TEIL C

Solare Hochtemperatursysteme

Das Prinzip dieser Anlagen beruht auf einer durch Spiegelsysteme erfolgenden Konzentrierung der Sonnenwärme auf eine kleine Fläche (Receiver), wo bei relativ geringen thermischen Verlusten hohe Temperaturen erzielt werden. Diese Hochtemperatursysteme können in Sonnenfarmen, Sonnentürme und Sonnenöfen unterteilt werden. Bei allen Anlagen dieser Art ist eine mehrachsige Sonnennachführung sehr wichtig. Da in den nördlichen Breiten der Anteil der direkten Sonnenstrahlung relativ gering ist, werden diese Systeme wohl nur in einstrahlungsreichen Ländern zum Einsatz kommen - wo die Direktstrahlung größer ist als 1.800 kW/m².

Zwar sind derartige Kraftwerke noch relativ teuer, dagegen ist ihre Funktionsweise äußerst einfach. Die dünn gestreut einfallenden Sonnenstrahlen werden mit optischen Hilfsmitteln (Spiegel, Linsen) konzentriert und auf den Verdampferkessel (Brennfleck) gerichtet – oder auf eine große Anzahl von wasser- oder öldurchflossenen Rohren (Brennlinie). Bei Parabolspiegel-Systemen (Dish) wird oft auch ein Heißluft-nutzender Stirling-Motor eingesetzt.

Anwendungen derartiger Konzentrationsprinzipien gab es auch schon früher, erinnern wir uns an die eingangs erwähnten 'Kampfstrahlen' der alten Griechen. Und in vielen Ländern der 3. Welt kann beobachtet werden, wie Einheimische kleine Lupen oder gar Brillengläser zum Anzünden von Zigaretten nutzten – während in Amerika und Europa in den letzten Jahren veschiedentlich Mini-Parabolspiegel aus verspiegeltem Plastik auf den Markt gekommen sind, die dem gleichen Zweck dienen.

In den 1970ern und 1980ern werden die Entwicklungen und Pilotprojekte durch verschiedene Institutionen gefördert, darunter auch durch das BMFT. Mitte 1998 beginnt man dort jedoch, die Forschungsgelder für die Hochtemperatur-Solarthermie bis 2000 auf Null herunterzufahren. Schließlich seien die Systeme nach Investitionen von mehr als 400 Mio. DM marktreif – die Markteinführung müsse nun die Industrie besorgen. Deutschland kündigt sogar den Kooperationsvertrag mit Spanien (s.u. Almería-Anlage).

In den Jahren 2002 und 2003 wird im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramms (ZIP) die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke dann doch noch mit rund 10 Mio. € gefördert – weitere Förderungen sollen danach allerdings nur noch im Rahmen der allgemeinen Forschungsförderung erfolgen. Im Juni 2002 findet in Berlin die vom BMU und der KfW organisierte internationale Konferenz zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke statt – gefolgt von einer zweiten Konferenz zur globalen Einführung in Palm Springs/USA im Herbst 2003, die ebenfalls von der Bundesrepublik Deutschland unterstützt wird, und bei der 80 Teilnehmer aus 13 Ländern die notwendigen Strategien diskutierten. Im Abschlussdokument dieser Konferenz wird u.a. festgehalten:

Innerhalb der nächsten zehn Jahre wird der Ausbau von 5.000 MW solarthermischer Kraftwerksleistung angestrebt. Dabei sollen möglichst viele Länder und Organisationen mitwirken.

Geeignete Instrumente dafür sind das Festsetzen nationaler und globaler Ziele, die Kooperation zwischen Planern und Stromabnehmern, die Etablierung angemessener Tarife sowie eine günstige langfristige Kreditvergabe.

Den Prozeß koordiniert SolarPaces, ein internationaler Expertenzusammenschluß unter dem Dach der Internationalen Energiebehörde (IEA) mit dem Schwerpunkt der Entwicklung und Vermarktung von Solarenergie-Systemen. Die Ergebnisse werden in die Vorbereitungen für den Weltkongress renewables 2004 im Juni in Bonn/Deutschland eingehen.

Über eine Amortisationszeit von 7 bis 8 Jahren sollen Solarkraftwerke im Laufe ihrer Lebensdauer mindestens eine 20-fache Energiemenge abgegeben als für Herstellung, Errichtung und Betrieb aufgewendet wurde (Stand 1977). Zum Vergleich: Ein Kernkraftwerk gibt maximal 4 Mal soviel Energie ab, wie zu seiner Erstellung und zum weiteren Betrieb aufgewendet wurde – wobei in dieser Rechnung der Energiefaktor aller nachfolgenden Ausgaben wie Transporte, Endlagerung, Dekontaminierung, Stillegung, Sicherung u.ä.m. noch nicht einmal mit einbezogen worden ist. Den Weltrekord an Ineffizienz hält wohl das Kernkraftwerk Niederaichbach: Während seiner 12-jährigen 'Existenz' schaffte es ganze 18 Betriebstage...!

Technisch gesehen gibt es hauptsächlich drei Modelle von Solarkraftwerken, die ich nun im Einzelnen beschreiben werde: die Sonnenfarmen mit Parabolrinnen- oder Fresnel-Spiegel-Kollektoren, Dish-Anlagen, oftmals mit Stirlingmotoren, sowie Solartürme bzw. -öfen, deren Spiegelfelder die höchsten Temperaturen erreichen.

Sonnenfarm (Parabolrinnen-Kollektoren)

Eine der ersten Parabolrinnen-Technologien stammt von Dr. Wilhelm Meier aus Aalen und Adolf Remshardt aus Stuttgart, die bereits im Jahr 1907 das Patent Nr. 231294 des Kaiserlichen Patentamts über eine Vorrichtung zur unmittelbaren Verwendung der Sonnenwärme zur Dampferzeugung in Parabolrinnenkollektoren erhalten.

Das erste kommerzielle Solarkraftwerk der Welt wird 1912/1913 von dem deutsch-amerikanischen Ingenieur Frank Shuman im ägyptischen Maadi errichtet, rund 25 km südlich von Kairo.

Ich habe darüber bereits ausführlich in der geschichtlichen Übersicht zur Solarenergie berichtet. Einen 950 m² großen Vorläufer hatte er bereits 1911 im heimatlichen Tacony, Philadelphia, auf dem Vogt Playground gebaut, bestehend aus 572 Kollektoren in den Maßen 1 x 1 m und mit jeweils zwei Spiegeln an den Seiten.

Anläßlich des sich nähernden 100. Geburtstages dieser Pionierleistung und der 11. Internationalen Kunstbiennale in Kairo wird im dortigen Vorort Maadi vom Dezember 2008 bis Februar 2009 eine Ausstellung der Schweizer Künstler Christina Hemauer and Roman Keller gezeigt, die unter dem Titel No1 Sun Engine, Sun of 1913 bzw. Schams 1913 die Leistung des frühen Solaringenieurs würdigt.

Unter anderem wird ein rekonstruiertes Rinnenelement vorgestellt – und auf einer Mauer eine Aussage Shumans von 1914 zitiert:

One thing I feel shure of, and that is that the human race must finally utilize direct sun power or revert to barbarism.

Der abgebildete Zeitungsartikel aus der al-Ahram vom 9. Juli 1913 ist vermutlich der erste Bericht über eine solare Technologie, der jemals in der Arabischen Welt erschienen ist. 

Die recht frühe Darstellung eines interessanten Parabolrinnen-Kollektors mit zentraler Sonnennachführung, der an der Spitze eines Hauses installiert ist, fand ich auf dem Titelbild der Popular Science vom Februar 1940.

Heutzutage werden Sonnenfarmen mit einer großen Zahl von trog- oder rinnenförmigen Parabolspiegel-Kollektoren errichtet, in deren Brennlinien schwarz gefärbte Kollektorrohre verlaufen. Seit einigen Jahren werden alternativ auch Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten eingesetzt, auf die ich weiter unten noch zu sprechen komme.

Je nach Verweilzeit und Art des Wärmemittelträgers (Wassers, Öl usw.) sind durch den Konzentrationsfaktor 80 mit dieser Methode 400°C – 600°C erreichbar. Diese Anlagenart ist einfach, preisgünstig, leicht zu handhaben und zu warten. Ihr Wirkungsgrad liegt bei etwa 10 %, wobei in Einzelfällen sogar Maximalwirkungsgrade von 15 % erreicht werden.

An die Parabol-Reflektoren werden bei diesem System hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision muß gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein. Eisenarmes Glas mit rückseitiger Verspiegelung ist als Reflektor bestens geeignet.

Schon 1976 berichtet die Presse über ein 10 kW Kraftwerk der Firma MAN, das diese in Zusammenarbeit mit der DFVLR entwickelt hat. Für den genannten Output sind dabei etwa 60 Rinnen-Kollektoren nötig, die zusammen eine Fläche von 150 m² haben. Auch hier verlaufen die Rohre in den Brennlinien der Hohlspiegel. Für eine Anlage dieser Größeordnung wird ein Gesamtpreis von rund 70.000 DM veranschlagt, ein Ausbau in den Megawatt-Bereich hinein soll leicht möglich sein.

Im gleichen Jahr 1976 präsentiert das Alternativ-Magazin ‚Motherearth’ einen sehr speziellen Rinnenkollektor, den ein Dan Lightfoot bereits ein Jahrzehnt zuvor erfunden hatte. Sein Hot-Line Kollektor zeichnet sich durch eine Geometrie aus die es nicht mehr erforderlich macht, den Kollektor der Sonne nachzuführen, da sie die Strahlen über einen Ost-West-Winkel von 150° und einer vertikalen Bewegung um 50° trotzdem fast unverändert auf eine zentrale Brennlinie konzentriert.

Gefunden habe Mr. Lightfoot diese Geometrie durch mehrjährige Versuche nach dem ‚trial and error’ Verfahren. Später hätte er die Exklusivrechte an die NRG Corp. in Iowa verkauft und selbst eine Firma namens Alternate Energy Resources Company (Aerco) gegründet. Aerco und NRG hätten dann gemeinsam 18 Hot-line Einheiten in Iowa installiert, die nicht zur Wasser- sondern zur Lufterhitzung genutzt wurden. Obwohl man damals schon von einer Großproduktion sprach, ist die besondere Geometrie danach wohl in Vergessenheit geraten, denn gehört hat man nie wieder davon.

Einen weiteren Parabolrinnen-Kollektor, der nicht der Sonne nachgeführt werden braucht, erfindet Roland Winston 1985 an der University of Chicago – während er eine Vorrichtung entwickelt, mit der er die Cerenkov-Strahlung nachweisen will, die bestimmte Elementarteilchen beim Durchgang durch Materie aussenden. Der compound parabolic concentrator beruht auf der Geometrie zweier sich überschneidender Parabeln. Winston leitet später, ab 2003, das Programm für Erneuerbare Energie am Campus Merced der University of California.

1982 wird in der westaustralischen Kleinstadt Meekatharra eine 100 kW Solarfarm in Betrieb genommen, die 2,5 Mio. DM kostet und aus 960 m² konzentrierender Kollektoren des Typs Helioman der Firma MAN besteht.

Bis 1984 werden weltweit mehr als 10 kleine Test- und Demonstrationsanlagen gebaut. Während bei den ersten Anlagen die Spiegelflächen der Sonne zweiachsig nachgeführt wurden, wird bei den neueren Entwicklungen aus Kostengründen die Kollektorfläche nur um die horizontale Achse geschwenkt, da der zusätzliche Energiegewinn durch eine zweiachsige Nachführung (ca. 25 %) die hohen Investitionen nicht rechtfertigt.

Ende 1984 stellt die israelische Firma LUZ International im kalifornischen Daggett, nahe Barstow, die erste Solarfarm mit 14 MW (andere Quellen: 45 MW) fertig, und 1985 geht dieses weltweit erste kommerzielle Solarfarm-Kraftwerk ans Netz. Kunde ist das Southern California Edison Electricity Network. Die Kosten der Farm in der Mojave-Wüste betragen etwa 200 Mio. DM, welche durch die private LUZ International finanziert werden. Das in den Kollektorrohren auf 350°C – 450°C erhitzte synthetische Spezialöl treibt über einen Wärmetauscher einen Dampfturbogenerator  der schweizerischen ABB an.

Die SEGS I + II genannte Anlage (Solar Electric Generating System) besitzt eine Reflektorfläche von 80.000 m² in Form von 37.000 silberbeschichteten großflächigen Parabolspiegeln, die mit einer besonderen Versiegelung und einer Sonnennachführung ausgestattet sind. Diese Spiegel werden vom größten europäischen Hersteller, der Fürther Flabeg hergestellt, einer Tochter der Flachglas-Tochter, Gelsenkirchen, sie sind 2,5 m breit und 50 m lang. Die Kollektorröhren bestehen aus schwarzem Chromstahl und sind in evakuierte Glasröhren vom Borosilikattyp eingebaut, die eine gute Transmission, Gasdichtigkeit, thermische Belastbarkeit und Dauerhaftigkeit aufweisen.

1987 kommen in der 2. Ausbaustufe in dem etwa 60 km entfernten Kramer Junction (SEGS III + IV jeweils 100 Mio. $) noch einmal 130.000 Spiegel dazu, die eine Reflektorfläche von insgesamt 300.000 m² besitzen. Die Gesamtanlage erreicht 1988 einen Output von 194 MW, und 1989 verkauft LUZ International Solarstrom für 155 Mio. $, was dem Verbrauch von etwa 250.000 Menschen (in Amerika) entspricht.

1989 liefert Flabeg weitere 200.000 Spiegel für insgesamt fünf  80 MW Kraftwerke, die wiederum einige Kilometer entfernt in Harper Lake errichtet werden. Bis zu diesem Zeitpunkt hat LUZ International etwa 1 Mrd. $ investiert, und man plant weitere Anlagen in Nevada und Texas, in Brasilien, Marokko und Indien. 1990 bestehen in Südkalifornien damit bereits acht LUZ-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 274 MW. Sie stellen das weltweit größte Solarkraftwerk dar, das zu dieser Zeit in Betrieb ist, und erreichen eine technische Verfügbarkeit von über 98 %. Langfristig arbeitet man an einer Einheitsleistung der Anlagen von 1.200 MW. Die Anlagen SEGS VI – VIII erreichen schon Wirkungsgrade bis 13 %. Im Jahr 1991 erwirtschaften die neun LUZ-Solarfarmen einen Output von 354 MW, und bis Ende 1993 sollten es sogar über 600 MW werden, doch dazu kommt es nicht mehr.

Anfang der 1990er Jahre gerät das Unternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeit, so daß der weitere Ausbau während den Arbeiten an der zehnten SEGS gestoppt werden muß, außerdem wird die Fertigung der Absorberrohre stillgelegt. Ausschlaggebend hierfür sind vor allem die gesunkenen Öl- und Gaspreise, an denen sich die Vergütung des eingespeisten Solarstromes in das kalifornische Netz bemißt. 1991 betrug diese ‚avoided energy cost’ Vergütung nur noch 22 % aus der Vergütung von 1981. Ein weiterer Grund war die Verschleppung des Genehmigungsverfahrens, was zu erheblichen Baumehraufwendungen führte und eine rechtzeitige Fertigstellung der Anlage zu dem Stichtag (31.12.1991), der für den Erhalt von Tax-Credits einzuhalten war, nicht mehr erlaubte. LUZ International geht in Konkurs. Und bis 2002 wird weltweit kein weiteres Rinnenkollektor-Kraftwerk mehr gebaut.

Bereits 1990 wird von LUZ International eine 30 MW Solarfarm in der Negev-Wüste nahe Eilat geplant. Außerdem arbeitet man in dem Unternehmen an einer kleinen, standardisierten 1 MW Anlage für den Einsatz in entlegenen Gebieten. Ein anderes israelisches Unternehmen entwickelt gleichzeitig ein Spiegelfeld-System, in dem Öl aufgeheizt, und mit einem Brennstoff-Brenner noch weiter beheizt wird, bis Wasserdampf mit genügendem Druck entsteht, um eine Turbine zu betreiben. Man arbeitet Anfang der 1990er Jahre am Bau einer 30 MW Demonstrationsanlage in der 1987 geschaffenen Sde-Boker-Prüfstelle für Solarstromtechnologien in Israel.

An der weiteren Verbesserung der Parabolrinnen-Technologie engagiert sich die Flachglas-Gruppe zusammen mit europäischen und amerikanischen Partnern mit dem Ziel, die Stromerzeugungskosten künftiger Anlagen von heute 9 – 10 auf 6 – 7 US-Cents/kWh zu senken. Das Anfang 1990 gemeinsam mit der DLR begonnene und BMFT-geförderte Entwicklungsprogramm wird bis 1995 weitergeführt. Eines der Ziele dabei ist, das Know-how der LUZ International zu erhalten, die um 1992 herum aufgelöst wurde.

Gute Chancen werden noch 1996 einem Projekt in Indien eingeräumt, für dessen Finanzierung bereits Zusagen der Weltbank, der indischen Regierung und der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) vorliegen. Geplant ist ein solares Hybridkraftwerk mit insgesamt 130 – 160 MW, bei dem die Rinnenkollektoren ca. 40 MW erzielen, während den größeren Anteil eine Gas- oder Dampfturbine liefert.  Realisieren würde es die Kölner Firma Pilkington Solar International. Die frühere Flachglas Solar, die insgesamt 2 Mio. m² Parabolspiegel nach Kalifornien geliefert hat, ist inzwischen eine Tochter des englischen Pilkington-Lonzerns.

