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SOLAR MILLENNIUM AG Namens-Aktien
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#4851
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"Die Diskussion hier in diesem Forum geht meines Erachtens etwas am Thema vorbei."
dein posting ist ein Fehlschuss sondersgleichen,
wie alles andere auch was von dir kommt oder kam.
und was du bei wiwo als Frau Faun so von dir gibst, da sollte der Staatsanwalt auch mal ein Auge draufwerfen (üble Nachrede, Vortäuschung falscher Tatsachen...).
Zur Sache:
Vor dem Staatsanwalt solltest du mehr Angst als S2M haben.
Wenn du persönliche Streitereien mit Leuten von S2M hast. dann klär das bitte auch persönlich oder fehlt dir dazu die Courage und die nötigen Muckis?
IPIC/MAN ist ein unbedeutender Nebenschauplatz für die CSP Projekte.
IPIC versucht halt einen guten Preis für die restlichen 30% an Ferrostaal und die Strafzahlungen rauszuholen, buisness as usual...
dein worst case scenario fänd ich klasse,
ein Vorentwickeltes Projekt gegen bare Münze eintauschen und damit die Anderen auf der fast track liste bauen und selbst verwalten.
besser könnte es nicht laufen!
machs gut oder
besser machts gut!!!
dein posting ist ein Fehlschuss sondersgleichen,
wie alles andere auch was von dir kommt oder kam.
und was du bei wiwo als Frau Faun so von dir gibst, da sollte der Staatsanwalt auch mal ein Auge draufwerfen (üble Nachrede, Vortäuschung falscher Tatsachen...).
Zur Sache:
Vor dem Staatsanwalt solltest du mehr Angst als S2M haben.
Wenn du persönliche Streitereien mit Leuten von S2M hast. dann klär das bitte auch persönlich oder fehlt dir dazu die Courage und die nötigen Muckis?
IPIC/MAN ist ein unbedeutender Nebenschauplatz für die CSP Projekte.
IPIC versucht halt einen guten Preis für die restlichen 30% an Ferrostaal und die Strafzahlungen rauszuholen, buisness as usual...
dein worst case scenario fänd ich klasse,
ein Vorentwickeltes Projekt gegen bare Münze eintauschen und damit die Anderen auf der fast track liste bauen und selbst verwalten.
besser könnte es nicht laufen!
machs gut oder
besser machts gut!!!
MPR
http://docs.cpuc.ca.gov/PUBLISHED/FINAL_RESOLUTION/111386.htm
MPR procedural history
The Commission set the initial parameters for the MPR in D.03-06-071. The method for calculating the MPR was first developed in D.04-06-015. In D.04-06-015, the Commission clarified "what the MPR is not: it does not represent the cost, capacity or output profile of a specific type of renewable generation technology. . . [T]he MPR is to represent the presumptive cost of electricity from a non-renewable energy source, which this Commission, in D.03-06-071, held to be a natural gas-fired baseload or peaker plant." (D.04-06-015, mimeo., p. 6, n.10.)
Das MPR is not the cost, capacity or output profile of a specific type of renewable generation technolgy
any Questions?
ein weiterer punkt ist somit geklärt!
Es ist schon klar, dass die ganzen Preise Referenz-Preise sind und nicht genau dem entsprechen werden, wass in dem PPA steht. Ausserdem stehen in dem Dokument ja da nur die TOD-Faktoren von 2009. Das ganze Dokument ist weitgehend bindend für Standard-Verträge, die zwischen 4-10 Jahre laufen. Doch stehen in dem Dokument auch Referenz-Werte, die eben auch als Richtlinien für ein längeres Abkommen dienen sollen, und man kann an den Unterschieden zwischen den veröffentlichten TOD-Faktoren (und vor allem der Uhrzeiten) von SCE und PG&E ganz gut erkennen, warum SM keinen Speicher hat und Abgengoa schon.
Das allerbeste fand ich aber heute, dass MarcHe gleich bereit war, das so lange von ihm als zentral angeführte Argument fallen zu lassen, und wie er verzweifelt versucht hat, sich ein neues Argument zu schaffen, an das er sich halten kann, und nicht gemerkt hat, dass Ulm ihm diesen Halt schon längst abgesägt hatte!
