TEIL C

Sonnenturm

Auch die Idee des Sonnenturms ist nicht neu, sie geht im Grunde auf den Erfinder des Entfernungsmessers, den Engländer Archibald Barr (1855 – 1931) im Jahre 1896 zurück. Auch in dem SF-Roman Ralph 124C 41 + von Hugo Gernsback aus dem Jahr 1911 taucht eine Illustration auf, auf der man ein großes Spiegelfeld neben etwas, das wie der Eifelturm aussieht. Dieser Roman wurde damals in zwölf Teilen im US-Magazin Modern Electrics veröffentlicht.

Das Konzept wurde allerdings erst 1957 von den sowjetischen Physikern Aparase, Baum und Garf wieder aufgegriffen, die ein Modell im Maßstab 1:50 bauten. V. K. Baum schlägt auch in Italien den Bau einer solaren Turmanlage mit einem zentralen Absorber vor. Tatsächlich wird eine erste Anlage, bei der auch eine automatische Sonnennachführung zum Einsatz kommt, von Giovanni Francia bei Santa Ilario in Frankreich errichtet. 20 Jahre später beteiligt sich Francia übrigens an der Planung einer 400 kW Anlage am Georgia Tech (s.u.).

Bei Solarturmanlagen werfen ausgedehnte Felder von sonnennachgeführten Spiegeln (Heliostate) ihre Strahlen auf die Spitze eines hohen Turmes, wo sich ein Dampfkessel befindet, dessen Ddruck dann eine Turbine zur Erzeugung elektrischer Energie antreibt. Die erreichbaren Temperaturen betragen durch den Konzentrationsfaktor von 300 bis 500 zumeist zwischen 200°C und 800°C, der durchschnittliche Wirkungsgrad wird mit 11 % angegeben.

1975 wird von MBB in Zusammenarbeit mit einer italienischen Firma eine 1 MW Kraftwerkskomponente entwickelt, die schon zwei bis drei Jahre später lieferbar sein sollte. Dieses Kraftwerk arbeitet mit Spiegeln aus normalem Spiegelglas, deren reflektierte Strahlen in einem Wärmeaustauscher gesammelt werden, der einen 490°C heißen Hochdruckdampf von 150 Atmosphären erzeugt. Das damit betriebene Dampfturbinenaggregat liefert anschließend Drehstrom.

Eine andere Variante wird auf dem 3. Symposium Sonnenenergie und Gesamtenergie-Konzeption 1975 in Zürich vorgeschlagen: In der Heliostat genannten Anlage wird die Sonnenenergie durch Parabolspiegel auf einen zentralen Sekundärspiegel fokussiert, der die Strahlenenergie dann weiter in einen Absorber im Innern des Speichers konzentriert, welcher seinerseits mit über 800°C heißer Luft eine konventionelle Dampfturbine antreibt.

Ende 1976 entwickelt die McDonnel Corp. in Huntigton Beach, Kalifornien, im Rahmen eines von der US-Energiebehörde ERDA mit 5,2 Mio. $ dotierten Zweijahrevertrages ein besonderes System, das aus fünf jeweils 6 m hohen Spiegeln besteht, und das für Versuche genutzt werden soll, große Spiegelanlagen dem Sonnenlauf nachzuführen. Man plant, eine Fläche von 550 m x 600 m mit 2.300 Spiegeln zu bestücken, welche dann mittels eines Sonnenturmes überhitzten Dampf erzeugen sollen.

Eine ähnliche Anlagentechnik entwickeln auch andere Firmen, z.B. Honeywell und Martin Marietta in den USA, MBB in Deutschland, Ansaldo in Italien und die Cethel-Gruppe in Frankreich. Die letzteren drei beteiligten sich auch an einem Großprojekt in Sizilien, das zu 50 % von der EG finanziert wird und auf das ich weiter unten noch zu sprechen komme. Cethel baut außerdem für das staatliche französische Forschungszentrum CNRS in Südfrankreich zwei komplette Spiegelkraftwerke mit einer Spiegelfläche von insgesamt 17.000 m² und einer Leistung von 2,8 MW.

Boeing und GE wiederum schlagen vor, drehbare Spiegel unter staubabhaltenden Plastikkuppeln unterzubringen, wobei eine Anlage mit 1.500 Stück dieser Kuppeln und je 65 m² Spiegelfläche in Wüstengegenden bis zu 10 MW erbringen kann. Eine erste Versuchsanlage wird mit Mitteln der US-Regierung 1978 in New Mexico, nahe der Stadt Albuquerque, gebaut (s.u.). Der Turm von 60 m Höhe wird von 222 Heliostaten bestrahlt, wobei bis zu 2.500°C erreicht werden. Bei positiven Versuchsergebnis sollen am gleichen Ort drei weitere Sonnentürme mit je 130 m Höhe gebaut werden, die dann zusammen etwa 50 MW Leistung erbringen.

Ebenfalls 1978 beginnen die Bauarbeiten unweit der Stadt Adrano auf Sizilien, wo eine EG-finanzierte 1 MW Turmanlage erstellt wird. Das ursprünglich auf 20 Mio. DM geschätzte Projekt, an dem der italienische Kraftwerksbauer Ansalo und der staatlich-italienische Elektrizitätsmonopolist Enel beteiligt sind, soll 1980 in Betrieb gehen. Es besteht aus 182 Spiegeln (112 von MBB, 70 von Cethel) mit einer Gesamtfläche von 6.216 m², welche ihre Strahlen auf einen 55 m hohen Turm konzentrieren. Der Dampf im Turmkessel erreicht 512°C und einen Druck von 64 bar, und die Anlage besitzt einen Wärmespeicher, der für einen 30-minütigen Betrieb ohne Sonne ausgelegt ist. Der Gesamtwirkungsgrad wird mit 16 % angegeben. Bei diesem Eurelios genannten Projekt sind die Spiegeltypen deshalb unterschiedlich, damit Zeit und Erfahrung später aussagen können, welche der beiden Konstruktionen die bessere ist. Die Anlage, die dann tatsächlich 24 Mio. $ kostet, ist das weltweit erste Turmkraftwerk, dessen Strom ins öffentliche Netz eingespeist wird.

Im Gespräch steht 1980 ferner die BMFT-Mitfinanzierung über 300 Mio. DM an einem 500 Mio. DM teuren GAST-Projekt (Gasgekühltes Sonnenturm Kraftwerk) in Spanien. Dieses Energieprojekt – immerhin ein 20 MW Sonnenturm mit 120.000 m² Spiegelfläche – wird aber von dem gleichzeitigen Kauf eines 1.000 MW Kernkraftwerkes durch Spanien abhängig gemacht, das gegen die amerikanische Konkurrenz von deutschen Firmen geordert werden soll. Als alternativer Standort wird Griechenland in Erwägung gezogen. Das Projekt wird jedoch nicht realisiert.

Anfang 1980 beginnt man bei Bastrow in der Mojave-Wüste, gut 200 km östlich von Los Angeles mit dem Bau einer 10 MW Turmanlage, die auch L.A. mitversorgen soll. Das komplett vom US-Energieministerium finanzierte Solar One System des kalifornischen Stromproduzenten Southern California Edison (SCE) besteht aus einem 90 m hohen Stahlturm mit einem golden-leuchtenden Absorber auf der Spitze, in dem bei 500°C – 1.000°C der Turbinendampf erzeugt wird, und 1.818 kreisförmig angebrachten konkaven Spiegeln mit je 7 m Länge und 6 m Breite. Die Anlage kostet 147 Mio. $ (damals umgerechnet 310 Mio. DM) und geht 1982 in Betrieb.

1988 steht die Anlage nach sechsjähriger vielversprechender Testphase zum Verkauf – für den symbolischen Wert von einem Dollar. SCE hat das Experimentieren aufgegeben und kauft den Strom lieber aus den Solarfarmen von LUZ (s.o.). 1995 wird Solar One umgebaut und mit einem Speicher für 1.540 t geschmolzenes Nitratsalz ausgerüstet, aus wirtschaftlichen Erwägungen 1999 aber endgültig geschlossen.

Ebenfalls 1980 beginnen die Sowjets beim Dorf Myssowoje auf der Krim-Halbinsel mit dem Bau eines Turmkraftwerkes, dessen Konstruktion aus dem Energie-Labor des Krshishanowski-Instituts stammt. Bei positivem Versuchsergebnis plant man, umgehend eine 200 MW Anlage zu errichten, die aus vier jeweils 200 m – 250 m hohen Türmen mit jeweils 12.000 Spiegeln à 49 m² bestehen soll. In Schtscholkino auf der Krim sollte ein Kernkraftwerk entstehen, das durch den Druck der Öffentlichkeit 1990 gestoppt wurde. Statt dessen wird dort eine Solarturmanlage gebaut. Leider ist es mir bislang noch nicht gelungen, mehr über diese Projekte herauszufinden.

Die größte Anlage der Welt, die auf dem Turmprinzip aufbaut, wäre eine 350 MW Anlage, die eigentlich im Juni 1981 nördlich der Stadt Riad in Saudi-Arabien in Betrieb genommen werden sollte. Sie wird jedoch nie realisiert.

In der Sowjetunion entsteht 1986 nordöstlich der Stadt Feodossia und nahe dem Asowschen Meer eine 5 MW Anlage mit einem 90 m hohen Turm und 1.600 Heliostaten à 25 m², deren Wasserkessel eine Temperatur von 250°C erreicht und mit 40 Atmosphären einen Generator betreibt.

1987 werden zwei Solarturmstudien verfasst, die eine von Energieversorgungsunternehmen in den USA (Utility Study 1987), die andere in Europa (PHOEBUS 1987).

Seit 1988 läuft am israelischen Weizmann-Institut in Rehovot eine 3 MW Versuchsanlage mit 64 Heliostaten aus leicht gewölbten Spiegeln, die eine Temperatur von 800°C – 1.000°C erreicht. Diese Anlage wird zur Entwicklung von Verfahren genutzt, die Sonnenenergie in chemische Energie umzuwandeln. Mit Hilfe der Solarwärme soll aus Methan und Kohlendioxid weniger umstrittenes Kohlenmonoxid und Wasserstoff zu erzeugen. Die Gase lassen sich über Rohrleitungen leicht zu einem Lagerort transportieren, wo ein gegenläufiger Prozeß initiiert wird, bei dem – unter starker Wärmefreisetzung – wieder Methan und Kohlendioxid entsteht. Das System des geschlossenen chemischen Wärmerohrkreises gilt als mögliche Antwort auf die Probleme der Speicherung und des Transports der Sonnenenergie. Als weitere Einsatzgebiete des Solarturmes werden die Ölschiefervergasung und solarbetriebene Laser genannt (s.a. unter Solare Thermochemie).

1991 gibt es bereits sieben Turmkraftwerke – in den USA, in Spanien, Frankreich, Japan, Israel und in der Sowjetunion. Sie erreichen gemeinsam etwa 20 MW und besitzen insgesamt ca. 120.000 m² Spiegelfläche. Die Erfahrungen zeigen, daß die Nutzung der Hochtemperaturwärme als industrielle Prozesswärme weitaus wirtschaftlicher ist, als ihre Umwandlung in Strom.

Ebenfalls 1991 soll in Jordanien eine 30 MW Turm-Demonstrationsanlage namens Phoebus gebaut werden. Später hört man über dieses Projekt nur noch, daß eine verkleinerte Form in Almería getestet wird (s.d.). Hierbei werden als Wärmeträger-Medium Luft, und zur Energiespeicherung ein Keramik-Absorber verwendet.

1995 schlägt der Forscher am Weizmann-Institut Israel Dostrovsky eine Variante der Solarturm-Technologie vor, bei der im Receiver ein Gemisch aus Methan und CO₂ in sogenanntes Synthesegas umgewandelt wird, das sich genauso leicht wie Erdgas transportieren und speichern läßt.

Eine besonders interessante Variante der Heliostaten für Solarturmkraftwerke bildet das Solarsphere Konzept, das die Turmtechnologie mit mehreren konzentrierenden Parabolspiegeln verbinden will, und dabei gezielt leichte und dünne Materialien verwendet, um möglichst große und trotzdem kostengünstige Anlagen bauen zu können. Für ein Einzel-Dish-System (s.d.) ist die Fokussierung allerdings nicht konzentriert genug.

Das System wird ab 1995 von Richard Braun entwickelt, der 2001 den ISUS Preis von 80.000 $ gewinnt und damit ab 2002 den ersten 4,5 m durchmessenden Dish konstruiert. 2004 folgt ein 8 m Modell sowie die Entwicklung des Spiegels. 2005 geht Braun eine Kooperation mit der Taiyo Membrane Corp. ein, um das System weiterzuentwickeln. Leider ist weiter nichts mehr davon zu hören.

Mitte 1996 geht in Dagget, in der Mojave Wüste und etwa 20 km östlich von Bastrow, mit dem Solar Two das weltweit größte Turmkraftwerk in Betrieb, das mit 1.926 kreisförmig angeordneten und zweiachsig nachgeführten Spiegeln und einem 104 m hohen Turm 10 MW Leistung erreicht. Das Nachfolgeprojekt der Solar One Anlage (s.o.) kostet nur 48,5 Mio. $ (~ 73 Mio. DM), da zahlreiche bereits vorhandene Komponenten wie Turmkonstruktion, Turbine und Generator genutzt werden. Bei einer kompletten Neuerrichtung hätte die Anlage auf dem Coyote Canyon Test Field weitere 210 Mio. DM gekostet!

Die offiziell National Solar Thermal Test Facility (NSTTF) genannte Anlage auf der Kirtland Air Force Base in Albuquerque wird von den Sandia National Laboratories im Auftrag des US Department of Energy (DOE) betrieben, außerdem sind mehrere Stromversorger an dem Projekt beteiligt, an erster Stelle die Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles. Die Turmtechnologie in Verbindung mit geschmolzenem Salz im zentralen Empfänger wurd von Sandia bereits seit den 1970er Jahren entwickelt – und die Solar Two Anlage gilt als erste erfolgreiche Umsetzung.

