented solar energy technology. Operations will begin this month.
"We are very excited about this partnership, uniting the solar know-how and leadership of Solel with the automation processing expertise of Glaston," said Avi Brenmiller, CEO and President of Solel Solar Systems. "By producing our next generation of parabolic solar reflectors, this new factory will help us advance our SunField LP solar fields, in Spain and around the world, and provide our customers with guaranteed performance."
"Demand for solar energy through concentrating solar power solutions is growing rapidly, giving new opportunities for our technology. Our partnership with Solel is an important step to focus on this market," said Mika Seitovirta, CEO and President of Glaston. "We have tailored our solutions to meet Solel's technical requirements, and the result is both cost-effective manufacturing and highest-quality reflectors."
The facility is located in Akaa, about 200 kilometers north of Helsinki. It has the capacity to produce 240,000 parabolic solar reflectors a year, enough to power a 50 MW power plant.
This development solidifies Solel's position as the leading solar thermal energy company. Solel has already announced a number of contracts to supply solar thermal technology to Spanish developers and has recently completed the re-supply of most of the solar receivers for the solar power plants under commercial operation in California's Mojave Desert. Solel's American division, Solel USA, has a signed agreement with Pacific Gas and Electric Company to deliver 553 MW of solar power from the Mojave Desert by 2012.
About Solel Solar Systems Ltd.
Solel, based in Bet Shemesh, Israel, is the leader in utility scale solar thermal technologies, providing the solar "fuel" for producing clean electricity. The Solel parabolic trough technology has proven itself commercially over two decades with the continuous production of 354 MW of utility scale power, helping California consumers reduce their annual oil consumption by two million barrels. In addition, Solel provides the key technology for new solar power plants in the U.S. and Spain. Solel's headquarters, manufacturing plant and R&D center are in Beit Shemesh, Israel, and it operates in the U.S. through its subsidiary, Solel USA. In Spain, Solel operates through its subsidiary, Solel Spain, and is represented for sales by Pasch Y CIA. For more information please visit: www.solel.com.
About Glaston
On July 5, 2007 Glaston published a One-Stop-Partner order press release that is associated with the release of today. Glaston Corporation is a growing and international glass technology company. Glaston is the global market leader in glass processing machines and a comprehensive One-Stop-Partner supplier to its customers. Its product range and service network are the most extensive in the industry. Glaston's well-known brands are Bavelloni, in pre-processing machines and tools, Tamglass and Uniglass in safety glass machines and Albat+Wirsam in software solutions. Glaston's own glass processing unit, Tamglass Glass Processing, is a manufacturer of high quality safety glass products, and operates in Finland. Glaston's share (GLA1V) is listed on the OMX Nordic Exchange Helsinki Mid Cap List. Consolidated net sales in 2007 were EUR 269.8 million. Glaston had about 1,400 employees at the end of the year. Glaston has machine manufacturing in six countries on four continents and sales and maintenance in nearly 30 countries.

http://www.marketwatch.com/news/story/solel-glaston-open-9m-…

[bossi1]

Das Industrie Ministerium legt den Solarsektor 2009 (weiter) lahm und zeigt dem span. Staatsrat jetzt einen geringfügig überarbeiteten neuen "Regulierungsvorschlag" an. Demnach sollen Dachsysteme jetzt in 2 Gruppen aufgeteilt werden, wobei kleine Anlagen jetzt 34 Ct und große nur 32 Ct erhalten sollen gegenüber den bisher vorgesehenen 33 Ct je kWh. ... das Thema zum Cup von 300 MW ist weiter offen bis zur Verabschiedung vom Gesetz, was man bis spätestens zum 28/9/2008 erwartet.

Industria 'paraliza' al sector fotovoltaico durante todo 2009

Rubén Esteller | 14:11 - 11/09/2008

El Ministerio de Industria ha remitido al Consejo de Estado el borrador de la propuesta del real decreto sobre la energía fotovoltaica. En dicho documento, el Gobierno deja paralizado a todo el sector durante 2009, ya que pese a que amplia la cantidad de megavatios que podrán ir entrando cada trimestre, no se da una solución para todas las instalaciones que no logren entrar en funcionamiento antes del 29 de septiembre.

En esta fecha, la retribucion actual de las instalaciones solares finaliza y toda central que entre en funcionamiento recibirá como retribución el precio del mercado mayorista de electricidad.

En la propuesta, el ministerio también varía la retribución de las instalaciones de tejados mejorando la que se paga a las más pequeñas y reduciendo la de las más grandes. Frente al primer borrador se crean dos categorías, los tejados pequeños recibirán 34 euros y los grandes 32, frente a los 33 euros que se les asignaba a todos en el primer borrador.

http://www.eleconomista.es/empresas-finanzas/noticias/745549…

... kein Wunder, daß Industrie Minister Sebastian nicht auf der 23. Photovoltaik-Messe und -Konferenz im spanischen Valencia erschienen ist. Den Termin hatte man ihm angeblich erst Ende Juli mitgeteilt und das war ihm zu kurzfristig wurde in einem anderem Artikel mitgeteilt.

[bossi1]

In den spanischen Foren sind jedoch "Gerüchte" in Umlauf, wonach Dachsysteme bei 200 MW bleiben sollen, Solarparks jedoch auf 300 MW angehoben werden sollen, also ein Cup (cupo) von 500 MW.

12.09.2008 10:59
Spain gov't wants 500 MW 2009 solar aid cap -lobby

MADRID, Sept 12 (Reuters) - Spain's industry ministry is proposing a 500 megawatt limit on new solar capacity entitled to subsidies in 2009, up from its previous proposal of 300 MW, an industry association spokesman said on Friday.

The new proposed cap for the lucrative state aid, which would need final government approval, is still less than half the current cap for 2008 of 1,200 MW, and falls short of industry expectations, said Tomas Diaz, spokesman for solar energy producers' association ASIF.

The 500 MW proposed by the ministry is split between a 300 MW cap for floor-mounted solar installations and 200 MW for smaller roof-mounted equipment, he said.

'There are already 300 or 400 megawatts of new floor-mounted solar installations which were developed with the current cap on state aid in mind, but will not be completed before the new regulation comes into force,' Diaz said.

'These new developments will fill the quota,' Diaz said, and added that 'until this problem is solved, there is no market (for solar energy).'

The industry ministry was not immediately available for comment.

(Reporting by Jonathan Gleave; editing by John Stonestreet) Keywords: SPAIN/SOLAR

[e-mail]

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2008-09/artikel-…

[bossi1]

Das Industrie Ministerium erlaubt mehr subventionierte PV Solarenergie - Dem Sektor ist das jedoch noch zu wenig und sieht weiter Arbeitsplätze (40.000) in Gefahr im weiter stark limitiertem Markt. Der Cup soll lt. Industrie Ministerium für 2009 auf 500 MW festgesetzt werden. Der Sektor wird damit entgegen der Erwartungen trocken ausgebremst und droht am eigenen Erfolg zu sterben. In den Vorjahren gab es bis zu 3-stellige Zuwachsraten in Spanien. Allein in 2007 legte der Markt um 410% zu mit einem Marktvolumen von 7,8 Mrd.€ und mehr als 18.000 Installationen. Aktuell sind ca. 1.500 MW installiert. Auch die Zahlen bei Windkraft (Eólica) beeindrucken mit 15.145 MW und 7% an der Energieversorgung gegenüber 0,16% bei PV-Solar.

Industria cede y permitirá más energía solar subvencionada


Miguel Sebastián,
ministro de Industria.

E. Gala

El gobierno cede, pero no del todo. Según el borrador del nuevo real decreto que regulará el desarrollo de la energía solar fotovoltaica en España, que el ministerio de Industria ha enviado al Consejo de Estado, el gobierno ampliará de 300 a 500 MW el máximo de potencia instalada de este tipo de energía en España. Buena noticia en teoría para el sector, pero que desde la patronal han calificado de “insuficiente”.

Insuficiente, en su opinión, porque deja al sector en una situación de parálisis porque el incremento del límite del nuevo borrador seguirá sin dar salida a numerosos proyectos de plantas fotovoltaicas que ya que están en construcción. A día de hoy existen decenas de instalaciones de suelo que no lograrán entrar en funcionamiento antes del 29 septiembre (fecha en la que caduca la actual normativa regulatoria), por lo que deberán acogerse irremediablemente al nuevo marco, menos generoso con las primas, copando así el total de potencia instalada permitida por el Ministerio para 2009 y fijada ahora en 500 MW. ¿Qué pasa con el resto del mercado? Todo apunta a una paralización en 2009 ya que no se podrán absorber más proyectos, lo que pondrá en riesgo “40.000 puestos de trabajo, dejará en el aire más de 16.000 millones de euros en inversiones y favorecerá la deslocalización”, aseguran desde una de las patronales del sector.

Éstas habían solicitado que la ampliación de la potencia total instalada no quedará reducida únicamente para las instalaciones que, por razones burocráticas o constructivas, se han quedado rezagadas. El objetivo de las patronales era que la ampliación de la potencia instalada se adjudicase a través de convocatorias extraordinarias, dejando así margen a nuevos proyectos y evitando el parón del sector en 2009.

El techo de 500 MW de potencia instalada es una de las medidas del Gobierno para frenar el crecimiento de este mercado, que contaba hasta el momento con una generosa política de subvenciones. Sin embargo, Industria no ha variado este punto y mantiene el recorte del 35% de las primas a la energía solar fotovoltaica, mercado en el que España es una potencia mundial.

Morir de éxito ... am Erfolg sterben
España es, actualmente, el segundo mercado fotovoltaico del mundo, con una potencia instalada próxima a los 1.500 MW. Los cuatro líderes del sector fotovoltaico, Alemania, España, Estados Unidos y Japón, concentran el 85% de la potencia mundial instalada.

En nuestro país, el sector ha crecido durante los últimos años a un ritmo de tres dígitos. Sólo durante 2007, el mercado fotovoltaico nacional aumentó un 410%, con un volumen de negocio de 7.800 millones de euros y más de 18.000 instalaciones.

Acciona, Unión Fenosa, Endesa, Iberdrola y Viesgo son los cinco grandes actores de un pujante mercado que ha despertado el interés de todo tipo de compañías, atraídas por su atractivo régimen de primas. Empresas de la construcción, la banca, el negocio inmobiliario o la alimentación como FCC, ACS, Montebalito, Sacyr, Santander, Forlasa o Martinsa-Fadesa, entre otras, sucumbieron a este prometedor mercado que, sin embargo, está ahora a punto de morir de éxito. Es más, las propias compañías se muestran recelosas ante su futuro y descartan hablar de nuevos proyectos.

Frenada en seco ... trocken ausgebremst
El Gobierno prevé frenar en seco el crecimiento de este mercado ya que su objetivo era alcanzar los 1.200 MW de potencia instalada en 2010, cantidad que ya ha sido superada con creces. Es más, el crecimiento de este mercado ha sido tal que en 2007 España superó la potencia de 400 MW que había fijado en un primer momento el Gobierno para 2010, lo que provocó que el Ministerio de Industria multiplicara por tres los planes de crecimiento de esta energía.

El sector solar fotovoltaico no es el único mercado energético renovable en el que España destaca. El tirón de la energía eólica nacional sitúa a nuestro país entre los grandes actores del mercado mundial. España, con un total de 15.145 MW, es el segundo mercado europeo después de Alemania y el tercero en potencia eólica instalada a nivel mundial. Iberdrola, Acciona y Endesa están a la cabeza.

http://www.negocios.com/negocios/11-09-2008+industria_cede_p…

Anteil der erneuerbaren Energien = 16,2%

[bossi1]

Letzter Regulierungsvorschlag vom Industrie Ministerium ...
Última propuesta regulatoria del Ministerio de Industria

Viernes, 12 de Setiembre del 2008 - 10:09:44

El Ministerio de Industria ya ha remitido al Consejo de Estado su último borrador de la propuesta del real decreto sobre la energía fotovoltaica que introduce mejoras sustanciales respecto al borrador de julio-08 (500Mw cap 09, +67% vs. 300 Mw anterior: 430Mw cap 2010, +30% vs. 330 Mw anterior). ... Vorschlag verbessert sich gegenüber Juli 08 für 2009 um +67% von 300 auf 500 MW und für 2010 um +30% von 330 auf 430 MW

1.) Registro de Potencia y Tarifa: cupos trimestrales. El regulador propone, como método para controlar cupos y tarifas, un registro de pre-asignación de retribución. El registro tendrá periodicidad trimestral, y de coparse la cantidad para el trimestre, la reducción de tarifa para el siguiente trimestre sería del -2,5%. De no cubrirse, se mantendría la tarifa del trimestre anterior. El borrador de RD deja abierta la posibilidad de que suba la tarifa un +2,5% si en 2 trimestres consecutivos (antes 3) no se cubren los cupos asignados. El primer plazo para presentar las solicitudes de la primera convocatoria trimestral se abre entre el 1 noviembre-31 de enero 2008, publicándose el resultado de la convoctoria antes del 16 de marzo 2008. ... Regulung von -2,5% im Quartal bleibt bestehen, wenn der Cup im Quartal überschritten wird

2.) Mercado se segmenta en dos grupos: techos y suelos. El Tipo 1 correspondería a instalaciones en techos y fachadas y, como novedad vs. borrador julio, se divide en 2 subgrupos (1,1 Potencia < 20Kw; 1,2 Potencia 20 kw< 2 Mw). El Tipo 2 corresponde a instalaciones en el suelo con un máximo de potencia de instalación de 10Mw. ... Dach- und Fassadensysteme 2 Gruppen von 1,1 bis 20 kW und ab 20 kW bis 2 MW

3.) Cupos de potencia base (2009:300Mw, 2010: 330 Mw, +10%), igual que anterior borrador. ... Basis Cup 2009 300 MW und 2010 330 MW (+10%)

4.) Cupos potencia adicional extraordinarios: 2009: +200Mw suelo y 2010: +100Mw suelo. ... Zusatz Bonus beim Cup für Bodensysteme 2009 + 200 MW und 2010 + 100 MW

La notable mejora regulatoria que aporta el último borrador del Mº consiste en conceder unos cupos extraordinarios de potencia para el 2009: +200 Mw en suelo, y para el 2010: +100 Mw cuelo. Estos cupos extraordinarios implicarían que la potencia total asignada para el 2009 sería de 500Mw (200 Mw techo y 300 Mw suelo), u +67% vs. 300 Mw anterior borrador. Para el 2010 la potencia total sería de 430 Mw, un +30% frente borrador anterior. ... Verbesserung gegenüber Vorschlag Juli 2008 für 2009 +67% und für 2010 +30%

5.) Revisión potencias base según Plan energías renovables 2011-2020. Las potencias base podrán ser revisadas al alza por el Mº Industria a la vista del nuevo Plan de Energías Renovables 2011-2020 que se empezará a estudiar a lo largo del 2008. ... Ab 2011 "kann" der der Basis Cup (2010 330 MW) "nach oben" überarbeitet werden je nach Plan für die erneuerbaren Energien ab 2011-2020

6.) Instalaciones rezagadas respecto al RD 661/2007: No habrá prorroga.

7.) Propuesta tarifaria: Tejados €34-€32 cnt/kw vs 32€ anterior. Suelo 29€ cnt/kwh vs 29 cent anterior. ... Tarife Dachsysteme bis 20 kW 34 Ct und ab 20 kW 32 Ct kWh

Los analistas de Banesto Bolsa valoran positivamente el último borrador del Mº Industria, mejora sustancialmente el anterior borrador de julio 2008, y piensan que el valor debería recoger muy positivamente la noticia. A niveles actuales la compañía está cotizando el peor escenario regulatorio-borrador del gobierno, como el peor escenario operativo que reflejan los resultados del 2tr08. ... Analysten von Banesto Bolsa (Santander) gewerten den Vorschlag positiv

Quelle: capitalbolsa.es (Ausgabe 12/9/2008)

[bossi1]

Martin told journalists that the limit on new solar power panels entitled to subsidies in 2009 will be 500 megawatts, which compares to an earlier draft proposal to set the cap at 300 MW.

Der Generalsekretär der CNE Pedro Martin kündigte heute vor der Presse den von 300 auf 500 MW angehobenen Cap für 2009 an. Nichts neues für den Markt nach Meinung der Analysten, nur eine offizielle Bestätigung der bisherigen Verhandlungen mit der CNE und die Aussage, daß der Ministerrat (Consejo de Ministros) jetzt am Freitag das Gesetz verabschieden wird. ... das entspricht für 2009 in etwa 1/3 vom für 2008 erwartetem Marktvolumen und wird den Markt unter Druck bringen, da Spanien bisher einer der größten Absatzmärkte war.

Industria suaviza recorte subvenciones energía solar (II)
Hora: 17:22 Fuente : Thomson Finacial

MADRID (Reuters) - España ha decidido aliviar el recorte previsto para las subvenciones de nuevas instalaciones fotovoltáicas, dijo el martes el secretario de Estado de Energía, Pedro Marín.

Marín dijo a periodistas que se implantará en 2009 un límite de 500 megawatios para nuevas instalaciones, por encima de la propuesta inicial de 300 megawatios.

'Se han aprobado 200 MW adicionales a (las previstas en) suelo para amortiguar el cambio', dijo Marín.

Esta subvención irá destinada a las instalaciones situadas en cubiertas, fachadas y construcciones fijas, a diferencia de las subvenciones destinadas a instalaciones a suelo de hasta 300 MW.

El techo propuesto por el Gobierno sería aún así menos de la mitad de los 1.200 MW del límite de capacidad de producción actual con derecho a prima, recordó recientemente la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), añadiendo que sólo los proyectos actualmente en desarrollo podrán beneficiarse del límite de 500 MW, por lo que no se fomentará la construcción de nuevas instalaciones solares en 2009.

Después del anunció efectuado por Marín, Solaria invirtió la tendencia y a las 14.58 GMT avanzaba un 4,96% a 4,23.

Varios analistas dijeron que si bien el límite de 500 MW del actual borrador ya se conocía, el anuncio de Marín podría haberle dado una mayor visibilidad y haber alimentado la perspectiva del mercado de que el borrador se apruebe finalmente en el Consejo de Ministros de este viernes.

Esto eliminaría la incertidumbre que rodea al valor a la espera de los cambios regulatorios, explicaron los expertos.

[e-mail]
REUTERS/rt

http://www.invertia.com/noticias/noticia.asp?idnoticia=20217…

[bossi1]

Die neue Regulierung für den Solarsektor wurde am Freitag vom Regierungsrat verabschiedet. Man will damit bis 2010 3.000 MW erreichen und bis 2020 ca. 10.000 MW. Die offizielle Meldung der Regierung:

Die wichtigsten Neuerungen/Änderungen in der neuen Regulierung:

-Der Cap liegt jetzt bei 400 MW, wobei es für den Übergang noch einen extra Bonus von 100 MW für 2009 und 60 MW für 2010 gibt.
- Vom 400 MW Cap 2/3 für Dachsysteme und 1/3 Bodensysteme
- der extra Bonus 2009 + 2010 ist nur für Bodensysteme
- Bodensysteme bis 10 MW = 32 Ct/KWh
- Dachsysteme bis 2 MW = 32 Ct/KWh
- Dachsysteme bis 20 kW = 34 Ct/KWh
- Einrichtung einer (Vor) Registrierung für die entsprechenden Anteile je Quartal
- die 10% Regel bei der Über- oder Unterschreitung des Cap Anteils im Quartal vom Jahreslimit. Jeweils 2,5% oder maximal 10% im Jahr mit entsprechender Senkung oder Anhebung des Caps für das folgende Jahr.
- die Einspeisevergütung wird wieder für 25 Jahre gezahlt



Consejo de Ministros EL GOBIERNO APRUEBA EL NUEVO RÉGIMEN ECONÓMICO PARA LAS INSTALACIONES DE TECNOLOGÍA SOLAR FOTOVOLTAICA

El Real Decreto aprobado hoy por el Consejo de Ministros, que se aplicará a las instalaciones inscritas después del 29 de septiembre de 2008, da continuidad a la política de fomento de la energía fotovoltaica
El Real Decreto contempla dos tipologías diferenciadas de instalaciones, suelo y techo, y establece una retribución de 32 céntimos/KWh para suelo y 32 y 34 cent/KWh para techo
España es el país de Europa que más apoya la energía solar fotovoltaica. Alcanzará los 10.000 MW en 2020


El Consejo de Ministros ha aprobado hoy el Real Decreto de retribución de la actividad de producción de energía eléctrica mediante tecnología solar fotovoltaica para instalaciones posteriores a la fecha límite de mantenimiento de la retribución del Real Decreto que constituye la norma vigente por la que se regula esta actividad.
El desarrollo de este sector en España había superado ampliamente las previsiones de 2005. En concreto el objetivo fijado para 2010 de alcanzar 371 MW fotovoltaicos fue conseguido en agosto de 2007, y se estima que la potencia instalada al final del año 2008 quintuplicará la potencia objetivo de 2010. Por tanto, una vez supera dicha meta, resulta necesario establecer un nuevo objetivo a más largo plazo y un nuevo marco jurídico que permita dar continuidad del éxito conseguido por este sector en España con unos costes razonables. Con este fin se ha aprobado un Real Decreto que permitirá alcanzar unos 3.000 MW en 2010 y alrededor de 10.000 MW en 2020.
Asimismo, se ha dado un impulso importante a las instalaciones sobre tejado frente a las grandes plantas sobre suelo, por sus mayores beneficios económicos y medioambientales.
En cuanto a la retribución, el fuerte desarrollo del sector conseguido en estos dos últimos años ha permitido una importante evolución en la curva de aprendizaje de esta tecnología, alcanzando una significativa reducción de costes. Así, se ha establecido una nueva tarifa con una reducción muy significativa frente a la actual, que será de aplicación únicamente a las nuevas plantas.
Esta propuesta de RD pretende conseguir, a través de la regulación, el desarrollo tecnológico que permita que las energías renovables representen un 20% de nuestro consumo de energía en 2020 y el 40% de la generación eléctrica.

Novedades del Real Decreto

Las novedades introducidas por el Real Decreto aprobado hoy son las siguientes:
Contempla dos tipologías diferenciadas, suelo y techo (instaladas en edificios), y orienta la inversión privada hacia la tipología en techo por sus mayores beneficios económicos (en cuanto a reducción de pérdidas en la red, reducción de inversiones en infraestructuras) y medioambientales (mejor utilización del suelo y preservación de zonas con un potencial mayor valor natural).
La nueva retribución es de 32 cent/KWh para suelo y 32 y 34 cent/KWh para techo (mayores y menores de 20 kW, respectivamente). Estas retribuciones bajarán trimestralmente en función del agotamiento de los cupos.
Establece un mecanismo de “pre-registro”, de forma que una vez realizados determinados trámites administrativos (autorización administrativa, conexión, etc.), los proyectos se inscriben en un registro, asignándoles en ese momento una tarifa regulada que percibirán una vez esté finalizada la instalación.
Las instalaciones no podrán tener un tamaño superior a 10 MW en suelo y 2 MW en edificios.
El “pre-registro” tendrá cuatro convocatorias anuales.
La tarifa regulada de cada convocatoria se calculará en función de la demanda que haya existido en la convocatoria anterior, con bajadas de la retribución si se cubre el cupo completo. Asimismo, podría elevarse la tarifa si en dos convocatorias consecutivas no se alcanza el 50% del cupo.
Las bajadas pueden ser de hasta el 10% anual.
Este esquema retributivo beneficia a los consumidores, al establecer una retribución ajustada a la curva de aprendizaje de la tecnología, lo que se traducirá en un abaratamiento del coste de la electricidad en relación al modelo vigente. También beneficia a los inversores, al aportar predictibilidad de las retribuciones futuras.
Los cupos iniciales serán de 400 MW/año (dos tercios para las instalaciones en edificación y el resto para el suelo).
Con la finalidad de establecer un régimen transitorio para suavizar la inercia de la industria fotovoltaica actual, se establecen unos cupos extraordinarios adicionales de 100 MW y 60 MW para 2009 y 2010, respectivamente, en suelo. Las dos primeras convocatorias se resolverán en unos plazos muy reducidos: la primera, el 15 de diciembre de 2008.
Los cupos anuales se incrementarán en la misma tasa porcentual en que se reduzca la retribución en el mismo período, hasta un 10%.
Se establecerán mediante Orden Ministerial los requisitos técnicos y de calidad de las instalaciones para contribuir a la seguridad del sistema.
El plazo de retribución para cada instalación es de 25 años, y la actualización anual de la retribución en función del IPC -0,25 ó -0,50, en ambos casos igual que en el anterior Real Decreto.

http://www.mityc.es/es-ES/Servicios/GabinetePrensa/NotasPren…

[bossi1]

Solarparc ...
Die Realisierung des ersten Solarparks außerhalb Deutschlands in der Spanischen Autonomen Gemeinschaft Extremadura ist planmäßig fortgeschritten, so dass der amtlichen Registrierung vor Auslaufen der derzeit gültigen Einspeisebedingungen in Spanien Ende September nichts im Wege steht.

Die News dazu kam in der Solarparc Ad-hoc schon am 7/8/2008. Unter normalen Umständen reicht dabei die Zeit, um die Registrigung "fristgerecht abzuschließen", was ca. 4 Wochen dauert. Die Meldung zur Fertigstellung alleine reicht jedoch nicht. Dabei ist man wie viele andere Solarparkbetreiber von den (langsamen) spanischen Behörden abhängig. Laut einem Artikel vom Montag haben es z.B. in Castilla und Leon von den genehmigten 600 MW Solarparks nur 300 MW geschafft, wobei die Registrierung bis zum Ende der Frist am 28/9/2008 abgeschlossen wurde. Nur so konnten die fetten 45 CT/kWh gesichert werden. Die anderen müssen sich jetzt mit um 13 Ct reduzierten neuen Tarifen (32 Ct) begnügen. Das verspricht immer noch eine sehr gute Rendite bei ca. 80% mehr Soneneinstrahlung in Spanien gegenüber Deutschland.

CASTILLA Y LEÓN
El recorte de tarifas solares afectará a la mitad de los huertos autorizados
La región cuenta con 600 megawatios con licencia, de los que 300 están en vías de entrar en servicio y su energía se pagará a 0,32 euros el kilowatio en lugar de 0,45 (..)

http://www.nortecastilla.es/20080930/castilla_leon/recorte-t…

[bossi1]

Wenn ich den Suntrac so ansehe, fällt eine gewisse Ähnlichkeit mit den Degertrakern 1600, 5000 und 7000 auf den Bildern und in der Produktbeschreibung auf. Da uns bei Solarworld keine Produktion dazu bekannt ist, könnte Deger der Hersteller sein. Degger wurde im Jahr 2000 mit dem Erfinderpreis von Baden-Würtenberg ausgezeichnet.

Die Wirtschaftlichkeit

Traker haben bei 1 MWp ca. 600.000€ Mehrkosten zu starren Systemen, aber lagfristig zahlt sich das mehr als aus.

Am Beispiel einer 100 kWp Anlage mit 950 kWh/Jahr

In Deutschland wird die Förderung über 20 Jahre gewährt

Ertrag starr in 20 Jahren 1.900.000 kWh x 43 Ct/kWh = 817.000€
Ertrag Traker in 20 Jahren 2.660.000 kWh x 43Ct/kWh = 1.142.000€

Mehrerlös:____________________________________________326.000€
- höhere Anschaffungskosten:___________________________60.000€

mehr Gewinn über 20 Jahre:____________________________266.800€ = +30% mehr

In Spanien (*) wird die Förderung über 25 Jahre gewährt
(*) ohne die höhere Sonneneinstrahlung zu berücksichtigen

Mehrerlös:____________________________________________407.500€
- höhere Anschaffungskosten:___________________________60.000€

mehr Gewinn über 25 Jahre_____________________________347.000€ +42% mehr






pdf Datei zu den Degertrakern ...
http://www.sonne-nrw.de/Dokumente/LORENZ+Deger_Datenblatt_16…

[bossi1]

Betrift zwar nicht Spanien, aber den Sektor allgemein ...
USA: Steuerkredite für Solar-Investitionen um acht Jahre verlängert


Megawatt-Solarkraftwerk der US-Luftwaffe auf
der Nellis Air Force Base /Nevada.

Am 03.10.2008 stimmten 263 Abgeordnete des US-Repräsentantenhauses für ein Gesetz zur Verlängerung der Steuerkredite (30 %) für private und kommerzielle Solar-Investitionen. 171 Abgeordnete stimmten gegen die Federal Solar Tax Credits, die einen Steuernachlass in Höhe von 30 % bedeuten, berichtet der US Solarindustrieverband (SEIA) in einer Pressemitteilung. Dieser Meilenstein in der Solar-Gesetzgebung ist Teil des "Renewable Energy and Job Creation Act of 2008" (H.R. 6049), mit dem die Finanzkrise in den USA bewältigt werden soll. Laut SEIA ist es zudem das wichtigste Gesetz, das die US-Regierung jemals zugunsten der Solarenergie-Nutzung verabschiedet hat. Der Senat hat dem Gesetz am 23.09.2008 zugestimmt. "Dieses Gesetz ist ein riesiger Schritt auf unserem langen Weg zur Energieunabhängigkeit und stellt sicher, dass die Solarenergie in Zukunft eine wichtige Rolle spielen wird", kommentiert SEIA-Präsident Rhone Resch- "Die langfristige Ausweitung der Solar-Kredite wird eine heimische Solarindustrie schaffen mit hunderttausenden Arbeitsplätzen und zugleich saubere, bezahlbare und emissionsfreie Energie für Millionen von amerikanischen Familien, Unternehmen und Kommunen liefern", ergänzt Resch.

800 Millionen Dollar für erneuerbare Energien

Die Solar-Steuernachlässe um 30 % werden sowohl für private als auch für kommerzielle Investoren um acht Jahre verlängert. Die bisherige Förderobergrenze von 2.000 US-Dollar entfällt künftig. Außerdem können künftig auch Stromversorger in den Genuss der Steuerkredite gelangen. Damit stehen laut SEIA rund 800 Millionen Dollar für erneuerbare Energien zu Verfügung, einschließlich der Solarenergie.

Solarenergie bis 2016 günstigste Stromquelle für Verbraucher

Resch dankte den Abgeordneten, die sich für das Gesetz engagiert hatten, im Namen der 60.000 Amerikaner, die in der Solarindustrie arbeiten. Diese hätten die Grundlage geschaffen für eine leuchtende Zukunft der Solarenergie in den Vereinigten Staaten. "Mit der Zustimmung zu diesem Gesetz hat der Kongress der Solarindustrie Rahmenbedingungen gegeben, die Investitionen auslösen werden, den Ausbau der Produktion fördern und die Kosten für die Verbraucher senken", ergänzt Roger Efird, SEIA-Vorsitzender und Präsident von Suntech America, einem führenden chinesischen Photovoltaik-Hersteller. "Das erlaubt Unternehmen wie dem unsrigen, zu expandieren und den wachsenden US-Markt zu bedienen. Mit diesem Gesetz scheint die Sonne für alle Amerikaner", fügt Resch hinzu. Und bis 2016 werde die Solarenergie für die Verbraucher die günstigste Stromquelle sein, betont der SEIA-Präsident.

Solarwirtschaft wird zum Wirtschaftsmotor

Die Steuerkredite wurden erstmals 2005 eingeführt und hatten ein ungeahntes Wachstum der Solarenergie in den USA bedingt. Die installierte Solarenergie-Kapazität verdoppelte sich von 2005 bis 2007. "In den vergangenen beiden Jahren haben die Solar-Steuerkredite die Solarwirtschaft von einem Nischendasein zum Wirtschaftsmotor gemacht: Elektriker, Installateure, Dachdecker und Bauarbeiter können nun wieder an die Arbeit. Diese Jobs sind das Rückgrat der amerikanischen Wirtschaft und die Solarindustrie schafft diese in einer Zeit, in der sie am meisten gebraucht werden", betont Resch.

440.000 Arbeitsplätze schaffen und Investitionen in Höhe von 325 Milliarden Dollar

Laut einer neue Studie von Navigant Consulting, Inc., wird die Verlängerung der Steuerkredite um acht Jahre rund 440.000 dauerhafte Arbeitsplätze schaffen und Investitionen in Höhe von 325 Milliarden Dollar nach sich ziehen. Die Studie habe den Wegfall der Förderobergrenze von 2.000 Dollar nicht einbezogen, so dass die positiven Effekte sogar noch größer sein könnten, betont die SEIA. "Das ist besonders für die privaten Haushalte ein kräftiger Anstoß, der den Hausbesitzern erlaubt zu unserer Energieunabhängigkeit beizutragen", sagte Efird. "Es macht zudem den Weg frei für den Bau großer kommerzieller Solar-Kraftwerke, deren Bau längere Zeit in Anspruch nimmt", so Erfid weiter.

27 Solar-Großprojekte stehen an

Gegenwärtig befinden sich 27 solcher Solar-Großprojekte in unterschiedlichen Planungs- und Baustadien; die meisten davon waren gestoppt worden wegen der Unsicherheit bezüglich der Steuerkredite. Da Solar-Komponenten in der Regel nahe der Einsatzorte produziert werden, schaffe dies Arbeitsplätze in der Fertigung und Montage in allen 50 US-Bundesstaaten, heißt es in der Pressemitteilung. Am meisten davon profitieren würden Kalifornien, Florida, Arizona, New Mexico, Nevada, New Jersey, Massachusetts, New York, Oregon und Washington. Aber auch die Wirtschaft von Pennsylvania, Michigan, Ohio und dem Rest der Great Lakes Region werde wegen der Steuerkreditverlängerung deutlich wachsen. Laut Navigant-Studie werden im Jahr 2016 mehr als 28 Gigawattstunden Solarstrom erzeugt, mit denen rund sieben Millionen Haushalte versorgt werden können.

06.10.2008 Quelle: SEIA

[bossi1]

10.10.2008 09:43
Siemens liefert Dampfturbine für Solarturm-Kraftwerk Solar Tres in Spanien

München (aktiencheck.de AG) - Der Industriekonzern Siemens AG (ISIN DE0007236101 (News/Aktienkurs)/ WKN 723610) gab am Donnerstag bekannt, dass Siemens Energy eine Industriedampfturbine für eines der weltweit ersten kommerziellen Solarturm-Kraftwerke liefert.

Demnach wird das spanische Unternehmen Sener das neuartige solarthermische Kraftwerk mit einer Leistung von 19 Megawatt (MW) an einem Standort nahe Sevilla in Andalusien errichten. Siemens liefert für das Projekt "Solar Tres" eine speziell an die Herausforderungen der Solartechnologie angepasste Industriedampfturbine, die damit zum Referenzprodukt für Solarturm-Kraftwerke wird, hieß es.

Die Planungen zum Bau des Solarturm-Kraftwerks "Solar Tres" hatte Sener bereits vor sieben Jahren begonnen. Das Gesamtprojekt wird aus Mitteln des Fünften Forschungsrahmenprogramms der Europäischen Union unterstützt. Siemens liefert für diese Demonstrationsanlage eine zweigehäusige Industriedampfturbine mit Zwischenüberhitzung vom Typ SST-600, die speziell an die besonderen Herausforderungen der Solartechnologie angepasst wurde. Durch die Zwischenüberhitzung wird der Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerks erhöht. Da die Sonneneinstrahlung abhängig von der Tages- und Jahreszeit stark schwankt, hat Siemens gemeinsam mit Sener ein Konzept entwickelt, das die Dampfturbine nachts vor zu großer Auskühlung schützt. Dadurch kann die Anfahrzeit bei Betriebsbeginn im Vergleich zu Industrieturbinen, die in anderen Bereichen eingesetzt werden, deutlich verkürzt werden.

Die Aktie von Siemens verliert derzeit 9,99 Prozent auf 45,59 Euro. (10.10.2008/ac/n/d)

[bossi1]

Piper Jaffray erwartet lt. einer Analyse bei PV Solar in Frankreich insgesamt 1.000 MW, bei je 500 MW/Jahr in 2009 und 2010 von aktuell 50 MW/Jahr. In Südfrankreich sind mit 1.400 bis 1.600 Sonnenstunden bessere Bedingungen als in Deutschland mit 1.000 Sonnenstunden i.M. vorzufinden. Pro MWh werden bei Bodensystemen 300€ (30 Ct/kWh) gezahlt über 20 Jahre. Für "integrierte Dachsysteme" erhält man 550€/MWh (55 Ct/kWh) und eine Steuerabschreibung von ca. 50% der Kosten.

Piper Jaffray cree que Francia instalará 1.000 MW fotovoltaicos en los dos próximos años

7 de octubre de 2008

La compañía estadounidense, especializada en el análisis de mercados, ha publicado un informe en el que asegura que la demanda fotovoltaica ha aumentado muy considerablemente en Francia. “Creemos que la industria francesa incrementará su potencia actual (aproximadamente 50 MW) a un ritmo anual de 500 MW en 2009 y 2010”, asegura el informe.

“Actualmente, el gobierno francés estudia una nueva estrategia de apoyo a la energía solar”, señala el informe de Piper Jaffray. “Creemos que va a incrementar su apoyo al sector, bien mediante un incremento de la tarifa, bien mediante incentivos fiscales”.

El sur de Francia, y sus territorios ultramarinos, disfrutan, asegura la empresa norteamericana, de un recurso solar “especialmente atractivo”, recurso que Piper Jaffray tasa entre 1.400 y 1.600 horas, lo cual le sitúa “considerablemente por encima de las mil horas de media que tiene Alemania”, añade.

El informe recuerda que Francia aprobó en 2006 una tarifa “atractiva” de veinte años de duración y añade que “se tarda dos años, como media, en la construcción de una infraestructura solar eficiente y en la consecución de la aceptación de las comunidades locales”.

Los productores FV en Francia reciben trescientos euros por megavatio hora producido en instalaciones sobre suelo, cifra que asciende a los cuatrocientos cuando esa instalación se halla en los territorios ultramarinos. Para los sistemas integrados en edificios, la tarifa asciende a 550 euros por megavatio hora y se beneficia de una desgravación fiscal equivalente al 50% del costo, más otros incentivos fiscales menores.

Más información:
www.piperjaffray.com
http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

Künftige Entwicklung des spanischen Solarmarktes im Fokus der„Conferencia de la Industria Solar – España 2008“

„Conferencia de la Industria Solar - España" besuchen 350 Teilnehmer aus Spanien, Deutschland und vielen anderen Ländern / Konferenz geht am Freitagabend in Madrid zu Ende

Ende September hat Spanien seine Solarstrom-Vergütung mit dem Königlichen Dekret 1578/2008 neu geregelt. Danach werden künftig nur noch 34 Cent pro Kilowattstunde für Dachsysteme sowie zwei Cent weniger für Freiflächenanlagen gezahlt, was eine Absenkung um rund 30 Prozent gegenüber der vorhergehenden Regelung bedeutet. Die künftige Entwicklung des spanischen Solarmarktes steht folglich im Mittelpunkt der „Conferencia de la Industria Solar - España“ in Madrid, die von der Solarpraxis AG veranstaltet wird. „Wir haben ein hohes Informationsbedürfnis und den Wunsch nach Netzwerken festgestellt”, berichtet Julia Krohn, Projektleiterin der spanischen Solarkonferenz. „Beide Aspekte hat die ‚Conferencia de la Industria Solar‘ mit ihrem Konzept hervorragend abgedeckt.”

Besonders stark diskutierten die Teilnehmer am Vormittag des ersten Veranstaltungstages die Frage, wie sich die jährliche Begrenzung von 500 MW für Photovoltaik auf den Markt auswirken wird und welches nun die besten Strategien für die Unternehmen sein werden. Gustavo Carrero von Proinso beispielsweise gab mit seinem Vortrag über „Spanische Unternehmen in ausländischen Märkten“ ein klares Statement ab. Der Bankenvertreter erläuterte, dass nun zunächst eine Phase der Anpassung der Produkte und Dienstleistungen an die neuen Gegebenheiten käme. „Nach den Jahren des Jubelns und sich gegenseitigen Hochputschens ist jedenfalls deutlich eine Katerstimmung spürbar“, berichtet Projektleiterin Krohn. Javier Anta, Präsident der Spanish Photovoltaic Industry Association (ASIF) fasste es in der Eröffnung wie folgt zusammen: „Wir haben ein Problem, lasst uns Lösungen besprechen.“

Die Tagung richtet sich an Akteure der Solarbranche, Energieversorgungsunternehmen, Vertreter aus Politik, Presse, der Finanzbranche sowie Behörden, Verbände und Forschungseinrichtungen. Zu den hochkarätigen Referenten der zweitägigen Fachveranstaltung zählen unter anderem Gonzalo Ruiz de Angulo von der Bank BBVA, Enrique Alcor von Atersa und Ricardo Diaz von der Banco Santander. „Die zentralen Themen sind politische Rahmenbedingungen, Marktentwicklung, Finanzierung und Marketing bei allen Formen der solaren Energiegewinnung – Photovoltaik, Solarthermie, solarthermische Kraftwerke und solare Kühlung“, berichtet Krohn weiter. Rund 350 Teilnehmer werden sich bis Freitagabend auf der Konferenz über die verschiedenen Aspekte der Solarindustrie austauschen.

http://www.energieportal24.de/pn_64335.htm

[bossi1]

Photovoltaik: Concentrix Solar und Abengoa Solar bringen gemeinsames 2-MW-Kraftwerk in Spanien an das Netz



Concentrix Solar’s "FLATCON" Technologie:
künftig auch für große Kraftwerksprojekte.

Die Concentrix Solar GmbH (Freiburg) hat Ende September noch im Rahmen der bisher gültigen Fassung des Real Decreto 661 /2007, des ersten spanischen Einspeisegesetzes, gemeinsam mit ihrem Partner Abengoa Solar ein 2-MW-Kraftwerk in der Nähe von Sevilla in Sanlúcar la Mayor an das Netz angeschlossen. Es handle sich um ein Kraftwerk, bei dem nachgeführte Photovoltaik-Systeme mit Siliziumflachmodulen und Konzentrator-Photovoltaik-Systeme gemeinsam aufgebaut wurden, und sei damit das erste Kombinationskraftwerk dieser Art, berichtet Concentrix in einer Pressemitteilung. Der Geschäftsführer von der Concentrix Solar GmbH, Hansjörg Lerchenmüller, ist zufrieden mit dem Ergebnis: "Casaquemada ist ein wichtiger Schritt für uns um zu zeigen, dass es sich bei 'FLATCON' um eine konkurrenzfähige Technologie und Alternative zu herkömmlicher PV-Technologie handelt, die sich in einem kommerziellen Kraftwerk bewährt und damit eindeutig den Kinderschuhen entwachsen ist".
Concentrix Solar verwendet für seine innovativen Konzentratorsysteme die "FLATCON"-Hochleistungstechnologie. Mit Fresnel-Linsen wird das Sonnenlicht auf kleine hoch effiziente Solarzellen gebündelt. Diese Solarzellen wandeln das 500-fach konzentrierte Licht direkt in elektrische Energie um.


100 kW für Kraftwerk "Casaquemada" auf dem Solúcar-Gelände in Sevilla

Die Systeme wurden auf einem Gelände von Abengoa Solar installiert, auf dem bis 2013 eine Leistung von insgesamt 300 MW installiert werden soll, um hiermit 153 000 Haushalte in der Region Sevilla versorgen zu können. Auch Fernando Celaya, PV Director bei Abengoa Solar, freut sich über die gelungene Zusammenarbeit: "Concentrix Solar erzielt mit seiner Technologie beeindruckende Wirkungsgrade. Die hervorragenden Ergebnisse des Testtrackers auf unserem Forschungsgelände haben uns zusätzlich bestärkt, die Technologie von Concentrix Solar in das 2-MWProjekt in Casaquemada einzubinden". Bereits im August war die Installation der neunzehn FLATCON®-Tracker von Concentrix Solar mit einer Leistung von jeweils 5,75 kW abgeschlossen und die Systeme waren zum Netzanschluss bereit. Bei den installierten 100 kW kommt die neue, optimierte Modulgeneration von Concentrix Solar zum Einsatz, die nach Angaben des Unternehmens Rekordsystemwirkungsgrade von 23 % AC ermöglicht.


