Solar Millennium vor dem Durchbruch ?
Optionen
| Boardmail an "Sir Knoppix" |
Wertpapier: Solar Millennium |
laut Solar Millennium Anfang Januar...
Wie viel Geld und zu welchem Kurs ich gekauft und verkauft habe dazu muß ich nur meiner Frau Rechenschaft abgeben und nicht irgendwelchen Usern, die ich nicht kenne. So ist das eben im Leben .....
Ich sprach nicht von müssen, sondern von Rückgrat - dachte mir schon, dass ich da bei dir an der falschen Adresse bin...
Wenn du nur deiner Frau gegenüber Rechenschaft schuldig bist, dann erspare uns doch auch konsequenterweise die Prahlerei mit deinen guten Gewinnen in 2010, überprüfen kanns nämlich unter diesen Umständen keiner und es interessiert vermutlich auch keinen.
Ausserdem hat in 2010 fast jeder gute Gewinne gemacht, egal ob Apfelmännchen, Visionär oder Valueinvestor - ja, richtig auch ich.
LG Arvid
$-)
Wir werden sehen, wer den längeren Atem hat.
Optionen
| Boardmail an "Ramsibauer" |
Wertpapier: Solar Millennium |
Ich will das Thema weiterführen. In dem Link von KAM steht eigentlich alles über den Powertower drin.
http://www.ka-muenchen.de/uploads/media/BWK_Sonderdruck_Juelich.pdf
1. Geschichte - Die sind seit 1990 dran - Kramer Junction produziert seit 1990
In größerem Maßstab wurde die Technologie des offenen volumetrischen Receivers erstmals Anfang der1990er-Jahre
auf Basis eines metallischen Drahtgeflechts als Absorberstruktur auf der spanischen „Plataforma Solar de Almeria“(PSA) getestet.
2003 KAM liefert skaliebaren keramischen Receiver
Im Rahmen verschiedener internationalerForschungsprojekte wurde ein
modulares und skalierbares Receiverkonzept
mit keramischen Absorbermo-
dulen entwickelt, im
3-MW (th.)-Maßstab gebaut,
getestet und zur späteren industriellen
Umsetzung qualifiziert:
die „HiTRec“ Receivertechnologie
2006 Machbarkeitsstudie Solarturm Jülich
8/2007 Baubeginn 3 MW-Anlage
8/2009 Fertigstellung 3 MWth 485 Grad Dampf 27 bar
Ziele:
Upscale 5 - 10 MW
Feuerungstemp von 700 Grad Dampftemp 500 Grad/ 100 Bar, hat S2M schon
http://www.solar-thermie.org/forschungsprojekte/...ents/real-diss.pdf
Der rund 22 m² große
volumetrische Receiver absorbiert die
konzentrierte Sonnenstrahlung.
22 qm bei 3 MWth = 1 MWel macht bei 250 MWel Blythe 5500 qm Receiverfläche die mit 1000 Grad "beleuchtet" wird. Wie soll das denn gehen? Dr. Henner Gladen hat vor langen Jahren mal in einem Nebensatz gesagt: Die müssen erst mal die Temperaturen in den Griff kriegen." Jetzt verstehe ich das.
Wasserstoffgewinnung - geht mit Trough nicht
Die Turmtechnologiekann zukünftig für eine Reihe von chemischen Hochtemperaturprozessen
sowie für die direkte solare Wasserstoffsynthese eingesetzt werden.
Es ist offensichtlich noch ein langer Weg für den Powertower (und KAM) bis er Trough das Wasser reichen kann. Mich würde nun doch verstärkt interessieren wie Brightsource, eSolar, NRG energy und SolarReserve das Problem lösen.
Sollte es tatsächlich funktionieren, dann bekommt S2M von DLR eine Lizenz.
Das DLR ist als Knowhow-Träger und Lizenzgeber maßgeblich an diesem Projekt und an der Weiterentwicklungder Technologie beteiligt.
Man sollte das Rennen Trough vs. PV beobachten.