Im Inneren des Receivers wird durch metallische Rohre ein flüssiges Salzgemisch aus Natrium- und Kaliumnitrat gepumpt, das sich auf 560°C erhitzt. Dieses Gemisch wurde deshalb ausgewählt, weil es bei hohen Temperaturen flüssig ist, gut Wärme speichern kann und billig sowie ungiftig und nicht brennbar ist. Danach wird in einem ersten wärmegedämmten Tank über einen Wärmetauscher der Turbinendampf erzeugt, anschließend gelangt das noch 290°C heiße Salz in einen zweiten wärmegedämmten Tank, aus dem es wieder an die Turmspitze gepumpt wird. Jeder der beiden Tanks kann die gesamte eingesetzte Salzmenge von 1.600 t fassen – wodurch ein flexibler und nachfrageorientierter Betrieb möglich wird. Der Einsatz von Salz hat allerdings auch einen Pferdefuß: Alle Rohrleitungen müssen elektrisch beheizbar sein, um ein Ausfrieren des Salzes zu vermeiden. Es ist ein Versuchsbetrieb bis 1999 vorgesehen, die Anlage ist allerdings für eine Lebensdauer von 25 – 30 Jahren ausgelegt.

Im November 2009 wird bekannt, daß SCE die Firma CST Environmental damit beauftragt hat, die Türme der beiden Anlagen Solar One und Solar Two abzureißen, worauf der Solar One Turm umgehend gesprengt wird, da er seit über 10 Jahren nicht mehr genutzt wurde.

Interessanterweise wird im September 2010 jedoch gemeldet, daß die Solar Two Anlage nun doch aufgerüstet werden soll. Als einzige Installation in den USA, die auch als Solarofen genutzt werden kann (und wird, z.B. von der NASA, dem Verteidigungsministerium u.a.), besteht zunehmender Bedarf an den dort erreichbaren Temperaturen. Außerdem benötigen die Ingenieure und Wissenschaftler vor Ort Büros. Mit Investitionen in Höhe von 17,78 Mio. $ soll nun eine Liste aus neuen Verbesserungsschritten abgearbeitet werden – angefangen von dem benötigten Büroraum bis hin zu einem nagelneuen Labor für optische Untersuchungen und dem Ersatz der reflektierende Flächen der Heliostaten, die schon starke Gebrauchsspuren aufweisen.

1999 wird das Negev-System des israelischen Weizmann-Instituts anscheinend zu einer 250 kW Demonstrationsanlage umgebaut (?), die nun als Vorläufer für eine in Arizona geplante 2,8 MW Anlage gilt. Hierbei werfen 64 Heliostaten ihr Licht gemeinsam auf einen Parabolspiegel, der sich auf dem 54 m hohen Turm befindet und das Licht gebündelt nach unten lenkt (Konzentrationsfaktor 4.000). Dort befindet sich der Porcupine (Stachelschwein) genannte Receiver. Dieser Spitzname geht auf die Hunderte von kleinen Keramikröhrchen zurück, welche sich im Innern eines langgestreckten Zylinders befinden. Durch diese Keramikröhrchen strömt Luft und erhitzt sich dabei bis auf 1.200°C. Zur Nutzung dieser Energie wird eine bereits 1996 entwickelte stromerzeugende Turbine eingesetzt, die mit der extrem stark erhitzten Luft betrieben werden kann, und die innerhalb von 3 – 4 Jahren ihre Marktreife erreichen soll. Einer der Vorteile dieser Anlage, die gemeinsam mit McDonnell Douglas Aerospace und mehreren israelischen High-Tech-Firmen entwickelt wurde: Sie läßt sich problemlos auch mit herkömmlichen Brennstoffen betreiben.

In der Anlage von Almería (s.d.) gelingt es Anfang 2003 erstmals, durch Solareinstrahlung Luft so stark aufzuheizen, daß damit eine Gasturbine angetrieben werden kann. Grundlage des Kraftwerks sind drei Solartürme, auf deren Spitzen eine Vielzahl von Spiegeln das Sonnenlicht konzentrieren. Die Spiegel werden dabei der Sonne nachgeführt und reflektieren rund das 500-fache der normalen Sonnen-Einstrahlung auf die Turmspitzen. In diesen sitzen als Energieabsorber neu entwickelte volumetrische Receiver, die aus einer stark porösen Metall- oder Keramikstruktur bestehen, welche sich durch die extreme Einstrahlung sehr hoch erhitzt. Die Luft strömt durch die Hohlräume, erhitzt sich dabei selbst und strömt dann zur Gasturbine. Während die Receiver zusammen genommen auf eine thermische Leistung von 1 MW kommen, erzeugt die Gasturbine daraus 250 kW elektrische Leistung.

Bisherige Turm-Solarkraftwerke waren einstufig ausschließlich mit Heiß-Dampf-Turbinen ausgestattet. Die neue Technik erlaubt es dagegen, mit der die Gasturbine verlassenden, immer noch heißen Luft, über einen Wärmetauscher zusätzlich Dampf zu erzeugen und mit diesem eine nachgeschaltete Dampfturbine anzutreiben. Dadurch läßt sich ein Gesamtwirkungsgrad von 58 % erzielen. Das Projekt wird von deutscher Seite vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) und von spanischer Seite von der Plataforma Solar de Almería betrieben, hinter der das spanische Wissenschafts- und Technologie-Ministerium steht.

Ab 2003 werden in Spanien aufgrund der dort seit 2002 bestehenden hohen Einspeisevergütung, die sich allerdings nur auf reine Solaranlagen erstreckt,  neben zwei Parabolrinnen-Projekten (s.o.) auch zwei Solarturm-Projekte angegangen. Das Solarturmkraftwerk PS 10 (Planta Solar 10) wird in der Ebene von Sanlúcar la Mayor in Andalusien, 15 km westlich von Sevilla errichtet: 624 nachgeführte Heliostaten mit je 90 m² Fläche erhitzen einen Sattdampf-Receiver, dessen Turbine 11 MW erbringt. Um Leistungsschwankungen auszugleichen wird ein 305 m³ großer Wärmespeicher integriert. Der Betriebsbeginn sollte anfänglich Mitte 2004 sein, später dann Mitte 2006. Tatsächlich wird es aber erst 2007 gestartet. Die Investitionskosten betragen 35 Mio. €, 5 Mio. € davon werden als Fördergelder von der Europäischen Kommission beigesteuert, und beteiligt sind die Unternehmen Abengoa, Inabensa, Solucar, CIEMAT sowie das DLR. Das Kraftwerk ist Teil der Plataforma Solar de Sanlúcar la Mayor (PSSM), wo mittelfristig Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 300 MW entstehen sollen.

Aufbauend auf den Erfahrungen mit dem Solar Two Kraftwerk in Kalifornien soll in Spanien weiterhin eine Solarturmanlage namens Solar Tres in der Nähe von Cordoba mit einer Leistung von 15 MW errichtet werden. Die Realisierung dieser Salzturm-Anlage gilt im Jahr 2003 allerdings als fraglich, obwohl der spanische Abengoa-Konzern bereits eine vorläufige Baugenehmigung des Industrieministeriums vorliegen hat. Weitere beteiligte Unternehmen sind Ghersa, Nexant, Bechtel und Boeing. Schlußendlich wird die Anlage gebaut, aber erst nach mehrjähriger Verzögerung (s.u.).

2003 sind weltweit eine Reihe von Demonstrationsvorhaben in Planung. So fördert die Global Environment Facility (GEF) u.a. Kraftwerksprojekte in Mathania (Indien), Ain Beni Mathar (Marokko), Kuraymat (Ägypten) und Hermosilio (Mexiko).

Francis A. Di Bella von der Northeastern University und der Elektroingenieur Jonathan Gwiazda schlagen im Jahr 2004 eine Sonderform der mit Spiegeln funktionierenden solarthermischen Kraftwerke vor. Ihr ab 2001 entwickeltes Power Tube Projekt besteht aus der Integration eines Solarkonzentrators mit einem bzw. mehreren Aufwindkraftwerken. Doch statt kostenaufwendigen Hochbau zu betreiben, schlagen die Autoren in ihrem 2003 zum Patent angemeldeten Konzept vor, natürliche sowie menschengemachte geologische Gegebenheiten, wie z.B. tiefe Tagebaugruben, zu nutzen.

Um den Rand der riesigen Gruben herum sollen demzufolge Heliostate aufgestellt werden, um den Wärmeeintrag noch zu steigern, der in den schräg nach oben gerichteten Röhren starke Aufwärtsströmungen entstehen läßt. Als weitere Wärmequellen werden die Geothermalenergie oder die Abwärme einer Müllverbrennungsanlage aufgezählt.

Im Juni 2004 ist Baubeginn für das erste kommerzielle Turmkraftwerk der Welt. Das PS 20 Kraftwerk des spanischen Technologiekonzerns Abengoa im andalusischen Sanlúcar la Mayor bei Sevilla wird mit einer Leistung von 20 MW Strom für 10.000 Haushalte liefern. Das Abengoa-Vorhaben ist eines von vier solarthermischen Kraftwerks-Projekten in Spanien, die bereits vor zwei Jahren angekündigt wurden. Möglich macht sie nun das seit Ende 2002 gültige Einspeisegesetz. Es vergütet den in solarthermischen Kraftwerken erzeugten und in das Netz eingespeisten Strom mit mindestens zwölf Eurocents pro Kilowattstunde. Hinzu kommt der zum Zeitpunkt des Einspeisens gültige Pool-Strompreis von durchschnittlich vier Eurocents.

Im März 2007 geht das Kraftwerk mit seinem 40 Stockwerke hohen und ästhetisch optimierten Turm erstmals ans Netz - wobei der kommerzielle Betrieb allerdings erst im April 2009 beginnt. Bei der PS 20 Anlage wird das Sonnenlicht von 1.255 jeweils 120 m² großen Heliostaten auf den zentralen Receiver des 162 m hohen Turmes geworfen. Durch die Speicherung von Wasserdampf während des Tages soll auch der Nachtbetrieb gewährleistet werden – was derzeit jedoch nur für eine einzige Betriebsstunde funktioniert. Ansonsten übertrifft das neue Solarturmkraftwerk die erwartete Energieausbeute von 20 MW sogar noch. Im Vergleich zum PS10 wurden der Wärmetauscher, Kontroll- und Betriebssysteme sowie das Wärmespeichersystem verbessert.

In der Luftaufnahme sind die beiden neben einander liegenden Kraftwerke PS 10 und PS 20 gut zu sehen.

Ende 2008 beginnt Abengoa damit, seine Technik in die USA zu exportierten und will rund 100 km entfernt von Phoenix, Arizona, ein erstes Projekt umsetzen, das mit 280 MW schon 2011 ans Netz gehen soll. In das Projekt werden 800 Mio. € investiert, von denen der Staat 30 % subventioniert. Gemeinsam mit Rioglass wird Abengoa in Arizona eine eigene Fabrik zur Herstellung der Solarspiegel errichten. Ansonsten beschägtigt sich das Unternehmen mit seinen Parabolspiegel-Kraftwerken (s.d.).

Aus dem Förderpaket des DOE erhält im Mai 2010 auch Abengoa Solar einen Anteil von immerhin 10,6 Mio. $, mit dem die Entwicklung einer neuen Turmtechnologie unterstützt werden soll, bei der die Solarwärme auf den Empfänger eines einzigen Turmes gerichtet wird, ähnlich wie es auch andere Unternehmen machen. Dazu kommt natürlich noch die Integration eines thermischen Speichers.

2008 soll auch Deutschlands erstes solarthermisches Turmkraftwerk in Betrieb gehen. Die 1,5 MW Anlage wird ab 2006 von den Stadtwerken Jülich, dem Solar-Institut der FH Aachen, der DLR in Köln und der Firma Kraftanlagen in München konzipiert. Als Projektkosten werden 21,7 Mio. € veranschlagt. Im Brennpunkt eines sonnennachgeführten Spiegelfeldes befindet sich auf einem 60 m hohen Turm der Receiver, eine 22 m² große Siliziumkarbidfläche, die wie bei einem Katalysator von vielen kleinen Kanälen durchzogen ist. Dort entsteht 700°C heißer Wasserdampf, mit dem die Dampfturbine angetrieben wird. Man rechnet zu diesem Zeitpunkt damit, daß solarthermische Kraftwerke in 5 bis 10 Jahren zum Exportschlager nach Südeuropa, Afrika oder den Süden der USA werden könnten.

Tatsächlich startet im August 2007 der Bau des Demonstrationskraftwerks Solarturm Jülich, das jährlich rund 1.000 MWh Strom in das öffentliche Netz einspeisen soll. Erklärtes Ziel (das meines Erachtens ein paar Jahrzehnte zu spät kommt) lautet, mit dem Forschungs- und Versuchsprojekt die in Deutschland entwickelte Technologie als System zu demonstrieren und die Einzelkomponenten in ihrem Zusammenwirken zu optimieren - um ein exportfähiges Produkt zu haben. Das Projekt der Stadtwerke Jülich wird neben dem Bundesumweltministerium auch von den Bundesländern Nordrhein-Westfalen und Bayern unterstützt; durchgeführt wird es von der Firma Kraftanlagen München. Es ist die weltweit erste Anlage, die als Wärmetransportmedium Luft benutzt. Mit einem Wärmespeicher kann die Anlage Wolkendurchzüge überbrücken.

Anfang 2009 geht diese Anlage in den Testbetrieb, die offizielle Einweihung erfolgt im August. Auf einer Fläche von 8 ha - was gut 10 Fußballfeldern entspricht - werden 2.153 Heliostaten der Sonne nachgeführt, sie haben eine Gesamtfläche von knapp 18.000 m². Der vergleichsweise kleine Solarturm kann immerhin 350 - 400 Haushalte mit Strom versorgen. Mitte 2011 übernimmt das DLR das solarthermische Kraftwerk von den Stadtwerken Jülich GmbH, es soll zukünftig intensiver zu Forschungszwecken genutzt werden - insbesondere im Bereich der solaren Thermochemie (s.d.). Für die Übernahmen und den Ausbau des angeschlossenen Instituts für Solarforschung sagt das Land NRW insgesamt 27 Mio. € für die nächsten fünf Jahre zu.

Australiens Regierung kündigt im Oktober 2006 an, sich mit 75 Mio. AU $ (~ 45 Mio. €) an den Baukosten von 420 Mio. AU $ (~ 254 Mio. €) zu beteiligen, die für das größte Sonnenturmkraftwerk der Erde vorgesehen sind. Der Bau dieses Kraftwerks soll 2008 in der Nähe von Mildura, im südöstlichen Bundesstaat Victoria, beginnen. Das Kraftwerk des schon 1991 gegründeten und in Melbourne beheimateten Unternehmens Solar Systems (das sich erfolgreich gegen 30 Mitbewerber durchgesetzt hat), dessen knapp 20.000 Spiegel von jeweils 26 m² Fläche die Sonnenstrahlen konzentrieren, soll nach seiner Fertigstellung im Jahr 2013 154 MW Strom für 45.000 Haushalte liefern. Besonders interessant ist hier der neue Ansatz, auf dem 40 m hoher Turm im Zentrum der Anlage temperaturresistente ‚Super-Solarzellen’ mit einem Wirkungsgrad von 35 % als Empfänger zu installieren, welche das 500-fach konzentrierte Sonnenlicht in Strom umwandeln.