Weitere Systeme in Italien und Spanien

In der ersten Augustwoche wurde, ebenfalls mit der neuen Modulgeneration, ein weiteres Demosystem in Altomonte (Italien) in Betrieb genommen. Die neuen Module kommen derzeit außerdem beim ISFOC-Projekt in Puertollano (Spanien) zum Einsatz, bei dem Concentrix Solar insgesamt 500 kW installiert. Die Installation der ersten 200 kW sei bereits abgeschlossen. Zur Herstellung der neuen Modulgeneration hat Concentrix Solar Anfang September 2008 eine vollautomatisierte 25-MW-Linie in Betrieb genommen, so dass die Technologie nun in industriellen Volumina verfügbar sei und Concentrix Solar künftig Kraftwerke im MWBereich bauen kann, heißt es in der Pressemitteilung.

27.10.2008 Quelle: Concentrix Solar

[bossi1]

03.11.2008 15:47
SolFocus und EMPE Solar schliessen Vertrag über US$103 Millionen für ein 10+MW Projekt zur öffentlichen Energieversorgung ab

Mountain View, Kalifornien, November 3 (ots/PRNewswire) -

- Grösster CPV Vertrag in der EU mit einer Leistungskapazität,
die den Energiebedarf einer Stadt mit 40.000 Einwohnern abdecken kann

SolFocus, ein Anbieter von Concentrator Photovoltaic (CPV)
Solarenergiesystemen, gab heute bekannt, dass es einen Vertrag über
103 Millionen USD (80 Mio. Euro) mit EMPE Solar zur Installation von
über 10 Megawatt (MW) CPV Solarenergieprojekten an mehreren
Standorten in Südspanien bis Ende 2010 unterzeichnet hat. Die CPV
Systeme von SolFocus verwenden eine bewährte Kombination
hochleistungsfähiger PV Zellen mit modernster Optik, um eine hohe
Ergiebigkeit der Sonnenenergie zur kommerziellen, industriellen und
öffentlichen Nutzung und zu konkurrenzfähigen Preisen zu bieten.
Dieses CPV Technologie Projekt wird das grösste seiner Art in Europa
sein und wird den Energiebedarf einer Stadt von etwa 40.000
Einwohnern abdecken können.

"Die hohe Energiedichte und Ergiebigkeit von CPV ist ein idealer
Lösungsansatz für den spanischen Markt, und wird mehr saubere,
zuverlässige Energie bei gleichzeitig geringer Landnutzung und
niedrigen Betriebskosten über die gesamte Lebensdauer der Anlage
liefern", sagte Gary D. Conley, CEO und Vorsitzender von SolFocus.
Inc. "Während wir weiterhin an Kostensenkungen arbeiten, um mit
fossilen Energieträgern konkurrenzfähig zu werden, spielen
hochentwickelte Partner wie EMPE Solar eine wichtige Rolle dabei, im
gesamten Mittelmeerraum neue Wege zu beschreiten".

Der SolFocus-EMPE Vertrag kam zustande, nachdem SolFocus erst
kürzlich zwei grossangelegte CPV Projekte für das Institute of
Concentration Photovoltaic Systems (ISFOC) in Spanien fertiggestellt
hat. Mit dem 3 MW ISFOC Projekt hat SolFocus gezeigt, dass CPV dazu
in der Lage ist, aggressive Energieproduktionsziele zu erfüllen,
wobei gleichzeitig die allgemeine Zuverlässigkeit und Effizienz des
Systems unter Beweis gestellt wurde.

Eduardo Goicoechea und Sebastian Sagues, Partner bei EMPE Solar,
äusserten sich wie folgt: "EMPE Solar ist bestrebt, nur die
innovativsten Lösungen einzusetzen, um die Energiekosten für unsere
Kunden zu reduzieren. SolFocus hat den Wertvorteil seiner Technologie
in unserer Region unter Beweis gestellt, und wir sind zuversichtlich,
dass wir damit unsere Kostenziele für eine Energieproduktion ohne
Kohlenstoffe schnell erreichen werden".

Die CPV Technologie, eine rasche wachsende, marktverändernde
Energietechnologie, ist überwiegend auf den Einsatz in Regionen mit
hoher Sonneneinstrahlung ausgerichtet. Die CPV Anlagen von SolFocus
verwenden allgemein verfügbare, kostengünstige Materialien wie Glas
und Aluminium, um hunderte von Megawatt an Solarenergie schnell zum
Einsatz zu bringen. Mit Hilfe von Spiegeln und moderner
Reflexionsoptik konzentrieren die Module von SolFocus die
Sonnenstrahlen mit einem Faktor von 500 auf eine kleine,
hochleistungsfähige Solarzelle, was bedeutet, dass man nur etwa
1/1000 das Materials braucht, das für traditionelle PV-Systeme
eingesetzt werden muss. Die SolFocus Kollektoren sind in ein
hochentwickeltes System integriert, das den Lauf der Sonne
nachverfolgt und Energieproduktion während des ganzen Tages
gestattet, womit ideale Voraussetzungen geschaffen sind, die
Spitzenbedarfsperioden abzudecken.

Das SolFocus CPV System ist zu 95% wiederverwertbar, da es
überwiegend aus Aluminium und Glas besteht. In seinem ersten
Betriebsjahr wird diese 10 Megawatt Anlage den Ausstoss von 27.000
Tonnen CO2 verhindern, die bei traditioneller Energieproduktion mit
fossilen Brennstoffen entstehen würden. Die Technologie bietet
ausserdem die beste CO2-Bilanz aller Solarenergieanlagen und
profitiert von ausgereiften Produktionsprozessen und Werkzeugen, die
in der Auto- und Elektroindustrie eingesetzt werden.

Für zusätzliche Informationen über die Produkte und
Lösungsansätze von SolFocus besuchen Sie bitte
http://www.solfocus.com.

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2008-11/12203501…

[bossi1]

Die Nationale Energie Kommission (CNE) fordert heute in Spanien ab 1.1.2009 eine Strompreiserhöhung von ca. +31% an. Die entgültige Entscheidung liegt beim span. Industrie Minister. Die Erhöhung käme zu einem wirtschaftlich ungünstigem Zeitpunkt. Im Juli wurden zuletzt +5,6% erhöht, obwohl die CNE +11,3% forderte. ... die Grid Parity würde mit +31% beim Strompreis deutlich näher rücken

La CNE propone una subida de la luz del 31% a partir de enero

MADRID (Reuters) - La Comisión Nacional de Energía (CNE) propuso el viernes al Gobierno un aumento de la tarifa eléctrica del 31 por ciento a partir de enero de 2009.

Aunque no tiene carácter vinculante - es el Ministerio de Industria quien fija finalmente la tarifa - la propuesta avanza una sustancial subida de precios de la electricidad en un momento en el que la economía española está en las puertas de la recesión y el número de parados es el más alto en 12 años.

La propuesta de subida obedece a un crecimiento del déficit tarifario por encima de lo previsto y, que según la CNE, puede ascender a fin de año a 14.605 millones de euros.

El llamado déficit tarifario es resultado del actual sistema de tarifas reguladas, que son insuficientes para sufragar los costes de generación. Las eléctricas se anotan la diferencia en deuda pendiente de cobro y van recaudándola con pagos adelantados del Estado devueltos a largo plazo por los consumidores a través de la factura de la luz.

El Ministro de Industria está empeñado en solucionar este déficit y se encuentra en negociaciones con las eléctricas para buscar soluciones que, según fuentes de la industria, tendrán que pasar inevitablemente por adecuar las tarifas a los costes reales.

En la última revisión tarifaria, el Gobierno decidió subir la tarifa de la luz un 5,6 por ciento en julio en contra de la propuesta de la CNE de un alza del 11,3 por ciento.

http://www.swissinfo.ch/spa/noticias/internacional/La_CNE_pr…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 35.875.375 von bossi1 am 07.11.08 20:04:08

Warum in Spanien die Strompreise steigen müssen ...
Nicht kostendeckende Stromtarife, die Finanzkrise und verbriefte Tarifdefizite, sowie der lang diskutierte Deckel bei der PV-Solar Förderung. Von welchen "Zusatzlasten" neben den Steuern will man die Stromtarife bis 2012 befreien? Werden damit weitere drastische Kürzungen in der Zukunft bei der Solarförderung in Spanien beschrieben?

Aussagen dazu am Schluß von einem einem Handelsblatt Artikel zum span. Versorger Iberdrola ...


23.10.2008
Quartalszahlen
Iberdrola stellt Investitionskürzungen in Aussicht

von Anne Grüttner
Iberdrola passt seinen Investitionsplan der schwierigen Finanzmarktsituation an. Im Strategieplan 2008 bis 2010 hatte der spanische Versorger Investitionen von 17,8 Milliarden Euro vorgesehen. Doch angesichts der unübersehbaren Entwicklung an den Finanzmärkten behält sich das Unternehmen die Flexibilität vor, jährlich bis zu zwei Milliarden Euro weniger zu investieren.

MADRID. Das Nettogewinnziel von 3,5 Mrd. Euros für 2010 bleibe unverändert, erklärte Iberdrolas Präsident Ignacio Sanchez Galán gestern bei der Quartalspressekonferenz. "Es ist möglich dass die Finanzierungskosten steigen, in dem Fall haben die Investitionen mit der höchsten Rendite Vorrang."
Nach den Ergebnissen der ersten neun Monate des Jahres zu urteilen ist Iberdrola insgesamt gut aufgestellt für das schwierige Marktumfeld, vor allem in seinen beiden Märkten Spanien und Großbritannien. Mit einer Steigerung des Reingewinns um knapp 54 Prozent auf 2,5 Mrd. Euro übertraf Iberdrola die Erwartungen der meisten Analysten. Der Vorsteuergewinn (Ebitda) stieg um 29 Prozent auf 4,9 Mrd. Euro. Die Stromproduktion erhöhte sich insgesamt um 23 Prozent auf 106 Mrd. kWh, wovon die Hälfte außerhalb Spaniens generiert wurde.
Vor allem verantwortlich für die guten Zahlen waren die britische Tochter Scottish Power sowie die Aktivitäten in Erneuerbaren Energien. Das Ebitda von Scottish Power von 1,4 Mrd. Euro trug rund ein Drittel des gesamten Vorsteuergewinns bei. Das Ebitda im Bereich Renewables stieg um stolze 114 Prozent. Doch auch auf dem spanischen Markt wuchs Iberdrola deutlich stärker als das gesamte Wirtschaftswachstum. Die Stromnachfrage sei relativ unabhängig von den Konjunkturzyklen, in Spanien etwa sei die Nachfrage in den letzten 25 Jahren nie gesunken, erklärte Galán.
Erst vor wenigen Wochen schloss Iberdrola die Übernahme des US-Versorgers Energy East ab, das ab dem nächsten Quartal in die Bilanzen integriert wird. Die Finanzierung des Deals sei schon ein Jahr zuvor, zu viel besseren Bedingungen, sichergestellt worden. "Wir haben unsere Investitionen immer im voraus finanziert", so der Iberdrola-Chef. Das Unternehmen habe seine Hausaufgaben gemacht und das Schuldenniveau trotz der jüngsten Übernahme auf 47 Prozent leicht gesenkt. Zudem verfüge die Gruppe über Liquiditätsreserven in Höhe von 9,2 Mrd. Euro.
Nicht eingerechnet in die Schuldenquote ist das sogenannte Tarifdefizit, die Differenz aus regulierten Endpreisen und den tatsächlichen Stromkosten in Spanien. Iberdrolas Tarif-Defizit belief sich in den ersten neun Monaten auf knapp zwei Mrd. Euro.
Mitte des Jahres liberalisierte die spanische Regierung immerhin die Stromtarife für Industriekunden, die etwa die Hälfte des Marktes ausmachen. Das war ein erster Schritt zur Lösung des milliardenschweren Defizits, das sich über die letzten Jahre angesammelt hat.
Bisher wurde dieses Defizit verbrieft und von der spanischen Nationalen Energiekommission an institutionelle Investoren verkauft. Die letzte Versteigerung im September wurde jedoch wegen mangelnden Interesses abgeblasen. Ende Oktober will das Industrieministerium gemeinsam mit den Energieunternehmen über eine Lösung diskutieren. Der Industrieminister habe zugesagt, das Defizit bis 2012 abzubauen, sagte Galán. Mögliche Wege dazu seien eine weitere Liberalisierung der Tarife sowie der Befreiung der Tarife von Zusatzlasten wie Steuern oder anderen Zuschlägen.

http://www.handelsblatt.com/unternehmen/industrie/iberdrola-…

[bossi1]

ABG Solar beginnt morgen in Écija mit dem Bau von 2 neuen Parabolrinnen Solarkraftwerken (Helioenergy 1+2) a 50 MW, Baukosten ca. 500 Mio.€ und schaffen über die vorgesehene Betriebsdauer 60 Arbeitsplätze.

Economía/Empresas.- Abengoa pone mañana en marcha su proyecto termosolar de Écija, que dará suministro a 52.000 hogares
Hora: 15:29 Fuente: Europa Press

ÉCIJA (SEVILLA), 11 (EUROPA PRESS)

Abengoa Solar presentará mañana en el municipio sevillano de Écija su proyecto termosolar centrado en la construcción de dos plantas de solares de colectores cilindro parabólicos, de 50 megavatios (mW) de potencia cada una y que dará suministro energético a unos 52.000 hogares, minimizando su dependencia energética, el consumo de recursos naturales y la generación de residuos.

En el acto, que contará con la asistencia del director general de la Agencia Andaluza de la Energía, Francisco Bas; el alcalde de Écija, Juan Wic; y el consejero delegado de Abengoa Solar, Pedro Robles, se analizará el proyecto, ofreciendo información sobre las repercusiones positivas de la instalación de unas plantas de dichas características en el municipio.

Según la información facilitada por la compañía a Europa Press, estas dos plantas, bajo las denominaciones de 'Helioenergy 1' y 'Helioenergy 2', contarán con una inversión de 500 millones de euros y evitarán la emisión de unas 31.400 toneladas de dióxido de carbono anuales.

En este sentido, la construcción del proyecto 'Helioenergy' procurará la creación de alrededor de 600 puestos de trabajo en el municipio astigitano y en su comarca, además de los 60 empleos previstos durante su explotación.

La tecnología cilindro parabólica basa su funcionamiento en seguimiento solar y en la concentración de los rayos solares en unos tubos receptores de alta eficiencia térmica localizados en la línea focal de los cilindros.

En estos tubos, un fluido transmisor de calor, tal como aceite sintético es calentado a aproximadamente 400 grados por los rayos solares concentrados. Este aceite es bombeado a través de una serie de intercambiadores de calor para producir vapor sobrecalentado. El calor presente en este vapor, se convierte en energía eléctrica en una turbina de vapor convencional.

[bossi1]

ABG will sein grünes Profil stärken und seine weltweit führende Stellung bei der Solarenergie ausbauen mit dem Verkauf vom 68% Anteil an seiner IT Division Telvent, obwohl die nötigen Finanzierungen schon trotz Kreditkrise gesichert sind. Es liegen bereits Angebote von verschieden Investoren für den interessanten Sektor von Telvent vor. Man rechnet mit einem Kaufpreis für den Anteil, der weit über dem aktuellem Börsenkurs liegt nach dem Zukauf von DTN für 310 Mio. und den getätigten 623 Mio. Umsatz bei Telvent in 2007.

Abengoa refuerza su perfil verde

Publicado el 20-11-08 , por Expansión
El grupo no quiere que el parón del crédito a nivel mundial trunque sus planes para consolidarse como líder en energía solar. Por eso, y aunque tiene cerrada la financiación necesaria para los próximos ejercicios, Abengoa estudia vender su filial de tecnología Telvent, con gran implantación en EEUU.

Una suculenta oferta recibida de varios inversores sería el detonante de la operación. La tecnológica, que recientemente adquirió su rival DTN por 310 millones de euros, tiene un perfil atractivo por su ramillete de servicios para diferentes sectores, lo que le ha convertido en uno de los motores de Abengoa, con una facturación de 623 millones durante el año pasado.

Esta desinversión, de la que no ha trascendido el precio –que deberá estar muy por encima de su devaluada cotización–, aportaría una inyección financiera clave para impulsar los planes de la compañía de invertir más de mil millones anuales durante los cinco próximos años en energía solar.

De estos proyectos también se nutren el resto de áreas del grupo. Casi el 80% de las ventas de la división de construcción e ingeniería está relacionado con su apuesta por las renovables, lo que explica que Abengoa dé por buena la pérdida de Telvent si así refuerza su perfil verde.

[bossi1]

Die Allianz Abengoa / Rioglass plant in den USA den Bau einer Fabrik für Solarspiegel. Der Bau des 280 MW Solarkraftwerkes (Parabolrinne) in Arizona für 800 Mio. € von ABG Solar scheint nahezu sicher zu sein, nachdem in den USA die Tax Credite (30%) für 8 Jahre verlängert wurden.

La filial con Abengoa levantará una fábrica de paneles energéticos en Arizona
La compañía abastecerá a la mayor instalación termosolar del mundo, de 280 megavatios, que será construida por el grupo andaluz en EE UU

Mieres del Camino, J. A. O.

La alianza de Rioglass y el grupo Abengoa salta mucho más allá de Villallana, traspasa fronteras y hasta continentes. Ambas firmas tienen en proyecto la construcción de una planta de elaboración de espejos solares en Arizona (Estados Unidos), destinada a abastecer a la planta de energía solar más grande del mundo, cuya construcción depende, precisamente, de Abengoa. José María Villanueva confirmó ayer la inclusión de este proyecto en la agenda de su firma, si bien el calendario de ejecución aún no está totalmente perfilado e irá en función de los plazos que maneje la central solar. Lo que sí está asegurado es que, ante la dificultad de llevar hasta Nevada los espejos solares que se fabrican en España, tanto Rioglass como Abengoa tienen ya totalmente decidido que abordarán la construcción de una planta de elaboración en ese estado norteamericano.

El proyecto del grupo andaluz Abengoa para Arizona acaba de recibir un espaldarazo casi definitivo, una vez que la Cámara de Representantes de Estados Unidos (EE UU) ha aprobado una prórroga de ocho años para las ayudas a la implantación de instalaciones energéticas solares en el país, lo que permite que la compañía se asegure el retorno del 30 por ciento de la inversión, cifrada en alrededor de 800 millones de euros.

La planta del grupo andaluz en EE UU se levantará a 100 kilómetros de Phoenix (Arizona) y tendrá una potencia de 280 megavatios, el equivalente a una central térmica convencional. De acuerdo a lo anunciado en la presentación del proyecto, este equipamiento debería de estar operativo en 2011, para suministrar electricidad a 70.000 hogares y evitar la salida a la atmósfera de 40.000 toneladas de dióxido de carbono (CO2), el gas que más contribuye al efecto invernadero. La generación se producirá a través de cilindros parabólicos que concentran la radiación solar en un tubo por el que discurre un fluido que produce vapor y permite el movimiento de una turbina convencional. El contrato de venta de electricidad ha sido firmado con Arizona Public Service (APS), la mayor empresa de electricidad de Arizona. La firma cuenta con una extensa red que da servicio a casi un millón de personas en once estados y tiene su sede central en Phoenix.

Los rectores de Abengoa siempre han dejado claro que la construcción de la enorme central solar prevista para Arizona únicamente se llevaría a cabo en el caso de que Estados Unidos extendiese las ventajas fiscales para este tipo de proyectos. En principio, todo parecía indicar que el régimen de ayudas no se iba a prorrogar, de tal forma que la compañía advirtió a las autoridades norteamericanas de que renunciaría al plan en el caso de que se suspendiesen las subvenciones. El consejero de operaciones de la compañía en América aseguró que los números no saldrían sin los correspondientes créditos fiscales, pero, finalmente, la Cámara de Representantes aprobó la prórroga de las ayudas, con lo que la planta de Abengoa ve despejado el camino con la vista puesta en 2011.

http://www.lne.es/secciones/noticia.jsp?pRef=2008112600_39_7…

[bossi1]

Solar thermal could be power industry's next big thing
Further News: Sustainable/Renewable Energy

Published: 11/24/2008
Solar energy technology may receive a substantial boost in the coming years as more attention is paid to thermal energy.

A recent article in the San Jose Mercury News reported that current solar thermal energy plants can generate electricity for about 12 to 18 cents an hour, a price that is increasingly comparable to natural gas.

Solar thermal technology concentrates sunlight into a small area, generally producing superheated water that in turn generates electricity from turbines. Researchers are working on ways to improve the current technology's potential to store energy generated for hours at a time, which will remove a key obstacle for wider solar power use.

The newspaper noted that about 60 solar thermal plants are currently planned worldwide, many in the U.S. and Spain, for a combined capacity of 5,700 megawatts. In the U.S., the recent renewal of solar tax credits has benefited both industrial solar applications as well as homeowners seeking to install more commonly used photovoltaic panels.

"This is just so obvious it's going to be huge," Terry Collins of Carnegie Mellon University told the Mercury News. "It's going to completely change the country."

Meanwhile, the promising technology is older than some may think. This spring, Salon noted that ancient cultures, including Greece and China, routinely used mirrors to concentrate sunlight for various tasks.

http://www.washingtonenergy.com/articles/article/604/solar-…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.047.220 von bossi1 am 23.11.08 14:54:40

Spanish group hires Blackstone to sell IT firm

Ivan Castano
03 Dec 2008

Spanish industrial group Abengoa has appointed private equity firm The Blackstone Group to explore the sale of IT unit Telvent, providing some momentum to an otherwise depressed buyout sector in the region.

The adviser appointment is the clearest indication yet that Abengoa is committed to a sale after the sale of the company's 63% stake is reported to have attracted interest from private equity groups KKR, Permira and Carlyle. A deal size is estimated to range from €250m to €500m ($315m to $630m). Spanish technology group Indra is also said to be eyeing the transaction.

Abengoa investor relations director Juan Carlos Jimenez Lora said Telvent has drawn interest from “several firms,” motivating the Seville-based group to call in Blackstone as financial adviser.

Blackstone boosted its profile in mergers and acquisitions advisory earlier this year by working with Microsoft in its attempt to acquire Yahoo for $47.5bn, which was abandoned after takeover talks collapsed.

KKR, Permira, Carlyle and Indra would not comment.

Telvent provides IT services and products for the energy, transport, environment and public sectors.

It posted a 3.4% jump in nine-month profits to €17.9m on sales of €444m, down from €391m in the same 2007 period. The company’s stock has been battered by Spain’s stinging economic recession and is down over 60% this year, closing at €10.44 on Monday. Traded in New York, Telvent’s current market capitalization is $350m (€278m).

According to Spanish broker Banesto, the firm could be worth as much as as €750m including debt, valuing the stake at €472.5m. If Abengoa was to be able to garner this much from a buyout investor, the deal would be the first large private equity acquisition in Spain in many months.

First Reserve Corporation snapped up Gamesa solar for €250m in March, making it the country’s largest buy-out this year. Since then, buy-outs have virtually ground to a halt as the recession and the credit inferno dry up liquidity for M&A transactions.

Sergio Ruiz, analyst at Caja Madrid brokerage, said Banesto’s estimates were too high. He valued Telvent at 6.5 times to 7.5 times earnings before interest tax depreciation and amortisation or €350m-€400m, meaning 63% could fetch up to €252m.

Telvent recently acquired US rival DTN for 7.7 times Ebitda and Abengoa is likely to use that acquisition as a guiding price for Telvent.

“There’s no way they are going to want to sell for much less than that and they will only sell if they get a good price,” Ruiz said

Moreover, Abengoa doesn’t need the cash—it has enough expansion capital until 2011—so it’s unlikely to rush the sale this year, Ruiz added.

According to analysts, Indra could wage a heavy fight for Telvent as it wants to expand in the US where the firm has a strong presence, raising the potential for a bidding war.

http://www.efinancialnews.com/usedition/content/3352663855/

[bossi1]

Krisenfeste Solarstromkraftwerke
Die spanische Firma Abengoa macht mit dem Bau von Solarstromkraftwerke Rekordgewinne und expandiert nun in die USA.


Der spanische Konzern Abengoa baut neben konventionellen Kraftwerken immer mehr Solarkraftwerke und Meerwasser-Entsalzungsanlagen. In den letzten Jahren wurden die Geschäftszahlen jährlich besser und in den ersten neun Monaten des Jahres konnte Abengoa erneut, trotz Krise, einen Rekordgewinn verbuchen. Nun expandiert der Konzern in die USA, wo 2011 mit 280 Megawatt das weltgrößte Solarkraftwerk ans Netz gehen soll.

Der Technologiekonzern, der auch thermoelektrische Solarkraftwerke baut, wird im Januar in Sanlúcar la Mayor das weltweit größte Solarkraftwerk ans Netz gehen lassen. Knapp 20 Kilometer östlich von Sevilla entstand für 80 Millionen Euro die Anlage (PS-20), die 20 Megawatt (MW) Strom erzeugen wird, der Verbrauch von 11.000 Haushalten.

Doch Abengoa exportiert nun seine Technik in die USA. Letzte Woche hatte das US-Repräsentantenhaus die Solarstromförderung um acht Jahre verlängert. Deshalb wird die Firma 100 Kilometer entfernt von Phoenix (Arizona) ein Projekt umsetzen. Auch hier handelt sich um die "Concentrated solar power (CSP) technology", wie es im Modell des PS10 in Sanlúcar schon 11 MW Strom erzeugt. Die Technik basiert aus großen Spiegeln, sogenannte Heliostate, die das Sonnenlicht auf einen Brennpunkt in einem Solarturm konzentrieren. Jeder Spiegel hat eine Fläche von 120 Quadratmetern. Im Turm wird Wasser auf über 1000 Grad erhitzt und mit dem erzeugten Dampf, wie bei einem konventionellen Kraftwerk, eine Turbine angetrieben.

Das Solarkraftwerk in Arizona soll 2011 ans Netz gehen und sogar 280 Megawatt Strom erzeugen. Es rückt damit in den Bereich konventioneller Kraftwerke auf. In das Projekt werden 800 Millionen Euro investiert, von denen der Staat 30 Prozent subventioniert. Mit Rioglass wird Abengoa in Arizona extra eine Fabrik zur Herstellung der Solarspiegel errichten, weil man in den USA einen großen Markt für die Solartechnologie sieht. Rioglass kann durch das Umsteuern den Produktionsausfall auffangen, der aus der Absatzflaute in der Autoindustrie entstanden ist. In Spanien sind zum Beispiel die Neuzulassungen im November gegenüber des Vorjahresmonats um knapp 50 % eingebrochen. Da die Spiegel riesig sind und vor allem das Projekt in den USA sehr groß ist, kann Rioglass sich damit stabilisieren.

Während beim Prototyp PS-10 (nur) 624 Spiegel eingesetzt werden, sind es beim PS-20 schon 1255 der großen Heliostate. Um eine Vorstellung über die Ausmaße der geplanten Anlage in Arizona zu bekommen, muss man sich andere Kraftwerke anschauen, die Abengoa in Andalusien derzeit schon umsetzt. Gebaut wird an Solnova I und III, mit jeweils 50 Megawatt Leistung. Jedes einzelne Kraftwerk wird eine Spiegelfläche von 300.000 Quadratmeter haben, die jeweils 120 Hektar Land bedecken. Auch der Solarpark in Sanlúcar soll bis 2013 bis auf eine 300 MW Leistung ausgebaut, erklärte der Direktor der andalusischen Energiebehörde Francisco Bas. Am 12. November legte er den Grundstein für zwei neue Kraftwerke in Écija. Mit Helioenergy 1 und 2 sollen ab 2011 weitere 100 MW Strom erzeugt werden. Die Kosten belaufen sich auf 500 Millionen Euro, mit denen 600 Arbeitsplätze für den Bau und 60 im Betrieb geschaffen werden. Sie sollen 52.000 Haushalte mit Strom beliefern, vier Mal soviel, wie die Gemeinde hat.

Während durch die Wirtschaftskrise und Rezession etliche Firmen unter Gewinn- und Umsatzeinbrüchen leiden, konnte Abengoa den Nettogewinn in den ersten neun Monaten im Vergleich zum Vorjahr um 25 % auf 100 Millionen Euro steigerm. Dafür sind auch die CSP-Projekte verantwortlich, von denen allein in Spanien schon mehr als 50 CSP-Projekte genehmigt wurden.

Ralf Streck 03.12.2008

http://www.heise.de/tp/blogs/2/119691

[bossi1]

02. Dezember 2008
Spanien: Arbeitslosigkeit stieg um 43 Prozent
Mit 900.000 Menschen ohne Job mehr als im November 2007 erreichte die Arbeitslosigkeit den höchsten Stand seit 1996

Madrid - Die Arbeitslosigkeit in Spanien ist auf den höchsten Stand seit über zwölf Jahren gestiegen. Die Zahl der Arbeitslosen erhöhte sich im November binnen eines Monats um 6,1 Prozent auf knapp drei Millionen, wie das Arbeitsministerium am Dienstag in Madrid mitteilte. Im Vergleich zu November 2007 stieg die Zahl der Arbeitslosen um fast 900.000 oder 43 Prozent. In der Bauwirtschaft erhöhte sie sich gar auf mehr als das Doppelte. Spanien hat nach Angaben der EU-Statistikbehörde Eurostat mit 12,8 Prozent die mit Abstand höchste Arbeitslosenrate in der Euro-Zone.

Die wichtigste Ursache des drastischen Anstiegs liegt im Zusammenbruch großer Immobilienunternehmen und der Krise des zuvor boomenden Bausektors. Am stärksten stieg die Zahl der Arbeitslosen auf Mallorca und den anderen Balearen, wo das Ende der Reisesaison hinzukam. Auf den Ferieninseln wuchs die Arbeitslosenzahl im November um 23 Prozent.

(APA/dpa)
http://derstandard.at/?url=/?id=1227287590846

[bossi1]

Ich dachte Du kommst aus dem Solarbereich, da man dich überwiegend in Solarthreads lesen konnte. Mit deiner Markteinschätzung zu den Werten lagst Du jedoch richtig. Glückwunsch nachträglich.

+++++

Der grüne spanische Versorger Iberdrola kündigte nach Gesprächen mit GM die Studie eines Netzwerkes von Versorgungsstation für elektrische Fahrzeuge an, wie z.B. der Chevrolet Volt von GM, der 2011 auf den Markt kommen soll. Diese Fahrzeuge haben im rein elektrischen Betrieb nur einen begrenzten Einsatzradius von ca. 60 km. Daher denkt man über Ladestationen oder Anschlüsse auf Parkplätzen oder Parkhäusern nach und wie die eigentliche Abrechnung gelöst werden soll. Die Aufladung soll günstig über Nacht erfolgen. Bisher gibt es noch nichts vergleichbares auf dem Markt.

Iberdrola estudia una red para enchufar el coche eléctrico de GM
JAVIER SAMPEDRO - Madrid - 12/12/2008

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El mayor fabricante de automóviles del mundo, General Motors, anunció ayer un acuerdo con la principal energética española, Iberdrola, para estudiar cuáles serán los requerimientos para que los nuevos coches eléctricos puedan repostar. Sus baterías son como las de los teléfonos móviles, y pueden recargarse enchufándolas a la red, pero esto abre muchas cuestiones prácticas que nadie ha estudiado hasta ahora.

"Los vehículos eléctricos son la solución a muchos problemas sociales y ambientales", dijo ayer Jamal El-Hout, vicepresidente de General Motors Europa, en una teleconferencia de prensa. El proyecto con Iberdrola, explicó, se basará en coches como su Chevrolet Volt, cuyo lanzamiento está previsto para 2011.

Son vehículos de batería de ión de litio -como los teléfomos móviles- con una autonomía de 60 kilómetros. Según El-Hout, eso basta para el uso diario del 75% de los europeos. En caso necesario, un pequeño motor de gasolina extiende la autonomía a 1.000 kilómetros, con unas emisiones moderadas (40 gramos de dióxido de carbono por kilómetro).

Repostar de noche
Según fuentes de Iberdrola, la idea que más se maneja es cargar las baterías por la noche. Primero, para no coincidir con las horas de mayor consumo para otros fines. Y segundo, para aprovechar la energía excedente que producen por la noche los molinos de viento: no sólo no puede utilizarse, sino que llega a ser un problema.

Iberdrola estudiará la viabilidad de esas bandas horarias de consumo. Y también otros requerimientos prácticos para recargar la batería: cómo instalar los enchufes en los garajes o aparcamientos donde repostará el usuario, y cómo hacerle pagar su consumo. Probablemente se necesitará cierto despliegue de contadores.

Los coches de batería de litio no emitirán ningún gas mientras se mantengan dentro del radio de los 60 kilómetros. Pero su sostenibilidad dependerá en último término de que la electricidad de la red se haya obtenido de fuentes fósiles o renovables.

Preguntado por este asunto, el vicepresidente de General Motors destacó las cualidades de Iberdrola en el terreno de las energías renovables. La empresa, con 42.000 Megavatios de potencia instalada, es también la segunda compañía eólica en Estados Unidos, y 8.000 de sus megavatios son de fuentes renovables.

http://www.elpais.com/articulo/sociedad/Iberdrola/estudia/re…


... der Versorger Iberdrola verfügt über eine Gesamtleistung von 42.000 MW, wobei ihre Iberdrola Renovables mit einer installierten Leistung von 8.487 MW (über 20%) bei erneuerbarer Energie in Spanien der Marktführer ist. Davon befinden sich 616 MW in den USA, wo sie sich auf Platz 2 der Anbieter befinden. Daten 3Q 2008.

[bossi1]

Concentrix Solar weiht seine erste industrielle Produktionslinie für Konzentrator-Photovoltaik in Freiburg ein


Neue Produktionslinie von Concentrix Solar
zur industriellen Fertigung hoch effizienter
Konzentrator-Module.

Seit September 2008 produziert die Concentrix Solar GmbH ihre Konzentrator-Module mit einer neuen, vollautomatisierten Produktionslinie mit einer jährlichen Produktionskapazität von 25 Megawatt (MW) in Freiburg. Gebäude und Infrastruktur seien bereits so ausgelegt, dass Concentrix Solar seine Fertigungskapazitäten schnell auf 100 Megawatt (MW) erweitern kann, berichtet das Unternehmen in einer Pressemitteilung. Insgesamt stehen Concentrix Solar 4.000 Quadratmeter Produktions- und Dienstleistungsfläche zur Verfügung. Im Rahmen einer offiziellen Einweihungsfeier am 12. Dezember 2008 öffnete Concentrix Solar erstmalig die industrielle Fertigung für eine Gruppe geladener Gäste. Concentrix Solar nimmt mit seiner vollautomatisierten Fertigung weltweit einen Spitzenplatz unter den Produzenten von Konzentrator-Photovoltaik-Modulen ein: "Der Aufbau einer vollautomatisierten Fertigung für Konzentrator-Module mit industriellem Durchsatz ist ein Meilenstein für uns und auch für die Konzentrator-Photovoltaik", betont Geschäftsführer Hansjörg Lerchenmüller. "Trotzdem ist dies erst der Anfang und nur der Einstieg in die industrielle Produktion. Unser Ziel ist es, weiter schnell zu wachsen, damit wir mit unserer Technologie möglichst schnell Grid Parity erreichen. Wir sind hierbei auf einem guten Weg."

Durchschnittlicher Modulwirkungsgrad von 27,2 Prozent

Concentrix Solar produziert seit Oktober eine neue Modulgeneration, die deutlich kosteneffizienter ist und nochmals höhere Wirkungsgrade erreicht. Externe Messungen am Fraunhofer ISE bestätigten einen neuen durchschnittlichen Modulwirkungsgrad von 27,2 Prozent. Typische Siliziummodule erreichen hingegen nur etwa 13 bis 14 Prozent. Concentrix Solar nutzt für seinen Modulbau kostengünstige Maschinen aus der Elektronik, der Leiterplatten- und Isolierglasfertigung. "Mit der Inbetriebnahme der industriellen Fertigung haben wir den entscheidenden Schritt vom Start-up zu einem erfolgreichen Industrieunternehmen vollzogen" so Technik-Chef Karl Friedrich Haarburger, verantwortlich für den Aufbau der neuen Linie.


2009 sollen 40 neue Mitarbeiter eingestellt werden

Concentrix Solar produziert zurzeit mit fast 60 Mitarbeitern und will im nächsten Jahr die Mitarbeiterzahl auf 100 aufstocken. Das Unternehmen plant, im Zuge des weiteren Ausbaus des Schichtbetriebs weitere qualifizierte Fachkräfte für Elektronik und Elektrotechnik einzustellen. Zusätzlich stellt Concentrix Solar Techniker für den Kraftwerksbau sowie Technologen und Ingenieure für den Bereich Entwicklung ein. Um eine dauerhafte Ansiedelung in Freiburg zu ermöglichen, unterstützte die Stadt Freiburg Concentrix Solar bei der Suche nach einem Standort und einer geeigneten Immobilie. Concentrix Solar wählte nicht zuletzt deshalb Freiburg als Produktionsstandort, weil das Unternehmen hier auf ein hervorragendes Netzwerk lokaler Partner zurückgreifen kann. Das Unternehmen arbeitet insbesondere mit dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE sehr eng zusammen an künftigen Weiterentwicklungen der "FLATCON"-Technologie.

15.12.2008 Quelle: Concentrix Solar GmbH

[bossi1]

15.12.2008, 12:26 Uhr

DLR ist Ausrichter des 15. SolarPACES-Symposiums 2009 in Berlin

Stuttgart, Berlin - Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) richtet im September 2009 in Berlin die SolarPACES-Konferenz zum Thema Solarthermische Kraftwerke aus. SolarPACES (Solar Power and Chemical Energy Systems) ist ein Netzwerk unter der Schirmherrschaft der Internationalen Energie-Agentur (IEA), in dem derzeit 13 Länder ihre Zusammenarbeit verabredet haben. Das wissenschaftliche Programm der Konferenz bringt nach DLR-Angaben führende Experten und Entscheidungsträger auf diesen Gebieten zusammen und soll die Möglichkeit zur intensiven Diskussion über die Zukunft der konzentrierenden Solarsysteme bieten. Die Veranstaltung steht unter der Schirmherrschaft des Bundesumweltministeriums.

Die SolarPACES-Konferenzen werden bereits seit 30 Jahren an international wechselnden Orten ausgerichtet. Die bislang alle zwei Jahre stattfindende Konferenz soll aufgrund des stark dynamischen Marktes und des großen Interesses in Zukunft jährlich stattfinden. Das letzte Symposium in Deutschland fand im Jahr 1996 in Köln statt.

© IWR, 2008

... auch bei uns in Köln Porz hat die DLR einen Standort, wo Solartechnik für thermische Solarkraftwerke entwickelt wird.

[bossi1]

22.12.2008
Strom aus dem trockenen Süden
Spanische Firma Abengoa macht trotz Krise mit Solarkraft Rekordgewinne

Von Ralf Streck

Der spanische Konzern Abengoa hat erfolgreich ökologisch umgesteuert. Der Technologiekonzern baut auch thermoelektrische Solarkraftwerke und im Januar wird in Sanlúcar la Mayor das weltweit größte Solarkraftwerk ans Netz gehen.
Knapp 20 Kilometer östlich von Sevilla entstand für 80 Millionen Euro die Anlage PS-20, die 20 Megawatt (MW) Strom erzeugen wird, den Verbrauch von 11 000 Haushalten. Es handelt sich um die »Concentrated solar power (CSP) technology«, mit der in der Pilotanlage PS-10 11 MW Strom erzeugt werden. Die Technik basiert auf großen beweglichen Spiegeln, sogenannten Heliostaten, die das Sonnenlicht auf einen Brennpunkt in einem Solarturm konzentrieren. Jeder der 1255 Spiegel hat eine Fläche von 120 Quadratmetern. Im Turm wird Wasser auf über 1000 Grad erhitzt und mit dem erzeugten Dampf wird eine konventionelle Dampfturbine angetrieben.




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Doch Abengoa, die ihren Nettogewinn in den ersten neun Monaten im Vergleich zum Vorjahr um 25 Prozent auf 100 Millionen Euro gesteigert hat, wird diesen Rekord bald brechen. Gebaut wird bereits an Solnova I und III, mit jeweils 50 MW Leistung. Sie werden jeweils eine Spiegelfläche von 300 000 Quadratmetern haben und 120 Hektar Land bedecken. So soll der jährliche Ausstoß von fast 32 000 Tonnen klimaschädlichem CO2 verhindert werden. Der Solarpark in Sanlúcar werde bis 2013 bis auf 300 MW Leistung ausgebaut, erklärte der Direktor der andalusischen Energiebehörde Francisco Bas. Er legte Mitte November den Grundstein für zwei neue Kraftwerke in Écija. Mit Helioenergy 1 und 2 sollen ab 2011 weitere 100 MW Strom erzeugt werden. Die Kosten belaufen sich auf 500 Millionen Euro, mit denen 600 Arbeitsplätze beim Bau und 60 im Betrieb geschaffen werden.

Insgesamt wurden in Spanien mehr als 50 CSP-Projekte genehmigt. Ab 2015 sollen zwei Gigawatt Strom allein aus derlei Kraftwerken kommen. Die Umweltschutzorganisation Greenpeace hatte 2005 in einer Studie vorgerechnet, dass das Sonnenland bis 2050 das 55fache seines Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen decken kann. Schon 2007 brachten Erneuerbare, vor allem Windkraft, mehr Strom ins Netz als die Atomkraftwerke. Greenpeace-Energieexperte José Luis García erwartet noch viel von der CSP-Technologie: »Spanien ist in einer guten Position, um diese Technologie zu entwickeln und einzusetzen.« Greenpeace hofft, sogar 50 Prozent des gesamten Stroms über Sonnenkraftwerke in der Wüste zu erzeugen.

Abengoa exportiert seine Technik nun auch in die USA. Anfang der Woche hat das US-Repräsentantenhaus die Solarstromförderung um acht Jahre verlängert. Deshalb wird die Firma in der Nähe von Phoenix (Arizona) ein CSP-Projekt umsetzen. Es soll 2011 ans Netz gehen, 280 MW Leistung haben und so in den Bereich konventioneller Kraftwerke aufrücken. Es werden 800 Millionen Euro investiert, von denen der Staat 30 Prozent subventioniert. Mit Rioglass wird Abengoa in Arizona eigens eine Fabrik zur Herstellung der Solarspiegel errichten.

http://www.neues-deutschland.de/artikel/141025.strom-aus-dem…

[bossi1]

Fachzeitschrift "photovoltaik": Spanischer Markt bietet große Chancen für Solar-Dächer



Solarstromanlage in Spanien

Deutsche Solar-Unternehmen haben in den vergangenen Jahren stark in den spanischen Photovoltaik-Markt investiert. Wegen der Kürzung der Solarstrom-Vergütung sowie der Deckelung (Förderobergrenze) des spanischen Solarmarktes auf maximal 500 Megawatt (MW) müssen sie sich nun neu orientieren, berichtet die Fachzeitschrift "photovoltaik" in einer Pressemitteilung. Doch trotz der scharfen Kappung der Photovoltaik-Vergütung für Freiflächenanlagen seien die deutschen Marktteilnehmer ungebrochen optimistisch, so die B2B-Fachzeitschrift in ihrer aktuellen Ausgabe (Heft 12/2008). Der Solarboom werde zwar durch das neue Gesetz gebremst, jedoch können laut Gerg Abbeg, Energierecht spezialisierter Anwalt der Kanzlei Rödl & Partner, "effiziente Betreiber, die strategisch umdenken, profitieren". Carsten Körnig, Geschäftsführer des Branchenverbands BSW-Solar, erwartet, dass sich "der spanische Markt vor allem für Anbieter von Trackingsystemen (Solar-Nachführanlagen) und Solarpark-Projektierer vorläufig verkleinert".

Umstieg von Freiflächen- auf Dachanlagen könnte attraktiver werden

Chancen sehen nach Angaben der "photovoltaik" viele Anbieter etwa im Umstieg auf Photovoltaik-Dachanlagen, die mit dem neuen Gesetz stärker gefördert werden. Außerdem gibt es in Spanien eine gesetzlich verankerte Installationspflicht, die kleinere Dachanlagen auf neuen großen Bürokomplexen, Lagerräumen, Supermärkten oder öffentlichen Gebäuden vorschreibt. Diese Regelung kam bislang kaum zum Tragen, da großflächige Solarparks in Südspanien wegen der hohen Einspeisevergütung attraktiver waren. Nun könnte der Umstieg von Freiflächen- auf Dachanlagen auch für die deutschen Unternehmen zu einer rentablen Alternative werden. BSW-Geschäftsführer Körnig bestätigt die Chancen im Marktsegment Dachanlagen in Spanien. Auch Florian Schmidt von EuPD Research rechnet damit, dass sich in Spanien für Anbieter von Finanzierungsprodukten im kleineren und mittleren Aufdachbereich neue Chancen bieten, "da viele ausländische Investoren sich vor dem Hintergrund der Finanzkrise aus dem spanischen PV-Projektgeschäft zurückgezogen haben."