Weitere Hybridprojekte gibt es für Marokko (ca. 130 MW konventionell / Solaranteil 20 – 40 MW), Ägypten (100 – 200 MW / ca. 40 MW), Nord-Mexiko (312 MW / 40 – 50 MW) und Namibia am Oranje-Fluß (300 MW / 60 – 80 MW). Zusätzliche Standortvorschläge gibt es für Jordanien, Spanien und den Iran.

Schon weiter fortgeschritten sind 1998 die Vorbereitungen einer 55 MW Rinnenkollektor-Anlage, die nahe Frangokastello, im Süden der Insel Kreta errichtet werden soll. Mit der Theseus-Anlage (Thermal Solar European Power Station), die 2002 in Betrieb gehen soll, wird auch untersucht, wie derartige solarthermische Kraftwerke möglichst billig hergestellt werden können. Das Projekt wird von der EU gefördert, an den Planung sind neben Pilkington Solar u.a. auch Fichtner, PreussenElektra und die italienische ENEL beteiligt. Die EU-Kommission will 1998 überhaupt verstärkt in die Förderung der Solarthermie einsteigen, außerdem stellt die Weltbank bis zu 200 Mio. DM zur Realisierung drei bis vier ‚marktnaher’ Demonstrationsprojekte zur Verfügung.

Die Kreta-Anlage wird in ihren 300.000 m² Spiegelfläche einen Konzentrationsfaktor von 30 erreichen, die Rinnen werden einachsig der Sonne nachgeführt, und das Thermoöl in den vakuumisolierten Kollektorrohren erreicht eine Temperatur von 400°C. Pilkington Solar bzw. der Vorgänger Flachglas hatte bereits 1994 den Plan für ein thermisches Solarkraftwerk auf Kreta entwickelt – am vorgesehenen Standort erreicht die Sonneneinstrahlung mit 2.400 kWh/m² Werte wie in der Sahara. Maßgebliche Schubkraft erhält das Projekt Ende der 1990er Jahre durch einen Fond privater Kapitalgeber aus Deutschland, der Solar Millennium AG, die auch die Mehrheit an der Theseus S.A. hält. Theseus soll 20 % bis 30 % der Gesamtkosten von 250 Mio. DM als Eigenkapital zur Verfügung stellen, weitere 100 Mio. DM sollen die Banken aufbringen. Von der EU erwartet man 40 %.

Die Solar Millennium AG hat 1999 noch ein weiteres Projekt in Spanien in Arbeit, da dort seit 1998 eine relativ hohe Einspeisevergütung gezahlt wird. Gesellschafter der AG sind das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner, Pilkington Solar International, die Fichtner-Gruppe, die DLR und das israelische Unternehmen Solel Solar Systems Ltd., Nachfolger von LUZ Industries. (Weitere Informationen zur Solar Millennium finden sich in Verbindung mit dem Desertec-Projekt, s.d.).

1999 wird in Almería eine neue Versuchsanlage gebaut, die nach dem DISS-Verfahren arbeitet (Direct Solar Steam), bei dem Ölpumpe und Wärmetauscher überflüssig sind (s.d.).

Im gleichen Jahr wird die Solar One und Solar Two Anlagen bei Bastrow stillgelegt. (Anm.: Bei einem Besuch im März 2008 berichtet Louis Palmer/Solartaxi, daß vieles in Scherben liegt, auch der Konzentratur-Turm sei ausgebrannt, s.u.).

In einem Szenario der DLR und der Ludwig-Bölkow-Stiftung aus dieser Zeit könnte bis 2010 etwa 5 % des deutschen Stroms aus solarthermischen Anlagen kommen – allerdings müßten dafür 50 Solarfarmen mit einer Spiegelfläche von insgesamt 10 km² errichtet werden.

Im Rahmen einer Zusammenarbeit der Industriepartner Abengoa, Flabeg Solar, der DLR und dem Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner wird Ende der 90er Jahre ein ‚EuroTrough’-Kollektor entwickelt, der in Almería getestet wird (s.d.). Ab 2003 werden diese Kollektoren im Rahmen des BMU-Projektes SKAL-ET in einem 800 m langen Strang des kalifornischen Solarkraftwerks SEGS V auf ihre Zuverlässigkeit und ihr Optimierungspotential hin untersucht. Federführend ist die Kölner Firma Flagsol GmbH. Diese neuen Kollektoren überzeugen bei den Tests mit einer Wirkungssteigerung von 5 % – 10 %  gegenüber der bestehenden Technologie.

Als neuerlicher Durchbruch gilt dann die 2003 im indischen Rajasthan errichtete Hybrid-Anlage (Sonne/Erdgas) mit einem Output von 140 MW.

Aufgrund der hohen Einspeisevergütung in Spanien ab 2002 (die allerdings nur für reine Solaranlagen gilt), werden 2003 neben zwei Solarturm-Projekten auch zwei große Parabolrinnen-Projekte gestartet: AndaSol 1 und AndaSol 2. Die beiden 50 MW Anlagen südöstlich von Granada werden mit ‚EuroTrough’-Kollektoren mit einer Solarfeld-Gesamtfläche von jeweils 510.120 m² bestückt. Zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit werden Flüssigsalzspeicher mit einer thermischen Kapazität von 6 Vollaststunden eingebunden. Der Baubeginn ist für 2004 geplant, je Kraftwerk wird mit Kosten von ca. 200 Mio. € gerechnet. Beteiligte Firmen sind Solar Millennium, Flabeg und Schlaich, Bergermann & Partner.

Ein weiteres Vorhaben in Spanien ist die EuroSEGS-Anlage, ein auf 15 MW ausgelegtes Kraftwerk in der Provinz Navarra in der Nähe von Pamplona. Die Realisierung des Projektes, an dem die Unternehmen EHN, Duke Solar und CIEMAT beteiligt sind, ist Ende 2003 allerdings fraglich.

Die SCHOTT-Rohrglas GmbH liefert im Februar 2004 an solarthermische Großanlagen in Kalifornien 165.000 Absorberröhren aus Borosilicatglas, die zur Entspiegelung mit einer nur 110 Nanometer dicken Schicht aus porösem Siliciumdioxid ummantelt sind, was die Lichtdurchlässigkeit der Glasröhren um bis zu 7 % erhöht. Die Röhren unter der Markenbezeichnung DURAN werden die herkömmlichen Gläser ersetzen, die bei Parabolrinnen-Receivern die in der Brennlinie liegenden schwarzen Rohre ummanteln. Die Produktentwicklung erfolgte in Kooperation mit der Universität Clausthal.

Die SOLITEM GmbH von Dr.-Ing. Ahmet Lokurlu ist nach eigenem Bekunden die einzige europäische Firma, die dachintegrierbare Parabolrinnen-Kollektoren für den privaten Gebrauch entwickelt und herstellt. Im April 2004 erhält das innovative Unternehmen den Energy Globe Award.

Am 23.03.2005 veröffentlicht der Glashersteller Schott das ‚SCHOTT Memorandum zur solarthermischen Kraftwerkstechnologie’, mit welchem das Unternehmen Entscheidungsträger in Politik und Wirtschaft mit dieser Technik vertraut machen und die notwendigen Schritte zur Markteinführung anstoßen will.

Im Mai 2005 unterzeichnet Solar Millennium mit zwei chinesischen Unternehmen ein Rahmenabkommen für den Bau mehrerer solarthermischer Kraftwerke. Bis 2020 will das Konsortium Parabolrinnen-Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt einem Gigawatt installieren. Das erste 50 MW Kraftwerk ist in der Inneren Mongolei geplant. Ab dem Herbst 2005 werden dann gemeinsam mit dem chinesischen Energieministerium Standortuntersuchungen in insgesamt drei chinesischen Provinzen durchgeführt.

Die Solar Millennium AG geht bereits im Juli 2005 an die Börse. Das Unternehmen projektiert mit internationalen Partnern weitere Parabolrinnen- und Aufwindkraftwerke. Es verfügt derzeit über ein Grundkapital von rund 10 Mio. € und eine ebenso große Zahl an Aktien. 54,7 % davon befinden sich in den Händen von 1.750 Privatinvestoren, 45,3 % gehören den Organmitgliedern.

Im Oktober 2005 erhält der Mainzer Technologiekonzern Schott den ersten Großauftrag für seinen neuen Parabolrinnen-Solar-Receiver. Für das Kraftwerk Nevada Solar One in Eldorado Valley nahe Boulder City und dem Hoover Staudamm im US-Bundesstaat Nevada bestellt das US-Unternehmen Solargenix über 19.000 Stück der Receiver. Im Februar 2006 wird der Grundstein für die Anlage gelegt. Das 64 MW Kraftwerk soll im Juni 2007 an das Stromnetz der Nevada Power und der Sierra Pacific Power Company gehen und 40.000 Haushalte mit Strom versorgen.

Tatsächlich liefern die insgesamt 219.000 Parabol-Einzelspiegel mit einer Gesamtlänge von 76 km der Nevada Solar One Anlage ab Juni 2007 Energie für (nur) 14.000 Haushalte, wie es nun heißt, obwohl der Output tatsächlich 64 MW Strom erreicht. Die Dampfturbinen liefert der Bereich Power Generation (PG) von Siemens. Das 130 ha große und 266 Mio. $ kostende solarthermische Kraftwerk wird übrigens von der spanischen Firma Acciona Energy in Betrieb genommen, die außerdem ein weiteres, mit 200 MW genau drei Mal so großes Parabolrinnen-Krafwerk im Westen der USA plant, mit dessen Bau in drei Jahren begonnen werden soll. Als Standort kommen New Mexico, Arizona oder Nevada in Frage.

Im Dezember 2005 geht – nach fast zwei Jahrzehnten ohne weitere Bautätigkeit – in Arizona, knapp 50 km nördlich von Tucson eine neue, allerdings eher ‚symbolische’ 1 MW Anlage der Arizona Public Service in Betrieb. Die Saguaro Solar Generating Station wurde von Solargenix aus Raleigh gebaut, einer Tochter der spanischen ACCIONA Energy, und ist mit mehreren Hundert SCHOTT PTR 70 Parabolrinnen-Kollektoren ausgestattet. [Die zur ACCIONA Group gehörige ACCIONA Energy gilt 2005 als einer der Weltmarktführer im Bereich der erneuerbaren Energie – mit 3.720 MW installierter Leistung, hauptsächlich in Form von 131 Windfarmen, die in 9 Ländern installiert sind.]

Die 1992 gegründete Solel Solar Systems Ltd. in Beit Shemesh, Israel, besteht aus  den Managern, Ingenieuren und Wissenschaftlern der früheren LUZ Industries, die bis 1984 die damals weltgrößten Solarthermie-Anlagen in Südkalifornien gebaut hatte (354 MW aus 9 Einzelanlagen). Solel kauft auch alle Rechte von LUZ, und bekommt dadurch die  Kontrolle über die drei größten Anlagen dort.

Anfang 2006 gewinnt Solel den Auftrag der amerikanischen Solargenix, Thermosolar-Komponenten im Wert von 10,6 Mio. $ nach Nevada zu liefern. Im März gibt Solel bekannt, daß es den Auftrag zum Bau eines 150 MW Kraftwerks in der Gegend von Ashalim in der Negev Wüste, südlich vom Kernkraftwerksstandort Dimona, im Wert von 350 Mio. $ erhalten habe. Im Laufe von 10 Jahren soll die Kapazität dann bis auf 500 MW erhöht werden, was einer Investitionssumme von 1 Mrd. $ entspricht. Dabei wird allerdings nur 70 % von der Sonne stammen, die übrigen 30 % werden von Erdgas-betriebenen Dampfturbinen gedeckt.

Im Juni unterzeichnet Solel einen 24 Mio. $ Vertrag mit der spanischen Cobra Instalaciones y Servicios, um die erste Solarthermie-Anlage mit den neuen Rinnenkollektoren von Solel in Spanien zu errichten. Cobra ist eine Tochter von Europas zweitgrößter Baufirma, der spanischen ACS. Die neuen ,Solel 6’ Kollektoren erzielen im Jahresmittel eine Steigerung der Stromproduktion um 30 % verglichen mit die früheren ‚SEGS’ Kollektoren. Das 332 Mio. $  Cobra-Projekt beginnt im Juli 2006 und soll innerhalb von 24 Monaten abgeschlossen sein.

Im Juli 2006 beginnt Solar Millennium (endlich) mit dem Bau des ersten Parabolrinnen-Kraftwerkes in Europa. Das Andasol 1 getaufte Projekt in der Sierra Nevada im spanischen Andalusien – rund eine Autostunde von den Urlaubsorten der Costa del Sol entfernt – wird mit seiner Kollektorfläche von mehr als 510.000 m² und einer elektrischen Leistung von 50 MW nach seiner Fertigstellung 2008 das größte Solarkraftwerk der Welt sein. Mit 179 Gigawattstunden Strom pro Jahr soll es rund 200.000 Menschen versorgen.

Die Parabolspiegel stammen aus dem Hause des bayrischen Glasspezialisten Flabeg. In den armdicken Röhren, auf die das Sonnenlicht fokussiert wird, zirkuliert ein spezielles Öl, das sich dabei auf knapp 400°C aufheizt und seine Hitze anschließend über einen Wärmetauscher an einen Wasserkreislauf abgibt. Der entstehende Wasserdampf treibt dann die Turbine an. Über die Abwärme eines Wärmespeichertanks mit geschmolzenen Salzen kann der Stromfluß auch bei Bewölkung und sogar während der Nachtstunden aufrecht erhalten werden.

Solar Millennium arbeitet mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums und des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bereits seit sieben Jahren an der Realisierung des Projektes. Als Partner hat Solar Millennium mit der ACS/Cobra-Gruppe Spaniens größten Baukonzern und Anlagenbauer gewinnen können, der auch 75 % aller Anteile hält.

Solar Millennium plant weltweit eine Vielzahl weiterer solarer Großkraftwerke. Allein am Standort in Andalusien werden insgesamt drei Solarkraftwerke entstehen.

Im Juli 2006 macht auch das Beispiel von zwei Studentenguppen des MIT Furore, die aus gebrauchten Autoteilen und Wasserrohren gut funktionierende Parabolrinnen-Kollektoren herstellen, um daraus Elektrizität zu erzeugen. Unter der Leitung von Professor Harold Hemond hatte Matthew Orosz im südafrikanischen Lesotho und im Rahmen seines Einsatzes im amerikanischen Peace Corps bereits einen Kollektor entwickelt, mit dem Brot gebacken werden konnte. Das neue und gemeinsam mit Amy Mueller entwickelte System hat eine Gesamtfläche von 15 m², und in den Rohren im Brennpunkt fließt konventionelles Motoröl, das über einen Wärmetauscher Dampf erzeugt, der wiederum eine kleine Turbine antreibt. Ein System mit einem Output von 1 kW Strom und rund 10 kW Wärme ist dadurch für einen Preis von nur wenigen 1.000 $ herstellbar, sogar inklusive einer Batterie zur Stromspeicherung. Interessanterweise wird hier statt eines konventionellen Turbinenmodells eine viel leichter herzustellende und auch wesentlich robustere Tesla-Turbine genutzt, die sonst jedoch fast unbekannt ist. Dieses Turbinen-Modell habe ich im Kapitel über Wasserenergie dargestellt (s.d.).

Mitte 2007 wird bekannt, daß die Gruppe des MIT eine Unterstützung von 100.000 $ durch die Weltbank erhalten hat. Das System erhält den Namen Promethean Power und soll nun auch kommerziell verwertet werden. Zu diesem Zeitpunkt werden die Herstellungskosten mit 5.000 $ beziffert, bei einer Massenproduktion soll dieser Preis dann auf 3.000 $ sinken. Die entstehende Überschußwärme wird übrigens mittels eines Gas-Absorptionsprozeßes und flüssigen Ammoniaks zur Kühlung genutzt.

Nachdem SCHOTT im August 2006 im bayerischen Mitterteich eine erste industrielle Produktionsanlage für Rinnenkollektoren in Betrieb genommen hat, gibt das Unternehmen im November bekannt, in Spanien eine zweite Fabrik für 22 Mio. € bauen zu wollen, um den Ausstoß ab 2008 verdoppeln zu können.

Im November 2006 wird zwischen der Solel Solar Systems Ltd. und der spanischen Sacyr-Vallehermoso die Vereinbarung zur Errichtung von drei Solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 150 MW in Spanien geschlossen. Das Projekt soll etwa 890 Mio. $ kosten.

Ende 2006 gibt auch das sonnenreiche Ägypten bekannt, eine kommerzielle und hybride Parabolspiegelanlage errichten zu wollen, die nachts mit Gas betrieben wird.

2007

Im Mai 2007 stellt Rich Diver, ein Wissenschaftler der Sandia National Laboratories, unter dem Namen ,theoretical overlay photographic’ (TOP) eine neue Technologie vor, durch welche die Parabolform der Spiegel optimiert und ihr Ertrag maximiert werden kann. Er arbeitet mit einem Set aus fünf Kameras, um die Spiegel optimal auszurichten.

Im Juli 2007 meldet die Presse, daß in der Mojave-Wüste neben den bereits neun vorhandenen Solaranlagen mit ihrer Gesamtkapazität von 354 MW nun ein weiteres Solarprojekt geplant ist, das mit einer Kapazität von 553 MW zu diesem Zeitpunkt als das größte der Welt bezeichnet wird. Ähnlich wie bei den früheren Anlagen handelt es sich auch hier um eine thermische Parabolrinnen-Solaranlage, die aufgrund der technologischen Entwicklung der vergangenen Jahre bei den Spiegeln und Absorberrohren allerdings eine um 20 % gesteigerte Effizienz aufweist.