Das Projekt kommt im Februar 2008 nochmals in die Presse, als der Premier von Victoria eine Förderung des Projektes in Höhe von 50 Mio. AU $ zusagt. Für die Umsetzung wird die Firma Solar Systems Generation Pty. Ltd. gegründet. Die Mutterfirma Solar Systems hat im Laufe der bislang 16-jährigen Planungszeit schon einen gleichhohen Betrag in das Projekt investiert. In dieser Zeit sind allerdings auch schon zahlreiche kleinere Projekte in der Landesmitte verwirklicht worden: 1997 eine kleine Dish-Anlage mit CPV-System in White Cliff, 1998 ein Dish-System mit 500-fachem Konzentrationsfaktor in Fosterville, 2003 ein erstes 220 kW Turmsystem mit Hochleistungssolarzellen in Umuwa, 2005 und 2006 drei kleinere Dish-Anlagen in den North Territories (in Hermannsburg, Yuendum und Lajmanu), und 2008 ein Solarturm als Testanlage in Bridgewater, der 2010 um Dishes mit 0,5 MW ergänzt wird. Im März 2010 wird Solar Systems von der ebenfalls australischen Silex Sytems Ltd. übernommen.

2011 gibt Silex bekannt, daß die Zentralregierung das Mildura-Projekt mit 75 Mio. AU $ unterstützen wird, das inzwischen als 100 MW Anlage gehandelt wird. Im Vorfeld soll dort eine 2 MW Pilotanlage entstehen, mit deren Bau Solar Systems im März dieses Jahres beginnt.

Im November 2007 verkündet die Regierung der nordaustralischen Provinz Queensland, daß die Stadt Cloncurry die Stromversorgung ihrer 4.828 Bewohner ab 2009 komplett durch Solarthermie sichern wird. Bei dem Projekt werden Spiegel das Sonnenlicht auf Graphitblöcke richten, durch welche Wasser gepumpt wird, das anschließend als Dampf mehrere Turbinen betreibt. Dabei sollen diese Blöcke tagsüber so viel Hitze speichern, daß ein ununterbrochener Betrieb auch über Nacht möglich wird. Cloncurry wird deshalb ausgesucht, weil im Jahr 1889 hier eine Rekordtemperatur von 53°C gemessen wurde. Das ist nicht weit von dem 1922 in der libyschen Ortschaft Al-’Aziziyah gemessenen bisherigen Hitzeweltrekord von 57,7°C entfernt. Weitere australische Städte, für welche dieses Energiekonzept geeignet ist, sind Thargomindah, Quilpie, Cunnamulla, Normanton, Charleville, Julia Creek und Richmond.

Die 10 MW Anlage in Cloncurry soll rund 30 Mio. AU $ kosten, von denen die Unternehmen Lloyd Energy Storage und die SMEC Group einen Anteil von 24 Mio. AU $ tragen, während die Regierung 6,6 Mio. AU $ übernimmt. Vertragspartner ist Queenslands staatlicher Stromversorger Ergon Energy Corp. Ltd. Die Arbeiten sollten eigentlich im April 2008 beginnen und die Anlage zwischen Sommer 2009 und Anfang 2010 mit bis zu 8.000 Spiegeln (ca. 60.000 m²) in Betrieb gehen, welche die Sonnenstrahlen in Löcher an der Basis von 54 Graphitblöcken richten, um diese auf 1.800°C aufzuheizen. Die Blöcke befinden sich auf 20 m hohen Türmen und dienen als Energiesammler, -speicher und Durchlauf-Dampferzeuger in einem. Wasser wird durch die im Graphit eingebetteten Wärmetauscher-Rohre hindurchgeleitet, um bedarfsgerecht Heißdampf für eine Turbine zur Stromproduktion zu erzeugen. Die Rankine-Zyklus-Dampfturbine besitzt einen luftgekühlten Kondensator, der die Wasserverluste des Prozesses reduziert. Das verwendete Wasser wird behandelt und in das System zurückgeführt, während der verbleibende Wasserverbrauch durch eine Regenwasser-Zisterne mit 200.000 Litern Gesamtkapazität gedeckt werden soll.

Im August 2010 sagt Cloncurrys Bürgermeister Andrew Daniels, die Landesregierung habe die Stadt über Mängel bei dem Solar-Plan im Dunkeln gelassen bzw. belogen. Bislang sieht man am Standort nur vier kleine Heliostaten und ein Modell des Turms – wofür die Steuerzahler 900.000 $ gezahlt haben sollen, als Teil der 7 Mio. $ öffentlicher Mittel für das Projekt. Nun sei jedoch bekannt geworden, daß die Universität von Melbourne einen Auftrag erhalten habe, um Probleme mit der Blendung durch die Spiegel zu untersuchen. Was Daniels zufolge „bullshit“ ist. Während die Universität dementiert, einen dementsprechenden Auftrag überhaupt bekommen zu haben. Statt dessen wird angenommen, daß der Grund für die Projektverzögerungen die Verwendung von Graphitblöcken zur Wärmespeicherung ist - statt der bewährten Technologie, geschmolzenes Salz zu verwenden. Das Energieministerium betrachtet die Graphit-Technologie anscheinend als nicht wirtschaftlich.

Im November 2010 wird das Projekt von der Landesregierung endgültig gestrichen. Stattdessen warden die restlichen 5,7 Mio. AU $ aus dem Projekt genutzt, um im Dezember 2011 unter 19 Anbietern die Ingenero Pty. Ltd. als Entwickler einer 2,128 MW Photovoltaik-Solarfarm zu bestimmen, deren Installation im Juli 2012 beginnen soll. Im Mai 2012 verkündet die neu gewählte Regierung von Queensland (Premier Campbell Newman) den Rückzug der staatlichen Mittel für das Projekt - das damit erst einmal vom Tisch ist.

Dabei hatte alles so gut angefangen (obwohl ich die Beziehungen zwischen den nachfolgend präsentierten und zumeist in Sydney beheimateten Firmen Lloyd Energy Systems, Graphite Energy, Solastor und Larkden nicht eindeutig klären konnte...):

Die Lloyd Energy Systems Pty. Ltd. (LES) geht auf den australischen Wissenschaftler und Erfinder der Graphitspeicher-Technologie Robert ‘Bob’ Lloyd zurück, der diese seit 2001 im Zuge seiner Tätigkeit bei der Snowy Mountains Engineering Corp. (SMEC) in Cooma entwickelt hatte. Die Konstruktion der dortigen ersten Demonstrationsanlage hatte die alteingesessene Windenergiefirma Comet Windmills Australia übernommen, die auch später mit der LES zusammenarbeitet.

Das neue Unternehmen wird (2007 ?) gegründet, um die purified graphite technology weiter zu entwickeln (auch: Larkden Technology, s.u.). Graphit hat ein hohes thermisches Leistungsvermögen bis zu 3500°C, eine geringe Abstrahlung und sehr hohe thermische Leitfähigkeit, außerdem ist es ungiftig, nicht explosiv und bleibt über viele Temperaturzyklen stabil. Es hat ferner die wünschenswerte Eigenschaft, daß seine Wärmekapazität für die Speicherung mit steigender Temperatur ebenfalls steigt. Die LES-Technologie basiert auf der Verfeinerung von Graphit minderer Qualität zu hochwertigem, kristallinem Graphit mit einer thermischen Speicherkapazität von 300 kWh pro Tonne bei einer Temperatur von 750°C bis zu 1.000 kWh pro Tonne bei 1.800°C. Ende 2007 erhält LES den Auftrag, bei Polo Flat, in der Nähe von Canberra, eine Pilotanlage zu errichten.

Aufgrund der Forschungsergebnisse unterstützt die australische Regierung das Unternehmen 2008 mit 5 Mio. AU $ bei der Errichtung einer 3 MW Anlage in Lake Cargellico, nördlich von Griffith. Das Kraftwerk besteht aus 16 Modulen mit jeweils 10 t schweren Graphitblöcken auf 15 m hohen Türmen. Jedes Spiegelfeld besitzt 100 nachgeführte Heliostate der Firma Solar Heat and Power, und insgesamt werden 2.200 Spiegeln (16.000 m²) installiert. Die Graphit-Blöcke haben jeweils die Größe eines Standard-Containers, was den mobilen Einsatz des Systems an abgelegenen Standorten – wie hier im mittleren Westen von New South Wales – wesentlich vereinfacht. Das Projekte kosten 9,4 Mio. AU $, was teilweise durch einen Zuschuß der australischen Bundesregierung in Höhe von 4,7 Mio. AU $ gedeckt wird.

Die Anlage beginnt im Mai 2011 mit ihrer Stromerzeugung. Im gleichen Jahr verkauft die Lloyd Energy Systems ihre Anteile an diesem Projekt an die Graphit Energy – welche ihrerseits die Firma Dr. Steinmair & Beratende Ingenieure GmbH aus dem österreichischen Ungenach verpflichtet, die europäische Vermarktung zu übernehmen und auch die Vorbereitungen für die benötigten TÜV-Prüfungen sowie die Zertifizierung und Behördenabwicklung innerhalb der EU zu treffen.

Ein drittes Graphitspeicher-System ist für die 85 km vor der Nordwestküste Tasmaniens gelegenen Insel King Island geplant, deren 1.800 Bewohner sich bislang mit Strom von Dieselgeneratoren begnügen mußten. Diese Installation, ein 15 Mio. AU $ Joint-Venture mit der Lizenz-nehmenden CBD Energy Ltd. aus Double Bay, New South Wales, sowie der Hydro Tasmania, wird allerdings andere Quellen nutzen, um die zu speichernde Wärme zu erzeugen. Das Hybridkraftwerk setzt sich aus vier Komponenten zusammen: sechs Photovoltaik-Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 110 kW, sechs Graphit-Energiespeicher-Einheiten, die durch elektrische Elemente erhitzt werden, einem Widerstandssystem zur Stromfrequenzkontrolle sowie eines Windparks mit 2 MW oder 2,5 MW. Die Graphit-Blöcke werden mit dem Wind- und Solarstrom bis zu einer Temperatur von 800°C aufgeheizt, um dann eine 250 kW Dampfturbine zu betreiben.

Als beratende Ingenieure aller LES-Projekte tritt die o.g. Snowy Mountains Engineering Corp auf.

Auch die 2008 gegründete Graphite Energy Pty. Ltd. beschäftigt sich mit der Entwicklung und Markteinführung einer solarthermischen Receiver-Technologie mit Graphit als Speichermedium. Kernelement ist der G1-SSR Receiver (Graphite Energy Solar Storage Receiver), ein einfacher und robuster Hochtemperatur-Empfänger und -Speicher. Die private Firma führt ihre Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten in Sydney durch, außerdem betreibt sie am Teststandort des Australian Solar Institute (ASI) am Lake Cargelligo in New South Wales, ca. 550 km westlich von Sydney, eine Pilotanlage, in welcher die G1-Module (bestehend aus Receiver, Turm, Heliostaten und Steuerung) superheißen Dampf liefern. Um die Effizienz der SSR-Systeme zu maximieren, erhält das Unternehmen vom ASI eine Förderung in Höhe von 1,8 Mio. AU $. Die Gesamtkosten dieser Optimierungtätigigeit betragen 3,8 Mio. AU $.

Die Module von Graphite Energy haben die Einzigartigkeit, daß eine Turmhöhe von 20 m nicht überschritten wird und sehr leichte Heliostaten genutzt werden. Aus diesem Grund entscheidet sich die Firma für Multilayer-Spiegel aus Aluminium der Firma Almirr. Dabei handelt es sich um ein Patent der Alucoil, dessen Entwicklungsaufwand von rund 800.000 € zu 50 % durch die Regierung von Castilla y León in Spanien gefördert wird.

Doch nun wird es kompliziert:

Die Solastor Pty. Ltd. ist ein 2009 (oder 2010) gegründetes australisches Unternehmen, das sich mit der Graphitspeicher-Technologie (Larkden Technology) beschäftigt, die sich im Besitz der Larkden Pty. Ltd. befindet. Diese Firma des oben bereits erwähnten Robert Lloyd hatte 1999 das Patent für die Erhitzung von Graphit und die Verwendung eingebetteter Wärmetauscher zur Produktion von überhitztem Dampf erteilt bekommen. Im Jahr 2001 schloß Larkden eine weltweite, exklusive Lizenzvereinbarung mit der Firma Lloyd Energy Systems, um die Technologie zu nutzen und weltweit zu vermarkten. 2010 stellt wiederum die Lloyd Energy Systems der Solastor eine Lizenz aus, um die Technologie in aller Welt in konkrete Projekte umzusetzen. Solastor betont allerdings, daß man nichts mit der Firma Graphite Energy zu tun habe.

Jedenfalls bietet nun auch Solastor effiziente und kostengünstige Solarthermieanlagen an, welche die Larkden-Technologie mit einem fortschrittlichen Heliostaten-Design und einem prozessorgesteuerten Tracking-System verbinden. Das Unternehmen betont, daß es die Graphitspeicher-Technologie im Laufe der davorliegenden 10 Jahre parallel zur Lloyd Energy Systems weiterentwickelt habe und die erste und einzige Firma sei, welche für die Sammlung von Sonnenenergie toroidale Heliostaten nutzt. Auf dem Forschungsgelände in Cooma arbeitet Solastor daran, Design-Verbesserungen an den Speicher-Blöcken und diverse Optimierungen der verschiedenen Systemkomponenten durchzuführen. Außerdem sei in Cooma auch eine Produktionsstätte mit der Kapazität zur Herstellung von 50 Speicherblöcken pro Jahr.

