Solar Millennium vor dem Durchbruch ?
Die Gerüchteküche brodelt wieder und der Kurs sackt ab? Mann-oh-Mann ....
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z.B. die Antrittsprämie von Utz Claasen. Das sich etwas ändern mußte war jedem klar.
Nun ändert sich etwas. Weiter so wie bisher war nicht möglich. Es war gut dass man sich etwas Zeit gelasne hat und nicht hektisch gehandelt hat.
warum die Gremienmitglieder ihre Beteiligung so heruntergefahren haben. Gladen und Mayer hatten vielleicht sogar schon viel früher vor, dass Schiff zu verlassen, als U.C. das Steuer übernehmen sollte. Da dies aber in einer totale Katastrophe endete, mussten sie noch länger auf ihren Posten bleiben.
Es ist immer auch mit Vorsicht zu geniessen, wenn solche Wechsel stattfinden, vor allem in so kritischen Zeiten, wo wir immer noch nicht genau wissen, ob auch die 2. (3.) Korrektur der Aussichten für dieses GJ eingehalten werden können. Aber ich glaube kaum, dass sie jetzt gehen würden und dass zwei neue antreten würden, um dann noch einmal schlechte Nachrichten zu verkünden. Denn dies hätten dann noch die Vorgänger übernehmen müssen...
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Wertpapier: Solar Millennium |
Ich denke eher, man braucht schon ein paar Wochen, bis man geeignete Führungskräfte gefunden hat.
Es war ein schnelles Handeln und es würde bei Solar Millennium immer in eine "gearde" schlechte Zeit fallen.....
So kurz vor dem Zahlenwerk ist dieser "Abgang" mal wieder sehr fraglich!
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Wertpapier: Solar Millennium |
Nach dem Hr. Gladen von "toppen" gesprochen hat, soll er und Mayer nun verschwinden, bevor eine wirkliche Katastrophe eintreten würde, die ihnen dann angehängt werden könnte...? Das glaube ich eigentlich eher nicht! Ich gehöre sicherlich zu denen, die sich grösste Sorgen um den Geschäftsabschluss machen. Vor allem weil ich dem spanischen Minister alle miesen Tricks zutraue, die sich nicht einmal The-Link und MarcHe zusammen ausdenken könnten. Aber wenn es nicht klappen würde, die 150 Mill. einzuhalten, dann würde es so viel Ärger geben, dass es dann doch ratsam wäre, die "Schuldigen" würden sie selber verkünden und nicht 10 Tage vorher reissaus nehmen... Wie gesagt, die heutige Meldung stimmt mich aus diesem Grunde eher positiv, obwohl sie sonst mit aller grösster Vorsicht zu geniessen wäre.
Denn eines ist klar, Gladen und Mayer als Gründungsmitglieder haben ordentlich Kasse gemacht, wenn sie es waren, die ihre Aktien verkauft haben.
Als das letzte mal ein Neuer kam, machte die Aktie einen Sprung, jetzt??
Die positive Seite ist, daß hochqualifizierte Manager aus verantwortlichen Tätigkeiten zu SM kommen sowohl in Deutschland als auch in den USA (Mr. Clapp von Citigroup)
Sie schätzen im Gegensatz zu MarcHe SM nicht als Klitsche ein, die über kurz oder lang pleite geht.
Utz Claassen hatte keinerlei Auslandserfahrung, hätte man vielleicht berücksichtigen sollenJedenfalls der Kurs hält sich nach dieser Meldung erst mal stabil ... ein gutes Zeichen.
Für mich persönlich sind die Geschäftszahlen zum Ende Oktober nicht so entscheidend für einige andere user, ich bleibe viel länger investiert. Spätestens im Frühsommer 2011 wird Solar Millennium in einer anderen Liga spielen.
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Wertpapier: Solar Millennium |
Muss nicht sein.
Die Neuen könnten auch einfach verkünden, dass es jetzt besser (transparenter) läuft, und den Mist den Vorgängern anlasten.