Viel besser lassen sich die Zukunftspotentiale von Solar Millenium kaum verdeutlichen.
www.vbi.de/fileadmin/documentpool/...e-Solar-Millennium_01.pdf
www.vbi.de/fileadmin/documentpool/...e-Solar-Millennium_01.pdf
Eine wirklich informative Bestandsaufnahme zu den künftigen Möglichkeiten von Solar Millennium auf dem afrikanischen Kontinent.
Nur für MarcHe und seine Gesinnungsgenossen eignet sich dieses Dokument in keinem Fall als Nachtlektüre ! Angesichts der darin aufgezeigten phantastischen Perspektiven würden die Ärmsten doch vor lauter Aufregung kein Auge zumachen .... 
Genau das, was Du dort zitierst, habe ich in #4415 und #4500 geschrieben: MPR ist ein aus den Kosten nicht-erneuerbarer Energien abgeleiteter Referenzpreis ohne Subventionscharakter. Er beträgt in Kalifornien, wie oft geschrieben, 10,9 Cent/kwh und damit weniger als ein Viertel der für Andasol 1-3 gezahlten Einspeisevergütungen.
Die Anbieter erneuerbarer Energien müssen sich folglich nach der Decke strecken. Der relativ niedrige MPR ist der Grund, warum selbst Abengoa, die schon seit Jahresmitte über eine Loan Guarantee verfügen, mit dem Baubeginn zögert. Ich halte es aber für möglich, dass Abengoa noch dieses Jahr mit dem Bau beginnt. Als kapitalstarkes Unternehmen kann sich Abengoa das leisten und auf einen "first mover advantage" hoffen.
Ich werde mich hier vorübergehend verabschieden (Geschäftsreisen) und erst bei echten Neuigkeiten wiederkommen. Wichtige Zukunftsmarken sind
a) der 31. Oktober 2010, wenn das Geschäftsjahr beendet ist und SoM wahrscheinlich einen zweistelligen Millionenverlust ausweist,
b) der 2. November 2010, wenn Kaliforniens Bevölkerung über "Proposition 23" abstimmt, mit der die Solarförderung gekippt werden soll.
sieht ja wieder gut aus. Bin gespannt was heute noch geht
Meine # 4849, #4853
Du kannst doch lesen, auch in englisch.
Die CEC braucht den MPR um eine Vorstellung zu haben um wieviel teurer der erneuerbare Strom gegenüber dem konventionellen Strom ist.
Es ist definitiv k e i n Preis, der für erneuerbare Energie zu bezahlen ist. siehe #4853. Infolgedessen kann man mit diesem Preis auch keine Rentabilitäsberechnungen anstellen.
Der Strompreis wird im PPA vereinbart, die CEC prüft nur ob der Preis ü b e r h ö h t ist.
Man bekommt für den Preis von konventionellem Strom keinen erneuerbaren Strom, nicht in Deutschland, nicht in Spanien, nicht in den USA, nicht in Timbuktu und auch nicht auf dem Mond.
Der Preis steht im PPA und ist kostendeckend oder nicht. Wir werden es sehen.
Mir scheint, du bist mit dem Dokument noch nicht ganz durch, Oecorentner... Dann hättest du MarcHe auch die letzte Tür zuschlagen können. Denn wenn man es mehr oder weniger so formuliert "wir werden sehen, was im PPA steht" und "es wird schon richtig und gut für SM sein", dann gibt man halt MarcHe wieder eine Chance etwas dazu zu sagen. Ihm waren die Argumente aber schon vor deinem ersten Beitrag ausgegangen, denn das Dokument gibt doch ziemlich genaue Richtlinien und die TOD-Faktoren lassen doch schon mehr als einen Einblick zu, was in dem PPA stehen kann!
Der hat sich mittlerweile in so viele Widersprüche rein geredet bzw. komplett falsche Berechnungen durchgezogen dem glaubt bzw. nimmt doch eh keinen mehr für voll.
Gestern war doch mal wieder so ein Beispiel dafür. Da rechnet er bei Abengoa bei der Energieberechnung mit 280 MW ohwohl die Nennkapazität bei 250 MW liegt. Als ich ihn auf diesen krassen Fehler hinweise, dann schrieb MarcHe gestern folgendes:
"Das sind exakt die von mir zitierten 280 MW (Leistung des Generators). Weiter unten enthält der Text zusätzlich die Angabe "250 MW nets of power output capacity". Das ist der Nettooutput, den man nach Abzug der Verluste und des Eigenverbrauchs erhält."