Bei dem Projekt des Stromversorgers Pacific Gas & Electric (PG&E) sollen insgesamt 1,2 Millionen Spiegel installiert werden, während die Gesamtlänge der Absorberrohre 317 Meilen beträgt. Die Errichtung der Anlage soll wiederum das israelische Unternehmen Solel Solar Systems aus Beit Shemes (= Haus der Sonne) übernehmen, mit dem PG&E eine Vereinbarung mit einer Laufzeit von 25 Jahren unterzeichnet. Bei Inbetriebnahme im 2011 wird die Anlage elektrischen Strom für insgesamt 400.000 Haushalte liefern können.

Zu diesem Zeitpunkt – also Mitte 2007 – scheint sich eine neue Ära im Bereich der Parabolrinnen-Solaranlagen anzukündigen, denn man hört aus diversen Ländern von immer mehr Plänen, diese Technologie auf kommerzieller Ebene umzusetzen.

Auch der Grundstein für die zweite europäische 50 MW Anlage AndaSol 2 wird im Juli 2007 gelegt. Das 260 Mio. € Projekt (lt. andere Quellen 300 Mio. €)  hat die Erlanger Solar Millennium AG entwickelt, der Bau, den die spanische ACS/Cobra-Gruppe durchführt, die auch 75 % der Projektgesellschaft übernimmt, wird zwei Jahre dauern.

Die Andasol-Kraftwerke mit ihrer Kollektorfläche von jeweils 512.000 m² sollen dabei helfen, die Nachfragespitzen im spanischen Stromnetz, die vor allem durch den hohen Energiebedarf der Klimaanlagen in den Sommermonaten verursacht werden, abzudecken. Mittels ihrer Technologie der tagsüber stattfindenden Energiespeicherung, wobei sich Tanks mit 28.500 t flüssigem Salz auf knapp 440°C aufheizen, werden sie auch nach Sonnenuntergang für 7,5 Stunden Strom liefern können.

Ebenfalls im Juli 2007 beginnt in Algerien, das sich 2002 entschlossen hatte, verstärkt erneuerbare Energien zu nutzen, der Bau eines Erdgas-Solar-Hybridkraftwerkes bei Hassi R’mel, etwa 420 km südlich von Algir – und zwar unter der Leitung von New Energy Algeria (NEAL), einem vom algerischen Staat gegründeten Konsortium der staatlichen Unternehmen Sonatrech und Sonelgaz mit dem Privatunternehmen SIM zur Förderung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien. Errichtet wird diese Anlage für 315 Mio. € von dem spanischen Unternehmen Abener.

Das Parabolrinnen-Solarfeld wird eine Fläche von 180.000 m² einnehmen und 25 MW Strom erzeugen. Gemeinsam mit den Gasturbinen sollen ab 2009 oder 2010 dann insgesamt 150 MW produziert werden. Für die nächsten Jahre sind außerdem drei weitere Hybridkraftwerke mit einer Leistung von jeweils 400 MW in Planung. Langfristig möchte das Land den Solarstrom ebenso wie die aus den großen Gasressourcen erzeugte Energie nach Europa exportieren. Aus diesem Grund sind bereits zwei Stromleitungen durch das Mittelmeer nach Spanien und Italien geplant. Langfristig will Algerien 6.000 MW ‚saubere Energie’ nach Europa exportieren.

Im Rahmen einer Algerisch-Deutschen Kooperation zwischen der NEAL und der deutschen DLR wird im März 2008 außerdem von einer 200 MW Anlage gesprochen, die gleichzeitig Wasser für den Verbrauch von 50.000 Menschen entsalzen soll.

Nur einen Monat später, im August 2007, wird der Plan für den Bau eines 50 MW Parabolrinnenkraftwerks in China bekanntgegeben. Der Baubeginn soll der Inner Mongolia STP Development Co. Ltd. zufolge bereits 2008 erfolgen. Das Projekt wird in den aktuellen Fünf-Jahres-Plan Chinas aufgenommen und soll auch Vorbild für den weiteren Einsatz dieser Solartechnologie in China sein.

An dem Unternehmen sind der Erlanger Projektentwickler Solar Millennium und die chinesische Inner Mongolia Lvneng New Energy Co. Ltd jeweils zur Hälfte beteiligt. Das deutsch-chinesische Rahmenabkommen, das bereits 2006 unterzeichnet wurde, sieht sogar den Bau von solarthermischen Kraftwerken mit einer Leistung von insgesamt 1.000 MW vor.

Eine etwas kleinere Version, die auch auf einem Hausdach Platz findet, wird im September 2007 in verschiedenen Blogs vorgestellt. Die MicroCSP Kollektoren der bereits 2001 von Darren Kimura gegründeten Firma Sopogy in Oahu auf Hawaii produzieren jeweils 500 W und lassen sich entsprechend dem privaten oder kleinindustriellen Bedarf zusammenschließen. 2008 wird ein Modell SopoNova 4.0 vorgestellt, und alsbald eine erste Demonstrationsanlage in der Nähe von Kona installiert, bei der zwei 250 kW thermal-elektrische Generatoren der Firma Deluge Inc. aus Arizona zum Einsatz kommen.

Mitte 2009 kündigt das Unternehmen ein neues System namens SopoFlare an, das Dampf erzeugt, welcher über eine Turbine Strom erzeugen, oder für die solarthermische Klimatisierung, Trocknung, Entfeuchtung oder Entsalzung eingesetzt werden kann. Ende des Jahres wird dann auch noch eine mobile Version namens SopoLight vorgeführt, die in der Lage ist, in Katastrophengebieten Trinkwasser aufzubereiten. Als voll funktionsfähige mobile Kraftwerkseinheit soll SopoLight auch eingesetzt werden, um an wechselnden Standorten Sonnenstrahlungs- und Wetterdaten zu sammeln.

Außerdem wird Ende 2009 auf Hawaii eine 2 MW Anlage in Betrieb genommen (Holaniku at Keahole Point), die Strom für rund 500 Haushalte liefert und knapp 20 Mio. $ gekostet hat. Im Oktober 2010 wird darüber berichtet, daß die Sopogy-Systeme nun auch in Masdar eingesetzt werden, erst einmal versuchsweise.

Im Dezember 2007 meldet die Presse, daß im Südwesten der USA Verträge für solarthermische Anlagen mit einer Gesamtleistung von 3.000 MW unterschrieben worden sind. US-weit befinden sich bis zu 5.000 MW in konkreter Planung und alleine für die Wüste im Süden des Bundesstaates Kalifornien gibt es bereits 34 Anfragen von Planern, die Solarkraftwerke errichten wollen.

Ein besonders Interessantes Konzept entwickelt das private, bereits 1984 gegründete Forschungs- und Entwicklungszentrum Centre Suisse d’Electronique et de Microtechnique (CSEM) in Alpnach, das im Mai 2007 mit der Regierung des Emirates Ras Al Khaimah der Vereinigten Arabischen Emirate (VAE) einen Vertrag zur Entwicklung von mit Solarpanelen bestückten schwimmenden Solar-Inseln unterzeichnet, deren Konzept auf Patenten des CSEM basiert.

Im Rahmen des 5 Mio. $ Projektes der Ras Al Khaimah Investment Authority (RAKIA) soll Solarenergie in Wasserstoff und Elektrizität umgewandelt werden – großflächig und zu sehr niedrigen Kosten. Ein mit thermosolaren Panelen bestückter kreisförmiger Prototyp mit einem Durchmesser von 100 m wird ab Mitte 2007 in den VAE aufgebaut und getestet.

Diese erste Insel wird in der Wüste konstruiert, sie ‚schwebt’ über dem Wüstenboden und richtet sich drehend der Sonne nach. Dabei erlaubt es ein mit Wasser gefüllter Kanal dem äußeren Ring der Prototyp-Insel, die Ende 2008 in Betrieb gehen soll, zu schwimmen. Unter anderem beinhaltet dieser Prototyp ein thermisches Energiereservoir, wodurch er unabhängig von der Tages- oder Nachtzeit 24 h pro Tag Energie liefern kann. Die Zielkosten der Anlage sind auf unter 100 $/m² angesetzt, während die Spitzenleistung 1 MW, und die mittlere Leistung ca. 250 kW betragen wird. Man rechnet einer jährlichen Energieproduktion von 2,2 GW/h. Für die praktische Umsetzung wird im Oktober 2007 das Start-up Unternehmen Nolaris SA gegründet.

Im Jahr 2010 soll die erste industrielle Solar-Insel zu Wasser gelassen werden – mit einem Durchmesser von 500 m, während die kommerzielle Umsetzung mit Inseln von einem Durchmesser bis zu 5 km, deren solarthermischen Paneele auf einer 20 m hohen und durch Überdruck stabilisierten Membrane installiert sind, ab 2011 erfolgen wird.

Mit der Firma SkyFuel Inc. aus Albuquerque in New Mexico (später in Denver, Colorado) betritt 2007 ein weiteres Unternehmen den Marktbereich der Solarthermieanlagen. Im April 2008 werden in der 2. Finanzierungsrunde 17 Mio. $ eingenommen, mit denen das Unternehmen seine SkyTrough-Technologie entwickeln und vermarkten will. Konventionelle Glasspiegel sollen durch einen patentierten leichten und unbrechbaren ReflecTech Polymer-Spiegelfilm mit einem Reflektionsgrad von 94 % ersetzt werden. Im Vergleich zu den üblichen Parabolrinnen wird von einer Kostenersparnis von 35 % gesprochen. Die einzelnen Module sind jeweils 114 m lang und 6 m hoch, wiegen im Vergleich zu herkömmlichen Systemen 30 % weniger und erzielen eine Temperatur von 400°C. Die SkyTrough Konzentratoren werden im Oktober erstmals öffentlich vorgestellt und als das weltweit günstigste und effektivste System gepriesen. Der Spiegelfilm ist in einer Forschungs-Partnerschaft zwischen ReflecTech, dem National Renewable Energy Laboratory (NREL) und der University of New Mexico entwickelt worden und wird vom NREL exclusiv lizenziert.

Im Januar 2010 startet SkyFuel einen praktischen Versuch an der SEGS II im kalifornischen Daggett, der eine thermische Effizienz von 73 % (bei 350°C) nachweist. Bis 2011 will man auch einen Fresnel-Flachspiegel-Anlage entwickeln (s.u.).

Im Laufe des Jahres 2011 unterzeichnet SkyFuel ein Memorandum of Understanding mit der indischen Firma Megha Engineering and Infrastructures Ltd., bei dem es um die Entwicklung von CSP-Projekten in der indischen Provinz Andhra Pradesh mit einem Gesamtumfang von 50 MW geht. Die Projekte sollen im Rahmen der ersten Phase der Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM) verwirklicht werden. Bis 2022 sollen 20 Mio. m² Fläche mit CSP-Kollektoren bestückt werde. Mit dem italienischen Unternehmen Termoindustriale wird ein Liefervertrag für 50 MW Parabolrinnen unterzeichnet, aus denen auf dem italienischen Markt kleinere CSP-Anlagen mit Dampfturbinen errichtet werden sollen. Und mit dem brasilianischen Energie-Entwickler Braxenergy ein Kooperationsvertrag zur Einführung der SkyFuel-Systeme, dessen erstes Projekt der Bau des 50 MW Coremas Solarkraftwerks im Nordosten des Landes ist. Dieses Kraftwerk soll als Hybrid tagsüber mit CSP und während der Nacht mit Biomasse (Kokos-Abfall) betrieben werden. Der Raum zwischen den Parabolrinnen-Reihen soll gleichzeitig für Gewächshäuser, in denen Gemüse produziert wird, verwendet werden.

2008

Neben der o.e. Erweiterung der Mojave-Anlagen arbeitet Anfang 2008 ein internationales Konsortium gemeinsam mit Stromversorgern im Südwesten der USA an Plänen für die größte Einzelanlage mit einem Output von 250 MW. Beteiligt sind u.a. die Unternehmen Arizona Electric Power Cooperative, Arizona Public Service, Salt River Project, Southern California Public Power Authority, Tucson Electric Power und Xcel Energy.

Die Flagsol GmbH – inzwischen Tochter der Solar Millennium AG – arbeitet derweil an einer neuen Generation von Parabolrinnen-Kollektoren, die größer, im Aufbau kostengünstiger und auch effizienter sind als bisherige Kollektordesigns. Die Investitionskosten lassen sich damit um 15 – 20 % senken. Im Februar 2008 wird damit begonnen, das Montagekonzept zu testen und die geometrische Präzision zu überprüfen. Ab dem Herbst sollen die neuen Kollektoren dann in ein bestehendes kommerzielles Parabolrinnen-Kraftwerk eingebaut werden, um ihre Einsatz- und Leistungsfähigkeit unter realen Bedingungen aufzeigen.

Ebenfalls im Februar 2008 informiert das spanische Unternehmen Abengoa Solar, daß es bis 2011 in Gila Bend, in der Nähe von Phoenix im US-Bundesstaat Arizona, ein Solarkraftwerk mit 280 MW errichten will, bei dem ein Teil der Wärme in geschmolzenem Salz gespeichert wird, um auch nach Sonnenuntergang und in den frühen Morgenstunden Strom erzeugen zu können. Die Spiegel der Solana Generating Station, die von der Arizona Public Service (APS) betrieben werden soll, werden eine Fläche rund 7,7 km² einnehmen und bis zu 70.000 Haushalte versorgen können. Die Absicherung der Investition erfolgt durch einen über 30 Jahre laufenden Liefervertrag mit einem örtlichen Stromversorgungsunternehmen.

Derzeit betreibt Abengoa in Spanien zwei kleinere Kraftwerke mit Parabolrinnen sowie zwei Kraftwerke, die mit Solartürmen arbeiten (s.d.). Außerdem baut das Unternehmen in Marokko und Algerien solarthermische Gas-Hybridkraftwerke, bei denen ebenfalls Parabolrinnen zum Einsatz kommen (s.u.).

Die US-Firma Martifer Renewables, Tochter eines portugiesischen Unternehmens, und das Planungsbüro Spinnaker Energy gegeben im Juni 2008 bekannt, daß sie in der Nähe von Coalinga, in Fresno County, eine neuartige Kombinationsanlage errichten werden, die aus einer großen thermischen Solarfarm (Parabolrinnen der Firma Luz solar thermal technology) sowie einem Generator zur Verbrennung organischer Abfälle besteht, welcher den Nachtbetrieb der insgesamt 106,8 MW leistenden Anlage gewährleistet. Der ab 2011 produzierte Strom soll an die Pacific Gas and Electric Co. verkauft werden. Das Projekt wird im Juli 2010 allerdings annulliert, da es wegen des Biomasse-Anteils der Anlage (540.000 t landwirtschaftliche Abfälle aus einem Umkreis von 110 km) Probleme mit den Nachbarn gegeben hat.

Die vier größten Versorgungsunternehmen in New Mexico melden im Juli 2008 in der Presse, daß sie das mit 375 MW größte kommerzielle Solar-Kraftwerk des Bundesstaates errichten wollen, das 52.000 Haushalte versorgen soll. Das Konzept der El Paso Electric, Xcel Energy, PNM und Tri-State Generation and Transmission Association kombiniert die Parabolrinnen-Anlage mit einem thermischen Energiespeicher, sodaß die Technik auch in der Nacht oder bei bewölktem Wetter Strom erzeugen kann.

Zeitgleich stellt die Ecosystem Solar Electric Corp. die Entwicklung einer ECOSY Solar Farm mit Wärmespeicherung vor, die allerdings noch mindestens 6 Jahre bis zur Marktreife braucht. Das Unternehmen spricht bereits von Anlagen im Bereich von bis zu 10.000 MW, die dann etwa 8 Mrd. $ kosten sollen.

Im August 2008 gibt Abengoa bekannt, daß man von 14 spanischen Banken über 280 Mio. € für vier neue Solarstrom-Anlagen bekommen habe, die in Spanien gebaut werden sollen. Davon sind 210 Mio. € für das solarthermische Kraftwerk Solnova IV eingeplant, während die restlichen 70 Mio. € für drei Photovoltaik-Anlagen gedacht sind. Der Bau des 50 MW Anlage Solnova IV beginnt im September in Sevilla und verwendet die gleiche Parabolrinnen-Technologie wie Solnova I und Solnova III.

Das Gesamtprojekt, die Solnova Solar Power Station, bildet ein großes CSP-Kraftwerk aus fünf separaten Einheiten von je 50 MW. Die Anlage befindet sich in Sanlúcar la Mayor, wo auch der PS20 Solarturm errichtet ist (s.d.). Mit Inbetriebnahme der dritten 50 MW Einheit Solnova IV im August 2010 rangiert das Kraftwerk als das größte CSP-Kraftwerk der Welt. Abengoa will auf seinem Gelände insgesamt 300 MW erzeugen, wobei neben den Parabolrinnen auch Power Tower Heliostaten, die Dish-Stirling-Technologie und eine Low-Konzentration PV-Anlage zum Einsatz kommen.

Ebenfalls 2008 geht in Shiraz, in der persischen Provinz Fars, eine Pilot-Anlage mit einer Kapazität von 250 kW in Betrieb, die zu 80 % aus lokaler Herstellung besteht. Später wird das System auf 500 kW Leistung aufgerüstet.

Eine staatliche Investition in Höhe von 9 Mio. $ überzeugt die deutsche Firma Flabeg im August 2008, für ihren ersten Produktionsstandort in den USA, an dem Parabolrinnen-Spiegel hergestellt werden sollen, Findlay (Allegheny County) in Pennsylvania auszuwählen. Baubeginn ist in diesem Herbst, und das Investitionsvolumen wird voraussichtlich 30 Mio. $ betragen.

