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, wurde aber erst 1957 von den sowjetischen Physikern Aparase, Baum und Garf wieder aufgegriffen, die ein Modell im Maßstab 1:50 bauten. Bei derartigen Systemen werfen ausgedehnte Felder von sonnennachgeführten Spiegeln (Heliostate) ihre Strahlen auf die Spitze eines hohen Turmes, wo sich ein Dampfkessel befindet, dessen Druck dann eine Turbine zur Erzeu­gung elektrischer Energie antreibt. Die erreichbaren Temperaturen betragen durch den Konzentrationsfaktor von 300 bis 500 im allgemeinen zwischen 200°C und 800°C, der Wirkungsgrad wird mit 11 % angegeben.

Laut anderen Quellen  schlägt V. K. Baum 1957 in Italien eine solare Turmanlage mit einem zentralen Absorber vor. Die erste Anlage wird dann von Giovanni Francia bei Santa Ilario in Frankreich errichtet, bei der auch eine automatische Sonnennachführung zum Einsatz kommt. 20 Jahre später beteiligt sich Francia übrigens an der Planung einer 400 kW Anlage am Georgia Tech.

Schon 1975 wird von MBB in Zusammenarbeit mit einer italienischen Firma eine 1 MW Kraftwerkskomponente entwickelt, die zwei bis drei Jahre später lieferbar sein soll. Dieses Kraftwerk arbeitet mit Spiegeln aus normalem Spiegelglas, deren reflektierte Strahlen in einem Wärmeaustauscher gesammelt werden, welcher einen 490°C heißen Hochdruckdampf von 150 Atmosphären erzeugt. Das damit betriebene Dampfturbinenaggregat liefert dann den 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 über einen Sonnenturm überhitzten Dampf erzeugen sollen.

Eine ähnliche Anlagentechnik entwickeln auch andere Firmen wie Honeywell und Martin Marietta (USA), MBB in Deutschland, Ansaldo in Italien und die Cethel-Gruppe in Frankreich. Die letzteren drei beteiligten sich denn auch an dem sizilianischen Großprojekt, das zu 50 % von der EG finanziert wird und auf das ich weiter unten noch zu sprechen komme. Cethel baut 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.

Den folgenden Vorschlag liefern die Unternehmen Boeing und GE: Drehbare Spiegel unter staubabhaltenden Plastikkuppeln, wobei eine Anlage mit 1.500 Stück dieser Kuppeln und je 65 m² Spiegelfläche in Wüstengegenden bis zu 10 MW erbringen kann. Eine der ersten Versuchsanlagen wird mit Mitteln der US-Regierung 1978 in New Mexico, nahe der Stadt Albuquerque gebaut. 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 schon 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, die Anlage besitzt einen Wärmespeicher, der für einen 30-minütigen Betrieb ohne Sonne ausgelegt ist, und der Gesamtwirkungsgrad beträgt 16 %. 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 in das öffentliche Netz gespeist 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 eingekauft 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 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. Die Firma Edison hat das Experimentieren aufgegeben und kauft den Strom lieber aus den Solarfarmen von LUZ (s.o.). 1995 wird Solar One mit einem Nitratsalz-Speicher aufgerüstet.

Ebenfalls 1980 beginnen die Sowjets beim Dorf Myssowoje auf der Krim mit dem Bau eines Turmkraftwerkes, dessen Konstruktion aus dem Energie-Labor des Krshishanowski-Institut 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.

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 der Solarwärme soll Methan mit Kohlendioxid umgesetzt werden, um 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. Weitere Einsatzgebiete des Solarturmes sind beispielsweise die Ölschiefervergasung und solarbetriebene Laser (s.a. unter ‚Solare Thermochemie').

Bis 1991 gibt es insgesamt 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.

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

Mitte 1996 geht in Dagget, 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 73 Mio. DM, da zahlreiche bereits vorhandene Komponenten wie Turmkonstruktion, Turbine und Generator genutzt werden. Bei einer komplette Neuerrichtung hätte die Anlage weitere 210 Mio. DM gekostet! Neben dem US-Energieministerium sind mehrere Stromversorger an dem Projekt beteiligt, an erster Stelle die Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles.

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. Es ist ein Versuchsbetrieb bis 1999 vorgesehen, die Anlage ist allerdings für eine Lebensdauer von 25 – 30 Jahren ausgelegt. Man plant ferner den Bau einer 7 MW Solarturm-Demonstrationsanlage in Andalusien. Der Einsatz von Salz hat allerdings auch einen Pferdefuß: Alle Rohrleitungen müssen elektrisch beheizbar sein, um ein Ausfrieren des Salzes zu vermeiden.