Dem Markt gefällt es erstmal, Maschinenbauer (der eine auch Psychologe) gefällt mir auch viel besser als Superbetriebswirt UC.
Ich habe generell auch ein Problem wenn gleich zwei Leute aus der Führungsriege schnell ausscheiden. Wobei bei SM schon ein besondere Situation herrscht. Erstens der Abgang mit Claassen, der hat dann schon alles über den Haufen geworfen, und zweitens muss sich ja SM neu aufstellen durch das riesen Blythe-Projekt und so hoffen wir doch noch weitere Projekte.
oecorentner ich bezweifle mal ganz ernsthaft, dass dieser MarcHe überhaupt wusste was er schrieb. Mal rechnet er eine ganze Woche mit Abschreibungen und dann kommt er urplötzlich daher mit einer Cash Flow-Berechnung. Das alleine zeigte mir, dass dieser MarcHe kein Kauffman sein kann, denn man kann eine Kraftwerks-Rentabilität nur über Cash Flows berechnen und deshalb habe ich auch das getan. Ein investierter Fonds interessieren Abschreibungen überhaupt nicht. Außerdem haben seine Begründungen über garantierte Stromabnahmepreise in Kalifornien doch überhaupt nicht gestimmt, da die von MarcHe immer wieder geschriebene 0,109 $/kWh mit Multiplikatoren versehen werden. Das hat dieser MarcHe immer und immer wieder unterschlagen. Wie er dann das CSP-Karftwerk von Abengoa berechnet hat war dann der größte Mist den MarcHe verzapft hat. Deshalb hat sich dann MarcHe wohl auch verabschiedet.
Dass PV gegenüber CSP Vorteile hat ist eigentlich schon länger bekannt und auch kein Geheimnis. PV hat halt ein ganz großes Problem in heißen Regionen, da der Wiirkungsgrad gerade bei den Siliziummodulen ab 30 Grad sehr schnell in den Keller runter rasselt und da wird man technologisch auch nichts daran ändern können, denn Siliizum und das verwendete Silber in den Zellen hat halt mal eine recht geringe Wäremleitfähigkeit und die relativ dicken Modulplatten sind auch nicht hilfreich bei der Wäremabfuhr. Das sind physikalische Probleme die CSP aufgrund ihrer Technnolgie natürlich überhaupt nicht hat (Wäremeübetragung auf ein syntetisches Öl). Bei Dünnschichtmodulen wie die von First Solar ist der Wäremekoeffzient erheblich besser und genau deshalb werden so gut wie nur Dünnschichtmodule in sehr heißen Gegenden bei großen Solarparks verbaut. Jedoch haben die Dünnschichtmodule einen recht geringen Wirkungsgrad gegenüber Siliziummodule (11% zu 18%). Mal sehen wie die CIS-Module sich in den nächsten Jahren entwickeln werden, denn gerade bei CIS sehe ich das größte Potential bei hohen Temperaturen und auch beim Wirkunsgrad. Jedoch gibt es derzeit nur rd. 500 MW Fertigungskapazität bei CIS, aber die Fertigungskapazitäten werden im nächsten Jahr kräftig aufgebaut. So baut ein Joint Venture von Shell, Shell Shiowa, in Japan gerade eine CIS-Produktion mit einer Jahreskapazität von 900 MW. CIS wird jedenfalls richtg spannend werden und CIS könnte in drei, vier Jahren die ganze PV-Branche durcheinander wirbeln.
Man muss das Thema CSP und PV schon sehr differenziert betrachten und irgendwelche Berechnungen und Kostenkennlinien auf Sicht von 10 Jahren wie in dem heutigen verlinkten Artikel von stubidu sollten auch recht skeptisch betrachtet werden.
