SOLAR MILLENNIUM AG Namens-Aktien
Development of Next-Generation Parabolic Trough Collectors and Components for CSP Applications
Patrick Marcotte
Abengoa Solar Inc.
Principal Investigator
May 25, 2010
Project Objectives
* Short-term:to reduce the cost of collector technologies that could be deployed in the first US CSP plants in the 2010 –2013 time frames.
* Medium-term:to employ innovative approaches to developing the next generation of lower-cost parabolic trough technologies that can compete on an equal footing with conventional power generation.
pdf 14 Seiten
http://www1.eere.energy.gov/solar/review_meeting/...bengoa_trough.pdf
Ein aktuelles Abengoa Patent zur F&E ...
http://www.wipo.int/pctdb/en/...&IA=US2010029481&DISPLAY=DESC
Wenn Abengoa clever ist, dann funktionieren sie den Speicher um. Sie können den Speicher aufladen, und planmäßig entladen. Zusätzlich können sie eine extra Turbine als Superpeaker dranhängen. Das wirkt dann wie ein (superteures) Pumpspeicherwerki. Wie gesagt es kommt darauf an wie man was macht.
Hier hat doch jemand einen guten Kontakt zu IR SM. Was halten die denn davon?
Jetzt noch ein Link:
Es gibt anscheinend Fortschritte auf dem Batteriesektor. Die Amis können mit ihren solaren Ressourcen im Südwesten sowohl ihr Strom, als auch ihr Transportproblem weitgehend lösen. Sie waren binnen 10 Jahren auf dem Mond, sie können binnen 10 Jahren weitgehend von Energieimporten unabhängig sein. Da soll man am Anfang schon ein paar Cent mehr für den Strom bezahlen, wenn dann die Welt anders aussieht.
Und SM ist wieder Trendsetter, wie in Spanien. Der blöde Utz hats nicht gekonnt.
Sehr interessanter Link in Deinem Post #5451. Ich zitiere daraus einen mit "Barriers" betitelten Abschnitt:
CSP trough power is ~19¢/kWh (real, 10% ITC), must be reduced ~50%to compete in US intermediate power market (source: NREL/DOE) .
Fassen wir die verfügbaren Quellen einmal zusammen:
1. Diese Regierungsquelle nennt Stromproduktionskosten von 19 Cent/kwh.
2. Abengoa (http://www.greentechmedia.com/articles/read/abengoa/ ) nennt 17 + 10% bei Luftkühlung, also 18,7 Cent/kwh.
3. Bloomberg (http://www.bloomberg.com/news/2010-10-26/...engoa-executive-says.html ) geht von unsubventionierten 28,8 aus. Nach Abzug von 30% Cash Grants sind das 20 Cent/kwh.
Damit liegen die Produktionskosten wohl um 19 Cent/kwh plus/minus 1 Cent. Die Einspeisevergütung (MPR) beträgt 11 Cent/kwh. Also rechnet sich die Sache derzeit nicht, womöglich aber bei Baubeginn in einigen Jahren, wenn die Kosten bis dahin 50% niedriger liegen.
@ulm: Versuche, Kosten (=Stromgestehungskosten) und Erlöse (=Einspeisevergütung) zu unterscheiden. Dann siehst Du, dass meine obigen Postings nicht den geringsten Widerspruch enthalten.
Du hast meine Frage noch nicht beantwortet, auf welcher ungenannten Quelle Dein Post #5443 beruht. Liege ich mich Tobias F. Bosler richtig?
Der Grund für die Differenz zwischen dem SM und dem Abengoa-Kraftwerk liegt daran, dass SM ohne Salzspeicher in Kalifornien baut und Abengoa in Arizona mit Salzspeicher baut. Die Option mit Salzspeicher erhöht die Gesamtinvestitionen um gut 15% und die Betriebskosten werden auch höher, da zu einem das Solarfeld um ein gutes Stück größer ist und der Kraftwerksbetrieb nicht wie bei Blythe durchschnittlich im Jahr rd. 8 Std. beträgt , sondern 14 Std (höhere Wartungs- und Reparaturkosten).