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 die 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 erden 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 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 den Turmspitzen sitzen als Energieabsorber neu entwickelte volumetrische Receiver, die aus einer stark porösen Metall- oder Keramikstruktur bestehen, die 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 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 wird 15 km westlich von Sevilla errichtet: Knapp 1.000 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. Betriebsbeginn soll erst Mitte 2004 sein, dann Mitte 2006, die Investitionskosten betragen 28 Mio. €, und beteiligt sind die Unternehmen Abenoa, Inabensa, Solucar, CIEMAT sowie das DLR.

Aufbauend auf den Erfahrungen mit dem Solar Two Kraftwerk in Kalifornien soll in Spanien weiterhin die Solarturmanlage Solar Tres in der Nähe von Cordoba mit einer Leistung von 15 MW errichtet werden. Die Realisierung dieser Salzturm-Anlage gilt im Jahr 2003 – ebenso wie beim EuroSEGS – 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.

Weltweit sind 2003 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 sollen demzufolge Heliostate aufgestellt werden, um den Wärmeeintrag noch zu steigern, dem zufolge in den schräg nach oben gerichteten Röhren starke Aufwärtsströmungen entstehen. Als weitere Wärmequellen werden die Geothermalenergie oder die Abwärme von Müllverbrennungsanlagen aufgezählt.

Am 28. Juni 2004 ist Baubeginn für das erste kommerzielle Turmkraftwerk der Welt. Das Kraftwerk des spanischen Technologiekonzerns Abengoa im andalusischen Sanlúcar la Mayor bei Sevilla wird mit einer Leistung von 11 MW Strom für 10.000 Familien liefern.

Das Abengoa-Vorhaben ist eines von vier vor zwei Jahren angekündigten solarthermischen Kraftwerks-Projekten in Spanien. Möglich macht sie 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 im Durchschnitt vier Eurocents.

Im März 2007 geht das Solucar-Kraftwerk mit seinem 40 Stockwerke hohen und ästhetisch optimierten Turm ans Netz. Das Sonnenlicht wird von 600 großen Heliostaten auf den zentralen Absorber geworfen.

Zu dieser Zeit werden damit 6.000 Haushalte mit Strom versorgt, während das Potential eigentlich für alle 600.000 Einwohner Sevillas reichen sollte. Insbesondere soll durch die Speicherung von Wasserdampf während des Tages auch der Nachtbetrieb gewährleistet werden – was derzeit allerdings nur für eine einzige Betriebsstunde funktioniert. Eine fast doppelt so große 20 MW Schwesteranlage ist inzwischen im Bau, sie soll 2008 in Betrieb gehen.

2008 soll 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. € genannt.
 
Im Brennpunkt eines sonnennachgeführten Spiegelfeldes von 20.000 m² befindet sich auf einem 55 m hohen Turm der Receiver, eine Siliziumkarbidfläche, die wie bei einem Katalysator von vielen kleinen Kanälen durchzogen ist. Dort entsteht 1.000°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.

Tatsächlich startet Am 31. August 2007 der Bau des solarthermischen 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.

Das Projekt der Stadtwerke Jülich wird neben dem Bundesumweltministerium auch von den Bundesländern Nordrhein-Westfalen und Bayern unterstützt. Mit einem Wärmespeicher kann die Anlage Wolkendurchzüge überbrücken.

Australiens Regierung kündigt im Oktober 2006 an, sich mit 75 Mio. AU $ (45 Mio. €) an den Baukosten von 420 Mio. AU $ (rund 254 Mio. €) zu beteiligen, die für das größte Sonnenturmkraftwerk der Erde vorgesehen sind. Der Bau dieses Kraftwerks soll 2008 im südöstlichen Bundesstaat Victoria, in der Nähe von Mildura, beginnen. Das Kraftwerk des Unternehmens Solar Systems, dessen knapp 20.000 Spiegel von jeweils 26 m² Fläche die Sonnenstrahlen auf das Zentrum konzentrieren, wird 2013 nach seiner Fertigstellung 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 gebündelte Sonnenlicht in Strom umwandeln.

Im September 2007 gibt das israelische Unternehmen BrightSource Energy Inc. bekannt, daß es mit der California Energy Commission (CEC) eine Vereinbarung zur Entwicklung einer 400 MW Solarturm-Anlage geschlossen hat. Die Firma mit Sitz in Oakland ist auch die Muttergesellschaft der in Jerusalem beheimateten Luz II. Mit diesem Projekt wird in der Mojave-Wüste erstmals seit 1989 wieder ein Solarturm errichtet. 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 bestehen, deren erzeugte Hitze von bis zu 565°C bei 160 bar zentral zusammengeführt und über Dampfturbinen Strom erzeugt. Als Baubeginn wird Anfang 2009 genannt.

Die DPT 550 Technologie 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. Sie 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 Energy Inc. 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.