Hallo zusammen, ich beobachte S2M charttechnisch schon einige Zeit, bin aber jetzt erst dazu gekommen, den Geschäftsbericht/ Zwischenbericht zu lesen. Ich habe dazu ein ein paar Fragen, vielleicht könnt ihr mir ja helfen:
1. S2M ist z.Z. über die Anleihe sicher gut finanziert. Ich habe aber gelesen, dass die US-Projekte mit einer Eigenkapitalquote von 20-30% finanziert werden sollen. Das sprengt doch die finanziellen Möglichkeiten von S2M. Woher soll das Geld kommen?
2. Zu den Zahlen 2009/10: Im Zwischenbericht wurde ein Umsatzziel von 350 Mio EUR und Erlösziel von 30 Mio EUR angestrebt, unter der Voraussetzung, dass die Finanzierung von IBERSOL und BLYTHE erfolgreich abgeschlossen worden ist. Das ist doch noch nicht geschehen, oder? Das würde doch bedeuten, dass S2M die Ziele nicht erreicht, die Zahlen 09/10 also nicht berauschend ausfallen werden?
3. Hat S2M bereits die CSP-Technologieführerschaft oder strebt sie diese an? Was steckt technisch dahinter?
Grüße
zu 1.) Die Investkosten pro Kraftwerk (Blythe 1-4) in den USA könnten so bei ca. 1 Mrd. € liegen, was bei einer Finanzierung via 30 % Eigenkapital etwa 300 Mio. € ausmacht. Wir sprechen hier also von Dimensionen von Andasol oder Ibersol. Diese Projekte hat SMAG bisher über verschiedene Finanzierungsmöglichkeiten realisiert. Sei es über Fonds, Anleihen oder Anteilsverkäufe.
zu 2.) Wie die Zahlen ausfallen ist schwer zu sagen, weil die Umsätze nicht von vielen kleinen, sondern von wenigen großen Ereignissen abhängig sind. Z.B. Anteilsverkäufe. Zudem ist die SMAG momentan stark von Entscheidungen von Behörden (Blythe loan gurantee, Palen Baugenehmigung) abhängig. Diese Vorgänge können nicht in die Bilanzen einbezogen werden, bevor die Enstcheidungen vorliegen. Insoweit dürfte in den Zahlen USA vollständig fehlen, ausser sie haben schon die cash grands für Blythe 1 und 2.
zu 3.) Nach eigenem Bekunden ist SMAG im CSP Bereich First Mover und hält nach etwa 12 Jahren auf dem Markt die Technologieführerschaft. Belege sind dafür die in der Branche als Referenzobjekte geltenden Andasol Kraftwerke, die ersten Europas. Dringend notwendig ist natürlich, dass SMAG zusammen mit ihren Technologietöchtern die CSP koninuierlich weiterentwickelt. Bestes Beispiel war der Skal-ET und der vor der Marktreife stehende HelioTrough. Insoweit war es von den SMAG-Gründern geschickt sich auf die CSP-Technologie zu fokussieren, die bereits am Besten erforscht und vor Allem marktreif war: die Parabolrinnenkraftwerke.
Wichtigste Komponente ist für SMAG aber vermutlich, dass ja die komplette Wertschöpfungskette von dem Unternehmen erfolgreich abgedeckt wird. SMAG baut ja keine Kraftwerke oder die Technologie, sondern sie projektieren sie. Damit könnte sich ein Erfahrungsschatz im Bereich Projektentwicklung und Projektfinanzierung angesammelt haben, der in der Branche momentan konkurrenzlos sein dürfte.
Ich mach mal hier weiter.
Habe mal die aktuelle Lage gecheckt nach: http://www.nrel.gov/csp/solarpaces/power_tower.cfm
Danch gibt es folgende Anlagen:
Spanien
Developer/Owner Name Break Ground Start Prod.
