[Diese Bauart (Solar incl. Speicher] können (sollen) den Strom nach Bedarf und auch nachts abgeben können (wie z.B. ein thermisches Kraftwerk) und setzen sich damit von dem Zufallsstrom der PV-Anlagen ab.]

[[ Text ergänzt durch Auszüge der von Albert Parker angegebenen Links:

Die vielgepriesene Solaranlage Crescent Dunes geht pleite

Tom Koski, Las Vegas, 14. January, 2020

Erinnern sich die Leser an das Solarkraftwerk Crescent Dunes in Tonopah? Das Projekt startete vor ungefähr 10 Jahren und wurde teilweise mit einer Bundeskreditgarantie in Höhe von 737 Mio. USD finanziert.

Nevada Energy unterstützte das Projekt voll und ganz und versprach, Strom zu kaufen, zu einem Preis, fast sechsmal so hoch war wie der Marktpreis zu dieser Zeit. Gleichzeitig zerstörte das Unternehmen das Solargeschäft in Wohngebieten in Nevada, indem es eine Maßnahme durchsetzte, um den „Rückkauf“ von Energie aus privaten Haushalten auf weniger als ein Sechstel der laufenden Rate zu reduzieren.

Wie geht es Crescent Dunes? Der Betrieb wurde im April eingestellt. Wir Steuerzahler haben die drei Viertel einer Milliarde US-Dollar an garantierten Bundeskrediten dazu gegeben und das Energieministerium versucht zu entscheiden, was mit diesem Industriemonster geschehen soll.

https://www.reviewjournal.com/opinion/letters/letter-much-touted-crescent-dunes-solar-plant-goes-bust-1935510/

Crescent Dunes: Ein weiterer grüner Flop

Von Chris Edwards, 7. Januar 2020

Das Energieministerium bezeichnete das riesige und teure Solarprojekt als „Erfolgsgeschichte“ und “ Meilenstein für die Energiezukunft des Landes“.

Aber Sie können nicht alles glauben, was die Regierung sagt. Crescent Dunes ist ein Flop und die Steuerzahler werden laut einem neuen Bloomberg- Bericht voraussichtlich 737 Millionen Dollar verlieren. Das ist sogar mehr als die 535 Millionen US-Dollar Steuerzahler, die durch das korruptionsgetränkte Solarsolarprojekt Solyndra verloren gegangen sind.

https://www.cato.org/blog/crescent-dunes-another-green-flop

Ein weiteres von der Bundesregierung unterstütztes Solarenergieprojekt ist gerade pleite gegangen

David Boaz, 26. Januar 2020

Es war nicht das erste und wird nicht das letzte sein.

Sieht aus, als wäre eine andere von der Bundesregierung unterstützte Solarenergieanlage pleite gegangen. Bloomberg News  berichtet: „Eine Solaranlage im Wert von 1 Milliarde US-Dollar war veraltet, bevor sie online ging.“

2011 sollte das 1-Milliarden-Dollar-Projekt [Crescent Dunes] die größte Solaranlage ihrer Art sein, und es sah aus wie die Zukunft der erneuerbaren Energien. Citigroup Inc.  und andere Finanziers investierten 140 Millionen US-Dollar in die Bürgschaften ihres Entwicklers  SolarReserve Inc. Steven Chu, dem damaligen US-Energieministeri und Senator Harry Reid, Nevada , dem damaligen Mehrheitsführer der Demokraten im Senats, ebneten dem Unternehmen den Weg, auf öffentlichem Land zu bauen.

