TEIL C

Photovoltaische Großanlagen (IV)

Die weitere Entwicklung ab 2012

Im Januar 2012 gibt der Oberste Energierat in Dubai in den Vereinigten Arabischen Emiraten den Startschuß für ein 3,27 Mrd. $ schweres Projekt für Photovoltaik und konzentrierte Solarenergie mit einer geplanten Kapazität von 1 GW, dessen endgültige Fertigstellung für 2030 geplant ist.

Die erste 10 MW (andere Quellen: 13 MW) Phase des Mohammad Bin Rashid Al Maktoum Solar Park, der vom staatlichen Stromversorger Dubai Electricity and Water Authority (DEWA) verwaltet und betrieben werden soll, kostet 32,4 Mio. $ und wird im Oktober 2013 abgeschlossen. Zu dieesm Zeitpunkt werden in Dubai gerade einmal 4,5 MW elektrischer Strom durch Solarenergie erzeugt.

Um die Chronologie dieser anfangs noch bescheidenen PV-Großanlage weiterzuführen:

Die Ausschreibung für die zweit Phase der Erweiterung gewinnt das saudi-arabische Unternehmen ACWA Power – und im April 2015 kündigt die DEWA an, einen Betrag von 3 Mrd. $ investieren zu wollen, um die geplante Erzeugungskapazität des Solarparks bis 2030 auf 3 GW zu erhöhen. Gleichzeitig beginnt das Ausschreibungsverfahren für die dritte Phase der Erweiterung des Solarparks um 800 MW. Im Juni wird vergibt die DEWA einen Auftrag an First Solar zur Lieferung von Solarmodulen im Umfang von 200 MW

Im März 2017 wird die zweite Phase des Solarparks mit 200 MW eingeweiht, die von einem Konsortium unter der Leitung von ACWA Power aus Saudi-Arabien und TSK aus Spanien für rund 326 Mio. $ realisiert wurde. Die von dem Konsortium gegründete Projektgesellschaft Shuaa Energy 1 (shuaa = Strahl) war für die  Durchführung verantwortlich, bei der auf einer Fläche von 4,5 km² insgesamt 2,3 Millionen PV-Paneele installiert wurden. Anderen Quellen zufolge wird diese Teilfläche erst im Mai 2018 in Betrieb genommen.

Die dritte Phase des Projekts mit einer Leistung von 800 MW wird von der Shuaa Energy 2 unter der Leitung von Masdar entwickelt, wobei diesmal auch die Électricité de France (EDF) über ihre Tochtergesellschaft EDF Énergies Nouvelles mitbeteiligt ist, die hierfür im Juni 2016 ausgewählt wurde. Der Bau dieser Phase beginnt im Januar 2017 und sie wird schrittweise 2019 bzw. 2020 in Betrieb genommen, womit der Solarpark eine Gesamtkapazität von 1,013 GW erreicht.

Die vierte Phase des Projekts wird im September 2017 angekündigt und im November 2018 vertraglich festgelegt. Das 950 MW Hybrid-Solarkraftwerk Noor Energy 1 (das Anfang 2011 mit 100 MW angedacht war, s.o.), geht im November 2020 in Betrieb.

Das 3,9 Mrd. $ Projekt umfaßt neben 250 MW aus der PV-Stromerzeugung, die mittels mehr als 800.000 PV-Modulen der Firma Canadian Solar erzeugt werden, 700 MW konzentrierte thermische Solarenergie aus einer Solarturm-Anlage mit einer Leistung von 100 MW und drei Parabolrinnen-Anlagen mit jeweils 200 MW. Der Solarturm gilt mit einer Höhe von 260 m als der höchste Solarturm der Welt.

Diese Phase entwickelt die ACWA Power in Partnerschaft mit der Shanghai Electric Group Company (SEGC) als Hauptauftragnehmer, der Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) bzw. dem The Silk Road Fund und dem spanischen Unternehmen Abengoa.

Als weiteren Schritt veröffentlicht die DEWA eine Ausschreibung für die Entwicklung der fünften Phase mit einer PV-Kapazität von 900 MW, an der sich 64 Unternehmen beteiligen. Diese 561 Mio. $ teure Phase soll ab dem zweiten Quartal 2021 schrittweise in Betrieb genommen werden - und verfügt über bifaziale Module auf einachsigen Trackern, sowie über vollautomatische Reinigungsroboter.

Danach folgt eine sechste Phase mit 900 MW, deren Ausschreibung im September 2022 erfolgt. Diese Erweiterung soll 2027 ans Netz gehen. Zu diesem Zeitpunkt hat der Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solarpark eine Leistung von 1,8 GW erreicht. Dem aktuellen Stand zufolge ist geplant, daß er bis 2030 insgesamt 5 GW erzeugt.

Im Mai 2021 wird zudem das ‚Green Hydrogen-Projekt in Betrieb genommen, ein gemeinsam mit der Firma Siemens Energy errichtete Testanlage zur Produktion von Wasserstoff aus Solarenergie, die bei einer Leistung von 1,25 MW Solarstrom pro Stunde 20,5 kg Wasserstoff produziert.

Im Mai 2022 meldet die DEWA, daß der Solarturm und die Parabolrinnen, die zum CSP-Abschnitt des Projekts gehören, noch immer nicht in Betrieb sind. Der Grund dafür ist möglicherweise die wesentlich aufwendigere Technologie im Vergleich zur Photovoltaik. Im Juli folgt eine Aktualisierung durch die DEWA. Demnach soll das Fertigstellungsdatum des Solarparks um drei Jahre auf 2027 vorverlegt werden – bei einer gleichzeitigen Verringerung der Erzeugungskapazität.