Photovoltaik-Märkte Deutschland und Spanien: Wettlauf um die Plätze eins und zwei

Seit Ende September 2008 wird in Spanien eine neue, deutlich geringere Einspeisevergütung für große Photovoltaik-Anlagen gezahlt. Kurz zuvor nahmen viele Projektierer noch ihre großen Freiflächenanlagen in Betrieb. Allein neun Solarparks mit einer Gesamtleistung von mehr als 200 Megawatt gingen im August und September ans Netz. Die Branchenverbände erwarten, dass Spanien in diesem Jahr Platz zwei hinter Deutschland bei der neu installierten Solarstromleistung einnehmen wird, berichtet die photovoltaik. Einige Solarexperten gehen sogar davon aus, dass der spanische Markt 2008 den deutschen Markt überholen wird. Deutsche Unternehmen waren dabei in den vergangenen Jahren äußerst aktiv auf dem spanischen Markt. Das Land galt seit dem Einsetzen des Booms als wichtiger Exportmarkt. Der BSW-Solar schätzt, dass das Auslandsgeschäft deutscher Firmen 2008 auf 3,2 Milliarden Euro steigen wird. Davon dürften etwa 40 Prozent auf Spanien entfallen. Die Hoffnung auf wieder steigende Renditen auf dem spanischen Markt könnte sich ab 2011 realisieren, berichtet das B2B-Fachmagazin. Dann steht eine Revision seitens der Regierung für ihren Erneuerbare-Energien-Plan für den Zeitraum 2011 bis 2020 an.

22.12.2008 Quelle: Photovoltaik


... in Spanien sind die Stromtarife staatlich reguliert und man schiebt durch Subventionen beim Insustriestrom ein Defizit von über 12 Mrd.€ vor sich her. Das ist einer der Gründe, warum das Geld für eine ungedeckelte Solarförderung knapp war. Auch die Finanzkrise hinterläßt ihre Spuren. Zu alten Tarifen fertig gestellt Solarparks stehen immer noch zum Verkauf. Dazu gehören die 30 MW von Solarparc in Extremadura und die 28 MW von Solaria.

[bossi1]

Immobilien sind in Spanien z.Z. schwer zu verkaufen. Daher bietet man den Käufern eine sogenannte Solarhypothek an. Die Häuser werden z.B. mit je einer 60.000 € teuren "Markensolaranlage" ausgestattet, die nach den neuen Tarifen eine Rendite von 7.500 €/Jahr = 12,5% über 25 Jahre einbringen soll. Ertrag über 25 Jahre ca. 187.500 €.


ACTUALIDAD
Cómo pagar menos con la ayuda de una hipoteca 'solar'
LAS ELÉCTRICAS ESTÁN OBLIGADAS A COMPRAR LA ENERGÍA 'LIMPIA' DE LOS PARTICULARES

CARMELO J. PÉREZ HDEZ.

A la larga lista de 'apellidos' con que se identifica en la actualidad a los distintos tipos de hipotecas (inversa, joven, compartida...) le ha surgido un nuevo apunte. El ingenio no tiene límites en tiempos de crisis y, por si alguien aún lo duda, sirva de confirmación la iniciativa puesta en marcha por los responsables de Suelo Solar: la empresa, especializada en generación de energía fotovoltaica, ha comenzado a comercializar un producto con el nombre de hipoteca 'solar'.


Se beneficia el comprador

«Proponemos a las empresas promotoras la instalación de una planta solar en el tejado de las viviendas que construyen de forma que, al ofrecerlas a los clientes, puedan garantizarles un rendimiento de, aproximadamente, 7.500 euros anuales en concepto de venta de energía, unos ingresos que bien pueden servir de aval a la hora de solicitar un crédito hipotecario», explica Carlos Mateu, uno de los responsables de la iniciativa, quien insiste en que el principal beneficiado de la misma será siempre el adquirente de la casa.

Desde septiembre de 2008, y como desarrollo de los compromisos del Tratado de Kioto, las compañías eléctricas están obligadas a comprar la electricidad 'limpia' que generen los particulares. «Nuestra idea es que si un cliente va al banco para solicitar una hipoteca y ofrece como aval no sólo su nómina, sino también unos ingresos garantizados de, aproximadamente, 600 euros mensuales en concepto de contrato con una compañía eléctrica, las perspectivas de que se la concedan son mucho mayores. Se trata de una previsión segura, pues la solicitud de crédito puede acompañarse de un estudio exhaustivo sobre las capacidades concretas de producir energía solar en cada territorio», apunta Mateu.

De momento, las primeras viviendas con hipoteca 'solar' están a punto de convertirse en realidad. «Un promotor comenzará a construir en breve 10 unifamiliares en Guadalajara con esta fórmula. Según cuenta, ya hay personas interesadas en las viviendas», revela el responsable de Suelo Solar, quien concreta en, aproximadamente, 60.000 euros la inversión necesaria para cada hogar.

La calidad de los componentes es una de las claves del éxito. «Si las placas solares son malas, no sólo no se rentabilizan, sino que dan pérdidas. Por eso sólo instalamos primeras marcas, lo cual permitiría hasta firman un seguro por la electricidad prevista», añade Mateu. ¿Qué será lo próximo? ¿Una hipoteca 'eólica', quizás? «No hay por qué descartarlo», concluye el experto.

http://www.elmundo.es/suplementos/suvivienda/2008/565/122964…

[SmartCap]

In den letzten Monaten wurde in Spanien umfangreich zum Thema Subventionsbetrug bei Fotovoltaikanlagen ermittelt.

Hast Du dazu einen aktuellen Artikel?

sc

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.253.459 von SmartCap am 22.12.08 17:56:46

22-DIC-2008

Industria prepara medidas penales contra el fraude fotovoltaico


El Ministerio de Industria está preparando una normativa que aplicará medidas penales para castigar la falsificación de documentos detectada en algunos casos de fraude fotovoltaico, indicaron a Europa Press fuentes del departamento dirigido por Miguel Sebastián.


Industria ha pedido a la Comisión Nacional de la Energía (CNE) que intensifique las inspecciones al sector mientras elabora una norma del máximo rango posible en la que se vaya más allá de la responsabilidad administrativa hasta ahora exigida al sector.

En la actualidad se aplican sanciones administrativas al sector fotovoltaicos consistentes en el pago de multas, a pesar de que en algunos casos los fraudes consisten en la falsificación de documentos, a lo que el Código Penal considera un delito sujeto a penas de cárcel.

Para comprobar si los paneles fotovoltaicos importados y los fabricados en España se corresponden con los instalados, y si se ha producido un caso de falsedad documental, el departamento dirigido por Sebastián solicitará datos a Aduanas y al Ministerio de Hacienda, indican hoy los diarios 'Cinco Días' y 'Expansión'.

La expiración en septiembre de la anterior normativa y su sustitución por otra con primas un 35% inferiores elevó el fraude en el sector. La Administración registró en el último momento un buen número de solicitudes antes del cambio de regulación.

Ante esta circunstancia, Industria solicitó una inspección a la CNE, que a finales de noviembre emitió un informe en el que se apreciaba que más de la mitad de las 30 plantas revisadas registraba deficiencias de diversa índole. En algún caso, ni siquiera se habían instalado los paneles fotovoltaicos.

La pasada semana, el regulador aprobó un nuevo plan de inspección que afectará a 4.189 instalaciones fotovoltaicas, el 8,54% de las inscritas, agrupadas en 1.447 huertos solares que generan el 13,3% de la potencia inscrita.

Estas instalaciones fotovoltaicas no vertían energía el 30 de septiembre, fecha límite para disfrutar del anterior régimen de primas.

Fuente: Europa Press
http://jumanjisolar.blogspot.com/2008/12/industria-prepara-m…



... es soll um Subventionsbetrug und gefälschte Dokumente (von lokalen Behörden) gehen, wobei ein Teil der Solarparks am 30 Sept. 2008 noch nicht ordnungsgemäß fertig gestellt waren. Bei 30 überprüften Fällen im November gab es bei der Hälfte Grund zur Beanstandung, in einem Fall waren sogar noch keine Module installiert. 4.189 Installation (8,54%) in 1.447 Parks sollen jetzt nachträglich überprüft werden.

Das Industrie Ministerium hatte diese Maßnahmen schon im Sommer angekündigt und war über die installierte Masse der FV Anlagen nicht begeistert, bei schon 12 Mrd. Defizit im Strommarkt.

[SmartCap]

Danke! Gruß, SC

[bossi1]

SONNENENERGIE |
Spanischer Solarmarkt explodiert: Neuer Rekord beim Zubau von Solaranlagen
18.12.2008
Der Markt boomt wie nie

Bonn -Zum Jahresende korrigiert Spanien einmal mehr die Rekordzahlen beim Zubau von Solaranlagen im Kalenderjahr 2008 nach oben. Laut der Nationalen Energieagentur CNE (Comisión Nacional de Energía) sollen bis Ende diesen Jahres Anlagen von rund 2,4 GW in Spanien verbaut worden sein, ein Korrekturfaktor bereits eingerechnet. Alle Schätzungen der Vormonate erweisen sich damit einmal mehr als „zu konservativ“. Wurde von Marktexperten, Unternehmen und Behörden noch bis zum 3. Quartal eine Marktgröße von insgesamt 1,5 GW für realistisch gehalten, müssen die Vorhersagen nun noch mal deutlich angehoben werden.

Marktzahlen angepasst: EuPD Research rechnet mit 2,6 GW
Auch EuPD Research, der führende Marktforscher im Bereich Solarenergie, hat aufgrund der neuen Bekanntmachungen seitens der staatlichen Energieagentur seine Prognosen zum Marktwachstum an die neuen Vorgaben aus Spanien angepasst. „Angesichts der Tatsache, dass der CNE im Oktober lediglich ein Zwischenstand bei den Installationen gemeldet wurde, können wir davon ausgehen, dass zum Jahreswechsel weitere 100 MW installiert sein werden“, schätzt Markus A.W. Hoehner, Geschäftsführer des Bonner Marktforschungsinstituts EuPD Research.

„Es ist schon erstaunlich, was für einen Ansturm die Anpassung der Solarförderung in Spanien ausgelöst hat. Nach vormals 1,5 GW die für den Markt ursprünglich mal prognostiziert wurden, liegen wir in Spanien inzwischen um ein Gigawatt über den Erwartungen“, erklärt Florian Schmidt, verantwortlicher Projektmanager für den spanischen Photovoltaikmarkt bei EuPD Research. Bis Jahresende, so die aktuelle Prognose der Studie „The Spanisch Photovoltaic Market 2007/2008“ von EuPD Research, dürfte die tatsächlich installierte Leistung in Spanien dann bei 2,5 GW liegen.

Im nächsten Jahr dürfte es nun besonders knapp werden
In wieweit der Markt im nächsten Jahr von seinem eigenen Erfolg eingeholt wird, darüber gehen die Ansichten auseinander. Während die einen eine völlige Implosion des Marktes befürchten und von einem Bruchteil des derzeitigen Marktwachstums ausgehen, hält EuPD Research an seinen Prognosen fest. „Unsere Analysten rechnen weiter damit, dass der Deckel von 500 MW im nächsten Jahr voll ausgeschöpft wird“, sagt Markus A.W. Hoehner, CEO von EuPD Research. Alles andere sei „unnötige Panikmache“.

Informationen zur aktuellen Studie „The Spanish Photovoltaic Market 2007/08 – Optimism Despite Legal Uncertainties“ – Updated Version 12/08 finden sie hier

http://www.oekonews.at/index.php?mdoc_id=1035783


... die Zahlen für das 4Q 2008 könnten überraschen

[bossi1]

Spanien
In Europa führend bei der Meerwasserentsalzung

- Energiekosten konnten von 12 kWh auf 3-4 kWh gesenkt werden
= Entspricht 40% der Kosten der Süßwassergewinnung
- Erneuerbare Energien bieten sich an
- Befesa (Abengoa)
- Cobra (ACS)

pdf 11 Seiten (deutsch)
http://www.spainbusiness.de/icex/cma/contentTypes/common/rec…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.255.853 von bossi1 am 22.12.08 23:34:12

Solarparks nach den alten Tarifen werden neu überprüft ...
In Spanien will man nach einer Forderung des Industrie Ministeriums/CNE von Anfang Dezember massiv gegen den Subventionsbetrug bei der Registrierung von Solarparks nach den alten Tarifen vorgehen. Dabei waren die Parks bei der Abnahme etweder nicht ganz fertig gestellt, nicht am Netz angeschlossen oder mit mehr Leistung abgenommen als z.Z. installiert und wurden von den lokalen Behörden trotzdem voll abgenommen.

Man spricht von Geldstrafen bis 6 Mio.€ und dann auf 9 Cent/kW reduzierter Einspeisevergütung für die Betreiber, sowie Haftstrafen von 3 Monaten bis 6 Jahren auf der beteiligten Abnahmeseite. 4.189 Installationen (8,54%) bei 1.447 Solarparks werden jetzt neu darauf überprüft. Aufgefallen war, daß mehr PV Solar registriert wurde als Module importiert oder produziert wurden. ... der wahre Grund liegt wohl in dem hohem Tarifdefizit (12 Mrd.€) in Spanien durch subventionierten Industriestrom und das man vom ungewünschtem Solarboom bei den mehr als üppigen alten Tarifen überrascht wurde und sich jetzt in Schadensbrenzung versucht. Das könnte auch die Zurückhaltung von Käufern z.Z. bei Solarparks erklären, bis alles genau geklärt ist und die Tarife auch in Zukunft für sie sicher sind.


Futuras penas de prisión a los promotores solares que cometan Fraude.

19/12/08



El Ministerio de Industria, pretende promulgar una norma que castigue con penas de prisión a aquellos que cometan irregularidades en el Registro de Instalaciones, pretendiendo cobrar una prima mayor, en detrimento y perjuicio de las arcas del Estado.

Tras conocer el pasado 11 de diciembre el que el Consejo de Administración de la CNE ha decido aprobar y elevar al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio su nuevo Plan de Inspección al Régimen Especial: Fotovoltaica, Eólica y Cogeneraciones, en el que se investigaran 4.189 Instalaciones Fotovoltaicas (el 8,54% de las inscritas), agrupadas en 1.447 huertos solares que representan el 13,3% de la potencia inscrita, fuentes oficiales del Ministerio de Industria han señalado que se esta trabajando en legislar una Norma que les permita luchar contra el fraude en el sector fotovoltaico.

En estos meses de noviembre y diciembre la Dirección de Inspección Liquidaciones y Compensaciones, ha elaborado informes de inspección de las instalaciones solares y de la información y documentación aportada por los promotores e instituciones.

De este modo la Dirección de Inspección Liquidaciones y Compensaciones trata de aportar una sinopsis de la situación de las instalaciones inspeccionadas, sin perjuicio de que se ultime el procedimiento de inspección preceptivo con la elaboración de las Actas de Inspección y la remisión de los resultados de las inspecciones al titular de la instalación, a la empresa distribuidora a la que se conecta y al órgano competente que autorizó la instalación, para que puedan realizar, en su caso, observaciones.

Los inspectores tras sus investigaciones hablan de cuatro situaciones:

- Instalaciones inscritas pero que aún estaban en fase de obras, de explanación y/o sin instalación de placas solares.

- Instalaciones en situación correcta para evacuar energía a la red si se quiere cobrar la retribución del antiguo Real Decreto 661/2007, pero conectadas a red después de esa fecha.

- Instalaciones con deficiencias en las propias instalaciones o en la línea de conexión a la red.

- Instalaciones con potencia inferior a la registrada.

De este modo el Ministerio de Industria es ya conocedor de la existencia de un gran porcentaje de plantas fotovoltaicas que, aun contando con el acta de puesta en marcha, otorgada fraudulentamente por las diversas Comunidades Autónomas, no tienen sus instalaciones en regla ni se habían conectado a la red antes del 30 de septiembre.

Es por ello, por lo que además de que:

1.- se abrirán expedientes sancionadores, que acarrearan el pago de una multa de hasta seis millones de euros, por constituir ésta una sanción grave conforme establece la Ley del Sector Eléctrico, y

2.- probablemente el que las plantas solares sancionadas sean expulsadas del Régimen Especial, dejando de cobrar la tarifa primada de 45 céntimos/kw, quedando esta reducida a 9 céntimos/kw,

la Norma que pretende promulgar el Ministerio de Industria, pretende castigar con penas de prisión a aquellos que cometan irregularidades en el Registro de Instalaciones, pretendiendo cobrar una prima mayor, en detrimento y perjuicio de las arcas del Estado.

El objetivo es que los presuntos autores del fraude sepan que pueden ser sancionados con multas e incluso con penas de cárcel, ya que la falsificación de documentos está tipificada como delito.

De conformidad con el artículo 392 del Código Penal, "el particular que cometiere en documento público, oficial o mercantil, alguna de las falsedades descritas en los tres primeros números del apartado 1 del artículo 390:

- Alterando un documento en alguno de sus elementos o requisitos de carácter esencial.

- Simulando un documento en todo o en parte, de manera que induzca a error sobre su autenticidad.

- Suponiendo en un acto la intervención de personas que no la han tenido, o atribuyendo a las que han intervenido en él declaraciones o manifestaciones diferentes de las que hubieran hecho.

será castigado con las penas de prisión de seis meses a tres años y multa de seis a doce meses".

En el supuesto de que sea "la autoridad o funcionario público el que, en el ejercicio de sus funciones, cometa falsedad, de conformidad con el citado artículo 390, será castigado con las penas de prisión de tres a seis años, multa de seis a veinticuatro meses e inhabilitación especial por tiempo de dos a seis años".

Para que el Ministerio de Industria pueda averiguar los indicios del delito solicitara Oficio a a Aduanas, a Hacienda, y a los fabricantes para comprobar si los módulos solares importados o comprados en el país se corresponden con los que los promotores fotovoltaicos, en los informes de Inspección del regulador, manifestaron haber puesto en funcionamiento. El objetivo de esta comprobación es determinar si, como se sospecha, la suma de la fabricación española de paneles con la cifra de placas importadas es menor que los paneles declarados e inscritos.

En consecuencia se espera que el inicio de estos expedientes sancionadores, provoquen cientos de litigios entre:

- los inversores con los promotores solares.

- el Estado con las diversas Comunidades Autónomas que han permitido que se creen estas situaciones anómalas, y

- las Comunidades Autónomas frente al productor o fabricante solar por presuntos delitos de falsedad documental.

En todo caso, es necesario erradicar este fraude, dado que atenta a los intereses y a la economía del Estado español, al suponerle un gasto por tarifa fotovoltaica que no estaba presupuestado.

http://www.suelosolar.es/newsolares/newsol.asp?id=533


Der ungewollte Solarboom 2008 ...

[bossi1]

Korean firm planning solar plant

Friday, Jan 02, 2009



Korean firm Daekyeonsolar plans to develop a solar generation plant in Chile's region III, a spokesperson for Chile's foreign investment committee Cinver told BNamericas, confirming local press reports.

Local press in Chile reported that the firm would invest US$1.35bn in the solar installation. Plant capacity has not been made public. Cinver approved the request to sign an investment agreement on December 15 and a contract was signed with the Chilean state on December 17.

The contract only allows the Korean firm to bring funds for the project into the country, the spokesperson said, adding that the firm would still have to go through all normal environmental approval procedures.

The investment allows funds to be brought into the country under DL600 regulations, the spokesperson said, adding that Daekyeonsolar still had the option to bring capital into Chile under normal regulations with the central bank.

http://www.yourprojectnews.com/korean+firm+planning+solar+pl…


... bei Baukosten von 1,35 Mrd. USD (ca. 1 Mrd.€) und dem Bild dazu könnte es sich um ein neues Megaprojekt bei solarthermischen Kraftwerken mit ca. 300 MW in Chile handeln. Bei einem anderen Artikel zur koreanischen Daekyeonsolar wird jedoch von PV Solarmodulen gesprochen. Leider paßt die Größenangabe des Grundstücks von nur 80 ha nicht ganz zum vorgesehenem Projekt.

Doch PV Solar aus Korea
http://www.greenmomentum.com/wb3/wb/gm/gm_content?id_content…

[bossi1]

Something new under the sun
World's biggest solar power tower to open in Spain

Posted by Joseph Romm (Guest Contributor)
at 6:23 PM on 03 Jan 2009




The world's biggest solar tower will open early this year in Spain. The race for leadership in the next generation of solar power is taking off.

The U.K. Guardian reports that in the desert 20 miles outside Seville, the Spanish company Abengoa will be deploying over 1,000 sun-tracking mirrors -- each "about half the size of a tennis court" -- to superheat water to 260°C to drive a steam turbine and generate 20MW of electricity.

Concentrated solar power (CSP) technology, as it is known, is seen by many as a simpler, cheaper and more efficient way to harness the sun's energy than other methods such as photovoltaic (PV) panels.
Spain is placing a huge bet on CSP to meet their renewable energy and carbon targets:


Spanish firms are charging ahead with CSP: more than 50 solar projects around Spain have been approved for construction by the government and, by 2015, the country will generate more than 2GW of power from CSP, comfortably exceeding current national targets. The companies are also exporting their technology to Morocco, Algeria and the US ...

The country's clean energy targets are in line with the EU's plan to source 20% of primary energy from renewables by 2020, which means that 30% of electricity would have to come from carbon-free sources ...

CSP projects across Spain are built with the promise that the government will pay a premium, known as a feed-in tariff, for any CSP electricity sent into the grid. The PS20 is part of a €1.2bn series of solar power plants based on CSP technologies including tower plants and trough-style collectors -- where water is passed in tubes directly in front of parabolic mirrors that collect sunlight -- and a few PV panels planned by Abengoa. The solar farm will eventually generate up to 300MW of power, enough for the 700,000 people of Seville, by 2013.
The ultimate goal is to add thermal storage to CSP and create what I think is more accurately called solar thermal baseload:

The 20MW solar tower is also a forerunner for an even more ambitious idea, one that Abascal [Abengoa's CTO] hopes will become a standard for CSP plants in future -- a 50MW version that could generate electricity around the clock. "During the day, you'd use 50% of your electricity to produce electricity and 50% to heat molten salt. During the night you use the molten salt to produce electricity."

Molten salt technology is in its early stages but Abengoa is testing the idea at a power plant in Granada. So far the company has demonstrated that it is possible to store up to eight hours of solar energy by heating tanks containing 28,000 tonnes of salt to more than 220C. "This will make it possible to have almost constant production or at least it will be able to produce energy for most of the day," said Abascal.

http://gristmill.grist.org/story/2009/1/2/152956/5787/

[bossi1]

Iberdrola Renovables
Windparks, PV & CSP Solarkraftwerke, Wellenkraftwerke

02.01.2009 - 13:36
Ökostrom aus dem Meer - mit Power-Bojen und Seeschlangen
Energie & Umwelt
Pressemitteilung von: Strom-Prinz.de


Pelamis-Generatoren

(openPR) - Power-Bojen und 140 Meter lange, 750 Tonnen schwere Seeschlangen versorgen uns zukünftig mit Strom. Der spanische Stromkonzern Iberdrola treibt Wellenkraftwerks-Projekte voran.

Spanien - Iberdrola Renovables, die auf Erneuerbare Energien spezialisierte Tochter des zweitgrößten spanischen Energieversorgers Iberdrola, nutzt jetzt die Wellenenergie des Atlantiks zur Stromerzeugung.

Weltmarktführer Erneuerbare Energien
Bei der Windkraft besitzt das Unternehmen die weltweite Spitzenposition. Ende 2008 betrug die installierte Windenergie-Leistung über 8.146 Megawatt (MW). Zum Vergleich: das entspricht der Nennleistung von sieben der siebzehn deutschen Kernkraftwerke.

Marine Energie
Jetzt zieht es Iberdrola aufs Meer. Das Unternehmen baut in Pasaia bei San Sebastian, im nordspanischen Baskenland, ein Wellenkraftwerk. Für Iberdrola ist es bereits das dritte Wellenkraft-Projekt. Jedes der drei Pilotprojekte nutzt eine andere Technik. Die beiden anderen Standorte befinden sich in Santoña , westlich des Baskenlandes, und vor den schottischen Orkney-Inseln.

Pasaia: Start mit Modell-Boje
In Pasaia soll in den nächsten Monaten eine verkleinerte Testboje im Maßstab 1:4 vor der Küste verankert werden. Die längliche Boje ist ein Minikraftwerk, deren Kopf durch den Wellengang auf und ab wippt und so Strom erzeugt. Nach einer mehrmonatigen Testphase werden dann die eigentlichen Bojen installiert. Das 4,5 Mio. Euro teure Bojen-Feld wird eine Kapazität von 500 Kilowatt (KW) haben. Das deckt den Stromverbrauch von immerhin 950 Haushalten.


Santoña: Wellen-Strom für 2.500 Haushalte
In Santoña (Cantabria) etwa 70 km entfernt von Bilbao werden Bojen des US-amerikanischen Herstellers Ocean Power Technologies (OPT) genutzt, die einen 20 Meter langen Zylinder vertikal im Wasser halten. In diesen Zylindern befindet sich eine Vorrichtung, die das Auf und Ab der Atlantik-Wellen über ein hydraulisches System und einen konventionellen Stromgenerator in elektrische Energie umwandelt. Die einzelnen Power-Bojen sind am Meeresgrund fest verankert. Dort bedindet sich auch die Kabel, mit dem der Strom des Bojen-Felds gesammelt und an Land geführt wird. Im Frühjahr wurde in Santoña damit begonnen, vier Kilometer vor der Küste zehn Bojen mit jeweils 125 KW zu verankern. Santoña ist damit das bisher größte Wellenkraftwerk in Europa. Wenn alle 10 Bojen installiert und in Betrieb sind, reicht die Leistung von 1,35 MW, um den Stromverbrauch von 2.500 Haushalten zu decken. Pro Jahr werden dann 2.600 Tonnen CO2 eingespart.

Schottische Seeschlangen
In Schottland nutzt Iberdrola über ihre schottische Tochter ScottishPower die Grundströmung des Atlantiks, die durch die Gezeiten entsteht. Schottland ist durch seine geografische Insel-Lage im Atlantik prädestiniert für Gezeiten- und Wellenkraftwerke. Die zwei Standorte liegen bei Pentland Firth und bei the Sound of Islay. Dort kommen 140 Meter lange Pelamis-Generatoren (Pelamis = griechisch "Seeschlange") zum Einsatz. Die 750 Tonnen schweren Seeschlangen messen 3,5 m im Durchmesser. Jede von ihnen hat eine Kapazität von 750 KW. Mit einer einzelnen dieser gigantischen Schlangen erwartet der Betreiber 500 Haushalte mit Strom versorgen zu können. Über Scharniergelenke sind die vier Zylinder jeder Schlange miteinander verbunden. "Es würde selbst einem Jahrhundertsturm standhalten", meint der Geschäftsführer der Betreiberfirma Ocean Power Delivery, Richard Yemm. Die Gezeitenkraftwerke sollen 2011 in Betrieb gehen. Für die Energieversorger ist die Technologie alleine aufgrund ihrer Grundlastfähigkeit interessant. Anders als z.B. Windenergie sind Gezeitenkraftwerke wetterunabhängig. Zudem lässt sich ihr Ertrag gut vorausberechnen.

Bleibt abzuwarten, wann sich die deutschen Stromkonzerne mit der gleichen Entschlossenheit wie ihre spanischen Kollegen dem Thema Erneuerbare Energien widmen. Bisher sind es eher die mittelständischen Unternehmen und die unabhängigen Ökostromanbieter (www.strom-prinz.de/Oekostromanbieter), die das Thema vorantreiben.

Pressekontakt:
Markus Kreusch
Bonner Talweg 52
D-53113 Bonn
Tel.: [phone]
m.kreusch[at]stromprinz.de
www.strom-prinz.de

http://www.openpr.de/news/270453/Oekostrom-aus-dem-Meer-mit-…

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SOLARENERGIE

Wüstensonne für Europa

VON FRITZ VORHOLZ | © DIE ZEIT, 06.11.2008 Nr. 46
SCHLAGWORTE: Klimaschutz Sonnenenergie Alternative Energie Energie
Solarkraftwerke in der Sahara könnten die Europäer mit Strom versorgen – und wären ein gigantisches Klimaschutzprogramm.


In der kalifornischen Mojave-Wüste stehen bereits große Solarkraftwerke
© Sandy Huffaker/Getty Images

Kramer Junction heißt einer jener gottverlassenen Flecken tief im Westen der Vereinigten Staaten, die ein besonderer Charme umgibt. Er ist kaum mehr als eine Straßenkreuzung mitten in der Mojave-Wüste, trocken und heiß. Trucker halten hier nur an, weil es ein paar Restaurants gibt. Das Roadhouse zum Beispiel oder das Desert King.

Das allein aber würde nicht reichen, Kramer Junction einen Namen zu verschaffen, der über die Grenzen Amerikas hinaus bekannt wurde. So weit konnte es nur kommen, weil in unmittelbarer Nähe der Straßenkreuzung das größte Solarkraftwerk der Welt steht: Mehr als 900.000 Spiegel auf fast sieben Quadratkilometer Wüstenboden, eine vom Menschen geschaffene Einöde in der öden Natur. Seit rund 20 Jahren produziert die Anlage Strom aus Sonne, ohne dabei auch nur ein Gramm klimaschädliches Kohlendioxid in die Luft zu blasen.

Weltweit gibt es nicht viele solcher Kraftwerke. Dabei hat die Solartechnik immenses Potenzial. Sie könnte die Stromversorgung revolutionieren, nicht nur in den Vereinigten Staaten, zu deren Territorium sonnenreiche Gegenden wie die Mojave-Wüste gehören. Selbst in den trüberen Gefilden Mittel- und Nordeuropas könnte Ökostrom reichlich und billig fließen – wenn er beispielsweise aus Nordafrika und dem Nahen Osten importiert würde. Sollen Energiesicherheit und Klimaschutz keine frommen Wünsche bleiben, gebe es zu einem solchen interkontinentalen Stromverbund gar keine Alternative, behauptet der Kasseler Physiker Gregor Czisch, der die Idee der grenzenlosen grünen Elektrizität maßgeblich entwickelt hat.

Regenerativ erzeugter Strom aus der Sahara könnte in absehbarer Zukunft sogar deutsche Fabriken und Haushalte rund um die Uhr mit Elektrizität versorgen. Technisch sei die Umwandlung der Sonnenenergie in Strom ebenso wenig ein Problem wie der Transport der Elektrizität über mehr als 3.000 Kilometer, bestätigt Hans Müller-Steinhagen, Ingenieur in Diensten des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR). Verlockend ist die Sache, weil laut einer Studie der Denkfabrik der grüne Saft aus dem Süden in einigen Jahren sogar konkurrenzfähig sein könnte: Eine Kilowattstunde davon würde dann hierzulande inklusive Transport nicht einmal sieben Cent kosten, weniger als der heutige Großhandelspreis für Strom. Der Vorteil würde sogar mit der Zeit wachsen. Denn aller Voraussicht nach wird der Preis von Kohle, Erdgas und Uran steigen, während die Massenproduktion Solarkraftwerke billiger machen dürfte; die Sonnenenergie selbst kostet ohnehin nichts. Energieprobleme? »Haben wir nicht«, sagt Müller-Steinhagen.
Tatsächlich sind die Wüsten im Sonnengürtel der Erde eine nie versiegende Quelle kostenloser und obendrein klimaverträglicher Energie. Wegen der üppigen Sonnenstrahlung, aber auch wegen des in der Sahara stets kräftig wehenden Passatwindes, lässt sich grüner Strom dort billiger erzeugen als in den meisten Industrieländern des Nordens. Doch bisher wird diese Quelle fast gar nicht angezapft. In den Vereinigten Staaten erlahmte das Interesse am Bau von Kraftwerken wie dem in Kramer Junction Ende der 1980er Jahre, als der Erdölpreis in den Keller rutschte. Erst seit der Club of Rome 2003 gemeinsam mit dem Hamburger Klimaschutzfonds und dem Nationalen Energieforschungszentrum Jordaniens ein internationales Expertennetzwerk namens TREC (Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation) ins Leben rief, nahm die Vision vom sauberen, unerschöpflichen und erschwinglichen Wüstenstrom Gestalt an. Ihr Name: Desertec.

Der Stromtransport über Tausende Kilometer ist problemlos möglich

Dahinter steckt eine im Grunde einfache Idee: Europa braucht viel Strom, hat aber wenig Sonne – während auf Europas südliche Nachbarländer in Nahost und Nordafrika so viel Sonnenenergie fällt, dass daraus locker genug Strom für den eigenen Bedarf und obendrein für Europa erzeugt werden könnte. Das Vorhaben wäre nicht nur ein gigantisches Klimaschutzprogramm; außerdem könnten die überwiegend armen Staaten des Südens den chronischen Frischwassermangel – eines der größten Entwicklungshemmnisse der Region – durch Meerwasserentsalzung mithilfe der Solarenergie ein für alle Mal vergessen machen.

Wie aus Wüstensonne Strom wird, ist kein Geheimnis. Genau besehen, sind Solarkraftwerke gewöhnliche Dampfkraftwerke – mit dem einen Unterschied, dass die für die Dampferzeugung nötige Hitze nicht durch Verbrennung von Kohle, Gas oder Öl erzeugt wird oder durch Atomspaltung, sondern durch die Bündelung von Sonnenstrahlung.

Das Prinzip ist aus dem Physikunterricht bekannt: Mithilfe eines Brennglases kann Sonnenenergie derart konzentriert werden, dass Papier zu brennen anfängt. In Solarkraftwerken bewerkstelligt eine Armada von Spiegeln diese Kraftkonzentration. Der erzeugte Dampf wird anschließend in einer Turbine zur Stromgewinnung genutzt. Ein Teil der Hitze kann in speziellen Wärmespeichern sogar einige Stunden lang zwischengelagert werden. Anders als Fotozellen können deshalb thermische Solarkraftwerke auch nachts Strom erzeugen.
Der Transport der Elektrizität über mehrere Tausend Kilometer ist technisch ebenfalls problemlos machbar. Damit unterwegs möglichst wenig Strom verloren geht, muss er allerdings als Gleichstrom, nicht als Wechselstrom in die Leitungen eingespeist werden. Solche Gleichstromleitungen gibt es längst. Sie wurden bisher immer dann gebaut, wenn große Strommengen aus abgelegenen Regionen über große Distanzen in Ballungsgebiete geschafft werden mussten. Siemens und der schweizerische ABB-Konzern sind bei ihrem Bau weltweit führend. Die Kabel dafür sind billiger als Wechselstromkabel; die Trassen für die Leitungen beanspruchen obendrein weniger Platz. Zu Buche schlagen allerdings die Kosten für die Konverter-Stationen, in denen Gleichstrom wieder in Wechselstrom umgewandelt wird. Unterm Strich kostet der Stromtransport laut DLR-Kalkül dennoch nur ein bis zwei Cent pro Kilowattstunde – so wenig, dass der interkontinentale Stromverbund lohnend bleibt.

Noch ist der Solarstrom zwar nicht konkurrenzfähig. Aber seine Chancen steigen. So enthält das Anfang Oktober in den USA beschlossene Rettungspaket für den Finanzsektor auch Bestimmungen, die den Bau von Solarkraftwerken erleichtern. Spanien, in Europa der beste Solarstandort, garantiert den Erzeugern solarthermischen Stroms eine auskömmliche Vergütung. Der Anreiz hat bereits gewirkt: Vor Kurzem ist in der Provinz Granada Europas erstes Solarkraftwerk ans Netz gegangen, Andasol 1. Weitere Meiler sind in Bau oder in Planung.

Geplant und gebaut wird auch in Indien und Mexiko, in Algerien und Ägypten, in Marokko und in Israel. Selbst deutsche Stromkonzerne wie E.on oder RWE zeigen neuerdings Interesse an der Technik, was wiederum die Hersteller der solarthermischen Anlagen erfreut. Führend dabei sind Unternehmen wie der DAX-Konzern MAN, der frühere RWE-Ableger Schott Solar und das Erlanger Unternehmen Solar Millennium.

»Wir haben keine andere Wahl, als die Energieversorgung zu diversifizieren«

Einen weiteren Schub erhoffen sich Unternehmen und Klimaschützer auch von der Mittelmeerunion, die Mitte des Jahres in Paris gegründet wurde. Zu den sechs konkreten Projekten, auf die sich die 44 Mitgliedsländer einigten, gehört auch ein »Solarplan«. Mit ihm könnte eine Solarbrücke zwischen Afrika und Europa tatsächlich Gestalt annehmen.
Weil Solarstrom noch nicht wettbewerbsfähig ist, wird es ohne politische Hilfestellung indes nicht gehen. Investitionen und die durch Massenproduktion ausgelösten Kostensenkungen sind nur zu erwarten, wenn die Politik attraktive Rahmenbedingungen schafft – zum Beispiel dadurch, dass Einspeisevergütungen für regenerativen Strom nicht nur in Europa, sondern auch in Nordafrika gelten.

Auch der Leitungsbau über mehrere Landesgrenzen hinweg ist ein Problem. Schließlich dauern Genehmigungsverfahren schon für deutlich kürzere Stromtrassen oft Jahre; und der interkontinentale Verbund erfordert nicht eine, sondern mehr als ein Dutzend solcher Stromautobahnen. Dagegen ist das Argument, Europa mache sich mit dem Stromimport verletzbar, wenig überzeugend. Denn ebenso abhängig wie die Empfänger des Stroms wären auch die Stromlieferanten selbst. Elektrische Energie können sie nur zu Geld machen, wenn sie die Leitungen nutzen.

Freilich könnten diese zur Zielscheibe terroristischer Anschläge werden. Der Schaden indes wäre kleiner als jener, den Anschläge auf Öl- und Gaspipelines verursachten – und erst recht kleiner als die Verheerungen, die eine Attacke auf ein Atomkraftwerk zur Folge hätte. Muriel Asseburg von der Berliner Stiftung Wissenschaft und Politik kann den Bedenken gegen die Solarbrücke zwischen Afrika und Europa denn auch nicht folgen. »Wir haben gar keine andere Wahl«, sagt sie, »als unsere Energieimporte zu diversifizieren.«

http://www.zeit.de/2008/46/E-Solarstrom?page=1

[bossi1]

ch bin vollkommen verduzt über den Link. Was macht QCE mit dem UMG von Ferroatlantica? Kann dieses spanische Unternehmen Solar Grade Silizium herstellen??????? Das ist mir völlig unbekannt und ich habe davon noch nie etwas gelesen...


Es gibt mehrere Links zur Absichtserklährung von Q-Cells mit Ferroatlantica und nichts davon war auf deutschen Seiten zu finden. Auch auf den QCE Seiten gab es keinen Hinweis. Ich hatte hier schon einige Postings zum Thema Ferroatlantica und ihren UMG-Si Projekten, denn sie werden ihr UMG-Si selbst produzieren. Die eigentliche Produktion soll in Spanien neben ihre Quarzmine erfolgen, obwohl das Pilotprojekt in Frankreich liegt. Bei der Quarzmine selbst gibt es noch ein Problem mit einer Bahnlinie, (AVE, Hochgeschindigkeitszug), die genau durch das Abbaugebiet der Solarquarze führt und verlegt werden muß, um alles abbauen zu können. Das sollte eigentlich kein Problem sein, da es weltweit nur 3 vergleichbare Lagerstätten mit diesen besonders geeigneten Quarzen für die UMG-Si Industrie gibt. In China selbst plant Ferroatlantica mit chinesischen Partnern die größte UMG-Si Fabrik weltweit in 2 Bauabschnitten. Den Artikel dazu muß ich noch mal suchen.

Posting #602

Ferroatlantica
von Juan Miguel Villar Mir, leider keine AG




Produktionsdaten:
http://www.ferroatlantica.es/grupo_ferroatlantica/html/engli…

Standorte/Werke



FERROPEM
(Ferroatlantica-Gruppe) Chambéry-Savoie, Frankreich

Umsatz der Gruppe 2005: 310 M€
Beschäftigte : 1160

Die Ferroatlantica-Gruppe, mit Sitz in Spanien, ist mit ihrem Tochterunternehmen FerroPem Marktführer in der Erzeugung von metallurgischem Silizium.

Seit 2004 arbeitet FerroPem in Partnerschaft mit Apollon Solar, CEA und CNRS an der Entwicklung des Photosil-Projektes. Ziel: die Validation eines neuen Verfahrens, mit dem Silizium für die Fotovoltaik auf metallurgischem Wege produziert wird. Der Sitz von FerroPem ist in Chambéry. Das Photosil-Projekt befindet sich auf dem Gelände von Savoie Technolac.

http://www.savoie-entreprise.com/allemand/DT1120481856/page/…

Ferroatlantica & französiche
Projekt Partner beim UMG-Silizium Projekt Photosil

- Apollon Solar
http://www.apollonsolar.com/page.aspx?IDPage=44

- CEA
http://www.cea.fr/english_portal

- CNRS
http://www.cnrs.fr/index.php

+++++

Reinigung von metallurgischem Silizium
PHOTOSIL Projekt




Marktsituation
Die PV Industrie befindet sich seit Jahren in einer anhaltenden Wachstumsphase und nutzt zu über 80% Silizium als Rohmaterial für die Herstellung von PV Modulen. Die begrenzte Verfügbarkeit der klassischen Silziumquellen für die PV Industrie (Abfallprodukte aus der elektronischen Siliziumproduktion und der Silizium Halbleiterindustrie) sowie das Nicht- Vorhandensein einer eigenständigen Solar-Siliziumproduktion haben über die letzten Jahre zu drastischen Preisanstiegen und zu Versorgungsengpässen für Silizium Rohmaterial geführt.

Zielsetzung
Die Entwicklung eines innovativen Verfahrens zur industriellen Produktion von solarem Silizium zu weniger als 50% der heutigen Kosten, ausgehend von metallurgischem Silizium, welches soweit gereinigt wird, dass eine für die PV Industrie ausreichende Qualität erreicht wird.

Projektstatus
Nach erfolgreich abgeschlossener Entwicklungsphase hat ein Konsortium aus etablierten Industrie-, Forschungs- und Entwicklungspartnern in der Region Rhônes-Alpes gebildet, mit dem Ziel, die entwickelten Silizium Reinigungsverfahren im Rahmen einer Pilotanlage zur Industriereife zu bringen.


Kristallisation (PHOTOSIL)

Stand der Technik
Das vorwiegend angewandte Verfahren zur Fertigung von multikristallinen Siliziumblöcken beginnt mit dem Einschmelzen von Silizium Rohmaterial in einem geeigneten Tiegel, gefolgt durch einen Prozess der Kristallisierung durch gerichtete Erstarrung. Das gesamte Verfahren ist Zeit- und Energieaufwendig.

Zielsetzung
Der von entwickelte Kristallisierungsprozess hat das Ziel die Produktionskosten von multikristallinen Siliziumblöcken zu reduzieren und den Prozess-Zyklus zu vereinfachen.

Grundidee
Ein neu entwickelter und patentierter Kristallisations-Tiegel ermöglicht einen verbesserten Wärmetransfer während des Kristallisationsprozesses. Zudem führt die Einbindung dieses neuen Kristallisations-Prozesses in den Silizium Reinigungs-Prozess durch die direkte Verwendung des geschmolzenen und gereinigten Siliziums zu einer Verringerung der Prozesszeiten als auch des Energiebedarfes.

Projektstatus
Die Aktivitäten auf dem Gebiet der Kristallisation von multikristallinen Silizium Blöcken sind integraler Bestandteil des PHOTOSILProjektes. Die bisher erreichten Ergebnisse ermöglichen die Integration dieses neuen Kristallisationsverfahrens in die Pilotanlage zur Produktion von solarem Silizium.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.301.751 von bossi1 am 04.01.09 20:29:56

Gerade noch einen Link vom Betreiber der Website aus Bonn zum Artikel bekommen ...
http://www.strom-prinz.de/news/article/oekostrom-aus-dem-me…

S2 bossi

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.302.407 von bossi1 am 05.01.09 00:13:47

China's silicon dreams

by Geoff Nairn on Mon 02 Jul 2007 16:40

China plans to build the largest silicon plant in the world and Spain's Ferroatlántica, a leading silicon producer, claims it is front runner to win the deal.