Pressemeldungen im August 2008 zufolge führt die US-amerikanischen Clinton Foundation Gespräche mit der indischen Regierung, um mit einem Investitionsvolumen von rund 475 Mio. $ in Gujarat die mit 5 GW weltweit größte Solaranlage zu errichten (Integrated Solar City). Über die einzusetzende Technologie besteht allerdings noch Unklarheit. Die Clinton-Stiftung wird von Unternehmen wie GE Energy und Microsoft unterstützt, die zusammen bereits über 12 Mrd. $ bereitgestellt haben, um „grüne Initiativen zu entwickeln“.

Im September 2008 gibt das US Department of Energy die Förderung von 15 CSP-Projekten mit einem Gesamtbetrag von 67, Mio. $ bekannt. Dabei geht es in erster Linie um die Entwicklung fortgeschrittener Wärmeträger und neuer thermischer Speicher-Konzepte.

Ebenfalls im September 2008 eröffnen die Partnerfirmen Solel Solar Systems aus Bet Shemesh, Israel, und die finnische Glaston, eine für 9 Mio. $ errichtete Fabrik zur Produktion von Reflektoren für Parabolrinnen. Die Produktionsanlage steht in Akaa, etwa 200 km nördlich von Helsinki, und hat die Kapazität, pro Jahr 240.000 Parabolrinnen-Reflektoren zu produzieren – was für ein 50 MW Kraftwerk ausreicht.

Die US Army meldet im Oktober 2008 den Plan, bei Fort Irwin, Kalifornien, in der Mojave Wüste, eine solarthermische 500 MW Großanlage errichten zu wollen, mit der die jährlichen Stromkosten der Army von 3 Mrd. $ reduziert werden sollen.

Im Dezember 2008 beginnt am Martin Next Generation Solar Energy Center in der Nähe von Indiantown, Florida, der Bau eines solarthermischen 75 MW Kraftwerks mit dem Namen Florida Power & Light plant. Es soll sich um das erste Hybrid-Solarkraftwerk der Welt handeln, das mit einem bestehenden Erdgas-Kraftwerk verbunden wird. Nach seiner Fertigstellung im Jahr 2010 sollen die 180.000 Parabolspiegel des 500 Hektar großen Geländes genug Strom für rund 11.000 Haushalte erzeugen.

Ende 2008 beginnt südlich von Kairo die Montage des ersten (neuzeitlichen) Parabolrinnen-Solarfelds in Ägypten. Es handelt sich um eine kombinierte Anlage, die mit Erdgas und Sonnenenergie betrieben werden soll. Von Parabolspiegelrinnen werden 20 MW der insgesamt 140 MW bereitgestellt. Auslegung und Bau des Solarfelds Kuraymat erfolgen durch den ägyptischen Generalunternehmer Orascom Construction Industries und die deutsche Flagsol GmbH in Köln, einer Tochtergesellschaft der Solar Millennium AG. Das Solarfeld besteht aus 6 m breiten und 150 m langen Kollektorreihen mit einer Gesamtfläche von 130.000 m². Die Schlüsselkomponenten werden in Deutschland von Schott Solar und Flabeg gefertigt. Insgesamt werden 53.000 Spiegel installiert.

Greenpeace International zufolge beträgt die Ende 2008 weltweit installierte Leistung von CSP-Technologien rund 430 MW (andere Quellen sprechen von nur 5 – 8 MW!), wobei für das Folgejahr mit Investitionen von 2 Mrd. € gerechnet wird, die sich 2010 auf über 11 Mrd. € steigern könnten. Angeführt wird diese Entwicklung von Spanien, wo die Regierung bereits 50 Projekte genehmigt hat, die um 2015 mehr als 2 GW Strom bereitstellen werden.

2009

Mit einer patentierten Parabolspiegel-Technologie des Erfinders Khurram K. Nawab will die hierfür neu gegründete Firma Mulk Enpar Renewable Energy „eine Revolution“ auf dem Markt hervorrufen. Zum Einsatz kommen dabei die in den USA entwickelten Alubond Solar Collector Spiegel, die eine höhere Leistung, eine kostengünstige Wartung sowie Einsparungen beim Unterbau versprechen. Das Unternehmen gehört (neben 13 weiteren) der Mulk Holdings mit Hauptsitz in der Sharjah Hamriya Free zone. Im dem Golfemirat wird eine Demonstrationsanlage errichtet. Außerdem ist das Unternehmen in anderen Bereichten der Solar-Hochthermie aktiv, kann aber noch keine größeren Umsetzungen vorweisen.

Anfang 2009 führt die American Building Technologies Inc. in Rockford Illinois, eine weitere Tochtergesellschaft der Mulk Holdings, einen erfolgreichen Test des innovativen Metall/Komposit-Spiegelsystems durch, das etwa 2,5 kg/m² wiegt – im Vergleich zu den sonst üblichen 12,5 kg/m² und mehr. Die Reflektoren werden auch für den Bau eines über 200 Mio. $ teuren Solarkraftwerk-Projekts in New Mexico City, USA, ausgewählt.

Im April 2009 kündigen die spanische Albiasa Solar und das Arizona Department of Commerce den Bau eines mehr als 2 Mrd. $ teuren solarthermischen 340 MW Kraftwerks in der Nähe von Kingman in Arizona an, das bei seiner Inbetriebnahme im Jahr 2013 die Energie für bis zu 50.000 Haushalte liefern soll.

Zur gleichen Zeit nimmt die spanische Abengoa Solar den Betrieb des weltweit größten Solarturm-Kraftwerks in der Nähe von Sevilla auf (s.d.). Nun beginnt das Unternehmen gemeinsam mit E.ON Climate & Renewables mit dem Bau von zwei 50 MW Parabolrinnen-Kraftwerke in der südspanischen Stadt Écija, welche die Namen Helioenergy 1 und Helioenergy 2 bekommen, 2011 beziehungsweise 2012 in Betrieb gehen und Strom für 52.000 Haushalte generieren werden. Als strategische Partner werden Abengoa und E.ON gemeinsam 550 Mio. € in die beiden Anlagen investieren.

Zusammen mit drei anderen Parabolrinnen-Solarkraftwerken von gleicher Größe sowie drei im Bau befindliche Solar-Türme sind die Anlagen Teil des Solucar Energie-Komplexes, der bis zum Jahr 2013 eine Kapazität von 300 MW haben wird.

Einen Monat später beginnt Abengoa Solar mit dem Bau eines zweiten solarthermischen 50 MW Kraftwerks in der Stadt Logrosan, Provinz Cáceres. Wie die erste Anlage, die an der gleichen Stelle bereits im Bau ist, wird die Parabolrinnen-Technologie genutzt. Beide Kraftwerke werden Teile der zukünftigen Extremadura Solar-Plattform sein. Besonders interessant: Im September 2010 geht die japanische Firma JGC Corporation eine Partnerschaft mit Abengoa ein und wird Mitbesitzer (zu 26 %) an den zwei CSP-Kraftwerken in El Carpio. Es ist die erste Investition einer japanischen Firma in CSP-Solarenergie-Projekte überhaupt.

Im Mai 2009 geben die Unternehmen Starwood Energy Group Global LLC und der Stromversorger Arizona Public Service Co. (APS) Pläne für den Bau eines 290 MW Konzentrator-Kraftwerks im Harquahala Valley, etwa 120 km westlich von Phoenix bekannt, das ab 2013 mehr als 73.000 Haushalte versorgen soll. Als Planer, Bauherr und Betreiber der  1,5 Mrd. $ kostenden Starwood Solar I Anlage wird Lockheed Martin gewonnen. Für das Rüstungsunternehmen ist es der erste derartige Auftrag.

Das Kraftwerk wird aus 3.500 Parabolspiegeln bestehen, welche über ein Wärmeträgermedium stromproduzierenden Dampf erzeugen. Geschmolzenes Salz wird die Hitze speichern und einen Betrieb auch bis zu 6 Stunden nach Sonnenuntergang gewährleisten – was exakt die Zeitspanne mit dem höchsten Stromverbrauch in Arizona ist.

Ebenfalls im Mai 2009 eröffnet SCHOTT in Albuquerque, New Mexico, eine Produktionsanlage im Wert 100 Mio. $, in welcher neben PV-Paneelen auch verglaste Parabolrinnen-Absorberrohre hergestellt werden. Mitte 2010 kündigt das Unternehmen allerdings an, die Werkskapazitäten für solarthermische Anlagen zu halbieren, und zwar aufgrund des langsamen Wachstums des nordamerikanischen Marktes und der Konjunkturabschwächung auf dem spanischen Markt.

Im Rahmen der internationalen Solar-Messe Intersolar wird im Mai das Parabolrinnensystem des australischen Unternehmens NEP Solar Pty Ltd. prämiert. Die Jury sieht für den Einsatz von kostengünstigen und leichten Polymerschaum bei der Herstellung der Produkte ein enormes Potential.

Im Juni 2009 unterzeichnen der Stromversorger Southern California Edison (SCE) und die Firma Solar Millennium zwei Verträge über den Bau von zwei 242 MW Anlagen mit der Option auf eine Erweiterung um zusätzliche 242 MW. Die Projekte sollen in den kalifornischen Orten Blythe und Ridgecrest entstehen und werden voraussichtlich 2013 und 2014 ans Netz gehen.

Am 1. Juli 2009 wird das solarthermische 50 MW Kraftwerk Andasol 1 in der spanischen Provinz Granada in Andalusien offiziell eingeweiht. Projektentwickler war die Solar Millennium AG, und das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) war wesentlich an der Entwicklung von Schlüsseltechnologien beteiligt. Auf einer Fläche von fast zwei Quadratkilometern stehen über 600 Parabolrinnen-Kollektoren, von denen jeder einzelne 150 m lang und 5,7 m breit ist. Insgesamt haben die Spiegel eine Fläche von über 500.000 m². In der Mitte des Solarfeldes befindet sich ein Wärmespeicher, in dessen zwei gewaltigen Tanks von 14 m Höhe und 36 m Durchmesser während der Mittagsstunden überschüssige Energie in flüssigem Salz gespeichert wird, welches sich durch die Sonnenenergie auf bis zu 390°C aufheizt. Mit der gespeicherten Wärme kann das Kraftwerk bis zu 7,5 Stunden nach Sonnenuntergang mit voller Leistung noch Strom für 200.000 Menschen liefern.

In das Andasol 3 Parabolrinnen-Kraftwerk-Projekt steigen derweil weitere Investoren ein: Die Holding Solanda GmbH verkauft 74 % ihrer Anteile an der Projektgesellschaft Marquesado Solar SL an die Stadtwerke München (die 48,9 % der Projektgesellschaft erwerben), RWE Innogy und RheinEnergie (die über eine gemeinsame Holding-Gesellschaft 51 % bzw. 49 % erwerben). Die restlichen 26 % verbleiben in der Hand der Solanda.

Eine weitere solarthermische Anlage in der Extremadura, einer der sonnenreichsten Regionen Europas, wird im August 2009 von der Sunstroom Energy Investments geplant. Das 300 Mio. € teure 50 MW Projekt Thermostroom 1 soll innerhalb der kommenden zwei Jahre fertiggestellt werden und sich dann über eine Fläche von 271 Hektar erstrecken.

Pressemeldungen im September 2009 zufolge arbeitet Google  an der Entwicklung eigener Solarthermie-Spiegel sowie Gasturbinen, die anstatt mit Erdgas mit Solarenergie betrieben werden. Grund: Google sei von dem Mangel an Innovation in der Branche enttäuscht. Man untersucht deshalb insbesondere ungewöhnliche Materialien für die reflektierende Oberfläche der Spiegel und des Substrats, auf dem der Spiegel angebracht ist. Die neuen Spiegel-Technologien werden mit eSolar und BrightSource Energy erörtert, in die Google schon vor ein paar Jahren investiert hat.

Zeitgleich warten die Firmen Abengoa Solar aus Spanien und Xcel Energy aus den USA mit einem ungewöhnlichen Vorschlag auf: ein Kombinationskraftwerk, das auf Solarthermie und Kohlekraft basiert. Die beiden Unternehmen wollen die Solarenergie nutzen, um den Kohlebedarf fossiler Kraftwerke zu senken. während die Solarenergie durch drastische Kostensenkungen von der Kombination profitieren soll. Der Preis des Solarstroms ließe sich schätzungsweise um 30 - 50 % senken, wenn man nur die Spiegelreihen dazukaufen muß, die 50 - 60 % der solarthermischen Anlagekosten ausmachen.

Im Oktober 2009 unterzeichnet die US Army mit dem neuen Konsortium Irwin Energy Security Partners LLC, bestehend aus der Clark Energy Group (Clark Realty Capital) und dem multinationalen Solarstrom-Unternehmen Acciona Solar Power die Finanzierungsvereinbarung für eine insgesamt 1.000 MW starke gemischt solarthermische und photovoltaische Installation in Fort Irwin. Die Anlage wird in Etappen gebaut, wobei in der ersten Phase bis zum Jahr 2022 mehr als 500 MW erneuerbarer Energie bzw. 1.250 Gigawattstunden pro Jahr produziert werden sollen. Die Gesamtkosten werden mit 1,5 Mrd. $ angegeben.

Zur gleichen Zeit gibt Siemens bekannt, daß es für 283 Mio. € die israelische Solarthermie-Firma Solel Solar Systems Ltd. von Ecofin (und einem anderen, ungenannten Großaktionär) gekauft habe. Solel hatte erst ein Jahr zuvor von der in London ansässigen Firma Ecofin 105 Mio. $ Investitionsmittel zur Finanzierung einer Anlage in der kalifornischen Mojave-Wüste erhalten. Der Umsatz von Solel hat im letzten Jahr rund 90 Mio. $ betragen.

Im November 2009 stellt Siemens seinen neuen Solarreceiver UVAC 2010 (Universal Vacuum Air Collector) vor, mit dem in solarthermischen Kraftwerken künftig eine höhere Leistung erzielt werden soll. Als Weiterentwicklung des UVAC, von dem bis Jahresende bereits mehr als 200.000 Stück in kommerziellen Kraftwerken in Betrieb sind, zeichnet sich der UVAC 2010 durch eine hohe Absorptionsfähigkeit, geringe Wärmeverluste (Emissivität) und eine vergrößerte Wirkfläche aus. Eine auf das Edelstahlrohr, das von einem Glaskolben umschlossen ist, aufgedampfte Hightech-Beschichtung absorbiert mehr als 96 % der Sonnenenergie und minimiert den Wärmeverlust zusätzlich auf unter 9 %.

Der neue Receiver gilt als die derzeit effizienteste Lösung auf dem Markt und soll den Wirkungsgrad einer 50 MW Anlage um 5 % verbessern. Die Technologie geht auf den erfolgreichen Solarthermie-Spezialisten Solel Solar Systems Ltd. zurück, den Siemens im Herbst 2009 übernommen hat. Damit vereint Siemens Energy in seinem Portfolio alle wesentlichen Komponenten für Parabolrinnen-Kraftwerke – Solarfeld, Receiver sowie Kraftwerksblock inklusive Dampfturbine – und kann die Gesamteffizienz der Anlagen noch weiter optimieren.

An einer verbesserten Absorberbeschichtung für Receiverrohre werden auch gemeinsam die SCHOTT Solar Inc. und das National Renewable Energy Laboratory (NREL) forschen. Die Ankündigung der Zusammenarbeit erfolgt im Zuge der Einweihung von Schott Solars erster Produktionsstätte in den Vereinigten Staaten, die in Albuquerque, New Mexico, Receiver für Parabolrinnen-Kraftwerke produziert.

2010

Zum Jahresbeginn 2010 nimmt die Firma Solar Millennium ihre nächste Kollektorgeneration, den HelioTrough, in einem kommerziellen Parabolrinnen-Kraftwerk in Kalifornien in Betrieb. Die Demonstrationsanlage besteht aus zwei Kollektorreihen mit einer Gesamtlänge von 800 m, bei denen nun die Leistungsfähigkeit im kommerziellen Betrieb gemessen und der Einsatz unter realen Bedingungen demonstriert wird, bevor der Kollektor in neuen Kraftwerksprojekten zum Einsatz kommen soll. Entwickelt wurde der neue Kollektor von der Solar Millennium-Technologietochter Flagsol in Köln zusammen mit Partnern, in den ersten Phasen vom BMU gefördert. Das aktuelle Demonstrationsprojekt in Kalifornien wird vom US-Department of Energy gefördert.

Der neue Kollektor ist in dasselbe Kraftwerk integriert wie der ebenfalls von Flagsol entwickelte Vorgängerkollektor Skal-ET, der in den spanischen Andasol-Kraftwerken und im ägyptischen Kraftwerk bei Kuraymat zum Einsatz kommt (s.d.). Dadurch werden auch Vergleichstests zwischen den verschiedenen Kollektorgenerationen möglich.

Die Ferrostaal AG gibt im Januar 2010 den Auftragseingang für den Bau des Parabolrinnen-Kraftwerks Andasol 3 in Südspanien bekannt. Schon im September kann RWE Innogy den Einbau des Stromgenerators melden. Der rund 85 t schwere Generator bildet zusammen mit der 160 t schweren 50 MW Dampfturbine und den beiden Salztanks, in denen ein spezielles Salzgemisch aus Kaliumnitrat und Natriumnitrat eingesetzt wird, das Herz des Kraftwerks. Ans Netz geht die Anlage mit ihren rund 205.000 Parabolspiegeln dann im September 2011. Den beteiligten Partner zufolge (Stadtwerke München, RWE Innogy, RheinEnergie, Ferrostaal und Solar Millennium) ist mit der Fertigstellung des dritten Kraftwerkskomplexes von Andasol in der spanischen Provinz Granada der größte Solarenergiestandort in Europa entstanden, er umfaßt eine Fläche von rund 2 km².