Abengoa /Abengoa PS 10 11 MW Wasser 250 - 300 Grad C 2005 2007
Abengoa/Abengoa PS 20 20 MW Wasser 250 - 300 Grad C 2006 2009
Torresol/MASDAR Gemasolar 17 MW Salz 565 Grad C 2/09 12/10
USA
eSolar/NRG Alpine Sun T 92 MW Wasser 440 Gard C ? 2012
eSolar/NRG New Mexico 92 MW Wasser 440 Grad C ? ?
eSolar/eSolar Sierra Sun Tower 5 MW Wasser 440 Grad C 7/08 7/09
BrightSource/?? Ivanpah 3x130 MW Wasser 565 Grad C 1/10 10/13
SolarRes/SolarRes Crescent Dunes 110 MW Salz 550Grad C/115bar 4/11 10/13
SolarRes/Solar/Res Rice Solar En 110 MW Salz 550 Grad C/115 bar 1/11 10/13
Fazit:
Abengoa hängt hinterher
eSolar und BrightSource haben keinen Technologievorteil (Temperatur) zu Direktverdampfung, event. einen Kosten- und Wartungsvorteil
Torresol und SolarReserve arbeiten mit Salz, haben keinen Technologievorteil (Temperatur) zur Direktverdampfung, event. Kosten- und Wartungsvorteil.
Das Rennen ist offen, wenn die Dirktverdampfung bei S2M funktioniert. Der Powertower hat einfach keinen Track. Woran liegt das?
ich kann alle Angaben von Dir bestätigen. Ich war der irrigen Meinung, daß das Abengoa Mojave Solar Project ein Power-Tower ist. Abengoa baut aber auch dort ein 250MW-Parabolrinnenkraftwerk.
Der Power-Tower hat noch keinen Track, weil hier einfach die Erfahrungswerte fehlen. Brigtsource kann als First Mover in diesem Bereich in den USA angesehen werden. Man kann es schon als einen Erfolg für Brightsource werten, wenn sie die Finanzierung erfolgreich abschließen und alle drei Blöcke bauen können.
Der Power-Tower behält als Vorteil den hälftigen Platzbedarf und den erhöhten Wirkungsgrad des Heliostatenfeldes gegenüber dem Parabolrinnenfeld mit seiner aufwändigen Verrohrung und den einhergehenden Wärmeverlusten. Dadurch entsteht in der Summe ein Kostenvorteil von wahrscheinlich 10%-20% gegenüber der Parabolrinne. Mehr ist es auf keinen Fall, wenn beide Technologien ausgereift und kostenoptimiert sind. Wie lange es noch dauert, bis der Power-Tower der Parabolrinne nennenswerte Marktanteile wegnimmt, kann man noch nicht sagen.
Ich denke, daß gerade Abengoa hierfür ein guter Indikator ist, weil sie in beiden Bereichen intensiv forschen und entwickeln. Die Parabolrinne scheint bei Großkraft-werken immer noch die kostengünstigere Lösung im Vergleich zum Power-Tower zu sein, sonst würden sie ihn bereits jetzt einsetzen. Der Tag, an dem Abengoa erstmals einen Power-Tower in einem Großkraftwerksprojekt präsentiert, wird die zeitliche Übergangsphase ankündigen.
Gruß
Rhapsodie
Guten Morgen, du bist ja fleißig, schreibst noch nachts um 12. Aber zum Thema.
Den höheren Flächenbedarf von Trough würde ich nicht fürchten. Es gibt genug Wüsten. Daß der Powertower "geländegängiger" ist, mag punktuell ein Vorteil sein.
Abengoa hängt meiner Meinung nach mit PS 20 bei 250 - 300 Grad weit hinterher.
Die anderen kommen auch nicht über 565 Grad hinaus, wie Heliotrough mit Direktverdampfung.
Der Schwachpunkt der Technologie ist der Receiver. Am Beispiel der Solarturm Jülich.
http://www.ka-muenchen.de/uploads/media/BWK_Sonderdruck_Juelich.pdf
Text: "Der rund 22 m² große volumetrische Receiver absorbiert die konzentrierte Sonnenstrahlung."
für 3 MW th = 1 MW el. Macht für BrightSource 130 MWel 953 qm Receiverfläche die mit 1000 Grad C "beleuchtet" weden. Das ist eine anspruchsvolle technische Aufgabe. Man wird sehen ob die das können.
Ich habe meine Bedenken. Schönes Wochenende.
... und PS10 & PS20 ist die erste Generation 1.0 und Schnee von gestern
Hier das Patent vom 9.12.2010 mit den technischen Daten ...