The chairman of Ferroatlántica, Juan Miguel Villar Mir, was among a group of Spanish businesspeople invited to Chengdu last week to talk up the potential for improved traded relations between the two countries -- see this EngagingChina story.

Villar went beyond the usual well-intentioned promises that characterise such events by unveiling a mammoth $300m project to build the world's largest silicon metal production plant in Sichuan province. When fully operational, it will be capable of producing 100,000 tons of silicon a year.

He stopped short of saying Ferroatlántica had definitely won the contract to build the facility. But in told El Pais in this article (Spanish) that three projects are being considered, two are exclusive to Ferroatlántica while the third involves a JV in which the Spanish company would have 60%. A final decision is expected in September and the company hopes to start building in mid-2008.

The excellent quality of the quartz in Sichuan province attracted Ferroatlántica to this western part of China and the company has identified three mines that could supply the raw material from which silicon metal is smelted. Production of silicon metal is extremely power intensive and so Ferroatlántica also plans to build a 200MW hydroelectric power station.

Ferroatlántica is one of the leading producers of silicon and owns 13 factories including the world's current largest, which is in South Africa.

World production of silicon is around 5m tons a year but most silicon metal is used to make aluminium alloys or for chemical applications.

Only a small part is used to make silicon wafers -- the raw material of the semiconductor industry -- and demand for this purest form of silicon has soared recently due to the demands of the photovoltaic industry, in which China also has big ambitions -- see this EngagingChina story.

Western China has largely been neglected by foreign investors, which is presumably why the Spanish businesses were invited to Chengdu, the capital of Sichuan province. While the region has an abundance of natural resources including quartz, most of its inhabitants are desperately poor and infrastructure lacking. So, it will be interesting to see if this initiative by Ferroatlántica can put China's Wild West on the map for other foreign investors. More on the "Go West" campaign in this Financial Times story.

http://www.engagingchina.com/blog/_archives/2007/7/2/3065554…

[bossi1]

ACCIONA nimmt größtes Photovoltaik-Kraftwerk der Welt in Portugal in Betrieb


Solarpark Amareleja
(46 MWp).

Das Unternehmen ACCIONA Energy hat ein Solar-Kraftwerk mit einer Photovoltaik-Spitzenleistung von 46 Megawatt (MW) in Amareleja (Moura, Portugal) in Betrieb genommen. ACCIONA habe in die Solarstromanlage - die größte ihrer Art weltweit - rund 261 Millionen Euro investiert, berichtet das Unternehmen in einer Pressemitteilung. Nach Angaben von ACCIONA kann der Solarpark jährlich rund 93 Millionen Kilowattstunden Solarstrom produzieren, was rechnerisch den Elektrizitätsbedarf von mehr als 30.000 portugiesischen Haushalten deckt. Zudem vermeide das Solarkraftwerk pro Jahr 89.383 Tonnen CO2-Emissionen, welche bei der Verbrennung von Kohle freigesetzt würden, um die gleiche Menge an Energie zu erzeugen. Der Solarpark sei in der Rekordzeit von nur 13 Monaten erreichtet worden, betont ACCIONA.
262.080 Solarmodule auf 250 Hektar

Der Solarpark erstreckt sich auf einer Gesamtfläche von 250 Hektar im Gebiet der Gemeinde Moura, Region Alentejo, nahe der spanischen Grenze. Die Solarmodule sind auf 2,520 Nachführsystemen vom Typ "Buskil" montiert, die ACCIONA selbst herstellt. Jeder dieser Solar-Tracker hat eine Fläche von 142 Quadratmetern. Die Buskil-Tracker sind 13 Meter lang und 10,87 Meter breit, darauf befinden sich 104 polykristalline Silizium-Module (170 bzw. 180 Wp). Insgesamt sind 262.080 Module installiert, die der Sonne einachsig nachgeführt werden.

ACCIONA zähle zu den international führenden Projektentwicklern für die Nutzung erneuerbarer Energien und der neue Solarpark stärke die Position des Unternehmens bei der Nutzung der Solarenergie, betont das Unternehmen in der Pressemitteilung. In Spanien hat ACCIONA nach eigenen Angaben 68 MW Photovoltaik-Leistung installiert und solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von 100 MW befänden sich im Bau. In den USA besitzt ACCIONA mit Nevada Solar One (64 MW) das weltgrößte solarthermische Kraftwerk, das in den letzten 17 Jahren gebaut wurde.

Das Solarkraftwerk Amareleja gehört ACCIONA zu 100 %. Im Januar 2007 erwarb ACCIONA das Gesamtkapital von Amper Solar, dem Unternehmen, das die Baurechte besaß, von dessen Anteilseignern Gemeinde Moura (88 %), Comoiprel (2 %) und dem Beratungsunternehmen Renatura Networks(10%).


Tochterunternehmen ACCIONA Solar baut Solarparks

Der Solarpark in Amareleja wurde von ACCIONA Solar gebaut, einem Tochterunternehmen von ACCIONA Energy. Durchschnittlich waren 150 Mitarbeiter beim Bau beschäftigt, in Spitzenzeiten sogar fast 500. ACCIONA Solar hat nach eigenen Angaben 68 MWp in Spanien installiert, den größten Teil in Solarparks (huertas solares).

Der Solarpark trägt dazu bei, die Ziele der portugiesischen Regierung für die Energieversorgung zu erreichen, welche Photovoltaik-Installationen von 150 MWp vorsehen. Amareleja hat daran einen Anteil von rund 30 %. Das Solar-Kraftwerk schaffe Arbeit und Wohlstand in der Region und sei eine wichtige Referenz für die Entwicklung der Photovoltaik, betont ACCIONA.

05.01.2009 Quelle: ACCIONA Energy

[bossi1]

6. Januar 2009, 08:13

GEA stärkt Solargeschäft mit Spanien-Akquisition

(mih) Der Bochumer Maschinen- und Anlagenbauer GEA hat über eine Tochtergesellschaft die spanische Caldemón Ibérica übernommen, die sich auf Rohrbündelwärmetauscher und Oberflächenkondensatoren spezialisiert hat. Mit der Akquisition will GEA ihre Fertigungskompetenz erweitern und zum Komplettanbieter für Wärmetauscher in der Solarthermischen Kraftwerksindustrie werden. GEA bietet bereits luftgekühlte Kondensatoren, Nasskühltürme sowie Systeme zur indirekten Trockenkühlung für die weltweite Kraftwerksindustrie an.

Caldemon Iberica beschäftigt am Standort Santander 90 Mitarbeiter und erwartet für 2008 einen Umsatz von mehr als 10 Millionen Euro.

Quellen: GEA, FINANCE

[bossi1]

5. September 2008
Sahara-Forest-Projekt: Energiegewinnung und Wüstenbegrünung

Große Gewächshäuser, in denen Pflanzen mit entsalztem Meerwasser bewässert werden. Große Solaranlagen, die sauberen Strom herstellen - das klingt wie ein Traum. Ein britisches Team aus Architekten und Technikern will diese Art der Energie- und Landgewinnung nun in trockenen Wüstengebieten Wirklichkeit werden lassen.



Das Sahara-Forest-Project soll die Wüste zu einem ertragreichen Garten machen und dazu noch Strom und Süßwasser liefern, berichtet der Guardian in seiner Ausgabe. Die Experten sind auf der Suche nach geeigneten Partnern. "Im Prinzip sind die Bestandteile des Projekts nichts Neues", meint der Architekt Michael Pawlyn von Exploration Architecture, der an dem Projekt mitarbeitet. Neu sei bloß die Idee, das alles unter einem Hut zu bringen. "Das Sahara-Forest-Projekt ist nichts anderes als eine Hochzeit zweier Technologien, die zur Anwendung kommen. Die konzentrierte Solarenergie sowie das Seawater Greenhouse", so Pawlyn. Bei der so genannten Concentrating Solar Power (CSP), die sich besonders für aride Regionen eignet, wird Wasser über Spiegel erhitzt, und treibt dann eine Turbine an. Ein Beispiel der Technologie gebe es etwa in Las Vegas, das Nevada Solar 1. Die zweite Technologie, die zum Einsatz kommen soll, heißt Seawater-Greenhouse. Dabei wird der natürliche Wasserkreislauf in Miniaturformat nachgebaut. "Beim Seawater-Greenhouse wird die Funktionsweise üblicher Treibhäuser umgekehrt. Es erlaubt durch Kühlung den Anbau von Gemüse und Obst in Regionen, in denen normalerweise nichts gedeiht", erklärt Pawlyn. Zudem gewinnt man über die Verdunstung Süßwasser. Im kleineren Maßstab habe man im Oman, in den Vereinigten Arabischen Emiraten und auf Teneriffa bereits solche Anlagen errichtet.

Sinnvoll wäre die Errichtung einer 10-MW-Solaranlage mit einer Anbaufläche von zehn Hektar. Das wäre die kleinste denkbare Variante. "Die Kosten dafür belaufen sich auf rund 80 Mio. Euro", so Pawlyn. Das sei relativ günstig. "Wie gesagt sind beide Technologien bereits marktfähig, daher bleiben die Kosten verhältnismäßig gering." Standorte für die Errichtung solcher Großanlagen, die dann Strom über Hochspannungsleitungen auch nach Europa liefern, gibt es nach Ansicht der Experten genug. Sehr günstig wären auch Standorte, die an leichten Depressionen liegen, da das Anpumpen des Meerwassers dann entfallen würde.

Nach Berechnungen der Experten fällt bei einer solchen Anlage fünf Mal so viel Wasser an, als zur Bewässerung der Pflanzen in den Gewächshäusern nötig ist. Das Wasser könne etwa zur Reinigung der Solarspiegel verwendet oder auch an die Umwelt abgegeben werden. "Eine Möglichkeit wäre auch das Anpflanzen von genügsamen Gewächsen wie etwa Jatropha-Arten, deren Samen Öl produzieren, das zu den effektivsten technisch nutzbaren Pflanzenölen der Welt gehört", so der Experte. Pawlyn war auch maßgeblich an der Errichtung des Eden-Garden in Cornwall beteiligt.

http://www.das-energieportal.de/startseite/nachrichtendetail…

... aus dem SWV Hauptthread

[bossi1]

Solar & Alternative Energy
Solar-Powered Europe


In recent years, Germany has built an impressive market and industry base in photovoltaics. Now other European countries are following its lead.
By Siân Harris
In recent years, Germany has built an impressive market and industry base in photovoltaics. Now other European countries are following its lead. From SPIE Professional, January 2009.
Dazzling sunshine is a poetic image. The idea of powering our homes and businesses from it is also a beautiful idea. Yet there is little that is poetic about one of the heroes in the quest to harvest solar energy from sunlight: legislation.


Abengoa Solar found it much easier to design large parabolic trough fields than flat plate or evacuated tube systems, and the end result is a more efficient transfer of sunlight into electrical energy. Photo courtesy of Abengoa Solar.
Nowhere is the impact of government laws in advancing the solar energy industry more evident than in Germany. Although it is not the sunniest place on Earth, Germany has around 49% of the world’s market for photovoltaic systems.

According to the organization Invest in Germany, the total installed power from photovoltaics in Germany was an impressive 3.8GW in 2007, and a further 1.1-1.2 GW is being installed each year.

Germany’s success story started in 2000 when the government introduced its Renewable Energy Law (Erneuerbaren-Energien-Gesetz, or EEG). The law’s so-called “feed-in tariff” provides subsidies to those who feed electricity generated from renewable energy sources into the public electric grid. It also requires electric companies to buy a certain amount of electricity derived from renewable sources such as solar power at above-market rates.

In June 2008, the law was updated to reduce the subsidies for renewable energy production over time, depending on how fast the market grows. Essentially, if the German market grows as predicted, the subsidy drops a set percentage each year–to match the cost benefits of increasing production volumes and anticipated improvements in efficiency of the technology. If uptake of the technology is significantly better than expected, then the subsidy reduction will occur more quickly. If, however, the market growth is slower than predicted, then the subsidy will remain high for longer.

“There is more support if the market is not growing that aggressively,” says David Wortmann, director of renewable energies and resources for Invest in Germany. In either case, industry and the planet win.

The subsidy does not come from the government. Instead, the utility companies–and ultimately their customers–pay the tariff. “The average additional cost is around €2-2.5 per month per household,” Wortmann says. “This is far less than a pint of beer, and people are generally willing to pay this because it saves the climate and creates jobs.”

Multiple Impacts
The effects of this legislation were not just to encourage people to purchase photovoltaic systems for their homes. The government stance also boosted German industry in this sector, particularly in eastern Germany. In 2007, the country’s photovoltaic industry had total revenues of €5.7 billion. There are also more than 250,000 people working in Germany’s renewable energy industry.


Rooftop PV systems have sprouted all over Germany since passage of legislation that provides subsidies to those who feed electricity generated from renewable energy sources into the public grid. Photo courtesy of SCHOTT Solar.
Well-known German companies such as Q-Cells, SCHOTT, and Wacker Chemie are among the businesses benefitting from these market conditions. And it is not just German companies. Signet Solar of the USA, for example, recently began producing photovoltaic modules in its first manufacturing plant near Dresden. Similarly, U.S. thin-film technology company First Solar picked Frankfurt Oder, Germany, for its first non-U.S. production plant, thanks to the favorable market conditions in the country.

And these are far from being the only companies in the country. Germany boasts an impressive list of both homegrown and foreign photovoltaic companies in all parts of the supply chain, from wafers to cells. It also has a wide range of companies working in thin-film technologies and electronics to support photovoltaics. There are also many world-renowned universities and institutions doing research in this area.

This dominance was advanced further by recent investment in a German photovoltaic cluster. Solarvalley Mitteldeutschland was chosen as one of five high-tech clusters to share in €200 million of funding over the next five years from Germany’s Ministry for Education and Research. The cluster, which includes 27 companies, seven research centers, and four higher education institutes, must match its share of the funding from the industry.


Germany’s leadership in the PV solar industry has led to more than 250,000 people working in Germany’s renewable energy industry, including 42,000 employed in PV. Photo courtesy of SCHOTT Solar.
“It is very well organized. Before we got the money, we had to show what we planned to do,” says Hubert Aulich, one of the executive directors of PV Crystalox Solar and coordinator of the cluster.

The cluster’s goals over the next five years include reducing silicon consumption. Currently the silicon wafers used in PV are typically 180 microns thick. The goal is to reduce this below 100 microns, which will require different techniques. In addition, the efficiency of the cells needs to improve and the lifetime is targeted to increase from 25 years to 30.

Another goal is to improve the electronics and to change the designs so that space on the front of the panels is not wasted with metal contacts. Aulich adds that the cluster’s milestones are not just technical. It also must get qualified operators in factories, so it must consider training a workforce, which would further build up the industry and the economy.


Spain has also become a world leader in solar power. The PS10 solar field in Spain is composed of 624 of Abengoa Solar’s Sanlúcar 120 heliostats, each with a surface of about 1300 square feet (120 square meters). The heliostats direct the concentrated solar radiation onto a receiver at the top of a 377-foot (115 m) high tower. Photo courtesy of Abengoa Solar.
Since October 2006, Spain’s Building Technical Code (Código Técnico de la Edificación, or CTE) has required all new or restored houses in Spain to use solar thermal energy for 30% to 70% of their domestic hot water. It also requires a minimum contribution from photovoltaic systems to the total electricity consumption. In addition, it is mandatory for large shopping centers, industrial buildings, government buildings, hotels, and hospitals to have photovoltaic panels installed.

The success of the legislation has not just been in attracting customers but also in building up the country’s solar industry, both photovoltaics and solar thermal. This has partly been from foreign investment, especially from German companies. SCHOTT Solar, for example, has recently opened a plant in Aznalcóllar, near Seville, Spain, that will manufacture solar receivers, a key component in solar thermal parabolic trough power plants.

Stefan Dietrich, head of public relations for Q-Cells, which makes photovoltaic wafers and cells, noted that Spain is Q-Cells’ second biggest market after Germany.

There are also plenty of home-grown Spanish companies in a country whose landscape is dotted with more than 300 megawatt-sized solar parks. Abengoa Solar, aided by a sunny climate, European Union funding, and Spanish production tariffs, operates the world’s first commercial CSP solar tower plant, known as PS10, and the world’s largest and first commercial photovoltaic low concentration plant in Sanlúcar la Mayor. Three other solar plants are being constructed on the Sanlúcar Platform, which covers a land area near Seville of 800 hectares, almost 2,000 acres. When complete in 2013, the Sanlúcar Platform will have a total output capacity of 300 MW, enough to electrify 153,000 homes while eliminating 185,000 tons of CO2 per year.

Another Spanish company, photovoltaic manufacturer Isofoton, has provided the current president for the European Photovoltaic Industry Association (EPIA), Ernesto Macías.

Attaining Grid Parity
At a recent meeting of the EPIA in Spain, more than 4000 scientists from 750 companies across Europe agreed on what they believe to be realistic goals for photovoltaic energy production. They believe that the photovoltaic industry could provide 12% of European electricity demand by 2020. At the meeting, Macías called for “common efforts of the photovoltaic sector to make this technology a real solution to global energy challenge.”

The delegates also predicted when various countries will reach so-called grid parity, the point at which electricity from solar cells costs the same as that from traditional methods.

For countries with the highest solar irradiation and higher traditional electricity prices, such as Italy and Spain, grid parity could be reached as early as 2010 and 2012 respectively, according to EPIA. Germany, which is the most established market but has less sunshine, is expected to reach grid parity by 2015 and most other European countries are expected to reach this point by 2020.

EU Support
This is a goal that the European Union echoes. Last year it set binding targets for member states to reduce greenhouse gas emissions by 20% and to ensure that 20% of electricity comes from renewable sources by 2020. Invest in Germany’s Wortmann does not see these goals as a challenge for Germany.

“In Germany, we could maybe do more than these objectives. Already, in 2008, 15%-16% of our electricity is from renewable sources,” he says. And the EPIA believes that the 20% renewable sources goal could be exceeded Europe-wide if efforts are coordinated between those involved in different renewable energy technologies.

Once the technology comes down in price sufficiently, it has potential benefits all over the world.

“The good thing about PV is that you can use it both ways–households making their own electricity or utilities generating and selling it,” says Q-Cells’ Dietrich. “When costs go down, we’ll see much more development in African and South American countries that have no stable grid. It will be similar to the way that mobile phones have taken off in areas that had no established telecommunications network. At the moment, these small communities might have a diesel generator. But the price of diesel is going up.”

Challenges Ahead
Outside of Germany, there are challenges to all the photovoltaic hopes, though. Beyond the required technical improvements, there can be negative legislative issues. In some countries, for example, there are regulatory hurdles to installing photovoltaic panels. Feed-in tariffs, like Germany’s, are also needed to encourage adoption before grid parity is reached.

The traditional utility companies could cause problems. “We’ve seen a lot of resistance so far from the utilities, and we will see more,” Dietrich says. “However, I think that in the mid to long run, they are going to stop obstructing and start making money from solar.”

He notes that this will require a different mindset for such companies. Large nuclear power plants have power outputs of up to 1.5GW and run around the clock. In contrast, the largest photovoltaic farms produce about 40MW and only when there is sunlight. “A change of culture is needed towards a more decentralized approach,” Dietrich says. There are potential benefits in doing so.

Always a Good Investment
After all, once the photovoltaic panels have been purchased and installed, their maintenance costs are very low. They don’t have moving parts like wind turbines or power plants, although they might need occasional cleaning in dusty environments.

“Performance does degrade a bit, but we give a guarantee on our products of at least 80% performance after 20 years,” Dietrich says, “and there are PV panels that have been in use for more than 30 years and are still working.” Perhaps the biggest potential advantage in the present economic climate is that they do not require any fuel.

The recent global financial uncertainty does not seem to be causing as much concern for the photovoltaic industry as it is in other industries. Although banks have become more cautious about lending money, those involved in Germany’s photovoltaic industry believe that the country’s guaranteed subsidies will attract those who are looking for more secure investments.

“We think more money will go into real products rather than virtual financial products. The world knows that energy is needed,” Wortmann says.

Hubert Aulich agrees: “Our industry has real background and is a real industry, not a bubble,” he says. “In the longer term, the future is bright for solar. The possibilities are basically unlimited: Off-grid, on-grid, and almost everywhere globally. Once we reach grid parity, the growth rate will only depend on our ability to penetrate the market.”

Sunshine Helps Make Germany a Leader
Germany is Europe’s leading PV manufacturer and has the world’s largest PV market with 49% of global installations in 2007
Germany also has Europe’s largest solar thermal market
Annual growth rate in Germany’s PV market is estimated at 28.7%
Nearly €176 million was invested in Germany for R&D for PV in 2007, and that number is expected to increase to €224 million by 2010
Research institutions such as the various Fraunhofer institutes, the Forschungszentrum Jülich (Research Center Jülich), and the Hahn-Meitner Institut (Hahn-Meitner Institute) contribute to Germany’s PV R&D programs
Germany’s investment incentives for renewable energy apply to investors from anywhere in the world—not just Germany
–Source: Invest in Germany

Solar Incentives
Under Germany’s original renewable energy legislation, the feed-in tariff fell by 5% every year in order to encourage cost reductions and efficiencies among renewable energy producers who receive the tariff in the form of subsidies. Under reform legislation, the tariff will now be reduced between 8% and 10% in 2009 and 2010 and then 9% annually.

Q-Cells Opens Institute
Q-Cells AG celebrated the grand opening of its Reiner Lemoine Research Centre in the Thalheim district of Bitterfeld-Wolfen, Germany, in August. Q-Cells has invested almost €50 million to bring a new generation of solar cell concepts and processes from the laboratory to industry standard.

“The opening of the research centre is another milestone for Q-Cells,” said Technological Manager Florian Holzapfel. “This is because innovation is key to the success of photovoltaics. Only companies which focus on research and development will achieve success.”

The Reiner Lemoine Research Centre is named after the late founder of Q-Cells and is an important part of the photovoltaics sector growing in eastern Germany.

Siân Harris
Siân Harris is a science and technology journalist based in the United Kingdom.

http://spie.org/x32950.xml?highlight=x2358&ArticleID=x32950

[bossi1]

Viele Spiegel sparen Kosten für unzählige Solarzellen


Bei der konzentrierten PV (Faktor 500x) über Linsensysteme auf mehrlagige III/V Solarzellen (kein Silizium) sinkt auch der Fächenbedarf für diese Anlagen. Diese Systeme bieten sich jedoch nur für die Sonnengürtel der Erde an, Spanien, Nordafrika, Süden der USA, Indien etc. ...



1 MW Low concentration (2-5X)_________ High concentration (500x)

Tracker 1 axis 14 acres (5,76 ha)________ 10 acres (4 ha)
x=240 m ___________________________
y=240 m ___________________________

Tracker 2 axes 16 acres (6,25 ha)
x=250 m ___________________________ x=200 m
y=250 m ___________________________ y=200 m

http://www.abengoasolar.es/sites/solar/en/technologies/photo…

[bossi1]

Sopogy, Inypsa and Omniwatt announce 50MW MicroCSP Plant in Toledo, Spain


DECEMBER 22, 2008

Subject: SOPOGY, INYPSA, AND OMNIWATT ANNOUNCE 50 MEGAWATT MICROCSP SOLAR POWER PLANT IN TOLEDO, SPAIN

Honolulu, HI – US based Sopogy, Inc. manufacturer of the proprietary MicroCSP concentrating solar thermal energy system has entered into a solar power agreement with Spanish Solar Project Developer Inypsa Informes y Proyectos, S.A. and German Solar Project Financer Omniwatt to develop a 50 MW solar power plant by December 1, 2010 in Toledo, Spain.

“We are excited to work with Inypsa and Omniwatt in bringing Sopogy’s MicroCSP system to the Spanish market,” said Darren Kimura, President and Chief Executive Officer of Sopogy. “Sopogy’s MicroCSP technologies have been designed for these unique markets by bringing advantages over traditional concentrating solar thermal including fast deployment, pre-engineered kits in the 1MW, 5MW and 10MW increments and use and support of local labor for on-site installation”.
Inypsa, a publically traded Spanish project development firm has decades of experience in large infrastructure projects and is well positioned to take advantage of the growing solar thermal power plant market in the Spanish region. “We are convinced that micro solar thermal generation will be the next revolution in the low-carbon technologies that will define the 21st century. We feel privileged to team up with Sopogy and Omniwatt to deliver Sopogy MicroCSP technology for this project”, said Jairo González Monje, Director General of Inypsa, S.A.

Omniwatt AG, a Germany-based company, specializes in the renewable energy power production, project development and financing of decentralized power plants throughout Europe. “We look forward to working with Inypsa and Sopogy and are committed to promoting clean, renewable energy solutions throughout the world,” said Paul Vesel, Partner at Omniwatt AG.

About Sopogy
Founded in 2002, Sopogy specializes in MicroCSP solar technologies that bring the economics of large solar energy systems to the industrial, commercial and utility sectors in a smaller, robust and more cost effective package. Please visit www.sopogy.com for more information.

About Inypsa
Founded in 1970 under the parent utilities company FECSA, today, INYPSA Informes y Proyectos S.A. is one of the leading companies in the engineering sector in Spain. Thanks to the company’s continued growth, international expansion, financial strength and the ability to combine sound management with technology, INYPSA has managed to situate itself in one of the top spots nationally. This has also led it to be listed on the Madrid and Barcelona stock exchanges since 1989. After more than thirty-five years in the industry, the company has developed extensive experience in national and international markets, with work accredited in more than sixty countries in Europe, America, Asia and Africa.

About Omniwatt
Omniwatt is an emission-less, international, and decentralized power producer, applying technologies that produce energy from fuel-less resources. The company develops and finances new installations, structures existing projects, and acquires established stations.

http://sopogy.com/blog/2008/12/22/sopogy-inypsa-and-omniwatt…

[bossi1]

SLR ist zwar heute um +6,58% gestiegen, aber ...
Die Krise trifft im Solarsektor auch Solaria. Die Produktion soll seit dem 5 Dezember 2008 in Puertollano still liegen, die ca. 500 festen Mitarbeiter erhalten Kurzarbeitergeld, Zeitarbeiter wurden bereits entlassen. Angeblich sollen sich erforderliche neue Solarpark Lizenzen vom Industrie Ministerium jetzt um 3 Monate verzögern, kam in einem anderem Artikel zum Thema. Siehe ganz unten. Auch die angeblich im 2 Q 2008 beginnende Waferproduktion in Almaden mit 200 Mitarbeitern ist nicht erfolgt, sondern befindet sich mit nur 10 Mitarbeitern immer noch in der Anlaufphase. Zum neuen Werk in La Rioja gab es keine Aussage. ... die News dazu kam heute nach Börsenschluß. Das ganze ist eigentlich kein Wunder, denn das SLR Orderbuch war schon im 3Q 2008 leer ...


Los casi 500 operarios con contrato indefinido siguen percibiendo sus salarios pese a que no trabajan
LA ACTIVIDAD PRODUCTIVA DE SOLARIA EN PUERTOLLANO LLEVA MÁS DE UN MES PARALIZADA


Desde el 5 de diciembre ningún operario trabaja en la planta que Solaria posee en Puertollano (Foto de archivo)

J. Carlos Sanz
La crisis golpea al sector de las energías renovables en Puertollano. Desde el pasado 5 de diciembre la empresa Solaria, ubicada en el polígono La Nava I, ha paralizado su actividad productiva y los casi 500 trabajadores que actualmente integran la plantilla de esta fábrica se encuentran de brazos cruzados y a la espera de una pronta reanudación de la producción. Distinta suerte han corrido los trabajadores temporales de Solaria ya que todos han causado baja en la empresa.

Problemas de suministro y pérdida de clientela son los motivos

Así lo confirma a La Comarca, Luisa Jiménez Luján, Delegada de la Sección Sindical de CC.OO. en Solaria asegurando que la Dirección de la empresa tomó esta decisión debido al descenso en el volumen de clientes que ha experimentado Solaria, dedicada a generar soluciones fotovoltaicas y térmicas para el aprovechamiento de la energía solar, a lo que se añade una mayor dificultad a la hora de abastecerse de materia prima, un material conocido como oblea de silicio y necesario para diseñar las células fotovoltaicas. La falta de un marco normativo en el ámbito de suministros fotovoltaicos entorpece el mantenimiento de precios estándar para la adquisición de materia prima, de ahí que actualmente los principales distribuidores estén encareciendo las tarifas.

Por el momento se descarta la aprobación de un ERE

Pese a la paralización de la actividad productiva, los cerca de 500 trabajadores de la plantilla, todos con contrato indefinido como confirma Luisa Jiménez, siguen percibiendo sus salarios con normalidad por lo que la amenaza de un posible Expediente de Regulación de Empleo (ERE) queda por el momento descartada. Aunque la Delegada sindical de CC.OO. comenta que desde el inicio del parón productivo todos los viernes la dirección de Solaria en Puertollano emite una nota informativa para poner al corriente a los trabajadores de la situación actual y de posibles modificaciones.

A finales del año pasado, Solaria anunciaba la ampliación de la fábrica que posee en Puertollano con la puesta en marcha de una Planta Química, una segunda fase productiva y donde se tiene prevista la contratación de 200 trabajadores. Luisa Jiménez afirma que en la actualidad, y pese a paralizarse la actividad productiva, dicha planta está en fase de arranque aunque sin producir; de momento, y así lo confirma, en la nueva planta están trabajando diez operarios que han sido trasladados de la planta fotovoltaica.


La nueva planta de Solaria en Almadén sigue en el aire

Lo que sí está en punto muerto, como señala Antonio Cervantes, Secretario de la Federación del Metal de CC.OO. en Ciudad Real, es la creación de la nueva planta que Solaria decidió implantar en Almadén. En su día,Enrique Díaz Tejeiro, presidente de Solaria, anunció que la nueva planta se pondría en funcionamiento en el segundo semestre del 2008 y se iban a contratar a 200 trabajadores.

En definitiva, los 500 trabajadores de Solaria en Puertollano atraviesan un período de incertidumbre aunque Luisa Jiménez confía en que todo vuelva a la normalidad lo antes posible. "Para los trabajadores no es una situación cómoda y queremos incorporarnos a nuestro trabajo" concluye la Delegada de la sección sindical de CC.OO.

http://www.lacomarcadepuertollano.com/diario/noticia.php?dia…

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La falta de visibilidad vuelve a cebarse con Solaria, principal productor español de paneles fotovoltaicos. Industria prepara una orden que retrasará en dos meses la concesión de nuevas licencias solares, lo que genera incertidumbre en las ventas de la compañía de Puertollano para los próximos tres meses. En el año, Solaria ha perdido el 90% de su valor en bolsa por el momento de bloqueo que sufre el sector.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.346.201 von bossi1 am 09.01.09 22:26:48

Fehlerkorrektur = Solarzellenproduktion in Almaden

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Industrie Ministerium verschiebt PV Lizenzen ...
Nur wenige Monate nach dem 500 MW Deckel (125 MW je Quartal) liegt der span. Solarmarkt wieder lahm durch eine mehr als polemische Entscheidung aus dem Industrie Ministerium von M. Sebastian. Unternehmer Quellen versichern, daß Sebastian eine Anordnung an die CNE (Nationale Energie Kommission) herausgegeben hat, wobei sich der Zeitraum für neue PV Lizenzen und die spätere Registrierung (Tarife) dazu verschiebt. Das bedeutet mindestens 2-3 Monate Stillstand und ist ein neuer harter Schlag für die Branche, wobei viele Projekte/Unternehmen auf dem falschem Fuß erwischt wurden. ... auch Q-Cells mußte Mitte Dezember unerwartet Projektverschiebungen bekannt geben.


Industria aplaza la concesión de licencias fotovoltaicas

Publicado el 18-12-2008 , por Expansión
La industria fotovoltaica española se encuentra en una situación delicada. Sólo unos meses después de sufrir la polémica asociada a presuntos fraudes en el mercado, las empresas del sector se enfrentan a una paralización temporal de su actividad debido a una polémica decisión del Ministerio de Industria.

Fuentes empresariales aseguran que el departamento que dirige Miguel Sebastián tiene en marcha una orden de tarifas eléctricas para el primer trimestre de 2009, enviada la pasada semana a la Comisión Nacional de Energía (CNE), por la que se modifica el calendario de convocatorias debido al elevado número de solicitudes presentadas. En la práctica, esta decisión se traducirá en un retraso de dos meses para el registro de las plantas fotovoltaicas que quieran ponerse en marcha para recibir las primas.

La orden ministerial es un duro golpe para el sector. Según la Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), muchas empresas fotovoltaicas, "que este otoño han perdido más de 10.000 empleos", paralizaron su actividad al inicio del pasado verano por la incertidumbre que generó la tardía aprobación del real decreto 1578/08, y una prolongación del paro "puede darles la puntilla". "Muchas empresas ya están al límite tras seis meses sin actividad", añade la patronal.

La industria fotovoltaica ha financiado los nuevos parques con préstamos cuya concesión está vinculada al inicio de la actividad. Así, la decisión de Industria deja en serias dificultades a varios proyectos.

Mientras, el ministro Miguel Sebastián recordó ayer que la factura del gas bajará entre un 1,5% y un 6% desde enero de 2009 y avanzó que el Gobierno la bajará "mucho más" a partir de la próxima primavera por la caída del precio del petróleo.

http://www.expansion.com/2008/12/18/empresas/energia/1229586…

[bossi1]

07.01.2009 19:55
Enel prüft Kauf von Acciona-Beteiligung an Endesa
(Korrigierte Fassung)

MADRID (Dow Jones)--Die spanische Acciona SA und die italienische Enel SpA prüfen Kreisen zufolge einen möglichen Verkauf der Endesa-Beteiligung von Acciona an Enel vor der 2010 gültigen Verkaufsoption. Dies erfuhr Dow Jones Newswires am Mittwoch aus informierten Kreisen.

Analysten sagten, dass eine solche Transaktion für die hoch verschuldete Acciona sinnvoll sei. Bei einem Preis nahe der für die Verkaufsoption gültigen 41,50 EUR je Endesa-Aktie sei die Beteiligung etwa 11 Mrd EUR wert.

Acciona und Enel hatten Endesa 2007 gemeinsam übernommen. Dabei erwarb Acciona 25% an Endesa und Enel 67%. Acciona sicherte sich damals eine Option für den Verkauf ihres Anteils an die Enel ab 2010.

Den Kreisen zufolge könnte eine Transaktion jetzt teilweise durch Bankenkredite an Enel finanziert werden und teilweise durch die Übertragung der regenerativen Energieerzeugungsanlagen von Endesa an Acciona. Gespräche mit Banken seien in einem frühen Stadium.

Webseiten: http://www.acciona.es http://www.enel.com

http://www.faz.net/d/invest/meldung.aspx?id=93624781

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08.01.2009 08:15
Acciona bei Endesa-Verkauf mit 1,7 Mrd EUR Gewinn

MORALEJA (Dow Jones)--Der spanische Mischkonzern Acciona SA würde aus einem Verkauf seiner Endesa-Beteiligung von 25% an die italienische Enel SpA einen Kapitalgewinn von 1,7 Mrd EUR einstreichen. Das berichtet die spanische Tageszeitung "El Mundo" unter Berufung auf Kreise am Donnerstag auf ihrer Webseite.

Dem Bericht zufolge sollen die Institute Banco Santander, Banco Bilbao Vizcaya Argentaria SA sowie weitere acht Banken, darunter auch die spanischen Sparkassen La Caixa und Caja Madrid, und die italienische Mediobanca die Finanzierung für Enel arrangieren.

Acciona und Enel hatten Endesa 2007 gemeinsam übernommen. Dabei erwarb Acciona 25% an Endesa und Enel 67%. Acciona sicherte sich damals eine Option für den Verkauf ihres Anteils an die Enel ab 2010. Die Verkaufsoption für die Beteiligung liegt bei 41,50 EUR je Endesa-Aktie.

Webseite: http://www.elmundo.es/ DJG/DJN/pal/bam Besuchen Sie unsere neue Webseite http://www.dowjones.de

http://www.faz.net/d/invest/meldung.aspx?id=93658283

[bossi1]

"Technisch kein Problem": Energiequelle Wüste in Südmarokko


Sahara-Strom könnte Europas Energieproblem lösen
Solar-Kraftwerke in der Wüste: Ein ambitiöses Projekt prüft Elektrizitäts-Transfer auf unseren Kontinent


Von BEAT STAUFFER

In den Wüsten Nordafrikas und des Nahen Ostens schlummert ein gewaltiges Energiepotential, das dem Mehrhundertfachen der heute jährlich geförderten fossilen Energie entspricht. Ein kühnes Konzept namens "Desertec" will nun diese Energie mittels solarthermischen Kraftwerken nutzen und via Höchstspannungsleitungen nach Europa exportieren.

Die Idee, die in den Wüsten der Erde einfallende Sonnenenergie zu nutzen und auf solche Weise die Energieprobleme ein für allemal zu lösen, ist nicht neu. Bereits Anfang der achtziger Jahre wurden Szenarien entwickelt, in den Wüsten per Elektrolyse Wasserstoff zu gewinnen und diesen mittels Rohrleitungen oder Tankschiffen nach Europa zu transportieren.

Gewaltiges Energie-Potenzial der Wüsten

Der deutsche Flugzeugkonstrukteur Ludwig Bölkow rechnete 1983 aus, dass zur Deckung des damaligen Weltbedarfs an Energie eine Fläche von rund eine Million Quadratkilometer Wüstenfläche mit Solarzellen bedeckt werden müssten. Das wären rund zwei Drittel der Wüstenfläche Algeriens gewesen. Andere Szenarien sahen auf dem Meer schwimmende Solarkraftwerke vor.

Die billig verfügbaren fossilen Brennstoffe machten all diesen Visionen aber schon bald den Garaus. Erst in den letzten Jahren, im Zuge der Rohstoffverknappung und der globalen Klimaerwärmung, wurden neue Ideen entwickelt, das gewaltige Energie-Potenzial der Wüsten zu nutzen. Wenn nicht alles täuscht, bestehen heute weit bessere Chancen für eine Verwirklichung der ehrgeizigen Pläne als je zuvor.

Einige Fachleute sind überzeugt davon, dass bereits in 15 Jahren der erste Solarstrom aus Nordafrika aus Steckdosen in Europa fliessen wird. "Technisch ist das kein Problem", erklärt etwa Hans Müller-Steinhagen, Direktor des Instituts für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt in Stuttgart. Und er verweist auf einen gewaltigen Unterschied im Vergleich zu den Szenarien, die in den achtziger Jahren entwickelt wurden: Die heutigen Verfahren benötigen theoretisch bloss noch ein Promille der Wüstenfläche, um den Strombedarf der Welt zu decken.

Auf Strom-Autobahnen in Ballungszentren

Das Zauberwort heisst "Desertec". Es leitet sich ab von "Desert and Technology for Energy, Water an Climate Security". Entwickelt wurde das Konzept von einer Initiative mit dem Namen "Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation" (TREC), hinter der renommierte Institutionen wie der Club of Rome, der Hamburger Klimaschutz-Fonds sowie das jordanische Energieforschungszentrum stehen. Die wissenschaftlichen Studien, welche die Basis all dieser Überlegungen darstellen, wurden vom deutschen Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit in Auftrag gegeben und vom deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) geleitet. Es waren diese Studien, die zum ersten Mal das ungeheure Potential belegten, das in den Wüsten der Erde schlummert und nun im grossen Stil genutzt werden soll.

Die Energiekooperation über die Grenzen des Mittelmeers hinweg basiert auf der Grund-Idee, dass längerfristig kein Weg an einer Nutzung der erneuerbaren Energien vorbeiführt. Dabei steht die schier unerschöpflichen Sonnen- und Windressourcen in den Ländern am Südrand des Mittelmeers im Vordergrund. Diese Energie soll mittels eines neu zu errichtenden Hochspannungsnetzes, das auf Gleichstrom basiert, in die grossen Ballungsräume Europas geleitet werden. Gleichzeitig sollen auch in Nordeuropa erneuerbare Energiequellen - etwa in Form von Windkraftwerken in der Nordsee – stark gefördert werden.

Geht es nach den Plänen der TREC-Initianten, würde auf solche Weise nicht nur ein internationales Verbundnetz von Produzenten erneuerbarer Energie entstehen, sondern auch eine Energie-Technologie-Partnerschaft zwischen Europa und den Staaten Nordafrikas und des Nahen Ostens.

Technologie ist schon gut erprobt

Dies alles mag noch recht utopisch anmuten. Doch Gerhard Knies, Physiker und Geschäftsführer von "Desertec", wird nicht müde zu betonen, dass das Konzept und die mit ihm verbundenen Strategien auf solider wissenschaftlicher Grundlage beruhen. In seinem Büro in Hamburg legt er OnlineReports die Gründe dar, weshalb die Nutzung der Sonnenenergie in den Wüstenländern heute - im Gegensatz zu den achtziger Jahren – technisch absolut machbar und wirtschaftlich tragbar und mittelfristig rentabel sei.

Da ist zum ersten die neue Form der Energienutzung: Heute wird auf solarthermische Kraftwerke gesetzt, welche die Sonnenenergie mit grossen Spiegeln bündeln und damit Wasser oder spezielles Thermo-Öl erhitzen. Der Wasserdampf betreibt sodann eine konventionelle Turbine, die Strom erzeugt. Dies ist auch nachts möglich, weil der bis zu 400 Grad heisse Wasserdampf mittels neuartiger Verfahren mehrere Stunden lang gespeichert werden kann. Damit lässt sich die tägliche Produktionszeit eines solarthermischen Kraftwerks stark erhöhen. Derartige Kraftwerke, so erklärt Knies, seien mittlerweile gut erprobt - etwa in Kalifornien und im Süden Spaniens -, und sie funktionierten einwandfrei.

Koppelung mit Meerwasser-Entsalzungsanlagen

Ein zweiter wichtiger Grund ist die Koppelung von solarthermischen Kraftwerken mit Meerwasser-Entsalzungsanlagen. Damit kann der Wirkungsgrad der Sonnenenergienutzung markant gesteigert werden: Lassen sich mit solarthermischen Kraftwerken rund 35 Prozent der Sonnenenergie in Elektrizität umwandeln, so erhöht sich der Wirkungsgrad auf rund 80 Prozent, wenn die Abwärme zur Meerwasserentsalzung genutzt wird. Dies ist ein genialer Schachzug, besteht doch in zahlreichen Ländern am Südrand des Mittelmeers akuter Trinkwassermangel.

Drittens sind in den letzten Jahren Verfahren entwickelt worden, Strom mit Gleichstrom und bei sehr hohen Spannungen über grosse Distanzen zu transportieren. Dabei konnten die Übertragungsverluste auf rund 3 Prozent pro 1'000 Kilometer gesenkt werden. Solche Höchstspannungsleitungen sind unter anderem von ABB entwickelt worden. In China befindet sich zurzeit eine mehr als 2'000 Kilometer lange 800 Kilovolt-Gleichstromleitung im Bau. Es handelt sich um die längste derartige Leitung der Welt. Einem Transport von elektrischem Strom aus den Wüsten Nordafrikas in die grossen europäischen Ballungsräume steht somit aus technischen Gründen nichts mehr im Wege.

Politische Machbarkeit als Streitpunkt

Das "Desertec"-Konzept scheint technisch machbar zu sein. Dies anerkennen auch Vertreter der Schweizer Stromwirtschaft, so etwa Niklaus Zepf, Leiter von Corporate Development, Strategie und Technologiemanagement der Axpo. Bereits etwas umstrittener dürfte die Frage der Wirtschaftlichkeit des in den Wüsten Nordafrikas produzierten Stroms sein. Gemäss den Berechnungen der "Desertec"-Initianten kommt die Menge Solardampf, die der mit einem Barrel Öl erzeugten Menge entspricht, je nach Standort zwischen 60 und 90 Euro zu stehen.

Physiker Knies ist überzeugt davon, dass sich diese Kosten durch Massenproduktion solarthermischer Kraftwerke auf rund 30 Euro senken liessen und damit absolut konkurrenzfähig wären. Die Produktion von Wüstenstrom käme so innert 20 bis 30 Jahren auf 4 bis 6 Eurocents pro Kilowattstunde zu stehen, während für die Übertragungskosten 1 bis 2 Eurocents zu veranschlagen wären. Niklaus Zepf stellt derartige Berechnungen allerdings in Frage und weist darauf hin, dass für die Konsumenten letztlich allein der Strompreis massgebend sei, den sie ihrem Stromlieferanten berappen müssen – ein Preis, bei dem unter anderem auch Abgaben mit eingerechnet sind.