Außerdem sieht man doch am Beispiel des neuen Helio-Through-Parbolspiegel, dass auf der CSP-Kostenseite sich einiges tut. Der Wirkungsgrad des Parabolspiegeles wurde deutlich erhöht (von 70% auf ca. 77%) und die Kosten wegen einer einfacheren Produktion und Instalation können auch um rd. 10% gesenkt werden. Damit ergibt sich für Blythe immerhin eine Kostenersparnis von um die 200 Mio. $ (10% höhere Wirkungsgrad also braucht man weniger Spiegel und die Spiegel kosten 10% weniger), wenn man davon ausgeht, dass das Solarfeld etwa 50% der Gesamtkosten beträgt. Dann kommt der neue Schott-Receiver dazu mit einem höheren Volumenstrom, bessere Lichtdurchlässigkeit und Wäremisolierung.
Wie gesagt man muss dann schon alles sehr differenziert betrachten und im Detail liegt ja bekanntlich dann die größte Wahrheit. Zudem stellt sich bei solchen Artikel auch immer die Frage vom wem die denn stammen. Außerdem ist es ja derzeit von einem Außenstehende unmöglich die Skaleneffekte bei CSP zu beziffern. In den letzten Jahren wurde doch nur 50 MW CSP-Kraftwerke gebaut. Bei Blythe reden von einer 10 fachen höhren Kapazität. Ich bin jedenfalls bei solchen Artikel und Kostenkennlinien auf Sicht von 10 Jahren immer sehr vorsichtig, denn man kennt überhaupt nicht die Details bzw. Annahmen. Kostenkennlinien kann ich auch zeichnen.
Das ganz große Problem für das Blythe-Projekt ist das sehr hohe Investionsvolumen und das hat ja auch Abengoa deutlich angesprochen, dass man derzeit ohne Loan Guarantees gar keine Banken finden würde, die so ein Kraftwerk auf Sicht von 20 Jahren finanzieren würden. Das ist eine Aussage die mich dann schon echt überrascht hat, aber offensichtlich sind die Banken immer noch angeschlagen von der Finanzmarktkrise und sie wissen nicht was auf sie durch staatlichen Regulierungen noch zukommen kann. Darum ist es auch nicht ganz so verwunderlich, dass sich Banken nach wie vor sich sehr schwer tun große Kreditvoluminas auf 20 Jahre raus zu geben. Mit einer Loan Guarantee wären die Kredite zu 100% abgesichert und die Banken hätten dann auch kein Problem sie rauszugeben. Müssen deshalb auch keine Rücklagen bilden und somit hätte die Kreditvergabe auch keinen Einfluss auf ihre Eigenkapitalquote.
Ich habe der Loan Guarantee bisher nicht den so hohen Stellenwert eingeraümt, aber ohne Loan Guarantee wird SM wohl keine Chance haben in den USA auch nur ein CSP-Karftwerk bauen zu können.
PV hat dann noch einen Vorteil gegenüber CSP, denn die Bauzeit eines Solarparks ist weitaus geringer und man kann Solarparks problemlos modulbar aufbauen. Das heißt, dass man bei Solarparks relativ schnell, so nach 6 Monate, Cash Flows generieren kann. Bei CSP dauert es halt 3 Jahre.
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http://www.boerse.ard.de/content.jsp?key=dokument_478338
Spanien Gastgeberland "Jahreskonferenz zu Desertec" und hält sich bei den aktuellen CSP-Projekten zurück? Oder vielleicht wird im gleichem Atemzug während der Konferenz etwas positives zu den spanischen S2M-Projekten bekanntgegeben?
Wäre nicht schlecht.
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Rhapsodie hat im andern thread gefragt ob jemand einen Überblicj über die Lage bei Blythe geben kann. Habe es versucht
1.a Alle Projekte weltweit
http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/
b. Alle Projekte in USA 8000 MW
http://www.greentechmedia.com/images/wysiwyg/research-blogs/USCSPProjectTracker.pdf
2. Genehmigungen
A.Genehmigung für "Public Land" und "Fast Track List"
http://www.blm.gov/wo/st/en/prog/energy/.../fast-track_renewable.html
Es fehlt noch der "Final Record of Decision" siehe oben Greentechmedialist. Wenn diese Genehmigung da ist, hat STA das Recht auf dem Land ein Kraftwerk zu bauen.