Daneben werden Pläne für mehrere Großprojekte erwähnt: So ist Solastor schon 2008 von Alpha Panareti, einem großen Bauträger aus Zypern, gebeten worden, den Entwurf für eine 25 MW Solarthermie-Anlage nahe dem Dorf Alassa, 20 km nördlich von Limassol, vorzulegen. Um das Projekt durchzuführen, gründet Alpha Panareti zusammen mit anderen Investoren die Firma Vimentina Ltd., welche die erste große Solaranlage Zyperns konstruieren soll. Vimentina hat bereits alle erforderlichen Genehmigungen durch die Regierung erhalten, ebenso wie sie einen 20 Jahre lang gültigen Stromabnahmevertrag unterzeichnet hat. Der Bau des Projekts wird voraussichtlich Ende 2012 beginnen.

Im Juni 2011 starten Verhandlungen mit der Firma Safe Earth Energy Pty. Ltd. in Bezug auf mehrere kleinere Anlagen in Chile. Safe Earth wurde gegründet, um zuverlässige Erneuerbare Energie Systeme zur Stromversorgung von Küstenstädten zu errichten. Die Umsetzung des Solastor-System wird für drei mögliche Standorte entlang der chilenischen Küste untersucht, und mit der Gemeinde Mejillones wird eine Grundsatzvereinbarung über ein erstes 5 MW Projekt unterzeichnet.

Für die Entwicklung von Projekten in West-Australien wird eine Zusammenarbeit mit der Firma Carbon Reduction Ventures Pty. Ltd. (CRV) vereinbart. Das erste Projekt ist eine 3 MW Anlage bei Morawa, etwa 120 km westlich von Geraldton. Das North Midlands Solar Thermal Power Project soll in Zusammenarbeit mit der Gemeinde durchgeführt werden und mit zunächst 15 Modulen starten. Die Erstellung der endgültigen Machbarkeitsstudie wird von der Regierung West-Australiens gefördert, und Mitte 2012 erhält das Projekt einen Finanzierungszuschuß aus dem Low Emission Energy Development (LEED) Fond in Höhe von 3,755 Mio. AU $, um mit der Konstruktion der Anlage zu beginnen, die etwa 25 Mio. AU $ kosten soll.

CRV scheint die Technologie nun ebenfalls zu vermarkten, allerdings unter dem Namen VirtualSolar. Und auch diese Firma spricht davon, Entwickler des Systems zu sein.

Es gibt jedoch noch andere Pläne in Australien. Im August 2008 wird das Projekt der Firma WorleyParsons Ltd., Australiens größtem Ingenieurbüro, bekannt, das in der Region Pilbara in Westaustralien bis zu 34 solarthermische 250 MW Kraftwerke bauen will, was einer Gesamtleistung von 8,5 GW entspricht. Das 34 Mrd. $ Projekt (jede Station wird rund 1 Mrd. $ kosten) könnte die Hälfte des 20 %-igen Anteils erneuerbarer Energien decken, der von der Regierung für das Jahr 2020 festgelegt wurde. Für die Umsetzung wird ein Konsortium gebildet, dem neben WorleyParsons noch BHP, Rio Tinto, Wesfarmers, Delta Electricity, Woodside und Fortescue Metals angehören.

Im März 2010 gibt das bereits 1944 gegründete spanische Ingenieurbüro Cobra Energy aus Madrid bekannt, daß man den Bau eines 250 MW Solarkraftwerks in Australien plant, das 1 Mrd. $ kosten wird. Die Cobra-Anlage, deren Standort noch nicht feststeht, soll sowohl mit Solarthermie als auch mit PV-Systemen arbeiten, wobei während des Tages zusätzliche Energie in geschmolzenen Salzen gespeichert wird, damit die Anlage auch nach Sonnenuntergang für weitere 7,5 Stunden Strom erzeugen kann.

Die Solarturm-Technologie wird auch seitens der australischen nationalen Forschungsagentur, der Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation (CSIRO), weiterentwickelt. Im Rahmen des Solar Brayton Cycle Projekts wird ab April 2010 am National Solar Energy Centre in Newcastle, New South Wales, auf einer Fläche von 4.000 m² eine 200 kW Demonstrationsanlage mit 450 Heliostaten und einem 30 m hohen Turm errichtet, in welchem – und dies ist die Besonderheit dieser Technologie – Druckluft auf über 900°C erhitzt wird, um anschließend eine Turbine zur Stromerzeugung anzutreiben.

Für die Finanzierung des Projekt erhält CSIRO 4,2 Mio. AU $ vom Australian Solar Institute (ASI), einer Initiative der australischen Regierung. Damit soll das Feld bis zum März 2011 fertig gebaut und dann im Rahmen einer Kooperation mit der Australian National University (ANU) mehr als zwei Jahre lang beforscht werden. Es liegt neben einem bereits seit 2007 bestehenden 500 kW Solarturm-Feld des National Solar Energy Centre in Newcastle, das mit seinen 170 Spiegeln und Temperaturen von bis zu 1.000°C SolarGas erzeugt - mittels Wasser und Erdgas.

SolarGas ist eine Hochtemperatur-Solarthermie-Technologie, die CSIRO in seiner Lucas Heights Anlage seit 1998 entwickelt hat, und zwar mit Hilfe eines 107 m² großen Dishs. Das SolarGas enthält mehr Energie als Erdgas und beinhaltet rund 25 % Sonnenenergie in Form von chemischen Bindungen. Es kann als Rohstoff zur Herstellung von flüssigen Kraftstoffen wie Diesel, Methanol und Dimethylether sowie von Feinchemikalien und Düngemittel genutzt werden (mehr darüber im Kapitel Solare Thermochemie).

Ende 2007 startet Suchmaschinen-Betreiber Google unter dem Namen RE<C ein millionenschweres Forschungsprojekt für erneuerbare Energien. Im ersten Schritt wollen sich Googles Forscher auf die Nutzung von Sonnen- und Erdwärme spezialisieren. Gesteuert wird das Forschungsprogramm von Googles philanthropischem Ableger Google.org, der Ende 2006 mit dem Ziel gegründet wurde, Armut, Krankheiten und die globale Erwärmung zu bekämpfen.

Die von Google bevorzugten Heliostate stammen von der Firma eSolar Inc. in Burbank, einem ebenfalls 2007 von Asif Ansari gegründeten Startup des in Pasadena ansässigen Idealab, und sind insbesondere für die Errichtung kleinerer Solarturm-Anlagen gedacht.

Durch die Massenproduktion der Spiegel, die 100 bis 300 mal kleiner als die konventionellen Modelle sind (Spiegel und Halterungen passen in Container und können überall hergestellt und leicht verschifft werden), den schnellen Aufbau (der Turm besteht aus zwei Teilen und kann in nur einem Tag errichtet werden), die einheitliche Modularität und die unbegrenzte Skalierbarkeit sollen die Investitionskosten für Solarturmanlagen um bis zu 50 % gesenkt werden können - bei gleichzeitiger Verringerung der Bauzeit. Im Gegensatz zu anderen Lösungen erfolgt die Ausrichtung der Spiegel bei eSolar anhand des vom Spiegel reflektierten Sonnenlichts und einer patentierten Software, was das Unternehmen zu seinem Einzigartigkeitsmerkmal machen will. Bei der Umsetzung spricht die Firma von Anlagengrößen mit 33 MW – wobei sich die Heliostaten aber auch zu Farmen bis über 500 MW zusammenschalten lassen sollen.

Im April 2008 meldet die Presse, daß eSolar von Google.org, Idealab, Oak Investment Partners und anderen Investoren insgesamt 130 Mio. $ für die Weiterentwicklung seiner Turmkraftwerke erhält. Von diesem Betrag finanziert soll in Südkalifornien bis Ende des Jahres auch die erste Anlage in Betrieb gehen. Im Juni folgt ein Vertrag mit der Southern California Edison (SCE) über den Bau von insgesamt 245 MW solarthermische Anlagen in der Antelope Valley Region in Südkalifornien, die 2011 in Betrieb gehen sollen. Bereits 2012 soll die Anlage 105 MW, und 2013 die geplante Gesamtleistung von 245 MW erreichen.

Im September gibt eSolar bekannt, daß es im Rahmen eines ersten Handelsvertrages Heliostaten, Nachführungstechnologie-Lösungen und Lizenzen an Sundrop Fuels Inc. liefern bzw. vergeben wird (Sundrop Fuels ist ein in Longmont, Colorado, ansässiges Unternehmen, das sich mit der Vergasung fortschrittlicher Biokraftstoffe beschäftigt; mehr dazu weiter unten).

Im Februar 2009 geht eSolar eine Partnerschaft mit der NRG Energy Inc. aus Princeton, New Jersey, um gemeinsam Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von bis zu 500 MW an Standorten in Kalifornien und im Südwesten der Vereinigten Staaten zu errichten. Darüber hinaus investiert NRG rund 10 Mio. $ in eSolar, was mit Rechten am Bau, Besitz und Betrieb von bis zu 11 modularen eSolar-Einheiten an diesen Standorten verbunden ist.

Einen Monat später berichtet die Presse von Plänen zum Bau einer 1 GW Anlage im indischen Haryana. Die ACME Solar Thermal Plant der ACME Group, einem in Gurgaon beheimateten führenden Unternehmen im Bereich der Energie-, Umwelt- und Telekommunikations-Infrastruktur in Indien, wird aus einzelnen 46 MW Solarturm-Blöcken von eSolar bestehen, wobei die ersten 100 MW bereits innerhalb eines Jahres in Betrieb gehen sollen. Der Endausbau ist für 2019 geplant. ACME beteiligt sich außerdem mit 30 Mio. $ an 5 % von eSolar, und über 250 MW wird ein Memorandum of Understanding unterzeichnet.

Kurz darauf wird mit NRG Energy eine Vereinbarung über eine 92 MW Anlage in New Mexico geschlossen, die im Sommer 2011 in Betrieb gehen soll. Geplanter Standort ist ein 180 ha Landstück im Südwesten des Bundesstaates, in der Nähe der Stadt Sunland Park und rund 16 km von El Paso, Texas, entfernt.

Im August 2009 wird nach weniger als einjähriger Bauzeit die erste 5 MW Anlage von eSolar eingeweiht, die aus zwei ca. 50 m hohen Türmen und 24.000 Spiegeln besteht, welche in vier Felder aufgeteilt sind (wodurch die Techniker die Möglichkeit haben, das Feld auch für gepixelte Botschaften zu nutzen – wie man auf dem Foto sieht). Das Sierra SunTower Solarkraftwerk in Lancaster, Antelope Valley, liefert seinen Strom an die Southern California Edison, die damit mehr als 4.000 Haushalte versorgt.

Im selben Monat werden auch die Pläne für Indien hochgeschraubt. Die Hälfte der ersten 10 MW soll bereits Anfang 2010 in Rajasthan ans Netz gehen – und mittelfristig spricht man von weiteren 230 MW. Dadurch soll auch der Preis spürbar sinken: Ist ACME bei den ersten Anlagen noch von einem Installationspreis von 3,14 Mio. $/MW ausgegangen, so soll sich dieser bei zunehmender Anzahl von Projekten auf 1,68 Mio. $/MW senken lassen. Dabei werden auch die in Indien neu beschlossenen Einspeisevergütungen helfen. Auf der Agenda von ACME stehen zu diesem Zeitpunkt 5 MW in Maharashtra, 110 MW in Gujarat und 100 MW in Madhya Pradesh. Das Unternehmen hat eine exklusive Lizenz für bis zu 1 GW Solarthermieanlagen mit der Turmtechnologie von eSolar.

Die Expansion der Vertriebsaktivitäten in ganz Afrika südlich der Sahara ist Ziel einer im  Oktober 2009 geschlossenen Vereinbarung mit der Clean Energy Solutions (CES) aus Johannesburg, während eine ähnliche Vereinbarung im Januar 2010 mit Penglai Electric, einem privat geführten chinesischen Hersteller von Stromanlagen, den chinesischen Markt bedienen soll – mit 2 GW von solarthermischen Kraftwerken bis zum Jahr 2021. Die potentiellen Investitionen betragen hierbei mehr als 5 Mrd. $. Mit dem Bau der ersten 92 MW Anlage (mit Biomasse-Stromerzeugung kombiniert) soll bereits 2010 begonnen werden.

Im Februar 2010 folgt eine Partnerschaft mit der Ferrostaal AG, um in Ländern wie Spanien, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Südafrika schlüsselfertige Solarkraftwerke zu errichten. Während eSolar die Technologie für das Solarfeld und den Receiver bereitstellt, wird Ferrostaal als Generalunternehmer die Realisierung der Anlage und des Kraftwerksblocks sowie die Finanzierung übernehmen. (Ferrostaal gehört inzwischen zu 70 % der staatlichen International Petroleum Investment Company IPIC aus Abu Dhabi).

Unter den im Mai verteilten Fördergeldern des DOE für CSP-Technologien in Höhe von 62 Mio. $ geht der größte Einzelbetrag (10,8 Mio. $) an eSolar, um gemeinsam mit der Firma Babcock & Wilcox innerhalb von zweieinhalb Jahren eine Anlage mit mehreren, modularen Türmen zu entwerfen, zu bauen und zu testen. Dabei soll insbesondere ein neuartiges Receiver-, Transport- und Speichersystem für Salzschmelzen zum Einsatz kommen. Die Technologie von eSolar nutzt bislang das direkte Erhitzen von Wasser zur Erzeugung von Dampf. Das Projektziel sieht vor, daß die Anlagenteile in einer Fabrik hergestellt und komplett zusammengebaut an den Standort versandt werden können, da dies die Genehmigungs- und Bauprozesse erheblich vereinfachen könnte.

Im Juni berichtet die Presse, daß das inzwischen auf fast 700 Mio. $ bewertete Unternehmen an einen Börsengang denkt, der in zwei bis drei Jahren erfolgen soll. Gleichzeitig wird bekannt, daß auch GE eine exklusive Lizenz über die eSolar-Technologie in Kombination mit Erdgas-Kraftwerken erworben hat und auch in eSolar investieren wird. MetCap Energy Investments, ein türkischer Investor und Entwickler von Energie-Projekten, will dabei mit GE zusammenarbeiten, um die FlexEfficiency Technologie von GE im Rahmen von Integrated Solar Combined Cycle (ISCC) Anlagen bei Kunden in aller Welt einzusetzen.

Aus dieser Kooperation soll in der Türkei das weltweit erste Integrated Renewables Combined Cycle (IRCC) Kraftwerk entstehen, das nahtlos Erdgas, Wind und Solarthermie integriert. Die geplante 530 MW FlexEfficiency 50 IRCC Anlage wird durch die Integration einer modernen 50 Hz 9FB Gasturbine, einer Dampfturbine, einem Generator, GE-Windkraftanlagen (22 MW) und solarthermischen Turmanlagen von eSolar (50 MW) für den flexiblen Einsatz entwickelt – miteinander verbunden durch eine GE Mark* VIe Anlagensteuerung. Die Anlage soll 2012 in Betrieb gehen.