In den USA schließen im Januar 2012 die OCI Solar Power, eine Abteilung des südkoreanischen Mischkonzerns OCI, und der staatliche kommunale Energieversorger CPS Energy eine öffentlich-privaten Partnerschaft zur Errichtung eines Solarstromprojekts mit 400 MW in San Antonio. Im Sommer zuvor hatte die CPS Energy beschlossen, ihr ursprüngliches 50 MW Solarprojekt zu erweitern. Mittels einer Investition von mehr als 100 Mio. $ sollen nun in den westlichen Teilen des Bundesstaates Texas sieben Solarkraftwerke gebaut werden.

Der Bau der ersten ersten Phase, des Solarparks Alamo 1 in Bexar County mit einer Kapazität von 39,2 MW, beginnt im Februar 2013 und wird im Dezember abgeschlossen, Alamo 2 folgt mit 4,4 MW im März 2014, Alamo 3 mit 5,5 MW im Januar 2015, Alamo 4 in Brackettville mit 39,6 MW im August 2014, Alamo 5 mit 95 MW im Dezember 2015, Alamo 6 mit 110,2 MW im März 2017 und Alamo 7 mit 106,4 MW im September 2016, wobei überall Großpaneele auf Trackern installiert sind. In einigen Quellen wird die Gesamtleistung auch mit 577 MW angegeben.

Im Jahr 2019 wird Alamo 1, als Ersatz für die bisherigen ERCAM Tracker, mit modernen Solartrackern der Firma Array Technologies Inc. aufgerüstet, um die Gesamtleistung und Zuverlässigkeit zu verbessern, wobei die Arbeit erfolgt, ohne das gesamte Projekt stromlos zu machen. Zudem wird ein Block bifazialer Solarmodule installiert, die für Feldtests und die Datenerfassung verwendet werden. Weitere Modernisierungen werden in Betracht gezogen. 2023 führt die OCI eine mehrmonatige Modernisierung von Alamo 2 durch.

Gemäß einer Meldung von Ende Januar 2012 planen die privaten Investmentfonds Terra Nex Financial Engineering AG aus der Schweiz und Middle East Best Select (MEBS) aus Deutschland ein integriertes 2 Mrd. $ Projekt zur Entwicklung der Solartechnologie im Sultanat Oman – wozu auch der Bau eines Solarkraftwerks mit einer Kapazität 400 MW gehört. Auch in diesem Fall ist leider nichts über eine Umsetzung bekannt.

Im Oman geht es jedoch erst im Mai 2017 einen Schritt weiter, als die chinesische Ningxia Zhongke Jiaye New Energy and Technology Management Co. eine Vereinbarung mit dem Oman Investment Fund unterzeichnet, um in Duqm ein groß angelegtes Solarstromprojekt zu errichten. Dieses soll in zwei Phasen entwickelt werden, wobei die erste Phase eine Kapazität von 400 MW vorsieht, die später auf 1 GW erweitert werden soll.

Im Februar 2019 wird die Marubeni Corp., die ein japanisch-omanisches Konsortium anführt, von der Petroleum Development Oman (PDO) für den Bau einer 105 MW Solarfarm ausgewählt. Der kommerzielle Betrieb der Amin Solar PV Power Plant im Süden des Landes ist für Mai 2020 geplant. Auch hier kommen die bifazialen Solarmodule von Jolywood zum Einsatz.

Im Mai folgen Berichte, daß die Shams Ad-Dhahira Generating Co. SAOC unter dem Namen Ibri II Solar PV Independent Power Plant ein 500 MW Solarkraftwerk entwickelt. Die Gesamtkosten des Projekts in Ibri, im Gouvernement Ad Dhahirah im Nordwesten des Oman, belaufen sich auf 417 Mio. $, die teilweise von der Asiatischen Investitionsbank für Infrastruktur (AIIB) in Peking finanziert werden. Verantwortlich für die Umsetzung ist ein Entwicklungskonsortium, das aus dem saudischen Energieunternehmen ACWA Power, der Gulf Investment Corp. und der Firma Alternative Energy Projects besteht.

Den kommerziellen Betrieb sollte die mit hocheffizienten bifazialen Solarmodulen des Typs N TOPCon (Tunnel Oxide Passivated Contact) der chinesischen Firma Jolywood (Suzhou) Solar Technology Co. Ltd. ausgestattete Anlage im Juni 2021 aufnehmen, was sich allerdings bis zum Januar 2022 verzögert. Die Komponenten der Solarfarm sind so konzipiert, daß sie den häufigen Staubstürmen in der Region standhalten. Übrigens: Europas größtes N-bifaziales Solarkraftwerk, das im Januar 2019 im Zonnepark Rilland in den Niederlanden in Betrieb ging, hat eine Leistung von nur 11,75 MW.

Über ein weiteres Projekt im Oman wird im August 2021 berichtet. Demnach hat der indische Solarentwickler Acme Solar einen Grundstücksvertrag in der Sonderwirtschaftszone im Hafen von Duqm für den Bau einer mit erneuerbaren Energien betriebenen Anlage zur Herstellung von grünem Wasserstoff und grünem Ammoniak unterzeichnet. Die Anlage im Wert von 3,5 Mrd. $ wird 3 GW Photovoltaik und 0,5 GW Windenergie nutzen, um täglich 2.400 Tonnen Ammoniak zu produzieren. Der Bau ist in mehreren Phasen geplant und soll bis 2022 in Betrieb gehen.

Im November 2022 wird gemeldet, daß die omanischen Behörden in Ibri ein weiteres 500 MW Solarprojekt entwickeln wollen, das bis zum vierten Quartal 2026 in Betrieb genommen werden soll. Die Oman Power and Water Procurement Co. (OPWP) startet daraufhin eine Ausschreibung für das Projekt Ibri III. Im März 2023 schreibt die Behörde zwei weitere 500 MW Solarkraftwerke aus, die unter den Namen Manah 1 und Manah 2 im Betirk Manah im Gouvernorat Al-Dakhiliyah angesiedelt werden sollen. Die Kosten werden auf 800 Mio. $ geschätzt, der Bau soll im dritten Quartal 2023 beginnen, und der kommerzielle Betrieb Mitte 2025 aufgenommen werden.