Marokko – mit über 3.000 Sonnenstunden pro Jahr – ist bestrebt, bis 2020 etwa 40 % seines gesamten Energiebedarfs durch die Sonne zu decken. Das nordafrikanische Land will Pressemeldungen vom März 2010 zufolge insgesamt 9 Mrd. $ investieren, um mit fünf Solarkraftwerken zusammen 2.000 MW elektrische Energie zu erzeugen.

Ende März 2010 erhält Siemens einen weiteren Solarreceiver-Auftrag für das solarthermische Kraftwerk Les Borges Blanques in Nordspanien.

Im April 2010 meldet die Presse, daß in Köln ein Institut der Solarforschung entsteht, das zum Vorreiter für solarthermische Kraftwerksentwicklung in Europa werden soll. Das Institut für Solarforschung wird vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) initiiert und arbeitet eng mit dem Solar-Institut Jülich der Fachhochschule Aachen zusammen. Das Land Nordrhein-Westfalen wird den Aufbau des Instituts in den kommenden fünf Jahren mit insgesamt 27 Mio. € fördern.

Anfang Mai 2010 nimmt das 50 MW Kraftwerk Solnova I von Abengoa Solar, das sich seit November 2008 in Erprobung befand, den kommerziellen Betrieb auf. Es ist Teil der Solúcar la Mayor Platform im spanischen Sevilla und ist auf einer Grundfläche von 112 ha mit gut 90.000 m² ASTRØ Rinnenkollektor-Spiegeln von Abengoa ausgestattet. Ende desselben Monats geht am gleichen Standort dann auch Solnova III in Betrieb, ebenfalls mit 50 MW, gefolgt vom Kraftwerk Solnova IV im August 2010, das aus ca. 300.000 m² Spiegel besteht, die eine Fläche von ebenfalls rund 112 Hektar bedecken. Die gesamte Solnova Solar Power Station wir bei Bauabschluß aus fünf separaten, gleichgroßen Einheiten bestehen.

Ein weiteres Projekt, das Abengoa Solar zu diesem Zeitpunkt beginnt, ist eine 250 MW Anlage nahe von Gila Bend, Arizona, die zusammen mit einer 230 kV Leitung konzipiert wird. Das Solana-Solarfeld, etwa 110 km südwestlich der Stadt Phoenix, wird rund 2.700 Rinnenkollektoren umfassen, die eine Fläche von 7,5 Mio. m² belegen und Strom für 70.000 Haushalte liefern sollen. Das Kraftwerk, das die Solarwärme in Tanks mit geschmolzenem Salz speichert, kann bis zu 6 Stunden nach Sonnenuntergang betrieben werden. Im Dezember erhält Abengoa dann eine Bürgschaft des DOE in Höhe von 1,45 Mrd. $, um das Projekt umzusetzen.

Ebenfalls im Mai genehmigt das US Department of Energy (DOE) bis zu 62 Mio. $ für die weitere Forschung und Entwicklung im Bereich der CSP-Kraftwerke. Gefördert werden 13 Projekte, in deren Rahmen versucht werden soll, die CSP-Komponenten und das System-Designs so zu verbessern, daß sie – ähnlich wie es bei Kohlekraftwerken der Fall ist – etwa 18 Stunden am Tag betrieben werden können.

Im Juni wird bekannt, daß Frankreichs Ölkonzern Total gemeinsam mit der spanischen Firma Abengoa Solar in Madinat Zayed, rund 120 km südwestlich von Abu Dhabi, ein 100 MW Kraftwerk namens Shams 1 bauen will, das mit seinen 285.048 Parabolspiegeln eine Fläche von 2,5 km² überspannen wird. Auftraggeber ist das in Abu Dhabi beheimatete Alternativenergie-Unternehmen Masdar (s.d.). Die Kosten für das Projekt werden voraussichtlich rund 600 Mio. $ betragen. Der Bau der bislang größten Anlage im Nahen Osten beginnt dann tatsächlich im September, und bereits 2012 soll das Projekt in Betrieb gehen.

Von Anfang 2009 bis Juni 2010 hat Spanien, trotz der weit verbreiteten Angst der Regierung vor Kreditaufnahmen sowie wirtschaftlichen Schwierigkeiten, die operativen CSP Kapazität um 320 MW erhöht, was einer Steigerungsrate von 500 % entspricht.

Im Juli 2010 nimmt Enel in Priolo Gargallo (Sizilien), innerhalb Europas größtem petrochemischen Bezirk, eine solarthermische 5 MW Anlage der Firma Archimede Solar Energy (ASE) in Betrieb, die anstelle eines Therminol genannten Öls geschmolzenes Salz nutzt, um die Wärme der Parabolspiegel auf den Heizkessel zu übertragen. In Kombination mit einer gasbetriebenen Anlage kann der Strom auch an bewölkten Tagen oder im Laufe des Abends produziert werden. Das solarthermische System besteht aus 30.000 m² Parabolspiegeln und 5.400 m Rohrleitungen, in denen das geschmolzene Salz auf 550°C erhitzt wird. Dabei muß das System sorgfältig geplant werden, um zu verhindern, daß das geschmolzene Salz seinen Gefrierpunkt von 230°C erreicht und erstarrt.

Die Vorteile des Systems sind um 20 % geringere Anlagenkosten (durch die Entfernung von Wärmetauschern und den Einsatz kleinerer Lagertanks), ein höherer Strom-Output (die höheren Temperaturen steigern die Anlageneffizienz um 6 %), verminderte Instandhaltungskosten (es muß kein Öl ersetzt werden; keine kavitative Korrosion der Röhren) und ein leichteres Genehmigungsverfahren (in Italien und Frankreich sind Parabolrinnen-Anlagen mit Öl nur in Industriezonen erlaubt).

Archimede ist hauptsächlich in Italien und Indien aktiv. Für Italien hat das Unternehmen bereits Zulassungen im Umfang von 100 MW. In der Nähe von Rom soll eine 25 MW Anlage entstehen, auf Sizilien (wahrscheinlich zwei Werke) mit 65 MW und in Apulien eine mit 10 MW. Der Baubeginn soll Ende 2011 sein. Darüber hinaus arbeitet Archimede im Rahmen eines DOE/NREL-Projektes an einem innovativen geschmolzenen Salz, das aus drei Verbindungen besteht und den Gefrierpunkt auf 120°C senken und Wärmeverluste reduzieren soll.

Nach einem Bericht vom August 2010, der vom Energy Research Institute der Melbourne University, der Umweltorganisation Beyond Zero Emissions und dem Ingenieurbüro Sinclair Knight Merz verfaßt wurde, könnte Australien innerhalb von 10 Jahren zu einem Nullemissionsland werden. Für den Vorschlag wurde berücksichtigt, daß der Stromverbrauch 2020 in Australien vermutlich um 40 % gestiegen sein wird. Zur Erzeugung der erneuerbaren Energien werden die Installation von 6.500 Stück 7,5 MW Windturbinen in 23 Windparks und natürlich der Bau von 12 riesigen Solarthermie-Anlagen mit insgesamt 3.500 MW vorgeschlagen, bei denen Tanks mit geschmolzenem Salz zur Energiespeicherung eingesetzt werden. Solarenergie soll schließlich für rund 60 % und Windenergie für knapp 40 % des benötigten Stroms sorgen, ergänzt durch PV-Anlagen, Biomasse und wasserangetriebene Generatoren.

Ebenfalls im August 2010 verkauft Solar Millenium 50 % der Anteile an dem 50 MW Ibersol Solar-Kraftwerksprojekt in der spanischen Provinz Extremadura an Ferrostaal. Ende des Jahres verkauft das Unternehmen dann weitere 16 % an die ExtremaSol Kraftwerks GmbH, eine Beteiligungsgesellschaft der I.C.M. InvestmentBank-Gruppe in Berlin. Über den Verkaufspreis wurde Stillschweigen bewahrt. Das Kraftwerk soll im Jahr 2013 ans Netz gehen.

Für die kalifornische Wüste sind zu diesem Zeitpunkt solarthermischer Kraftwerke im Umfang mehrerer Gigawatt geplant, und im August 2010 vergibt das US Bureau of Land Management die abschließende Umweltverträglichkeitserklärung für das 968 MW Blythe Projekt der Firma Solar Millennium Inc. und dem US-Ölkonzern Chevron Energy, das in Form von vier Teilanlagen auf einer Fläche von 7.025 Hektar Strom für rund 800.000 Haushalte produzieren soll, eine Bauzeit von sechs Jahren haben und 6 Mrd. $ kosten wird (wird später auf PV umgestellt, s.u.) – sowie die Genehmigung für das 250 MW Beacon Solar Energy Projekt von NextEra Energy Resources, das innerhalb der nächsten drei Jahre ans Netz gehen soll. Die Kosten dieser 2.000 Hektar großen solarthermischen Parabolrinnen-Anlage in Kern County werden mit 1 Mrd. $ beziffert. Es handelt sich um die erste neue Baugenehmigung in Kalifornien seit mehreren Dekaden. Die Errichtung der Anlage soll im dritten Quartal 2011 beginnen.

Im September 2010 folgen dann die Genehmigungen der California Energy Commission (CEC) für das Blythe Projekt und das 250 MW Mojave Solar Projekt von Abengoa; und im Oktober für das 250 MW Genesis Solar Energy Projekt der Genesis Solar LLC (Tochter der NextEra Energy Resources LLC) in Riverside County, das 663,5 MW Calico Solar Projek von Tessera in San Bernardino County sowie das Imperial Valley Solar Projekt der Valley Solar LLC (Tochter der Tessera Solar) mit 709 MW in Imperial County. Bei den beiden letzteren sollen allerdings solare Dish-Stirling-Systeme eingesetzt werden, sogenannte SunCatcher (s.d.).

Der Ordnung halber werde ich die weitere Entwicklung des Blythe Projekts bereits hier kurz zusammenfassen: Im November 2010 erhält Solar Millenium die Genehmigung für den Bau von zwei 250 MW Teilanlagen, und im April 2011 folgt das Angebot des DOE, für das Projekt eine Bürgschaft in Höhe von 2,1 Mrd. $ zu übernehmen, welche die Investitionskosten für die beiden Kraftwerksteile decken würde. Mitte 2011 ändert die Solar Millenium, als Entwicklungsgesellschaft und hundertprozentige Tochter der Solar Trust of America, ihren Namen in STA Development, da es sich bei der Firma inzwischen um ein „typisch amerikanisches Solarunternehmen“ handelt. Die in Oakland, Kalifornien, beheimatete Solar Trust ist selbst ein im Jahr 2009 zwischen den beiden deutschen Unternehmen Solar Millennium und Ferrostaal gebildetes Joint Venture.

Am 17. Juni 2011 erfolgte dann der offizielle Spatenstich durch US-Innenminister Ken Salazar und Kaliforniens Gouverneur Jerry Brown. Nur einen Monat später wird in einer Presseerklärung allerdings bekanntgegeben, daß die ersten 500 MW des Blythe Projekts von Solarthermie auf Photovoltaik umgestellt werden soll. Die Entscheidung wird mit der aktuellen Marktsituation begründet. Damit verfällt allerdings auch die 2,1 Mrd. $ Bürgschaft.

Solar Millennium versucht dann im Rahmen seiner Insolvenzabwicklung 2011 Solar Trust an das deutsche PV-Unternehmen Solarhybrid AG zu verkaufen (die weiteren Details über Solar Millennium finden sich im Kapitelteil Masdar, s.d.). Solarhybrid meldet im März 2012 jedoch ebenfalls Insolvenz an, so daß in Folge des gescheiterten Verkaufs auch Solar Trust im April 2012 zahlungsunfähig wird. Solar Trust in Oakland, Kalifornien, ist selbst ein Joint Venture, das 2009 von Solar Millennium und Ferrostaal gegründet wurde.

Im Sommer 2010 testet der Alu-Riese Alcoa in der NREL Testanlage in Golden, Colorado, eine neue Art von Solarrinnen. Vom DOE mit 2,1 Mio. $ bezuschußt, entwickelt Alcoa mit dem NREL zusammen billige und langlebige Aluminium-Spiegel. Durch die Integration der Spiegel in eine einzige Struktur, die mithilfe der Serienfertigung- und Montage-Techniken der Luftfahrt- und Automobilindustrie zu niedrigeren Kosten hergestellt wird, soll es gelingen, die Kosten um 20 % zu reduzieren.

Im September 2010 nimmt ein Konsortium aus Solar Millenium (32 %) und Ormat Technologies (68 %) an der Ausschreibung für das solarthermische 120 MW Ashalim Kraftwerk in Israel teil.

Pressemeldungen vom Oktober 2010 zufolge errichtet die deutsche Solarlite GmbH das weltweit erste kommerzielle Parabolrinnen-Kraftwerk mit Direktverdampfung, nachdem das Konzept bereits an drei Pilotprojekten in Deutschland und Thailand erfolgreich getestet worden ist.

Das neue Projekt mit dem Namen Kanchanaburi KTSE 9100 des lokalen Energieversorgers Thai Solar Energy wird in der Provinz Kanchanaburi, nördlich von Bangkok, entstehen und über eine Leistung von 5 MW verfügen. Das Solarfeld aus 86 Rinnenkollektoren, jeweils 120 m lang, wird eine Spiegelfläche von 45.000 m² besitzen und sich über eine Fläche von 100.000 m² erstrecken. Die Fertigstellung und die Aufnahme des kommerziellen Betriebs erfolgt dann etwas später als geplant im August 2011, und ab Januar 2012 speist das Kraftwerk seine Energie ins Stromnetz ein. Den Entwicklern zufolge handelt es sich um die erste CSP-Anlage in Südostasien.

Eine ganz besondere Form der Solarthermie bildet der im Oktober 2010 publizierte Vorschlag des Designers Khourvy Levit Fong, dessen Konzept der Solar Dunes die Schaffung einer künstlichen Dünenlandschaft vorsieht, wobei diese Dünen auf der südlichen Seite aus blankpolierten, augenförmigen Spiegeln bestehen. Es handelt sich um ein Projekt des Land Art Generator Wettbewerbs in Abu Dhabi. Ähnlich wie bei einem Prabolrinnenkraftwerk soll der solar erzeugte Dampf Strom u.a. zur nächtlichen Versorgung von hellen LED-Leuchten genutzt werden, welche eine in der Dunkelheit beeindruckend blinkende Landschaft generieren.

Ebenfalls im Oktober 2010 häufen sich die Anzeichen dafür, daß großflächige PV-Anlagen ihren solarthermischen Entsprechungen den Rang ablaufen könnten: Die Preise von Photovoltaik-Modulen sind in den letzten Jahren signifikant gesunken, so daß PV-Anlagen kostengünstiger sind und auch immer schneller noch billiger werden.

Die Fluor Corp. unterzeichnet einen Engineering-Vertrag zur Planung von zwei neuen 50 MW CSP-Solarparks im spanischen Alcazar de San Juan. Das Unternehmen hatte im Februar bereits einen ähnlichen Auftrag für eine 50 MW Anlage in Badajor (o. Badajoz) erhalten.

Das US-amerikanische Energieunternehmen Bergamo Acquisition Corporation startet im Oktober 2010 eine Partnerschaft mit einer indischen Firma, um in ganz Indien solarthermische Kraftwerke mit insgesamt 1 GW zu errichten. Bergamo hält 60 % an dem Joint Venture. Bislang sind bereits Standorte zur Einrichtung der ersten sechs 100 MW Kraftwerke ausgewählt, angefangen von Solan, Himachal Pradesh. Für 2011 ist außerdem die Einrichtung einer lokalen Fertigungsstrecke für Solarprodukte wie Solar-Heizungen und Solarlampen geplant.

SCHOTT Solar stellt zu diesem Zeitpunkt eine neue Receivertechnologie für Solarkraftwerke vor, wie sie auch beim Wüstenstromprojekt Desertec zum Einsatz kommen soll (s.d.). Bislang hat das Unternehmen weltweit über 500.000 Receiver für CSP-Projekte ausgeliefert. Um den Wirkungsgrad der nächsten Reveiver-Generation zu erhöhen, sollen zum einen Receiver für größere Solarkollektoren entwickelt werden, zum anderen ist der Einsatz neuer Wärmeträger geplant. Aktuell verwenden die SCHOTT-Receiver ein Öl, das sich auf etwa 400°C erhitzen läßt, während in Zukunft neue Wärmeträger verwendet werden sollen, um den Dampfprozeß bei mindestens 500°C und dadurch mit höheren Wirkungsgraden betreiben zu können. Prototypen sind bereits in Feldtests im Einsatz.

Ende Oktober 2010 enthüllt Südafrika Pläne zum Bau des weltweit größten Solarkraftwerks bis Ende 2012, das etwa 5 GW elektrische Energie erzeugen soll. Das etwa 18,5 Mrd. £ teure Projekt in Northern Cape soll aus einer Mischung der neuesten Solartechnologien bestehen, zu denen auch riesige Spiegel und Sonnenkollektoren gehören. In der ersten Phase soll die Anlage 1GW liefern, die dann sukzessive auf 5 GW erhöht werden. Der geplante Standort zählt zu den sonnigsten 3 % der Erdoberfläche mit minimaler Wolkendecke oder gar Regen. Das Gebiet gilt als noch besser als die Sahara, da es hier keine Sandstürme gibt. Bislang erzeugt Südafrika etwa 90 % seines Strombedarfs in Kohle-Kraftwerken.

