Solare Hochtemperatursysteme

Solare Hochtemperatursysteme

Das Prinzip dieser Anlagen beruht auf einer durch Spiegelsysteme erfolgen Konzentrierung der Sonnenwärme auf eine kleine Fläche (Receiver), wo bei relativ kleinen thermischen Verlusten hohe Temperaturen erzielt werden. Diese Hochtemperatursysteme können in Sonnenfarmen, Sonnen­türme und Sonnenöfen unterteilt werden. Bei allen Anlagen dieser Art ist eine mehrachsige Sonnennachführung sehr wichtig. Da in den nördlichen Breiten der Anteil der direkten Sonnenstrahlung relativ gering ist, werden diese Systeme wohl nur in einstrahlungsreichen Ländern zum Einsatz kommen, wo die Direktstrahlung größer ist als 1.800 kW/m2.

Zwar sind derartige Kraftwerke relativ teuer, ihre Funktionsweise ist dagegen äußerst einfach. Die dünn gestreut einfallenden Sonnenstrahlen werden mit optischen Hilfsmitteln (Spiegel, Linsen) konzentriert und auf den Verdampferkessel gerichtet (Brennfleck) – oder auf eine große Zahl von wasser- oder öldurchflossenen Rohren (Brennlinie). Bei Parabolspiegel-Systemen (Dish) wird oft auch ein Heißluft-nutzender Stirling-Motor eingesetzt.

Anwendungen derartiger Konzentrationsprinzipien gab es auch schon früher, erinnern wir uns an die ein­gangs erwähnten Kampfstrahlen der alten Griechen. Und in vielen Ländern der 3. Welt kann beobachtet werden, wie Einheimische kleine Lupen oder gar Brillengläser zum An­zünden von Zigaretten nutzten – während in Amerika und Europa Mini-Parabolspiegel aus ver­spiegeltem Plastik auf den Markt gekommen sind, die dem gleichen Zwecke dienen.

In den 1970ern und 1980ern werden die Entwicklungen und Pilotprojekte durch verschiedene Institutionen gefördert, darunter auch durch das BMFT. Mitte 1998 beginnt man dort jedoch, die Forschungsgelder für die Hochtemperatur-Solarthermie bis 2000 auf Null herunterzufahren. Schließlich seien die Systeme nach Investitionen von mehr als 400 Mio. DM marktreif – die Markteinführung müsse nun die Industrie besorgen. Deutschland kündigt sogar den Kooperationsvertrag mit Spanien (s.u. Almería-Anlage).

In den Jahren 2002 und 2003 wird im Rahmen des Zukunftsinvestitionsprogramm (ZIP) die Markteinführung solarthermischer Kraftwerke dann doch noch mit rund 10 Mio. € gefördert – weitere Förderungen sollen danach allerdings nur noch im Rahmen der allgemeinen Forschungsförderung erfolgen. Im Juni 2002 findet in Berlin die vom BMU und der KfW organisierte internationale Konferenz zur Markteinführung solarthermischer Kraftwerke statt – gefolgt von einer zweiten Konferenz zur globalen Einführung in Palm Springs/USA im Herbst 2003, die ebenfalls von der Bundesrepublik Deutschland unterstützt wird, und bei der 80 Teilnehmer aus 13 Ländern die notwendigen Strategien diskutierten. Im Abschlussdokument dieser Konferenz wird u.a. festgehalten:

• Innerhalb der nächsten zehn Jahre wird der Ausbau von 5.000 MW solarthermischer Kraftwerksleistung angestrebt. Dabei sollen möglichst viele Länder und Organisationen mitwirken.
• Geeignete Instrumente dafür sind das Festsetzen nationaler und globaler Ziele, die Kooperation zwischen Planern und Stromabnehmern, die Etablierung angemessener Tarife sowie eine günstige langfristige Kreditvergabe.
• Den Prozess koordiniert SolarPaces, ein internationaler Expertenzusammenschluss unter dem Dach der Internationalen Energiebehörde (IEA) mit dem Schwerpunkt der Entwicklung und Vermarktung von Solarenergie-Systemen. Die Ergebnisse werden in die Vorbereitungen für den Weltkongress renewables 2004 im Juni in Bonn/Deutschland eingehen.