Ausser Frage steht aber, dass Milliardeninvestitionen nötig wären, um mehrere grosse solarthermische Kraftwerke in Nordafrika sowie ein trans-mediterranes Strom-Verbundnetz aufzubauen. Konkret müssten über ein Dutzend Höchstspannungsleitungen gerbaut werden, um den riesigen Raum, der sich zwischen Mauretanien und Norwegen, Jordanien und dem Baltikum erstreckt, energietechnisch zu vernetzen. Die Initianten gehen von einer Schätzung von rund 400 Milliarden Euros aus. Vertreter der Stromwirtschaft erachten diese Zahlen als viel zu tief.

Erste konkrete Projekte

In einem ersten Schritt sollen in Nordafrika erste Solarkraftwerke gebaut werden, um damit die lokale Stromversorgung sicherzustellen. In einzelnen Ländern – darunter Libyen und Algerien – befinden sich Kraftwerksprojekte bereits in einem fortgeschrittenen Planungsstadium. Windkraftwerke, die in einem derartigen Verbundsystem ebenfalls eine bedeutende Rolle spielen würden, sind etwa in Marokko bereits seit ein paar Jahren in Betrieb.

Wenn es nach den Plänen der "Desertec"-Initianten geht, sollen innert 15 bis 20 Jahren am Südrand des Mittelmeers solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt 500 Gigawatt erbaut werden. Dafür wird eine Fläche von rund 10'000 Quadratkilometern benötigt. Dies entspricht gerade einmal einem Promille der Fläche der gesamten Sahara.

Skepsis aus der Stromwirtschaft

Ausser Frage steht, dass für ein derartig gewaltiges Projekt stabile Rahmenbedingungen unabdingbar sind. Für Knies könnte die neue Mittelmeer-Union derartige Bedingungen schaffen. Der Umstand, dass der französische Präsident Nicolas Sarkozy, inspiriert von "Desertec", einen "Solarplan für das Mittelmeer" abgekündigt hat, scheint ihm ein hoffnungsvolles Zeichen zu sein.

Weitaus skeptischer beurteilt Axpo-Vertreter Zepf diesen Aspekt. "Die politische Machbarkeit scheint mir extrem fraglich", sagt er. Allein schon alle 27 alten und neuen EU-Länder in ein "gemeinsames Boot" zu bringen und zusätzlich auch noch die arabischen Länder am Südrand des Mittelmeers einzubinden, erachtet Zepf als äusserst schwierig. Dazu brauche es "einen geeinten politischen Willen". Kein Land werde aber investieren, "wenn nicht stabile Verhältnisse vorliegen". Skepsis zeigt Zepf auch bezüglich des Baus neuer Höchstspannungsleitungen quer durch Europa: Diese könnten lokal auf erbitterten Widerstand stossen.

Zepf ist schliesslich überzeugt, dass das gesamte System erst funktionieren könne, wenn alle Stromproduktionsanlagen und alle Höchstspannungsleistungen erbaut worden seien. Das bedeute, dass zuerst einmal während Jahrzehnten riesige Investitionen getätigt werden müssten, bevor überhaupt Strom nach Europa fliesse. Aus all diesen Gründen erachtet Zepf das "Desertec"-Konzept kurz- oder mittelfristig als unrealistisch.

Rechsteiner spircht von "gigantischem Potenzial"

Eine diametral andere Einschätzung nimmt der Basler Energiefachmann und SP-Nationalrat Rudolf Rechsteiner vor. Das "Desertec"-Konzept gehe von der richtigen Annahme aus, dass das Potenzial der erneuerbaren Energien grundsätzlich "gigantisch" sei. Dabei könne auch die Windenergie – sowohl in Europa wie auch in Nordafrika – eine grosse Rolle spielen. Rechsteiner weist darauf hin, dass bereits konkrete Schritte unternommen worden sind, die der "Desertec"-Idee entsprechen: "In Tunesien errichtete Windturbinen erhalten bereits heute von Italien dieselbe Einspeisevergütung wie solche, die auf italienischem Boden stehen." Kürzlich habe die EU zudem ein neues Konjunkturförderungs-Programm verabschiedet, in dessen Rahmen neue Hochspannungsleitungen zwischen den Niederlanden und Norwegen erbaut würden.

Auf solche Weise, so Rechsteiner, lasse sich in den Niederlanden produzierter Windstrom in norwegischen Pumpspeicherkraftwerken speichern. "Solange der Ölpreis nicht unter 50 Dollars fällt, sind derartige Projekte zur Nutzung erneuerbarer Energien rentabel." Ein internationales Verbundnetz von Produzenten erneuerbarer Energie werde zudem "organisch wachsen". Das Argument, das zuerst gigantische Investitionen getätigt werden müssten, mag Rechsteiner so nicht gelten lassen. Hingegen wirft er der Axpo vor, im Gegensatz zu anderen grossen Energielieferanten "keinen Rappen in grosse Windfarmen zu investieren" und stattdessen weiterhin auf die Option Atomenergie zu setzen.

"Der Durchbruch steht bevor"

Gerhard Knies hingegen ist von "Desertec" zu hundert Prozent überzeugt. Für ihn ist es nur noch eine Frage der Zeit, bis der "Durchbruch" für das revolutionär wirkende Konzept gelingen wird – ein Konzept, das zudem Hunderttausende von Arbeitsplätzen zu schaffen verspricht. "Ich kriege jetzt per E-Mail jeden Tag von irgendeinem Investor eine Anfrage", sagt Knies. "Das Interesse riesig, und Geld ist da. Wenn jetzt auch noch die politischen Ampeln auf Grün geschaltet werden, dann ist das eigentlich nicht mehr aufzuhalten."

www.desertec.org
http://www.onlinereports.ch/News.109+M58fb07f5de5.0.html

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.267.732 von bossi1 am 27.12.08 10:22:00

3.753 MW PV in Spanien 2008 verbaut ...

Nach den jetzt vorliegenden offiziellen Zahlen von der CNE wurden in Spanien 2008 insgesamt 2.661 MW installiert und registriert. Dazu kommen noch mal geschätzte 1.092 MW bis Dezember 2008, die "mangelhaft" waren und von der CNE nicht erfasst/registriert wurden. Das gehört jedoch zur real installierten Leistung in 2008 = 3.753 MW = +1.012% Wachststum in 2008 von 371 MW in 2007. Im Vergleich wurden in gleichen Zeitraum in Deutschland nur ca. 1.350 MW verbaut. Für 2009 werden in Spanien nur 500 MW erwartet. Mehr als 10.000 Beschäftigte in der Solarindustrie haben seit Sept. 2008 dadurch ihren Job verloren und viele Firmen werden aufgeben oder sich neue Märkte suchen müssen.

.... Sebastian wußte schon Anfang 2008, das mind. 25% der Anlagen ihre Registierung nicht schaffen werden. Beim Deckel von 500 MW in 2009 wird daher in Spanien 3.253 MW weniger verbaut werden als in 2008. Die Folgen machen sich schon bemerkbar.


La potencia fotovoltaica instalada en España podría llegar a los 3.753 MW

12 de enero 2009

España es, de lejos, el país en el que más creció la energía solar fotovoltaica en 2008. El incremento fue tal que ningún otro estado, incluido Alemania, pudo seguir el ritmo de la industria fotovoltaica española.

Los datos oficiales de la Comisión Nacional de la Energía (CNE), según ha confirmado Energías Renovables, indican que en 2008 se instalaron en España 2.661 MW. Esta es la potencia que suman las 43.592 instalaciones fotovoltaicas que existen en nuestro país. Estos datos son objetivos y precisos. Se han obtenido de las facturas que las distribuidoras envían a la CNE para que se hagan las retribuciones pertinentes.

Los 2.661 megavatios fotovoltaicos contabilizados por la Comisión Nacional de la Energía podrían quedarse escasos a la hora de cuantificar la potencia real instalada. La CNE hace una estimación que elevaría esa cifra a 3.753 MW en diciembre de 2008. La diferencia entre la potencia estimada y la contabilizada sería de 1.092 MW y estaría justificada por comunicaciones que aún no han llegado a la Comisión Nacional de la Energía. Si finalmente se confirmaran los 3.753 MW eso significaría que la energía solar fotovoltaica habría crecido el año pasado un 1.012% respecto a los 371 MW fijados como objetivo para el 2008.

En cualquiera de los casos es un ritmo que ninguna otra potencia fotovoltaica ha podido igualar. Sirva como ejemplo Alemania, país en el que en 2007 había 1.100 MW y las estimaciones de 2008 elevaban su potencia al entorno de los 1.350 MW.

“Un amargo liderazgo”, en opinión de ASIF
La Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica, ASIF, ya advirtió hace semanas que la potencia instalada podría ser superior a los datos oficiales de la CNE. Esta asociación considera que el crecimiento registrado entre enero y septiembre de 2008 ha sido extraordinariamente superior al previsto. En ello, afirma su presidente Javier Anta, “han confluido varios factores: la superación de la etapa más aguda de la escasez de polisilicio y la entrada en fase comercial de otras tecnologías fotovoltaicas, que han permitido un gran incremento de la producción mundial, especialmente en el Sudeste asiático; las grandes facilidades para la concesión de crédito por parte de las entidades financieras; la llegada al Sector de numerosas empresas de provenientes de otros sectores, como el inmobiliario; el retraso en la aprobación del nuevo marco regulatorio, que aceleró aún más la ejecución de proyectos por la incertidumbre existente; una tarifa fotovoltaica, la del RD 661/07, que se quedó alta y no pudo adaptarse al nuevo entorno...” Por todo ello, concluye el presidente de ASIF, “el resultado es que España ha superado absolutamente todas las expectativas y se ha situado como primer mercado fotovoltaico del mundo, incluso por delante de Alemania, pero, a diferencia de este país, con un crecimiento insostenible.”

“Durante 2008” -reflexiona Javier Anta- “la fotovoltaica ha demostrado que puede convertirse en un pilar del mix energético que nos debe abastecer de energía con gran velocidad y fiabilidad, pero ahora, con el Sector paralizado mientras se activa el RD 1578/08, estamos experimentando el severo ajuste que supone pasar de instalar 3.000 MW en nueve meses a instalar, en el mejor de los caos, 500 MW en un año: muchas empresas van a desaparecer o van a abandonar el mercado fotovoltaico español, y más de 10.000 personas han perdido su empleo desde el mes de septiembre. Por todo ello, el liderazgo solar español durante 2008, que no deja de ser una buena noticia, tiene un sabor amargo.”

Más información:
www.cne.es

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

23.12.2008
Heißer Ofen
Solarthermie-Kraftwerke werden effizienter

Von Ralf Krauter

Umwelt. - Im Silicon Valley herrscht wieder einmal Aufbruchstimmung. Nach der Halbleiter-Revolution in den 1970er Jahren und dem IT-Boom der 90er ist nun die Ökotechnologie dran. Den Planeten retten und dabei Geld verdienen, lautet das Motto. In Folge 1 unserer neuen Reihe geht es heute um neuartige solarthermische Kraftwerke.



Wenn ein kleines Unternehmen verkündet, die Effizienz einer etablierten Kraftwerkstechnologie mal eben um sechs Prozent steigern zu wollen, ist Skepsis angebracht. Im Fall von Brightsource Energy deutet allerdings vieles darauf hin, dass die Ankündigungen einer neuen Generation solarthermischer Kraftwerke Substanz haben. Viele der Forscher und Ingenieure der 2006 gegründeten Firma mit Sitz in Oakland waren bereits vor 20 Jahren bei der Sonnenwärme-Ernte tätig. Für die israelische Firma Luz entwickelten sie damals die weltweit ersten kommerziellen Parabolrinnenkraftwerke, die zwischen 1984 und 1990 in der südkalifornischen Wüste installiert wurden und dort bis heute Strom erzeugen - erklärt Charles Ricker, einer der Gründer von Brightsource Energy.

"Schon Ende der 1980er Jahre war klar, dass es bessere Technologien als verspiegelte Parabolrinnen gibt, um Sonnenwärme einzufangen. Damals wurden neue Dampfturbinen verfügbar, die bei höheren Betriebstemperaturen effizienter Strom erzeugten als ihre Vorgänger. Den dafür erforderlichen hoch erhitzten Dampf können Parabolrinnen aber nicht liefern. Dazu war ein turmbasiertes Konzept nötig, das seinerzeit aus wirtschaftlichen Gründen nicht mehr umgesetzt wurde. Doch als das Entwicklerteam 2004 wieder zusammen kam, um ein besseres Design zu entwickeln, stand fest: Parabolrinnen waren gestern. Die Zukunft gehört den Solartürmen."

Bei Parabolrinnenkraftwerken im Megawatt-Maßstab, wie sie derzeit auch in der spanischen Provinz Granada gebaut werden, fokussieren Spiegelrinnen Sonnenlicht auf Metallrohre, in denen ein spezielles Öl zirkuliert. Das Öl wird dabei bis zu 400 Grad heiß und treibt über einen Wärmetauscher eine Dampfturbine an. Moderne Dampfturbinen mögen es aber am liebsten noch heißer. Bei Temperaturen von 550 Grad Celsius und mehr verwandeln sie Hitze am wirksamsten in Strom. Um solche Temperaturen zu erreichen, verwendet Brightsource riesige Felder konzentrisch angeordneter Spiegel, die das Licht auf die Spitze eines Turms in ihre Mitte lenken.

"Im Grunde machen wir nichts anderes, als einen großen Wasserkochtopf auf die Spitze eines 120 Meter hohen Turms zu setzen und diesen Turm mit Spiegeln zu umringen. Für ein 200 Megawatt-Kraftwerk, das 150.000 Haushalte versorgt, verwenden wir 200.000 Spiegel, die wir auf Stützen montieren und computergesteuert der Sonne nachführen. Wir haben also eine Fläche von 1,5 Millionen Quadratmetern, die alles Sonnenlicht, das sie trifft, auf diesen einen Wasserkocher lenkt."

In einem zweistufigen Prozess entsteht dort 550 Grad heißer Dampf für eine am Boden montierte Turbine. Berechnungen zufolge lassen sich so 20 Prozent der Sonnenwärme in Strom verwandeln. Die besten Parabolrinnenkraftwerke schaffen nur 14 Prozent. Und es gibt weitere Vorteile: Weil das Turmkraftwerk Wasser direkt verdampft, sind Wärmetauscher überflüssig und viel weniger Klempnerarbeiten nötig. Außerdem sind flache Spiegel preiswerter als gekrümmte. All das spart Kosten. In Oakland ist man deshalb überzeugt, die Kilowattstunde Strom ein Drittel billiger erzeugen zu können als heutige Parabolrinnen-Kraftwerke. Eine im Sommer in Betrieb genommene Pilotanlage in Israel belege, dass die Technologie ausgereift sei, sagt Charles Ricker. Höhere Energieausbeute bei geringeren Kosten - kein Wunder, dass kalifornische Energieversorger hellhörig wurden. Im Auftrag von Pacific Gas & Electric plant Brightsource in der Nähe von Las Vegas vier Solarthermiekraftwerke mit insgesamt 400 Megawatt Leistung. Das erste soll 2011 ans Netz gehen. Verträge für weitere 500 Megawatt sind unterzeichnet und die Aussichten rosig. Konkurrenz gibt es zwar - etwa vom Start-Up-Unternehmen eSolar in Pasadena - doch der Markt wächst so rasant, dass momentan jeder genug vom Kuchen abbekommt.

"Eine Reihe US-Bundesstaaten haben ihren Energieversorgern vorgeschrieben, einen wachsenden Anteil ihres Stromes aus regenerativen Quellen zu gewinnen. In Kalifornien muss diese Quote bis 2010 bei 20 Prozent liegen, 2020 bereits bei 33 Prozent. Deshalb suchen die Stromversorger jetzt händeringend nach Anbietern erneuerbarer Energien."

http://www.dradio.de/dlf/sendungen/forschak/896028/

[bossi1]

Bis zu 20 solarthermische Kraftwerke in Extremadura (Spanien) ...

Ibereólica Solar, dem Namen nach ein Windparkbetreiber, beginnt in 1-2 Monaten mit dem Bau von 3 von 5 geplanten solarthermischen Kraftwerken á 50 MW (Olivenza I, Valdetorres, Medellín und später Badajoz II und Santa Amalia). Die Gesamtleistung soll 250 MW betragen, die voraussichtlichen Baukosten aller Anlagen 1,85 Mrd.€. Das bedeutet 2.500 Arbeitsplätze über die Bauzeit (500 je Anlage) und im Anschuß 300 dauerhafte Arbeitsplätze (60 je Anlage) für den Betrieb. In 12-24 Monate sind weitere 3 Projekte a 50 MW geplant (Olivenza II, Hernán Cortés II y Torresfreneda). Man spricht von einer möglichen Nutzungsdauer für die Kraftwerke von 30-50 Jahren. Jede 50 MW Anlage soll 204,96 GWh Strom je Jahr produzieren. Es wird von einer neuen Solarspiegel Fertigung vor Ort gesprochen (Rioglass?), denn bei der Regierung in Extremadura geht man in den nächsten Jahren von mindestens 20 dieser Anlagen á 50 MW und Investitionen von 6 Mrd.€ aus. ... Kosten je MW demnach = 7,4 Mio.€.

Solar termoeléctrica
Ibereólica Solar comenzará antes de junio la construcción de 5 plantas termosolares en Extremadura

12 de enero 2009

Ibereólica Solar ha confirmado a Energías Renovables que el inicio de las obras se producirá en uno o dos meses. Las cinco plantas termosolares suman una potencia instalada de 250 MW, suponen una inversión de 1.850 millones de euros y crearán 2.500 empleos durante su construcción, que se convertirán en 300 trabajos estables durante el período productivo de las instalaciones. La vida útil de las plantas se estima entre 30 y 50 años.

El proyecto termosolar de Ibereólica Solar S.L. en Extremadura comienza con la construcción de las plantas de Olivenza I, Valdetorres, Medellín, Badajoz II y Santa Amalia. Todas disponen de la preceptiva reserva de potencia y las tres primeras (Olivenza I, Valdetorres, Medellín) también tienen las pertinentes declaraciones de impacto ambiental y autorizaciones administrativas. Las otras dos (Badajoz II y Santa Amalia) tendrán todos los permisos a final de mes. Estas cinco plantas termosolares son la avanzadilla de una iniciativa más ambiciosa que incluye la construcción de otras tres instalaciones (Olivenza II, Hernán Cortés II y Torresfreneda) previstas para más adelante, en 12 ó 24 meses.

50MW, a toda potencia
“Los ocho plantas termosolares tienen una potencia de 50 MW cada una y el plazo de ejecución de las obras estimado es de entre dos y tres años”, según ha explicado a Energías Renovables José Antonio Rico Granados, Director de Proyectos de Extremadura de Ibereólica Solar. La inversión prevista en cada planta es de 370 millones de euros que se dividen en dos fases. 200 millones para la primera fase, sin almacenamiento; y 170 millones más para completar la segunda fase o con almacenamiento.

Cada planta generará 204,96 GWh de energía eléctrica anualmente mediante un campo solar en el que se instalarán 451.260 m2 de colectores solares (552 unidades de colector cilindro-parabólicos tipo SKAL-ET). La planta contará con una capacidad de almacenamiento de 7,5 horas y 4.099 horas de operación anual a plena carga.

Desde un punto de vista social la aportación del proyecto es sensible. En la construcción de cada una de las plantas se empleará de forma estable a 500 trabajadores, y una vez que concluyan las obras se necesitarán a 60 empleados fijos para la producción y explotación de cada una de las plantas durante toda su vida útil, entre 30 y 50 años.

Fábrica de espejos
Esta previsto que todas las plantas tengan en sus instalaciones sus propias oficinas y que funcionen de forma autónoma coordinadas desde la delegación central de Extremadura que se ubicará en Torrefresneda, en el término municipal de Guareña. Y es que en esa localidad, al mismo tiempo que se construyen las cinco primeras plantas termosolares, se va a levantar una fábrica de logística y espejos. “En ella” -explica José Antonio Rico Granados- “se harán los colectores cilíndricos parabólicos que se montarán en las plantas. La idea es autoabastecernos e incluso si hay capacidad vender parte de la producción a la competencia”. La fábrica de Guareña empleará de forma permanente a 34 personas.

Los planes energéticos de la Junta de Extremadura pasan por la energía termosolar. En palabras del Consejero de Industria, Energía y Medio Ambiente, José Luis Navarro, “nuestra comunidad autónoma lleva camino de convertirse en líder de la energía termosolar de España, que es tanto como decir de Europa. Hay capacidad en Extremadura para que en los próximos años se desarrollen al menos 20 proyectos termosolares de 50 MW cada uno de ellos, lo que supone una inversión de 6.000 millones de euros, un billón de las antiguas pesetas. Una cifra muy, muy importante”.

Más información:
www.grupoibereolica.com
www.juntaaldia.es

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.393.541 von bossi1 am 16.01.09 21:48:39

Vergleich am gleichen Standort Extremadura ... :
Solarthermisches Kraftwerk = 7,40 Mio.€
PV Solarpark (Solarparc AG) = 8,33 Mio.€


Dazu müßte man die Leistung mit den vorhandenen Daten vergleichen. Solarworld hat ebenfalls in Extremadura für die ihre Solarparc AG den Solarpark SPEX mit 30 MW errichtet.

http://www.solarserver.de/news/news-9508.html

Die Investitionssumme für den Solarpark \"SPEX\", der sich über eine Fläche von 192 Fußballfeldern erstreckt, betrug rund 250 Mio. Euro. (Quelle: Deutsche Bank)


PV Solar (nicht grundlastfähig)

Kosten für 30 MW ca. 250 Mio.€ inkl. Nachführungssystem
Strommenge = 57 GWh/Jahr

Baukosten je MW = 8,33 Mio.€
Stromproduktion je MW = 1,9 GWh/Jahr

+++++

Solarthermisches Kraftwerk (gundlastfähig durch Speicher)

Baukosten je 50 MW = 370 Mio.€
Stromproduktion = 205 GWh/Jahr

Kosten je MW = 7,40 Mio.€
Stromproduktion je MW = 4,1 GWh/Jahr


Vergleicht man bei den Beispielen die Stromproduktion je MW sieht es doppel so gut aus für solartermischen Kraftwerke, trotz ähnlicher Kosten je MW. Die Systempreise für PV Solar müssen also noch über 50% fallen, um auch im Kraftwerksbereich (beim Ertrag) vergleichbar zu sein mit solarthermischen Kraftwerken.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.394.673 von bossi1 am 17.01.09 10:30:59

Mein Vergleich bei den Ibereólica Kraftwerken mit PV Solar hinkt ein wenig bei der Leistung, denn man heizt im Winter bei den solarthermischen Kraftwerken noch etwas mit Gas nach, um auf die "volle Grundlastfähigkeit" zu kommen.


Die Ibereolica-50MW-Kraftwerke sind trotz ähnlicher Technik im Gegensatz zu den Andasol-Kraftwerken auf 'wirkliche' 24h-Grundlast konzipiert. Ibereolica Solar geht davon aus, dass Salz und HTF im Winter nur mit zusätzlichen Gasbrennern (3x16,6MW) auf Temperatur zu halten sind. In Olivenza ist Erdgas geplant, in Valdetorres ein 30MW-Biomassekraftwerk.

Die exakte Projektbeschreibung für Olivenza I gibt es hier ab S.14:
http://doe.juntaex.es/pdfs/doe/2008/2510O/08063858.pdf

[bossi1]

Solarthermische Kraftwerke

Übersicht Stand 23/6/2008

pdf, 19 Seiten
http://www.agecam.es/_Agecam/files/Cursos%20Verano%20UCLM/7_…


Seite 12
Standortvergleich Spanien / USA

_________________________Andasol l___ gegen___Nevada Solar One (Acciona)

Solareinstrahlung Jahr:___ 2.200 kWh/qm______2.600 kWh/qm
Solarfeld: ________________510.120 qm_________357.200 qm
Speichertechnik: _________7,5 Std. (voll)________nicht vorhanden
Power Netto:_____________50 MWe______________64 MWe
Erwartete Jahresleistung:__181 GWh____________130 GWh
Leistung je MW Jahr_______3,62 GWh___________2,03 GWh
Bauzeit:___________________24 Monate__________17 Monate


Kapitalkosten MW:_________5,2 Mio.€ __________2,8 Mio
Ratio $/kWh Jahr___________2,15_______________2,05
Verkaufspreis kWh_________0,27€ (36c$)________20 c$

€/$ 1,33

- In den USA günstigere Baukosten
- In Spanien durch RD (EEG) fast doppet so hohe Einspeise Tarife.

[bossi1]

... die Spiegel sind dabei rund um den Turm angeordnet.


171 MILLION EUROS SECURED TO FUND GEMASOLAR

THE WORLD’S FIRST SOLAR POWER PLANT WITH CENTRAL TOWER AND SALT RECEIVER TECHNOLOGY COMMENCES CONSTRUCTION IN SPAIN


Madrid, 19 January 2009 - Torresol Energy, the strategic alliance between Spanish engineering group SENER and Masdar, Abu Dhabi’s multi faceted renewable energy initiative, has today announced a 171 million euro financing deal which will allow construction to commence on Gemasolar.

Masdar is driven by the Abu Dhabi Future Energy Company (ADFEC), a wholly owned company of the government of Abu Dhabi through the Mubadala Development Company.

Gemasolar is the world’s first utility grade solar power plant with central tower and salt receiver technology and will provide clean and safe energy as well as create more than 1,500 jobs in Spain. The plant is located in Fuentes de Andalucía, in Seville.

The funding which has been secured through the open market with Banco Popular, Banesto and the Instituto de Crédito Oficial acting as mandated lead arrangers, highlights the attractive proposition that the strategic alliance offers in this challenging financial market.

The plant will be operational in 2011 and will produce 17MWe of renewable energy reducing C02 emissions by more than 50,000 tonnes a year.

“The construction of Gemasolar represents a gigantic step forwards in Torresol’s technological development and positions us as world leaders in central tower solar thermal projects”, said Enrique Sendagorta, Torresol Energy’s Chairman.” This strategic alliance brings the best of Abu Dhabi and Spain together to help drive forward the large scale deployment of renewable energy projects. The response of the financial markets is further proof that the industry will continue to advance. “

The project is the first of its kind in the world due to the application of this technology in a commercial environment. The project will open the way for a new solar thermal electricity generation technology that is a better alternative to cylindrical – parabolic type commercial solar thermal power plants that are currently being built.

“Gemasolar is an important milestone for the CSP industry and its success is likely to revolutionize this industry“ said Dr. Sultan Al Jaber, Chief Executive Officer at Masdar. “Masdar is very excited at the prospect that this technology promises to deliver and look forward to building similar but larger capacity towers in Abu Dhabi and elsewhere using this technology.”

The EPC contract has been awarded to a consortium, including SENER and AMSA, a ACS Cobra subsidiary. In the consortium, SENER will be in charge of providing the technology, the detail design and commissioning of the plant. The technology includes the receiver, critical part in this type of plants, which is able to absorb 95% of the radiation from the sun’s spectrum and transmit this energy to the salt compound that circulates within the receiver, as well as the Sensol software for sizing and optimising the plant. The technology provided includes the innovative thermal molten salts storage system, which is capable of reaching temperatures over 500 degrees centigrade.

In terms of performance and operation, the technology inherent within the Gemasolar plant will treble electricity production in the rest of the thermoelectric solar power plants with the same power but under conventional technology basis. This is due to the fact that the majority of thermoelectric plants, that are being developed, do not have a thermal storage system, whilst Gemasolar has high temperature heat storage that extends the normal operating period of these plants.

Salts, made up by sodium and potassium nitrates, are kept molten using the solar energy collected from the heliostats, so that they store excess accumulated heat during sunshine hours, which makes it possible to continue to produce electricity even when there is not enough solar radiation.

Due to this advanced technology, Gemasolar’s autonomy will be 15 hours without sunlight. Furthermore, the high temperature at which solar energy in captured in the salt receiver allows to have more pressurised and hotter steam, which considerably increases the steam turbine’s performance.


About Torresol Energy, S.A.
Torresol Energy, a company set up in March 2008, with a 60% SENER stockholding and 40% Masdar stockholding (company for the development of renewable energies launched by the investment company belonging to the Abu Dhabi Emirate, MUBADALA Development Company). The new company was set up with the objective to become the world´s leader in the sector and with the aim of promoting the development and exploitation of an average of two large solar thermal energy plants around the world, particularly in the so-called “sunny belt': Southern Europe, Northern Africa, the Middle-East and Southwest USA. According to these forecasts, the production capability will be 320 MW at the end of 2010 and should reach 1,000 MW in 10 years. At the same time, each new Torresol Energy project will introduce and test new technologies with the aim of making Concentration Solar energy an economically competitive option and a real, viable, ecological and sustainable alternative to traditional power sources.
www.torresolenergy.com

About SENER Ingeniería y Sistemas, S.A.
SENER Ingeniería y Sistemas has been present for years in the renewable energy field. It started to work in the solar energy field in the 1980s and since then it has made considerable progress in solar energy technology. SENER has developed software, with the Sensol computer programme, which allows to size and optimise plants, to components, such as the heliostats, heliostat axis drive mechanisms, tower receivers, storage systems, direct steam generation systems and beam-down or plant control systems, as well as cylindrical-parabolic collectors. In the case of collectors, SENER has patented the SENERtrough design, with an appreciably lower steel weight and assembly time than other similar collectors. However, the big technological difference of SENER’s solar thermal plants lies in the innovative molten salts storage system, which doubles the energy exploitation level of a conventional thermosolar power station.

SENER’s capacity for anticipation in the Concentrating Solar Power field, as well as its ambitious technological development programme have always been directed at obtaining electricity from solar energy on a large scale, and the company is therefore the leader in cost efficient solar innovations. In this sense, SENER offers practical solutions that can be seen and tested, being Gemasolar the seventh solar project SENER has developed.

At the moment, SENER is taking part in four thermosolar projects under construction for several customers. They are two 50 MW plants with SENERtrough cylindrical-parabolic technology, Andasol 1, in operation, and Andasol 2, currently being built, in the province of Granada near Guadix, in a consortium with ACS-Cobra, and two plants, Extresol 1 and Extresol 2, that are being built in Extremadura. The company is also taking part in other projects, whose construction will be spread over 2008 and 2009, concerning similar plants to those mentioned above located in Andalusia, Extremadura and Castile-la Mancha.

SENER is an engineering, consultancy and systems integration company that has become an international benchmark engineering firm in the Aerospace, Civil and Architecture, Energy and Process and Marine Engineering sectors. It has a workforce of more than 2,000 employees and a turnover of over 350 million euros, with offices in Madrid, Barcelona, Bilbao, Valencia, Seville, Algiers, Buenos Aires, Lisbon, Mexico DF, Okayama (Japan), San Francisco and Warsaw. SENER Ingeniería y Sistemas forms part of SENER Grupo de Ingeniería, one of the largest Spanish engineering groups, with more than 4,500 employees and a turnover of over 753 million euros.
www.sener.es


About Masdar
The Masdar Initiative is Abu Dhabi’s multi-faceted, multibillion dollar investment in the development and commercialization of innovative technologies in renewable, alternative and sustainable energies as well as sustainable design. Masdar is driven by the Abu Dhabi Future Energy Company (ADFEC), a wholly owned company of the government of Abu Dhabi through the Mubadala Development Company. In January 2008, Abu Dhabi announced it will invest $15 billion in Masdar, the largest single government investment of its kind. For more information about the Masdar Initiative, please visit www.masdaruae.com.


For further information:

SENER Communication Department in Abu Dhabi
Oihana Casas. Tel [phone]

SENER Communication Department in Madrid
Rosana Madroñal. Tel [phone]
Pilar García. Tel [phone]

Torresol Homepage ...
http://www.torresolenergy.com/en/proyecto_gemasolar.html

Sener Homepage ...
http://www.sener.es/

+++++

Wednesday, March 19, 2008
Torresol: The New Kid on the CSP Block

Credit to the Green Wombat for first covering this company, and for the graphic below.

Torresol Energy, a 60-40 joint venture between Masdar, Abu Dhabi's $15 billion renewable energy initiative, and Sener, a Spanish engineering company, aims to build a series of utility-scale power plants using concentrated solar power (CSP) technologies, starting with projects in Spain and Abu Dhabi.

Torresol aims to build two solar plants a year in order to reach 320 MW in total capacity by 2010, and 1,000 MW by 2018. Their target geographic areas consist of Southern Europe (especially Spain), Northern Africa, the Middle East and eventually, southeastern USA, constituting a de facto "global sunbelt". I for one would be thrilled if the likes of China and other Asian markets are eventually included.



I'd like to take a closer look at Torresol’s technologies:

The prototypical Torresol solar plant structure consists of multiple rows of heliostats circling a central receiving tower filled with molten salt. The heliostats consist of parabolic troughs that pivot around an axis to track the changing position of the sun through the day. The heliostats concentrate and reflect the sunlight onto the central receiving tower filled with molten salt, which acts as an energy storage conduit. Though the technology was conceived in the 1970s, the company claims to be the first company in the world to apply this molten salt energy storage technology in a commercial plant.

According to the Sandia National Laboratory National Solar Thermal Test Facility, the molten salt, also known as saltpeter, is a mixture of 60% sodium nitrate and 40% potassium-nitrate. Sodium has a high heat capacity and hence, saltpeter serves as an effective medium to store the solar power in the form of heat. Heated saltpeter is channeled into insulated storage tanks where they can be released into a conventional steam-generating system to boil water to generate steam to cycle through turbines to produce electricity.

The upshot of thermal storage is that the ability of the solar plant is no longer subject to the intermittency of solar irradiation—surplus solar energy collected on the sunny days can be stored in the molten salt for discharge on cloudy days or at night. According to Torresol’s website, molten salt storage allows for 15 hours of independent electricity generation without sun irradiation, resulting in electricity production during 6,500 hours a year, 2.5 to 3 times more than other renewable energies such as wind or photovoltaic energy.

http://images.google.de/imgres?imgurl=http://greenwombat.fil…

[bossi1]

Das solarthermische Kraftwerk von Iberdrola Renovables in Puertollano (Castilla-La Mancha) ist am 15/1/2009 in Betrieb gegangen. Am 19/3/2007 war Baubeginn.

Daten dazu:

- Leistung über 50 MWe
- 135 ha bebaute Fläche
- Solarfläche 287.760 qm
- 88 Felder von je 4 Kollekoren á 150 m
- 118.272 Parabolspiegel (352 Rinnen)
- 12.672 Receiver (ca. 50 km)
- Stromleistung pro Jahr = 114,2 GWh
- versorgt ca. 20.000 Haushalte
- Kosten ??


Miércoles 16. de Enero de 2009

La planta termosolar Ibersol ha sido declarada de utilidad pública

Ayer se hacía pública, a través del Diario Oficial de Castilla-La Mancha, la resolución la Resolución de la Dirección General de Industria, Energía y Minas, sobre la declaración en concreto de utilidad pública de la planta termosolar Ibersol Ciudad Real en Puertollano. y de sus instalaciones auxiliares,
Esta declaración fue solicitada el 27 de Diciembre de 2007 por Iberdrola Energía Solar de Puertollano S.A., y se expuso para información pública en marzo del año pasado.
Se presentaron una serie de alegaciones, que no desvirtuaron el objetivo de implantación de una planta de producción de energía eléctrica de origen renovable. El proyecto y la autorización administrativa para esta instalación eléctrica están aprobados desde febrero de 2007. Las obras se iniciaron el 19 de marzo de ese año.

Características
Esta planta, tiene como finalidad la producción de energía eléctrica a partir de colectores solares que concentran la radiación solar, produciendo energía térmica, la cual se transforma en energía eléctrica a través de un grupo turbina de vapor-generador eléctrico.
Comprende 135 hectáreas que albergarán más de 4.000 módulos, lo que supone una producción anual estimada de 50 megawatios. El campo solar de la instalación consta de 88 lazos, formado cada uno por cuatro colectores cilindro parabólicos de aproximadamente 150 metros de largo. El campo solar presenta un área de captación solar de 287.760 metros cuadrados. En total, la planta incorpora 118.272 facetas de espejos parabólicos y 12.672 tubos absorbedores (equivalentes a unos 50 kilómetros de tubo). La disposición de los colectores en planta permite minimizar las pérdidas de radiación por sombras proyectadas.
La producción prevista de la instalación ascenderá a 114,2 GWh por año, lo que equivale al consumo medio de 20.000 hogares, y a dejar de emitir a la atmósfera 35.000 toneladas de CO2 cada año.

http://www.lanzadigital.com/diariolanza/pb/periodico/periodi…


Hier ein Bild aus der Bauzeit in 2007 ...

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.367.991 von bossi1 am 13.01.09 23:29:11

Spanish Solar Growth Is Good and Bad News for PV Industry


Spain's photovoltaics market grew by >2.66 GW of new installed power in 2008, helping to boost the global PV market by ~5.6 GW. With a cap this year of 500 MW, the Spanish market will decrease by at least 80%. That is bad news for the global PV industry, but good news for consumers as prices come down.

Edwin Koot, CEO, SolarPlaza -- Semiconductor International, 1/21/2009 9:22:00 AM

The Spanish photovoltaics market grew by >2.66 GW of new installed power in 2008. As a result, the global PV market has grown by ~5.6 GW. This 100% increase over 2007 explains part of the scarcity and high module prices in 2008. But, with a cap of 500 MW in 2009, it also means that the Spanish market will decrease in size by at least 80% (>2.1 GW) this year.

That is bad news for the global PV industry as it faces an oversupply situation and bad economic times, but it’s good news for the customer as prices along the supply chain have decreased by at least 20-40%. Solar modules are now cheaper than ever before. Record growth could be even higher.

The figures for the Spanish PV market were published by the Spanish magazine Energias Renovables, which quoted sources from CNE (Comisión Nacional de la Energía). CNE pays out to the energy utilities that in turn give the feed-in tariff to customers with a PV installation. The >300% increase compared to 2007 could be even higher. CNE estimates that the 2008 market could well be above 3.5 GW. This would mean that the Spanish market in 2008 alone was bigger than the global market figure for 2007. Even the figure of 2.66 GW is astonishing, and comes as a surprise to most people in the solar energy business. It not only made Spain the world’s biggest PV market in 2008, but clearly demonstrates that the new regulation will have a major impact on the global PV market. Although other PV markets in the world will continue to grow, the impact is such that the global PV market in 2009 is likely to decrease by ~10% from 2008, according to calculations by SolarPlaza.


Although Spain's PV market grew by >2.66 GW of new installed power in 2008, new laws will cap that growth at 500 MW this year.

Lessons from Spain

In 2007 and during the first half of 2008, all the signs for PV were positive. There was a very attractive feed-in tariff in Spain, credit lines were easy to get, oil prices were rising, and economies were growing rapidly. Now, the industry faces a strong headwind with oil prices very low, economies in recession, finance hard to obtain, and the world’s largest market regulated by a cap with a 30% lower feed-in tariff.

The consequences will be felt throughout the entire industry. Several major international companies recently announced staff cutbacks. Since many Spanish companies were focused on the domestic market, jobs, and a part of the solar energy business infrastructure, will be lost. What happened in Spain clearly shows that the global PV market is still strongly dependent on government support programs and decisions by politicians. What is needed for continuous market development is not the highest feed-in tariff, but a stable and long-term policy and program. What works is a feed-in tariff that is decreased by clear steps over time. It provides the industry with targets for cost reduction, working toward a situation where incentives are no longer needed. It is no coincidence that Germany — not the country with the best solar resources — is the world’s leading PV market.

Germans set to take the lead again

The German government decreased the feed-in tariff by almost 10% at the start of 2009. Nevertheless, this market is likely to continue to grow steadily. Module prices in the world markets have fallen by >20% over recent months. Germany will therefore resume the lead from Spain to again be the world’s largest PV market in 2009. The stable solar policy pays off.

Strong long-term outlook for USA

Many people expect that President Barack Obama’s renewable energy plans will lead to a further push for solar energy in the United States. The eight-year guaranteed Tax Credit regulation, approved under President Bush, offers an excellent starting point for stable growth. Experts predicted a market growth of ~50% before Obama was elected. Much will now depend on recovery of the economy and details of Obama’s plans. But even if the Californian and whole U.S. market were to grow by 100% in 2009, the U.S. market would be comparable to that of Spain (~500 MWp).

The longer-term prospects are even better. Several energy utilities in the United States have discovered PV as a serious and viable option for power supply. Many large-scale PV projects, like the 800 MWp project by PG&E in California, are being prepared and developed. The push for renewable and solar, and an economic recovery, could make the United States one of the major PV markets from 2010 onwards.

What will happen in China?

The Chinese PV industry grew explosively in 2008 with soaring demand from Spain and Germany in particular. Declining global demand, which started at the end of 2008, means the Chinese PV industry will face hard times in 2009. Sources indicate that many of the hundreds of PV module manufacturers have already gone out of business. Will the Chinese government support its industry with incentives for development of the domestic market in 2009? Rumors indicate that the government is working on this. Reliable figures are hard to obtain, but experts estimate that the market size was <50 MW in 2008. If a feed-in tariff were introduced in 2009, it would be unlikely to have a major impact on demand for 2009.

Italy is the place to be

The most attractive feed-in tariffs can now be found in Italy. The market is growing rapidly as investors have discovered the opportunities, certainly with currently decreasing module prices. In terms of size, Italy will still be smaller than Spain in 2009, but with many projects under development, Italy could become the second largest market in the world in 2010.

Global market consequences

What are the consequences of this all for the global PV market? The promising growth in other markets will not be able to compensate for the 2.1 GWp loss in Spain in 2009. Promising markets are France, Czech Republic, Belgium, Korea, Greece and India. All were still below 50 MW in size in 2008. As in Spain, even under the most attractive circumstances, it takes at least three years to achieve a market size in the hundreds of megawatts. As a result, and based on its global market demand model, SolarPlaza expects the global PV market to decline instead of grow in 2009.


The global PV market is expected to decline in 2009, but still looks promising in the long term.

Long-term perspective still very good

The long-term perspectives for the global solar energy market remain great, however. Module prices are declining and industry members expect prices to fall further during 2009. It will bring solar energy closer to the stage where government support is no longer needed.

And, above all, the long-term market drivers that push solar energy will remain in place:

Oil prices are expected to increase when economic recovery returns due to supply limitation.
An increasing number of countries have started CO2 reduction plans, including renewable energy support programs.
Continuously growing electric power demand is being pushed by economic growth in Western countries and Asian rising stars such as India and China.
Continuously decreasing cost of solar modules makes solar energy attractive as a reliable energy source in a growing number of market segments.
Growing interest for electrified transportation (automotive industry opting for electric cars) will stimulate decentralized electricity production.
The big question for the near term is which of the solar PV manufacturers will be able to survive the global decrease in demand and economic crisis in 2009, and maybe 2010. Those who can will have a bright future and infinite market potential ahead. When the cost of solar energy for customers reaches the cost of energy from the grid, the market potential for a reliable, predictable and 25-year fixed-cost energy source will be infinite. This “grid parity” will be reached in the next three to five years in major markets in the world.