Mir ist es aber nach wie vor ein totales Rätsel warum Abengoa in ihrem Arizona CSP-Kraftwerk ein Salzspeicher bauen will. In den Off Peak-Zeiten wird für den erzeugten Strom wesentlich weniger bezahlt wie in den On Peak Zeiten. Da aber die Subventionspraxis in den USA (direkte Subventionen durch Cash Grants, wenn in 2010 noch gebaut wird und danach ein Tax-Credit von 30% auf das Investitionsvolumen und verbilligte Kredite durch die Federal Finance Bank) eine völlig andere ist wie in Spanien (garantierte Einspeisevergütungen) bringt in den USA ein Salzspeicher für die Rentabilität eines CSP-Kraftwerkes gar nichts. Der Gegneteil ist der Fall. Das dürfte aber auch von den USA so gewollt sein, denn Grundlaststrom hat Kalifornien oder auch Arizona mit ihren Atom-, Kohle- und Gaskraftwerken zu genüge. Gerade im Südwesten der USA ist aber in den heißen Sommermonaten der Peak-Strom ein realtiv knappes und recht teures Gut.
Bei der Subventionspraxis in den USA wundert es mich wirklich warum Abengoa bei Solana einen recht teuren Salzspeicher plant und der Strom aus dem Speicher sicher 30 bis 40% auf Basis der kWh weniger an Einnahmen bringt wie der erzeugte Strom zwischen 11 bis 14 Uhr. Denke aber mal Abengoa wird schon wissen was sie tun.
Bright Source hat jedenfalls deutlich gesagt, dass zwar der Salzspeicher für ihr Ivanpah CSP-Kraftwerk eine Zukunftsoption sei, aber aktuell wird keiner gebaut. Habe mich aber nicht mit den Regularien in Arizona beschäftigt. Vielleicht war das auch eine Auflage des US-Bundesstaates Arizona bzw. des PPAs, dass das CSP-Kraftwerk mit einem Speicher ausgestattet werden muss. Rechnen tut sich der Salzspeicher derzeit in den USA nicht, in Spanien aber schon.
Es ist eh sehr erstaunlich wie teuer die CSP-Kraftwerke in Spanien im Gegensatz zu den US CSP-Kraftwerken sind. So liegen die Stromgestehungskosten für Andasol (50 MW) bei rd. 0,35 $/kWh und für das Abengoa Arizona-Kraftwerk (280 MW) bei 0,19 $/kWh ohne staatliche Subventionen. Das heißt, dass in Spanien CSP-Kraftwerke etwa doppelt so teuer sind wie in den USA. Liegt natürlich auch daran, dass die Sonneneinstrahlwerte im Südwesten der USA um 20% höher liegen und die CSP Kraftwerke in den USA deutlich größer sind. Da in Spanien die CSP-Kraftwerke um gut das Doppelte teurer sind wie in den USA, ist es auch nicht großartig erstaunlich, dass die spanische Regierung beim Bau neuer CSP-Kraftwerke neue Regularien einführen will. Zumal die Renditen in Spanien mit um die 20% für ein CSP-Kraftwerk schon immens hoch sind. In den USA dürften sich die jährlichen Renditen auf Sicht von 20 Jahren für ein CSP-Kraftwerk auf etwa 10 bis 15% belaufen. Natürlich alles mit staatlichen Subventionen. Die Renditen werden natürlich bei CSP-Karftwerken von Jahr zu Jahr größer, da der Strompreis wohl steigen wird und bei CSP-Karftwerken gibt es nun mal keine vairablen Kosten. Die Sonne gibt es kostenlos, aber die Betreiber von einem Kohle- bzw. einem Gaskraftwerk müssen für ihren Rohstoff wohl von Jahr zu Jahr mehr Geld auf den Tisch blättern.
Beim Bright Source Ivanpah Turm CSP-Kraftwerk (380 MW) liegen die Stromgestehungskosten inkl. Subventionen bei 0,11 $/kWh und für das Abengoa CSP-Kraftwerk Solona (280 MW) bei 0,14 $/kWh, auch inkl. der Subventionen. Das ist eine Differenz von immerhin 27%.
Die Hauptgründe für diese doch erstaunlich hohe Differenz kommt vom teuerem Salzspeicher und vom besseren Wirkungsgrad der Turmtechnik gegenüber der Parabolrinnentechnik (Outputwirkunsgrad bei Turm liegt bei 28%, bei Parabolrinne bei 26%).