Zur selben Zeit wird neben Aora Solar (Israel) und Cargo Power & Infrastructure (Indien) die 2005 gegründete und in Duckwitz beheimatete deutsche Firma Solarlite GmbH beim CSP Today Award als Finalist in der Kategorie "Newcomer oft the year" nominiert. Der Preis ehrt Unternehmen der CSP-Industrie für herausragende Technologieleistungen und für Engagement und Innovation zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der Branche. Ausschlaggebend war das Konzept, Parabolspiegel für solarthermische Kraftwerke aus leichtem Kompositmaterial herzustellen und so eine Massenproduktion möglich zu machen, sowie statt Thermalöl als Wärmeträger direkt Wasser zu verdampfen.

Die Firma hatte 2007 in Woltow, Mecklenburg-Vorpommern, das erste kommerzielle solarthermische Kleinkraftwerk mit einer Leistung von 220 kWh in Betrieb genommen. Es ist mit einem Biomasse-Kraftwerk gekoppelt und dient der Wärmeerzeugung für eine Fischzucht. 2008 startet das vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit geförderte Demonstrationsprojekt TRESERT, in dessen Rahmen das Unternehmen im Energy Parc der Naresuan University in Phitsanulok Thailand ein solarthermisches Parabolrinnen-Kraftwerk baut, das Strom, Wärme und Kälte erzeugt – ebenfalls in Verbindung mit einem Biomassekessel. Ende 2009 beginnt außerdem der Bau des ersten kommerziellen 5 MW Kraftwerks auf der Basis der Direktverdampfungstechnologie in Huaykrachao, thailändische Provinz Kanchanaburi. Es handelt sich um das erste von 15 für den Standort geplanten Kraftwerken. Mitte 2010 wird ferner eine Testanlage beim Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt fertig gestellt.

Weitere Meilensteine des Unternehmens: Im Mai 2011 unterzeichnet Solarlite einen Vertrag über den Bau eines 9 MW Kraftwerks in Thailand, während das erste Kraftwerk TSE 1 im November 2011 eröffnet wird und ab Anfang 2012 seinen Strom ins Netz des Landes einspeist.

Im November 2010 verlängern das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und das größte amerikanische Forschungsinstitut für Erneuerbare Energien, das National Renewable Energy Laboratory (NREL), ihre Zusammenarbeit um weitere drei Jahre. Dabei geht es primär um die Verbesserung der Effizienz und Langlebigkeit von solarthermischen Kraftwerken sowie der Weiterentwicklung von thermischen Speichern. Eigenen Angaben zufolge sind die beiden Institutionen, die bereits seit 2008 zusammenarbeiten, auf diesem Gebiet international führend.

Ebenfalls im November 2010 beendet Acciona Energia die Errichtung eines 50 MW CSP-Kraftwerks in Majadas de Tiétar, Teil der spanischen Provinz Cáceres. Die 237 Mio. € teure Anlage speist ihren Strom bereits ins nationale Netz ein und kann rund 30.000 Haushalte versorgen. Nach Solar One (Nevada) und dem Kraftwerk Alvarado im spanischen Badajoz handelt es sich um die dritte Anlage des Unternehmens.

Nur einen Monat später geht auch das 50 MW CSP-Kraftwerk Palma del Rio II in der Provinz Córdoba in den kommerziellen Betrieb – wodurch Acciona weltweit nun insgesamt schon 214 MW am Netz hat. Die jüngste Anlage hat etwa 251 Mio. € gekostet. Das benachbarte Palma del Rio I Kraftwerk befindet sich noch im Bau.

Ende 2010 erwartet die in Fremont, Kalifornien, ansässige Firma GlassPoint Solar Inc. einen Verkaufsabschluß in Oman am Arabischen Golf, wo die CSP-Technologie eingesetzt werden soll, um Dampf für die Injektion von Ölfeldern zu liefern. Der Prozeß namens Enhanced Oil Recovery (EOR) soll bei der Förderung von Erdöl helfen – in meinen Augen eine etwas fragwürdige Nutzung der Solarenergie.

Anfang März 2011 stellt GlassPoint seine Innovation in einem 0,5 Hektar großen Gewächshaus mit nachgeführten Parabolrinnen vor, das für ein Ölfeld der Firma Berry Petroleum in Bakersfield preisgünstigen Dampf produziert, um das Rohöl aus dem Boden zu pressen. Anstatt teurer Rinnenkollektoren aus Glas oder Metall nutzt GlassPoint billige Sammler, die Aluminiumfolien ähneln, und installiert diese zum Schutz in einfachen Gewächshäusern.

Tatsächlich erteilt das staatliche Unternehmen Petroleum Development Oman (PDO) GlassPoint im August 2011 den Zuschlag zum Bau einer 7 MW Anlage zur solaren Ölgewinnung an der Grenze zum Jemen. Der durch die Parabolspiegel in dem 2 ha großen Glashaus erzeugte über 300°C heiße Wasserdampf soll unter Hochdruck in meist ältere Ölfelder gespeist werden, um das noch verbliebene Öl hoch zu fördern. Bislang wird der hierfür benötigte Dampf durch Erdgasverfeuerung erzeugt.

Das Amargosa Farm Road Solarprojekt von Solar Millennium in Nevada erhält im November 2010 die endgültige Baugenehmigung der US Regierung. Die 484 MW (andere Quellen: 500 MW) Anlage soll etwa 3 Mrd. $ kosten und im Jahr 2014 ans Netz gehen.

Abengoa Solar und die japanische ITOCHU Corp. gehen im Dezember 2010 eine Partnerschaft ein, um gemeinsam die Beteiligung an zwei 50 MW CSP-Kraftwerken im spanischen Logrosán, Extremadura (Provinz Cáceres), zu übernehmen. Abengoa wird beide Einrichtungen betreiben und 70 % der Projekte besitzen, während ITOCHU die restlichen 30 % hält. Die beiden Kraftwerke stellen eine Investition von 500 Mio. € dar und sind bereits im Bau, sie werden von den Firmen Abener und Teyma errichtet, beides Unternehmenstöchter der Abengoa. Der kommerzielle Betrieb soll im Jahr 2012 starten und genügend Strom für rund 52.000 Haushalte liefern.

Im Dezember 2010 erhält die Firma CSP Solutions Consult GmbH, ein Unternehmen der Solar Millennium Gruppe, zwei Aufträge für die Lizenzvergabe für das Kollektordesign Skal-ET für Parabolrinnen-Kraftwerke in Südspanien. Das erste 50 MW Kraftwerk Astexol-2 wird vom spanischen Generalunternehmer Elecnor in der Provinz Extremadura gebaut, während das zweite mit ebenfalls 50 MW in der Nähe von Moron de la Frontera (Andalusien) vom spanischen Generalunternehmen Termosolar Moron unter Beteiligung der Acciona Gruppe und des Bauunternehmens Seridom realisiert wird. Mit einer Kollektorfläche von rund 366.000 bzw. 380.000 m² sind die beiden Projekte deutlich kleiner als die Andasol-Kraftwerke von Solar Millennium, da in beiden Fällen auf einen Einsatz von thermischen Speichern verzichtet wird.

2011

Im Januar 2011 stellt die Hitachi Plant Technologies Ltd. eine neue Solar-Klimaanlage vor, die aus einem kleinen Parabolrinnen-Kollektor nebst angeschlossener Peripherie besteht. Mit der gewonnenen Hitze wird ein Kühlschrank betrieben, der wiederum Kaltwasser erzeugt. Zielmarkt des Systems sind kleine Restaurants und Bars in den Mittelmeerländern sowie Resorts in Afrika oder in der Karibik, wo der Strom mit nur geringer Leistung geliefert wird, teuer ist oder oft unterbrochen wird.

Ende des Monats kündigt Abengoa an, daß man mit der Bharat Heavy Electricals Ltd. (BHEL) eine Vereinbarung unterzeichnet habe, um gemeinsam CSP-Projekte in Indien zu verfolgen.

Im Februar 2011 meldet die Presse, daß Siemens zusammen mit Partnern aus der deutschen Industrie in Portugal eine Kraftwerks-Testanlage für den Betrieb von Receivern mit geschmolzenem Salz als Wärmeträgermedium errichten wird. Zu den Projektpartnern zählen das DLR und die Firmen Kali+Salz AG, Senior Berghöfer GmbH und Steinmüller Engineering GmbH. Das Projekt, bei dem über einen Zeitraum von drei Jahren die Technologie auf dem Gelände der Universität Evora, rund 130 km südöstlich von Lissabon, getestet und optimiert werden soll, ist Bestandteil des vom Bundesumweltministerium geförderten Forschungsprojektes ‚High Performance Solarthermie’. In der mit Receiverrohren der Siemens-Tochter Archimede Solar Energy (ASE) ausgestatteten Testanlage sollen verbesserte Salzschmelzen, z.T. auf Basis anderer Bestandteile, ein angepaßtes Anlagen-Design und geeignete Betriebskonzepte getestet werden.

Im Vergleich zu dem bei CSP-Kraftwerken bislang meist genutzten Thermoöl kann mit geschmolzenem Salz die Arbeitstemperatur auf mehr als 500°C gesteigert werden. Thermoöl hat außerdem einen relativ hohen Dampfdruck und ist leicht entzündlich. Die als Wärmeträger geeigneten Salze bestehen dagegen z.B. aus Natrium- und Kaliumnitraten, die nicht brennbar sind und fast keinen Dampfdruck haben, so daß die Anlage drucklos und damit sicherer betrieben werden kann.

Im gleichen Monat übernimmt die Mitsubishi Corporation für einem Betrag von 45,8 Mio. € einem 15 %-igen Anteil an den vier CSP-Anlagen der Firma Acciona – und ist damit das erste japanische Unternehmen, das eine Beteiligung auf dem CSP-Markt besitzt. Bei den vier in Spanien errichteten 50 MW Kraftwerken handelt es sich um Alvarado I und Majadas in der Extremadura, sowie um Palma de Rio (das im Juli in Betrieb geht) und Palma de Rio II in Andalusien.

Ende März 2011 wird im südspanischen Carboneras eine CSP-Pilotanlage der DLR und des spanischen Energieerzeugers Endesa eingeweiht. Besonderheit der Anlage ist ein neuartiges Speichersystem, das die Solarwärme als latente Wärme effizient speichert und damit die Stromproduktion auch bei Nacht möglich macht. Außerdem wird der Wasserdampf, der den Stromgenerator antreibt, direkt erzeugt (Direktverdampfung). Die Pilotanlage wurde gemeinsam mit den Partnern Flagsol GmbH, MAN-Ferrostaal, Senior Berghöfer GmbH, SCHOTT Solar CSP GmbH, Milenio Solar und Ed. Züblin AG aufgebaut, und das Projekt wird vom Bundesumweltministerium und der spanischen Corporación Tecnológica de Andalucía (CTA) gefördert. Allerdings: Was sich so großartig anhört, besteht tatsächlich nur aus einem einzigen, kleinen Rinnenkollektor.

Ebenfalls im März 2011 legt Solar Millenium den Grundstein für das vierte Parabolrinnen-Solarkraftwerk des Unternehmens in Spanien, das 50 MW Kraftwerk Ibersol. Die Anlage soll ab ihrer Inbetriebnahme 2013 genug Energie generieren, um etwa 150.000 Menschen zu versorgen.

Einen Monat später übernimmt die Solar Millennium AG gemeinsam mit OHL Industrial, einer Tochter des spanischen Baukonzerns Obrascón Huarte Lain, die Projektgesellschaft des geplanten 50 MW Kraftwerks Arenales von Fotowatio Renewable Ventures. Der Bau der Anlage in der Nähe der Stadt Morón de la Frontera in der Provinz Sevilla in Andalusien soll im 2. Quartal dieses Jahres beginnen. Die Flagsol GmbH übernimmt den Bau des thermischen Speichers und des Wärmeträgerflüssigkeits-Systems. Über den Kaufpreis wird – wie schon häufiger in diesem Branchensegment – Stillschweigen bewahrt. Es scheint inzwischen nur noch um Geld zu gehen, denn schon im August veräußern Solar Millennium und OHL Industrial 49 % der Projektgesellschaft an Fronterasol, eine Tochtergesellschaft des RREEF Pan-European Infrastructure Fund. Die übrigen 51 % sollen bei Solar Millennium (26 %) und OHL (25 %) verbleiben.

Ich mute meinen Lesern das folgende Zitat von Dr. Christoph Wolff zu, dem Vorstandsvorsitzenden von Solar Millennium – um aufzuzeigen, wie abgehoben und sachfremd die Thematik inzwischen behandelt wird: „Die schnelle Umsetzung vom Kauf des Projekts zum Finanzierungsabschluß ist ein Beispiel für die angestrebte Verstetigung von Umsatz und Ergebnis durch Projekte mit kürzeren Investitionsrückflüssen.“ Um saubere Energie geht es anscheinend nur noch peripher...

Bislang noch keine Details konnte ich über ein 484 MW Solarthermie/Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk (GuD) in Yazd finden, das im Mai 2011 in Betrieb gegangen sein soll. Den iranischen Medien zufolge sei es die erste Anlage der Welt, bei der Solarenergie und Erdgas kombiniert genutzt werden.

Im Juni 2011 schließen Archimede Solar Energy und die japanische Firma Chiyoda Corp. eine Kooperationsvereinbarung, um gemeinsam solarthermische Kraftwerke in der MENA-Region an den Mann zu bringen. ASE, zu 45 % im Besitz von Siemens, wird die Parabolrinnen-Technologie für die Projekte liefern, während Chiyoda als Generalunternehmer für die Projektabwicklung einstehen wird.

Im gleichen Monat kündigt das DOE bedingte Garantiezusagen für Kredite für drei Solarstrom-Projekte in den USA an – mit einem Gesamtvolumen von mehr als 2 Mrd. $. Neben einem 150 MW PV-Projekt (Mesquite Solar 1 in Maricopa County, Arizona / von Sempra Generation) geht es dabei um das 250 MW Genesis Solar-Projekt von NextEra Energy Resources in Riverside County, Kalifornien (681,6 Mio. $), sowie um das 250 MW Mojave Solar Project von Abengoa Solar in San Bernandino County, ebenfalls Kalifornien (1,2 Mrd. $). Bei der letztgenannten Anlage soll anstelle der Parabolrinnen-Technologie ein neuer Solar-Kollektor-Aufbau zum Einsatz kommen, über den ich allerdings noch keine Details herausfinden konnte.

Abengoa wiederum kündigt an, in Chile das erste CSP-Projekt in einem südamerikanischen Land aufzubauen. Die 12 Mio. $ kostende Anlage soll in der Atacama-Wüste, einem der trockensten Plätze auf der Erde und eine der besten Lagen auf dem ganzen Planeten in Bezug auf die Sonneneinstrahlung, errichtet werden und über 1.280 Parabolrinnen verfügen. Die Wärme soll für die Produktionsprozesse der Minera El Tesoro, einer Bergbau-Tochtergesellschaft der chilenischen Firma Antofagasta Minerals genutzt werden und den Stromverbrauch aus fossilen Energieträgern um rund 50 % reduzieren. Fast zeitgleich wird auch die Unterzeichnung einer Vereinbarung mit der Firma AlFanar Construction für nachhaltige Energie-Projektentwicklungen in Saudi-Arabien bekannt gegeben.

Im 6. Energieforschungsprogramm der Bundesregierung werden Mitte 2011 drei solarthermische Kraftwerkstechnologien als strategisch wichtige Förderbereiche ausgewiesen: Turmkraftwerke (s.u.), Parabolrinnen- und Fresnelanlagen (s.u.). Insbesondere werden Projekte gefördert, die sich mit Designänderungen an den Kollektoren sowie der hybriden Kraftwerkstechnik befassen, um ihre Leistungsfähigkeit zu steigern. Parabolrinnenanlagen machen zu diesem Zeitpunkt mehr als 95 % aller solarthermischen Kraftwerke aus.

Im Juli 2012 meldet die Presse, daß Siemens einen Turnkey-Auftrag für eine 50 MW Anlage im spanischen Olivenza, Badajoz, erhalten hat. Auftraggeber für das Termosolar Olivenza 1 Solarkraftwerk ist die Firma EPC UTE Termosolar Olivenza, in den kommerziellen Betrieb gehen soll es noch in diesem Jahr. Termosolar Olivenza ist eine Projektgesellschaft, die sich im Besitz der Firmen Acciona Infraestructuras, Acciona Ingeniería und Seridom befindet. Das Kraftwerk selbst wird der Ibereólica Solar Olivenza gehören.

In diesem Monat nimmt auch das erste Parabolrinnen-Kraftwerk in Ägypten seinen kommerziellen Betrieb auf. Das von der Solar Millennium-Tochter Flagsol GmbH ausgelegte, 130.000 m² große Solarfeld in Kuraymat, ca. 95 km südlich von Kairo, ist Teil eines 150 MW Hybridkraftwerks, das neben Solarenergie auch Erdgas zur Stromerzeugung nutzt. Gebaut wurde die Anlage zusammen mit dem ägyptischen Partner Orascom Construction Industries, es sind 2.000 Kollektoren installiert, die jeweils 6 m hoch sind. Das Solarkraftwerk wurde für 220 Mio. $ von Iberdrola errichtet – Auftraggeber war die staatlich-ägyptische New Renewable Energy Authority (NREA).