Der Bundesstaat Nevada hat  in  20 Jahren weitere 119,3 Millionen US-Dollar an Steuerermäßigungen dazugegeben. Aber Chris Martin und Nic Querolo schreiben bei Bloomberg:

Bis zur Eröffnung der Anlage im Jahr 2015 hatte die Effizienzsteigerung billiger PV-Module bereits ihre Technologie übertroffen und diese ist heute veraltet – die neuesten PV-Module können mit nur gelegentlichem Abspritzen jahrzehntelang Strom zu einem Bruchteil der Kosten liefern…

Die Technologie der Anlage war so konzipiert, dass sie Tag und Nacht genug Strom erzeugt, um eine Stadt in der Größe des nahegelegenen Bundesstaates Sparks (100.000 Einwohner) zu versorgen, kam diesem Ziel jedoch nie nahe. Die Megawattstunde kostete [von dort] rund 135 US-Dollar, verglichen mit weniger als 30 US-Dollar pro MWh von dem neuen Photovoltaik-Solarpark in Nevada, das gemäß Bloomberg NEF, nach Alternativen für fossile Brennstoffe forscht.

https://nationalinterest.org/blog/buzz/another-federally-backed-solar-energy-project-just-went-belly-116506

]]

Der abgegebene Strom, der wie üblich nicht nach Bedarf produziert werden konnte, sondern meistens bei Sonnenschein (und hier oft genug nicht einmal dann), ist bekannt, auch Wikipedia führt die EIA-Daten in einer Tabelle auf.

[[ Text übersetzt von https://en.wikipedia.org/wiki/Crescent_Dunes_Solar_Energy_Project

Production (Produktion – abgegebene Energie)

Die Inbetriebnahme eines neuen fossilen Kraftwerks, dessen Technologie sich auf der Basis von Crescent Dunes befindet, dauert von der ersten Netzverbindung bis zur vollständigen Produktion einige Jahre.

Die Produktionsdaten von Edwardsport z.Bsp., dessen Produktion (das erste partielle Teiljahre nicht betrachtet) 40% im ersten vollen Jahr erreichte, erreichte 57% im zweiten vollen Jahr und wurde im nächsten Jahr durch ein Problem im Oktober gestoppt, werden mit 73% im vierten und nächsten Jahr fortgesetzt. Bei Crescent Dunes war mit einem ähnlichen Verlauf zu rechnen, doch der Ausfall der Lagertanks im Jahr 2016 führte zum Stillstand der Inbetriebnahme. [29] Danach wurde das erste volle Produktionsjahr auf 2018 verschoben, beginnend mit einer abgegebenen Leistung von 40% (200 über 500).

Text übersetzt von https://en.wikipedia.org/wiki/Crescent_Dunes_Solar_Energy_Project

Shutdown  (Stilllegung)

Die ersten drei Monate des Jahres 2019 (Januar, Februar und März) zeigten einen guten Verlauf und übertrafen alle vorherigen monatlichen Daten. Im April wurde die Anlage jedoch stillgelegt, da der einzige Käufer des Projekts, NV Energy, den Strombezugsvertrag wegen Nichtproduktion der vertraglich vereinbarten Energiemenge kündigte. Der gelieferte Strom kostete NV Energy etwa 135 US-Dollar pro Megawattstunde, verglichen mit weniger als 30 US-Dollar pro MWh, die in einem neuen Photovoltaik-Solarpark in Nevada angeboten werden. Der Solarstrom des Tonopah-Projekts ist jedoch [nach Bedarf] abrufbar, während der Photovoltaikstrom nur volatil zur Verfügung steht. Es ist unangemessen, Technologien mit intermittierender Stromerzeugung wie Wind und Sonne mit Technologien zur abrufbaren Stromerzeugung wie Kernkraft, Gas-Kombikraft und Kohle zu vergleichen. Das Crescent Dunes-Projekt ist eher auf die konventionelle Art der Stromerzeugung ausgerichtet. Der Unterschied zwischen den Niedrigtarifen am Mittag und  den Hochtarifen am Abend kann bis zu vier Größenordnungen betragen, wenn Bezugskosten für die Stromerzeugung zu Spitzenzeiten im Vertrag enthalten sind. ]]

Dank der klugen Energieverwalter in der Obama-Ära, haben die US-Steuerzahler damit 2,38 US-Dollar pro kWh Sonnenstrom bezahlt.