Wobei mich mal beim Ivanpah CSP-Kraftwerk brennend interessieren würde wie hoch die Back Up-Kosten liegen, denn Turmkraftwerke fehlt einfach die Redundanz. Wenn bei Ivanpah einer der drei Türme auf einmal z.B. aus technischen Gründen oder wegen atmosphärischen Störungen ausfällt, dann sind 125 MW auf einmal futsch und das kann dem Generatorenblock wie auch der ganzen Stromnetzinfrastruktur im Südwesten der USA sicherlich nicht gut tun. Vor allem wenn noch mehr Turmkraftwerke gebaut werden sollten.
Ohne Subventionen hätte CSP wie auch PV keine Chance im Südwesten gegen Wind oder Biomasse. Da steckt dann doch eine sehr große Kluft dazwischen . CSP ist im Südwesten der USA um rd. das 2,5 fache teurer wie Wind und PV um rd. das 3 fache wie Wind. Wobei davon auszugehen ist, dass PV sicher schneller billiger wird wie CSP. Aber gerade in sehr heißen Gegenden hat PV mit dem Wirkungsgrad ein grundsätzliches Problem wegen des schlechten Wärmekoeffizienten , so dass in heißen Wüstengegenden wohl CSP auch auf Dauer billiger sein wird wie PV. Der CSP-Technologie sind die Temperaturen völlig egal, aber bei PV gehen die Wirkungsgrade ab Temperaturen von 30 Grad recht flott in den Keller bei Temperaturen oberhalb 35 Grad. Bei Siliziummodulen um gut 40%, bei Dünnschichtmodulen um gut 15 bis 20%.
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bin mal gespannt, was Analysten und Presse zu dem sonderbaren Ibersol - Fonds verlauten werden. Ich gehe davon aus, dass die SoM Aktie gleich am Montag 5 bis 10 % an Wert verlieren wird.
Der spannenste Punkt bei den zahlreichen von Dir dargestellten Ibersol-Transaktionen ist für mich der folgende: Bekanntlich war der Vertrag mit Ferrostaal nur unter zahlreichen aufschiebenden Bedingungen zustandekommen.
Wenn Ferrostaal vernünftig verhandelt hat, haben sie auch eine auflösende Bedingung eingebaut, nämlich ein Rücktrittsrecht für den Fall, dass Ibersol endgültig scheitert. In diesem Fall müssten die Ibersol-Scheingewinne komplett zurückgebucht werden, und SoM käme der Insolvenzgrenze einen guten Schritt näher.
Abengoa aims to break ground on Solana before year-end, and put it on line in 2013.
Arizona Public Service, a unit of Pinnacle West (PNW), will be buying Solana's power output. Morse says solar storage allows uncoupling the collection of energy from the generation of electricity, "and that is extremely valuable to a utility." For example, he says, the areas around Solana have winter peak electricity demand in the morning and evening. "So what you could do with a thermal storage system is, when the sun is up in the daytime you put all the energy into storage because they don't need it — it's not a peak demand time," Morse said. As sunlight wanes, that six hours of stored energy kicks in to fill evening demand.
... and that would be the first in the U.S. on a commercial plant," said Fred Morse, Abengoa's senior adviser for U.S. operations.
Storing Sun's Energy Can Solve Drawback Of Clouds And Nights
By DONNA HOWELL, INVESTOR'S BUSINESS DAILY
Posted 10/22/2010 06:57 PM ET
http://www.investors.com/NewsAndAnalysis/Article.aspx?id=551392
+++++
Kate Maracas,
vice president of Arizona operations for Abengoa Solar Inc., has been instrumental in developing the 280-megawatt Solana Generating Station near Gila Bend.
http://www.bizjournals.com/phoenix/print-edition/...kate-maracas.html
Jetzt sieht es jedenfalls für mich so aus, daß ulm000 Dir auch hinsichtlich der Stromgestehungskosten „den Zahn gezogen hat.“ Du bist mit Deinen seltsamen Aussagen ein einsamer Rufer in der Wüste, ein Geisterfahrer auf der Straße in eine saubere Energie-Zukunft. Merkst Du das nicht, oder bist Du tatsächlich so limitiert ?