Ebenfalls im Januar 2012 teilt die Fluor Corporation aus Texas mit, daß sie den Zuschlag für den Bau und Betrieb einer 125 MW PV-Großanlage in Maricopa County, Arizona, erhalten hat. Das Projekt mit dem Namen Arlington Valley Solar Energy II (AVSE II) wird in der Nähe der Arlington Valley Combined Cycle Facility errichtet, einem Erdgaskraftwerk, das ebenfalls von Fluor geplant und gebaut wird. Offiziell eingeweiht wird AVSE II im Mai 2013, wobei Block 1 (von 4) mit 25 MW (andere Quellen: 28 MW) in Betrieb geht, während der Rest des Solarparks bis zum Jahresende fertiggestellt wird.

Im April 2012 melden die Fachblogs, daß der Technologiekonzern Kyocera in der Nähe der Stadt Kagoshima mit dem Bau des derzeit größten Solar-Kraftwerks in Japan beginnen wird – auf einer künstlichen Insel vor der Küste im Süden des Landes. Die Anlage wird eine Leistung von 70 MW haben und soll dazu beitragen, die im vorherigen Jahr durch das große Tōhoku-Erdbeben verursachten Stromversorgungsprobleme zu lösen. Die Investitionen für das Projekt belaufen sich auf mehr als 200 Mio. €.

Um den Betrieb der Kagoshima Nanatsujima Mega-Solar Power Plant zu übernehmen, wird im Juni eine Zweckgesellschaft gegründet, bei der Kyocera der größte Anteilseigner ist. Der Bau beginnt im September 2012, und im November 2013 geht das Solarkraftwerk ans Netz, das auch über eine öffentliche Besichtigungseinrichtung verfügt, das Kagoshima Nanatsujima Solar Science Museum. Zur Vorsorge gegenüber den Auswirkungen der Vulkanasche aus dem nahe gelegenen Sakurajima werden fünf Lastwagen mit Hochdruckreinigungsgeräten vorgehalten.

Als Japan Mitte 2012 einen neuen Einspeisetarif für erneuerbare Energien einführt, meldet die Presse, daß alleine von den zehn großen Energieversorgern des Landes deshalb 30 neue Solarkraftwerke bis 2020 in Planung sind. Zeitgleich geht mit 2,1 MW der erste Teil des SoftBank Kyoto Solar Park von Kyocera in Kyoto in Betrieb, deren geplante Gesamtleistung 4,2 MW beträgt.

Im April 2013 bewilligt die Regierung den Bau eines 400 MW Solarkraftwerks auf einer abgelegenen Insel im Süden Japans, das die Stadt Sasebo über eine unterseeische Übertragungsleitung mit Strom versorgen wird. Das Kraftwerk soll etwa 1,036 Mrd. $ kosten.

Die Firma ReneSola meldet im Januar 2014, daß sie ausgewählt wurde, um 420 MW Solarmodule für mehr als zehn Freiflächenkraftwerke zu liefern, die in den Bergregionen Japans installiert werden sollen. Die Auslieferung der Solarmodule soll noch in diesem Monat beginnen und bis Dezember 2015 fortgesetzt werden. Weitere Details sind nicht bekannt.

Im Mai 2013 gibt das Ministeriums für Energie, Handel und Industrie (METI) bekannt, daß Hokkaido der größte Solarmarkt Japans werden wird. Zwischen Juli 2012 und Januar 2014 genehmigt das METI im Rahmen des Einspeisetarifprogramms PV-Anlagen im Umfang von über 31 GW. Davon machen PV-Anlagen mit einer Größe von mehr als 1 MW, sogenannte ‚Mega-Solaranlagen‘, über die Hälfte der genehmigten Anlagen aus.

Tatsächlich sind in Hokkaido zu diesem Zeitpunkt schon über 140 MW Solarkapazität installiert. Im Februar dieses Jahres nahm die Eurus Energy in Shiranuka die Shiranuka Solar Power Plant mit 32,52 MW in Betrieb, und im April stellte die Mitsui Fudosan Co. Ltd. ein 23 MW PV-Kraftwerk in der Stadt Tomakomai fertig. Zudem entwickeln die SB Energy und die Mitsui & Co. Ltd. gemeinsam in der angrenzenden Ortschaft Abira ein 111 MW Solarkraftwerk namens SoftBank Tomatoh Abira Solar Park, dessen Baubeginn im Oktober gefeiert wird. Diese Anlage geht im Dezember 2015 ans Netz.

Die Unternehmen Photovolt Development Partners GmbH (PVDP), Kyocera Corp., Kyudenko Corp., ORIX Corp. und Mizuho Bank Ltd. schließen im Juni 2014 einen Rahmenvertrag, um die Möglichkeit zu untersuchen, auf der Insel Ukujima, nahe der Stadt Sasebo in der Präfektur Nagasaki, das „weltweit größte auf Agrarland errichtete Solarkraftwerk“ zu errichten.

Das Projekt war 2012 mit dem Ziel gestartet worden, einen Beitrag zum Umweltschutz und zur wirtschaftlichen Wiederbelebung auf der Insel zu leisten. Die eigens gegründete Zweckgesellschaft TeraSol G.K. schloß mehr als 11.000 individuelle Pachtverträge mit rund 1.250 Landbesitzern ab, um dem Projekt mehr als 800 Hektar weitgehend ungenutztes Land zu verschaffen. Im März 2013 erhielt das Projekt dann die Genehmigung des Ministeriums für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI).

Im April beginnt die in Berlin ansässige PVDP mit den Planungen für die 430 MW (andere Quellen: 480 MW) Anlage, die ca. 1,8 Mrd. $ kosten soll. Nun führt die Ukujima Mega Solar Park Service Corp. (UMSPS) Verhandlungen durch, um (weiteres ?) Agrarland oder brachliegende Ackerflächen zu pachten. Dort sollen die Solarmodule auf Pfählen montiert werden, so daß die Flächen gleichzeitig für die Energieerzeugung und für die Landwirtschaft genutzt werden können – was inzwischen als Agriphotovoltaik einen weltweiten Siegeszug hinlegt. Zudem wird die UMSPS Nutztierhalter beim Anbau von Goldhafer und anderen Weidegräsern unterstützen.