Diese Sätze von MarcHe sind doch total daneben und an diesen Sätzen hat wohl jetzt jeder sehr gut erkannt, dass MarcHe die ganzen Zusammenhänge rund um Berechnungen und Kalukaltionen fehlen. Diese Sätzen von MarcHe sind natürlich völliger Blödsinn. Soebst wenn die Satzinhalte so stimmen würden müsste MarcHe 250 MW ansetzen, denn der Stromkäufer wird ganz sicher nicht "Verluste und Eigenverbrauch" bezahlen. Diese Behauptung wie auch Umsatzrechnung für das 250 MW CSP-Kraftwerk von Abengoa ist absurd und handwerklich grottenfalsch.
Mir war das aber schon vor zwei Wochen klar, als der MarcHe Stromgestehungskosten mit Stromabnahmepreise verwechselt hat. Da hat MarcHe doch schon mehr als eindeutig aufgezeigt, dass er sich eigentlich überhaupt nicht auskennt, denn so einen Lappsus erlaubt sich ganz sicher keiner der etwas von der Sache versteht bzw. sich schon längere Zeit darüber informiert hat.
Ganz so ähnlich hat es sich doch bei dem MarcHe mit den Abschreibungen verhalten. In zig Rechnungen hat er hier im Thread aufgeführt, dass Blythe gerade wegen den Abschreibungen nie und nimmer profitabel sein kann. Am Samstag schwenkt er dann auf einmal um und nimmt meine kleine Cash Flow-Berechnung auf und schreibt er berechnet bei Blythe die Rentabilität über das DCF-Modell aus. Da spielen aber Abschreibungen keine keine Rolle. Aber der MarcHe hat immer und immer wieder mit Abschreibungen gerechnet. Auch so ein typisches Beispiel dafür wie hoch der Wissensstand bei MarcHe. Widersprüche über Widersprüche.
Der MarcHe ist schon echt ein sehr lustiger Vogel, aber die Umsatzrechnung vom CSP-Kraftwerk von Abengoa ist dann so was von falsch und seine Erklärung für die faslche Rechnung ist dann schon hanebüchend. Ahnung hat dieser MarcHe von SM, von Erneuerbaren Energien, von Strompreisen in den USA, von PPAs und von Rentabiltätsberechnungen ganz sicher nicht viel.
Iregndwann mache ich in diesem Thread ein "Best of von MarcHe". Das wird dann ein riesig lange und lustige Post, denn MarcHe hat sich dann schon sehr oft in diesem Thread ins Fettnäpfchen gesetzt.
Gestern war doch mal wieder so ein Beispiel dafür. Da rechnet er bei Abengoa bei der Energieberechnung mit 280 MW ohwohl die Nennkapazität bei 250 MW liegt. Als ich ihn auf diesen krassen Fehler hinweise, dann schrieb MarcHe gestern folgendes:
"Das sind exakt die von mir zitierten 280 MW (Leistung des Generators). Weiter unten enthält der Text zusätzlich die Angabe "250 MW nets of power output capacity". Das ist der Nettooutput, den man nach Abzug der Verluste und des Eigenverbrauchs erhält."
Diese Sätze von MarcHe sind doch total daneben und an diesen Sätzen hat wohl jetzt jeder sehr gut erkannt, dass MarcHe die ganzen Zusammenhänge rund um Berechnungen und Kalukaltionen fehlen. Diese Sätzen von MarcHe sind natürlich völliger Blödsinn. Soebst wenn die Satzinhalte so stimmen würden müsste MarcHe 250 MW ansetzen, denn der Stromkäufer wird ganz sicher nicht "Verluste und Eigenverbrauch" bezahlen. Diese Behauptung wie auch Umsatzrechnung für das 250 MW CSP-Kraftwerk von Abengoa ist absurd und handwerklich grottenfalsch.
Mir war das aber schon vor zwei Wochen klar, als der MarcHe Stromgestehungskosten mit Stromabnahmepreise verwechselt hat. Da hat MarcHe doch schon mehr als eindeutig aufgezeigt, dass er sich eigentlich überhaupt nicht auskennt, denn so einen Lappsus erlaubt sich ganz sicher keiner der etwas von der Sache versteht bzw. sich schon längere Zeit darüber informiert hat.