Blythe als z. Zt. weltweit größtes Solar-Kraftwerk ist ein Prestigeobjekt, es ist von höchsten Regierungssstellen gewollt, also wird es finanziert, gebaut und ab 2013 sauberen Strom liefern. Und mehr als beeindruckend an der ganzen Sache ist: Ein relativ kleines deutsches mittelständisches Unternehmen wird bei der Durchführung dieses wahrlich gigantischen Projekts seine Meisterprüfung ablegen ! So sieht es aus, ob Dir das nun paßt oder nicht.
In Deinem neuerlichen Schmuddelbeitrag # 5458 palaverst Du herum, dass nach bestimmten Rückbuchungen SoM "der Insolvenzgrenze einen guten Schritt näher käme."
Das ist es, was Du Dir erhoffst. Nicht zu fassen. Aber Deine inhumana Einstellung und Deinen miesen Charakter habe ich ja schon in einem früheren Posting hinreichend beschrieben.
Das Ergebnis Deiner verzweifelten Bemühungen, das Blythe Projekt in Frage zu stellen und die baldige Löschung von SoM im Handelsregister zu prognostizieren, tendiert in der Realität gegen null. Also wirf das Handtuch, gib auf und versuche mit Deiner Zeit etwas Sinnvolleres anzustellen, als dasjenige, was Du hier in Zusammenarbeit mit Deinem kongenialen Partner The-Link/Bettina Faun an Merkwürdigkeiten unter das staunende, aber inzwischen reichlich genervte Publikum bringst. Lies mal wieder ein gutes Buch, mach einen Spaziergang durch die jetzt besonders schöne herbstliche Natur oder tu einfach der Mutter mal wieder was Gutes, was weiß ich ...?
... was hinter den Überlegungen zum Salzspeicher steckt. Manche hier haben zu romantische Vorstellungen von Kalifornien. Die Sonne scheint dort keineswegs ununterbrochen, und wenn mal ein Wolkenfeld durchzieht, muss trotzdem Strom geliefert werden. Der Energieversorger wird kaum bereit sein, seine konventionellen Kraftwerke ständig rauf- und runterzufahren. Andasol hat ja auch Speicher, und die Speichermöglichkeit wurde immer als großer Vorteil von CSP gerühmt.
http://www.solarmillennium.de/Unternehmen/...G__BR_,lang1,13,522.html
Ich befürchte, dass SoM bis Jahresende etwas führungslos agieren wird. Beltle und sowie der CFO Bamberger stehen für die "Old - Solar Millennium AG" der kreativen Bilanzen und der intransparenten Unternehmenskommunikation.
Potentielle Investoren werden im Zweifelsfall abwarten, bis SoM wieder über einen neuen CEO verfügt und absehbar sein wird, wohin die Reise geht. Bis dieser sich dann eingearbeitet hat und die neue Unternehmensstrategie vorstellt, wird nochmals wertvolle Zeit verloren gehen.
Interessant wäre zu wissen, ob der neue CEO mit SoM für unerwartete Entwicklungen (z.B. staatsanwaltschaftliches Ermittlungsverfahren, weitere Verzögerung des Ibersol Projektes) eine Opt-Out Klausel vereinbart hat.
Den Fondsprospekt am letzten Werktag des Geschftsjahres (nach Börsenschluss?) zu veröffentlichen kann nur den Zweck haben, einigermaßen die reduzierte Umsatzprognose von 150 Mio. EUR einzuhalten und das negative EBIT noch um 16 Mio. EUR aufzuhübschen.