B.Vereinbarung und Genehmigung eines PPA für z w e i Kraftwerke
http://www.solarmillennium.de/Presse/Meldungen/...erungsbehoerde_gene
Die Genehmigung durch die CEC beinhaltet keine Vorgabe eines Strompreises.
http://docs.cpuc.ca.gov/PUBLISHED/FINAL_RESOLUTION/111386.htmMPR procedural history
The Commission set the initial parameters for the MPR in D.03-06-071. The method for calculating the MPR was first developed in D.04-06-015. In D.04-06-015, the Commission clarified "what the MPR is not: it does not represent the cost, capacity or output profile of a specific type of renewable generation technology. . . [T]he MPR is to represent the presumptive cost of electricity from a non-renewable energy source, which this Commission, in D.03-06-071, held to be a natural gas-fired baseload or peaker plant." (D.04-06-015, mimeo., p. 6, n.10.)
Der "MPR does not represent...." er gibt keinen Preis vor
Zweck der CEC Genehmigung ist es ü b e r h ö h t e Preise zwischen Versorger und Kraftwerksbetreiber zu verhindern.
3. Art und Struktur der Einspeisevergütung.
Der Preis für den Strom steht im PPA und ist Verhandlungssache zwischen Lieferant STA und Abnehmer SCE. Wir müssen annehmen, daß er kostendeckend ist.
4. Finanzierung
Mein letzter Stand zur Finanzierung
Erst einmal ist wichtig: STA will die Mehrheit behalten.
Clapp said that Solar Trust has received strong indicative offers of equity investment and that it has no objection to being a minority equity partner in any of the plants it builds.
Die Finanzierung erfolgt in 2 Stufen:
Bauphase: 80% Kredit durch Federal Finance Bank mit 100% Loan Guarantee,
20 % Equity durch SM und Ferrostaal und "third party"
Betriebsphase:
During this phase, tax equity investments will fund a portion of the capital structure, paying down the FFB loans and deleveraging the project towards investment grade status.
Die Finanzierung soll bis Ende Oktober stehen.
and that Solar Trust is targeting a financial close on these projects by the end of October.
Zur Rentabilität später etwas.
Ich glaube du könntest dir das doppelte posten in beiden Threads durchaus sparen... vor allem wenn es immer so lange Postings sind. Denn die meisten von uns lesen doch noch in beiden Threads. Ausserdem ist das auch nicht regelkonform. Ich habe mich nur kurzzeitig im anderen Thread zurückgemeldet, um dazu beizutragen, das bewusste Zurückhalten von Informationen von MarcHe aufzudecken und seinem ewigen Herumgetue mit falschen Zahlen ein Ende zu setzen...
Er duerfte circa 2005 zum Unternehmen gestossen sein.
Bei Interesse kann ich es genauer eruieren
http://seekingalpha.com/article/...-solar-thermal-power-plants-doomed
Die Autoren halten PV jetzt und in Zukunft für günstiger als CSP.
Auszug:
".. Again, PV is cheaper today, and expected to widen its edge over the next decade. By 2020, the CSP technologies are expected to be in the $0.10-$0.12/kWh range, whereas PV is forecast between $0.07-$0.08/kWh...".
Dies würde also für 2020 bei einem $-Kurs von 1,4 Euro bei CSP eine Range von 0,071 Euro bis 0,86 Euro pro kwh und bei PV nur von 0,050 Euro bis 0,057 Euro bedeuten.
Im Desertec-Artikel von Wikipidia, Link: http://de.wikipedia.org/wiki/Desertec
werden bei den CSP-Erzeugungskosten/kWh aber ebenfalls die 0,05 Euro für 2020 prognostiziert.
Nichts genaues weiß man also offenbar nicht oder aber die Zahlen sind mal wieder etwas interessengeleitet. Welche Kosten am Ende tatsächlich rauskommen wird wohl erst die Zukunft klären.
Wie sehen das die Experten hier?
Es gibt eine neue Site:
http://seekingalpha.com/article/230670-are-solar-thermal-power-plants-doomed
Conclusion?