SUPERHEATED STREAM SOLAR RECIEVER
- Reciever erreicht bis 1000°C,
- Eingangstemperaturen 250-310°C
- Ausgangstemperatur 540°C
- max. mögliche Temperaturen 600°C
Effizienz kann um 10 bis 20% gesteigert werden.
http://www.sumobrain.com/patents/wipo/...-receiver/WO2010139823A1.pdf
P.S.: Ist wie bei ihnen üblich auf Spanisch. Auch die anderen jetzt über 70 Patente findet man im Web inkl. der Parabolrinne 3.0.
Bei den Einnahmen aus dem Stromverkauf wurde ein Sicherheitspuffer eingebaut. Das scheint ok - ohne das ich das geprüft habe. Ich gehe ferner davon aus, dass die Kostenkalkulation schon ok sein wird.
Rechnet man die Cash Flows durch, so kommt man auf eine Kapitalbindungsdauer von ca. 11 Jahre und eine Verzinsung, je nach Höhe des Agios, von 6,8-7,1%. Das erscheint mir auch ok.
Bedenken habe ich nur bei der Kalkulation der Finanzierung. Für das Bankdarlehen ab 2013 wird mit 6% + ein paar Kosten gerechnet. Kurzfristiges Fremdkapital wird mit 4% Zins kalkuliert. Auf der Ebene "Kraftwerksgesellschaft Ibersol Electricidad Solar Iberica, S.L." gibt es laut Plan ab 2015 einen CF für die Aktionäre von mehr als 20 Mio. Bei anfänglich rund 260 Mio. Fremdkapital macht also 1% Zinsveränderung 2,6 Mio. Cash Flow aus.
Nun meine Meinung: Ich halte den Zinssatz für zu gering, es sei denn es gibt heute schon Banken die diesen festgeschrieben haben. Ich würde das als Banker in der heutigen Zeit nicht machen. Relativ zur 10 jährigen Bundesanleihe (ca. 3%) erscheinen mir die +3% als zu wenig. Da wir hier von einem spanischen Unternehmen reden sind die Zinssätze sicherlich noch einmal deutlich höher!
Das zweite Risiko sehe ich im Zinsniveau allgemein. Wir haben jetzt ca. 5 Jahre mit niedrigen Zinsen, dann können diese auch mal wieder ansteigen.
Wenn beide Effekte für 3% "gut" sind, dann fehlen im Cash Flow p.a. 7,8 Mio. = ca. 40%. Wenn diese wiederum beim Fonds fehlen, dann sind mir die 4,x% bis 5% zu gering.
Liegen in den Finanzierungskosten im Allgemeinen (nicht fehlende oder gegebene Kreditzusagen) evtl. die Tücken oder der Haken den wir hier noch nicht gesehen haben?
Und steigt daher die Aktie nicht?
Mit solchen "Fakten" hatte er schon versucht den Solarparckurs zu drücken. Angeblich hätte er sichere Fakten dass die Einspeisergütung rückwirkend gekürzt würde. Dann kamm er auch mit spanischen Links übersetzte die und tat einen auf Hohchseriös! Er stellte es so hin, dass Solarparc davon betroffen wäre.
Das Ende vom Lied? Es gab keine rückwirkende Kürzung für Solarparc in Spanien und Solarword übernahm jetzt Solarparc für einen Spottpreis. Bossi1 lag also falsch , oder er hatte da nur etwas konstruiert um den Kurs zu drücken. Eine ziemlich billige Masche!
Zwischen diesen weit gestreuten Einzelereignissen wird die Aktie am Markt genauso gehandelt wie jede andere Aktie auch. Also orientiert am Marktgeschehen und nicht orientiert am Unternehmen. Das war wieder letzte Woche schön zu sehen, als der SMAG -Kurs intraday den Dax nachgebildet hat, welcher wiederum den DJ kopiert hat. Die Volatilität der Aktie ist ja mittlerweile recht absehbar, ausser es stehen big news an. Insoweit lässt sie sich recht komfortabel in ihrer range handeln. Insbesondere mit Derivaten. Das dürfte professionellen tradern nicht entgangen sein.
Der Ibersol-Fonds ist ein Emissionsprodukt der Ibersol-Fonds GmbH & Co. KG, s. S. 6 Emissionsprospekt. Hat also insoweit nix mit der SMAG zu tun, ausser, dass die Gesellschaft das Genussrecht von der SMAG erhält und die SMAG Tochter Solar Millennium Invest den Vertrieb übernimmt.