Die Bauarbeiten an dem Projekt, das auf mehrere Standorte verteilt ungefähr 25 % der Insel bedecken wird, sollten zwischen April 2015 und März 2016 beginnen – und die gesamte erzeugte Energie mittels der Installation eines 64 km langen Seekabels zwischen Ukujima und der Insel Kyushu an den lokalen Energieversorger Kyushu Electric Power Co. Inc. verkauft werden, der im Juli 2016 die Genehmigung für den Netzanschluß eines Gleichstrom-Hochspannungs-Seeübertragungssystems erteilt.

Tatsächlich entwickelt sich das Projekt erst weiter, als ein von der Kyudenko Corp. neu gebildetes Konsortium aus lokalen Unternehmen das Projekt im Dezember 2018 erwirbt und eine Zweckgesellschaft, die Ukujima Future Energy Holdings G.K., gegründet, die zum Eigentümer und Betreiber des Solarparks wird. Nun wird der Baubeginn für 2019 geplant. Im April 2020 bestätigt die Kyocera Corp. zwar, daß das Konsortium ca. 466 Mio. $ zur Finanzierung des Projekts investiert hat – doch erst Ende 2022 werden auf Ukujima Unterkünfte für rund 200 Arbeiter fertiggestellt, die im Januar 2023 mit Vorbereitungsarbeiten beginnen.

Bereits Ende April 2014 wird in der südjapanischen Stadt Oita das von dem Mischkonzern Marubeni errichtete Oita Solar Project mit 82 MW in Betrieb genommen, das mit Solarmodulen des Herstellers Hanwha Q Cells ausgestattet ist. Marubeni arbeitet außerdem an mehreren kleineren Projekten, darunter eine 49 MW Anlage in den Präfekturen Mei und Aichi sowie eine 28 MW Anlage in der Präfektur Miyagi.

Ebenfalls im April gibt die GE Energy Financial Services – die Energiesparte des US-Mischkonzerns General Electric (GE) – bekannt, daß sie ein riesiges PV-Solarkraftwerk mit einer Leistung von 230 MW (o. 231 MW) finanziell unterstützen wird, das in der japanischen Stadt Setouchi in der Provinz Okayama entwickelt wird. Das Unternehmen plant, 100 – 200 Mio. $ in das Projekt zu investieren, dessen Gesamtkosten mit 777 Mio. $ (später: 1,1 Mrd. $) beziffert werden. Nach derzeitigem Stand soll Kraftwerk im Jahr 2018 (später: Mitte 2019) in Betrieb genommen werden. Weitere Investoren sind die Firmen Kuni Umi Asset Management und Toyo Engineering Corp.

Im April 2015 erhält der chinesische Photovoltaik-Modulhersteller Trina Solar den Auftrag für Solarmodule mit einer Kapazität von 116 MW für das Projekt. Der Bau, der von der Toyo Engineering und der Shimizu Corp. geleitet wird, beginnt im November.

Im Mai 2012 unterzeichnen das Ministerium für Umwelt, Bergbau und Raumplanung in Serbien und Securum Equity Partners eine Vereinbarung zur Errichtung eines Solarparks, der eine Gesamtkapazität von über 1 GW haben wird. Der Bau des Parks, der bereits im nächsten Jahr begonnen werden könnte, wird drei bis fünf Jahre dauern und die Kosten werden auf rund 2 Mrd. € geschätzt. Auch in diesem Fall ist später nichts mehr darüber vzu hören – und erst im April 2023 geht in Lapovo eine von MT-Komex gebaute kleine Solarfarm namens DeLasol mit 9,9 MW in Betrieb, die bislang größte des Landes.

Ebenfalls im Mai wird in China eine Vereinbarung zwischen der Stadtverwaltung von Jinchang und der Shanghai Alex Solar Energy Science and Technology unterzeichnet, um im Rahmen eines bis 2016 reichenden Fünfjahresplans Solarkraftwerke mit einer Kapazität von insgesamt 1 GW aufzubauen. Die Gesamtinvestition beläuft sich auf etwa 1,7 Mrd. $. Nachweisen läßt sich der Jinchang Jintai Solar PV Park in der Provinz Gansu, der 320 Mio. $ gekostet hat und im Juli 2013 ans Netz geht. Entwickler und Eigentümer dieses Projekts sind die Jinchuan Group Co. Ltd. und die JinkoSolar Holding Co. Ltd.

Der Bau einer weiteren PV-Großanlage in dieser Region startet erst im Oktober 2022. Dabei handelt es sich um ein 500 MW Projekt am Westhang von Jinchang namens Gansu Jinchang West Slope. Verantwortlich für die Planung, die Beschaffung, den Bau und die Inbetriebnahme des PV-Feldes, der Verstärkerstation und der Stromübertragungsleitung ist die China Nengjian Anhui Power Construction Co. No. 2. Unter dem Namen Jinchang Solar Power Station existiert zudem ein 85 MW PV-Kraftwerk, das sich im Besitz der Jinchang Zhenxin PV Power Co. Ltd. befindet.

Gleichfalls im Mai 2012 wird von dem deutschen Unternehmen S.A.G. Solarstrom AG aus Freiburg, in Zusammenarbeit mit örtlichen Entwicklern, der Bau eines 250 MW PV-Kraftwerks in der westspanischen autonomen Region Extremadura geplant. Der genaue Standort wird in der Gemeinde Royanejos liegen. Der Bau der auf 270 Mio. € (andere Quellen: 571 Mio. $) geschätzten Anlage soll 2014 beginnen und in einem Jahr abgeschlossen sein. Die örtlichen Medien berichten, daß das französische Unternehmen Dhamma Energy hinter dem Projekt steht.