Solar thermal still has a lot of appeal. Some of the newer technologies (towers & dish-engines) are just coming out and may surprise us in their ability to lower costs. Other technologies like SolarReserve’s cycling salt could further wring out inefficiencies. (Friesen is a fan of SolarReserve). When quality and storage are required, solar thermal comes out cheaper than nuclear. The capital for nuclear plants cost $6,000 a kilowatt, or $6 a watt, or more, not including waste storage, and often rise higher than expected. Thermal plants may not run all night, but they provide consistent power in the day when needed. The question is whether the CST industry can survive until its competitive advantages are truly valued by the utilities.
"There is a role for solar thermal. If it is North Africa, that is fantastic," said Travis Bradford, founder of the Prometheus Institute and a professor at the University of Chicago. "But the difference (in the amount of total energy that will be produced by utility solar parks) between solar thermal and PV will be at least an order of magnitude. Maybe two." That is to say that if PV will see annual installations of 20,000 MW per year in the middle of this decade, perhaps CST will be more in the realm of 200-2,000 MW per year. Not a particularly rosy outlook.
Die Zusammenfassung ist auf den ersten Blick niederschmetternd. Ich vermute er wude von PV Leuten geschrieben.
1. Blythe funktioniert ohne Speicher wie PV und ist j e t z t billiger als PV.
2. 20.000 MW PV/a sind 20 Kernkraftwerke. Wenn da mal für ein paar Tage Wolken aufziehen, haben die Versorger ein Problem. Im LCOE Preis sind diese Back Up Kosten nicht enthalten.
3.Blythe kann mit einem Speicher nachgerüstet werden und wird damit grundlastfähig, geht mit PV nicht
4. Blythe kann zur Not mit Erdgas/Heizöl befeuert werden geht mit PV nicht
5.CSP (nicht Blythe) kann als Nebenprodukt Meerwasser entsalzen geht mit PV nicht
6. CSP könnte Wasserstoff als Speicherersatz erzeugen und damit die Speicher-
kapazität/Versorgungssicherheit wesentlich erhöhen geht mit PV nicht
(Weiß jemand etwas über Salzspeicher vs. Wasserstoffspeicher??)
7. CSP ist jetzt da wo PV vor 5 Jahren war. Da kommt noch was.
Die Stromerzeugung ist anscheinend an der Schwelle zu einem neuen Zeitalter (siehe vorhergehende Posts). Also muß man etwas weiter zurück und etwas weiter nach vorne schauen.
Erst der Blick zurück.
Ein Braunkohlekraftwerk in der Niederlausitz lief 40 Jahre, wurde von der DDR übernommen und lief wieder 40 Jahre. In dieser Zeit wurden Lager geölt, event. gewechselt, vorne Braunkohle eingefüllt, hinten Strom abgezapft.
Also nehmen wir für ein CSP-Kraftwerk eine Lebensdauer von 80 Jahren. Ein Atomkraftwerke wird mit 40 Jahren gerechnet. Beide Kraftwerke bar bezahlt. Beispiel Andasol 300 Mio€ 50 MW = 6000€/MW Atomkraftwerk dito.
Atomkraftwerk 1000 MW
Volllast- Ertrag/a Kosten(Brennstoff, Personal, Netto- Lebens- Nettoertrag GWh
std/a Reparatur, Endlagerung ertrag/a dauer
7000 7000 GWh/a 50 % 3500 GWh/a 40 Jahre 140000 GWh
CSP-Kraftwerk (20xAndasol)
4000 4000 GWh 20 % 3200 GWh/a 80 Jahre 256000 GWh
Das ist eine Rechnung grob über den Daumen, aber man kann sehen, daß ein Atomkraftwerk (und andere) am Anfang Vorteile hat , CSP-Kraftwerke hinten raus immer besser werden. Was kann kaputtgehen, ein paar Spiegel, ein paar Receiver, mal ne Leitung. Die Sonne scheint. Wer seinen Urenkeln was gutes tun will ....