Ganz so ähnlich hat es sich doch bei dem MarcHe mit den Abschreibungen verhalten. In zig Rechnungen hat er hier im Thread aufgeführt, dass Blythe gerade wegen den Abschreibungen nie und nimmer profitabel sein kann. Am Samstag schwenkt er dann auf einmal um und nimmt meine kleine Cash Flow-Berechnung auf und schreibt er berechnet bei Blythe die Rentabilität über das DCF-Modell aus. Da spielen aber Abschreibungen keine keine Rolle. Aber der MarcHe hat immer und immer wieder mit Abschreibungen gerechnet. Auch so ein typisches Beispiel dafür wie hoch der Wissensstand bei MarcHe. Widersprüche über Widersprüche.
Der MarcHe ist schon echt ein sehr lustiger Vogel, aber die Umsatzrechnung vom CSP-Kraftwerk von Abengoa ist dann so was von falsch und seine Erklärung für die faslche Rechnung ist dann schon hanebüchend. Ahnung hat dieser MarcHe von SM, von Erneuerbaren Energien, von Strompreisen in den USA, von PPAs und von Rentabiltätsberechnungen ganz sicher nicht viel.
Iregndwann mache ich in diesem Thread ein "Best of von MarcHe". Das wird dann ein riesig lange und lustige Post, denn MarcHe hat sich dann schon sehr oft in diesem Thread ins Fettnäpfchen gesetzt.
Financing Dearth Holds Solar Back in U.S.
By MATT DAILY and SARAH McBRIDE
Published: October 17, 2010
NEW YORK — The U.S. solar energy industry is having its best year ever, yet financing remains scarce for the billion-dollar projects needed for it to gain ground on global leaders like Germany.
For the U.S. solar sector to move up from rooftop add-on technology to the scale of fossil fuel power plants, the country needs to build large plants covering hundreds of acres. Each can cost as much as $1 billion, a huge sum for the nascent industry to finance, even with U.S. government incentives.
“Because the debt market is so thin right now, it is very difficult to find lenders who are able to lend long-term,” said Scott Frier, chief operating officer of Abengoa Solar, which has two big U.S. plants under development.
Just last week, doubts arose about the largest thermal solar plant under development, a one-gigawatt plant proposed in Blythe, California, by Solar Trust of America, a partnership of Solar Millennium and Ferrostaal. The company warned that its application for a U.S. government loan guarantee was taking longer than expected.
U.S. solar sales are on track to reach about one gigwatt this year, equivalent to one nuclear reactor. While solar panel makers and project developers are optimistic that the country could become the world leader by the middle of the next decade, the U.S. industry remains far behind some of its counterparts, especially that of Germany.
Globally, solar installations are expected to reach 14 gigawatts this year. At least half of that will come in Germany, where developers have rushed to build projects before financial incentives are cut.
The U.S. government has two programs to help the industry: a cash grant that pays 30 percent of project costs for plants under construction by Dec. 31, and a loan guarantee program that covers as much as 80 percent of project costs.
Applicants to the loan guarantee program have complained that the process is too lengthy and murky, leading to just a handful of projects’ winning approval.
“We and everyone else” need a loan guarantee, said Solar Trust’s chief executive, Uwe T. Schmidt. “We and everyone else need a cash grant.”
This summer, Abengoa won a $1.45 billion loan guarantee for its 280-megawatt solar plant in Gila Bend, Arizona. Regulators are paging through applications for other projects, including a cluster of plants in California that would provide more than 4,000 megawatts of power.
Experts say it is unlikely that all the proposed projects will be built, in part because of high financing costs.
Bankers generally prefer smaller, less risky projects and shorter-term loans than the 20-year terms solar plants typically need. Even if big banks are willing to get involved, their lending rates run about 8 percent, roughly double the government rate.
Still, some bankers say developers, looking to keep the favorable government programs alive, have been exaggerating the difficulties of lining up bank financing.
“There is commercial project financing available,” insisted Jonathan Yellen, managing director for infrastructure and project finance at Deutsche Bank. “Renewable energy is attracting a large and growing portion of the available capital.”
The erosion of another key financing tool, the tax equity market, during the banking crisis also dried up a significant pool of capital for projects.
In that market, companies developing solar projects sell future U.S. tax breaks for renewable energy to a financial partner who in turn applies those credits to its own tax bill. By paying up front for the tax benefit, the financial sector provides the developers with cash to build projects.