Asif Ansari, der Gründer und biserige CEO von eSolar verläßt das Unternehmen derweil, um mit seiner neu gegründeten Firma namens Suntrough Energy die Solarthermie auch in die Entwicklungsländer zu bringen – allerdings auf Grundlage der Parabolrinnen-Technologie (s.d.).

Die zwischenzeitlich signifikant gesunkenen Photovoltaik-Preise üben auch auf eSolar Druck aus, es wird immer schwieriger, die Finanzierung einer neuen Generation von Solarturmanlagen zu finden. Dies führt dazu, daß das Unternehmen zwei Projekte streichen muß, einmal die Alpine SunTower Farm von PG & E in Kalifornien, zum anderen eine Anlage in New Mexico für El Paso Electric – da beide auf PV-Module umgestellt werden sollen. Gleichzeitig wird die gemeinsam mit NRG Energy anvisierte Anlage von 92 MW auf 66 MW verkleinert – angeblich wegen unzureichender Transmissionskapazitäten.

Im August 2011 folgt die Meldung, daß GE bis zu 40 Mio. $ in eSolar investiert. Im April 2012 geht ein Solarturm in indischen Bikaner in Betrieb (über den ich bislang allerdings noch nichts herausfinden konnte). Im Juli 2012 vekündet eSolar, daß man die Anlagenblöcke statt mit einer Leistung von 2,5 MW zukünftig mit einer von 4 MW ausliefern würde. Das Salzspeicher-System soll Ende des nächsten Jahres marktreif sein.

Im November 2011 schließen GE und MetCap eine Vereinbarung über den Ausbau des Dervish-Kraftwerks in Karaman. Die IRCC-Anlage (integrated renewables combined cycle) hat eine installierte Kraftwerksleistung von 570 MW, die mit Hilfe der FlexEfficiency 50 Technologie von GE auf 1.080 MW gesteigert werden sollen. Das Kraftwerk nutzt bereits die Solarturm-Technologie von eSolar und GE’s FlexEfficiency Technologie zur Stromerzeugung. Bei dieser Technologie wird Erdgas mit hohem Wirkungsgrad zur Stromerzeugung genutzt – in Kombination mit erneuerbaren Energien. Die vorgeschlagene Erweiterung des Dervish Kraftwerks soll im Jahr 2016 den Betrieb aufnehmen.

Im September 2007 gibt das erst im Vorjahr gegründete israelische Unternehmen BrightSource Energy Inc. bekannt, daß es mit der California Energy Commission (CEC) eine Vereinbarung zur Entwicklung einer 400 MW Solarturm-Anlage geschlossen habe. Die Firma mit Sitz im kalifornischen Oakland ist auch die Muttergesellschaft der in Jerusalem beheimateten Luz II, welche die Solarturmtechnologie mitentwickelt hat. Mit diesem Projekt soll in der Mojave-Wüste erstmals seit 1989 auch wieder ein Solarturm errichtet werden. Das konzipierte Ivanpah Solar Electric Generating System (ISEGS) in der Nähe des Ivanpah Dry Lake an der Grenze zwischen Kalifornien und Nevada wird aus drei Anlagen mit insgesamt 440 MW Leistung bestehen, deren erzeugte Hitze (bis zu 565°C bei 160 bar) zentral zusammengeführt wird und über Dampfturbinen Strom erzeugt.

Die Luz Power Tower 550 Technologie (LPT 550) nutzt dabei eine ‚Minitower Version’ sowie kleine, zweiachsig nachgeführte Heliostaten von nur 7,3 m² pro Stück, die dadurch auch leichter als die bisherigen Spiegel herzustellen sind.

Das Gesamtprojekt soll einen Gesamtwirkungsgrad von 40 % erreichen und stufenweise in Betrieb gehen: die ersten 100 MW Ende 2010, die zweiten 100 MW im Jahr 2011 und die dritten 200 MW dann Ende 2012.

Im April 2008 wird gemeldet, daß BrightSource mit dem ebenfalls kalifornischen Unternehmen PG&E einen Vertrag für 5 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 900 MW geschlossen hat, im Wert von 2 – 3 Mrd. $ und ausreichend, um eine halbe Million Haushalte zu versorgen. Die erste 100 MW Anlage soll bereits 2011 in Betrieb gehen, der Rest folgt dann innerhalb von fünf Jahren.

Um das kostbare Wasser zu sparen, verwendet LPT 550 eine Luftkühlung, um den Dampf wieder in Wasser umzuwandeln, was zu einer 90 %-igen Reduktion des Wasserverbrauchs im Vergleich zur herkömmlichen Naß-Kühlung führt. Anschließend wird das Wasser in einem umweltfreundlichen, geschlossenen Prozeß wieder in den Kessel zurückgeführt.

Im Mai 2008 gibt BrightSource bekannt, daß es im Rahmen einer dritten Finanzierungsrunde durch ein externes Beteiligungskonsortium etwa 115 Mio. $ eingeworben hat, so daß nun für die Beschleunigung der Unternehmenspläne zur Entwicklung und zum Bau von solarthermischen Kraftwerken insgesamt über 160 Mio. $ zur Verfügung stehen. Zu dem Konsortium gehören neben bestehenden Investoren (z.B. Morgan Stanley, DBL Investors, Chevron Technology Ventures, Alstom S.A., California State Teachers Retirement System, VantagePoint Venture Partners, Draper Fisher Jurvetson etc.) auch neue Unternehmen wie der Internetkonzern Google, BP Alternative Energy, StatoilHydro Venture und Black River. Der Beitrag von Google beläuft sich auf 10 Mio. $.

Im Juni 2008 eröffnet die Firma Luz II, Tochterunternehmen der BrightSource Energy, in der israelischen Negev Wüste ein neues Testfeld für solarthermische Turmanlagen. Die Ergebnisse sollen im Rahmen des Vertrags, der im April mit der Pacific Gas & Electric über die Lieferung einer Anlage mit einer Leistung von 900 MW geschlossen wurde, genutzt werden. Das 1,5 MW Testfeld besteht aus 1.600 Heliostaten mit insgesamt 12.000 m² Glasspiegeln, hat einen 60 m hohen Turm und die Betriebstemperatur im Receiver erreicht 550°C.

Ende 2008 erhält Siemens Energy den Auftrag über die Lieferung eines Dampfturbosatzes mit einer Leistung von 123 MW für den Ivanpah Solar Complex. Es handelt sich um eine Industriedampfturbine des Typs SST-900 mit Zwischenüberhitzung, die speziell an die besonderen Herausforderungen der Solartechnologie angepaßt wurde.

Im Februar 2009 schließt BrightSource einen Vertrag mit dem Stromversorger Southern California Edison über sieben Solarkraftwerke mit insgesamt 1,3 GW ab, die in der Wüste außerhalb von Los Angeles gebaut werden sollen. Das erste davon könnte bereits 2013 ans Netz gehen. Und im August beginnt BrightSource mit dem Bau einer 29 MW Anlage im kalifornischen Coalinga, deren Dampf der Auftraggeber (und Investor) Chevron nutzen will, um Ölfelder maximal ,auszupressen’. Die S-1 Anlage geht im Oktober 2011 in Betrieb, sie besteht aus 3.822 Heliostaten und einem 100 m hohen Turm. Das Unternehmen behauptet allerdings, mit dem Projekt einen Verlust von 58,6 Mio. $ gemacht zu haben.

Im September 2009 gibt die BrightSource Energy Inc. bekannt, daß sie Bechtel als Auftragnehmer für das Engineering und die Konstruktion der Ivanpah-Anlage ausgewählt hat. Außerdem wird Bechtel Enterprises, der Projektentwicklungs- und -finanzierungbereich der Bechtel-Gruppe, in alle drei Ivanpah Solar-Kraftwerke investieren.

Zur gleichen Zeit erscheinen erste Meldungen über ernste Konflikte mit Umweltschützern der kalifornischen Umweltgruppe Wildlands Conservancy, da der Standort der geplanten Solarstromanlagen zuvor für den Naturschutz vorgesehen war. Der Energy Policy Act von 2005, eine Initiative der Bush-Administration, öffnete das Land dann aber für die Entwicklung von Solar-Projekten. BrightSource schlägt vor, das erste Projekt um 12 % zu verkleinern, um die Anzahl der betroffenen seltenen Wüsten-Schildkröten zu reduzieren, was die Erzeugungskapazität von 440 MW auf 392 MW reduzieren wird – doch das reicht den Umweltschützern nicht. Es wird daher beschlossen, die 25 – 50 Schildkröten umzusiedeln.

BrightSource sucht daraufhin nach einem alternativen Standort für das Projekt und schließt umgehend mit Nevadas Coyote Springs Land Company eine vorläufige Vereinbarung über Standorte für bis zu 960 MW ab. Im Grunde handelt es sich dabei um die Erweiterung einer bereits im März getroffenen Vereinbarung über 600 MW Solarstrom.

Im Februar 2010 erhält das Unternehmen eine Bundes-Bürgschaft von der US-Regierung in Höhe von 1,37 Mrd. $ zur Finanzierung der drei solarthermischen Anlagen des Ivanpah Solar Complex, und im September folgt die endgültige Zulassung der California Energy Commission. BrightSource bereitet daraufhin seinen Börsengang in 2 – 3 Jahren vor.

Die israelischen Wirtschaftszeitung Globes berichtet, daß BrightSource alleine in diesem Monat zusätzliche 30 Mio. $ erhalten hat, 10 Mio. $ davon aus dem Venture Capital-Fonds der russischen Regierung. Damit erhöhen sich die Investitionsmittel des Unternehmens auf 300 Mio. $.

BrightSource hat zu diesem Zeitpunkt mehr als 4 GW Solarstrom-Projekte im Südwesten der USA in Entwicklung – nicht nur das Ivanpah Solarturmprojekt (das eigentlich ein 370 MW Projekt ist, da die Anlage einen Teil der ‚offiziellen’ 392 MW selbst verbraucht).

Bei diesem erfolgt der Baubeginn endlich Ende Oktober 2010 -  mit großem Pomp, sogar Gouverneur Schwarzenegger ist anwesend. Der erste Bauabschnitt des Kraftwerks soll 2013 abgeschlossen sein. Im selben Monat vereinbaren BrightSource und das französische Energieunternehmen Alstom Power eine Zusammenarbeit, um solarthermische Kraftwerke im Mittelmeerraum und in Afrika zu bauen. Alstom hatte sich bereits im Mai mit 55 Mio. $ an BrightSource beteiligt. Das Energieunternehmen NRG Energy wird im Laufe von drei Jahren sogar 300 Mio. $ in den Solarpark investieren und Partner von BrightSource bei der Errichtung, dem Besitz und Betrieb der Ivanpah-Kraftwerke werden. Im Rahmen einer Finanzierungsrunde D nimmt das Unternehmen weitere rund 176 Mio. $ ein (andere Quellen: 150 Mio. $). Die Projektkosten werden zu diesem Zeitpunkt auf 1,333 Mrd. $ bis 2 Mrd. $ geschätzt. An Siemens ergeht der Auftrag für zwei weitere Turbinen mit jeweils 133 MW, die für die Anlagenteile II und III gedacht sind.

Probleme gibt es aber auch schon wieder: Native Amerikaner (füher sagten wir Indianer dazu) weisen darauf hin, daß die Spiegel auch andere Tiere sowie empfindliche Pflanzen verdrängen werden. Außerdem könnten die Anlagen Orte zerstören, die den nativen Amerikanern heilig sind. Eine Gruppe namens La Cuna de Aztlan, die Chemehuevi und Apachen umfaßt, reicht eine Klage gegen die Zustimmung der Bundesregierung zu sechs Solarparks (einschließlich Ivanpah) ein.

Zusätzlich reicht die Umweltgruppe Western Watershed Project eine Klage gegen die Bundesregierung über die Genehmigung des Ivanpah-Projekts ein.

Im Januar 2011 gibt BrightSource bekannt, daß die zuständige griechische Regulierungsbehörde die Genehmigung für die Errichtung einer solarthermischen 38 MW Anlage auf der Insel Kreta erteilt hat, die rund 13.000 Haushalte versorgen soll. Das Projekt wird die Vorteile der Luftkühlung nutzen, um Dampf wieder in Wasser umzuwandeln und den Wasserverbrauch dadurch um 95 % zu reduzieren – äußerst wichtig auf der trinkwasserarmen Insel. Der Entwickler des Projektes ist Nur-MOH, ein Joint Venture zwischen dem Stromanbieter Nur Energie und Motor Oil Hellas, einem der größten Konzerne in Griechenland.

Eine Finanzierungsrunde E spült im März 2011 weitere 201 Mio. $ in die Kasse des Unternehmens, und im April kündigt Google an, daß es 168 Mio. $ in die Ivanpah-Solartürme investieren wird. Google hatte über seinen philanthropischen Arm Google.org BrightSource vor einigen Jahren mit 10 Mio. $ gefördert und ist über Google Ventures auch Mitinvestor. Kurz darauf wird bekannt, daß das amerikanische Energieministerium BrightSource Kredite in Höhe von 1,6 Mrd. $ für das Solarprojekt Ivanpah gewährt. Nun will sich das Unternehmen noch 250 Mio. $ über einen Börsengang holen. Die Beteiligungen an dem Ivanpah Projekt lesen sich zu diesem Zeitpunkt wie folgt: Alstom besitzt 17,8 %; Draper Fisher Jurvetson 6,7 %; VantagePoint Capital Partners 24,9 %; Los Angeles Advisory Services 7,5 %; und Morgan Stanley 10,5 %.

Interessant ist an dieser Stelle auch ein Blick auf die Bilanzen von BrightSource: 2008 erwirtschaftete das Unternehmen einen Nettoverlust von 44,6 Mio. $ bei einem Umsatz von 7,1 Mio. $; 2009 erzielte es einen Nettoverlust von 43,8 Mio. $ und einen Umsatz von 11,6 Mio. $; und 2010 wies die Firma einen Nettoverlust von $ 71,6 Mio. $ und einen Umsatz von 13,5 Mio. $ aus. 2011 werden es Verluste in Höhe von 111 Mio. $, bei einem Umsatz von 159,1 Mio. $.