Die Staubablagerungen nur eines Monats in der Wüste können die Effizienz von Parabolrinnen um bis zu 35 % senken. Oftmals bieten die Standorte auch nicht genügend Wasserressourcen, um eine regelmäßige Reinigung zu gewährleisten. Dazu kommt, daß der Feinstaub aus der Wüste in Verbindung mit der relativ hohen Luftfeuchtigkeit küstennaher Standorte in eine Art Kruste verwandelt wird, die sich auch mittels Ventilatoren nicht wegblasen läßt.

Dem deutschen Spiegel-Hersteller Flagsol zufolge beträgt der Verbrauch für die Reinigung der 6.000 jeweils 6 m hohen Solarspiegel des ägyptischen Solar/Gas-Hybridkraftwerk Kuraymat beispielsweise 39.000 Liter entsalztes Wasser pro Tag! Aufgrund der staubigen Bedingungen sinkt die Leistung täglich nämlich um ca. 2 %, so daß auch täglich gereinigt werden muß.

An der Lösung des Problems durch entsprechende Beschichtungen arbeiten das Georgia Tech (nanostrukturierte superhydrophobe Lösung, noch sehr teuer), Siemens in Partnerschaft mit Abu Dhabis Masdar, sowie Chamelic, ein Spin-out der University of Leeds, das eine ultradünne Oberflächenbehandlung entwickelt, die während einer Routinewäsche angebracht den Staub für bis zu 8 Wochen lang rückstandsfrei abstoßen kann.

Ende Juli erhält das 2006 gegründete französische Unternehmen Solar Euromed die Genehmigung für den Bau des ersten solarthermischen CSP-Kraftwerks in Frankreich im Gebiet von Pinia in Ghisonaccia auf Korsika. Mit dem Bau des Kraftwerks Alba Nova 1 soll in Kürze begonnen werden. Es gibt sogar einen Vorläufer: Bereits in der 1980er Jahren hatte EDF das Forschungsprojekt ‚Thermis’ in den Pyrenäen gestartet, das aufgrund seiner Unrentabilität – oder anders gesagt: dem niedrigen Ölpreis seit 1986 – aufgegeben wurde. Erst seit 2007 erfährt das Projekt eine Wiederbelebung durch das französische Zentrum für wissenschaftliche Forschung CNRS, wobei es u.a. um die Schaffung eines Informationszentrums für solarthermische Kraftwerke geht.

Im August 2011 vergibt das DOE eine partielle Garantie für einen 852 Mio. $ Kredit für das Genesis Solar-Projekt, das in Riverside County, Kalifornien, entstehen soll. Das 250 MW CSP-Projekt wird von der NextEra Energy Resources entwickelt.

Mitte 2011 werden bei der Alanod Aluminium-Veredelung GmbH & Co. KG in Ennepetal nahe Wuppertal Parabolrinnen-Kollektoren von SOLITEM an das eigene Dampfnetz angeschlossen. Der Dampf wird dabei direkt im Absorber erzeugt, weshalb das bislang übliche Thermoöl als Wärmeträger entfallen kann. Alanod produziert u.a. Aluminiumbänder mit selektiven Absorptionsschichten, welche seitens der Solarbranche für unterschiedliche Kollektortypen genutzt werden. Die neue „Pilotanlage zur solaren Prozeßwärmeerzeugung mit Parabolrinnenkollektoren“ (P3) wurde von der DLR, dem Solar-Institut Jülich (SIJ) der FH Aachen und dem Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik der Universität Stuttgart (ITW) gemeinsam mit den Industriepartnern Alanod und dem Kollektorhersteller SOLITEM GmbH (s.o.) konzipiert.

Anfang September speist Helioenergy 1 – die erste von zwei identischen Anlagen der Firma Abengoa – erstmals Strom in das spanische Netz ein. Gegen Ende des Jahres soll auch Helioenergy 2 den kommerziellen Betrieb aufnehmen. Die beiden solarthermischen Kraftwerke sind mit 121.000 Parabolspiegeln auf einer Fläche von 220 ha ausgestattet, was der Fläche von mehr als 300 Fußballfeldern entspricht.

Zum selben Zeitpunkt beginnt Abengoa auch mit der Errichtung der 280 MW CSP-Anlage in der Mojave-Wüste, nachdem das Unternehmen von dem DOE das entsprechende Darlehen in Höhe von 1,2 Mrd. $ erhalten hat. Das rund 160 km nordöstlich von Los Angeles stationierte Kraftwerk soll 2014 ans Netz der Pacific Gas and Electric gehen und etwa 54.000 Haushalte mit Strom versorgen.

Ebenfalls im September wird bekannt, daß Siemens Energy die Lieferung des Solarfeldes für das Parabolrinnenwerk Arenales mit einer Leistung von 50 MW übernehmen wird. Die Anlage soll bis Ende 2013 durch Ecolaire España als Generalunternehmer in Betrieb gehen. Eigentümer des Kraftwerks sind eine Tochtergesellschaft des RREEF Pan-European Infrastructure Fund der Deutschen Bank (49 %), der Solarprojektentwickler Solar Millennium AG (26 %) und die Firma OHL Industrial (25 %). Für Siemens Energy ist es bereits der zweite Auftrag aus Spanien, da das Unternehmen bereits Anfang des Jahres einen ähnlichen Auftrag für das 50 MW Kraftwerk Olivenza in der spanischen Region Extremadura verbuchte.

Einen weiteren Auftrag für die Lieferung einer schlüsselfertigen CSP-Anlage erhält Siemens von der EPC UTE Termosolar Borges (Abantia/Comsa EMVU). Das Les Borges Blanques Solar-Kraftwerk in der Nähe von Barcelona in Katalonien wird über 22,5 MW installierter Leistung besitzen (kombiniert) und als Hybrid-Anlage ausgelegt, die zusätzliche Stromerzeugung mit Biomasse als Energieträger bietet. Der kommerzielle Betrieb des Projekts wird für 2013 erwartet.

Im Oktober erscheint der Abschlußbericht des EVOSOL-Projekts, in dessen Rahmen die Projektpartner Flagsol GmbH, das Fraunhofer-Instituts für Materialfluß und Logistik (IML) sowie Schlaich Bergermann und Partner (spb GmbH) in Dortmund ein Testzentrum ausgebaut haben, um Parabolrinnen billiger und leistungsfähiger zu machen. Das Forschungsvorhaben EVOSOL steht für "Entwicklungs- und Versuchsumgebung zur Optimierung von solarthermischen Parabolrinnenkollektoren und deren Komponenten". Das Projekt wird vom Bundesumweltministerium mit 740.000 € gefördert. Eines der Ergebnisse ist ein neuer marktreifer Kollektor, der nun in den USA einem Test unter realen Kraftwerksbedingungen unterzogen werden soll.

Mit jüngstem Update im Oktober 2011 gibt es auf einer speziellen Seite der Homepage greentechmedia eine gute Übersicht (pdf) über die aktuellen Solarprojekte in den USA (Parabolrinnen, Dish- und Turmtechnologie), die zu diesem Zeitpunkt einen Gesamtumfang von 11 GW haben.

Nach mehrjähriger Entwicklungsarbeit, teilweise in Kooperation mit der ETH Zürich, beginnt das 2007 gegründete Tessiner Unternehmen Airlight Energy SA (ALE) im Oktober 2011 mit dem Bau seines ersten solarthermischen Parabolrinnenkraftwerks im industriellen Maßstab in Ait Baha in Marokko. Ab September 2012 soll die 2,7 Mio. € teure Anlage Energie für eine Zementfabrik der Italcementi Group liefern. Die drei Kollektoren, die mit dem bestehenden System zur Rückgewinnung von Abwärme im Zementwerk kombiniert sind, werden kontinuierlich eine elektrische Leistung von 150 kW erzeugen, und dies 24 Stunden am Tag.

Die Technologie des Unternehmens arbeitet mit Luft als Energieträger und erreicht mit einem neu entwickelten Zweiachsenreceiver eine hohe Kraftwerkeffizienz. Die flexible Spiegelfläche der Rinnenkollektoren wird durch ein Luftpolster mit einer äußeren, sehr lichtdurchlässigen Schicht geschützt, während eine Folie durch einen leichten Überdruck so gebogen wird, daß eine ideale Wölbung entsteht. Der Receiver mit einer sekundären Nachführungs-Achse erlaubt in Kombination mit der ersten Konzentrationsstufe der pneumatischen Spiegel, auf einen Konzentrationsfaktor von mehr als 300 Sonnen zu kommen. Dank der Verwendung von Luft als Wärmeträger ist der Empfänger in der Lage eine Betriebstemperatur über 650°C zu erreichen.

Getragen wird der Kollektor von einer einzigen Struktur, die aus vorgefertigten, faserverstärkten Betonelementen gefertigt ist und einachsig der Sonne nachgeführt wird. Die von dem Kraftwerk erzeugte Energie wird in einem erdverlegten Kieselstein-Wärmespeicher zwischengelagert, so daß nach Sonnenuntergang die Durchströmungsrichtung umgeschaltet und dem Speichertank Wärme entnommen werden kann, um daraus via Dampfturbine Strom zu generieren. Airlight will an seinem Hauptstandort in Biasca außerdem eine Pilotanlage mit konzentrierender Photovoltaik realisieren um nachzuweisen, daß ihre Technologie auch im Rahmen dieses Einsatzfeldes ausgereift ist.

Eine im Oktober veröffentlichte Studie des MIT zeigt, daß solar-thermoelektrische Hybrid-Systeme (hybrid solar thermoelectric, HSTE) gegenüber herkömmlichen Solarzellen oder Solarthermie-Anlagen einige Vorteile besitzen können. Evelyn Wang und ihr Team entwickeln eine Kombination aus Parabolrinnen und thermoelektrischen Receivern, die sich statt der bislang genutzten mit Flüssigkeit gefüllten Glasröhren in der Brennpunktlinie befinden, und die den elektrischen Strom direkt erzeugen. Das zentrale Rohr wird durch eine Reihe von konzentrischen Rohren ersetzt: Eine schmalere Röhre im Inneren der ersten enthält das thermoelektrische Material, während ein noch schmaleres Rohr in der Mitte der Konstruktion den Thermosiphon enthält, welcher die Wärme passiv von der kalten Seite der Thermoelemente abführt, um Wasser für die Raumheizung, für industrielle Prozesse oder den Heißwasserbedarf zu erwärmen.

Die Wissenschaftler untersuchen hierbei thermoelektrische Elemente aus Wismut-Tellurid-, Blei-Tellurid- und Silizium-Germanium, und zwar in Verbindung mit zwei verschiedenen Kombinationen von Wärmereceiver und Betriebsflüssigkeit: Edelstahl/Quecksilber sowie Nickel/Flüssig-Kalium. Die Effizienz des Systems wird in einem Temperaturbereich von 150°C bis 650°C und bei Solar-Konzentrationen von 1 - 100 Sonnen analysiert. Dabei zeigt sich, daß das HSTE-System Wirkungsgrade bis zu 52,6 % erreichen kann. Außerdem sind thermoelektrische Elemente wesentlich preisgünstiger als Solarzellen und gegenüber hohen Temperaturen unempfindlich.

Im gleichen Monat kündigt das DOE an, im Rahmen seiner SunShot-Initiative innovative CSP-Technologie-Entwicklungen mit (weiteren) 60 Mio. $ zu fördern. Ziel dieser Initiative ist es, die Kosten für Solarenergie bis zum Ende dieses Jahrzehnts um 75 % zu reduzieren.

Im November 2011 kündigt die Afrikanische Entwicklungsbank AfDB an, daß sie mit zwei Krediten in Höhe von 365 Mio. $ Südafrikas staatlichen Strommonopolisten Eskom beim Bau eines 100 MW CSP-Kraftwerks in Upington und eines Windparks gleicher Leistung unterstützen will. Südafrika, das mit Abstand am weitesten entwickelte Land des Kontinents, möchte bis 2030 42 % seines Stroms aus sauberen Quellen beziehen. Die beiden Darlehen bestehen aus 265 Mio. $ aus Eigenmitteln der AfDB, sowie aus 100 Mio. $ aus dem Fonds für saubere Technologien der Weltbankgruppe.

Marokko erhält voraussichtlich ebenfalls einen AfDB-Kredit in Höhe von 498 Mio. $ als Beteiligung an der Finanzierung des 500 MW CSP-Projekts in Ouarzazate (s.u.). Die beiden Initiativen sind die ersten ihrer Art seitens der AfDB.

2012

Anfang 2012 gehen in Südspanien zwei identische 50 MW Solarthermie-Anlagen von Torresol Energy, einem Joint Venture von Abu Dhabis Masdar und Spaniens Seder, in Betrieb. Es sind das zweite und dritte Kraftwerk des Unternehmens (das erste ist der Gemasolar Solarturm, s.d.), Pläne für weitere sind bereits in Arbeit. Die neuen Anlagen Valle I & II in San José del Valle in Cadiz sind aufgrund ihrer Speichertechnologie in der Lage, bis zu siebeneinhalb Stunden nach Sonnenuntergang Strom zu produzieren und jeweils rund 40.000 Haushalte zu versorgen.

Die Bauarbeiten bei dem 540 Mio. € Projekt hatten im Dezember 2009 begonnen und wurden im Dezember 2011 abgeschlossen. Während der zweijährigen Jahre Bauzeit haben rund 4.500 Mitarbeiter über 2.700.000 Stunden lang gewerkelt.

Siemens Energy erhält im Januar 2012 aus Indien den Auftrag zur Lieferung von insgesamt vier Dampfturbosätzen für CSP-Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 300 MW. Die Turbinen vom Typ SST-700 einschließlich Generatoren sollen in den drei Parabolrinnenkraftwerken Godawari, Abhijeet und Diwakar & KVK im indischen Bundesstaat Rajasthan eingesetzt werden. Die Kraftwerke Godawari von Godawari Green Energy Ltd. und Abhijeet von Corporate Isapt Alloys Ltd. haben je eine Leistung von 50 MW, während das Unternehmen Lanco Solar Energy für die zwei Blöcke des Kraftwerks Diwakar & KVK je eine Dampfturbine einschließlich Generator mit einer Leistung von jeweils 100 MW ordert. Die Kraftwerksprojekte werden im Rahmen des Regierungsprogramms zur Förderung der Solarenergie, Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM), realisiert, demzufolge in Indien bis zum Jahr 2022 bis zu 20 GW an Solarenergieleistung installiert werden sollen.

Im März folgt ein Auftrag über rund 17.000 Solarreceiver des Typs UVAC 2010 (Universal Vacuum Air Collector) für das 50 MW CSP-Kraftwerk Megha im indischen Bundesstaat Andra Pradesh. Auftraggeber ist der Projektentwickler Megha Engineering and Infrastructure Ltd. Die Inbetriebnahme der Anlage ist für Frühjahr 2013 vorgesehen. Auch das Megha-Projekt wird im Rahmen der JNNSM realisiert.

Im selben Monat geht in Cordoba, Spanien, die zweite gemeinsam von Abengoa und der JGC Corporation entwickelte und gebaute 50 MW CSP-Anlage Solacor 2 ans Netz. Das Kraftwerk ist Teil des El Carpio Solarkomplex und verfügt über 60.500 Spiegel, die auf einer Fläche von mehr als 110 ha Land installiert sind.

Aus China verlautet, daß das Land bis zum Jahr 2015 solarthermische CSP-Kraftwerke mit einer Kapazität von 1 GW, und bis 2020 sogar von 3 GW plant. Die Liste der in Planung oder im Bau befindlichen Projekte sieht beachtlich aus, wobei es sich allerdings nicht in allen Fällen um Parabolrinnen-Anlagen handelt (die Zuordnung werde ich nachholen, sobald weitere Details über die Projekte bekannt werden):

• 1 MW Pilotprojekt in Badaling, im Rahmen einer Zusammenarbeit zwischen dem Institute of Electrical Engineering (IEE) und der Chinesischen Akademie der Wissenschaften (CAS)
• 12 MW (kurzfristig) bzw. 300 MW (langfristig) Projekt im Rahmen einer Kooperation zwischen den Firmen Xinjiang Qingsong Building Materials, Chemicals Group Co. und Guodian Xinjiang
• 50 MW Projekt in Tibet, von Huaneng Tibet Co.
• 100 MW Projekt in Sichuan Abazhou, von Tianwei New Energy
• 50 MW Projekt der China Huadian Corp.
• 100 MW Projekt in Golmud, von GD ENERGIE
• 100 MW Projekt in Ningxia, von Peking Control Technology Co. Ltd.
• 100 MW Projekt von Avic Xi’an Aero-Engine Group Ltd.
• 100 MW Projekt von Guangdong Kangda
• 100 MW in Gansu, von SETC Tianjin
• 1 GW in Qinghai, von Lion International Investment Ltd.
• 2 CW in Shaanxi, von Shandong Penglai Dianli und eSolar

Im Mai 2012 gibt es auch wieder Neuigkeiten aus Marokko. Dort plant man immerhin, die Ausschreibungsprozesse des staatlichen 2000 MW Solar-Energie-Plans nun zu beschleunigen und noch in diesem Jahr den Auftrag für ein erstes 160 MW Parabolrinnen-Kraftwerk in Ouarzazate, im zentralen Süden des Landes, zu vergeben – wo bis 2015 dann eine 500 MW Anlage entstehen soll. Zu diesem Projekt wird die Weltbank 297 Mio. $ beisteuern. Entsprechend den Planungen der 2010 gegründeten staatlichen Moroccan Agency for Solar Energy (MASEN) sollen daran anschließend CSP-Türme und große PV-Farmen mit Leistungen von mindestens 50 MW folgen.