While major banks have recovered from the worst of the recent crisis, their appetite for tax equity remains a fraction of what it was in 2007. Two of the biggest players in the market at that time were Lehman Brothers, now defunct, and the insurer American International Group, which needed a bailout and has sharply cut back its operations.
Tax equity market interest is beginning to emerge again and should grow, especially as solar makers continue to cut costs for the systems, one executive said.
“We have a model that’s gone around the world of countries’ paying too much for solar,” said Eric Hafter, head of U.S. operations for Sharp Solar, a unit of Sharp Electronics.
He said that as the United States came out of recession “and the tax equity looks for a safe place to park,” money would “flood into solar.”
First Solar, a maker of thin-film photovoltaic solar modules, has more than two gigawatts of solar power plants on the drawing board, but the company, based in Tempe, Arizona, will not develop those plants until it has a buyer in place.
The company, the lowest-cost producer of photovoltaic modules that turn sunlight into electricity, did finance the construction of the nation’s largest photovoltaic plant, a 21-megawatt facility also in Blythe, California, before selling it to the power company NRG Energy.
But First Solar does not plan to finance construction of other plants, such as the 290-megawatt Agua Caliente plant planned in Arizona.
Matt Daily and Sarah McBride are Reuters correspondents.
www.nytimes.com/2010/10/18/business/.../18green.html?src=busln
By MATT DAILY and SARAH McBRIDE
Published: October 17, 2010
NEW YORK — The U.S. solar energy industry is having its best year ever, yet financing remains scarce for the billion-dollar projects needed for it to gain ground on global leaders like Germany.
For the U.S. solar sector to move up from rooftop add-on technology to the scale of fossil fuel power plants, the country needs to build large plants covering hundreds of acres. Each can cost as much as $1 billion, a huge sum for the nascent industry to finance, even with U.S. government incentives.
“Because the debt market is so thin right now, it is very difficult to find lenders who are able to lend long-term,” said Scott Frier, chief operating officer of Abengoa Solar, which has two big U.S. plants under development.
Just last week, doubts arose about the largest thermal solar plant under development, a one-gigawatt plant proposed in Blythe, California, by Solar Trust of America, a partnership of Solar Millennium and Ferrostaal. The company warned that its application for a U.S. government loan guarantee was taking longer than expected.
U.S. solar sales are on track to reach about one gigwatt this year, equivalent to one nuclear reactor. While solar panel makers and project developers are optimistic that the country could become the world leader by the middle of the next decade, the U.S. industry remains far behind some of its counterparts, especially that of Germany.
Globally, solar installations are expected to reach 14 gigawatts this year. At least half of that will come in Germany, where developers have rushed to build projects before financial incentives are cut.
The U.S. government has two programs to help the industry: a cash grant that pays 30 percent of project costs for plants under construction by Dec. 31, and a loan guarantee program that covers as much as 80 percent of project costs.
Applicants to the loan guarantee program have complained that the process is too lengthy and murky, leading to just a handful of projects’ winning approval.
“We and everyone else” need a loan guarantee, said Solar Trust’s chief executive, Uwe T. Schmidt. “We and everyone else need a cash grant.”
This summer, Abengoa won a $1.45 billion loan guarantee for its 280-megawatt solar plant in Gila Bend, Arizona. Regulators are paging through applications for other projects, including a cluster of plants in California that would provide more than 4,000 megawatts of power.
Experts say it is unlikely that all the proposed projects will be built, in part because of high financing costs.
Bankers generally prefer smaller, less risky projects and shorter-term loans than the 20-year terms solar plants typically need. Even if big banks are willing to get involved, their lending rates run about 8 percent, roughly double the government rate.
Still, some bankers say developers, looking to keep the favorable government programs alive, have been exaggerating the difficulties of lining up bank financing.
“There is commercial project financing available,” insisted Jonathan Yellen, managing director for infrastructure and project finance at Deutsche Bank. “Renewable energy is attracting a large and growing portion of the available capital.”
The erosion of another key financing tool, the tax equity market, during the banking crisis also dried up a significant pool of capital for projects.
In that market, companies developing solar projects sell future U.S. tax breaks for renewable energy to a financial partner who in turn applies those credits to its own tax bill. By paying up front for the tax benefit, the financial sector provides the developers with cash to build projects.