Im April 2011 stoppt BrightSource die Arbeiten an den Phasen 2 und 3 des Ivanpah Solar-Projekts, nachdem man am Projektstandort mehr Wüstenschildkröten gefunden hat als bislang angenommen, nämlich 39 Stück. Nun rechnet man mit einer Gesamtpopulation von 140, für die eine Lösung gefunden werden muß (sie nach dem Bau vielleicht wieder dort aussetzen?!). Vom Unternehmen beauftragt durchkämmen rund 100 Biologen den gesamten Bereich und graben tiefe Höhlen, um die Schildkröten zu finden und sie mit Funkchips zu versehen. BrightSource sagt auch zu, an den Tieren alle 5 Jahre Bluttests durchzuführen, um ihren Gesundheitsstand zu verfolgen.

Im Mai werden die ersten Pylonen der Ivanpah Einheit 1 in den Boden gesetzt – für das gesamte Solarfeld aller drei Einheiten werden rund 173.000 Pylone für ebensoviele Heliostaten installiert. Bechtel wird diese mit einer Rate von einem Stück pro Minute aufbauen.

BrightSource stellt im August 2011 den Antrag zur Genehmigung einer 540 MW Anlage mit einem ca. 230 m hohen Turm (statt wie bisher 140 m oder 150 m) sowie Flüssigsalz-Speicher. Die größere Höhe ermöglicht es, die Heliostaten-Reihen enger zu plazieren und den Spiegeln einen steileren Winkel zu geben. Das Projekt namens Hidden Hills Solar Electric Generating System (HHSEGS) soll nahe der Grenze zu Nevada im kalifornischen Inyo County entstehen, ungefähr 70 km westlich von Las Vegas und 65 km südlich von Ivanpah. Das Bauland befindet sich in Privatbesitz. Es ist geplant, das Solarturm-Kraftwerk in zwei Solarfelder von jeweils 270 MW aufzuteilen, die von 85.000 Heliostaten umgeben sind. Man erwartet, daß die erste Phase Ende 2012 mit der Erzeugung von Strom beginnt, während das gesamte Projekt 2015 voll funktionsfähig sein soll.

Ebenfalls im August 2011 werden zwei neuartige Designs für bessere, leichtere und gleichzeitig stabilere Türme vorgestellt, die aus einem Architekturwettbewerb stammen, den BrightSource hat durchführen lassen. Die beiden Entwürfe stammen von dem Büro RAFAA Architecture & Design in Zürich, das dabei mit Schlaich, Bergermann und Partner zusammengearbeitet hat. Für die drei jeweils 225 m hohen Türme der Ivanpah-Anlage wird eine Struktur aus modularen Betonfertigteilen mit rautenförmigen Aussparungen vorgeschlagen, die von spiralig aufgewickelten Lichtwellen inspiriert ist.

Der zweite Vorschlag geht davon aus, daß leichter Stahl auf lange Sicht eine wirtschaftlich und nachhaltig bessere Lösung als Beton bilden würde. Daher wird ein quadratischer Turm mit einem Dreh im oberen Bereich konzipiert, der aus vorgefertigten 12 m langen Stahl-Elementen aufgebaut ist. Ein Solar-Turm dieser Bautechnik kann leicht demontiert werden und zu einem neuen Standort umziehen – bzw. am Ende seines Lebens recycelt werden. was mit Beton nicht geht.

Im Oktober 2011 wird ein weiterer Plan bekannt: ein 810 MW Projekt mit dem Namen Rio Mesa, das in Riverside County im Süden Kaliforniens realisiert werden soll. Diese Anlage soll aus drei Solarfeldern mit jeweils 270 MW Leistung bestehen. Einen Monat später informiert BrightSource darüber, daß man nun auch für drei der mit der Southern California Edison abgeschlossenen Verträge Speichermöglichkeiten hinzufügen will. Branchenexperten gehen allerdings davon aus, daß die Solar-zu-Dampf-zu-Salz-zu-Dampf-Technologie von BrightSource gewisse Nachteile hat, verglichen mit der Solar-zu-Salz-zu-Dampf-Technologie der Firma Solar Reserve (s.u.).

Im Juni 2012 beschließt BrightSource seinen Börsengang zu verschieben – gewinnt im selben Monat aber den Anbieterwettbewerb um das geplante Palen Solar Power Project der im April in Konkurs gegangenen Solar Trust of America LLC, das es für 30 Mio. $ übernimmt. Palen, in Desert Center, Kalifornien, wird voraussichtlich eine Erzeugungskapazität von 500 MW haben und ist eines der drei unvollendeten Projekte, die Solar Trust verkaufen will. Es sollte ursprünglich mit Parabolrinnen ausgeführt werden.

Die anderen beiden Projekte sind das 1.000 MW Blythe Kraftwerk in Riverside County, Kalifornien, das bereits alle Zulassungen hat, sowie ein 500 MW in Amargosa Valley, Nevada, das sich noch in der Planungsphase befindet. Die in Oakland ansässige Solar Trust of America LLC ist ein Joint Venture der insolventen deutschen Firma Solar Millennium AG und des Stahlherstellers Ferrostaal AG.

Den aktuellen Informationen zufolge wird das gesamte Ivanpah Solar Electric Generating System aus 347.000 Heliostat-Spiegeln bestehen (andere Quellen: 173.000 Stück), die über eine Software gesteuert werden und das Sonnenlicht auf einen der drei LPT 550 Solar-Reciever richten, die sich auf den drei zentralen Türmen befinden. Zwei Drittel der gewonnenen Energie sollen an den Energiekonzern Pacific Gas & Electric und der Rest an Southern California Edison gehen. Die Bauarbeiten schreiten derweil zügig voran und werden auf der Homepage des Unternehmen gut dokumentiert.

Im November 2007 präsentiert der Architekt Michael Jantzen ein neuartiges Solarturm-Design, das über die Grenzen der bisherigen Modelle weit hinausgeht. Denn neben der Installation von Hochleistungssolarzellen im oberen Bereich, die von Reflektoren in der Form von Blütenblättern umringt sind, ist der Sun Tower auch in der Lage, Regenwasser zu sammeln und in einem zwischen den Fundamenten plazierten Tank zu speichern. Wie bei vielen Entwürfen Jantzens wird wohl auch dieser Entwurf bleiben was es ist - ein Entwurf.

Ende 2007 betritt ein neues Unternehmen das Feld der solarthermischen Energienutzung. Hamilton Sundstrand, ein Rüstungs- und Luftfahrtunternehmen (und Tochter der United Technologies Corp., UTC), und die US Renewables Group (USRG) gründen im kalifornischen Santa Monica die neue Firma SolarReserve mit dem Ziel, die Solarturm-Technik mit Hilfe der von Pratt & Whitney Rocketdyne – seit 2005 ebenfalls zur UTC gehörig – entwickelten Energiespeichermethode mit geschmolzenem Salz zu kommerzialisieren. Dadurch sollen Einzelanlagen mit einer Leistung von bis zu 500 MW möglich werden. Das Speichermedium, das pro Tag nur 1 % Wärmeverlust aufweist, besteht aus einer Mischung aus Natrium-und Kaliumnitrat. Rocketdyne hätte gemeinsam mit dem DOE bislang etwa 100 Mio. $ in die Entwicklung dieser Technologie und Herstellung ihrer Komponenten gesteckt. Man rechnet nun damit, die Marktreife in 3 – 4 Jahren zu erreichen.

Die Anlagen von SolarReserve unterscheiden sich nicht sehr von den anderen Systemen dieser Sparte. Sie bestehen aus einen Turm, der von 17.000 Spiegeln umringt ist, die jeweils 6 x 7 m groß sind. Der Unterschied liegt in den beiden Lagertanks an der Basis des Turms, die das Salz bei einer ausreichenden Temperatur halten, um die Generatoren über Stunden laufen zu lassen. Eine Demonstrationsanlage von Rocketdyne erzeugte bereits Ende 1990er Jahre unter dem Namen Solar Two im südkalifornischen Barstow rund 10 MW (s.o.).

Das nun von SolarReserve auf zwei Quadrat-Meilen in der Nähe der Nevada Air Force Base geplante Solarturm-Kraftwerk mit mehreren 10.000 Spiegeln und einem ca. 170 m hohen Receiverturm soll 700 Mio. $ kosten und bis zu 300 MW erzeugen (andere Quellen: 100 MW).

Schon im September 2008 gelingt es SolarReserve, in einer zweiten Finanzierungsrunde 140 Mio. $ einzunehmen, in erster Line von der U.S. Renewables Group, dem PCG Clean Energy & Technology Fund, Nimes Capital, Citi Alternative Investments, Sustainable Development Investments, Good Energies und der Credit Suisse. Das Unternehmen will das Geld verwenden, um die Entwicklung von 5.000 MW solarthermischer Anlagen auf der ganzen Welt voranzutreiben, die in Größen von 30 MW bis 500 MW errichtet werden sollen – die erste davon bereits 2010. Im Oktober folgt eine Beteiligung (ungenannter Höhe) des Argonaut Private Equity, einem diversifizierten globalen Private-Equity-Fonds, an eSolar.

Allerdings behindert im Juni 2009 die Air Force den Bau des in Nevada geplanten Kraftwerks, da es gewisse Trainingsbereiche beeinträchtigen und das Radar stören würde.

Im November 2009 stellt SolarReserve in Kalifornien den Antrag für den Bau einer 150 MW (andere Quellen: 110 MW) Solarturmanlage in der Sonora(n)-Wüste, auf einem seit 1958 aufgegebenen Militär- und Zivilflughafen, der sich ca. 24 km westlich von Vidal Junction bzw. 48 km nordwestlich von Blythe im östlichen Riverside County befindet. Das Rice Solar Energy Project (RSEP) der speziell hierfür gegründeten SolarReserve-Tochter Rice Solar Energy LLC (RSE) soll mit 17.500 großen Spiegeln (7,30 x 8,50 m), mit einem 164 m (oder 195 m) hohen Betonturm sowie einem Salzschmelze-Speicher für einen 7-stündigen Betrieb ausgerüstet werden. Zur Kühlung wird Luft genutzt, um die Kontroversen über Wassernutzung zu vermeiden, die bereits andere Solarprojekte gekippt haben. Was eigentlich nicht fair ist, da selbst wassergekühlte Solaranlagen nur 1/60 des Verbrauchs eines Kern- bzw. 1/50 eines Kohlekraftwerks erreichen. Einzig der Widerstand von Naturschützern gegenüber der Höhe des Solarturms (200 m, wenn oben ein Wartungskran angebracht ist) ist noch zu befürchten.

Im Dezember 2009 schließt das Unternehmen einen Vertrag mit der Pacific Gas & Electric, bei dem es um die Abnahme des Stroms aus dem Rice Solar Energy Project geht, und genau ein Jahr später erteilt die California Energy Commission die Baugenehmigung. Der Baubeginn ist nun für Mitte 2012 geplant, und ans Netz gehen soll die Anlage im Oktober 2013.

Ebenfalls im November geben SolarReserve und Preneal, ein in Madrid ansässiger Entwickler von Projekten im Bereich der Erneuerbare Energie, bekannt, daß die autonome Regierung von Castilla-La Mancha die wichtigste ökologische Genehmigung ausgestellt habe, um das 50 MW Alcázar Solar Thermal Power Project zu realisieren, das in der Nähe von Alcázar de San Juan, ca. 180 km südlich von Madrid, entstehen soll. Für die Umsetzung gründen SolarReserve und Preneal zu gleichen Anteilen das Joint-Venture Termosolar Alcázar. Der Bau sollte schon 2010 beginnen, doch die offizielle Erlaubnis der spanischen Regierung erfolgt erst im Juni 2011.

Im Dezember 2009 gibt SolarReserve bekannt, daß man in der Wüste von Nevada eine 110 MW Anlage mit 10-stündiger Salzschmelze-Reserve errichten will. Zur Stromabnahme aus dem Crescent Dunes Solar Energy Project, das von der SolarReserve-Tochter Tonopah Solar Energy LLC entwickelt und gehalten wird, wird ein 25-Jahres-Vertrag mit der NV Energy geschlossen. Das Projekt soll in der Nähe der Stadt Tonopah in Nye County entstehen, bei einer zweijährigen Bauzeit. Im Juli 2010 genehmigt die Nevada Public Utilities Commission das Kraftwerk, und im Dezember folgt die Genehmigung des US-Innenministeriums. Im März 2011 erteilt das DOE eine bedingte Zusage für eine Kreditgarantie in Höhe von 737 Mio. $, und im September gibt die Firma bekannt, daß die Finanzierung endgültig gesichert ist, u.a. durch Privatmittel von SolarReserve, ACS Cobra und Santander. SolarReserve startet im September 2011 mit den Bauarbeiten, die Aufnahme des Betriebs ist für Ende 2013 vorgesehen.

Mitte 2010 erhält SolarReserve vom DOE Fördermittel in Höhe von 10,2 Mio. $, um Technologien zu entwerfen und zu entwickeln, welche die Stromkosten einer Solarturmanlage mit thermischem Speicher deutlich senken.

Im November 2010 bilden SolarReserve und der chinesische Polysilizium-Hersteller GCL Solar Energy Inc. (GCL) ein Joint Venture, um zukünftig in den USA auch PV-Anlagen zu bauen und zu betreiben. Und im Dezember erhält das Unternehmen die Genehmigung der zuständigen Stellen in Arizona für die Errichtung seines 150 MW Solarturmprojekts namens Crossroads Solar Energy Projekt, das westlich der Stadt Gila Bend entstehen soll. Die etwa 500 Mio. $ teure Anlage wird rund 100.000 Haushalte in der Region mit sauberem Strom versorgen, ihre Lebensdauer wird auf etwa 30 Jahre geschätzt. Die Genehmigung der Arizona Corporation Commission wird im Februar 2011 erteilt, und im Mail folgt eine Bürgschaft der US-Regierung in Höhe von 737 Mio. $ für den Bau der Rice Solarturmanlage in Nevada.

Im Oktober 2011 gelingt es SolarReserve, das Eigenkapital um weitere 27 Mio. $ zu erhöhen. Ansonsten scheint man primär mit dem Bauen beschäftigt zu sein, ein Foto vom Dezember zeigt bereits einen erheblichen Fortschritt beim Hochziehen des Turmes der Crescent Dunes Anlage, der im Februar 2012 beendet wird.