The future for solar energy is still very bright. But, as in Spain, while it’s very sunny most of the time, it still sometimes rains. The current market and industry dynamics and solar future perspectives will be the topic of an international CEO and expert conference called “The Solar Future — Count Down to Grid Parity” in Munich, Germany, on May 26.

http://www.semiconductor.net/article/CA6631126.html

[bossi1]

Kosten & Rentabilität
bei solartermischen Kraftwerken

Eine ppt Präsentation vom 13/1/2008 für die CNE (Nationale Energie Kommission) von D. Félix M. Téllez, Responsable de Tecnologías de Alta Concentración Solar del CIEMAT-PSA: Solar Termoeléctrica.


ppt 32 Seiten, (Spanisch) mit vielen Grafiken und Daten zum spanischem Markt

http://www.cne.es/cne/doc/energiasrenovables2007/SESION%20E/…

[bossi1]

Solar Millennium erwirbt Anteil am Projekt Ibersol

23. Januar 2009, 07:45

Die Solar Millennium AG hat 50 Prozent der Anteile an der spanischen Projektgesellschaft Ibersol Electricidad Solar Ibérica S.L. von NEO Energía, einem Tochterunternehmen der Energías de Portugal S.A. (EDP) erworben. Solar Millennium beabsichtigt, Mitte 2009 mit der Realisierung des geplanten 50 MW Parabolrinnen-Kraftwerks zu beginnen und befindet sich bereits in Verhandlungen mit Großinvestoren über deren Projektbeteiligung. Die Technologie für das Solarkraftwerk Ibersol soll von der Solar Millennium Tochter Flagsol GmbH geliefert werden. Weiterhin ist geplant, dass auch der Kraftwerksbau innerhalb der Solar Millennium Gruppe verantwortet wird. Diese Aufgabe soll die MAN Solar Millennium GmbH, ein Gemeinschaftsunternehmen mit MAN Ferrostaal, übernehmen. Nach dem Transfer besitzt Solar Millennium nun 100 Prozent der Anteile an der Projektgesellschaft. Zur Sicherstellung der Kraftwerksfinanzierung soll der überwiegende Anteil an der Projektgesellschaft Ibersol Electricidad Solar Ibérica S.L. an Großinvestoren weiterveräußert werden. Beim Projekt Ibersol handelt es sich um das vierte Parabolrinnen-Kraftwerk, das Solar Millennium in Spanien entwickelt. Anders als die Vorgängerprojekte Andasol 1 bis 3 am Fuße der andalusischen Sierra Nevada wird das Kraftwerk Ibersol in der spanischen Region Extremadura entstehen.

http://www.aktienmarkt.net/?fn=1&template=fn&ide=dw2009-01-2…

[bossi1]

Bundestag: Bau von Solarkraftwerken in der Sahara als Energie-Alternative denkbar


Solarthermisches Parabolrinnenkraftwerk.

Angesichts der Lieferausfälle bei Erdgas aus Russland werde für Fraktionen und Bundesregierung die Nutzung der Sonnenenergie interessanter, so der Ausschuss für Wirtschaft und Technologie in einer Pressemitteilung. Die Bundesregierung halte den Bau von Solarkraftwerken in der Wüste Sahara langfristig für eine Alternative zur verstärkten Nutzung des Erdgases. Das Risiko von Lieferausfällen werde verringert, und auch ökologisch sei die Maßnahme sinnvoll, so die Regierung am Mittwoch im Wirtschaftsausschuss. SPD-Fraktion und Linksfraktion hatten auf Überlegungen hingewiesen, in der Wüste Sahara in Nordafrika Solarkraftwerke zu bauen. Dies könne der Industrie große Aufträge bringen, so die Linksfraktion. Auch die Fraktion von Bündnis 90/Die Grünen fragte nach Alternativen in der Energieversorgung. Die Unionsfraktion bezeichnete Solarkraftwerke in der Sahara als "interessante Variante", erklärte aber zugleich, sie wolle am bisherigen Energiemix für die Versorgung in Deutschland festhalten. Nach Angaben der Regierung gibt es Überlegungen in Deutschland, Frankreich und Ägypten, in der Sahara in größerem Umfang Solarkraftwerke zu bauen und den Strom nach Europa zu liefern.

Weitere Information zu Solarkraftwerken in den Wüsten: Solarserver-Report 2/2007

23.01.2009 Quelle: Deutscher Bundestag (hib/HLE)

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.431.714 von bossi1 am 22.01.09 23:33:25

In der ppt Präsentation wurden die voraussichtlichen Kosten zum solarthermischen Kraftwerk von Iberdrola Renovables in Puertollano (Castilla-La Mancha) auf Seite 27 mit 184 Mio. angegeben.

- Leistung über 50 MWe
- 135 ha bebaute Fläche
- Solarfeld = 287.760 qm
- 88 Felder von je 4 Kollekoren á 150 m
- 118.272 Parabolspiegel (352 Rinnensysteme)
- 12.672 Receiver (ca. 50 km)
- Stromleistung pro Jahr = 114,2 GWh
- Baukosten 184 Mio.€
- Baukosten je MWe = 3,68 Mio.
- Leistung je MW = 2,28 GWh/Jahr

++++++

Standortvergleich Spanien / USA

_________________________Andasol l___ gegen___Nevada Solar One (Acciona)

Solareinstrahlung Jahr:___ 2.200 kWh/qm______2.600 kWh/qm
Solarfeld: ________________510.120 qm_________357.200 qm
Speichertechnik: _________7,5 Std. (voll)________nicht vorhanden
Power Netto:_____________50 MWe______________64 MWe
Jahresleistung:___________181 GWh____________130 GWh
Baukosten MW:__________5,2 Mio.€ __________2,8 Mio
Leistung je MW Jahr______3,62 GWh___________2,03 GWh

[bossi1]

Verschuldungsgrad im Vergleich:

- Abengoa = 6,42
- Acciona = 4,02
- Solar Millennium = 1,17
- ACS = 1,00
- Solarworld = 0,88
- Gamesa = 0,47
- Solaria = 0,31
- Iberdrola Renovables = 0,09

http://moneycentral.msn.com/investor/invsub/results/hilite.a…

[bossi1]

Solarthermische Kraftwerke

Aktuelle Perspektiven und Aussichten in Spanien
ppt 36 Seiten, 11/12/2007

Felix M. Téllez
PSA /CIEMAT

http://www.cne.es/cne/doc/energiasrenovables2007/SESION%20B/…

[bossi1]

Solarthermisches Versuchskraftwerk Jülich STJ
Elektrische Energie aus der gebündelten Kraft der Sonne


Webcam zum Bau ...
javascript:openpopup_2f5d('http://www.stadtwerke-juelich.de…

Motivation

Zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen, heißt auch heute schon an morgen und übermorgen zu denken. Mit den Erkenntnissen zu schwindenden Brennstoff-Ressourcen und globalem Klimawandel sind die Verpflichtungen und Herausforderungen zur Sicherung der Energieversorgung künftiger Generationen klar hervorgetreten.
Solarthermische Kraftwerke werden in den kommenden Jahrzehnten - so der zwischenzeitliche Konsens von Politik, Wirtschaft und Forschung - weltweit einen nennenswerten Beitrag dabei leisten. Der deutsche Anlagen- und Maschinenbau wirkt als Innovationsmotor auf diesem neuen stark expandierenden Markt.


Gemeinsam mit dem erfahrenen Industriepartner KAM (Kraftanlagen München) und den namhaften Forschungseinrichtungen DLR (Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt) und SIJ (Solar-Institut Jülich der FH Aachen) stellen sich die Stadtwerke Jülich der Aufgabe, in dieser zukunftsweisenden Technologie zugunsten einer nachhaltigen Energieversorgung an der nötigen Pionierarbeit mitzuwirken. Große Teile der finanziellen Aufwendungen werden über Zuschüsse der Länder NRW und Bayern sowie des Bundes abgedeckt.

Ziele

Die entscheidenden zum Einsatz kommenden Komponenten wurden bereits in Almeria in Südspanien erfolgreich erprobt. Im Rahmen des Projekts wird jetzt der mehrjährige Test des Gesamtsystems und damit der konsequente Schritt von der Entwicklung zur Vermarktung angestrebt.
Wirtschaftliches Gesamtziel ist es, der lokalen, der nordrhein-westfälischen und der deutschen Forschung und Industrie eine solide Basis für eine kontinuierliche Weiterentwicklung zu schaffen und die derzeitige Marktführerschaft zu sichern.

Technisches Prinzip

Sobald die Sonne scheint, richten sich der Sonne nachgeführte Spiegel, so genannte Heliostate, so aus, dass das Sonnenlicht auf den Turm reflektiert wird. Herzstück des Solarturmkraftwerks ist der Receiver.

Umgebungsluft von außen und erkaltete Luft aus dem Luftkreislauf wird angesaugt und bis auf 700 °C aufgeheizt. Die heiße Luft wird dann zur Erzeugung von Wasserdampf und zum Antrieb einer Turbine genutzt.

Im letzten Schritt wandelt ein Generator die Rotationsenergie der Turbine in elektrischen Strom um, der auf der Mittelspannungsebene in das öffentliche Netz eingespeist wird.


Das seit April 2000 geltende Erneuerbare-Energie-Gesetz (EEG) sichert dabei eine erhöhte Einspeisevergütung zu.

Zeitplan

Im Juni 2007 wurde die Baugenehmigung erteilt und im Anschluss die benötigte Infrastruktur auf dem Grundstück erstellt. Im Februar 2008 wurde mit dem Rohbau des Turms begonnen. Die Fertigstellung der Anlage und erste Inbetriebnahme sind für Ende 2008 geplant.

Ausblick

Projektbegleitend wird untersucht, wie eine solche Anlage in einer nächsten Stufe zu einem Hybridkraftwerk ausgebaut werden kann, dessen Gasturbine mit Biogas betrieben wird. Langfristig soll sogar die direkte solare Erzeugung von Wasserstoff ermöglicht werden. Diese Technologie hat somit ihr immenses Potential für Forschung und Industrie noch lange nicht ausgeschöpft.



Das Projekt "Solarturmkraftwerk" bietet eine einmalige Chance, sowohl für das Land NRW, die Region, und insbesondere für die Stadt Jülich, die auf diese Weise ihre touristische Attraktivität nachhaltig steigert, mittelfristig Arbeitsplätze schaffen und die Stadtwerke Jülich bundesweit in ihrer technologischen Vorreiterrolle bekannt machen wird.

http://www.stadtwerke-juelich.de/swj-t/html/solarkraftwerk.h…

[bossi1]

Die Finanzkrise friert das große US-Solarprojekt ein ...
Die Finanzkrise macht auch ABG Solar beim 280 MW solarthermischen Kraftwerksprojekt (Solana) in Arizona zu schaffen. ABG Vorstand Fred Morse sprach von einem "ausgetrocknetem Kreditmarkt". Von den geplanten Kosten von 4 Mrd. USD bei ABG bis 2010 sind bis jetzt nur 80% finanziert, jedoch ohne das US-Projekt. Vor kurzem wurden noch 2 Parabolrinnenprojekte a 50 MW in Écija (Spanien) mit 500 Mio. € unter "erschwerten Bedingungen" finanziert. ABG war im Juni 2008 mit 2.682 Mio.€ verschuldet.

... die Bioethanol Sparte hat bei ABG 40% zur hohen Verschuldung beigetragen und wird ABG auch weiter belasten. Deswegen steht auch Telvent zum Verkauf.


La sequía de crédito congela la gran central solar de Abengoa en EEUU
El grupo andaluz sufre la imposibilidad actual de lograr fondos para respaldar una inversión de al menos 770 millones · En Sevilla sí ha conseguido encarrilar la financiación de dos nuevas plantas


CARLOS PIZÁ / SEVILLA | ACTUALIZADO 26.01.2009 - 08:14

Imagen del complejo termosolar que Abengoa construye en Sanlúcar la Mayor (Sevilla).

El estado de schock en que se encuentra el mercado de crédito internacional, y en especial en Estados Unidos, afecta a nobles y plebeyos. Y Abengoa, primer grupo empresarial andaluz, no es una excepción. La compañía opera en un sector, el de las energías renovables, que en términos técnicos se define como intensivo en capital; es decir, que precisa de fortísimas inversiones ante el alto coste de los proyectos. Directivos de la filial Abengoa Solar en EEUU han reconocido en las últimas semanas que es imposible en las actuales circunstancias lograr préstamos para respaldar el gasto de al menos 770 millones de euros (1.000 millones de dólares) en el que sería el tercer mayor complejo de energía termosolar del mundo, con una potencia de 280 megavatios.

El proyecto Solana, que la firma que preside Felipe Benjumea se adjudicó hace casi un año, se ubicará 130 kilómetros al sur de Phoenix, la capital de Arizona. En estos doce meses ha sufrido, primero, la incertidumbre sobre la renovación de los incentivos fiscales a la inversión en este tipo de proyectos por parte del Gobierno estadounidense. La prórroga de esos incentivos por 8 años se aprobó el pasado octubre, dentro del primer plan de rescate del sistema financiero del país.

Pero, desde entonces, la financiación se resiste. Santiago Seage, presidente de Abengoa Solar, aseguró hace unas semanas, tras obtener Solana uno de los permisos medioambientales, que la empresa se da de plazo el primer semestre del año para lograr el resto de trámites y para poder cerrar la financiación. Por su parte, Fred Morse, consejero de la firma en EE UU, reconoce que el mercado de crédito "está seco" hoy día.

Junto a todo ello, la empresa también está renegociando la tarifa a la que la eléctrica de Arizona APS se comprometió hace un año a pagarle la electricidad que produzca durante 30 años. El pacto pasa por que APS abone unos 4.000 millones de dólares a Abengoa en esas tres décadas. Pese a estas dificultades, portavoces de APS confían en que Abengoa pueda poner en marcha la planta en 2011, como está previsto.

El endurecimiento de las condiciones en la concesión de créditos también se ha notado en España. José Luis Expósito, director de AG Ingeniería, la filial de Abengoa que diseña los proyectos termosolares, desveló la semana pasada en una jornada organizada por este diario que las dos plantas proyectadas en Écija (Sevilla) sí habían despejado su respaldo financiero. Suman 100 Mw y absorben 500 millones de inversión.

"Los trámites para lograr préstamos se han ralentizado sensiblemente, se ha sufrido para cerrar los préstamos. Los bancos aquilatan y afinan mucho más actualmente la evaluación de los riesgos y en el reparto del préstamo están presentes más entidades que antes". El directivo no precisó ni el monto ni los bancos que respaldarán el crédito, que podría rondar los 400 millones.

Hasta ahora, la empresa ha logrado financiar el 80% de los 4.000 millones que invertirá hasta final de 2010, entre los que no se incluye la planta de EE UU. La deuda neta del grupo era de 2.682 millones a junio pasado.

En medio de esta situación que afecta al conjunto del sector, la semana pasada la empresa Torresol, controlada por la ingeniería vasca Sener y la firma pública Masdar de Abu Dhabi, sí logró un crédito de 171 millones de Banco Popular, Banesto y el ICO para construir una pionera planta termosolar en Sevilla.

http://www.diariodecadiz.es/article/economia/334475/la/sequi…

[bossi1]

Isofoton verhandelt Produktionskürzungen ...
Am Mittwoch wird bei Isofoton über die geplante Aussetzung der PV Produktion (Wafer, Zelle und Modul) entschieden. 95% der 715 Mitarbeiter sind für eine voraussichtliche Dauer von ca. 90 Tagen in 2009 betroffen, um die Produktion an die reale Nachfrage anzupassen. Grund ist der jetzt brach liegende span. PV-Markt durch die neue Regulierung (keine neuen Lizenzen bis Ende März) und Finanzierungsprobleme in der Finanzkrise in ihrem Heimatmarkt, sowie in Deutschland, Italien und den USA.

Isofoton: Es gibt schon Kundeninteresse, aber ohne das erforderliche Bargeld dabei bleibt die Ware bei uns im Lager. Eine Besserung wird ggf. im 2tem Halbjahr 2009 für den nationalen und internationalen Markt erwartet. Man hofft dabei auf Impulse von Obama im US-Markt. Die Produktionskosten wurden schon im Herbst 2008 deutlich (28%) reduziert, um in den Zielmärkten wettbewerbsfähig zu sein.


Isofotón negocia una regulación temporal de empleo que afecta al 95% de su plantilla

27 de enero 2009



La compañía y el Comité de Empresa se reúnen mañana miércoles para negociar la aplicación de en Expediente de Regulación Temporal de Empleo que podrá afectar a 715 empleos, el 95% de la plantilla de Isofotón por un período de 90 días durante 2009.

La compañía ha explicado a Energías Renovables que “ha tomado esta decisión ante la situación de paralización temporal del mercado fotovoltaico por el cambio regulatorio en España y por las restricciones de crédito a la financiación de proyectos fotovoltaicos, causadas por la actual crisis financiera internacional”. Los planes de la compañía suponen suspender temporalmente la producción aproximadamente durante cuatro semanas y repartir los días restantes (se pretende un expediente de 90 días) a lo largo del 2009 para poder ir adaptando la producción a la demanda.

Fuentes de la empresa han asegurado que la dificultad de acceso a la financiación de los clientes de Isofotón para los proyectos fotovoltaicos en España y en los principales mercados internacionales (EEUU, Alemania e Italia), y las expectativas de que esta situación pueda perdurar en el primer cuatrimestre de 2009 hacen necesario plantear la suspensión temporal de los contratos para adecuar la producción a la demanda actual y evitar un fuerte crecimiento de stock no financiable. Con esta medida Isofotón tiene previsto reducir su stock, su necesidad de compras y fortalecer su posición financiera, consolidando el futuro de la compañía a medio y largo plazo.

El presidente del Comité de Empresa, Juan Antonio Avilés, ha asegurado que el ritmo de trabajo sigue siendo el habitual pero que la empresa ha explicado a los trabajadores que los compradores llegan “sin dinero en efectivo” y la producción se queda en el almacén. Avilés ha lamentado la incertidumbre que están sufriendo los empleados que “no se explican cómo se ha llegado hasta aquí”.

Isofotón considera que la actual situación del mercado fotovoltaico, tanto a nivel nacional como internacional, es coyuntural y financiera, y espera que en el segundo semestre de 2009 el sector recupere su actividad en los principales mercados internacionales. Hay que destacar, dicen desde la empresa “que en España, una vez que el nuevo Real Decreto empiece a funcionar a pleno rendimiento, se contempla una capacidad de 500 MW de nueva potencia instalada para este año”. A nivel internacional se confía en la bondad de objetivos como el de la Unión Europea de aumentar hasta un 20% la aportación de las renovables y el compromiso del presidente de Estados Unidos, Barack Obama, de impulsar las energías limpias, incluida la solar, como parte importante de su plan de recuperación económica.

Durante el segundo semestre de 2008, informa Isofotón se logró reducir los costes estructurales de un 28% para aumentar la competitividad de la compañía tras la reducción de la prima aprobada en septiembre del pasado año. Estas acciones garantizan la posición competitiva de Isofotón cuando se produzca la recuperación del mercado.

Más información:
www.isofoton.es

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

Solarparks werden überprüft ...

Das Industrieministerium hat gestern der CNE eine Änderung zur bestehenden neuen Einspeiseverordnung in Spanien zugestellt. Jeder Solarpark muß jetzt akreditiert werden, ob bei der bereits eingetragene Gesamtleistung die erforderliche Modulzahl, die Technik und die Bedingungen zum Anschluß & Registrierung vor dem Fristablauf am 29. Sept. 2008 rechtmäßig erfüllt wurden. Wenn nicht kann das Ministerium die bereits erfolgte Registrierung für den "kompetten" Solarpark rückgängig machen.

Die vielen Unregelmäßigkeiten bei Solarpark Kontrollen haben das Ministerium bewogen, verstärkt gegen Subentionsbetrug vorzugehen. In einer ersten Überprüfung waren von 30 Solarparks nur 13 ohne Beanstandungen für den Anspruch nach den alten Tarifen. Es werden jetzt 1.447 Solarparks mit 4.189 Installationen nachzertifiziert, was 13,3% der bisher installierten Gesamtleistung in Spanien ausmacht.

... Sebastian hat den Schock über die 2008 verbauten 3.753 MW, von denen 2.661 MW registriert wurden, noch immer nicht verdaut und sucht jetzt mit der Lupe nach Unregelmäßigkeiten. Vor der amtlichen Nachzertifizierung werden die Solarparks jetzt nicht ohne weiteres an Investoren zu verkaufen sein.


Las fotovoltaicas tendrán que acreditar que tienen las placas para cobrar primas.

Fecha: 29-01-2009

Industria remitió ayer a la CNE un borrador de real decreto en el que exige que las plantas solares fotovoltaicas acrediten que tienen las placas necesarias para su producción de electricidad.
Si no hay placas, no hay primas. El Ministerio de Industria exigirá a los titulares de instalaciones de energía solar fotovoltaica que acrediten que tienen en propiedad los equipos técnicos comprometidos y necesarios para la producción de energía eléctrica de cada planta.
El nuevo real decreto que regirá la liquidación de las primas para las plantas solares fotovoltaicas obliga a certificar esta propiedad si se quiere cobrar la retribución. Si no, el ministerio puede cancelar la inscripción de esta planta en el registro del Régimen Especial, y con él, la prima. Los controles de Industria vienen motivados "por el elevado número de supuestos fraudes detectados" entre las plantas solares fotovoltaicas. El borrador remitido por Industria ayer a la CNE estima que las medidas serán "de aplicación a todas las instalaciones fotovoltaicas", tanto las acogidas al anterior real decreto, que caducó el pasado 29 de septiembre, como a las inscritas bajo la nueva regulación. La CNE requerirá esta información a los titulares, que tendrán dos meses para acreditar la propiedad. Fuentes conocedoras del texto explicaron que "ya no es la CNE la que prueba el fraude sino el promotor demuestra que está en regla". Pese a que todas las plantas tendrán que demostrar su licitud, las primeras requeridas serán, con toda probabilidad, aquellas sobre las que pesa la sospecha de un posible fraude. El pago de las primas continuará realizándose mientras se comprueba que las instalaciones disponen de placas. En caso de que no se pruebe la propiedad, la CNE suspenderá el pago de la prima. A continuación, Industria iniciará un procedimiento que cancelará la inscripción definitiva en el registro, imprescindible para obtener la retribución. Mantiene el derecho de estos productores a vender electricidad en el mercado, como otro productor. Si se cancela esta inscripción para una instalación del nuevo régimen legal, posterior al 29 de septiembre, ésta pierde los derechos de prioridad que esta inscripción otorga para entrar en el cupo de potencia fijado para 2009. Eso sí, tal y como están fijadas las condiciones, una instalación que pierda su registro en la anterior regulación podría intentar volver a inscribirse cuando estén en regla. De hecho, aquellas que soliciten la renuncia a la inscripción definitiva podrán optar a la retribución inscribiéndose en el registro de nuevo. Desde la Asociación Empresarial Fotovoltaica (AEF) ratificaron "su apoyo" a las medidas que Industria tome contra el fraude. Sin embargo, su presidente, Juan Laso, estimó que "las medidas deben estudiarse con detenimiento para no perjudicar la generación de nuevos empleos. No entendemos que quienes hayan incumplido puedan presentarse a concursos planteados para instalaciones nuevas, porque de ese modo están recortando cupos establecidos para nuevos proyectos generadores de empleo. En cuanto el sector acaba de negociar con el Ministerio unos cupos de nueva producción ya de por sí muy ajustados, no tendría sentido que esa capacidad mermase aún más". La Asociación de la Industria Fotovoltaica (Asif) se mostró de acuerdo con los controles pero rechazó que los incumplidores puedan acogerse a las actuales primas con una nueva inscripción.
Los controles no están exentos de motivaciones. Industria solicitó a la CNE que investigase la licitud de ciertas plantas fotovoltaicas ante la sospecha de que no estuvieran inscritas correctamente.
En una primera investigación preliminar a 294 instalaciones, que correspondían a 30 huertos solares, la CNE determinó que sólo 13 tenían la documentación, la instalación en regla y habían vertido energía antes del 30 de septiembre, fin de la vigencia de la anterior norma. Los promotores fotovoltaicos se lanzaron a construir y terminar sus plantas antes de que caducase la anterior legislación porque la nueva norma otorgaba una prima un 35% menor. Muchas de las inscripciones no se hicieron, presuntamente, en regla. El pasado 11 de diciembre la CNE explicó que inspeccionará "a 4.189 instalaciones fotovoltaicas, agrupadas en 1.447 huertos solares, que representan el 13,3% de la potencia inscrita actualmente". Esas plantas representan el 8,54% de las registradas, según la CNE.

http://www.energiasrenovables.ciemat.es/index.php?pid=4000&i…

[bossi1]

Der Niedergang vom gedeckeltem PV-Markt in Spanien ...

Nach Isofoton schließt jetzt der Windkraftanlagen Hersteller Gamesa ihre einzige noch verbliebene PV-Modulproduktion (6 MW/Jahr) mit 45 Mitarbeitern in Sevilla. Das Werk wurde 2007 für 6,7 Mio. neu gebaut. Die Sparte Solarparkbau verkaufte man schon Anfang 2008 an einen Investor. Es gibt zum Werk in Sevilla keine klare Aussage über eine erneute Inbetriebnahme.


La caída del mercado fotovoltaico lleva a Gamesa a paralizar la fábrica de Sevilla
La fábrica de ensamblaje de paneles se reconvertirá y la firma recolocará a los 45 empleados

C. PIZÁ / SEVILLA | ACTUALIZADO 27.01.2009 - 08:20
La semana pasada fue Isofotón y esta semana es Gamesa la que anuncia problemas en sus instalaciones productivas, derivados de la paralización del mercado fotovoltaico español tras la nueva normativa que regula esta actividad desde octubre pasado. La compañía vasca confirmó ayer lo que los sindicatos ya denunciaron el viernes: que clausura la actividad de la planta de ensamblaje de paneles fotovoltaicos que posee en Aznalcóllar (Sevilla), en la que trabajan 45 empleados y venían ensamblándose anualmente unos seis megavatios de paneles.

Javier Treviño, director de Recursos Humanos de Gamesa, aseguró ayer que la actividad de la planta de Aznalcóllar es "poco viable" actualmente y que la empresa "está trabajando para garantizar y mantener los empleos de la totalidad de los trabajadores". Lo hará, primero, buscando una actividad alternativa a la que se venía realizando en la planta y, segundo, recolocando a parte de los trabajadores en otras tareas. Gamesa, firma que cotiza en bolsa y en la que Iberdrola controla casi el 25% del capital, es un gigante eólico a escala mundial y en febrero de 2008 se desprendió de su filial de promoción de parques fotovoltaicos. La fábrica de Aznalcóllar fue el único activo de la antigua división solar que quedó exluido de la venta, debido a que la puesta en marcha de esta instalación es un compromiso adquirido con la Junta de Andalucía. De hecho, la actividad se venía desarrollando en unas naves propiedad de la agencia pública Idea.

Con todo ello queda además paralizada la inversión de 6,7 millones anunciada por Gamesa en febrero de 2007 para construir en Aznalcóllar una nueva fábrica.

http://www.diariodecadiz.es/article/economia/335274/la/caida…

[bossi1]

Januar 2008, Neue Zürcher Zeitung

Ein zweiter Frühling für solarthermische Kraftwerke
Wie mit konzentrierter Sonnenstrahlung die Stromversorgung der Zukunft sichergestellt werden soll


Solarthermische Kraftwerke erleben gegenwärtig eine Renaissance. Kürzlich sind erstmals wieder grössere Anlagen ans Netz gegangen. Und schon gibt es Pläne, riesige Solarfarmen in den Wüstenregionen der Erde zu errichten. Davon könnte auch Europa profitieren.

In Spanien herrscht gegenwärtig Goldgräberstimmung. Dank einer attraktiven Vergütung von Solarstrom schiessen solarthermische Kraftwerke wie Pilze aus dem Boden. Eine erste Anlage, ein sogenanntes Solarturmkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 11 Megawatt, ist vergangenes Jahr in der Nähe von Sevilla in Betrieb genommen worden, noch in diesem Jahr sollen weitere Anlagen ans Netz gehen. Insgesamt befinden sich in Spanien gegenwärtig solarthermische Kraftwerke mit einer Leistung von 300 Megawatt im Bau, geplant sind weitaus mehr. Auch anderswo sind die ersten Claims abgesteckt. Damit beginnt sich eine erneuerbare Energie zu etablieren, von der sich manche Experten Grosses erhoffen. Solarthermische Kraftwerke in den Wüstenregionen des Nahen Ostens und Nordafrikas sollen einst nicht nur die betreffenden Länder mit sauberem und billigem Strom versorgen, sondern auch dazu beitragen, den wachsenden Strombedarf Europas klimaschonend zu decken.

Ein Kraftwerk mit Sonnenfeuerung

In einem solarthermischen Kraftwerk wird die Sonnenstrahlung mit einem grossflächigen System von Spiegeln auf einen Absorber konzentriert, durch den Wasser, synthetisches Öl oder ein anderer Wärmeträger zirkuliert. Je nach Geometrie der Spiegel unterscheidet man dabei zwischen Parabolrinnen- und Solarturmkraftwerken. Der Wärmeträger erhitzt sich und durchläuft anschliessend einen Wärmetauscher, wo ihm seine Wärme wieder entzogen wird. Mit der Wärme wird Wasser zum Verdampfen gebracht. Der Rest ist herkömmliche Kraftwerkstechnologie: Der heisse Dampf wird über eine Turbine geleitet, deren Drehbewegung mit einem Generator in elektrische Energie umgewandelt wird.

Solarthermische Kraftwerke benötigen relativ viel Platz. Dafür liefern sie aber auch beträchtliche Mengen Strom. Mit einer Spiegelfläche von einem Quadratkilometer lässt sich in sonnenreichen Gegenden ebenso viel Strom erzeugen wie mit einem gasbefeuerten 50-Megawatt-Kraftwerk. Schon heute ist der solarthermische Strom billiger als jener aus Photovoltaikanlagen. Laut Berechnungen des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) liegen die Stromerzeugungskosten gegenwärtig bei etwa 15 bis 20 Eurocent pro Kilowattstunde. Ein weiteres Plus gegenüber der Photovoltaik ist, dass die Sonnenenergie nicht sofort in Strom umgewandelt werden muss. So verfügt das Kraftwerk Andasol-1, das in diesem Jahr in Andalusien mit einer elektrischen Leistung von 50 Megawatt ans Netz gehen soll, über einen Tank für geschmolzenes Salz. In der Salzschmelze lässt sich genug Wärmeenergie speichern, um auch ohne Sonne 7,5 Stunden lang Strom zu produzieren. Diese Regulierbarkeit schafft Versorgungssicherheit, die weder die Photovoltaik noch die Windenergie gewährleisten können.

Trotz diesen Vorzügen hatten solarthermische Kraftwerke in den vergangenen Jahren einen schweren Stand. Als Antwort auf die Ölkrise hatte man schon in den 1970er Jahren begonnen, die Nutzung der Sonnenwärme eingehender zu erforschen. Ein erster Meilenstein war Mitte der 1980er Jahre erreicht, als in der kalifornischen Mojave-Wüste die erste kommerzielle Anlage, ein Parabolrinnen-Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 14 Megawatt, in Betrieb genommen wurde. In den folgenden Jahren kamen weitere Anlagen hinzu, wodurch sich die Kapazität auf 350 Megawatt erhöhte. Diese Anlagen sind bis heute funktionstüchtig und speisen Jahr für Jahr fast eine Terawattstunde Strom ins Netz ein.

Mit dem sinkenden Ölpreis schwand jedoch in den 1990er Jahren die Begeisterung für die Solarthermie. Zwischen 1991 und 2006 wurde weltweit kein einziges kommerzielles Kraftwerk mehr gebaut. Eine Wende zeichnete sich erst ab, als die EU im Jahr 2001 beschloss, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen zu fördern. Neben Deutschland tat sich dabei vor allem Spanien hervor, wo jede Kilowattstunde Strom aus solarthermischen Kraftwerken mit 26 Eurocent vergütet wird – und das über 25 Jahre.

Auf dem Weg zur Wettbewerbsfähigkeit
Durch das politische Instrument der Einspeisevergütung wird den Herstellern von solarthermischen Kraftwerken gewissermassen eine Schonfrist eingeräumt, in der sie es schaffen müssen, ihre Technologie wettbewerbsfähig zu machen. Dieses Potenzial ist nach Ansicht von Robert Pitz-Paal, der beim DLR die Abteilung Solarforschung leitet, durchaus vorhanden. So untersuche man gegenwärtig, wie sich der Wirkungsgrad von Parabolrinnen-Kraftwerken verbessern und damit die benötigte Sonnenkollektorfläche reduzieren lasse. Gegenwärtig liege der Wirkungsgrad bei etwa 14 Prozent. Zur Steigerung dieses Wertes streben die Forscher etwa eine Erhöhung der Prozesstemperatur im Kraftwerksblock an. Das scheitert bis heute jedoch daran, dass das als Wärmeträger verwendete synthetische Öl nur bis 390 Grad Celsius stabil ist. Eine mögliche Alternative, die gegenwärtig in einer Testanlage auf der Plataforma de Solar in Almería, Spanien, erprobt wird, ist die direkte Verdampfung von Wasser. Auch bei den Wärmespeichern sieht Pitz-Paal noch Sparpotenzial.

Auch die Tessiner Startup-Firma Ale Airlight Energy will dazu beitragen, den Strom aus solarthermischen Kraftwerken billiger zu machen. Vor kurzem hat sie den Prototyp eines neuen Sonnenkollektors für Parabolrinnen-Kraftwerke vorgestellt. Statt mit teuren Parabolspiegeln wird die Sonnenstrahlung mit einer reflektierenden Membran auf das Absorberrohr fokussiert. Die Membran befindet sich in einer Art Luftkissen und kann durch einen Überdruck in die gewünschte parabolische Form gebracht werden. In Zusammenarbeit mit der ETH Zürich, dem Paul-Scherrer-Institut und der Scuola Universitaria Professionale della Svizzera Italiana hat die Tessiner Firma überschlagen, dass das neue Kollektorsystem bis zu dreimal billiger sein könnte als herkömmliche Parabol-Kollektoren.

Innovative Ideen reichen allerdings nicht, um den solarthermischen Strom wettbewerbsfähig zu machen. Ohne Massenproduktion wird sich das Kostenreduktionspotenzial nicht voll ausschöpfen lassen. Wie Abschätzungen zeigen, sollte sich mit einer installierten elektrischen Leistung von 5 Gigawatt der heutige Preis für solarthermischen Strom halbieren. Bei einer installierten Leistung von 20 Gigawatt sollten die Stromkosten dann auf 5 bis 7 Eurocent pro Kilowattstunde gesunken sein. Damit könnte der solarthermische Strom mit jenem aus fossilen Kraftwerken konkurrieren. Laut verschiedenen Prognosen könnte dieser Zeitpunkt zwischen 2020 und 2025 erreicht sein.

http://www.nzz.ch/nachrichten/wissenschaft/ein_zweiter_frueh…

[bossi1]

Solarturmkraftwerke

Systemvorteile:

- hoher Wirkungsgrad
- Speicherberieb möglich
- zuverlässige Technik
- Kostendegression durch baugleiche Teile
- Hybridisierung möglich
- auch in Hanglagen >1% einsetzbar !!
- solare Wassersoffsynthese möglich !!

Forschungspartner sind bei uns in Köln

- die DLR in Köln Porz
- Solarinstitut Jülich SIJ, (früher die Kernforschungsanlage Jülich, KfA)

pdf 8 Seiten von der KAM, München

http://www.ka-muenchen.de/uploads/media/Solarturmkraftwerk_0…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.477.069 von bossi1 am 29.01.09 21:04:18

No feed-in tariff without panels

The draft of Royal Decree to fix the solar PV fraud in Spain requires plant owners to prove that the equipment was in place in their plants by the end of last September.

2/2/2009


The draft was sent by the Minister of Industry to Spain’s National Energy Commission (CNE). Plant owners have two months to prove this, and the legislation will cover the plants under RD 661/2007 and 1578/2008.

Those plant owners that cannot meet such request will not receive the expected feed-in tariff, and the Minister of Industry will subsequently delete the installation from the special regime within the electricity production facilities register.

Some analysts believe that the new draft aims to scare plant owners, as it includes a section in which they are encouraged to be transparent and admit their fault (i.e. requesting the connection point before the plant was built), which would mean that they would fall under the 1578/2008 real decree rather than the 661/2007 one, with a substantial drop in tariff.

The government has also announced that it will check and cross the import customs information with the supplies imports declared by installers for the tax authorities.

This new draft has been created after the rumours that many facilities intented to receive the feed-in tariffs included in the 661/2007 royal decree, despite not having the equipment needed to operate the plant. It was something obvious, since those plants were not injecting electricity into the grid on September 30, one day after the deadline. For this reason, the CNE will investigate 4189 plants, or 13.3% of the installed capacity in the coming months.

For additional information:
www.mityc.es
www.cne.es

http://www.renewableenergymagazine.com/paginas/Contenidosecc…

[bossi1]

03.02.2009

Solarthermie-Kraftwerk Jülich kurz vor dem Start

Ein bislang einmaliges Projekt kommt in eine entscheidende Phase: Das solarthermische Turmkraftwerk der Stadtwerke Jülich wurde im Dezember 2008 in seiner Funktionalität fertig gestellt. Im Frühjahr 2009 soll der zweijährige Testbetrieb anlaufen. Planspiegel mit einer Gesamtfläche von 20.000 Quadratmetern lenken dort die Sonnenstrahlen auf einen so genannten Receiver, der in 55 Meter Höhe auf einem Turm installiert ist. Solarthermische Kraftwerke haben für die weltweite Stromproduktion in Zukunft ein großes Potenzial.

Bei dem weltweit einzigartigen Solarturmkraftwerk auf dem Gelände der Stadt Jülich handelt es sich um ein konventionelles Dampfkraftwerk mit „solarer Feuerung“. Die bislang mit Öl, Gas oder Kohle befeuerte herkömmliche Brennkammer wird durch eine solare Brennkammer ersetzt. Das Kraftwerk verfügt über eine Spiegelfläche von insgesamt etwa 20.000 Quadratmeter. Sobald die Sonne scheint, richten sich diese der Sonne nachgeführten Spiegel (so genannte Heliostate) so aus, dass das Sonnenlicht auf den Turm reflektiert wird.

Herzstück der Anlage ist der Strahlungsempfänger (Receiver), der im Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) entwickelt und patentiert wurde. Der Receiver besteht aus porösen keramischen Elementen, die von angesaugter Umgebungsluft durchströmt werden. Diese heizt sich dabei auf etwa 700 Grad Celsius auf und gibt die Wärme anschließend in einem Abhitzekessel an den Wasser-Dampf-Kreislauf ab. Der dort erzeugte Dampf treibt eine Turbine an, die über einen Generator Strom produziert. Das Kraftwerk soll im Nennbetrieb 1,5 MWe liefern; ein Wärmespeicher dient zur Überbrückung von Wolkendurchzügen und zur teilweisen Entkopplung der Stromerzeugung vom Strahlungsangebot.

Mit dem Solarturm haben die Forscherinnen und Forscher in Deutschland die Möglichkeit, quasi vor der Haustür Test- und Entwicklungsarbeiten durchzuführen. Die Ergebnisse können dann auf weit größere Anlagen im Sonnengürtel in Südeuropa oder Nordafrika übertragen werden. In diesen sonnenreichen Regionen der Erde haben die solarthermischen Kraftwerke ihr größtes Potenzial. Gleichzeitig eröffnet sich mit der neuen Anlage die einmalige Chance, durch die Erfahrungen aus der Praxis unmittelbar die Weiterentwicklung der Technologie zur endgültigen Marktreife voranzubringen.

Die insgesamt 23,2 Millionen Euro teure Anlage wurde von den Stadtwerken Jülich als zukünftiger Betreiberin zusammen mit dem Solar-Institut Jülich (SIJ) der Fachhochschule Aachen, der Stadt Jülich, dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) in Köln und den Kraftanlagen München (KAM) geplant. Das nordrhein-westfälische Ministerium für Wirtschaft, Mittelstand und Energie, das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit und das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft, Infrastruktur, Verkehr und Technologie fördern das Projekt mit insgesamt 11,6 Millionen Euro. Knapp die Hälfte davon kommt mit 5 Millionen Euro aus dem Etat des NRW-Wirtschaftsministeriums. Der restliche Betrag wird von den Projektpartnern oder über Kredite finanziert.

Die entscheidenden zum Einsatz kommenden Komponenten des solarthermischen Demonstrationskraftwerks wurden bereits in Almeria in Südspanien erfolgreich erprobt. Im Rahmen des Projekts wird jetzt der mehrjährige Test des Gesamtsystems und damit der konsequente Schritt von der Entwicklung zur Vermarktung angestrebt, so die Stadtwerke Jülich. Wirtschaftliches Gesamtziel ist es, der lokalen, der nordrhein-westfälischen und der deutschen Forschung und Industrie eine solide Basis für eine kontinuierliche Weiterentwicklung zu schaffen und die derzeitige Marktführerschaft zu sichern.

Quelle: Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR), Stadtwerke Jülich

http://www.solarportal24.de/nachrichten_24556_solarthermie-k…

[bossi1]

Lizenzen für Solarprojekte im 1Q 2009 mehr als 8 fach überzeichnet ...

Das Industrie Ministerium unter Sebastian hat in einem BOE vom 31/1/2009 die Zeitspanne für die Bewerbungen um 125 MW an Lizenzen im 2Q 2009 daher bis zum 16. April verlängert. Die endgültigen Registrierungsdaten vom 1Q bekannt sind immer noch nicht bekannt und diese sind unbedingt erforderlich für die Konditionen und Anteile für das 2Q 2009. Das verlängert nur weiter die Unsicherheit im span. PV Sektor, wann mit den ersten Lizenzen für 2009 zu rechnen ist.

... Sebastian spielt ein \"linkes Spiel\" unter Spaniens Sonne und die 8-fache Nachfrage (über 1.000 MW für das 1Q 2009) zeigt nur, daß noch keine alternativen Märkte für die PV Produktionskapazitäten vorhanden sind.


Industria amplía el plazo para los proyectos fotovoltaicos del segundo trimestre de 2009, como pidió ASIF

3 de febrero de 2009

El plazo para presentar solicitudes de instalaciones fotovoltaicas a la segunda convocatoria del registro de pre-asignación de retribución concluía el pasado 31 de enero, de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1578/2008. El Ministerio de Industria, sin embargo, ha decidido modificar la ley y ampliar ese plazo. El motivo es que se desconoce el resultado definitivo de la primera convocatoria y es necesario conocerlo para fijar las condiciones de participación en la segunda.

El Ministerio de Industria argumenta en la orden publicada en el BOE el 31 de enero de 2009 que “el grado de cobertura de cada uno de los cupos, en la primera convocatoria, es el que determina los valores de la tarifa regulada para las instalaciones que se presenten en la segunda convocatoria, y los cupos correspondientes de potencia”. Explica el gobierno que es necesario modificar el calendario porque debido a la enorme cantidad de solicitudes presentadas a la primera convocatoria (la “potencia total es más de ocho veces superior al cupo previsto”, dice el ejecutivo) es necesario modificar el calendario para que la finalización del plazo de presentación de solicitudes de la segunda convocatoria sea posterior a la resolución de la primera.

La Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF), tal y como adelantó Energías Renovables, había enviado una carta al Ministerio de Industria en la que alertaba de que el retraso en la publicación del resultado de la primera convocatoria, que debería haberse conocido a mediados de enero, podría plantear un problema de plazos en la segunda. Por ello solicitaba de forma extraordinaria que el plazo para que se pudieran presentar nuevos proyectos a la segunda convocatoria se extendiese hasta diez días hábiles después de que se conociera el listado de la primera convocatoria. En declaraciones a Energías Renovables, el presidente de ASIF, Javier Anta, ha manifestado que “efectivamente, el Ministerio de Industria nos ha escuchado, lo cual es positivo, sobre todo porque hemos conseguido evitar un solapamiento incoherente”.

A medio camino
El retraso ordenado por el Ministerio de Industria es menor del solicitado por ASIF. La orden ministerial establece que el plazo de presentación para la segunda convocatoria terminará cinco días hábiles después (ASIF pedía diez) de la publicación en el Boletín Oficial del Estado de la resolución definitiva de la convocatoria correspondiente al primer trimestre de 2009.

Además de reducir a la mitad el tiempo de demora solicitado por la Asociación de la Industria Fotovoltaica, el Ministerio de Industria retrasa hasta “antes del 16 de abril de 2009” el resultado de la convocatoria del segundo trimestre, prevista para antes del 1 de abril en el RD 1578/008. ASIF había pedido que no se modificara esa fecha.

Aun valorando positivamente la actuación de Industria, Javier Anta, ha recordado que “no hemos resuelto el problema; seguimos igual, sin saber cuándo se va a reanudar la actividad del Sector Fotovoltaico español; seguimos esperando la publicación del resultado definitivo en el BOE de la primera convocatoria. El retraso en el calendario puede haber sido inevitable, pero nos esta haciendo mucho daño. Por eso seguimos pidiendo al Gobierno que acelere al máximo sus gestiones para que podamos ponernos a trabajar. Muchas empresas han abandonado el Sector pero las que no lo han hecho, están al límite\".