Da der Fonds, bzw. das Genussrecht nicht an den Unternehmenserfolg oder das Unternehmen gebunden ist, sondern an die Einnahmen, die das Kraftwerk Ibersol einmal genereieren wird, dürfte zwishen dem Fonds und der Aktie keine Verbindung herzustellen sein.
Hallo bossi1
das können alle
1000 Grad am Receiver, aber halt auch nicht mehr, weil es kein Material gibt, das das aushält.
540 Grad Ausgangstemperatur kann Direktverdampfer Trough auch, nur du mußt halt auch mal lesen was dasteht:
Der Solarturm Jülich hat 3 MW th = 1 MW el und 22 qm Receiverfläche bei 1000 Grad. Ein Brightsourceturm mit 130 MW el braucht dann 953 qm Receiverfläche mit 1000 Grad. Weißt du wie groß 1000 qm sind und wie heiß 1000 Grad sind. Das ist die Grenze der techn. Möglichkeiten und störanfällig.
Wie gesagt, sind sind am Powertower auch seit 20 Jahren am basteln, wie an Trough. Nur Trough läuft und beim Tower werden wir es sehen.
Hallo ocorentner,
es gibt immer einige die etwas mehr können und das habe ich bei einem weltweit führendem Hightech Unternehmen selbst erlebt, an dem 4 EU-Länder beteiligt sind. Wir hatten auch eine Niederlassung in Jülich neben dem Forschungszentrum, daher kenne ich den Solarturm dort. Ich hatte mal irgend was mit QS zu tun und war zudem in verschiedenen interessanten Bereichen der ZfP zertifiziert für Abnahmen von Bauteilen für den TÜV später, dessen Endprodukt später indirekt mit Kraftwerken zu tun hatte. Leider durfte man das Produkt nicht jedem verkaufen, auch wenn er mehrere Mrd. USD auf den Tisch gelegt hätte. Bei jemandem aus Frankreich und den USA hat man eine Ausnahme gemacht. Ihre alte Technik verschrotten sie danach, da sie nicht effizient ist. Schade um das viele Geld. Man mußte alles wieder vergessen, was man von der Technik gesehen hatte und Solarenergie wäre eine Alternative zu dieser Technik gewesen. Ist doch verständlich, daß ich mir die Alternativen und ihre Techniken genau angesehen habe, genau wie die Leute, die hinter einem Unternehmen stehen.
P.S.: An ein GuD Kombikraftwerk z.B. bei uns in Köln Niehl darf ich mich noch erinnern an eine Gasturbine von Siemens (über 266 MW Leistung), wobei die Brennkammer selbst fast 30 m hoch ist und dabei ein Rohr neben dem anderem in der Brennkammer liegt. Ich hab mal durch das offene Mannloch reingesehen. Ein nachgeschalteter Abhitzdampferzeuger mit 3 Druckstufen und Zwischenüberhitzung produziert eine Dampfmenge von ca. 350t/h. Damit produzieren sie ca. 145 MW elektrische Energie plus 370 MW Fernwärme. Die Anlage wird von einer kleinen Gasleitung mit DN 600 gespeist. So was ähnliches wird im CSP Patent beschrieben. ... :-))
Du schreibst es:
....wobei die Brennkammer selbst fast 30 m hoch ist und dabei ein Rohr neben dem anderem in der Brennkammer liegt.....
Es geht um die Brennkammer = Receiver für 145MWel wie z.B. auch bei Brightsource. Nur beim Receiver kannst du nicht in die Tiefe bauen, sondern du mußt die Fläche der Sonne zeigen und die ist groß, z.B. 1000qm.
Warten wir es ab, bis die Anlagen laufen.
The use of this technology will allow efficiency of the cycle and useful life of the turbine to be prolonged
The objective of project Eureka is the evaluation of a superheated steam receiver designed to receive a supply of saturated steam at inlet and generate superheated steam at more than 500ºC at outlet. Compared with the receivers of the existing commercial plants (PS10 and PS20), the main differences are that these operate at lower pressure and with saturated steam. The technology tested on this project allows the possibility of generating higher quality steam, resulting in performance of the power cycle being superior, due mainly to an increase in turbine efficiency upon reduction of the conveyance of steam at its outlet, following expansion.