Nur schade, dass fast jeder Anleger ein derart durchsichtiges Geschäftsgebahren durchschaut. Die Kursreaktion am Montag wird die Meinung der Analysten und Anleger zu diesem wiederholt kreativen Timing der Geschäftsvorfälle sehr zutreffend widerspiegeln.
bossi hat am 17.10. in diesen Thread folgenden Link über eine Daumenrechnung von Abengoa für das CSP-Kraftwerk in Arizona rein gestellt:
http://www.abengoa.com/corp/export/sites/...estors_Day_2010_Day_1.pdf
Nach dieser Umsatz/Rentabilitätsberechnungen von Abengoa wird für das CSP-Kraftwerk in Arizona ein jährlicher Free Cash Flow von 24 Mio. $ erwartet !! Das ergebe ohne Kredittilgung und Zinszahlungen immerhin ein Cash Flow von 85 Mio. $. Siehe Seite 19 in dieser pdf-Datei. In dem von Abengoa angegebenen Free Cash Flow von 24 Mio. $ sind alle Kosten (Betriebskosten wie Personal, Wartung, Reperaturen und Wasserkosten und Finanzierungskosten) beinhaltet, sonst wäre es ja kein Free Cash Flow, wie natürlich auch die Subventionen mit dem Cash Grant und der verbilligten Kredite.
Auch ohne Rechnung kann die von MarcHe erwähnten Stromgestehungskosten von 0,19 $/kWh inkl. Cash Grants und verbilligten Krediten nie und nimmer stimmen, denn sonst könnte doch Abengoa gar keinen Free Cash Flow generieren !! Wie sollte denn das sonst gehen ?? Wäre dem so wie MarcHe schreibt, dann müsste Abengoa doch einen negativen Cash Flow ausweisen. Eigentlich doch alles recht logisch, auch ohne Rechnungen.
Die von MarcHe verlinkten Artikel aus der heutigen Post #5453 und deren Aussagen dazu, gehen allesamt ohne Subventionen aus !! Soll heißen, dass das Abengoa CSP-Kraftwerk Stromgestehungskosten von 13 bis 14 $/kWh inkl. Subventionen hat und ohne Subventionen so um die 0,20 $/ kWh. Daran sieht man auch wunderschön, dass dieser MarcHe null ahnung hat von was er hier überhaupt schreibt.
Außerdem vermischt MarcHe andauernd die verschiedenen Subventionen von Spanien und den USA. Mal schreibt er von Eurocent und dann vom US-Dollarcent. Auch so eine Vermischung von MarcHe, da sie ihm in den Kram passen. Viel offensichtlicher und naiver geht doch gar nicht mehr.
Rechnet man mal die angegebenen Zahlen von Abengoa mal ganz kurz durch, dann kommt Abengoa auf eine durchschnittliche Einspeisevergütung von 0,14 $/kWh. Hier mal kurz die Rechnung:
- Kapazitätsfaktor bei 0,40, also rd. 3.500 Std. im Jahr bei einem Output von 250 MW = 875 GWh im Jahr Energieproduktion
- Den Jahresumsatz erwartet Abengoa bei 121,5 Mio. $. Daraus ergibt sich ein Einspeisungspreis von um die 0,14 $/kWh (121,5/875 MW).
Nimmt man dann noch den von Abengoa erwähnten Free Cash Flow von 24 Mio. $ her, dann wären die Stromgestehungskosten sogar bei nur bei 0,12 $/kWh. Im Detail darf man zwar nicht so rechnen, aber die Ungenauigkeit liegt aber bei dieser sehr vereinfachten Rechnung allerhöchstens bei 10%. Jedenfalls wesentlich genauer wie die riesen Differenzen von MarcHe.
Da aber das SM Blythe Kraftwerk nicht mit einem teuren Speicher ausgestattet ist und Blyhte den Großteil seiner erzeugten Energie zu Peak-Zeiten generiert, anders wie das Arinzona CSP-Kraftwerk von Abengoa, wird die durchschnittliche PPA-Einspeisevergütung sicher um rd. 15/20% höher liegen als die durchschnittlichen 0,14 $/kWh von Abengoa in Arizona. Auch der Stromgestehungspreis bei Blythe sollte um 5 bis 10% günstiger sein wie bei Abengoa, da bei Blythe kein teurer Speicher gebaut wird, und das wird die Rentabilität von Blythe nochmals erhöhen gegenüber Abengoas CSP-Projekt. Genau deshalb baut ja auch Bright Source ihre 380 MW CSP-Kraftwerk ohne Speicher und hält sich für die Zukunft, wenn die Strompreise hoch genug sind, die Option eines Salzspeicher bzw. einer Weiterentwicklung davon offen. Die Nachrüstung sollte in fünf oder zehn Jahren kein großes Problem werden.