Más información:
www.boe.es
www.asif.org

http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

Am Dienstag war Beginn der Bauarbeiten für das 50 MW solarthernische Kraftwerk "La Deshesa" in der Nähe von La Garrovilla (Extremadura), im Auftrag von Renovables Samca. Das Kraftwerk soll 2010 in Betrieb gehen, ist auf einer Fläche von 220 ha geplant und wird ca. 200 Mio.€ kosten. Die Anlage wird dabei mit einen thermischen Speicher für 7,5 Std. erhalten und so auch grundlastfähig sein. Über die Bauzeit entstehen 600 Arbeitsplätze vor Ort und 45 später im Betrieb. Ein Teilnehmer der Feier vom Umweltministerium sprach von 70 geplanten Projekten dieser Art, von denen 32 schon weit fortgeschritten sind. Dabei soll die Summe aller Thermosolar-, PV- und Windkraftwerke 1/3 des Stromverbrauches in Extremadura in Zukunft decken.


Funcionará en 2010
La central termosolar de La Garrovilla producirá electricidad para 128.000 personas

03.02.09 - 17:32 - EFE | HOY.es |


El consejero Navarro durante la
inauguración de las obras esta mañana.

|BRÍGIDO La central solar termoeléctrica "La Dehesa", situada en el término municipal de La Garrovilla, cuyas obras han sido inauguradas hoy, empezará a funcionar en el segundo semestre de 2010 con una producción eléctrica de 50 megavatios al año, equivalente al consumo de energía de 128.000 personas.
El consejero de Industria, Energía y Medio Ambiente, José Luis Navarro Ribera, que ha asistido al acto, ha dicho que Extremadura contará con otras cinco centrales de las mismas características a lo largo de este año, con una potencia cada una de 50 MW termosolares, aproximadamente.
Además, ha especificado que ya hay más de 70 expedientes de proyectos termosolares abiertos en la consejería, de los que 32 "están muy avanzados".
La Central Solar Termoeléctrica "La Dehesa", propiedad de Renovables Samca, tendrá una potencia eléctrica de 49,9 MWe y una capacidad de almacenamiento térmico para un funcionamiento equivalente a plena carga de 7,5 horas después de ponerse el sol.
El objetivo de la implantación de estas centrales, según ha explicado Navarro, es contribuir a que las energías renovables sean el consumo total de la energía eléctrica para el año 2012 en toda la comunidad y para ello "desde la Junta se está ayudando a promotores y a empresas para que lleven a cabo proyectos de este tipo".
A su juicio, el objetivo es que con la suma de la energía fotovoltaica, eólica y termosolar supongan un tercio de la energía eléctrica consumida en Extremadura venga de las renovables.
Además del valor no contaminante, la construcción de esta planta cubrirá un total de 600 puestos de trabajo vinculados directamente a la obra y unos 45 dedicados a la operación de gestión y mantenimiento, según la empresa.
Por este motivo, el consejero ha señalado que "en periodo de crisis económica hay que tener en cuenta a las renovables como fuentes de inversión".
La planta estará situada en 220 hectáreas de la finca "Las Jarillas", del municipio pacense La Garrovilla y cuenta con una inversión de cerca de 200 millones de euros.
Por otro lado, el consejero de Industria, Energía y Medio Ambiente ha explicado la importancia de que existan plantas de ciclo combinado en Extremadura a diferencia de las "malas informaciones que se quieren dar", puesto que son una alternativa a los problemas que a veces se generan con las renovables, tales como la falta de viento o sol en determinados periodos del año.
Así, ha justificado que a finales de 2008 el 25 por ciento de la potencia instalada en España provenía de los 54 grupos de ciclo combinados instalados por toda la geografía peninsular y que en ese mismo año el 32 por ciento del consumo energético del país era de ciclo combinado.

http://www.hoy.es/20090203/local/nueva-central-solar-termoel…

[lieberlong]

Guter Thread, gerade entdeckt...

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[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.514.409 von lieberlong am 04.02.09 21:01:25

Hallo lieberlong,
ich sammle hier schon länger alles zum Thema Solar und Spanien was bei mir so übrig bleibt und nicht immer zugeordnet werden kann.

+++++

Fachhochschule Köln, Campus Gummersbach
Diplomarbeit von B.V. Tressner, August 2007

Technologievergleich solarthermischer Stromerzeugung

Parabolrinnenkraftwerke, Turmkraftwerke, Dish String, Aufwindkraftwerke
etc. inkl. Zubehör und Speichertechnologie für solarthermische Kraftwerke.

pdf 131 Seiten ...
http://www.gm.fh-koeln.de/~chfranke/Solarthermische%20Strome…

[bossi1]

Abengoa Solar Likely to Get New Neighbors in Ariz. Desert

January 30th, 2009

California might get all the attention for its solar resources in the Mojave desert, but it’s not the only Western state with sun-soaked lands and a growing appetite for solar power. Arizona’s largest utility, Arizona Public Service, unveiled a plan today to invest $18 billion in clean energy and energy efficiency by 2025, and the project calls for more than 1,660 MW of new renewable generating capacity, primarily from solar. APS said in its announcement today that it hopes to construct more solar plants like the project (pictured) it has contracted Abengoa Solar to build near Gila Bend — giving the Spain-based firm either new competition, new projects or both.



Arizona’s renewable portfolio standard requires utilities to generate 15 percent of their energy from clean sources by 2025. APS proposes to build 1,000 MW of solar power capacity, financed directly or through power-purchasing agreements with outside developers. First up: a 280-MW concentrating solar plant being built by Abengoa, which has stated a goal of building and operating large solar plants across the Southwest in partnership with utilities.

APS and Abengoa announced the solar deal in February of 2007, but the Spanish firm said all bets were off for the so-called Solana project unless Congress extended the investment tax credit.

Well, the credit passed and now APS and Abengoa say Solana remains on track to come online in 2012. Last month, however, Abengoa said it would have to wait for financial markets to improve before it could finance the project, estimated to cost more than $1 billion. That’s about how much the company has pledged to invest in solar thermal plants each year for the next five years. If APS’s plan gets the greenlight, it may try to lure some more of that investment out to the Arizona desert.

http://earth2tech.com/2009/01/30/abengoa-solar-likely-to-get…

[bossi1]

CIEMAT = Centro de Investigaciones Energeticas, MedioAmbientales y Tecnologias

Das spanische Forschungszentrum für Energie, Umwelt und Technologie.

Artikel in Deutsch dazu ...
http://www.dlr.de/Portaldata/1/Resources/kommunikation/publi…

Homepage Ciemat ...

Die Top Quelle für alternative Energien
in Spanien, aber leider nur auf Spanisch.

http://www.energiasrenovables.ciemat.es/?pid=2000&id_seccion…

[bossi1]

Züblin AG und DLR entwickeln Energiespeicher für Solarkraftwerke

16. September 2008


Hochtemperaturbeton zur Speicherung von Sonnenenergie
Pilotanlage in Stuttgart vorgestellt

Effektive Energiespeicher sind eine wichtige Grundlage für die Nutzung erneuerbarer Energien. Das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) hat am 16. September 2008 gemeinsam mit dem Industriepartner Ed. Züblin AG einen neuen thermischen Speicher für Solarkraftwerke vorgestellt. Die in Stuttgart gebaute Pilotanlage basiert auf der Speicherung von Wärme in Beton und stellt für den kommerziellen Einsatz eine leistungsstarke und kostengünstige Lösung für Temperaturen bis zu 400 Grad Celsius dar.

Für den Erfolg der solaren Kraftwerkstechnologie sind effektive Energiespeicher geradezu ein Schlüsselfaktor. Durch die Kombination eines Kraftwerks mit einem Wärmespeicher lassen sich die Laufzeiten der Turbinen auf die Nachtstunden ausdehnen oder generell auf Zeiten geringerer Sonneneinstrahlung verlängern. Dies bedeutet eine erhebliche Steigerung des Erlöses der umweltfreundlichen Kraftwerke.

Leistungsfähigkeit bestätigt


Simulation Betonwärmespeicher

An der Entwicklung einer für den kommerziellen Einsatz geeigneten Lösung der Feststoffspeichertechnologie arbeiten die Züblin AG und die Wissenschaftler des Stuttgarter DLR-Instituts für Technische Thermodynamik in dem vom Bundesumweltministerium geförderten Projekt. Zur Demonstration der technischen Machbarkeit haben sie zusätzlich zu den Berechnungen und Untersuchungen im Labor einen Feststoffspeicher auf dem Testgelände der Universität Stuttgart aufgebaut. Umfangreiche Tests haben die Leistungsfähigkeit nun bestätigt: "Die Versuche an der Pilotanlage sind ein Meilenstein auf dem Weg zum kommerziellen Speicher im Kraftwerksmaßstab", sagt Dr. Thomas Voigt, Bereichsleiter Technik bei der Züblin AG.

Kostenvorteil durch Beton

Die Vorteile von Beton im Vergleich zu anderen Speichermaterialien liegen in der hohen Wirtschaftlichkeit. Dies wurde bereits auf der Plataforma Solar de Almería, der Testanlage des DLR in Spanien, erfolgreich demonstriert. Dr. Rainer Tamme, Leiter der Abteilung Thermische Prozesstechnik des DLR-Instituts für Technische Thermodynamik, weist vor allem auf die Vorteile der modularen Konzeption hin: "Aufgrund des modularen Aufbaus eines Gesamtspeichers aus Einzelmodulen kann der Beton-Speicher für beliebige Leistungen eingesetzt werden. Dadurch eignet er sich nicht nur für Anwendungen in solarthermischen Kraftwerken sondern auch zur Speicherung industrieller Abwärme oder im Bereich der Kraft-Wärme-Kopplung."

Quelle: DLR

[bossi1]

Es dauert immer etwas länger, bis Artikel aus Spanien zur Solarbranche in den deutschen Medien erscheinen ...


Solarstromblase in Spanien geplatzt
Nach dem Boom sind in der Branche schon 10.000 Arbeitsplätze verloren gegangen

Der Boom für Photovoltaikanlagen ist in Spanien vorbei. Auch der spanische Markenprimus Isofotón hat Kurzarbeit angemeldet, Zeitarbeitsverträge werden nicht verlängert Entlassungen drohen und mit den Gewerkschaften wird über einen Produktionsstopp für 90 Tage verhandelt. Die gesamte Branche soll seit September 2008 gut 10.000 Stellen verloren haben.

Schuld dafür ist aber nicht die allgemeine Finanz- und Wirtschaftskrise, denn viel gravierender wirken Gesetzesänderungen, die am 29. September 2008 wirksam wurden. Die bisher sehr üppige Einspeisevergütung wurde gekürzt. War die Photovoltaikanlage bis zum Stichtag vollständig am Netz, garantiert der Staat 30 Jahre lang für den eingespeisten Strom 44 Cent/kWh: Eine Kapitalanlage ohne Risiko, Renditen bis zu 14 Prozent, garantierten die Banken. Kein Aktien- oder Pensionsfonds, nicht einmal das Pyramidenmodelle wie die des Betrügers Madoff in den USA konnten mithalten. Solaranlagen schossen vor allem wie Pilze aus dem Boden, seit über Subventionskürzungen diskutiert wurden. Auch der extreme Bauboom konnte nicht mit einem Wachstum von 900 % in nur zwei Jahren aufwarten.

Nun wird "nur" noch mit 34 Cent/kWh bei Dachanlagen und 32 Cent/kWh bei Freiflächenanlagen vergütet. Doch damit lässt sich der massive Jobabbau nicht erklären, denn diese Vergütungen liegen in dem sonnenreichen Land noch über denen in Deutschland. Zudem werden die Preise für 25 Jahre garantiert, fünf Jahre länger als im sonnenarmen Deutschland und jährlich um die Inflationsrate erhöht.

Eine administrative Hürde, die den Wildwuchs zu begrenzen sucht, bremst nun Solaranlagenbauer aus. Es wurde ein Register geschaffen, in das geplante Anlagen eingeschrieben werden müssen, um nach der Projektgenehmigung Subventionen zu erhalten. Doch bisher sei über Projekte nicht entschieden worden, die bis zu Stichtag Mitte November eingeschrieben waren. Mitte Januar hätte dies, so sähe es das Gesetz vor, geschehen müssen, kritisiert der Solarunternehmerverband ASIF. Grundlos und einseitig verzögere die Regierung die Entscheidung um zwei Monate und "paralysiert den spanischen Solarstrommarkt", heißt es in einer ASIF-Erklärung.

Doch ASIF verschweigt, dass dies mit den Betrugsermittlungen gegen die Branche zu tun hat. Es sei, so die Regulierungsbehörde (CNE), massiv geschummelt worden, um an die alten Vergütungen zu kommen. Geschätzt wird, dass etwa 600 Megawatt zum Stichtag nicht wie gefordert am Netz waren. Die Höhe des Subventionsbetrugs beziffere sich auf drei Milliarden Euro.

Ralf Streck - 04.02.2009

http://www.heise.de/tp/blogs/2/126823

[bossi1]

Symbol für spanische Solar Energie

..

In Madrid wurde mit dem Bau des neuen Convention Centers im Norden der Stadt begonnen. Das Gebäude nach dem Entwurf von Mansilla+Tunon aus Madrid hat die Form einer stehenden Münze. Die Fassade des rund 100 Meter hohen Baus soll komplett mit Solaranlagen bedeckt sein.

Mit dem Hochhaus entsteht das größte Convention Center in Spanien. Auf sechs Etagen und insgesamt über 70.000 Quadratmetern sollen Veranstaltungen jeder Größe Platz finden. Der größte Saal soll über 5.000 Sitzplätze verfügen. Im obersten Bereich soll das restaurant Platz finden, wogegen die Ausstellungshallen im vierten und fünften Geschoss untergebracht werden. Darunter befinden sich die unterschiedlich großen Tagungsräume.

Das in der Nähe der vier neuen Wolkenkratzer – Torre Espacio, Torre Sacyr, Torre Cristal and Repsol Tower – entstehende Gebäude soll als Symbol für die spanische Solar Energie stehen und die neue Skyline von Madrid prägen. Mit rund 100 Metern Höhe, einem Durchmesser von 80 Metern und einer Tiefe von 60 Metern wird es zwar nicht das höchste Gebäude von Madrid sein, aber wohl eines der Auffälligsten.



Die Fertigstellung ist für 2011 geplant.

http://www.detail.de/artikel_convention-center-madrid_23361_…

[bossi1]

26.01.2009 10:47:19

New York (aktiencheck.de AG) - Gerhard Orgonas, Analyst der Citigroup, stuft die Aktie von SMA Solar Technology (ISIN DE000A0DJ6J9/ WKN A0DJ6J) unverändert mit "buy" ein.

Im Zuge der Reduzierung der Ertragsprognosen werde das Kursziel von 60 auf 45 EUR nach unten gesetzt. Die Schätzungen zum Gewinn je Aktie habe man für 2008 von 3,51 auf 3,46 EUR und für 2009 von 3,74 auf 3,28 EUR gesenkt.

Angesichts der Begrenzung der Photovoltaik-Installationen in Spanien in 2009 könnte es Nachfragerisiken geben. Die Nachfrage in Spanien könnte auf Grund der Vorzieheffekte von 2008 in 2009 auf 250 bis 300MW fallen.

Der Marktanteil von SMA Solar Technology dürfte im laufenden Jahr aber nichtsdestotrotz leicht zunehmen. Die gegenwärtigen Bedingungen würden etablierte Anbieter wie SMA begünstigen.

Das Inverter-Geschäft sei von dem Preisdruck bei PV-Modulen nicht direkt betroffen, profitiere aber dennoch vom Wachstumspotenzial. Ein Bewertungsaufschlag sei daher gerechtfertigt.

Vor diesem Hintergrund sprechen die Analysten der Citigroup für die Aktie von SMA Solar Technology weiterhin eine Kaufempfehlung aus. (Analyse vom 26.01.09) (26.01.2009/ac/a/t) Analyse-Datum: 26.01.2009
Quelle: Finanzen.net / Aktiencheck.de AG


... auch Analysten haben bemerkt, daß in Spanien im 1. HJ 2009 fast nicht läuft und in diesem Jahr daher nur 250-300 MW von den geplanten 500 MW installiert werden nach der Solarparty 2008 mit über 3.700 MW.

[bossi1]

Kein Zapatero Witz - jetzt sogar 4.194,97 MW 2008 in Spanien installiert ...
Es gibt wieder neue Zahlen der CNE zum ungebremsten realem Zubau 2008 in Spanien mit 4.194,97MW. Das sind 441,97 MW mehr als noch im Januar mitgeteilt. Von diesen 4.194,97 MW liegen jetzt 2.973 MW der CNE offiziell als Registrierungen vor, anstatt 2.661 MW wie vorher gemeldet wurde. Unten wurde aufgelistet, wie sich diese 2.973 MW auf die Provinzen mit 46.730 Parks verteilen.

Die unregistrierten 1221,97 MW entsprechen über 29% der realen Gesamtmenge in 2008. Es gab schon Anfang 2008 von Industrie Minister Sebastian Aussagen in den Medien, daß mindestens 25% der Parks die Registrierung nicht schaffen werden. Er hat Wort gehalten ...


La potencia fotovoltaica instalada se dispara por encima de los 4.000 MW

12 de febrero de 2009

Los últimos datos hechos públicos por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) muestran que en 2008 la energía solar fotovoltaica creció sin freno, algo que todo el sector sabía. A casi nadie sorprende el crecimiento desbocado, pero sí el nivel alcanzado.

El pasado doce de enero Energías Renovables publicaba los últimos datos oficiales de la CNE en los que se indicaba que en España se instalaron 2.661 MW fotovoltaicos en 2008. Tan solo un mes después esas cifras se han quedado viejas y exiguas. El nuevo dato para el mismo período proporcionado en febrero por la Comisión Nacional de la Energía eleva la potencia conectada a red a 2.973 MW. Son 312 MW más confirmados, es decir cuyas facturas constan en la CNE. Esta potencia se distribuye en las 46.730 plantas solares que existen en España.

Los 2.973 MW, sin embargo, no reflejan la realidad del crecimiento fotovoltaico. La estimación de la potencia instalada en 2008 se eleva, según la CNE, a 4.194,97 MW. Hace un mes esa estimación se situaba en 3.753 MW. Es decir existe una diferencia entre ambas estimaciones de 441,97 MW. Solo esa diferencia es mayor que el objetivo de potencia para todo el año 2008 establecido en el Plan de Energías Renovables, que era de 371 MW. Si finalmente se objetiva la conexión a red de 4.194,97 MW eso significaría que la energía solar fotovoltaica creció el año pasado un 1.131% respecto al objetivo fijado.

La distribución de los 2.973 MW facturados por comunidades autónomas sitúa a Castilla-La Mancha a la cabeza de la lista con 791 MW instalados. Le siguen, por este orden, Andalucía (357 MW), Castilla y León (354 MW), Extremadura (344 MW), Murcia (280 MW), Comunidad Valenciana (215 MW), Cataluña (158 MW), Navarra (156 MW), Aragón (110 MW), La Rioja (74 MW), Canarias (48 MW), Baleares (36 MW), Madrid (23 MW), País Vasco (16 MW), Galicia (7 MW), Cantabria (1 MW), y cierran Asturias, Ceuta y Melilla con cero MW.

Más información:
www.cne.es

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[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.570.047 von bossi1 am 12.02.09 23:07:08

können diese Zahlen auch nur ansatzweise stimmen? Wenn ja, dann erklärt das sehr sehr viel...


So ist es. Ich bin selbst mehr als überrascht gewesen von den neuen Daten zum Zubau für 2008 in Spanien. Noch mehr müssen die Spanier selbst wie Sebastian vom Industrie Ministerium vom dem eigentlich ungewolltem Boom in ihrem ungeregeltem Sektor (mit den fettesten Tarifen) überrascht gewesen sein. Er sprach im Frühjahr von mehr als 1.200 MW, im Sommer von 1.600 MW und im Januar von 2.661 MW. Letzte Woche gab es die endgültigen Zahlen zu 2008, wonach jetzt 2.973 MW registriert wurden. Dazu kommen noch 1.221,97 MW, die wegen Mängeln oder wegen Subventionsbetrug keine alten Tarife bekommen. Somit wurden 2008 genau 4.194,97 MW "neu" installiert.

In einem anderen Artikel wurde letzten Freitag von der Möglichkeit einer Nachregistierung (2009, 2010 ...) "einiger" der aus 2008 noch offenen Projekte gesprochen, womit eigentlich nur Parks mit technischen Mängeln gemeint sein konnten. Selbst der span. Solarverband ASIF will nicht, daß "Subventionsbetrüger" (es gab manipulierte Parks mit weniger Modulen/Leistung als angegeben) später noch an legale Tarife nach neuem Recht bekommen und den Markt blockieren. Bis jetzt gibt es noch keine Daten zu neuen Vorregistrierungen, jedoch war im 1. Quartal das Interesse 8x größer, als die denkbaren 125 MW. Warum? - es gibt anscheinend kaum Alternativen für die Mengen am Markt. Die Frist für das 2 Quartal wurde schon bis Mitte April verlängert und der Markt liegt weiter komplett brach. Über 10.000 Mitarbeiter im Sektor haben ihren Job verloren oder müssen sich neue Märkte (wo denn??) suchen.

Die neuen Daten vom Donnerstag nach Börsenschluß zu 4,2 GWp Zubau in Spanien 2008 sind in den Märkten noch nicht bekannt. Übersetzungen ins Englische daueren immer mehrere Tage und ins Deutsche sogar noch länger.


Ein paar Grafiken dazu ...

Die Folgen für den Markt machen sich schon bemerkbar.



Die Daten sind noch vom Januar 2009. Ob man die vielen kleinen Hersteller aus China mit ihrer Produktionsmenge richtig bei der Gesamtmenge 2008 erfaßt hat? Von über 350 Herstellern in China sind fast 250-300 vom Markt verschwunden. Nach Koecke von Solarworld am Freitag sollen ca. 80% der Kapazität in China brach liegen. Man wird vorsichtig und spricht plötzlich nicht mehr von 25-30% "Umsatzwachstum, sondern nur noch von 25-30% Produktionswachstum. Fallen die Margen dann um 20% haben wir ein 0 Wachstum beim Umsatz, "wenn" alles verkauft wird. Bei Q-Cells sieht es nicht besser aus. Die geplante Fabrik in Mexiko (3,5 Mrd. USD) liegt auf Eis.


______________________________________________________ X ... (4,2 GWp)






In der Grafik vom Januar 2009 waren nur die dahin registrierten 2.661 MW eingezeichnet. Die 4,2 GWp aus 2008 würden in der Grafik bis unter das X oben reichen. Für 2009 und 2010 ist in der Grafik der neue Deckel mit jeweils 500 MW eingezeichnet und nicht die bisher gesamte installierte Leistung, wie man mit Blick auf 2008 (fast) vermuten könnte. :



So sah der Solarmarkt noch 2007 aus ...




Das ist eine Grafik vom Januar 2009 (2008 ca. 5,8 GWp), wo Spanien nur mit der damals registierten Menge von 2.661 MW = 57% aufgeführt ist. Rechne ich jetzt die registrierten Parks mit 2.973 MW kommt Spanien schon auf über 50% vom Weltmarkt. Es wurden 2008 in Spanien jedoch real 4,2 GWp installiert und die genaue weltweite Produktionsmenge 2008 könnte höher liegen und somit den Verlust der Marktanteile für 2009 noch schmerzlicher machen. Spanien wird 2009 und 2010 keine 500MW installieren durch die von Sebastian bereits angesprochende Bevorzugung eines Teiles aus den nicht registrierten 1.200 MW in 2008. Wie viel das ist, wurde noch nicht gesagt.

Jedenfalls wird es 2009 für jeden Käufer am Weltmarkt 2 Module zur Auswahl geben und der Preiskampf auf dem neuem Käufermarkt hat gerade erst begonnen ...

S2, bossi

[bossi1]

Der Solarverband ASIF klagt, daß der Solarsektor vom span. Industrie Ministerium weiter lahm gelegt wird, obwohl die im neuen EEG Gesetz (RD 1578/2008) vorgeschriebene Frist für die neuen Lizinzen für das 1 Quartal am 16. Januar 2009 bereits verstrichen ist. Die verbliebenen Solar Firmen sind am Limit und im Sektor selbst sind seit Sommer 2008 bereits mehr als 15.000 Arbeitsplätze verloren gegangen. ASIF verlangt von der Zapatero Regierung alles zu tun für eine schnelle präzise Aussage, wann man mit der Vergabe der Lizenzen im 1Q beginnt.

... Zapatero soll seinen "Pit Bull" Sebastian mal an die Leine nehmen, bevor der Sektor in Spanien endgültig pleite ist. Seine Politik zum ungebremsten Wachstum 2008 war genau so falsch, wie jetzt den Markt komplett lahm zu legen. Märkte brauchen Planungssicherheit und keine neuen taktischen Zapatero Spielchen, wie man das noch von der geplanten Endesa Übernahme durch E.ON in Erinnerung hat.


ASIF denuncia que el Ministerio de Industria prolonga la parálisis del sector fotovoltaico

16 de febrero de 2009

La Asociación de la Industria Fotovoltaica (ASIF) ha hecho público un comunicado en el que denuncia que “el mercado solar español sigue paralizado un mes después de que venciera el plazo máximo establecido por el Real Decreto 1578/2008 para reactivarlo”. Además, ha afirmado que las empresas están al límite y que desde el verano se han perdido más de 15.000 empleos.

ASIF ha asegurado que la aprobación del Real Decreto 1579/2008 paralizó el pasado verano el mercado fotovoltaico al establecer el Registro de Reasignación de Retribución (RPR), un registro en el que obligatoriamente tienen que inscribirse los proyectos solares para recibir la retribución fotovoltaica, o prima equivalente. El RPR tiene cuatro convocatorias, una por cada trimestre natural del año.

La Asociación de la Industria Fotovoltaica recuerda que “la puesta en marcha del RPR -y con ello, la reactivación del mercado fotovoltaico español- debería haber culminado antes del pasado 16 de enero con la publicación en el BOE de los proyectos admitidos en la primera convocatoria. Sin embargo, hoy, un mes después del cumplimiento de ese plazo, el MITyC aún no ha dado a conocer estos proyectos, por lo que la parálisis del Sector se está prolongando mucho más de lo previsto, con consecuencias devastadoras para el empleo y el tejido empresarial fotovoltaico.” ASIF dice no comprender “cómo el MITyC aún no ha podido resolver la primera convocatoria, puesto que la fecha límite para entregar la documentación de los proyectos que concurren a ella venció hace tres meses, el 15 de noviembre.

Publicación parcial definitiva
ASIF ha propuesto que el Ministerio de Industria publique los datos definitivos que se refieren a los proyectos para instalaciones en edificación, ya que el número de solicitudes presentadas no llega a cubrir el cupo previsto en la primera convocatoria del RD 1578/08.

Es en el otro segmento del mercado fotovoltaico, el de instalaciones en el suelo, donde está el problema. El Ministerio de Industria ha explicado el retraso argumentando la gran cantidad de proyectos presentados, así como que la mayoría de ellos tenían errores documentales.

Por todo ello, ASIF entiende que “las instalaciones en edificación –cuyo impulso es un objetivo preferente de la política gubernamental de apoyo a la fotovoltaica, según indica el RD 1578/08–, podrían empezar a ejecutarse si se publicase en el BOE el listado correspondiente, dando fin, aunque sea parcialmente, a la parálisis del Sector.

Más de 15.000 empleos destruidos
Desde el pasado verano se han perdido 15.000 empleos, según las estimaciones de ASIF. “La inmensa mayoría de las empresas del Sector, al límite de sus fuerzas, siguen adelgazando las plantillas –con expedientes de regulación de empleo, reducciones de jornada, vacaciones anticipadas y otras fórmulas– a la espera de que el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC) dé a conocer las primeras instalaciones admitidas en el cupo de potencia. Por ello, ASIF solicita al Gobierno que ponga los medios extraordinarios que precise para que los resultados de la primera convocatoria del RPR, totales o parciales, sean publicados cuanto antes”.

Más información:
www.asif.org

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[bossi1]

US-Solarbranche hofft auf Wachstumsschub
17. Februar 2009

Der Solarindustrieverband SEIA hat das US-Konjunkturpaket begrüßt. Er rechnet mit bis zu 119.000 neuen Arbeitsplätzen in der Branche innerhalb der kommenden zwei Jahren durch die neuen gesetzlichen Bestimmungen. Analysten sind ebenfalls optimistisch und rechnen mit einem starken Marktwachstum.


Die Solarbranche in den USA hofft auf einen großen
Wachstumsschub durch das Konjunkturpaket.
Foto: Schott AG

Die US-Regierung wird am Dienstag (heute) das größte Konjunkturpaket in der Geschichte der USA in Kraft setzen. Es hat einen Umfang von knapp 790 Milliarden Dollar. In die Bereiche erneuerbare Energien und Energieeffizienz sollen etwa 50 Milliarden Dollar fließen. Dazu gehören auch Steuererleichterungen für Bürger, die ihre Häuser klimafreundlich umrüsten und die Förderung konkreter Firmenprojekte durch direkte Investitionen, Steuerabschreibungen oder Kreditabsicherungen.

Der amerikanische Solarindustrieverband (SEIA) begrüßte das Konjunkturpaket.

US-Präsident Barack Obama habe als wichtigste Aufgaben, die unmittelbare Schaffung neuer Arbeitsplätze sowie Investitionen in die Zukunft erkannt, sagte SEIA-Präsident Rhone Resch. Mit dem geplanten Konjunkturpaket ließen sich beide Ziele erreichen. „Die Bestimmungen zur Solarenergie im Gesetz werden es uns ermöglichen, Menschen einzustellen und eröffnen Wachstumschancen für kleinere Unternehmen überall im Land“, sagte Resch. Dies werde der gesamten Wirtschaft Schwung verleihen.

Bis zu 119.000 neue Arbeitsplätze

SEIA erwarte, dass 67.000 neue Arbeitsplätze allein in diesem Jahr geschaffen werden können. Innerhalb der kommenden zwei Jahre sei mit insgesamt 119.000 neuen Stellen in der Solarbranche zu rechnen. Das Konjunkturpaket helfe dabei, Menschen wieder in Arbeit zu bringen, in dem sie Solaranlagen installierten, Solarkraftwerke und Teile dafür konstruierten, so Resch weiter. Als wichtigste Bestimmungen für die Solarbranche hob er drei Regelungen aus dem Konjunkturpaket hervor. So würden mit dem „Renewable Energy Grant Program“ bis zu 30 Prozent der Kosten von Solarprojekten erstattet. Das Energieministerium werde dieses Programm in den kommenden zwei Jahren auflegen. Zudem werde der Staat Bürgschaften übernehmen, um den Bau erneuerbarer Energiensysteme zu fördern. Die dritte bedeutende Regelung für die Solarbranche sei ein 30-prozentiger Steuerkredit für Investitionen von Unternehmen, die Komponenten herstellen oder Liegenschaften bereitstellen wollen.

Analysten rechnen mit Solarboom

Die Analysten von Piper Jaffray sehen die Solarbranche in de USA als großen Gewinner des Konjunkturprogramms. Dies sei auch ein Erfolg der starken Lobbyarbeit der SEIA in Regierungskreisen. Der Solarmarkt werde sich in diesem Jahr auf 600 bis 700 Megawatt verdoppeln, so die Erwartung der Analysten. Aufgrund der vielen günstigen Regelungen werde er 2010 auf 1,5 bis zwei Gigawatt wachsen. Dabei profitierten sowohl Investoren im privaten wie kommerziellen Sektor als auch die Energieversorger gleichermaßen. Besonders hilfreich für das starke Wachstum der Branche ist laut Piper Jaffray auch die Möglichkeit, neben den Staatsprogrammen auch die Förderung für Solarenergie durch die einzelnen Bundesstaaten in Anspruch nehmen können. Dies ermögliche, dass in einigen Gebieten der USA bis zu 80 Prozent der Kosten eines Solarprojekts durch staatliche Programme abgedeckt sind.

http://www.photovoltaik.eu/nachrichten/details/beitrag/us-so…

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insgesamt 119.000 neuen Stellen in der Solarbranche ...

Beispiel:
Für den Bau eines grundlastfähigen solarthermischen Kraftwerkes (Speicher/Hibrid Betrieb) mit 50 MW wie oben im Bild zum Artikel benötigt man ~500 Mitarbeiter vor Ort zur Montage für ~18 Monate (1500 Arbeitsplätze/Jahr = 100 MW). Der Bau von 800 MW/Jahr dieser Kraftwerke würde ~12.000 Arbeitsplätze für Montagearbeiten vor Ort schaffen. Dazu kommt noch die Fertigung der Parabolspiegelelemente, Receiver und Kraftwerksteile.

[bossi1]

Wer seine Solaranlage über einen langlaufenden Kredit mit Festzins finanziert hat, bekommt so noch einen Inflationsbonus obendrauf.


Billiger unmöglich, PV Anlage für 0 Euro ...
Eine span. Bank hat in Rivas Vaciamadrid mit der örtlichen Verwaltung ein Solarangebot ausgehandelt. Einwohner können dort für 0€ eine PV-Solaranlage für ihr Dach erhalten, die sich in ca. 15 Jahren inkl. aller Montagekosten und Versicherungen etc. selbst bezahlt. Der span. Einspeisetarif paßt sich autom. jährlich an die Inflation an, bei 25 Jahren Laufzeit. Dabei geht die Bank von einem Zinssatz (Euribor + 2,75%) aus und bezahlt die Anlagen. Das Angebot ist jedoch auf 1 MW begrenzt, wobei man möglichst bald auf die erforderlichen Lizenzen nach dem neuen RD 1578/2008 hofft. Man rechnet dort mit ca. 200 Dachanlagen.


Más barato imposible, instalaciones fotovoltaicas a cero euros

18 de febrero de 2009

El Ayuntamiento de Rivas Vaciamadrid y Bancaja han firmado un acuerdo por el que todos los vecinos del municipio que lo deseen podrán instalar placas solares fotovoltaicas en sus casas sin pagar ni un solo euro. Las negociaciones que ahora han fructificado comenzaron el verano pasado.


La Agencia Local de la Energía, dependiente del ayuntamiento de Rivas Vaciamadrid, ha conseguido evitar la crisis financiera que acosa al sector fotovoltaico al tiempo que ha salvado las reticencias que en los bancos produce el Real Decreto 1578/2008, que rebajó sustancialmente la percepción económica por la venta de electricidad producida con tecnología fotovoltaica. En declaraciones a Energías Renovables, Francisco Romero, director de la Agencia Local de la Energía, ha asegurado “que si lo hubiéramos propuesto hoy hubiera sido mucho más difícil. Ha prevalecido el compromiso de Bancaja con el Ayuntamiento”.

El acuerdo firmado por el alcalde de Rivas Vaciamadrid, José Masa Díaz, y el director comercial de Bancaja para Madrid Centro, José Manuel Pérez Saavedra, establece que cualquier vecino del municipio puede solicitar que se instalen paneles fotovoltaicos en su casa. Los técnicos municipales se encargarán de determinar si el inmueble es adecuado y harán una recomendación sobre qué potencia instalar. Una vez determinada la viabilidad del proyecto, Bancaja pagará el 100% de la instalación y se irá cobrando con los ingresos generados por la venta de la electricidad producida por el sistema fotovoltaico. Finalizada la amortización del sistema, que desde el principio es propiedad del dueño del inmueble donde está implantando, el total de la producción será para él.

Euribor más 2,75 puntos
El pacto con Bancaja establece unas condiciones máximas aplicables de Euribor más un diferencial de 2,75 puntos. El crédito, además del coste de la instalación solar, incluye los seguros y el mantenimiento. “Hemos calculado”, -explica Francisco Romero- “que si al año ingresas 2.500 euros, esa misma cantidad es la que se devuelve al banco. Pensábamos que la amortización media iba a ser de unos 15 años, pero con la bajada del Euribor será menos, 12 ó 13 años”. Aquellos vecinos que no quieran financiar todo la instalación pueden de aportar el capital que deseen. También está abierta la posibilidad de amortizar el crédito en cualquier momento.

Las instalaciones previstas por la Agencia Local de la Energía son de unos 5 kW y sus destinatarios el sector residencial y las cubiertas de pequeñas empresas. “Cuando estábamos con la antigua legislación y no era tiempo de crisis habíamos calculado que haríamos unas 200 instalaciones en dos años hasta completar 1 MW”, comenta Francisco Romero.

El cambio legislativo del RD 661/2007 al RD 1578/2008 ha provocado que se establezca un período de carencia de seis meses “que nos ofrece un tiempo muy importante para el tema de pre-registros, avales y permisos”, recalca el director de la Agencia Local de la Energía. Y es que el ayuntamiento también se encarga de asesorar y acompañar a los vecinos en todos los trámites administrativos que la ley obliga a realizar a quienes se convierten en productores de energía.

Incentivos fiscales
El Ayuntamiento ha decidido modificar las ordenanzas fiscales para hacer más atractiva la puesta en marcha de instalaciones solares, tanto térmicas como fotovoltaicas. En el caso del Impuesto de Bienes Inmuebles (IBI) existe una bonificación durante cinco años del 20% en la cuota íntegra del impuesto para quienes instalen solar térmica, y de un 10% para la fotovoltaica. Otra ventaja es que la licencia de obra, además de tener prioridad a la hora de la concesión, se rebaja un 20%.

Más información:
www.rivas-vaciamadrid.org
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[bossi1]

Das Industrie Ministerium hat für das 1Q 2009 292 neue Installationen mit 88,7 MW genehmigt nach dem RD 1578/2008. Für 66,1 MW wurden neue Bodensysteme (Parks) genehmigt, der Rest sind mit 1,6 MW Dachsysteme mit <20 kW & 20,9 MW Dachsysteme mit >20 kW. Bei Dachsystemen wurden jedoch 75% des Cap nicht genutzt. Probleme bei der Nachfrage gab es nur bei Bodensystemen (Parks). Hier wurde der Cap sogar von 58,2 auf 66,1 MW angehoben. Trotzdem mußten Anträge für 529,8 MW abgeleht werden. Nachdem jetzt die Daten für das 1Q 2009 mit einem Monat Verspätung vorliegen, kann kurzfristig, wie im Gesetz vorgesehen, mit den Daten für das 2Q 2009 gerechnet werden. Dabei wird die Quote für die Bodensysteme um die nicht genutzte Menge der Dachsystemen im 1Q 09 (36 MW) auf 94,5 MW erhöht.


Industria autoriza 392 instalaciones en la primera convocatoria de la nueva regulación fotovoltaica

20 de febrero de 2009

El Ministerio de Industria ha hecho público el listado de instalaciones solares fotovoltaicas correspondiente al primer trimestre de 2009. Es la primera convocatoria que se ha realizado al amparo del Real Decreto 1578/2008 y a ella se presentaron 1.824 solicitudes de las que 392 tendrán derecho a cobrar la prima fotovoltaica. 664 solicitudes, aún estando en orden, tendrán que esperar por falta de cupo.



El RD 1578/2008, que entró en vigor el pasado mes de septiembre, establece que para tener derecho a cobrar la prima es necesario que los proyectos acudan al Registro de Preasignación de Retribución (RPR). Con este sistema de convocatorias, cuatro al año, el Ministerio de Industria quiere controlar la potencia fotovoltaica que se instala cada trimestre.

Los datos facilitados por el Ministerio de Industria indican que inicialmente se presentaron 1.824 solicitudes, de la cuales 138 fueron canceladas por los propios interesados y 87 se eliminaron al comprobarse que eran solicitudes duplicadas. De las 1.599 restantes, “392 fueron inscritas, 543 no fueron admitidas por presentarse de forma incorrecta o incompleta, incluso tras el proceso de subsanación de errores, y las 664 restantes no han sido inscritas porque, aunque cumplen los requisitos, no entran en el cupo establecido”, según la resolución hecha pública por el Ministerio de Industria.

El procedimiento de selección, tal y como recoge la actual normativa, es el de ordenación cronológica de las solicitudes. Ahora, los promotores de los 664 proyectos que se han quedado fuera tendrán que decidir si se presentan a la segunda convocatoria del Registro de Preasignación de Retribución.

Las peticiones para instalar sobre cubierta, como se esperaba, no han supuesto ningún problema. El cupo establecido por el Real Decreto es de 66, 75 MW y se han inscrito proyectos que suman 22,685 MW.

Las dificultades, como se sabía que iba a suceder, aparecen en el capítulo de instalaciones en suelo. El cupo previsto de 58,25 MW se ha elevado a 66 MW. Esto sucede, según ha explicado el Ministerio de Industria, porque “se ha cubierto por exceso atendiendo a que la normativa especifica que la última solicitud admitida será aquella cuya consideración supondría no cubrir el cupo previsto”. A pesar del incremento sobre lo establecido, los 664 proyectos no inscritos (cumplían todos los requisitos pero no había cupo para ellos) suman una potencia de 529,800 MW.

La retribución, como marca el Real Decreto, es de 34 céntimos de euro por kWh para las instalaciones en cubierta con potencia menor o igual a 20 kW, y 32 céntimos de euro para las realizadas en cubierta con potencia mayor de 20 kW y en suelo. A partir de este momento, los titulares de las instalaciones disponen de doce meses para finalizar su instalación y ponerla en marcha para tener derecho a esa retribución durante un período de 25 años. Los interesados pueden consultar los listados definitivos (inscritos, no inscritos y no admitidos) en www.mityc.es/Energia/electricidad.

Un mes de retraso
La resolución de la primera convocatoria se ha hecho pública con más de un mes de retraso. “El hecho de que la práctica totalidad de las solicitudes contuvieran errores en la primera presentación ha sido lo que ha motivado el retraso de la resolución de la convocatoria. También ha influido el elevado número de expedientes a analizar, que da idea de que con la nueva regulación el marco retributivo sigue siendo atractivo y rentable”, afirma el Ministerio de Industria.

La tardanza en publicar la lista definitiva ha provocado las quejas del sector, que ha denunciado una paralización de cinco meses durante los cuales se han destruido entre 10 y 15.000 empleos según la estimación realizada por la Asociación de la Industria Solar Fotovoltaica, ASIF.

La segunda convocatoria a punto de cerrase
Una vez resuelta la primera convocatoria, se han fijado los valores de las tarifas reguladas para los proyectos que sean inscritos en la segunda convocatoria. Para las instalaciones sobre cubierta las tarifas siguen siendo las mismas al no haberse cubierto el 75 por ciento del cupo previsto. En cuanto a los proyectos en suelo, como resultado de la potencia inscrita y en la aplicación de la fórmula establecida en el artículo 11 del Real Decreto 1578/2008, la tarifa será de 30,72c€/kWh.

En cuanto a los cupos de potencia, para la segunda convocatoria se mantienen los establecidos para instalaciones en cubierta (66,75 MW) y se incrementan en 36 MW, hasta 94,5 MW, los destinados para suelo como resultado de traspasar la potencia no cubierta de los tipos de techo y detraer el exceso de potencia cubierta en suelo de la convocatoria anterior.

Una vez que estas disposiciones se publiquen en el Boletín Oficial del Estado, en cinco días hábiles se cerrará la convocatoria del segundo trimestre de 2009.

Más información
www.mityc.es
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[bossi1]

NRG Energy to develop up to 500 MW of solar thermal power plants using eSolar technology

NRG Energy, Inc. has signed an agreement with eSolar, a leading provider of modular, scalable solar thermal power technology to develop solar power plants with a total generation capacity of up to 500 MW at sites in California and the Southwest. When at peak capacity, these units can power more than 400,000 homes with 100% clean solar electricity. The first plant is anticipated to begin producing electricity as early as 2011.

25/2/2009



At closing, NRG will invest approximately $10 million for equity and associated development rights for three projects on sites in south central California and the Southwest US and a portfolio of PPAs to develop, build, own and operate up to 11 eSolar modular solar generating units at these sites. These development assets will use eSolar’s concentrating solar power (CSP) technology to sell renewable electricity under contracted power purchase agreements (PPAs) with local utilities seeking competitively priced, zero-carbon solar power.