Von Crescent Dunes wurde eine Produktion von mehr als 500.000 MWh per anno über einen Zeitraum von 25 Jahren oder 12.500.000 MWh voll verfügbaren (gemeint war: nach Bedarf abrufbaren) Stroms zu einem Preis von 0,08 USD pro kWh versprochen.

Steuerzahler in anderen Ländern mit ähnlich erfahrenen Befürwortern von „Erneuerbaren Energien“, z.B. in Südafrika und Chile, wurden nur durch den Mangel an zusätzlichen Kapitalgebern, von diesem sinnlos verpulverten Investitionen verschont.

https://wattsupwiththat.com/2020/02/04/how-much-electricity-may-produce-a-1-billion-solar-plant-backed-by-the-obama-energy-department/

Zusammenstellung und Übersetzung durch Andreas Demmig

Interaktive Übersicht von Solarkraftwerken auf Webseite  des Verbands der Solarindustrie

https://www.seia.org/research-resources/major-solar-projects-list

Betrachten wir die neuesten Daten vom (2017) National Renewable Energy Laboratory (NREL) Annual Technology Baseline, [1] und [2], wird uns erklärt, die aktuelle repräsentative Technologie für die Nutzung von Solarenergie sind Türme mit Tanks, zur Wärmespeicherung von Salzschmelzen für eine Kapazität von 10 Stunden. Die erste (und bislang einzigste) große Kraftwerksanlage – mit 10 Stunden Speicherkapazität durch Salzschmelzen, ist Crescent Dunes, 110 MW, in Betrieb genommen im Jahr 2015.

[[Technische Anmerkung durch den Übersetzer:

Thermische Solarkraftwerke konzentrieren die Sonnenstrahlen mit Spiegeln, um mit letztendlich Dampf für eine Turbine zu erzeugen, die dann einen Generator antreibt, der Strom erzeugt.  Die Idee ist, ein Medium zu erhitzen/ zu nutzen, was die Hitze speichert, damit die Stromproduktion auch bei Wolken bzw. nachts weitergeht. In der hier beschriebenen Anlage wird Salz über seinen Schmelzpunkt erhitzt und in Tanks gespeichert. Information zur Salzschmelze: https://de.wikipedia.org/wiki/Salzschmelze und http://www.u-helmich.de/che/0809/04-Ionen/Ionen-06.html

„Solarkraftwerke“ nutzen also die Sonnenwärme nur zur Hitze bzw. Dampferzeugung, der Turbinenteil mit Generator ist gleich wie bei fossilen oder Kernkraftwerken. Unterschiede der Solarkraftwerke bestehen in der Anordnung der Spiegel – im Text weiter unten und ohne-oder-mit Speicher.

In Deutschland gibt es eine Versuchsanlage in Jülich, Rheinland mit Solarwärmespeicherung, 1,5 MW Generator, 2007. Bekannter ist das Project Desertec, inzwischen aufgegeben.]]

Die Erhöhung des Kapazitätsfaktors (tatsächlich gelieferte Energie in kWh / installierte Nennleistung mal Jahresstunden)  basiert auf direkt erhitzen Tanks zur Wärmespeicherung, angegeben sind hier 10-Stunden-Wärmespeichung. Der Kapazitätsfaktor der Anlage soll damit weit über die 50% -Marke kommen, genauer ausgedrückt 56%  bei Isolationsklasse 3 (Las Vegas, NV) oder 59% in Isolationsklasse 5 (Dagget, CA).

[im Original: insulation class location = Wärmedämmung an … Ort? – wieso unterschiedliche Isolationsklassen? – ich habe nicht gefunden, was in diesem Zusammenhang damit gemeint ist. Dagget hat bereits 1984 / 85 die ersten Solarkraftwerke bekommen; der Übersetzer]

Diese Kapazitätsfaktoren von 56% und 59% entsprechen einer jährlichen Stromproduktion von 4.906 und 5.168 kWh / kW Leistung, die in bisherigen Solarkraftwerken nicht einmal annähernd erreicht werden.