Alles in Allem wird Blythe für SM und auch für die Investoren ein sehr gutes Geschäft werden: Der Stromgestehungspreis beträgt 0,12 $/kWh und der durchschnittlichen Verkaufspreis um die 0,17 $/kWh. Strompeak-Zeiten sind teuer - sehr teuer und dazu noch begehrt.
Der Kapazitätsfaktor von Blythe beträgt 26% bei einer nominalen Kapazität von 500 MW für die ersten beiden Blyhte-Kraftwerksblöcken. Ergibt somit 1.100 GWh im Jahr. Somit würde sich bei Blythe vor Steuern ein Free Cash Flow von 55 Mio. $ nach meiner Daumerechnung ergeben. Wobei das nur Stand der heutigen Datengrundlage ist, da ja davon auszugehen ist, dass der Strompreis kontinuierlich steigen wird. Abengoa erzielt nach ihrer eigenen Rechnung für ihr CSP-Kraftwerk in Arizona einen Free Cash Flow von 24 Mio. $. Denke mal genau deshalb liege ich bei meiner Schätzung recht gut mit einer Unsicherheit von +/- 10%.
Die Rechnung gilt natürlich erst wenn Blythe in Betrieb geht und die Vorfinanzierungskosten von 2 Jahren sind darin noch nicht beinhaltet.
Jedoch zeigt die einfache Rechnung von mir dann schon, dass Blythe sehr rentabel sein wird. Aber eines ist auch klar, ohne den üppigen Subventionen in den USA wäre ein CSP-Kraftwerk ein reines Draufzahlgeschäft. Sieht man ja sehr gut daran, dass Abengoa für ihr CSP-Kraftwerk Solona von einem Stromgestehungspreis von 0,19 $/kWh ausgeht.
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"...Aber eines ist auch klar, ohne den üppigen Subventionen in den USA wäre ein CSP-Kraftwerk ein reines Draufzahlgeschäft. .."
-> "...Aber eines ist auch klar, ohne die üppigen Subventionen in den USA wäre ein CSP-Kraftwerk ein reines Draufzahlgeschäft. .."
Schau doch PV in Deutschland an. Da bekommt man für selbsterzeugte PV-Energie 0,30 €/kWh und an der Strombörse in Leibzig kostet der Strom im Schnitt 0,06 €/kWh. Offenbar scheint dir das alles neu zu sein Desertsun.
Es acaht echt den Eindruck Desertsun, dass du noch sehr viel lernen musst, wenn du nicht einmal solche Fakten kennst.
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mit deinen Angaben komme ich für 250 MW mit Speicher und 500 MW ohne Speicher ja fast auf dieselben jährlichen Kosten (+8%). (875GWh x 0,14 $/kWh = 122,5 mio$; 1.100GWh x 0,12 $/kWh = 132,5 mio$). Beim Solarfeld kann ich das nachvollziehen. Gehe aber davon aus das ein Speicher deutlich günstiger ist als ein Kraftwerksblock. Kannst du hierzu noch Infos liefern.
Danke
PECT
das ist doch genau das, was MarcHe auch sagt,
und zudem hast Du geschrieben, dass Du wieder mal raus bist - warum wohl ?
- verstehst noch nicht mal Polemik
"Der CSP-Technologie sind die Temperaturen völlig egal, aber bei PV gehen die Wirkungsgrade ab Temperaturen von 30 Grad recht flott in den Keller bei Temperaturen oberhalb 35 Grad. Bei Siliziummodulen um gut 40%, bei Dünnschichtmodulen um gut 15 bis 20%. "
-> Der CSP-Technologie sind die Temperaturen nicht egal.
Stichwort: Carnot-Wirkungsgrad.
Meine Aussagen sind sehr wohl verifizierbar.
www.unternehmensregister.de und dann wie oben beschrieben, die notarbescheinigte Gesellschafterliste für 1,50 EUR herunterladen.
Alles anderes als ein Kurseinbruch des SoM Aktie am 1. November 2010 wäre ein Überraschung.
Glaubt hier im Forum irgend jemand an den Erfolg des Ibersol Fonds? Peinlicherweise hatte es SoM versäumt im Prospekt die prognostizierte Rendite anzugeben!