“This is NRG’s first venture into solar power and it brings an exceptionally important component to the low- and no-carbon focus of ourRepoweringNRG program,” said Michael Liebelson, Chief Development Officer Low Carbon Technology for NRG Energy. “By coupling NRG’s construction capabilities and regional operating expertise with eSolar’s innovative CSP technology, we can advance NRG’s renewable energy portfolio while helping to accelerate development of these important projects on a commercial scale.”

eSolar is currently completing its first commercial demonstration CSP plant in Southern California. The facility will be the first fully functioning solar thermal power tower plant built in the United States. In building this first plant, eSolar is obtaining valuable design, construction and operational insights to provide NRG the foundation for the implementation of commercial scale facilities.

“eSolar’s breakthrough modular power plants use more software and less steel to allow solar energy to be competitive with fossil fuels for the first time ever,” said Bill Gross, CEO of eSolar. “NRG Energy’s extensive project skills and focus on advancing a diverse portfolio of energy generation technology will help accelerate the deployment of eSolar’s CSP technology in locations across the US.”

eSolar’s global leadership shares an extensive and proven track record of experience in solar technologies and renewable energy projects. By leveraging a proprietary combination of optics and software in a pre-fabricated form factor, eSolar achieves economies of scale while focusing on the key business obstacles that have characterized large solar installations—price, scalability, speed of deployment and grid impact. eSolar has partnered with Idealab, Google.org, Oak Investment Partners, and other investors to develop large and utility-scale power projects around the world.

A conference call to discuss this announcement will be held at 2 PM ET/11 AM PT on Monday, February 23rd, and will be hosted by Michael Liebelson and Bill Gross. The conference can be accessed by dialing 877.407.9205 or 201.689.8054. Send requests for high-resolution renderings of eSolar's plants to Casey Cronin at [e-mail]

For additional information:
www.esolar.com

http://www.renewableenergymagazine.com/paginas/Contenidosecc…" target="_blank" rel="nofollow ugc noopener">www.nrgenergy.com
www.esolar.com

http://www.renewableenergymagazine.com/paginas/Contenidosecc…[/u]

[bossi1]

02.03.2009 12:09
Spanish Solar Company to Become One of Largest in US:
Spain-Based Fotowatio to Acquire MMA Renewable Ventures’ Solar Business

Fotowatio, one of Spain’s largest independent solar power producers, has agreed to purchase the core US solar power assets - including the largest US solar photovoltaic installation, at Nellis Air Force base - of San Francisco-based MMA Renewable Ventures, a wholly owned subsidiary of Municipal Mortgage&Equity, LLC (OTC: MMAB.PK).

Upon completion of the sale, Fotowatio’s US business unit, Fotowatio Renewable Ventures, will be one of the largest solar development companies in the United States as measured by megawatts in operation. Fotowatio will own 35 megawatts of solar projects in operation and more than 400 megawatts in development in the United States, and will gain one of the country’s most experienced solar development and operations teams. In addition to the 14-megawatt project at Nellis Air Force base in Nevada, the US-wide portfolio will include the nation’s most visible solar array - at Denver International Airport - the world’s largest thin film solar installation using CIGS technology - in Arizona - solar panels on the roofs of Colorado parking garages and solar arrays that power a California rice farm.

”This acquisition will significantly expand Fotowatio’s portfolio, allowing us to meet our aggressive growth targets earlier than anticipated,” said Rafael Benjumea, CEO of Fotowatio. ”With the addition of MMA’s assets and talented development team, we will be poised to expand in fast-growing markets in the United States, Spain and Italy.”

Fotowatio has invested more than US$880 million (€700 million) in solar projects since 2006 and plans to invest up to US$3.2 billion (€2.5 billion) by 2012 in Spain, Italy and the United States. Following completion of the acquisition of MMA Renewable Ventures, Fotowatio’s global portfolio will include more than 130 megawatts of operating solar projects in the United States and Spain and more than 1,000 megawatts under development across the United States, Spain and Italy. With no fuel cost or emissions, Fotowatio’s expanded portfolio will produce clean energy and avoid more than two million tons a year in greenhouse gas emissions compared to conventional fossil fuel technology. (..)

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2009-03/13247476…

Fotowatio Homepage (engl.)...
http://www.fotowatio.com/indexEng.php

[bossi1]

Spanisches Forschungsinstitut IKERLAN entwickelt Photovoltaik-Module auf Trägermaterial aus Plastik


PV-Module von IKERLAN.

Das Technologie-Forschungszentrum IKERLAN (Alava, Spanien), ein privates und als gemeinnützig anerkanntes Institut, das Mechatronik- und Energieprodukte, erforscht und entwickelt, berichtete dass es - erstmalig in Spanien - Solarmodule auf Plastiksubstraten hergestellt hat. IKERLAN erwarte von dieser Neuerung, dass sie die Nutzung der Solarenergie revolutioniere, heißt es in der Pressemitteilung des Forschungszentrums. Laut IKERLAN sind die wesentlichen Vorteile der neuen Module unter anderem ihre niedrigen Produktionskosten und die nahezu unbegrenzte Verfügbarkeit der Rohstoffe. Die Photovoltaik-Module seien sowohl biegsam als auch transparent, was die Integration in Fenster und Markisen ermögliche, ohne Fassaden und Gebäude visuell zu beeinflussen. Das halbtransparente Modul von IKERLAN ist zirka 30 x 30 mm groß und verbindet 16 einzelne Solarzellen. Das Forschungszentrum betont, dass die neuen Module in verschiedenen Farben gefertigt werden können. Sie könnten beispielsweise als halbtransparente Fenster oder photoelektrische Vorhänge zum Einsatz kommen, die einen Teil des Lichts durchlassen und in Solarstrom umwandeln. Auch die Integration in Textilien sei vorstellbar. Auf diese Weise könnte beispielsweise tragbare Elektronik wie z. B. Mobiltelefone mit Strom aus Solarzellen versorgt werden, die in Kleidungsstücke, Taschen oder Zeltstoffe eingefügt sind.

IKERLAN wurde 1974 von einer Gruppe von Unternehmen und Institutionen gegründet, die heute die Kooperative "Mondragón Corporación" bilden. Das Institut hat nach eigenen Angaben mehr als 30 Jahre Erfahrung bei der Kombination und dem Einsatz von Mechanik, Elektronik und Datenverarbeitung sowie der Mikro- und Brennstoffzellentechnologie.

03.03.2009 Quelle: IKERLAN Solarserver.de

IKERLAN Homepage Spanien (engl.)...
http://www.ikerlan.es/site_preview/noticia.php?id=22

[bossi1]

Auch in Spanien investieren Schulen/Universitäten in PV Solar ...

Auf Gebäuden der Universität in Valencia wurden 5.000 PV Module mit 1,139 MW installiert, die 1.487.000 kWh Strom im Jahr liefern, was ca. 5% ihres Verbrauches beträgt. Der Strom wird jedoch eingespeist und erwirtschaftet ca. 650.000 €/Jahr. Die Anlage selbst kostete 7,6 Mio.€ und wurde über 15 Jahre als Leasingkauf finanziert. Über die mögliche Nutzungsdauer von 40 Jahren erwartet man ca. 32 Mio. Einnahmen.

La Universidad de Valencia es el parque fotovoltaico urbano más potente de España

27 de febrero de 2009

Facultades, bibliotecas y centros de investigación, hasta diecinueve edificios del campus, se han convertido en un parque fotovoltaico de 20.000 metros cuadrados en el que 5.000 paneles solares producirán cerca de un millón y medio de kilowatios hora al año. Es la instalación urbana más potente de España.

El inmenso parque fotovoltaico generará cada año 1.487.000 kWh, es decir un 5% del consumo total de la Universidad de Valencia, con una potencia instalada de 1.139 kilovatios pico que, además, podría crecer. En declaraciones a Energías Renovables, el gerente de la Universidad de Valencia, Joan Oltra, ha asegurado que “actualmente la superficie de paneles no ocupa todos los espacios en cubiertas, pero si las condiciones económicas, de rendimiento y de financiación lo permiten, utilizaremos el resto de superficies e, incluso, explotaremos espacios no docentes, como las zonas de parking”.

La electricidad generada en las cubiertas fotovoltaicas se vierte a la red, lo que se traducirá en unos ingresos anuales aproximados de 650.000 euros. La inversión realizada por la universidad es de 7,6 millones de euros, financiados por el Banco de Santander a 15 años, mediante un contrato de leasing. Una vez que los ingresos satisfagan la deuda, esa percepción económica revertirá íntegramente en la Universidad de Valencia. Se espera que el parque solar, con una vida media estimada de 40 años, genere un rendimiento económico de unos 32 millones de euros.

Las plantas fotovoltaicas instaladas sobre cubierta, como en este caso, tienen una ventaja sobre las realizadas en suelo a las afueras de la ciudad, “la energía se genera en el centro de la ciudad, se consume allí donde se produce y, en consecuencia, se evitan las pérdidas de transporte y transformación que las centrales convencionales requieren para transportar la energía hasta los centros de consumo”, ha explicado a Energías Renovables Alejandro Rey-Stolle Degollada, delegado para la zona este de Nipsa, la firma que ha contratado la ejecución, operación y mantenimiento de la planta.

Más información:
Energías Renovables, nº 75. Febrero de 2009
http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[lieberlong]

42 Millionen Euro für neues Dünnschicht-Werk in Spanien
04. März 2009 |Märkte und Trends

Ein US-Investor will 42 Millionen Euro in die Tochtergesellschaft von Genesis Energy stecken. Mit dem Geld soll ein Werk zur Fertigung großflächiger Dünnschichtmodule in Spanien gebaut werden.


Genesis Energy könnte bald Signet Solar bei der Herstellung großflächiger Dünnschichtmodule Konkurrenz machen.
Foto: Signet Solar,

Inc.Ein US-Investor will 42 Millionen Euro für die Kapitalisierung der spanischen Tochtergesellschaft der Genesis Energy Investment PLC bereitstellen. Das Geld solle in den Bau der Produktionsstätte für Dünnschichtmodule in El Puerto de Santa Maria investiert werden, teilte das ungarische Unternehmen mit. Im Zuge der weltweiten Bankenkrise sei das ungarische Unternehmen in finanzielle Schwierigkeiten geraten. Der US-Investor, dessen Namen vorerst nicht bekannt geben wird, hatte im Februar eine entsprechende Absichtserklärung verlauten lassen.
Der Aufsichtsrat hat den Vorschlag des US-Investors nun geprüft. Es entschied, das Management von Genesis Energy solle die Abschichtserklärung unterzeichnen. Den Aktionären soll anschließend ein verbindliches Angebot vorgelegt werden, über welches sie auf einer Sitzung im April endgültig abstimmen müssen, wie es weiter hieß. Dann wäre der Weg für den Einstieg des US-Investors frei.
Die Genesis Energy plant neben dem Werk in Spanien den Bau zwei weiterer Fabriken in Ungarn und Singapur. Das Unternehmen will großflächige Dünnschichtmodule produzieren, die vor allem in Solarfarmen zum Einsatz kommen sollen. Das Werk in Spanien sollte ursprünglich 2011 seine Produktion aufnehmen. Ob der Zeitplan noch zu halten ist, konnte Knöpfle nicht genau sagen.(SE)

http://www.photovoltaik.eu/nachrichten/details/beitrag/42-mi…

[bossi1]

Abengoa and Total take lead for Masdar power plant

Published: 02 March 2009 11:43Author:Karin Maree

A team of Spain's Abengoa Solar and France's Total are the preferred bidder for Abu Dhabi Future Energy Company's (Masdar) Shams 1 power plant.

http://www.meed.com/news/2009/03/abengoa_and_total_take_lead…

[bossi1]

Solar Millennium, NV Energy Plan 250MW Solar-Thermal Plant in Nevada

by: Greentech
Media March 04, 2009


Solar Millennium, which has been developing solar-thermal power plants in Spain, said Tuesday it has signed a memorandum of understanding with NV Energy, a utility that serves roughly 2.4 million people in Nevada. The plan is to build the solar-thermal power plant in Nye County by 2014.

The project would be done by the U.S. subsidiaries of Solar Millennium, a technology provider in Germany, and MAN Ferrostaal, an engineering and construction firm also in Germany. The companies, along with NV Energy, hope to start construction in 2010, pending approval from the Nevada’s Public Utilities Commission.

They are still figuring out how to pay for the project. NV Energy could invest money in the project or sign a power-purchase agreement instead, said Britta Carlson, an NV Energy spokeswoman.

A number of European companies with experiences in building solar-thermal power plants are developing projects in the United States, particularly in the Southwest. Solar-thermal power plants use the sun’s heat to generate steam for running an electricity generator, and proponents say solar-thermal technologies can deliver cheaper solar power than power plants built with photovoltaic panels.

Spain has been a popular place for building solar thermal power plants. Solar Millennium has built them there, along with its Spanish competitors Torresol Energy, Abengoa Solar and Acciona Energia.

Acciona completed a 64-megawatt solar-thermal plant in Nevada two years ago called Nevada Solar One, which the company touted it as the largest solar-thermal plant to be built in 17 years and the third largest in the world. Acciona sold the electricity from the $266 million plant to Nevada Power and Sierra Pacific Power, both of which began operating as NV Energy in 2008.

Solar Millennium’s project in Nevada calls for studying the feasibility of adding an energy storage component to the power plant. Energy storage makes an attractive addition to a solar energy power plant, which can only produce electricity during daylight. Using batteries is too expensive, and renewable power companies are exploring other ways to generate electricity after the sun goes down or to store the excess electricity produced at night (such as wind power) for use during the day.

A solar-thermal storage tank would contain superheated materials, such as molten salts, that can be released to generate steam whenever electricity is needed.

http://seekingalpha.com/article/124096-solar-millennium-nv-e…


... viel heiße Luft mit dem neuem Mega Projekten in den USA und eine "(Luft)buchung" nach der anderen in den Bilanzen. 2007/2008 lag der Gewinn mit 6 Mio. weit unter den Erwartungen mit 18 Mio.€. Noch nicht einmal Andasol-1 läuft nach einem Zwischenfall problemlos. Ex-Partner ACS geht mit seiner Finanzkraft (finanzierte Andasol 1-2 mit 75%) eigene Wege bei den solarthermischen Kraftwerken.

[bossi1]

ESolar to build 1,000MW of solar power plants in India

11 minutes ago - Datamonitor
eSolar, a producer of modular, scalable solar thermal power plants, has announced an exclusive licensing agreement with the ACME Group to build up to 1,000MW of solar thermal power plants in India over the next 10 years.

eSolar names ACME as a master licensee of its modular, scalable technology and grants the company the exclusive right to represent eSolar in India developing its own utility-scale solar thermal projects and working with other companies that want to build solar thermal power plants in India using eSolar technology.

The agreement combines both companies' resources to enable complete project capabilities, ranging from technology development and component manufacturing to power plant construction and operation. Additionally, ACME will make a $30 million equity investment in eSolar.

As a master licensee, ACME will build, own and operate solar thermal plants in India using eSolar's modular and scalable design and will work with other companies to build solar thermal power plants in India using eSolar technology. ACME has already signed power purchase memoranda of understanding for 250MW. Construction will start later in 2009 on the first 100MW of eSolar power plants.

Bill Gross, CEO of eSolar, said: "eSolar has produced the first solar energy that is competitive with fossil fuels. ACME's $30 million commitment demonstrates their confidence in eSolar's technology. We are committed to working with the very best partners, such as ACME, to scale deployment as quickly as possible around the world."

http://research.scottrade.com/public/markets/news/news.asp?s…

eSolar Homepage ...
http://www.esolar.com/solution.html

[bossi1]

04.03.2009 20:42
UPDATE 1-Mitsubishi takes stake in Acciona solar firm

MADRID, March 4 (Reuters) - Mitsubishi Corp has bought a 34 percent stake in the solar power unit of Spanish contractor Acciona, (News) the companies said on Wednesday.

Financial details of the transaction were not disclosed. The financial daily Nikkei said in its Thursday edition that Mitsubishi expected to pay 'several billion yen.'

The Acciona unit, Amper Central Solar, operates the world's largest photovoltaic power plant, Amareleja, with a capacity of 45.8 megawatts, about 200 kilometres southeast of Lisbon.

In a joint statement, the companies said the deal was the first step in collaborative projects in renewable energy.

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2009-03/13278874…


... die spanische Acciona (Solar) baut in der EU und den USA PV-Solarparks und solarthermische Kraftwerke (Nevada one). Es ist die erste Beteiligung dieser Art bei span. Solarfirmen mit Unternehmen aus Asien.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.699.899 von bossi1 am 04.03.09 17:22:30

Nevada Energy, Solar Millennium und MAN Ferrostaal kooperieren bei der Entwicklung solarthermischer Kraftwerke in den USA



Solarthermisches Kraftwerk "Andasol 1"
mit Salzspeicher im Vordergrund.

Die Solar Millennium AG (Erlangen) wird mit NV Energy Inc., einem großen Energieversorger aus Nevada, bei der Entwicklung von großen solarthermischen Kraftwerken zusammenarbeiten. Dazu sei von der US-amerikanischen Tochtergesellschaft, Solar Millennium LLC mit Sitz in Berkeley (Kalifornien), NV Energy und MAN Ferrostaal Inc., dem Joint Venture-Partner der Solar Millennium AG für den Bau von solarthermischen Kraftwerken in den USA, eine Absichtserklärung zur gemeinsamen Entwicklung von Projekten in der Amargosa-Wüste unterzeichnet worden. Konzipiert werde zunächst ein Parabolrinnen-Kraftwerk mit einer Leistung von rund 250 Megawatt (MW) und thermischen Speichern (Salzspeicher), wie sie bereits in den von Solar Millennium entwickelten Anlagen in Südspanien, Andasol 1 und 2, zum Einsatz kommen, berichtet Solar Millennium in einer Pressemitteilung. Damit wird eine planbare Stromproduktion auch nach Sonnenuntergang ermöglicht. Das Solar-Kraftwerk soll dazu beitragen, den hohen Strombedarf der sonnenreichen Region in den heißen Sommermonaten zu decken. Solar Millennium hat nach eigenen Angaben bereits vor rund zwei Jahren mit der Entwicklung des Projektes begonnen. Auch bei der Entwicklung und Realisierung von weiteren solarthermischen Kraftwerken im Süden Nevadas beabsichtigen die Unterzeichner der Erklärung zusammenzuarbeiten.

250 MW-Kraftwerk mit einem Investitionsvolumen von mehr als einer Milliarde US-Dollar

"Bei der Solarenergie sind in den letzten Jahren große Fortschritte erzielt worden. Solarthermische Kraftwerke, ausgerüstet mit thermischen Speichern, können zuverlässig Strom liefern und werden ihren Anteil am zukünftigen Energiemix haben. Solche Projekte sind auch geeignet, die lokale Ökonomie maßgeblich anzukurbeln", unterstreicht Michael Yackira, Vorstandsvorsitzender von NV Energy. Das 250 MW Kraftwerk hat laut Pressemitteilung ein Investitionsvolumen von mehr als einer Milliarde US-Dollar. Rund 1.000 Menschen werden für einen Zeitraum von zwei bis drei Jahren auf der Baustelle beschäftigt sein. Christian Beltle, Vorstandsvorsitzender der Solar Millennium AG, sieht ein sehr großes Marktpotenzial für solarthermische Kraftwerke in den USA: "Im Südwesten des Landes herrschen zum Teil exzellente Sonneneinstrahlungsbedingungen von bis zu 2.800 kWh/m²a und viele dieser Regionen liegen in der Nähe großer Bevölkerungszentren. Solarthermische Kraftwerke werden zukünftig wesentlich dazu beitragen, den Strombedarf in Nevada klimafreundlich abzudecken. Wir freuen uns sehr über die zukünftige Zusammenarbeit mit NV Energy und bei der derzeitigen Unterstützung der Behörden gehen wir davon aus, im Jahr 2010 mit dem Bau beginnen zu können."

Finanzierung im Rahmen des "Economic Stimulus Bill" von Präsident Obama

Josef Eichhammer, Geschäftsführer der Solar Millennium LLC, ist zuversichtlich über den weiteren Projektverlauf: "Wir haben mit NV Energy einen erfahrenen Partner bei der Planung von Kraftwerken und dies wird uns helfen, das Genehmigungsverfahren im geplanten Zeitraum abschließen zu können. Bei den vielen Gesprächen mit Politikern und Behörden in Nevada, in anderen Bundesstaaten sowie vor allem auch in Washington spüren wir überwiegend Rückenwind für den Bau von solarthermischen Kraftwerken. Der Baubeginn in 2010 wird uns auch entscheidend bei der Finanzierung des Projekts helfen, da wir damit im Rahmen des Economic Stimulus Bill von Präsident Obama 30 % des Projekts aus Bundesmitteln finanzieren können." Diese Anschubfinanzierung zum Erhalt von Arbeitsplätzen und Aufbau von neuen Industrien wurde kürzlich von Präsident Obama verabschiedet und fördert vor allem auch die Renewable Energy Industry.

Solar-Kraftwerk mit thermischem Speicher

Uwe T. Schmidt, Vorstandsvorsitzender der MAN Ferrostaal Inc. und Mitglied des Management Boards der MAN Ferrostaal AG betont: "Wir haben bereits mehr als 5.000 Industrieanlagen weltweit gebaut und bringen daher auch die Erfahrung mit, dieses solarthermische Kraftwerk mit thermischem Speicher zur vollen Zufriedenheit von Nevada Power bauen zu können". Schmidt ergänzt: "Wir sind davon überzeugt, dass die Anlage einen neuen Standard für solche Kraftwerke setzen wird. Solche Kraftwerke werden Nevada künftig von einem Importeur von Strom zu einem Exporteur machen und daher ein neues Zeitalter für Nevada einläuten."

Im Rahmen der Vereinbarung sollen zunächst verschiedene Stromübertragungs- und Umweltstudien durchgeführt sowie Finanzierungsoptionen entwickelt werden, die dann von der Public Utility Commission in Nevada eingehend geprüft werden. Anschließend kann mit der konkreten Planung für den Bau des solarthermischen Kraftwerks begonnen werden. Michael Yackira weist noch darauf hin: "NV Energy ist stark an der Speichertechnologie interessiert. Unser Unternehmen möchte seine Vorreiterrolle bei der Nutzung von erneuerbaren Technologien beibehalten, und deshalb ist es auch wichtig, zum Vorteil unserer Kunden und der Umwelt bei diesem Projekt mitzumachen."

05.03.2009 Quelle: Solar Millennium AG


... viele tolle Absichten im Kurstief, nachdem nur 6 Mio.€ Gewinn nach den versprochenen 18 Mio.€ 2007/2008 ausgewiesen wurden. Von ihrer noch offenen Anleihe hört auch wenig in der aktuellen Finanzkrise.

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.700.029 von bossi1 am 04.03.09 17:35:42

Indien: ACME will solarthermische Kraftwerke mit einer Nennleistung von bis zu 1 GW bauen



Computersimulation eines 46MW-Moduls
mit Technologie von eSolar.

Das US-Unternehmen eSolar Inc. (Pasadena, Kalifornien), Hersteller von modularen, skalierbaren solarthermischen Kraftwerken berichtete am 3. März, 2009, dass die ACME-Gruppe (Haryana, Indien) in den kommenden zehn Jahren Kraftwerke mit Technologie mit einer Nennleistung von bis zu 1.000 Megawatt (MW) in Indien bauen will. Laut Pressemitteilung hat eSolar den Technologiekonzern ACME als Hauptlizenznehmer ausgewählt, der eSolar exklusiv in Indien vertreten soll. Die Vereinbarung verbinde die Ressourcen beider Unternehmen zur vollständigen Umsetzung von Solar-Projekten von der technologischen Entwicklung über die Produktion von Systemkomponenten bis hin zum Betrieb der Kraftwerke. Laut Pressemitteilung will ACME außerdem 30 Millionen US-Dollar (23,7 Millionen EUR) in eSolar investieren. "eSolar hat es als erstes Unternehmen geschafft, Solarenergie wettbewerbsfähig mit fossilen Brennstoffen zu machen", sagte Bill Gross, Vorstand von eSolar. "Die 30 Millionen US-Dollar-Investition von ACME beweist das Vertrauen in unsere Technologie. Wir engagieren uns mit hervorragenden Partnern wie ACME, um so schnell wie möglich Solarkraftwerke rund um den Globus zu realisieren".


Bis zu 1.000 MW Solarthermie-Kapazität geplant

Die Partnerschaft mit ACME sei die erste internationale Lizenzvergabe, berichtet eSolar. Als Hauptlizenznehmer werde ACME solarthermische Kraftwerke in Indien finanzieren, errichten und betreiben, aber auch anderen Unternehmen die eSolar-Technologie zum Bau von Solarkraftwerken verfügbar machen. Laut Pressemitteilung hat ACME bereits Verhandlungen über Strombezugsvereinbarungen mit einer Nennleistung von insgesamt 250 MW geschlossen, mit dem Bau des ersten Projekts mit 100 MW Leistung soll noch in diesem Jahr begonnen werden. ACME plane in den nächsten zehn Jahren Solar-Kraftwerke mit einer Nennleistung von insgesamt bis zu 1.000 MW in Indien zu errichten, heißt es weiter. "Die Systeme von eSolar stellen eine praktikable, kosteneffiziente Lösung dar, um die wachsende Nachfrage nach Energie in Indien schnell und skalierbar zu decken", sagte Manoj Upadhyay, Vorstandsvorsitzender der ACME-Gruppe. Atul Sabharwal, Geschäftsführer des Unternehmens kommentierte: "Unsere Zusammenarbeit mit eSolar ist ein Meilenstein auf dem Weg zur Erreichung des gemeinsamen Ziels, zu fossilen Brennstoffen wettbewerbsfähige Solar-Kraftwerke bereitzustellen".

09.03.2009 Quelle: eSolar Inc.

[bossi1]

09:52 Uhr
Gerücht: E.On hat Interesse an Q-Cells
Florian Söllner

Der Energieversorger E.On sieht zukünftiges Potenzial in der Sonnenkraft. Ob im Zuge dessen eine Übernahme des Solarzellenherstellers Q-Cells auf der Agenda steht, ist jedoch reine Spekulation. ... nur heiße Luft wie REC. Jedenfalls hat es QCE aus dem Keller unter 10€ geholt.

Mit einem Kursgewinn von rund fünf Prozent erobert die Q-Cells-Aktie heute die 10-Euro-Marke zurück. Dieser Kursanstieg ist wohl auf ein Gerücht zurückzuführen, E.On könnte an Q-Cells interessiert sein, um ein neues Geschäftsfeld „Erneuerbare Energie“ zu entwickeln. Eine anstehende Übernahme ist jedoch eine reine Spekulation beziehungsweise nur ein Gerücht.

Neue Solar-Projekte

Fakt ist hingegen, dass E.On heute im Zuge der Bekanntgabe der 2008er-Ergebnisse gemeldet hat: „Zukünftiges Potenzial sieht E.ON insbesondere bei großen Solarkraftwerken in sonnenreichen Regionen und bereitet entsprechende Projekte vor.“Wahrscheinlicher ist also, dass E.On in naher Zukunft als Solar-Investor und Solarmodul-Käufer auftritt. Dies würde Firmen wie dem Solarzellenhersteller Q-Cells zumindest indirekt helfen beziehungsweise der Branche wichtige Wachstumsimpulse geben.

Trendwende abwarten!

Die Handelsumsätze und der Kurssprung sind relativ gering, was gegen eine hohe Eintrittswahrscheinlichkeit des Übernahme-Gerüchtes spricht. Wenngleich heute die 10-Euro-Marke zurückerobert wurde, ist der kurzfristige Abwärtstrend noch intakt. Vorerst abwarten!

http://www.deraktionaer.de/xist4c/web/Q-Cells-mit-gutem-Hand…


... da wird wohl Schott Solar erst mal die besseren Karten haben, da sowohl PV und Schlüsseltechnik für solarthermische Kraftwerke angeboten wird. Eine Übernahme im Solarsektor wird E.ON so schnell nicht planen. [/u]

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.703.751 von bossi1 am 05.03.09 09:32:16

Mitsubishi kauft von ACCIONA 34 % des Photovoltaik-Integrators Amper Central Solar


Amareleja PV plant (45.8 MWp).

Das spanische Infrastruktur-, Energie-, Wasser- und Dienstleistungsunternehmen ACCIONA S.A. berichtete am 4. März 2009, dass die Mitsubishi Corporation (Tokio, Japan) 34 % der Anteile des ACCIONA-Tochterunternehmens Amper Central Solar erworben habe. Amper Central Solar hat das derzeit weltgrößte Photovoltaik-Kraftwerk Amareleja (Moura; Portugal) errichtet. Im Beisein des Vorstandsvorsitzenden von ACCIONA, Jose Manuel Entrecanales, sowie des Vorsitzenden von Mitsubishi Mikio Sasaki, wurde ein Vertrag unterzeichnet, mit dem Mitsubishi auch einen Anteil am Solarpark Amareleja erwirbt. Die Unternehmen betonen, dass diese Transaktion die erste Zusammenarbeit in Sachen erneuerbare Energien sei und kündigten an, gemeinsam weitere Vorhaben zur Nutzung der erneuerbaren Energien umzusetzen und nachhaltige Entwicklungsprojekte durchzuführen. Die Führung der Unternehmen will aus den Synergien der beiden Organisationen schöpfen, die sich aus den jeweiligen Technologien, Geschäftstätigkeiten und Standorten ergeben. Mitsubushi und ACCIONA seien sich einig, nachhaltige Energiemodelle vorantreiben zu wollen und so die Basis für eine deutliche Expansion der Branche und anderer produzierender Industriegruppen zu schaffen, heißt es in der Pressemitteilung.

45,8 MW-Solarpark Amareleja zeigt die Vorteile der Solarenergie

Mit einer Investition von insgesamt 261 Millionen Euro sei das Solarkraftwerk von Amareleja beispielhaft dafür, wie erneuerbare Energien die regionale wirtschaftliche Entwicklung vorantreiben können, betont ACCIONA. Es sei das weltgrößte netzgekoppelte Solarkraftwerk mit einer Nennleistung von 45,8 Megawatt Peak (MWp) und produziere jährlich ungefähr 93 Millionen Kilowattstunden Solarstrom. Amareleja soll helfen, die Energie- und Klimaschutzziele (E4 Energy Efficiency and Endogenous Energies) umzusetzen, damit Portugal seinen Verpflichtungen zur Verringerung der Treibhausgas-Emissionen nachkommen kann.

11.03.2009 Quelle: ACCIONA

[bossi1]

Die span. Isofoton steht zum Verkauf ...

Die span. Gruppe Bergé, mit 17 Marken der größter Autoimporteur inkl. Reederei und über 500 Händlern in Spanien und Lateinamerika, will sich von 49% von seinem voll integriertem Solarkonzern Isofoton trennen. Auf Isofoton lasten noch über 250 Mio. € Schulden und die bekannten Probleme des span. Marktes sowie eine auf 3 Monate geplante Kurzarbeit für 715 ihrer Mitarbeiter. Auf der anderen Seite hat Isofoton Vereinbarungen für den Bau einer Modulfabrik in Ohio (USA), die von Spanien aus mit Wafern beliefert werden soll und dadurch ein Teil der Arbeitsplätze in die USA verlegt.

... ehemalige Gründer von Isofoton wurde 2008 von Solarworld mit dem Einstein Award ausgezeichnet. Ich denke Bergé hat selbst Probleme im Automobilsektor und will daher 49% seiner Perle Isofoton verkaufen. So wie das Unternehmen aufgestellt ist, könnten auch Player in China interessiert sein.


DIFÍCIL SITUACIÓN FINANCIERA
Los Bergé encargan a N+1 la refinanciación y la venta de Isofotón
Sguen en su empeño de vender Isofotón, el primer grupo fotovoltáico de España.

13/03/2009 - 08:04 - AGUSTÍN MARCO

Los Bergé siguen en su empeño de vender Isofotón, el primer grupo fotovoltáico de España, que atraviesa una muy complicada situación financiera. Para buscar una solución, la compañía ha contratado al banco de negocios N+1 para refinanciar la deuda y encontrar un comprador.

Según han confirmado fuentes próximas a la operación, los Bergé, el líder en la distribución de vehículos en España y Latinoamérica, se han puesto en manos de esta compañía especialista en fusiones y adquisiciones y en reestructuraciones de deuda. De hecho, recientemente ha trabajado para Habitat y ahora está contratada por Renta Corporación y por Parquesol, otras dos inmobiliarias con graves problemas de insolvencia.

N+1, que ha declinado hacer comentarios sobre este contrato, es la primera firma de asesoramiento independiente -sin participación de ningún grupo bancario nacional o internacional- de España, con ejecutivos que durante muchos trabajaron en Morgan Stanley y antes en AB Asesores. La compañía si ha confirmado la contratación de N+1 para reestructurar la deuda y para la venta parcial de la compañía, hasta un máximo del 49%, ya que la intención de Grupo Bergé es quedarse con la mayoría del capital.
Precisamente, Guillermo Arbolí, socio y director general de N+1, es el encargado de llevar las negociaciones entre la familia Bergé y sus acreedores financieros para encontrar una solución a los más de 250 millones de euros de deuda que arrastra. Entre ellos destaca la presencia de Banco Santander y de varias de Andalucia, donde Isofotón tiene su sede operativa.
En concreto, la tiene en el Parque Tecnológico de Andalucia, en Málaga, donde ha aplicado un Expediente de Regulación de Empleo (ERE) temporal a 715 trabajadores, el 90% de la plantilla. Esta situación coincide con el anuncio por parte de Isofotón de un acuerdo de colaboración con el Estado de Ohio (Estados Unidos) por el que se compromete a desarrollar un centro de producción para el ensamblaje de cédulas fotovoltaicas, lo que ha añadido más incertidumbre a los sindicadtos.
Aunque la empresa sostiene que este acuerdo supondrá más carga de trabajo para la planta de Málaga, donde se fabrican estas cédulas y que de ningún modo debe verse con una amenaza para las instalaciones de España, fuentes sindicales temen que un desplazamiento de la producción de Málaga a Estados Unidos, lo que haría peligrar aún más el futuro de los trabajadores en España.
Según Isofotón, el futuro centro de Ohio se encargará del ensamblaje de las células en obleas y en la elaboración de las placas, ya que económica y fiscalmente esta opción es mucho más barata que enviar las placas completamente ensambladas desde Málaga. Isofotón asegura que la planta estadounidense servirá, una vez puesta en marcha, para "incrementar decisivamente la actividad productiva en España".
Mientras tanto, N+1 sigue también con las conversaciones para la venta de la compañía en el caso de que surja un comprador que esté dispuesto a pagar lo que piden los Bergé. El grupo ha firmado un acuerdo de confidencialidad con un grupo asiático para analizar su adquisición, aspecto que ha sido negado por la compañía.
Grupo Bergé stá presente en sectores como el marítimo-portuario, el logístico, el de las energías renovables y las finanzas, además de la distribución de automóviles. Es el mayor distribuidor privado de automóviles de la Península Ibérica y Latinoamérica. Representa 19 marcas diferentes en distribución y 21 en retail a lo largo de siete países, con una red de más de 500 concesionarios independientes.

http://www.finanzas.com/2009-03-13/100193_berge-encargan-ref…

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Isofotón teams up with State of Ohio on new U.S. module facility

09 March 2009
Isofotón North American, a subsidiary of Isofotón, has signed an agreement of cooperation with the State of Ohio for the establishment of a new Isofotón production centre. The proposed module manufacturing facility will assemble cells manufactured in the Production Center in Malaga, with construction on the 60MW plant planned for between 2010 and 2011.

The agreement is viewed by the company as the first step in a process of breaking into the U.S. market and a chance to identify strategic utility partners in the country. Isofotón North America has kept up a presence for the Spanish company since 2004, and the modules produced at the proposed Ohio plant will be destined for sale on the U.S. market.

http://www.pv-tech.org/news/_a/isofoton_teams_up_with_state_…

[bossi1]

Vom Ziel 371 MW in 2007 auf 4.528 MW in 2008 ...

Nach den letzten offiziellen Daten der span. CNE sind jetzt 3.204 MW nach den alten Tarifen vom RD 661/2007 für 2008 registriert worden. Im Februar 2009 sprach man von 4.200 MW, die in 2008 in Spanien installiert wurden, wobei jedoch nur 3.750 MW registriert wurden. Jetzt wurde also nochmals kräftig nachgesiebt, wobei wieder über 500 MW wegen angeblicher Mängel etc. die Quote gestrichen bekamen. Dabei wurden jedoch in 2008 real bis zu den Daten im Januar 2009 4.528 MW neu installiert. Ihr Ziel 2007 = 371MW (100%) aber in 2008 = 4.528 MW (1.220%)

... für das 1Q 2009 sind jetzt 88 MW neu genehmigt worden. Die offiziellen Zahlen 2008 der CNE (Nationale Energie Kommission) machen den den Einbruch in Spanien 2009 bei der Nachfrage für den Sektor deutlich. Dagegen ist eine geschätzte Nachfrage in den USA von ca. 800 MW für 2009 nur ein Tropfen auf den heißen Stein ...


El año 2008 se cerró con una potencia fotovoltaica instalada oficial de 3.204 MW

12 de marzo de 2009

Los últimos datos hechos públicos por la Comisión Nacional de la Energía (CNE) elevan a 3.204 MW la potencia fotovoltaica instalada en España. Son cifras oficiales, es decir cuyas facturas han llegado a la CNE, con las que se cierra definitivamente el año 2008. Si se produjera alguna pequeña variación se explicitaría en la próxima estadística sobre las ventas de energía de régimen especial.

La carrera de muchos promotores para acabar las obras en sus parques solares antes de la derogación del Real Decreto 661/2007 y la entrada en vigor del Real Decreto 1578/2008 se ha notado. El deseo de obtener 45 céntimos de euro por kWh (tarifa del RD 661) frente a la horquilla 32-34 céntimos de euro por kWh (tarifa del RD 1574) provocó el año pasado que España se convirtiera en el motor fotovoltaico del mundo con un crecimiento imposible de seguir por ningún país, incluido Alemania.

Los datos oficiales de la CNE sitúan la potencia fotovoltaica en 3.204 MW distribuidos en 48.581 instalaciones que vendieron, que inyectaron a la red, 2.335 GWh eléctricos. Esa generación de energía supuso una retribución de más de 1.000 millones de euros (1.057.873.000) con una percepción media de 45,306 céntimos de euro por kWh.

La curva de energía vendida en 2008 es significativa porque los picos más altos no solo coinciden con los meses del año de mayor irradiación solar, sino que también responden a la puesta en marcha de instalaciones cerca del 29 de septiembre, fecha límite para que las plantas se pudieran acoger al RD 661. Así el mes en que se vendió más energía fue septiembre con 316 GWh, seguido de octubre con 309 GWh. El resto del año quedó con noviembre (289 GWh), agosto (296 GWh), julio (240 GWh), junio (196 GWh), diciembre (175 GWh), mayo (139 GWh), abril (129 GWh), marzo (110 GWh), febrero 75 (GWh) y enero 61 (GWh).

La distribución de los 3.204 MW facturados por comunidades autónomas sitúa a Castilla-La Mancha a la cabeza de la lista con 800 MW instalados. Le siguen, por este orden, Andalucía (472 MW), Extremadura (399 MW), Castilla y León (328 MW), Murcia (283 MW), Comunidad Valenciana (221 MW), Cataluña (167 MW), Navarra (157 MW), Aragón (116 MW), Canarias (90 MW), La Rioja (78 MW), Baleares (44 MW), Madrid (23 MW), País Vasco (16 MW), Galicia (8 MW), Cantabria (2 MW), y cierran Asturias, Ceuta y Melilla con cero MW.

Por lo que se refiere al arranque del año, los primeros datos del 2009 hechos públicos por la Comisión Nacional de la Energía ha confirmado la inyección a la red de 115 GWh de electricidad durante el mes de enero procedente de plantas solares. En cuanto a la potencia equivalente, la CNE la eleva a 4.528 MW. Esta es la estimación que realiza a fecha enero de 2009 la Comisión Nacional de la Energía teniendo en cuenta el ritmo de instalación de los últimos nueve meses. Esos 4.528 MW significarían haber superado el objetivo de potencia (371 MW) un 1.220%.

Más información:
www.cne.es
http://www.energias-renovables.com/paginas/Contenidoseccione…

[bossi1]

Antwort auf Beitrag Nr.: 36.767.935 von bossi1 am 14.03.09 18:35:22

Nach den letzten offiziellen Daten der span. CNE sind jetzt 3.204 MW nach den alten Tarifen vom RD 661/2007 für 2008 registriert worden.


Korrektur zu den span. Daten vom Februar ...
(die übernommene Zahl 3.750 MW war falsch)

Am 12. Februar waren waren nach der letzten Meldung nur 2973 MB registriert von 4.194,97 MB aus dem Zubau 2008 bis da hin und 46.730 Solarparks. Jetzt liegt der Zubau 2008 jedoch bei 4.528 MB, wobei nun 3.204 MW registriert wurden (+231 MB) aus mitlerweile 48.581 Solarparks (+1851). Davon haben 2008 insgesammt 1.324 MB den Endspurt bei den fetten Einspeisetarifen nicht geschafft. Es ist also nicht weiter ausgesiebt worden, sondern einfach nur noch mehr geworden. Es mußten bei der Menge über 20 Mio. Module nachträglich neu erfaßt werden.

Die Solarparc AG hat ihren 10 MW Anteil aus dem 2008 gebauten und registrierten Solarpark noch immer nicht verkauft. Das wird bei dem Angebot am Markt auch nicht einfach werden. Nur die 2008 registrierten 3204 MW haben bei ca. 6 Mio.€ je MW mindestens 19,2 Mrd.€ gekostet. Wollen die Investoren bei einem Verkauf dieser Parks mindestens 20% Marge erzielen, können jetzt (theoretisch) bis zu 23 Mrd.€ an Solarparks auf den Markt drängen. Das wird in der Finanzkrise nicht einfach werden, denn auch in dem beliebtem Immobilienmarkt in Spanien stapeln sich die Schnäppchen für ihre Investoren. Die Banken sind in der Finanzkrise auch in Spanien vorsichtig geworden und finanzieren nicht mehr 100% wie im Immobilienboom, wobei Wertsteigerungen von 20%/Jahr ganz normal waren.

[bossi1]

Mar 16, 2009 06:30

Total Plans $1.3 Billion Investment on Petrochemical and Solar Projects in France

Industrial Info EuropeGALWAY, IRELAND--(Marketwire - March 16, 2009) - Researched by Industrial Info Resources (Sugar Land, Texas) -- Global petrochemical major Total SA (NYSE:TOT) (Paris) has announced plans to invest more than $1.3 billion to upgrade its industrial facilities and consolidate business operations in a bid to maintain its competitive edge in a challenging economy. The investments will be made in refining, petrochemical and solar power projects in France.

http://www.marketwire.com/press-release/Industrial-Info-Reso…


... Total plant mit GDF Suez (lieferte Steuerungstechnik für RGS) den Bau einer Waferfabrik in Frankreich. Zudem ist man auch im Bereich der solarthermischen Kraftwerke aktiv.

Abengoa and Total take lead for Masdar power plant

Published: 02 March 2009 11:43Author:Karin Maree
A team of Spain's Abengoa Solar and France's Total are the preferred bidder for Abu Dhabi Future Energy Company's (Masdar) Shams 1 power plant.

[bossi1]

18.03.2009 18:01
AIG Financial Products Corp. Closes Solar Park Transaction

Part of Continuing Effort To Reduce Investment Portfolio And Risk

AIG Financial Products Corp. (AIGFP), an AIG company (AIG), reported today that it has closed the sale of its interests in three operating Spanish solar photovoltaic plants from its energy and infrastructure book. The plants have a combined capacity of 35.4MWp and an enterprise value of approximately €300 million. HG Capital, a London based private equity firm focused on renewable energy, acquired AIGFP’s interests for an undisclosed sum.

”This sale continues AIGFP’s ongoing program of investment portfolio dispositions, further reducing its overall risk profile,” said Gerry Pasciucco, AIGFP Chief Operating Officer. As previously disclosed, AIGFP began the process of unwinding its businesses and portfolios late last year.

http://www.finanznachrichten.de/nachrichten-2009-03/13400257…

... das waren ca. 8,5 Mio.€/MWp für die Solarparks vom US-Versicherer AIG. In Spanien lagen 2008 die Baukosten bei 6,00-6,50 Mio.€/MWp + 0,75 Mio./MWp für ein zusätzliches Nachführsystem ohne Marge beim Verkauf für den Bauherrn.