While major banks have recovered from the worst of the recent crisis, their appetite for tax equity remains a fraction of what it was in 2007. Two of the biggest players in the market at that time were Lehman Brothers, now defunct, and the insurer American International Group, which needed a bailout and has sharply cut back its operations.
Tax equity market interest is beginning to emerge again and should grow, especially as solar makers continue to cut costs for the systems, one executive said.
“We have a model that’s gone around the world of countries’ paying too much for solar,” said Eric Hafter, head of U.S. operations for Sharp Solar, a unit of Sharp Electronics.
He said that as the United States came out of recession “and the tax equity looks for a safe place to park,” money would “flood into solar.”
First Solar, a maker of thin-film photovoltaic solar modules, has more than two gigawatts of solar power plants on the drawing board, but the company, based in Tempe, Arizona, will not develop those plants until it has a buyer in place.
The company, the lowest-cost producer of photovoltaic modules that turn sunlight into electricity, did finance the construction of the nation’s largest photovoltaic plant, a 21-megawatt facility also in Blythe, California, before selling it to the power company NRG Energy.
But First Solar does not plan to finance construction of other plants, such as the 290-megawatt Agua Caliente plant planned in Arizona.
Matt Daily and Sarah McBride are Reuters correspondents.
www.nytimes.com/2010/10/18/business/.../18green.html?src=busln
Dein Posting #4859: "... SoM wahrscheinlich einen zweistelligen Millionenverlust ausweist,..."
Es gibt auch eine Wahrscheinlichkeit - auch wenn diese äußerst gering ist -, daß Du bei Deiner "Geschäftsreise" einem Unfall (Auto, Flieger, Bahn, zu Fuß) oder Raubmord zum Opfer fällst. Wollen wir für Dich zwar wirklich nicht hoffen, die Wahrscheinlichkeit jedoch besteht.
Es gibt auch eine Wahrscheinlichkeit - auch wenn diese äußerst gering ist -, daß Du bei Deiner "Geschäftsreise" einem Unfall (Auto, Flieger, Bahn, zu Fuß) oder Raubmord zum Opfer fällst. Wollen wir für Dich zwar wirklich nicht hoffen, die Wahrscheinlichkeit jedoch besteht.
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#4866
Vergleicht die Kostenseite von ST und PV
seekingalpha.com/article/...-solar-thermal-power-plants-doomed
seekingalpha.com/article/...-solar-thermal-power-plants-doomed
Hallo,
ich hoffe es wird jetzt nicht zu langweilig hier. MarcHe ist auf "Dienstreise", Desertsun scheint wie vom Erdboden verschluckt und The-Link ist wegen Posting Nr.4733 vom 14.10.2010 seit gestern für sieben Tage gesperrt.
Vielleicht sollte man diese Zeit nutzen, um das Projekt Blythe mit allen bisher bekannten Fakten/Faktoren, die hier in den letzten Tagen diskutiert wurden, möglichst zusammenhängend mit Quellen darzustellen, damit andere Leser des Forums sich an einer Stelle konzentriert einen Überblick verschaffen können. Als Gliederung könnte man die Themen
- Genehmigungsverfahren und Stand derselben,
- Finanzierung mit unterschiedlichen Instrumenten und deren Auswirkung erklären
- Art und Struktur der Einspeisevergütung, mögliche Varianten in einem PPA, mögliche Höhe der Vergütung
- falls sich jemand ran traut: eine Rentabilitätsberechnung mit wahrscheinlichsten Daten.
Es ist für einen Außenstehenden doch sehr mühsam, sich durch all die Seiten der letzten Tage und Wochen zu quälen. Hat jemand ausreichend Zeit, das in Angriff zu nehmen? Es könnte ein Beitrag zu jedem Teilthema verfasst werden, z.B. Blythe 1 - Genehmigungen, Blythe 2 - Finanzierung, Blythe 3 -PPA und Einspeisevergütung, Blythe 4 - Rentabilitätsberechung u.s.w.
Dabei könnten jeweils alle sinnvollen Links zum jeweiligen Beitrag zusammengefasst aufgelistet werden.