Im März 2012 erhält SolarReserve die Genehmigung für zwei 100 MW Anlagen auf privaten landwirtschaftlichen Flächen im San Luis Valley, etwa 10 km nordöstlich der Stadt Center in Saguache County, Colorado. Die Salzspeicher der Anlagen des Saguache Solar Energy Project sollen für einen 15-stündigen Betrieb ausgelegt werden. Besonders interessant: Für die landwirtschaftliche Nutzung der betreffenden Fläche werden bislang rund 11 Mio. m³ Wasser pro Jahr aus dem Aquifer hochgepumpt. Die beiden Solarturmanlagen werden dagegen jeweils weniger als 190.000 m³ Wasser verbrauchen, was den Grundwasserleiter entlasten wird.

Die letzte Meldung bei diesem Update Mitte 2012 stammt vom Mai und besagt, daß ein Konsortium von SolarReserve, Kensani und Intikon Energy den Auftrag des südafrikanischen Department of Energy für eine 88 MW Photovoltaik-Anlage erhalten hat. Im letzten Dezember waren schon Aufträge für zwei 75 MW Anlagen in Letsatsi und Lesedi erteilt worden (mehr über diese Technologie unter PV-Großanlagen).

Im März 2008 verlautet, daß das alteingesessene italienische Konstruktionsunternehmen SENER Ingenería y Sistemas S.A. (60 %) gemeinsam mit Abu Dhabis 15 Mrd. $ Unternehmen Masdar (40 %) ein neues Joint-Venture namens Torresol Energy gegründet haben, um große Solarturmkraftwerke zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Die sogenannten Large Concentrated Solar Power Plants sollen zu Beginn in Spanien und in Abu Dhabi errichtet und später weltweit angeboten werden. Alleine für Spanien sieht das Joint-Venture Investitionen in Höhe von 1,24 Mrd. $ vor. Ziel sei es, pro Jahr mindestens zwei neue Anlagen zu bauen, und innerhalb der kommenden 5 Jahre will man eine Gesamtleistung von 320 MW erreichen, in 10 Jahren sogar 1.000 MW.

SENER beschäftigt sich schon seit fast einer Dekade mit solarthermischen Anlagen. Das Unternehmen entwickelt und baut zu diesem Zeitpunkt in Spanien drei 50 MW Parabolrinnenanlagen (s.d. unter Valle 1 und Valle 2), bei denen die Energiezwischenspeicherung in geschmolzenen Salzen, wie sie im Bereich der Solarturm-Anlagen mittlerweile Usus ist, ebenfalls zum Einsatz kommen wird.

Torresol konzentriert sich erst einmal auf die Errichtung der 19,9 MW Gemasolar Solarturmanlage in Fuentes de Andalucía, Sevilla (ursprünglicher Name: Solar Tres). Auf einer Fläche 185 ha ist ein 140 m hoher Turm von 2.650 jeweils 120 m² großen Heliostaten in konzentrischen Ringen umgeben. Dazu gibt es einen 15-Stunden-Salzspeicher. Der Temperaturbereich liegt bei bis zu 565°C.

Dem Unternehmen gelingt es schon 2008, sich für den Bau von Gemasolar eine Finanzierung in Höhe von 171 Mio. € zu beschaffen, hauptsächlich durch die Banco Popular, Banesto und das Instituto de Crédito Oficial. 90 Mio. € (andere Quellen: 80 Mio. €) davon stammen von der Europäischen Investitionsbank. Außerdem fördert die Europäische Kommission das Projekt mit 5 Mio. €.

2009 wird in aller Stille gebaut, und erst im Mai 2011, als die Anlage in Betrieb geht, gibt es wieder eine Pressemeldung. Die offizielle Einweihung erfolgt im Oktober 2011. Man rechnet damit, daß die Gemasolar Solarturmanlage 110 GWh pro Jahr liefern wird, was zur Versorgung von 27.500 Haushalten ausreicht. Das Projekt soll rund 230 Mio. € gekostet haben.

Masdar arbeitet derweil an Solarstrom-Projekten innerhalb der VAE, wie Shams One und Noor One mit jeweils 100 MW Leistung (s.d.).

Anfang 2009 berichtet die Presse, daß nun auch in China ein Solarturm-Kraftwerk geplant wird. Die 1 MW Versuchsanlage im Distrikt Yanqing, 74 km nordwestlich von Beijing, soll auf einer Fläche von 13 Hektar errichtet werden. Es soll 100 gebogene Heliostaten (10.000 m²) sowie einen 100 m hohen Turm mit einem 8 MW (thermisch) Receiver bekommen und mit Wasser betrieben werden. Daran angeschlossen ist eine 1 MW Dampfturbine. Ein zweistufiger thermischer Speicher steigert die Wirtschaftlichkeit der Anlage, wobei überschüssige Energie bei 350°C als einstündige Hochtemperaturreserve in synthetischem Öl gespeichert wird.

An dem Projekt, das ab 2010 2,7 kWh elektrische Energie im Jahr für rund 30.000 Haushalte liefern soll, beteiligen sich verschiedene Firmen und wissenschaftlichen Institute. Die Regierung trägt einen Teil der Kosten von 100 Mio. Yuan (~ 11,5 Mio. €). Die Bauarbeiten der Dahan-Anlage, nahe der Chinesischen Mauer, scheinen im Mai 2009 tatsächlich begonnen zu haben, enden sollen sie bereits im September (dies konnte ich bislang allerdings noch nicht verifizieren). In einem späteren Schritt soll die Turmanlage in Dahan bis zum Jahr 2015 auf 5 MW oder sogar 10 MW vergrößert werden.

Im Januar 2009 beginnt die im Vorjahr gegründete israelische Firma AORA (Mitglied der E.D.I.G. Group) mit Stammsitz in Rehovot damit, ihre erste Tulip Solarturm-Anlage zu errichten. In den vergangenen zwei Jahrzehnten hatte EDIG Ingenieurleistungen für das Weizmann Institute of Science erbracht, wo diese Solarthermieumsetzung ursprünglich von Prof. Jacob Karni entwickelt worden ist. Das namensgebende Design stammt von dem Architekten Haim Dotan. Die Technik wird später an EDIG lizenziert, welche die Technologie weiter verbessert und mit der EDIG Solar eine Tochterfirma für ihre Kommerzialisierung gründet. Nach einer ersten Finanzierungsrunde im Jahr 2008 wird EDIG Solar in AORA umbenannt.

Die modulare Distributed Solar Thermal (DST) Technologie des Unternehmens besteht aus kompakten Basiseinheiten mit je 30 nachgeführten Spiegeln, einem 9 m hohen Turm und 100 kW elektrischer Leistung, die sich beliebig zu Solarfarmen zusammenschließen lassen. Als Hybrid-System ausgelegt, sind die Anlagen in der Lage, rund um die Uhr Strom zu liefern – wobei nachts und bei dicken Wolken der Betrieb der Mikro-Turbine durch Kraftstoffe wie Diesel, Erdgas, Flüssiggas, Biogas oder einen Biokraftstoff erfolgt.

Jede Tulip-Einheit produziert zusätzlich 170 kW thermische Energie, die für industrielle Prozesse, beispielsweise zum Entfeuchten von Bioabfällen, Heizen, Kühlen (mittels Absorptionskältemaschinen) oder zur Entsalzung von Meerwasser verwendet werden können. Im Gegensatz zu anderen solarthermischen Anlagen, die Dampf verwenden, nutzt die Technologie von AORA etwa 1.000°C heiße Luft zum Betrieb von Mikroturbinen, die nur 8 % der Wassermenge verbrauchen, die sonst bei CSP-Technologien anfällt. Besonders interessant: Die Installationszeit für eine Anlage dauert nur 6 Monate (was mir trotzdem noch recht lang erscheint). Als Preis werden 550.000 $ genannt.

Noch unter dem Label EDIG war 2008 eine 100 kW Demonstrationsanlage in Nanjing, China, gebaut worden, die auch erfolgreich Strom ins lokale Stromnetz einspeiste. Mehr ist darüber leider nicht in Erfahrung zu bringen.

Im Februar 2009 gelingt es AORA, bei einer Finanzierungsrunde A 5 Mio. $ von EZKlein Partners, EDIG Construction und L&Q Solar, einer Gruppe internationaler Solarenergie-Investoren in die Kasse zu bekommen. Das Unternehmen braucht allerdings noch weitere 10 Mio. $ bis 50 Mio. $, um mit der Großproduktion seiner Tulip-Einheiten beginnen zu können.

Im Juni 2009 nimmt das erste kleine Solarturmwerk Israels im Kibbutz Samar im Arabah Tal, 34 km nördlich von Eilat, seinen Betrieb auf. Trotz seiner 30 Spiegel nimmt es nur eine Fläche von 0,2 ha in Anspruch.

Anschließend hört man erst einmal nichts mehr von AORA, bis im Januar 2012 über eine weitere Umsetzung im spanischen Almería berichtet wird, wo das Unternehmen im Laufe des Vorjahrs eine Tulip-Anlage (Micro CSP-Modul) auf dem Gelände der Platforma Solar Almeria (PSA) installiert hat, die im Februar ans Netz geht. Sie besitzt 52 Spiegel und einen 35 m hohen Turm. Die 170 kW thermischer Energie, die als ein Nebenprodukt der Stromerzeugung anfallen, werden für den Demonstrationsbetrieb einer Entsalzungsanlage verwendet, die pro 24-Stunden-Zyklus 3 m³ Frischwasser liefern kann.

Ende 2009 erscheint in den Blogs ein interessantes Solarturm-Konzept, das im urbanen Raum einsetzbar ist. Unter dem Namen Solasis Light Tower schlagen die Designer Klaud Wasiak aus Kanada und Yongbang Ho aus Schweden vor, das Laden von Elektromobilen mit einem Solarturm-Kraftwerk zu verbinden. Mit ihrem Beitrag zum ‚Think Outside the Parking Box’ Wettbewerb des Onlineportals Designboom und der Firma Nissan erringen sie den 2. Platz.

Ein parkendes Auto verschwendet kostbaren Platz in der Stadt. Das Konzept erlaubt es dem Nissan Qashqai, der Natur etwas zurückzugeben und einen zusätzlichen Nutzen zu bekommen, indem die von Solarzellen und Spiegeln auf Windschutzscheibe, Dach und Motorhaube des Qashqai zurückgeworfenen Sonnenstrahlen auf einen Turmreceiver gebündelt werden und dort Strom erzeugen. Sobald die Wagen auf der schwimmenden Plattform der Parkfläche abgestellt werden, aktivieren sich die Spiegel und werden automatisch der Sonne nachgeführt. Die so gewonnene Energie wird ins Netz eingespeist und versorgt wiederum Fahrzeuge und Gebäude.

Neben der ,beam-up’ Technologie, bei der sich der Receiver an der Turmspitze befindet, ist schon seit 2007 eine Alternative bekannt, die von Yutaka Tamaura am Tokyo Institute of Technology (Tokyo Tech) entwickelt wurde. Die sogenannte Beam Down Technologie verspricht geringere Stromerzeugungskosten und eine höhere Effizienz als andere Solarturm-Konzepte. Im Rahmen eines Vertrags zwischen Masdar (s.d.), dem japanischen Unternehmen Cosmo Oil Co. und dem Tokyo Tech soll diese Technik, bei der sich der Dampfkessel am Fuß des Solarturms befindet, umgesetzt und weiter untersucht werden.

Anfang 2010 können die beteiligten Forscher damit beginnen, an der 100 kW Pilotanlage mit ihren 48 Spiegeln die neue Technologie zur Umwandlung von Sonnenwärme in Strom zu testen und zu optimieren. Was auch dringend nötig ist, denn im Gegensatz zu der üblichen Konfiguration befindet sich auf dem 10 m (oder 20 m ?) hohen Turm des Masdar-Systems eine weitere Gruppe von Spiegeln, die das Licht der Heliostaten in Form eines etwa 1 m durchmessenden Lichtstrahls auf den Tank reflektieren, der sich am Boden direkt unter dem Turm befindet. Und dieser zusätzliche Spiegelsatz reduziert die Gesamteffizienz gegenwärtig um einige Prozent. Als nächster Schritt ist dann eine 20 MW Demonstrationsanlage geplant.

Die Firma Solar Fusion Power Pty. Ltd. des Erfinders Wayne Bliesner beantragt im Mai 2010 das Patent für ein neuartiges Energiesammel- und -speichersystem, das allerdings abgelehnt wird. Obwohl über die Firma nichts mehr herauszufinden ist, möchte ich sie nicht unerwähnt lassen, da es sich bei der probagierte Technologie um eine weitere Form von Solarturm-Kraftwerk handelt.

Das etwas kompliziert anmutende System umfaßt eine Vorrichtung zur Fokussierung von Sonnenenergie auf einen Reaktionsraum zur Umwandlung von Metall-Hydrid in flüssiges Metall (Kalzium?) und Wasserstoff, nebst den etsprechenden Speichersystemen. Ein rund 10 m durchmessendes Heliostatenfeld richtet die Sonnenwärme auf eine Quarz-Linse, die auf einer etwa 6 Meter hohen Stange in der Mitte der blütenförmig angeordneten Heliostaten sitzt. Die Quarz-Linse konzentriert die Hitze auf einen direkt darüber angebrachten Spiegel. Der kleine Spiegel leitet die Wärme dann auf eine verspiegelte Hemisphäre auf einem Turm, welche die Wärme fokussiert und in einem Strahl von 1 MW zu dem Kollektor am Boden leitet. Solar Fusion möchte schon in neun Monaten einen Prototypen vorführen – was aber anscheinend nicht passiert.

Wesentlich größer sind dagegen die Ambitionen beim Sahara Forest Project, einer künstlichen Oase, die ausschließlich auf Erneuerbaren Energien basiert. Das Konzept erscheint erstmals 2008 in der Presse. Das Versuchsfeld für neue Technologien soll dazu dienen, den Umwelt-und Naturschutz in die Wüsten rund um den Globus zu bringen. Es ist ein ganzheitlicher Ansatz zur Schaffung lokaler Arbeitsplätze, Nahrung, Wasser und Energie – und dies unter Verwendung relativ einfacher Lösungen, die das Design und die Prinzipien der Natur imitieren. Ich berichte darüber ausführlich im Anschluß an die Desertec-Initiative unter Weitere Projekte (s.d.).