Über eine Amortisationszeit von 7 bis 8 Jahren sollen Solarkraftwerke im Laufe ihrer Lebensdauer mindestens eine 20-fache Energiemenge abgegeben als für Herstellung, Errichtung und Betrieb aufgewendet wurde (Stand 1977). Zum Vergleich: Ein Kernkraftwerk gibt maximal 4 Mal so­viel Energie ab, wie zu seiner Erstellung und zum weiteren Betrieb aufgewendet wurde – wobei in dieser Rechnung der Energiefaktor aller nachfolgenden Ausgaben wie Transporte, Endlage­rung, Dekontaminierung, Stillegung, Sicherung u.ä.m. hier noch nicht einmal mit einbezogen worden ist. (Den Weltrekord an Ineffizienz hält wohl das Kernkraftwerk Niederaichbach: Während seiner 12-jährigen ‚Existenz’ schaffte es ganze 18 Betriebstage…)

Ich verweise hier auch schon einmal auf das Mittelmeer-Projekt, das weiter unten noch ausführlich dargestellt wird.

Technisch gesehen gibt es hauptsächlich drei Modelle von Solarkraftwerken, die ich nun im Einzelnen beschreiben werde: die Sonnenfarmen mit Parabolrinnen-Kollektoren, Dish-Anlagen mit Stirlingmotoren und Solartürme bzw. -öfen, durch deren Spiegelfelder die höchsten Temperaturen erreicht werden.

Sonnenfarm (Parabolrinnen-Kollektoren)

Im allgemeinen bestehen die Sonnenfarmen aus einer großen Fläche von trog- oder rinnenförmigen Parabolspiegel-Kollektoren, in deren Brennlinien schwarz gefärbte Kollektorrohre verlaufen. Je nach Verweilzeit und Art des Wärmemittelträgers (Wassers, Öl usw.) sind durch den Konzentrationsfaktor 80 mit dieser Methode 400°C – 600°C erreichbar. Diese Anlagenart ist einfach, preisgünstig und leicht zu handhaben und zu warten. Ihr Wirkungsgrad liegt bei etwa 10 %, wobei in Einzelfällen sogar Maximalwirkungsgrade von 15 % erreicht worden sind.

An die Reflektoren werden bei diesem System hohe konstruktive Anforderungen gestellt, denn die erforderliche geometrische Präzision der Reflektoren muß gegen alle Windlasten hinreichend widerstandsfähig sein. Eisenarmes Glas mit rückseitiger Verspiegelung ist als Reflektor bestens geeignet.

Schon 1976 berichtet die Presse über ein 10 kW Kraftwerk der Firma MAN, das diese in Zusammenarbeit mit der DFVLR entwickelt hat. Für den genannten Output sind dabei etwa 60 Rinnen-Kollektoren nötig, die zusammen eine Fläche von 150 Quadratmetern haben. Auch hier verlaufen die Rohre in den Brennlinien der Hohlspiegel. Für eine Anlage dieser Größeordnung wird ein Gesamtpreis von rund 70.000 DM veranschlagt, ein Ausbau in den Megawatt-Bereich soll leicht möglich sein.

1982 wird in der westaustralischen Kleinstadt Meekatharra eine 100 kW Solarfarm in Betrieb genommen, die 2,5 Mio. DM kostet und aus 960 m2 konzentrierender Kollektoren des Typs Helioman der Firma MAN besteht.

Bis 1984 werden weltweit mehr als 10 Test- und Demonstrationsanlagen gebaut. Während bei den ersten Anlagen die Spiegelflächen der Sonne zweiachsig nachgeführt wurden, wird bei den neueren Entwicklungen aus Kostengründen die Kollektorfläche nur um die horizontale Achse geschwenkt, da der zusätzliche Energiegewinn durch eine zweiachsige Nachführung (ca. 25 %) die hohen Investitionen nicht rechtfertigt.