@studibu:
Was in dem Artikel steht, ist ja nicht gerade ermutigend. Um 2015 herum sollen pro Jahr 20GW an PV-Leistung neu zugebaut werden und nur 200MW-2GW an CSP-Leistung. Die Botschaft vermittelt, daß PV in absehbarer Zukunft immer billiger wie CSP sein wird. Während die PV-Branche großzügig vom deutschen Stromverbraucher entlohnt wird, fließt in CSP-Technologie vergleichsweise noch wenig Geld. Ich bin mal gespannt, wie die Verhältnisse aussehen werden, wenn in der Zukunft ausgereifte CSP-Komponenten in die industrielle Massenfertigung gehen. Der Unterschied zwischen beiden in den Bereitstellungskosten für die Energie wird dann sicher nicht mehr so groß sein, wie in dem Artikel dargestellt. Die CSP-Branche entwickelt sich ja gerade erst. Nun, die Zukunft wird uns alle schlauer machen.
Solar Millennium: Mal sehen, wann sie eine Aussage zum Ibersol-Projekt machen werden. Ich kann nur hoffen, daß die Investoren in Ibersol namhafte und bekannte Adressen sind. Das würde der Aktie gut tun.
Gruß
Rhapsodie
ich hoffe es wird jetzt nicht zu langweilig hier. MarcHe ist auf "Dienstreise", Desertsun scheint wie vom Erdboden verschluckt und The-Link ist wegen Posting Nr.4733 vom 14.10.2010 seit gestern für sieben Tage gesperrt.
Vielleicht sollte man diese Zeit nutzen, um das Projekt Blythe mit allen bisher bekannten Fakten/Faktoren, die hier in den letzten Tagen diskutiert wurden, möglichst zusammenhängend mit Quellen darzustellen, damit andere Leser des Forums sich an einer Stelle konzentriert einen Überblick verschaffen können. Als Gliederung könnte man die Themen
- Genehmigungsverfahren und Stand derselben,
- Finanzierung mit unterschiedlichen Instrumenten und deren Auswirkung erklären
- Art und Struktur der Einspeisevergütung, mögliche Varianten in einem PPA, mögliche Höhe der Vergütung
- falls sich jemand ran traut: eine Rentabilitätsberechnung mit wahrscheinlichsten Daten.
Es ist für einen Außenstehenden doch sehr mühsam, sich durch all die Seiten der letzten Tage und Wochen zu quälen. Hat jemand ausreichend Zeit, das in Angriff zu nehmen? Es könnte ein Beitrag zu jedem Teilthema verfasst werden, z.B. Blythe 1 - Genehmigungen, Blythe 2 - Finanzierung, Blythe 3 -PPA und Einspeisevergütung, Blythe 4 - Rentabilitätsberechung u.s.w.
Dabei könnten jeweils alle sinnvollen Links zum jeweiligen Beitrag zusammengefasst aufgelistet werden.
@studibu:
Was in dem Artikel steht, ist ja nicht gerade ermutigend. Um 2015 herum sollen pro Jahr 20GW an PV-Leistung neu zugebaut werden und nur 200MW-2GW an CSP-Leistung. Die Botschaft vermittelt, daß PV in absehbarer Zukunft immer billiger wie CSP sein wird. Während die PV-Branche großzügig vom deutschen Stromverbraucher entlohnt wird, fließt in CSP-Technologie vergleichsweise noch wenig Geld. Ich bin mal gespannt, wie die Verhältnisse aussehen werden, wenn in der Zukunft ausgereifte CSP-Komponenten in die industrielle Massenfertigung gehen. Der Unterschied zwischen beiden in den Bereitstellungskosten für die Energie wird dann sicher nicht mehr so groß sein, wie in dem Artikel dargestellt. Die CSP-Branche entwickelt sich ja gerade erst. Nun, die Zukunft wird uns alle schlauer machen.
Solar Millennium: Mal sehen, wann sie eine Aussage zum Ibersol-Projekt machen werden. Ich kann nur hoffen, daß die Investoren in Ibersol namhafte und bekannte Adressen sind. Das würde der Aktie gut tun.
Gruß
Rhapsodie
Mal ganz blöd gefragt: Was passiert, wenn Ibersol bis 31.10.2010 nicht läuft?
Also ich will hier jetzt nicht Links Arbeit übernehmen ... aber trotzdem :p
Na das kann noch was werden ;-)
Spaß beiseite ....
www.solarmillennium.de/Presse/Meldungen/...,lang1,50,1908.html
Viele Grüße
Spaß beiseite ....
www.solarmillennium.de/Presse/Meldungen/...,lang1,50,1908.html
Viele Grüße
Das Leben ist wie eine Schachtel Pralinen....
man weis nie, was man bekommt!
man weis nie, was man bekommt!