Im Oktober wird hingegen berichtet, daß die S.A.G. in der genannten Region vier Photovoltaik-Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von rund 440 MW entwickeln und bauen will. Hierfür wird eine Kooperation mit den Solarunternehmen Valsolar 2006 S.L. und Cavalum SGPS S.A. vereinbart. Mit dem Bau des Projekts, das in Badajoz angesiedelt werden soll, wird voraussichtlich im zweiten Halbjahr 2013 begonnen. Bislang läßt sich aber nicht belegen, daß es zu einer Umsetzung gekommen ist.

Im selben Monat Mai berichtet die Presse, daß der südindische Bundesstaat Karnataka plant, einen 500 MW Solarstrompark zu errichten. Das Projekt der Karnataka Renewable Energy Development Ltd. im Bezirk Bijapur wird sich dabei an dem als sehr erfolgreich angesehen Charanka Solar Park in Gujarat orientieren (s.o.). Karnataka hat bereits Verträge über die Errichtung von 80 MW Solarstromkapazität an verschiedene Projektentwickler vergeben und möchte innerhalb von fünf Jahren 200 MW erreichen.

Ebenfalls im Mai 2012 beginnen die Bauarbeiten an dem Catalina Solar Project mit einer Kapazität von 143,2 MW, das sich im Besitz von enXco befindet, einem Unternehmen von EDF Énergies Nouvelles, und das in der Nähe von Bakersfield, Kern County, in Kalifornien errichtet wird. Phase 1 mit einer Nennleistung von 60 MW wird im Dezember 2012 an das Netz angeschlossen, der Bau der Gesamtanlage im August 2013 abgeschlossen. Verwendet werden 1,1 Mio. Dünnschicht-PV-Paneele von Solar Frontier (Typ CIGS) und First Solar (Typ CdTe).

Bereits im Januar 2013 investiert ein Konsortium, dem General Electric, Citi, MetLife Inc., Mitsubishi UFJ und Financial Group Inc. angehören, in die Solarfarm Catalina und übernimmt von EDF eine Mehrheitsbeteiligung an dem Projekt.

Meldungen vom Juni 2012 zufolge wird der spanische multinationale Entwickler erneuerbarer Energien Abengoa in der Stadt Calexico im südkalifornischen Imperial Valley eine 200 MW Solaranlage bauen. Das Projekt, für das die Abengoa einen Engineering- und Bauauftrag im Wert von 360 Mio. $ erhalten hat, soll ab dem zweiten Halbjahr 2013 schrittweise Strom liefern und bis Jahresende komplett in Betrieb genommen werden.

Zum Hintergrund: Ursprünglich hieß das Projekt, mit dessen Entwicklung 8minuteenergy Renewables 2009 begonnen hatte, SES Solar Two, sollte mit einem Stirlingmotor ausgestattet werden und war von der kalifornischen Energiekommission im September 2010 genehmigt worden. Die damals verantwortliche Firma AES Solar (später: Silver Ridge Power) änderte den Namen in Imperial Valley Solar 1, teilte der Kommission jedoch im Juni 2011 mit, daß sie das Projekt nicht weiter verfolgen wolle.

Im Februar 2012 geben die Firmen AES Solar und 8minuteenergy, der größte unabhängige Solarstromentwickler der USA, ihren Plan bekannt, das Projekt wieder aufleben zu lassen, wobei sie die Technologie von Solarthermie auf Photovoltaik umstellen und den Projektnamen in Mount Signal Solar ändern. Der Bau der ersten Phase mit 266 MW beginnt Ende 2012 und sie geht im Mai 2014 ans Netz. Zum Einsatz kommen mehr als 3 Mio. CdTe-Dünnschicht-Photovoltaikmodule von First Solar, die einachsige Tracker verwenden. Übrigens investiert Google im Oktober 2013 einen Betrag von 103 Mio. $ in das Projekt.

Die Phasen zwei und drei umfassen eine Leistung von 200 MW bzw. 328 MW, wobei Phase 2 im Januar 2020 in Betrieb genommen wird, während die ab 2011 von 8minutenergy und Capital Dynamics entwickelte Phase 3 bereits im Juli 2018 mit der Stromeinspeisung beginnt. Im Endausbau erreicht die Farm eine Kapazität von 794 MW.

Ebenfalls im Imperial Valley erwirbt die Firma Tenaska Solar Ventures LLC im August 2012 das geplante 160 MW Solarprojekt Silverleaf, das von Agile Solar Holdings und Bregal Energy entwickelt wird. Mit dem Bau des Projekts soll 2014 begonnen werden, die Inbetriebnahme ist für 2015 geplant.

2013

Im März 2013 nimmt die Firma Welspun Energy, Teil der Welspun-Gruppe, das mit 50 MW bisher größte Solarkraftwerk in Indien in Betrieb. Das Projekt im nordwestlichen Bundesstaat Rajasthan ist Teil der ersten Phase der Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JNNSM), welcher in zwei Losen eine PV-Kapazität von insgesamt 490 MW zugewiesen wurde. Projekte mit einer Gesamtkapazität von 140 MW aus dem ersten Los sind bereits am Netz, die restlichen 350 MW aus dem zweiten Los folgen bis Mitte des Jahres.

Das Projekt wird seinen Titel allerdings nicht mehr lange tragen, da im westlichen Bundesstaat Maharashtra bald ein 150 MW PV-Projekt in Betrieb genommen wird. Maharashtra, das zu den größten Stromverbrauchern Indiens gehört, plant darüber hinaus die Errichtung mehrerer PV-Großanlagen mit einer Kapazität von jeweils über 100 MW. Außerdem wird die Welspun Energy selbst in Kürze mit den Arbeiten an einem 130 MW Projekt im zentralen Bundesstaat Madhya Pradesh beginnen, für welches sich das Unternehmen bereits eine Finanzierung in Höhe von 161 Mio. $ gesichert hat.