To conduct the tests, a six-panel 3 megawatt thermal capacity superheated receiver has been designed and built. The receiver is installed on a 49 meter high test tower. The facility also includes a more than 4,000 square meter solar field of mirrors, as well as the services and auxiliary equipment required for system operation.
One of the critical points to be assessed, together with the operative stability of the facility and efficiency of the system, depends on the mechanical stability of the equipment, mainly related with the maximum temperature of the metal of the receiver. In the case of the actual saturated steam technology, the wall temperature of the receiver is around 400ºC, while in the case of the Eureka receiver, the maximum temperature of the metal exceeds 600ºC, which means that the materials utilized in the design and construction are more expensive and demanding.
In the spring of 2009, the Eureka plant was started up with the aforementioned objectives. It has been operating since then providing real data with which the true performance of the facility under stable operating as well as solar transitory conditions has been validated. During this time, the mechanical performance of the equipment has also been evaluated, from the point of view of aging of the material as well as of performance under thermal shocks and durability of the receiver.
The following programmed operating tests are among the different tests conducted successfully in this period:
Evaluation of the system under nominal output, steam flow, pressure and temperature conditions. - Evaluation of the system under maximum operating conditions. - Evaluation of the system with intermediate tempering. - Evaluation of the system under transitory radiation conditions, to evaluate its response on overcast days. - Evaluation of the system in the event of the field being out of focus as a consequence of a trip in the plant. Tuning of control parameters, which allows automatic system operation. Following analysis and evaluation of the process values obtained in the aforementioned tests, we can confirm the operating feasibility of the technology. With the values analyzed, the flow maps of the radiation on the receiver have also been validated, as has the thermal efficiency of the system, which allows correction and validation of the values utilized up until now in theoretic plant design models. The importance of these results lies in the fact that they can be extrapoled to commercial plants and, therefore, validate the technology for direct generation of superheated steam in the central receiver. Throughout this entire test period, thorough mechanical tracking of the receiver has been carried out, without any relevant incidents in the system having been detected. The plant will remain operational throughout 2010 to allow further optimization of the control systems and, at the same time, accumulate operating hours that reaffirm the mechanical stability of the receiver over time and validate its useful life. The use of a superheated steam receiver in future tower technology plants will allow efficiency of the cycle and useful life of the turbine to be prolonged.
... das Patent hat 12/2010 die F&E am 3 MW Prototyp abgeschlossen
Quelle ihre Homepage 4/2010
Da soll der Prototyp erst mal ein paar Jahre seine Alltagstauglichkeit unter Beweis stellen.
Die Parabolrinne ist ja schon ein paar Jährchen länger im Rennen, und der heliotrough ist eine gute Weiterentwicklung.
Optionen
| Boardmail an "sonnenschein2010" |
Wertpapier: Solar Millennium |
Optionen
| Boardmail an "sonnenschein2010" |
Wertpapier: Solar Millennium |
Energieexperte Gunar Hering ist überzeugt, dass das Unternehmen ein Erfolg wird. Das Kraftwerk in Kalifornien sei ein globales Pilotprojekt: „Die ganze Welt wird nach Blythe schauen und fragen: Bekommen die das hin? Und ich bin sicher: Das werden sie.”
http://www.nachhaltigkeit.org/201101106440/...roeten-muessen-umziehen
Schön so einen Artikel zu lesen.
Ich rechne gerne mit dem kleinen 1 x 1 und dabei ist mir aufgefallen:
800.000 Haushalte / 6 Mrd $ Baukosten, das macht pro Haushalt 7.500 $ Investitionskosten, dann haben sie regenerativen Strom wenn sie ihn brauchen. Das ist unglaublich oder habe ich mich verrrechnet?
Wenn das so ist, dann sollte man Anteile an einzelne Haushalte verkaufen gegen Stromlieferung. Da sehe ich absolut keine Finanzierungsprobleme. Stimmt da was nicht? Wo ist denn da ein Rentabilitätsproblem?