Im November 2007 verkündet die Regierung der Nordaustralischen Provinz Queensland, daß die Stadt Cloncurry ihre Stromversorgung bis 2009 komplett durch Solarthermie sichern wird. Hierbei werden 8.000 Spiegel das Sonnenlicht auf Graphitblöcke richten, durch welche Wasser gepumpt wird, das anschließend als Dampf mehrere Turbinen betreibt, wobei diese Blöcke tagsüber so viel Hitze speichern, daß auch ein ununterbrochener Betrieb über Nacht möglich ist.

Cloncurry wird deshalb ausgesucht, weil hier im Jahr 1889 eine bislang ungebrochene Rekordtemperatur von 53°C gemessen wurde. Die 10 MW Anlage soll rund 31 Mio. Aus-$ kosten, von denen die Unternehmen Lloyd Energy Storage und die SMEC Group einen Anteil von 24 Mio. tragen, während die Regierung die restlichen 7 Mio. übernimmt.

Die Arbeiten sollen im April 2008 beginnen und die Anlage dann Anfang 2010 in Betrieb gehen. Weitere australische Städte, für welche dieses Energiekonzept geeignet ist, sind Thargomindah, Quilpie, Cunnamulla, Normanton, Charleville, Julia Creek und Richmond.

Ebenfalls 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.

Im Januar 2008 betritt ein neues Unternehmen das Feld der solarthermischen Energienutzung.

Hamilton Sundstrand, ein Rüstungs- und Luftfahrtunternehmen (Tochter der United Technologies Corp.) und die US Renewables Group (USRG) bilden die neue SolarReserve mit dem Ziel, die Solarturm-Technik mit Hilfe der von Rocketdyne – seit 2005 ebenfalls zu UT gehörig – entwickelten Energiespeichermethode in geschmolzenem Salz zu kommerzialisieren. Damit sollen Einzelanlagen mit einer Leistung von bis zu 500 MW möglich werden. Man rechnet damit, die Marktreife in 3 – 4 Jahren zu erreichen. Das Speichermedium, das pro Tag nur 1 % Wärmeverlust aufweist, besteht aus einer Mischung aus Natrium-und Kaliumnitrat.

Ende 2007 startet Suchmaschinen-Betreiber Google unter dem Namen RE<C ein millionenschweres Forschungsprojekt für erneuerbare Energien. Im ersten Schritt sollen 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 von eSolar, einem Startup des in Pasadena ansässigen Idealab, 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, sollen die Investitionskosten für Solarturmanlagen um bis zu 50 % gesenkt werden können. Die Firma eSolar spricht dabei von Anlagengrößen mit 33 MW – die sich allerdings auch zu Farmen bis über 500 MW zusammenschalten lassen.

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.

Schon im März 2008 verlautet, daß SENER und Abu Dhabis 15 Mrd. $ Unternehmen MASDAR (s.d.) ein neues Jointventure namens Torresol Energy gründen, um große Solarturmkraftwerke zu entwickeln, zu bauen und zu betreiben. Die sogenannten large Concentrated Solar Power (CSP) plants sollen zu Beginn in Spanien und in Abu Dhabi errichtet und später weltweit angeboten werden. Ziel sei es pro Jahr mindestens zwei neue Anlagen zu bauen, innerhalb der kommenden 5 Jahre will man eine Gesamtleistung von 320 MW erreichen, in 10 Jahren sollen es sogar 1.000 MW sein.

SENER beschäftigt sich schon seit fast einer Dekade mit solarthermischen Anlagen. Das Unternehmen entwickelt und baut derzeit in Spanien auch drei jeweils 50 MW leistende Parabolrinnenanlagen (s.d.), bei denen ebenfalls die Energiezwischenspeicherung in geschmolzenen Salzen zum Einsatz kommen wird.

Im Mai 2008 gibt das kalifornische Solarunternehmen BrightSource Energy aus dem kalifornischen Oakland, bekannt, daß es im Rahmen einer dritten Finanzierungsrunde durch ein externes Beteiligungskonsortium rd. 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 etc.) auch neue Unternehmen wie der Internetkonzern Google, BP Alternative Energy, Statoil Hydro Venture und Black River. Der Beitrag von Google beläuft sich auf 10 Mio. $.

Im Juni 2008 meldet eSolar, daß sie in Kalifornien für den Stromversorger Southern California Edison (SCE) aus Los Angeles eine solarthermische Heliostaten-Anlage mit errichten werden, die 2011 in Betrieb gehen soll. bereits 2012 soll die Anlage 105 MW erreichen, und 2013 dann die geplante Gesamtleistung von 245 MW.

Ebenfalls im Juni 2008 eröffnet die Firma Luz II, das Tochterunternehmen der kalifornischen 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 (PG&E) 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 beträgt 550°C.

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.

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

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