Zudem wird im Juli bekannt, daß Raasi Green Earth Energy (RGEE) und die Tamil Nadu Industrial Development Corp. (TIDCO) mit den Bauarbeiten für den Raasi Solar Park (auch: Raasi Green Earth Energy TANGEDCO Solar PV Park) im südindischen Bundesstaat Tamil Nadu begonnen haben, der mit 100 MW (andere Quellen: 118 MW) im Bezirk Ramanathapuram entsteht und bis April 2014 seine volle Kapazität erreichen soll. Tatsächlich ist später zu erfahren, daß mit dem Bau des Projekts voraussichtlich 2022 begonnen wird, um bis 2023 in den kommerziellen Betrieb zu gehen.

Im September 2013 folgt die Meldung, daß die indische Regierung in der Region um den Sambhar-Salzsee im Bezirk Jaipur des Bundesstaates Rajasthan den Bau eines PV-Kraftwerks mit einer Leistung von 4 GW plant, dessen erste Phase mit 1 GW schon 2016 stehen soll. Die Kosten des gesamten Projekts werden auf rund 4,4 Mrd. $ (andere Quellen: 4,7 Mrd. $) geschätzt, und die Umsetzung wird durch ein Gemeinschaftsunternehmen erfolgen, das sich aus mehreren staatlichen Unternehmen zusammensetzt, darunter der Bharat Heavy Electricals Ltd. (BHEL), der Rajasthan Electronics and Instruments Ltd. (REIL), der Power Grid Corporation of India, der Solar Energy Corporation of India (SECI) sowie dem staatlichen Wasserkraftwerksentwickler SJVN.

Nach Inbetriebnahme der ersten Phase sollen die verbleibenden 3 GW der auch Ultra Mega Solar Power Plant genannten Anlage in Abschnitten von 500 MW vergeben werden. Das Solarprojekt wird allerdings im Dezember 2021 durch den Obersten Gerichtshof von Rajasthan gestoppt, da im Jahr 2014 die neue Ministerpräsidentin Vasundhara Raje Einspruch dagegen eingelegt hatte. Der Standort der geplanten Anlage ist nämlich ein ausgewiesenes Feuchtgebiet, das insbesondere die Zugvögel in der Region schützen soll.

Als die Regierung des Bundesstaates Karnataka im Oktober 2014 ein elektronisches Ausschreibungsverfahren für 300 MW Solarstromprojekte im Wert von über 330 Mio. $ organisiert, ist das Verfahren innerhalb von 40 Sekunden abgeschlossen. Über 9.800 Personen versuchen sich zu bewerben, von denen aber nur 600 Bewerbungen angenommen werden, weshalb die Parteien, die sich nicht bewerben konnten, erwägen vor Gericht zu ziehen, um eine Neuausschreibung zu fordern.

Im Dezember 2014 wird die Planung eines weiteren Solarprojekts mit einer Leistung von 750 MW bekannt, das in Rewa im Bundesstaat Madhya Pradesh bereits im August 2016 ans Netz gehen soll. Mit dem Einholen von Angeboten beginnen die Regierungsbehörden im April 2015, wobei die Umsetzung des etwa 566 Mio. € teuren Projekts, das auch unter dem Namen Rewa Ultra Mega Solar bekannt ist, im Rahmen eines Joint Venture der Madhya Pradesh UrjaVikas Nigam Ltd. und der SECI erfolgen soll. Auftraggeber ist die Rewa Ultra Mega Solar Ltd.

Tatsächlich beginnt die Anlage, deren Gesamtkapazität in drei Paketen zu je 250 MW versteigert wurde, jedoch erst 2018 mit der Stromproduktion und erreicht ihre volle Kapazität im Januar 2020. Ein interessanter Aspekt ist, daß etwa 24 % der im Park erzeugten Energie an die Delhi Metro Rail Corp. geht, die damit 60 % des Tagesbedarfs der U-Bahn von Delhi deckt.

Ebenfalls im März 2013 unterzeichnet die südkoreanische CK Solar Korea eine Absichtserklärung mit der Regierung von Belutschistan, der flächenmäßig größten Provinz von Pakistan, um in der Nähe der Stadt Quetta ein 300 MW Solarkraftwerk zu errichten. Für das Projekt, das bis 2016 abgeschlossen werden soll, sind Investitionen in Höhe von 900 Mio. $ erforderlich.

Im Vorjahr hatte die chinesische Three Gorges Corp. Pakistan zu einer Priorität in ihrem Investitionsportfolio gemacht. Ihr Plan umfaßt 10 GW aus einer Kombination von Wasserkraft, Windkraft, Solarenergie und ‚anderen Stromerzeugungsanlagen‘ mit einer Gesamtinvestition von etwa 15 Mrd. $. Zu diesem Zeitpunkt werden in Pakistan knapp 2 GW aus Wasserkraftwerken und weitere 550 MW aus Wind- und Solarkraftwerken erzeugt.

Im Mai 2014 beginnen die Bauarbeiten für ein 1 GW PV-Kraftwerk im Westen des Landes, nachdem die Regierung der Provinz Punjab den Standort in der Nähe von Bahawalpur bestimmt hat. Im Oktober 2013 war eine entsprechende Absichtserklärung mit dem britischen Unternehmen Pan Africa unterzeichnet worden. Initiator und Betreiber des Quaid e Azam Solar Park (QUASP) ist die Firma Quaid-e-Azam Solar Power Ltd. (QA Solar). Im ersten Bauabschnitt sollten die ersten 100 MW bis Ende des Jahres ans Netz gehen, was sich aber bis zum Juli 2015 verzögert.

Offiziell eingeweiht wird das 130 Mio. $ teure Pilotprojekt des PV-Großkraftwerks im April 2015 in Anwesenheit des pakistanischen Premierministers Mohammad Nawaz Sharif und des chinesischen Präsidenten Xi Jinping. Symbolhaft für die enge Zusammenarbeit zwischen den beiden Ländern: Nur wenige Wochen vor Fertigstellung der Phase 1 war auf dem Dach des pakistanischen Parlamentsgebäudes eine 1 MW Photovoltaikanlage von Yingli installiert worden, die vollständig von der chinesischen Regierung finanziert wurde.