Das Konzept sieht vor, in speziellen Gewächshäusern heiße Wüstenluft zu verwendeen, um Meerwasser zu entsalzen und für den Anbau von Kulturpflanzen bereitzustellen, während Algenbecken eine erneuerbare Grundlage für die Kraftstoffversorgung bieten. Darüber hinaus soll die Anpflanzung von Bäumen in der Nähe des Komplexes Kohlendioxid binden und die natürliche Bewaldung wiederherstellen, die aufgrund von Dürre und Holzeinschlag verloren gegangen ist. Was uns in diesem Kapitel an dem Projekt interessiert, ist, daß für die Energieversorgung eine Solarturm-Kraftwerk eingeplant ist, das quasi das Zentrum der Oase bildet.

Schon 2010 soll mit dem Bau eines Forschungszentrums begonnen werden, während die Projektmitglieder Machbarkeitsstudien in mehreren Ländern durchführen und trockene Standorte in Australien, den USA, dem Nahen Osten und Afrika suchen.

Anfang 2011 unterzeichnen Norwegen und Jordanien einen Vertrag über die Entwicklung eines Pilotprojekts auf einem Küstengebiet in Jordanien. Bei diesem Projekt sollen statt einem Solarturm jedoch flache Fresnel-Konzentratoren eingesetzt werden. Es bleibt also abzuwarten, ob man bei zukünftigen Projekten wieder auf die Originalkonzeption zurückkommt.

Die japanischen Firmen JFE Engineering Corp., ein Stahlhersteller, und Mitaka Kohki Co., ein Hersteller von astronomischen und medizinischen Präzisionsinstrumenten, geben im September 2010 bekannt, daß sie gemeinsam den Probebetrieb einer Dampferzeugung aufgenommen haben, bei der Heliostate und ein Receiverturm zum Einsatz kommen. Es sei gelungen, über 70 % der Sonnenenergie in Dampf umzuwandeln. Die beiden Unternehmen beabsichtigen nun, das System für die kommerzielle Nutzung, die schon Ende des laufenden Jahres beginnen soll, weiterzuentwickeln und zu konstruieren. JFE hatte das HyperHelios System im Auftrag des japanischen Umweltministeriums zur Bekämpfung der globalen Erwärmung konstruiert.

Die in Zusammenarbeit mit Mitaka, einer Vorstadt Tokios und Standort des Projekts, errichtete Demonstrationsanlage verfügt über 72 von Mitaka Kohki entwickelte, nachgeführte Heliostaten sowie die entsprechenden Kraftwerkskomponenten, wie zum Beispiel eine Dampfturbine, die von JFE Engineering hergestellt worden sind. Jeder Kleeblatt-ähnliche Heliostat besteht aus vier einzelnen Flach-Spiegeln mit einem Durchmesser von 50 cm, während der Turm 10 m hoch ist. Die dort gemessene Temperatur beträgt 1.500°C. Mit der Anlage lassen sich kontinuierlich und stabil 57 kW erzielen.

Eine zweite Testeinrichtung wird im August 2011 auf dem Solar Techno Park von JFE im firmeneigenen Werk in Yokohama in Betrieb genommen. Diese Solarturm-Installation wird in Zusammenarbeit mit Mitaka Kohki und dem Institut für Angewandte Energieforschung errichtet und erreicht einen Output von 40 kW bis 60 kW. Für die Entwicklung und den Bau des Solar-Techno Parks investiert die Firma mehr als 300 Millionen Yen (~3,7 Mio. $). Leider habe ich außer der Abbildung bislang noch keine weiteren technischen Details über diese Anlage finden können. Man sieht allerdings, daß die Heliostaten hier mit jeweils 10 Stück der runden Spiegel bestückt sind.

Die Firma Sundrop Fuels Inc. mit Hauptsitz in Louisville, Colorado, erhält im Jahr 2008 Gründungskapital von AMP Capital, um die Kohlenstoff-Reduktions-Technologie des Unternehmens zu kommerzialisieren. Unterstützung erhält die Firma dabei von einem strategischen Partner, der Chesapeake Energy Corp. Bald darauf bekommt Sundrop weitere 20 Mio. $ von den Investoren Kleiner Perkins Caulfield & Byers und Oak Investment Partners. Die Kernelemente der Technologie wurden und werden durch die University of Colorado in Boulder und das National Renewable Energy Laboratory (NREL) entwickelt und lizenziert.

Sundrops Vorgängergesellschaft Solarec begann mit der Entwicklung dieser solarthermischen Technologie bereits vor einem Jahrzehnt, gemeinsam mit Wissenschaftlern des Los Alamos National Laboratory. Im Jahr 2008 übernimmt Sundrop auch die Firma Copernican Energy Inc., eine Technologietransfer-Ausgründung der University of Colorado, die sich primär mit der solaren, hochthermischen Umwandlung von Biomasse in Gas beschäftigt. Sundrop betitelt sein Verfahren mit dem Namen SurroundSun Reactor Technology. In dem solarthermischen Biomassevergaser, der durch die konzentrierte Kraft von Tausenden Heliostaten Temperaturen von mehr als 1.300°C erreicht, wird durch solare, endotherme Vergasung die höchstmögliche Effizienz bei der Verwandlung von Biomasse in fortschrittliche, flüssige Biokraftstoffe (‚grünes Benzin’) erzielt. Ab Februar 2008 betreibt Sundrop die sogenannte Aerosol-Reaktorrohr-Vergasung im Labormaßstab mit 60 kW (thermisch).

Im September 2009 geht in Broomfield, Colorado, rund 24 km von Louisville entfernt, die erste 1,5 MW Pilotanlage mit rund 3.000 Heliostaten und einem 18 m hohen Turm in Betrieb, während im Jahr 2012 mit dem Bau einer kommerziellen Demonstrationsanlage mit begonnen wird, die eine Kapazität von rund 20 Mio. Liter Kraftstoff pro Jahr besitzt und 2014 starten soll. Bereits 2016 soll dann eine kommerzielle Bioraffinerie mit einem Ausstoß von gut 750 Mio. Liter Kraftstoff pro Jahr ihre Produktion aufnehmen.

Im Juli 2011 kauft die in Oklahoma City beheimatete Erdgas Firma Chesapeake Energy Corp. einen 50 %-igen Anteil der Sundrop Fuels Inc. und wird dafür über ihre Tochter Chesapeake NG Ventures Corp. (CNGV)  in den kommenden drei Jahren 155 Mio. $ in die neue Technologie investieren. Weitere 20 Mio. $ für die Expansion der Firma werden von dem Investor Oak Investment Partners kommen.

Im November folgt die Meldung, daß Sundrop ihre erste Anlage in Cenla, nördlich von Alexandria in Louisiana, errichten wird, zu einem Preis von 450 Mio. $ bis 500 Mio. $. Das Werk soll forstwirtschaftliche Holzabfälle aus Wäldern in Zentral-Louisiana und den angrenzenden Regionen sowie Wasserstoff aus Erdgas nutzen, um pro Jahr bis zu 190 Mio. Liter ‚erneuerbares Benzin’ zu erzeugen.

Das Louisiana Department of Economic (LED) fördert Sundrop bereits seit Anfang 2011. Um das Projekt zu sichern, bietet das LED Sundrop leistungsorientierte Zuschüsse für die Bau- und Finanzierungskosten (14 Mio. $ über 10 Jahre), sowie 4,5 Mio. $ für die Umzugskosten der Forschungs- und Entwicklungsabteilung nebst ihren wichtigen Mitarbeitern an. Zusätzliche 220 Mio. $ will das Unternehmen durch den Verkauf von steuerfreien Privatanleihen einnehmen. Inzwischen häufen sich aber die Anzeichen, daß man aus Gründen eines 24-Stunden-Betriebs von der Sonne komplett auf Erdgas umsteigen will, um den Biomasse-Reaktor zu betreiben. Dies bestätigt sich, als Sundrop im Mai 2012 eine Partnerschaft mit der deutschen Firma ThyssenKrupp Uhde eingeht, um zukünftig u.a. deren Hochtemperatur Winkler (HTW) Vergasungsprozeß zu nutzen. Nun muß das Unternehmen nur noch seinen Namen ändern…

Im Mai 2011 berichten die Blogs über ein Konzept der Initiatoren der Land Art Generator Initiative und dem Designbüro Studied Impact, Robert Ferry und Elizabeth Monoian. Sie greifen dabei die Idee des japanischen Erfinders Akinori Ito auf, der eine Maschine vorgestellt hat, die Plastik wieder zurück in Öl verwandelt. Der Kunststoff muß auf 500°C erhitzt werden, um ihn zu zersetzen. Dies geschient am besten in einer Sauerstoff-freien Kammer, um so jede Art von toxischem Entgasens zu vermeiden. Doch anstelle der Verwendung von noch mehr fossiler Brennstoffe, um die Kunststoff zu recyceln, schlagen die beiden einen solar betriebenen Turm namens Plastikoleum vor, der die gleiche Funktion übernimmt.

Nicht nur, daß der als Blume gestaltete Turm keine zusätzliche Energie benötigt, um den im Wesentlichen kostenlosen Rohstoff Plastikmüll in Treibstoff zu verwandeln, sondern eine 10 MW Anlage kann pro Tag auch 900 Barrel Öl produzieren, was sich bei einem Barrelpreis von 100 $ zu einem Jahresumsatz von 32 Mio. $ aufsummiert. Damit ließe sich die Anlage in nur zwei Jahren amortisieren. Ein höchst erwünschter Nebeneffekt: die Umwelt wird vom Plastikmüll gereinigt.

Eine der interessantesten Meldungen bei diesem Update stammt vom Dezember 2011: Wissenschaftler der RWTH Aachen und des Massachusetts Instituts for Technology (MIT) haben gemeinsam ein Design entwickelt, in dem die Spiegel eines Solarkraftwerks nach dem Vorbild von Sonnenblumenkernen spiralförmig angeordnet sind. In einem Computermodell weisen sie nach, daß die Spiegel durch ihre spiralförmige Anordnung näher beieinander stehen, womit sich Fläche sparen läßt. Außerdem reflektieren die Spiegel das Sonnenlicht so, daß sich effizienter Energie gewinnen läßt.

Am Beispiel des Solarkraftwerks PS 10 (s.o.), bei dem auf einer Fläche von 439.000 m² 624 Spiegel in halbkreisförmigen Reihen hintereinander stehen, wird aufgezeigt, daß sich die Stellfläche um 15,8 % reduzieren ließe, würde man die Spiegel in einem Winkel von jeweils 137,51° nach dem Sonnenblumen-Modell anordnen (‚Goldener Winkel’). Gleichzeitig könnte man die Effizienz des Feldes um 0,36 % erhöhen. Die Forscher haben ihr Solarkraftwerk-Design bereits zum Patent angemeldet und wollen ihre Theorie demnächst auf hügelige Landschaften anwenden.

Im März 2012 höre ich das erste Mal von der in Pasadena, Kalifornien, neu gegründeten Firma Thermata, einem Spin-of des Idealab. Geschäftsfeld des Unternehmens sind Solar-Heizkessel, die Dampf für industrielle Prozesse produzieren. Die in der Industrie bereits verwendeten Standard-Kessel werden traditionell mit Erdgas betrieben. Thermata will dagegen Heliostaten auf dem Dach einer Fabrik installieren, die das Sonnenlicht auf einen Empfänger an der Spitze eines benachbarten Turms konzentrieren, wo sich der dampferzeugende Kessel befindet.

Als Kerntechnologie bietet die Firma ein einzigartiges, skalierbares und extrem günstiges Heliostatenfeld an, für das sie Prototyp-Heliostaten entwickelt hat, die keine Linearantriebe, Richtungsgeber oder andere teure Komponenten traditioneller Heliostaten benötigen. Außerdem besitzen die kleineren, leichteren und einfach zu montierenden Heliostaten ein 2 W PV-Solarpaneel zu ihrer selbständigen Stromversorgung, mit der die Spiegelmotoren betrieben werden. Jeder Heliostat besitzt ferner einen Mikroprozessor mit einem Wireless-Chip, die ein Mesh-Netzwerk bilden und von einem zentralen Rechner Informationen über die beste Ausrichtung empfangen.

Um die Anstellwinkel der Heliostaten zu erfassen und optimal einzustellen, verwendet das System eine Kamera und die drahtlose Vernetzung der Prozessoren. Hierfür ist jeder Spiegel mit vier kleinen ‚Diffusoren’ ausgestattet - kleinen quadratischen und angehobenen Spiegeln an der Oberfläche des Heliostaten. Die in einigem Abstand und außerhalb der Blendung durch die Heliostaten plazierte Kamera macht Bilder dieser Diffusoren.

Auf Grundlage des Lichtmusters und der Intensität, kann ihre Lage festgestellt und die Neigung der Spiegel optimiert werden. (Das Patent für eine weitere Heliostaten-Kamerasteuerung wird schon Ende 2009 von Google beantragt und im Mai 2011 erteilt: US-Patent Nr. 20110120448; die Entwicklung eigener Spiegel hat das Unternehmen nach mehrjähriger Forschungsarbeit aufgegeben).

Thermata rechnet mit bis zu 50 % niedrigeren Systemkosten bei ihren Heliostaten, sowie bis zu 50 % geringeren Installationskosten. Auf Einsparungen bei den Heliostaten, der Verdrahtung und der Arbeit bezogen schätzt das Unternehmen, daß sich die Baukosten eines 600 Mio. $ Solarkraftwerks um rund 100 Mio. $ reduzieren lassen. Thermata wird von Fonds des Idealab mit 500.000 $ gefördert und versucht gegenwärtig weitere 600.000 $ von Investoren einzuwerben, um noch 2012 eine erste Pilotanlage zu bauen. Parallel dazu beginnt die Beta-Testphase der Heliostaten zusammen mit potentiellen Kunden aus der Branche der solarthermischen Kraftwerke und den Sandia National Laboratories. Außerdem geht das Unternehmen eine Partnerschaft mit dem Kessel- und Receiver-Hersteller Aalborg CSP ein.

Als Mitbewerber gelten Firmen wie Sopogy, Chromasun, Heliodynamics and Cogenra, über die ich in den Kapiteln über Parabolrinnen-Kollektoren und Concentrating Photovoltaic (CPV) Anlagen berichte (s.d.).

Eine weitere Form von mit Spiegeln bestückten Kraftwerken bilden die Sonnenöfen, die ich - gemeinsam mit der mit ihnen verbundenen solaren Thermochemie - als nächstes vorstellen werde.

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