Betrachtet man die betriebenen Solarkraftwerke mit Spiegel Reflektoren oberhalb von nur 50 MW auf der ganzen Welt, so umfasst diese Liste 34 Stationen, 31 davon nutzen  Parabolrinnen, eine viel konsolidiertere und zuverlässigere konzentrierte Solarenergietechnologie, eine nutzt einen Fresnel-Reflektor und nur zwei von ihnen haben einen Solarturm.

Die beiden Kraftwerke mit Solartürmen befinden sich in den Vereinigten Staaten, das 377-MW-Solarstromerzeugungssystem von Ivanpah und das 110-MW-Solarprojekt Crescent Dunes. Da die tatsächliche Stromerzeugung dieser Anlagen von der Energy Information Administration [3] der Vereinigten Staaten verfügbar ist, können wir sicherlich prüfen, ob die Zahlen von NREL richtig sind.

Zum Vergleich betrachten wir auch die Daten einer zuverlässigeren konzentrierten Solarthermie-Parabolrinnenanlage, die kürzlich gebaut wurde, Genesis mit 250 MW, die keinen thermischen Energiespeicher hat. Die geplante Stromproduktion liegt bei nur 580.000 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 26,48% entspricht.

Für Ivanpah mit 377 MW betrug die geplante Stromproduktion 1.079.232 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 32,68% entspricht, mit minimaler Unterstützung durch das Nachheizen mit Erdgas.

Für die Crescent Dunes mit 110 MW beträg die geplante Stromproduktion 500.000 MWh pro Jahr, was einem Kapazitätsfaktor von 51.89% entspricht.

Abbildung 1 (unten) zeigt die monatlichen Kapazitätsfaktoren von Ivanpah, Crescent Dunes und Genesis. Erwähnenswert ist, dass die monatlichen Kapazitätsfaktoren je nach Jahreszeit variieren.

Um übers Jahr einen Kapazitätsfaktor von 56% oder 59% Solar zu erreichen, müssten die Kapazitätsfaktoren im Sommer viel größer sein, um die niedrigeren Kapazitätsfaktoren im Frühling / Herbst und mehr noch die geringen Winterkapazitätsfaktoren auszugleichen.

Ivanpah hat keinen thermischen Energiespeicher, sondern nutzt Erdgas zusätzlich zur Erzeugung von fehlender Wärme. Bislang konnte ein jährlicher Kapazitätsfaktor von 21,29% erreicht werden, der jedoch die signifikante Verbrennung von Erdgas nicht berücksichtigt. Da Erdgas in einer Gas- und Dampfturbinenanlage besser (aus-) genutzt werden kann, würde sich der tatsächliche Jahreskapazitätsfaktor auf 14,42% reduzieren, wenn zur Effizienzsteigerung des Erdgasverbrauchs einer GuD-Anlage kombiniert wird.

Nach NREL repräsentiert Crescent Dunes derzeit die aktuellste Technologie zur Konzentration von Sonnenenergie. Das Projekt hat übers Jahr mit einem Kapazitätsfaktor von maximal 13,21% bisher jedoch viel weniger als die prognostizierte Stromproduktion geliefert. Der Wärmespeicher macht große Probleme, die noch nicht ausgestanden sind. [Wenn die Salzschmelze erstarrt, verstopfen die Leitungen und müssen aufwendig wieder freigemacht, d.h. erhitzt werden]

Die zuverlässigere Genesis Anlage konnte ohne die Erdgasverbrennung einen Jahreskapazitätsfaktor von fast 30% erreichen – ein Wert, der sogar besser ist, als erwartet.

Es scheint nicht angebracht, als “ aktuelle Technologie “ eine Technologie vorzuschlagen, die noch nicht ausgereift ist und dabei herunterzuspielen, was bereits viel besser funktioniert.

Thermische Energiespeicher sind keine so bewährte und ausgereifte Technologie. Ähnliches gilt für die Solarturm-Technologie, die viel problematischer ist, als Anlagen mit Parabolrinnen.