Ende 1984 stellt die private Firma LUZ International im kalifornischen Daggett die erste Solarfarm mit 14 MW (andere Quellen: 45 MW) fertig, und 1985 geht dieses weltweit erste kommerzielle Solarfarm-Kraftwerk ans Netz. Kunde ist das Southern California Edison Electricity Network. Die Kosten der Farm betragen etwa 200 Mio. DM, welche durch die private Firma LUZ International finanziert werden. Das in den Kollektorrohren auf 350°C – 450°C erhitzte synthetisch Spezialöl treibt über einen Wärmetauscher einen Dampfturbogenerator  der schweizerischen ABB an. Die SEGS I + II genannte Anlage (Solar Electric Generating System) besitzt eine Reflektorfläche von 80.000 m2 in Form von 37.000 silberbeschichteten großflächigen Parabolspiegeln, die mit einer besonderen Versiegelung und einer Sonnennachführung ausgestattet sind. Diese Spiegel werden vom größten europäischen Hersteller, der Fürther Flabeg hergestellt, einer Tochter der Flachglas-Tochter, Gelsenkirchen, sie sind 2,5 m breit und 50 m lang. Die Kollektorröhren bestehen aus schwarzem Chromstahl und sind in evakuierte Glasröhren vom Borosilikattyp eingebaut, die eine gute Transmission, Gasdichtigkeit, thermische Belastbarkeit und Dauerhaftigkeit aufweisen.

1987 kommen in der 2. Ausbaustufe in dem etwa 60 km entfernten Kramer Junction (SEGS III + IV jeweils 100 Mio. $) noch einmal 130.000 Spiegel dazu, die eine Reflektorfläche von insgesamt 300.000 m2 besitzen. Die Gesamtanlage erreicht 1988 einen Output von 194 MW, und 1989 verkauft LUZ International Solarstrom für 155 Mio. $, was dem Verbrauch von etwa 250.000 Menschen (in Amerika) entspricht.

1989 liefert Flabeg weitere 200.000 Spiegel für insgesamt fünf  80 MW Kraftwerke, die wiederum einige Kilometer entfernt in Harper Lake errichtet werden. Bis zu diesem Zeitpunkt hat LUZ International etwa 1 Mrd. $ investiert, und man plant weitere Anlagen in Nevada und Texas, in Brasilien, Marokko und Indien. 1990 bestehen in Südkalifornien damit bereits acht LUZ-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 274 MW. Sie stellen das weltweit größte Solarkraftwerk dar, das zu dieser Zeit in Betrieb ist, und erreichen eine technische Verfügbarkeit von über 98 %. Langfristig arbeitet man an einer Einheitsleistung der Anlagen von 1.200 MW. Die Anlagen SEGS VI – VIII erreichen schon Wirkungsgrade bis 13 %. Im Jahr 1991 erwirtschaften die neun LUZ-Solarfarmen einen Output von 354 MW, und bis Ende 1993 sollten es sogar über 600 MW werden, doch dazu kommt es nicht mehr.

Anfang der 1990er Jahre gerät das Unternehmen in wirtschaftliche Schwierigkeit, so daß der weitere Ausbau während den Arbeiten an der zehnten SEGS gestoppt werden muß, außerdem wird die Fertigung der Absorberrohre stillgelegt. Ausschlaggebend hierfür sind vor allem die gesunkenen Öl- und Gaspreise, an denen sich die Vergütung des eingespeisten Solarstromes in das kalifornische Netz bemißt. 1991 betrug diese ‚avoided energy cost’ Vergütung nur noch 22 % aus der Vergütung von 1981. Ein weiterer Grund war die Verschleppung des Genehmigungsverfahrens, was zu erheblichen Baumehraufwendungen führte und eine rechtzeitige Fertigstellung der Anlage zu dem Stichtag (31.12.1991), der für den Erhalt von Tax-Credits einzuhalten war, nicht mehr erlaubte. LUZ International geht in Konkurs. Und bis 2002 wird weltweit kein weiteres Rinnenkollektor-Kraftwerk mehr gebaut.

Bereits 1990 wird von LUZ International eine 30 MW Solarfarm in der israelischen Negev-Wüste nahe Eilat geplant. Außerdem arbeitet man in dem Unternehmen an einer kleinen, standardisierten 1 MW Anlage für den Einsatz in entlegenen Gebieten. Ein anderes israelisches Unternehmen entwickelt gleichzeitig ein Spiegelfeld-System, in dem Öl aufgeheizt, und mit einem Brennstoff-Brenner noch weiter beheizt wird, bis Wasserdampf mit genügendem Druck entsteht, um eine Turbine zu betreiben. Man arbeitet Anfang der 1990er Jahre am Bau einer 30 MW Demonstrationsanlage in der 1987 geschaffenen Sde-Boker-Prüfstelle für Solarstromtechnologien in Israel.