Was passiert wenn Ibersol zum 2. Januar 2011 finanziert ist????
Als das letzte mal ein Neuer kam, machte die Aktie einen Sprung, jetzt??
Die positive Seite ist, daß hochqualifizierte Manager aus verantwortlichen Tätigkeiten zu SM kommen sowohl in Deutschland als auch in den USA (Mr. Clapp von Citigroup)
Sie schätzen im Gegensatz zu MarcHe SM nicht als Klitsche ein, die über kurz oder lang pleite geht.
Utz Claassen hatte keinerlei Auslandserfahrung, hätte man vielleicht berücksichtigen sollen
Maschinenbauer, mittel- und langfrfistig sicher besser als reine Wirte.
Vielleicht etwas schlechter bei der kurzfristigen Zahlenpräsentation, aber das kann den SoM-Aktionär doch nicht mehr schocken, oder?
Withag ist auch Organisationspsychologe; da weiß er auch, wie man kommunizieren muss.
Vielleicht etwas schlechter bei der kurzfristigen Zahlenpräsentation, aber das kann den SoM-Aktionär doch nicht mehr schocken, oder?
Withag ist auch Organisationspsychologe; da weiß er auch, wie man kommunizieren muss.
Habe ich schon mal versucht, hier mein letzter Stand
1. Alle Projekte in USA 8000 MW
http://www.greentechmedia.com/images/wysiwyg/research-blogs/USCSPProjectTracker.pdf
2. Genehmigungen
A.Genehmigung für "Public Land" und "Fast Track List"
http://www.blm.gov/wo/st/en/prog/energy/.../fast-track_renewable.html
Es fehlt noch der "Final Record of Decision" siehe oben Greentechmedialist. Wenn diese Genehmigung da ist, hat STA das Recht auf dem Land ein Kraftwerk zu bauen.
B.Vereinbarung und Genehmigung eines PPA für z w e i Kraftwerke
http://www.solarmillennium.de/Presse/Meldungen/...erungsbehoerde_gene
Die Genehmigung durch die CEC beinhaltet keine Vorgabe eines Strompreises.
http://docs.cpuc.ca.gov/PUBLISHED/FINAL_RESOLUTION/111386.htmMPR procedural history
The Commission set the initial parameters for the MPR in D.03-06-071. The method for calculating the MPR was first developed in D.04-06-015. In D.04-06-015, the Commission clarified "what the MPR is not: it does not represent the cost, capacity or output profile of a specific type of renewable generation technology. . . [T]he MPR is to represent the presumptive cost of electricity from a non-renewable energy source, which this Commission, in D.03-06-071, held to be a natural gas-fired baseload or peaker plant." (D.04-06-015, mimeo., p. 6, n.10.)
Der "MPR does not represent...." er gibt keinen Preis vor
Zweck der CEC Genehmigung ist es ü b e r h ö h t e Preise zwischen Versorger und Kraftwerksbetreiber zu verhindern.
3. Art und Struktur der Einspeisevergütung.
Der Preis für den Strom steht im PPA und ist Verhandlungssache zwischen Lieferant STA und Abnehmer SCE. Wir müssen annehmen, daß er kostendeckend ist.
4. Finanzierung
Mein letzter Stand zur Finanzierung
Erst einmal ist wichtig: STA will die Mehrheit behalten.
Clapp said that Solar Trust has received strong indicative offers of equity investment and that it has no objection to being a minority equity partner in any of the plants it builds.
Die Finanzierung erfolgt in 2 Stufen:
Bauphase: 80% Kredit durch Federal Finance Bank mit 100% Loan Guarantee,
20 % Equity durch SM und Ferrostaal und "third party"
Betriebsphase: During this phase, tax equity investments will fund a portion of the capital structure, paying down the FFB loans and deleveraging the project towards investment grade status.
Die Finanzierung soll bis Ende Oktober stehen.
and that Solar Trust is targeting a financial close on these projects by the end of October.
Zur Rentabilität später etwas.
@ Oecorentner
Nun ja, ich denke mal, dass S2M eine erneute Gewinnwarnung für dieses Geschäftsjahr herausgeben müsste und die Aktie damit gänzlich in den Keller rauschen würde. Oder bin ich da jetzt irgendwie auf dem falschen Dampfer?
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