1. der Artikel spiegelt nicht meine Meinung wieder, sondern die des Autors. Bei all seinen Maengeln, enthaelt er doch einiges an Interessantes.
2. Es kamen einige Einwaende, dass niemand die Kosten beider Technologien auf 10 Jahre abschaetzen kann. Sehe ich genauso, weil beides Branchen sind, wo im Moment eine Menge an Innovation stattfindet. Ueberascht war ich aber dann schon, weil diese Einwaende von Leuten kommen, die hier im Thread allzugern ein Kraftwerk auf 20-30 Jahre durchrechnen, wo sie bestimmte Groessen (z.B. Baukosten, Zinssatz, Strompreis) auch nur mit etwa 10-20% Genauigkeit abschaetzen koennen.
3. Ich sehe gerade keinen Grund warum die Kosten bei ST deutlich schneller sinken sollten als bei PV. Wenn jemand einen Grund nennen kann, bitteschoen.
4. PV hat den extremen Vorteil, dass es schnell zu installieren ist, und keine Mindestgroesse gegeben ist. Ausserdem funktioniert PV auch wunderbar in gemaeesigten Klimata. Irgendwer hat die Speicherung angesprochen...das ist in der Tat heute noch ein Problem, weil man die Speicherkapazitaet fuer Energie nicht im Gleichschritt mit dem Ausbau der Erneuerbaren (insbesondere Wind und PV) ausbaut. Aber auch da tut sich gerade viel in der Branche, und das Problem ist durchaus loesbar.
5. Im uebrigen bin ich sowohl in SM und Abengoa investiert,und bin absolut ueberzeugt von der Branche. Darum macht es mir auch nichts aus, wenn ich mal auf einen Artikel stosse, der nicht ganz so optimistisch wie ich fuer die Branche ist.
Darum sprechen ja auch die allermeisten Experten von der Notwendigkeit eines "Energiemixes" der verschiedenen regenerativen Technologien...
Beim ersten Artikel werden zwischen 7,1 und 8,6 Cents pro kwh für CSP genannt. Im Desertec Artikel werden jedoch für CSP nur 5 Cents/kwh Entstehungskosten ebenfalls für 2020 prognostiziert. Das ist immerhin ein ziemlich großer Unterschied von 40% bzw. sogar 70% zwischen diesen beiden Texten. Und beides mal wurden diese Zahlen sicher von irgendwelchen Experten errechnet, denn sie basieren ja auf Studien.
Komisch, das erinnert mich irgendwie an die Kalkulationen von MarcHe.
Man muss PV dann schon mit CSP in bestimmten Regionen miteinander vergleichen. Pauschale Vergleiche bringen da gar nichts, denn es wird ja wohl keiner auf den Gedanken kommen ein CSP-Kraftwerk in Deutschland zu bauen.
Bei diesen Kostenvergleichen stellt sich dann noch die Frage wie wurde denn überhaupt gerechnet. Nicht nur bei den Temperaturen, sondern wurden da auch Abschreibungen rein gerechnet. Wenn ja, dann wird CSP wegen des sehr hohen Investitionsvolumen immer schlecht wegkommen. Das Thema hatten wir aber schon zu genüge.
Das selbe habe ich heute Morgen aber schon etwas ausführlicher erklärt.
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#395
Sie haben vergessen beim LCOE (Levelized Cost Of Energc) für PV (klein und großflächig) die Einspeiseschwankungen zu berücksichtigen. Wenn bei 20.000 MW PV mal ein paar mehr Wolken aufziehen gibts ein Problem.
Wenn die Versorger die Back Up Kosten bei PV hinzu rechnen ist CSP billiger, jetzt und in Zukunft.
#394 dann wirds riskant , CSP wird nicht riskant
Man müßte immer wissen, welche Interessen und Geldgeber hinter einem Artikel stehen. Offenbar gibt es auch innerhalb der Solarbranche die verschiedensten Interessen - jeder will eben nur seine Technologie im Vorteil sehen, um vom zu verteilenden Kuchen möglichst viel abzubekommen.