An der weiteren Verbesserung der Parabolrinnen-Technologie engagiert sich die Flachglas-Gruppe zusammen mit europäischen und amerikanischen Partnern mit dem Ziel, die Stromerzeugungskosten künftiger Anlagen von heute 9 – 10 auf 6 – 7 US-Cents/kWh zu senken. Das Anfang 1990 gemeinsam mit der DLR begonnene und BMFT-geförderte Entwicklungsprogramm wird bis 1995 weitergeführt – auch um das Know-how der LUZ International zu erhalten, um 1992 herum aufgelöst wird.

Gute Chancen werden noch 1996 einem Projekt in Indien eingeräumt, für dessen Finanzierung bereits Zusagen der Weltbank, der indischen Regierung und der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) vorliegen. Geplant ist ein solares Hybridkraftwerk mit insgesamt 130 – 160 MW, bei dem die Rinnenkollektoren ca. 40 MW erzielen, während den größeren Anteil eine Gas- oder Dampfturbine liefert.  Realisieren würde es die Kölner Firma Pilkington Solar International. Die frühere Flachglas Solar, die insgesamt 2 Mio. m2 Parabolspiegel nach Kalifornien geliefert hat, ist inzwischen eine Tochter des englischen Pilkington-Lonzerns.

Weitere Hybridprojekte gibt es für Marokko (ca. 130 MW konventionell / Solaranteil 20 – 40 MW), Ägypten (100 – 200 MW / ca. 40 MW), Nord-Mexiko (312 MW / 40 – 50 MW) und Namibia am Oranje-Fluß (300 MW / 60 – 80 MW). Weitere Standortvorschläge gibt es für Jordanien, Spanien und den Iran.

Schon weiter fortgeschritten sind 1998 die Vorbereitungen einer 55 MW Rinnenkollektor-Anlage, die nahe Frangokastello, im Süden der Insel Kreta errichtet werden soll. Mit der Theseus-Anlage (Thermal Solar European Power Station), die 2002 in Betrieb gehen soll, wird auch untersucht, wie derartige solarthermische Kraftwerke möglichst billig hergestellt werden können. Das Projekt wird von der EU gefördert, an den Planung sind neben Pilkington Solar u.a. auch Fichtner, PreussenElektra und die italienische ENEL beteiligt. Die EU-Kommission will 1998 überhaupt verstärkt in die Förderung der Solarthermie einsteigen, außerdem stellt die Weltbank bis zu 200 Mio. DM zur Realisierung drei bis vier ‚marktnaher’ Demonstrationsprojekte zur Verfügung.

Die Kreta-Anlage wird in ihren 300.000 m2 Spiegelfläche einen Konzentrationsfaktor von 30 erreichen, die Rinnen werden einachsig der Sonne nachgeführt, und das Thermoöl in den vakuumisolierten Kollektorrohren erreicht eine Temperatur von 400°C. Pilkington Solar bzw. der Vorgänger Flachglas hatte bereits 1994 den Plan für ein thermisches Solarkraftwerk auf Kreta entwickelt – am vorgesehenen Standort erreicht die Sonneneinstrahlung mit 2.400 kWh/m2 Werte wie in der Sahara. Maßgebliche Schubkraft erhält das Projekt Ende der 1990er Jahre durch einen Fond privater Kapitalgeber aus Deutschland, der Solar Millennium AG, die auch die Mehrheit an der Theseus S.A. hält. Theseus soll 20 % bis 30 % der Gesamtkosten von 250 Mio. DM als Eigenkapital zur Verfügung stellen, weitere 100 Mio. DM sollen die Banken aufbringen. Von der EU erwartet man 40 %.

Die Solar Millennium AG hat 1999 noch ein weiteres Projekt in Spanien in Arbeit, da dort seit 1998 eine relativ hohe Einspeisevergütung gezahlt wird. Gesellschafter der AG sind das Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner, Pilkington Solar International, die Fichtner-Gruppe, die DLR und das israelische Unternehmen Solel Solar Systems Ltd., dem Nachfolger von LUZ Industries.

1999 wird in Almería eine neue Versuchsanlage gebaut, die nach dem DISS-Verfahren arbeitet (Direct Solar Steam), bei dem Ölpumpe und Wärmetauscher überflüssig sind (s.d.).