Der Presse zufolge konkurrieren drei Konsortien um den Bau der etwa 500 Mio. $ kostenden ersten Phase: zum einen Abeinsa ICI, Abengoa Solar, Mitsui und die Abu Dhabi National Energy Co., dann Enel und die ACS SCE, und schließlich die saudische International Company for Water and Power (ACWA), zusammen mit den spanischen Firmen Aries IS und TSK EE. Zum Zeitpunkt dieses Updates Mitte Juni 2012 sieht es so aus, als würde das ACWA-Konsortium das Rennen machen.

Ebenfalls im Mai 2012 nehmen der 3M Geschäftsbereich Renewable Energy und das auf Solartechnologie spezialisierte Unternehmen Gossamer Space Frames mit Geschäftssitz in Huntington Beach, Kalifornien, die weltweit zweitgrößten Solar-Parabolspiegel in Betrieb. Die voll betriebsfähige Demonstrationsanlage wurde am Standort von Sunray Energy in Daggett installiert (Sunray Energy ist die betriebsälteste CSP-Anlage in den USA und wird gegenwärtig von der Cogentrix Energy LLC betrieben, s.o. unter SEGS I + II, 1985).

Die 7,3 m hohe und 192 m lange Parabolrinne LAT 73 (Large Aperture Trough) besteht aus 16 Elementen von jeweils 12 m Länge, besitzt eine große Blendenöffnung mit einem Konzentrationsfaktor von über 100 und kombiniert die Gestaltungsfreiheit und das hohe Reflexionsvermögen (94,5 %) der Spiegelfolie Solar Mirror Film 1100 von 3M mit den mechanischen Konstruktionen von Gossamer. Die Spiegelfolie ist bis zu 50 % leichter als Glas. Die LAT-Technologie soll die Gesamtkosten eines Parabolrinnen-Solarfelds um über 25 % senken. Ein zweites LAT 73-Projekt läuft im Süden der USA.

Noch größer ist nur der Ultimate trough collector von Flabeg. Dieser besitzt eine Höhe von 7,5 m und eine Gesamtlänge von 242 m – was einer Kollektorfläche von etwa 1.800 m² entspricht.

Im Juni 2012 wird bekannt, daß das National Renewable Energy Laboratory (NREL) des US Department of Energy (DOE) nach zehnjähriger Entwicklungsarbeit eine Lösung für eines der langfristig signifikantesten Probleme bei CSP-Kraftwerken entwickelt hat. Bei einer 20 MW Anlage beispielsweise spiegeln rund 10.000 Spiegel das Sonnenlicht auf 10.000 Receiver-Rohre, von denen jedes effizient arbeiten muß, um die maximale Wirkung zu erreichen. Lecks oder Bruchstellen lassen sich bislang aber nur mühsam manuell überprüfen, was Monate dauern kann.

Das NREL bietet nun Lizenzen für ein Gerät namens Thermal Scout an, mit dem die Receiver-Rohren so schnell analysiert werden können, wie ein Fahrzeug an den Spiegelreihen entlang fahren kann. Der Thermal Scout kombiniert ein Global Positioning System (GPS) auf dem Dach eines Autos, eine Infrarot-Kamera auf dem Rücksitz, die sich automatisch auf die Röhren fokussiert, mit hoch entwickelter Software, welche die Meßergebnisse in Echtzeit verarbeitet.

Sonnenfarm (Flachspiegel-Kollektoren)

Eine Variante der Parabolspiegel-Hochtemperatursysteme bilden kompakte Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten. Die Spiegel sind parallel angeordnet und konzentrieren das Sonnenlicht auf ein mehrere Meter darüber liegendes Absorberrohr. Ein Sekundär-Reflektor oberhalb des Absorberrohres lenkt zusätzliche Strahlung in die Brennlinie. Ein Kollektor mit 24 m Breite in 1.000 m Länge kann im Absorberrohr Dampf mit mehr als 500°C für eine Stromleistung von ca. 5 MW produzieren.

Die Vorteile dieses Systems: Der Kollektoraufbau ist einfach und für die Massenfertigung gut geeignet, die geschlossene Anordnung der Spiegel erfordert weniger Raum und bietet unter der Konstruktion eine partiell verschattete Fläche, die sich z.B. für den Gemüseanbau gut eignet.

Die linearen Fresnel-Reflektoren gehen auf den Italiener Giovanni Francia im Jahr 1964 zurück, der unter anderem auch die Anti-blockier-Bremse für Fahrzeuge erfunden hat. Durch die zu jener Zeit noch mindere Qualität der Reflektoroberflächen ist die Effektivität des Systems allerdings unbefriedigend. Seine damals angefertigten futuristischen Entwürfe werden erst 2005 wiedergefunden.

Die ersten Untersuchungen an dieser Compact Linear Fresnel Reflector (CLFR) Technologie werden Anfang der 1990er Jahre an der Sydney University und gemeinsam mit der Solsearch Pty Ltd. durchgeführt.

Die australischen Unternehmen Ausra Energy Corporation und Stanwell Corporation erhalten dann vom australischen Greenhouse Office einen Betrag von 2 Mio. $, um mit der Errichtung einer 5 MW Anlage auf dem Gelände des Stanwell-Kraftwerks in Queensland zu beginnen. Die Inbetriebnahme ist für 2001 geplant, scheint sich dann jedoch zu verzögern. Es dauert nämlich noch ein paar Jahre, bis die Technologie so weit ausgereift ist, daß sie auch großtechnisch zum Einsatz kommen kann.

1998 gründen die CSP-Pioniere Ven, Sureda und Graf de Lalaing in Belgien das Unternehmen Solarmundo, um den neuen Fresnel-CSP-Ansatz zu etablieren. 2001 baut Solarmundo bei Lüttich die weltweit erste Fresnel-Anlage mit einer Größe von 2.400 m².

2004 wird die Firma in Solar Power Group (SPG) umbenannt, um die Fresnel-Technologie erfolgreich weiter zu entwickeln und zu vermarkten. 2005 wird ein Marketing- und Entwicklungs-Konsortialvertrag mit dem internationalen Generalunternehmer Ferrostaal, Deutschland, geschlossen, um die Technologie zur industriellen Anwendung zu bringen. 2006 folgt ein Memorandum of Understanding mit der libyschen Regierung über die Projektierung und Lieferung von 3.000 MW CSP Fresnel Kapazitäten (bislang nicht umgesetzt). Auf der Plataforma Solar de Almería in Spanien (s.d.) beginnt SPG 2007 mit dem Bau und eines FRESDEMO Pilotkollektors, der im Laufe der Folgejahre optimiert wird.

Um die Entwicklung verdient macht sich auch die Solar Heat and Power Pty Ltd. im Jahr 2004 in Australien. Ab diesem Zeitpunkt produziert ein Prototyp in New South Wales 1 MW. Eine wesentliche Komponente des Gesamtsystems - eine Wärmespeicherung, die auch den nächtlichen Betrieb ermöglicht - soll bis 2009 fertig sein.

2006 wird in Karlsruhe die Novatec Solar gegründet, die schon im April 2007 mit ihrer Testanlage Nova-1 erste Erfolge erzielt. 2008 wird in Spanien die erste Produktionslinie in Betrieb genommen, gefolgt von einer 1,4 MW Anlage im März 2009. Die Puerto Errado 1 (PE 1) Anlage in der spanischen Region Murcia gilt als weltweit erste kommerzielle Fresnel-Anlage mit Netzeinspeiszung. Im gleichen Jahr gewinnt das Unternehmen den Deutschen Industriepreis.

Der Bau einer 30 MW Anlage (PE 2) mit 28 Spiegelreihen und einer Fläche von 650.000 m² beginnt im April 2010. Mitte des Jahres stellt das Unternehmen seinen neuen SuperNOVA Kollektor vor. Die Produktentwicklung erfolgt in Kooperation mit der Schott Solar und wird vom DLR und dem Stuttgarter Ingenieurbüro Fichtner begleitet. Anfang 2011 startet auch der Bau einer 9 MW Anlage am australischen Kohlekraftwerk Liddell. Ebenfalls 2011 investiert ABB in die Novatec, wlecher bereits eine Dampfproduktion mit einer Temperatur von 500°C gelingt.

Doch zurück zur Chronologie:

Im September 2007 verkündet die Presse, daß die im kalifornischen Palo Alto beheimatete amerikanische Filiale der Ausra den konventionellen Parabolrinnenkollektoren (wie die der israelischen Firma Solel) Konkurrenz machen wird. Die Ausra-Anlagen sind zwar nicht so effizient wie jene mit den Parabolspiegeln – dafür verzichten sie aber auf die aufwendigen Wärmetauscher, indem sich in den Sammlerrohren Wasser befindet, das zu Dampf erhitzt die Turbinen dirket antreibt. Zusammen mit den einfachen und in Massenproduktion herstellbaren flachen Spiegeln sind die Anlagen dadurch wesentlich preisgünstiger.

Schon im November 2007 kann das Unternehmen den ersten Vertragsabschluß bekanntgeben: Gemeinsam mit der kalifornischen Pacific Gas and Electric Company (PG&E) wird ein 177 MW Kraftwerk gebaut, das über 120.000 Haushalte mit Strom versorgen kann.

Im Dezember 2007 errichtet Ausra in Las Vegas eine hochautomatische Produktionsanlage, in der die Reflektoren, Absorberrohre und andere Schlüsselkomponenten hergestellt werden. Die Kapazität beträgt vier Quadratmeilen Kollektoren mit einer Gesamteistung von über 700 MW pro Jahr – also jeweils ausreichend zur Versorgung von mindestens 500.000 Haushalten. Das Unternehmen befindet sich inzwischen zu großen Teilen im Besitz von Khosla Ventures und Kleiner, Perkins, Caufield & Byers.

Im März 2008 legt Ausra eine Studie vor, derzufolge seine thermischen Solarkraftwerke über 90 % des US-weiten Strombedarfs inklusive dem Bedarf einer großen Flotte von Elektrofahrzeugen decken könnten. Ende Juni 2008 eröffnet die Ausra Inc. ihre Produktionsanlage, was die weltweite Herstellungskapazität verdreifacht.

Ebenfalls im März 2008 meldet die französische Wissenschaftspresse, daß man nun auch dort in die Errichtung solarthermischer Kraftwerke nach dem Parabolspiegel-Prinzip einsteigen will. Im Rahmen des Projektes ‚Solenha’, das als nationaler Impulsgeber für die Entwicklung weiterer Hochleistungs-Solartechnologien gesehen wird, soll eine erste 12 MW Anlage mit einer Fläche von 40 bis 80 Hektar gebaut werden, die den Strombedarf einer Stadt mit zirka 37.000 Einwohnern deckt. Der Baubeginn für das 80 Mio. € Projekt ist für 2008 und die Inbetriebnahme für 2010 vorgesehen, es soll dann bis 2040 in Betrieb bleiben. Die Durchführung erfolgt in Zusammenarbeit mit dem Promes-Labor des Wissenschaftszentrums CNRS, der in Europa führenden Innovationstechnologie-Gruppe Bertin, dem Ingenieurbüro Sciences Environnement und dem Beratungsunternehmen Ernst & Young.

Der Projektrahmen Solar Euromed wurde bereits 2006 mit dem Ziel gegründet, solarthermische Großkraftwerke im Mittelmeerraum zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Diese erste Betriebserfahrung soll die Basis zur Einführung einer Partnerschaftspolitik mit verschiedenen Mittelmeer-Ländern bilden.

Die Industrial Solar GmbH (vormals Mirroxx GmbH) wird im November 2008 in Freiburg als Spin-Off der PSE AG gegründet. Die PSE AG, ein Ausgründung des Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme ISE, beschäftigt sich seit ihrer Gründung im Jahr 1999 mit konzentrierenden Technologien. Im Jahr 2005 wird in Freiburg der erste Prototyp eines Fresnel-Prozeßwärmekollektors installiert, er ist 16 m lang und hat eine Fläche von 88 m². 2006 erfolgt in Bergamo, Italien, die Inbetriebnahme eines 132 m² großen Kollektors, der eine NH₃-H₂O Kältemaschine antreibt, und 2007 startet in Sevilla eine 352 m² großen Anlage, die eine zweistufige H₂O/LiBr Absorptionskältemaschine zur Klimatisierung eines Gebäudes der Universität Sevilla, Escuela Superior de Ingenieros (ESI) antreibt.

Weitere Projekte folgen 2008 in Grombalia / Tunesien, wo ein 88 m² Kollektor Prozeßkälte für ein Weingut bereitstellt, sowie 2009 in Freiburg (solare Direktverdampfung, 132 m²) und Abu Dhabi (solare Kühlung, 132 m²).

Die Fresnel-Kollektoren der Industrial Solar werden 2010 auch in Doha/Qatar eingesetzt, wo ein Stadion für die Fußballweltmeisterschaft 2022 mit der bis dato größten Fresnel-Anlage für solare Kühlung weltweit klimatisiert wird. Der Kollektor aus 4 Strängen mit je 64 m Länge hat eine Gesamtfläche von 1.400 m², verfügt über eine einachsige Nachführung, besitzt mit Wasser gefüllte Vakuum-Absorberrohre von Schott und mit der erzielten Temperatur von 180 °C wird eine Absorptionskältemaschine mit einer Kühlleistung von 650 kW angetrieben.

Im Juli 2008 soll in Südostspanien in der Nähe von Murcia eines der ersten kommerziellen thermischen Solarkraftwerke mit Fresnelkollektoren in Betrieb gehen. Die 2 MW Anlage mit rund 18.000 m² Spiegelfläche wird von den Unternehmen M+W Zander und Novatec Biosol errichtet, nachdem man die Technologie ab 2006 auf einem 200 m² Testfeld optimiert hatte. Der Receiver in der Brennlinie wird von acht Spiegelreihen angestrahlt, wodurch das in ihm enthaltene Wasser erst verdampft und dann eine Stromturbine antreibt.

Im Oktober 2008 wird mit der Kimberlina Plant nahe von Bakersfield eine erste 5 MW Anlage von Ausra in Betrieb genommen, eingeweiht von Gov. Schwarzenegger persönlich. Es ist in Kalifornien die erste neue Solarthermie-Anlage seit 20 Jahren! Mittels einer Wasserdampf-Turbine wird Strom für gut 3.500 Haushalte erzeugt. Im Erfolgsfall soll 2010 oder 2011 im Auftrag der PG&E eine 177 MW Anlage in San Luis Obispo folgen, die Carrizo Plain Powerplant. (Tatsächlich wird dieses Projekt später an First Solar verkauft, das daraus eine PV-Großanlage machen will).

Ausra kann im selben Monat 60 Mio. $ an neuen Finanzmitteln einnehmen, zu den Investoren gehören KERN Partners, die australische Starfish Ventures und die Generation Investment Managment von Al Gore. Anfang 2009 soll das Unternehmen bereits 115 Mio. $ eingenommen haben und beschließt, sich zukünftig auf die Herstellung der Anlagenkomponenten, nicht aber den Betrieb großer Anlagen in der Wüste zu konzentrieren.

Im September 2009 wird gemeldet, daß Ausra ausgewählt wurde, um den Solar-Dampfkessel für ein bis 2013 geplantes 100 MW Projekt der MENA Cleantech in Maan, Jordanien, zu liefern (JOAN 1).

Ausra wird im Februar 2010 für mehrere 100 Mio. $ zu 100 % von dem französischen Nuklearkonzern Areva übernommen. Zu diesem Zeitpunkt sind bereits rund 130 Mio. $ in das Start-up geflossen. Die Kollektoren erreichen durch 50-fache Konzentration eine Temperatur bis zu 400°C – für 2011 werden 482°C anvisiert. Der Umwandlungsfaktor Solar-zu-Elektrizität beträgt ~ 12 %.

Ebenfalls 2010 gelingt der Solar Power Group die Fertigstellung ihres Kollektors der 3. Generation, und zusammen mit der GDF Suez soll nun bis Anfang 2012 ein 5 MW Solar-Heizkessel als Add-on zu einem 150 MW Kohlekraftwerk in Mejillones in Chile errichtet werden. Die Compact Linear Fresnel Reflector (CLFR) genannten Kollektoren des Unternehmens erreichen 450°C. Dem seitens der GTM Research herausgegebenen CSP 2011 Report zufolge gilt die CLFR-Technologie mit einem Stromgestehungspreis von ungefähr 0,125 $/kWh (im Südwesten der USA) als Solar-Option mit den gegenwärtig niedrigsten Kosten.

Mitte 2011 meldet die Presse, daß ein Konsortium aus den Firmen Areva Solar, CS Energy und Wind Prospect CWP von der australischen Regierung als bevorzugte Partner für die Entwicklung des Solar Dawn Solarthermie-Projekts nahe Chinchilla ausgewählt worden ist. Dabei handelt es sich um ein 250 MW Solar/Gas-Hybridkraftwerk zu einem Preis von 539 Mio. US $, das bis Ende 2015 in South West Queensland, in der Nähe des 44 MW Kogan Creek Solar Boost Projekts errichtet werden soll – bei dem ebenfalls Arevas CLFR Technologie eingesetzt wird. Diese Anlage soll bereits 2013 abgeschlossen sein, 104,7 Mio. AU $ kosten und im Verbund mit einem sich seit 2007 im kommerziellen Betrieb befindlichen 750 MW Kohlekraftwerk agieren.

Eine weitere Form der solaren Hochtemperaturnutzung erfolgt mittels der sogenannten Dish-Technologie, die als nächstes vorgestellt wird.

Weiter...