Nun startet QA Solar die Phase 2, in der bis Jahresende weitere 300 MW installiert werden sollen. Die restlichen 600 MW sollen dann bis Ende 2016 dazukommen. Doch auch diesmal verzögert sich die Umsetzung, und erst im Dezember 2017 wird gemeldet, daß die First Solar 860.000 Hochleistungs-Dünnschichtmodule für ein zweites 100 MW Kraftwerk liefern wird, das in der ersten Hälfte des Jahres 2018 ans Netz gehen soll. Entwickler dieser Anlage ist die türkische Firma Zorlu Enerji.

Anderen Quellen zufolge geht die Phase 2 mittels drei 100 MW Anlagen im Mai bzw. Juli 2016 in Betrieb, weitere Schritte sind bislang nicht nachzuweisen.

Im April 2013 erwirbt First Solar von Energy Power Partners, einer Tochtergesellschaft der Goldman Sachs Group, ein 150 MW Solarenergieprojekt in Kalifornien, das nächstes Jahr fertig gestellt werden soll. Mit dem Bau von Solar Gen 2, das sich im Imperial County befindet, wird im September begonnen. Das Projekt nutzt Nachführsysteme und wird voraussichtlich im Juli 2014 fertiggestellt.

In der gleichen Region entwickelt und baut First Solar auch das 139 MW Projekt Campo Verde in El Centro, das voraussichtlich Ende Oktober fertiggestellt sein wird – sowie für den Projekteigentümer und Entwickler Tenaska das 130 MW Projekt Tenaska Imperial Solar Energy Center South in Calexico.

Weitere Projekte in Kalifornien sind die Centinela Solar power plant in El Centro, die seit dem Dezember 2013 von der Fluor Corp. errichtet wird, dem unabhängigen Stromerzeuger LS Power gehört und deren 170 MW im September 2014 ans Netz gehen – sowie das Springbok 1 Solar project in Kern County mit einer Leistung von 137 MW, dessen Bauarbeiten im Juli 2015 beginnen. Das Projekt der Entwickler 8minutenergy Renewables und DE Shaw Renewable Investments, das bereits 2011 gestartet wurde, soll nun bis Juni 2016 abgeschlossen werden.

Ein weiteres Land, das sich neuerdings wieder mit PV-Anlagen beschäftigt, ist das sogenannte Königreich Saudi-Arabien. Im Mai 2012 gibt die staatliche King Abdullah City for Atomic and Renewable Energy (KA-CARE), die unabhängig vom Energieministerium und der staatlichen Ölgesellschaft Saudi Aramco ist, den Plan bekannt, bis 2032 Solaranlagen mit einer Leistung von 41 GW zu installieren. Von diesen sollen 16 GW auf die Photovoltaik und 25 GW auf die konzentrierte thermische Solarenergie (CSP) entfallen. Bislang stammt weniger als 1 % der Energie aus erneuerbaren Quellen.

Mit der Umsetzung soll sofort begonnen werden, durch mindestens zwei Ausschreibungsrunden, deren erste Anfang 2013 veröffentlicht wird und 1,1 GW an Photovoltaik sowie 900 MW an CSP umfaßt. In der zweiten Runde, die für die zweite Hälfte des Jahres 2014 vorgesehen ist, werden 1,3 GW Photovoltaik und 1,2 GW CSP ausgeschrieben. Die Mindestgröße der Einzelprojekte liegt bei 5 MW. Von den dafür vorgesehenen 109 Mrd. $ werden etwa 82 Mrd. $ in die Kapitalkosten fließen, während der Rest für die Ausbildung der Saudis sowie für den Betrieb und die Wartung der Solarkraftwerke verwendet wird.

Im September berichten die Blogs, daß das erste Kraftwerk für saubere Energie in Mekka gebaut werden soll. Bereist im Januar 2014 will die Stadt unter mindestens 20 Bietern Partner auswählen, um Anlagen zur Erzeugung von 385 GWh Strom pro Jahr, einschließlich 100 MW Solarkapazität, zu errichten. Weitere Anlagen sollen mit einer Mischung aus fossilen Brennstoffen, Windkraft und Biomasse betrieben werden. In Mekka selbst bewerben sich u.a. die Saudi Binladin Group (1931 vom Vater von Osama bin Laden gegründet) und die ACWA Power International um das Projekt. Einen Monat später bestätigt die saudi-arabische Regierung, daß sie in Mekka ein 640 Mio. $ teures 100 MW Solarkraftwerk entwickeln und bauen wird.

Im Februar 2013 wird ein Weißbuch veröffentlicht, dem zufolge das Land bis 2020 insgesamt 23,9 GW und bis 2032 sogar 54,1 GW an erneuerbaren Energien entwickeln will. Von diesen sollen wie bisher 41 GW auf die Solarenergie entfallen, während die restlichen 13 GW durch Windenergie, Geothermie und die Energiegewinnung aus Abfall erzeugt werden sollen – wie auch durch die Nuklearenergie.

Bislang werden allerdings nur ‚kleine Brötchen gebacken‘. So erhält der deutsche Solarprojektierer Phoenix Solar AG im Juli den Folgeauftrag der Saudi Aramco, sein Anfang 2013 in Betrieb genommenes 3,5 MW PV-Kraftwerk auf dem Gelände des King Abdullah Petroleum Studies and Research Center (KAPSARC) in der Hauptstadt Riyadh auf 5,3 MW zu erweitern. Die zweite Baustufe namens Kapsarc II soll in der ersten Jahreshälfte 2014 in Betrieb gehen – um dann zur größten Freiflächenanlage des Landes zu werden.