In einem Szenario der DLR und der Ludwig-Bölkow-Stiftung könnte bis 2010 etwa 5 % des deutschen Stroms aus solarthermischen Anlagen kommen – allerdings müßten dafür 50 Solarfarmen mit einer insgesamten Spiegelfläche von 10 km2 errichtet werden.

Im Rahmen einer Zusammenarbeit der Industriepartner Abengoa, Flabeg Solar, der DLR und dem Ingenieurbüro Schlaich, Bergermann & Partner wird Ende der 90er Jahre ein ‚EuroTrough’-Kollektor entwickelt, der in Almería getestet wird (s.d.). Ab 2003 werden diese Kollektoren im Rahmen des BMU-Projektes SKAL-ET in einem 800 m langen Strang des kalifornischen Solarkraftwerks SEGS V auf ihre Zuverlässigkeit und ihr Optimierungspotential hin untersucht. Federführend ist die Kölner Firma Flagsol GmbH. Diese neuen Kollektoren überzeugen bei den Tests mit einer Wirkungssteigerung von 5 % – 10 %  gegenüber der bestehenden Technologie.

2003 werden außerdem aufgrund der hohen Einspeisevergütung in Spanien seit 2002 (die allerdings nur für reine Solaranlagen gilt), neben zwei Solarturm-Projekten auch zwei große Parabolrinnen-Projekte gestartet: AndaSol 1 und AndaSol 2. Die beiden 50 MW Anlagen südöstlich von Granada werden mit ‚EuroTrough’-Kollektoren mit einer Solarfeld-Gesamtfläche von jeweils 510.120 m3 bestückt. Zur Steigerung der Wirtschaftlichkeit werden Flüssigsalzspeicher mit einer thermischen Kapazität von 6 Vollaststunden eingebunden. Der Baubeginn ist für 2004 geplant, je Kraftwerk wird mit Kosten von ca. 200 Mio. € gerechnet. Beteiligte Firmen sind Solar Millennium, Flabeg und Schlaich, Bergermann & Partner.

Ein weiteres Vorhaben in Spanien ist die EuroSEGS-Anlage, ein auf 15 MW ausgelegtes Kraftwerk in der Provinz Navarra in der Nähe von Pamplona. Die Realisierung des Projektes, an dem die Unternehmen EHN, Duke Solar und CIEMAT beteiligt sind, ist Ende 2003 allerdings fraglich.

Die SCHOTT-Rohrglas GmbH liefert im Februar 2004 an solarthermische Großanlagen in Kalifornien 165.000 Absorberröhren aus Borosilicatglas, die zur Entspiegelung mit einer nur 110 Nanometer dicken Schicht aus porösem Siliciumdioxid ummantelt sind, was die Lichtdurchlässigkeit der Glasröhren um bis zu 7 % erhöht. Die Röhren unter der Markenbezeichnung DURAN werden die herkömmlichen Gläser ersetzen, die bei Parabolrinnen-Receivern die in der Brennlinie liegenden schwarzen Rohre ummanteln. Die Produktentwicklung erfolgte in Kooperation mit der Universität Clausthal.

Am 23.03.2005 veröffentlicht der Glashersteller Schott das ‚SCHOTT Memorandum zur solarthermischen Kraftwerkstechnologie’, mit welchem das Unternehmen Entscheidungsträger in Politik und Wirtschaft mit dieser Technik vertraut machen und die notwendigen Schritte zur Markteinführung anstoßen will.

Im Mai 2005 unterzeichnet Solar Millennium mit zwei chinesischen Unternehmen ein Rahmenabkommen für den Bau mehrerer solarthermischer Kraftwerke. Bis 2020 will das Konsortium Parabolrinnen-Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt einem Gigawatt installieren. Das erste 50 MW Kraftwerk ist in der Inneren Mongolei geplant. Ab dem Herbst 2005 werden dann gemeinsam mit dem chinesischen Energieministerium Standortuntersuchungen in insgesamt drei chinesischen Provinzen durchgeführt.

Die Solar Millennium AG geht bereits im Juli 2005 an die Börse. Das Unternehmen projektiert mit internationalen Partnern weitere Parabolrinnen- und Aufwindkraftwerke. Es verfügt derzeit über ein Grundkapital von rund 10 Mio. € und eine ebenso große Zahl an Aktien. 54,7 % davon befinden sich in den Händen von 1.750 Privatinvestoren, 45,3 % gehören den Organmitgliedern.