Während NREL die Zahlen nicht aktualisiert, um der Realität zu entsprechen, haben die südaustralische Regierung und die australische Bundesregierung kürzlich entschieden, das Kraftwerk von Crescent Dunes von demselben Entwickler in Port Augusta, South Australia, zu bauen [4], [5] ].

Ergänzung:

SolarReserve hat ihr Hauptquartier in Santa Monica, California und entwickelt Solar Großprojekte weltweit.

Wie schon erwähnt, hat die Firma einen Vertrag, für Port Augusta, Australien, um dort auch eine Abwandlung ihres 110 MW Crescent Dunes Solar Energy Project von Nevada zu bauen, allerdings mit 150 MW, veranschlagtes Budget  $650.

Jay Weatherill, South Australia’s Premierminister ist schon ganz aus dem Häuschen, ob des größten Solarkraftwerkes der Welt. Der Vertrag mit SolarReserve läuft über 20 Jahre, und die Regierung ( – der Steuerzahler) werden maximal $78 für jede MW sauberer Energie zahlen [der Autor schrieb MW, m.e. sind MWh gemeint, der Übersetzer].

Abb. 1 – Monatliche Kapazitätsfaktoren für die Solarkraftwerke Ivanpah, Crescent Dunes und Genesis. Die geplanten jährlichen Kapazitätsfaktoren sind 32,68% für Ivanpah (aber mit minimaler Unterstützung durch Verbrennung von Erdgas), 51,89% für Crescent Dunes und 26,48% für Genesis. Ivanpah konnte 2016 einen jährlichen Kapazitätsfaktor von 21,29% erreichen, ohne die signifikante Verbrennung von Erdgas zu berücksichtigen. Crescent Dunes hat 2016 einen Jahreskapazitätsfaktor von 13,21% geliefert. Genesis konnte Strom produzieren, der 2006 einen jährlichen Kapazitätsfaktor von fast 30% erreichte.

Original erschienen am 03. 05.2018 auf qualityassuranceofclimatestudies.wordpress.com

Übernommen von  https://principia-scientific.org/the-failure-of-solar-tower-thermal-energy-storage/

und https://wattsupwiththat.com/2018/05/05/the-tower-of-power-falls-short-produces-only-30-of-capacity/

Übersetzt durch Andreas Demmig

Referenzen

[1] National Renewable Energy Laboratory (NREL). 2017 Annual Technology Baseline. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory. www.nrel.gov/analysis/data_tech_baseline.html

[2] National Renewable Energy Laboratory (NREL). Concentrating Solar Power. atb.nrel.gov/electricity/2017/index.html?t=sc&s=ov

[3] Energy Information Administration (EIA). Electricity data browser – Plant Level Data.

Available online: www.eia.gov/electricity/data/browser/

[4] ABC News (2017), Solar thermal power plant announced for Port Augusta ‘biggest of its kind in the world’.

www.abc.net.au/news/2017-08-14/solar-thermal-power-plant-announcement-for-port-augusta/8804628

[5] Renewable Economy (2017). Aurora: What you should know about Port Augusta’s solar power-tower.

reneweconomy.com.au/aurora-what-you-should-know-about-port-augustas-solar-power-tower-86715

Ergänzung:

Übersicht über Solarenergieprojekte weltweit -in Betrieb, im Bau, geplant https://www.nrel.gov/csp/solarpaces/index.cfm

Frühere Berichte auf Eike:

https://eike.institute/2016/03/24/ivanpah-das-groesste-us-solarprojekt-koennte-gezwungen-werden-abzuschalten/

https://eike.institute/2016/05/26/das-groesste-solarkraftwerk-der-welt-hat-sich-soeben-selbst-verbrannt/

Die Probleme des Flächenverbrauchs, der Natur und der Vogelverbrennung wird vor allem von den Kommentatoren auf WUWT angesprochen.