Im Oktober 2005 erhält der Mainzer Technologiekonzern Schott den ersten Großauftrag für seinen neuen Parabolrinnen-Solar-Receiver. Für das Parabolrinnen-Kraftwerk Nevada Solar One in Eldorado Valley nahe Boulder City und dem Hoover Staudamm im US-Bundesstaat Nevada bestellt das US-Unternehmen Solargenix über 19.000 Stück der Receiver. Im Februar 2006 wird der Grundstein für die Anlage gelegt. Das 64 MW Kraftwerk soll im Juni 2007 and das Stromnetz der Nevada Power und der Sierra Pacific Power Company gehen und 40.000 Haushalte mit Strom versorgen. Weitere Projekte in USA und Südeuropa sind in Planung.

Im Dezember 2005 geht – nach fast zwei Jahrzehnten Jahren ohne weitere Bautätigkeit – in Arizona, knapp 50 km nördlich von Tucson eine neue, allerdings eher ‚symbolische’ 1 MW Anlage der Arizona Public Service in Betrieb. Die Saguaro Solar Generating Station wurde von Solargenix aus Raleigh gebaut, einer Tochter der spanischen ACCIONA Energy, und ist mit mehreren Hundert SCHOTT PTR 70 Parabolrinnen-Kollektoren ausgestattet. [Die zur ACCIONA Group gehörige ACCIONA Energy gilt 2005 als einer der Weltmarktführer im Bereich der erneuerbaren Energie – mit 3.720 MW installierter Leistung, hauptsächlich in Form von 131 Windfarmen, die in 9 Ländern installiert sind.]

Die 1992 gegründete Solel Solar Systems Ltd. in Beit Shemesh, Israel, besteht den aus  den Managern, Ingenieuren und Wissenschaftlern der früheren LUZ Industries, die bis 1984 die damals weltgrößten Solarthermie-Anlagen in Südkalifornien gebaut hatte (354 MW aus 9 Einzelanlagen). Solel kaufte auch alle Rechte von LUZ, und bekam dadurch die  Kontrolle über die drei größten Anlagen dort.

Anfang 2006 gewinnt Solel den Auftrag der amerikanischen Solargenix, Thermosolar-Komponenten im Wert von 10,6 Mio. $ nach Nevada zu liefern. Im März gibt Solel bekannt, daß es den Auftrag zum Bau eines 150 MW Kraftwerks in der Gegend von Ashalim in der Negev Wüste, südlich vom Kernkraftwerksstandort Dimona, im Wert von 350 Mio. $ erhalten habe. Im Laufe von 10 Jahren soll die Kapazität dann bis auf 500 MW erhöht werden, was eine Investitionssumme von 1 Mrd. $ entspricht. Dabei wird allerdings nur 70 % von der Sonne stammen, die übrigen 30 % werden von Erdgas-betriebenen Dampfturbinen gedeckt.

Im Juni unterzeichnet Solel einen 24 Mio. $ Vertrag mit der spanischen Cobra Instalaciones y Servicios, um die erste Solarthermie-Anlage mit den neuen Rinnenkollektoren von Solel in Spanien zu errichten. Cobra ist eine Tochter von Europas zweitgrößter Baufirma, der spanischen ACS. Die neuen ,Solel 6’ Kollektoren erzielen im Jahresmittel eine Steigerung der Stromproduktion um 30 % verglichen mit die früheren ‚SEGS’ Kollektoren. Das 332 Mio. $  Cobra-Projekt beginnt im Juli 2006 und soll innerhalb von 24 Monaten abgeschlossen sein.

Im Juli 2006 beginnt Solar Millennium (endlich) mit dem Bau des ersten Parabolrinnen-Kraftwerkes in Europa. Das Andasol 1 getaufte Projekt in der Sierra Nevada im spanischen Andalusien – rund eine Autostunde von den Urlaubsorten der Costa del Sol entfernt – wird mit seiner Kollektorfläche von mehr als 510.000 m² und einer elektrischen Leistung von 50 MW nach seiner Fertigstellung 2008 das größte Solarkraftwerk der Welt sein. Mit 179 Gigawattstunden Strom pro Jahr soll es rund 200.000 Menschen versorgen.

Die Parabolspiegel stammen aus dem Hause des bayrischen Glasspezialisten Flabeg. In den armdicken Röhren, auf die das Sonnenlicht fokussiert wird, zirkuliert ein spezielles Öl, das sich dabei auf knapp 400°C aufheizt und seine Hitze anschließend über einen Wärmetauscher an einen Wasserkreislauf abgibt. Der entstehende Wasserdampf treibt dann die Turbine an. Über die Abwärme eines Wärmespeichertank mit geschmolzenen Salzen kann der Stromfluss auch bei Bewölkung und sogar während der Nachtstunden aufrecht erhalten werden.

Solar Millennium arbeitet mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums und des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) bereits seit sieben Jahren an der Realisierung des Projektes. Als Partner hat Solar Millennium mit der ACS/Cobra-Gruppe Spaniens größten Baukonzern und Anlagenbauer gewinnen können, der auch 75 % aller Anteile hält.

Solar Millennium plant weltweit eine Vielzahl weiterer solarer Großkraftwerke. Allein am Standort in Andalusien werden insgesamt drei Solarkraftwerke entstehen.

Nachdem SCHOTT im August 2006 im bayerischen Mitterteich eine erste industrielle Produktionsanlage für Rinnenkollektoren in Betrieb genommen hat, gibt das Unternehmen im November bekannt, in Spanien eine zweite Fabrik für 22 Mio. € bauen zu wollen, um den Ausstoß ab 2008 verdoppeln zu können.

Im November 2006 wird zwischen der Solel Solar Systems Ltd. und der spanischen Sacyr-Vallehermoso die Vereinbarung zur Errichtung von drei Solarthermischen Parabolrinnen-Kraftwerken mit einer Gesamtleistung von 150 MW in Spanien geschlossen. Das Projekt etwa die 890 Mio. $ kosten.

Eine weitere Variante der Parabolspiegel-Hochtemperatursysteme sind Fresnel-Kollektoren mit flachen Spiegelfacetten. Die Spiegel sind parallel angeordnet und konzentrieren das Sonnenlicht auf ein mehrere Meter darüber liegendes Absorberrohr. Ein Sekundär-Reflektor oberhalb des Absorberrohres lenkt zusätzliche Strahlung in die Brennlinie. Ein Kollektor mit 24 m Breite in 1.000 m Länge könnte im Absorberrohr Dampf mit mehr als 500°C für eine Stromleistung von ca. 5 MW produzieren. Die Vorteile dieses Systems: Der Kollektroraufbau ist einfach und für die Massenfertigung gut geeignet, die geschlossene Anordnung der Spiegel erfordert weniger Raum und bietet unter der Konstruktion eine partiell verschattete Fläche, die sich z.B. für den Gemüseanbau gut eignet. An der Entwicklung dieser Fresnelollektoren arbeitet ein australisches Unternehmen sowie die in Belgien beheimatete Firma Solarmundo.

Die australischen Unternehmen Austa Energy Corporation und Stanwell Corporation erhalten vom australischen Greenhouse Office einen Betrag von 2 $, um mit der Errichtung einer 5 MW Anlage auf dem Gelände des Stanwell-Kraftwerks in Queensland zu beginnen. Dort sollen die kompakten und flachen Fresnel-Reflektoren zum Einsatz kommen,  die an der Universität von Sydney gemeinsam mit der Solsearch Pty Ltd. entwickelt worden sind. Die Inbetriebnahme ist für 2001 geplant.

Einen Parabolrinnen-Kollektor, der nicht der Sonne nachgeführt werden braucht, erfindet 1985 Roland Winston an der University of Chicago – während er eine Vorrichtung entwickelt, mit der er die Cerenkov-Strahlung nachweisen will, die bestimmte Elementarteilchen beim Durchgang durch Materie aussenden. Der compound parabolic concentrator beruht auf der Geometrie zweier sich überschneidender Parabeln. Winston leitet ab 2003 das Programm für Erneuerbare Energie am Campus Merced der University of California.

Die SOLITEM GmbH von Dr.-Ing. Ahmet Lokurlu ist 2004 nach eigenem Bekunden die einzige europäische Firma, die dachintegrierbare Parabolrinnen-Kollektoren für den privaten Gebrauch entwickelt und herstellt. Im April 2004 erhält das innovative Unternehmen den Energy Globe Award.

Eine weitere Form der solaren Hochtemperaturnutzung erfolgt mittels der sogenannen Dish-Technologie, die als nächstes vorgestellt wird.