Ende 2014 verschiebt Saudi-Arabien seinen überambitionierten 109 Mrd. $ Plan um acht Jahre, da man „mehr Zeit benötigt, um zu prüfen, welche Technologien eingesetzt werden sollen“. Nun würde man sich auf das Jahr 2040 als wichtigsten Meilenstein für die langfristige Energieplanung konzentrieren.

Im saudi-arabischen Al Khafji wird wiederum ein Projekt entwickelt, bei dem eine 10 MW (andere Quellen: 15 MW) Solaranlage eine Entsalzungsanlage mit Strom versorgt. Im Januar 2015 vereinbarten die Advanced Water Technology (AWT) und die Firma Abengoa den gemeinsamen Bau der solarbetriebenen Anlage, die Anfang 2017 fertiggestellt werden soll. Die Kosten für die Anlage werden auf 130 Mio. $ geschätzt. Die AWT ist der kommerzielle Zweig der King Abdulaziz City for Science and Technology (KACST) und befindet sich im Besitz der Saudi Company for Development and Technology Investment (Taqnia).

Das Solarkraftwerk, das auch an das nationale Stromnetz angeschlossen werden soll, wird mit polykristallinen Konzentrator-PV-Solarzellen ausgestattet, die von KACST entwickelt wurden, und die Umkehrosmose-Entsalzungsanlage wird täglich 60.000 m³ entsalztes Meerwasser an die Stadt Al Khafji liefern. Weitere praktische Schritte sind ab 2016 festzustellen (s.u.).

Ebenfalls im Mai 2013 unterzeichnet das in Thailand ansässige Unternehmen Green Earth Power Ltd. (GEP) eine Absichtserklärung mit dem Ministerium für Elektrizität in Myanmar (Birma) über den Bau eines 210 MW Solarkraftwerks im Wert von 275 Mio. $, das innerhalb von 18 Monaten fertiggestellt werden soll. Die Anlage soll in drei Phasen mit Kapazitäten von 50, 70 bzw. 90 MW gebaut werden. Standort ist die Stadt Minbu in der Region Magway, nahe der Hauptstadt Nay Pyi Taw. Die GEP verhandelt zudem über eine zweite Anlage, die mit einer Kapazität von mehr als 200 MW in Mandalay oder Yangon stehen könnte.

Eine komplette Umsetzung dieser Pläne erfolgt jedoch nicht, und das erste Solarkraftwerk des Landes, die Minbu Solar Farm wird erst im November 2018 eröffnet, mit 40 MW (andere Quellen: 50 MW) der ersten Betriebsphase. Nun soll die Anlage nach der vollständigen Inbetriebnahme 170 MW produzieren und die weiteren Pläne umfassen den Bau von zwei Solarkraftwerken – in Myingyan und Wundwin in der Region Mandalay – mit einer Erzeugungskapazität von jeweils 150 MW.

Darüber hinaus nimmt die Green Power Energy Co. Ltd. (GPE), eine Tochtergesellschaft der Gold Energy Co. Ltd. (GE), im Dezember 2021 den Thapyay Wa Solarpark mit 30 MW in Betrieb, gefolgt von dem Taungdaw Gwin Solarpark mit 20 MW im November 2022. Beide Anlage stehen in Mandalay und wurden von der Clean Power Energy Company Ltd. entwickelt.

Eher kontraproduktiv ist, was im Nachgang einer landesweiten Ausschreibung zum Bau von 29 Freiflächen-Solarprojekten mit einer Gesamtleistung von 1 GW geschieht, die im Mai 2020 veröffentlicht wird. Im Oktober erhalten chinesische Unternehmen und ihre Konsortien den Zuschlag für den Bau von 28 der 29 Anlagen – darunter die Sungrow Power Supply Co., die alleine zwölf Solarprojekte durchführen soll. Umgesetzt werden allerdings nur drei Solarprojekte.

Im Mai 2022 berichtet die Presse, daß das neue Militärregime in Myanmar die unter der im Februar 2021  abgesetzten Regierung der Nationalen Liga für Demokratie (NLD) ausgeschriebenen Angebote für 26 PV-Projekte annulliert und die betreffenden Unternehmen wegen „Verstoßes gegen die Ausschreibungsvorschriften“ auf die schwarze Liste gesetzt haben.

Statt dessen erhält im Juni die Firma Venus Essential Co., an der Aung Pyae Sone, der Sohn von Myanmars Juntachef Min Aung Hlaing, Anteile hält, den Zuschlag für drei Solarstromprojekte mit einer Gesamtkapazität von 390 MW. Und im August beantragt die Golden Future Linkage Co. Ltd., die ebenfalls Sone gehört, eine Genehmigung zum Bau eines 40 MW Solarenergieprojekts in Thazi in Mandalay hat, das gemeinsam mit der Firma China Energy Engineering Corp. Ltd. (CEEC) errichtet werden soll.

Im Juni 2013 veröffentlicht Kuwait die Ausschreibung um Bau eines 70 MW Hybridparks, der von der Regierung finanziert bis 2016 seinen Strom produzieren soll. In einer zweiten und dritten Phase, die Investoren angeboten werden, sollen dann 930 MW bzw. 1 GW hinzu kommen, wenn das Projekt 2030 abgeschlossen wird. Bei der ersten Phase sind 50 MW aus solarthermischen Quellen und je 10 MW aus Photovoltaik- bzw. Windkraftanlagen angedacht. Errichtet wird das Projekt in Shagaya, einem Wüstengebiet rund 100 km westlich von Kuwait-Stadt, in der Nähe der Grenzen zum Irak und zu Saudi-Arabien.

Das spanische Unternehmen Gestamp Solar unterzeichnet im Oktober 2014 mit der Kuwait Oil Co., einer Tochtergesellschaft der staatlichen Kuwait Petroleum Corp. (KPC) , einen Vertrag im Wert von 28 Mio. $ zum Bau einer 10 MW Solaranlage auf dem Ölfeld Umm Gudair, die eigentlich bis Mitte 2015 fertiggestellt werden soll.

Der nächste Schritt in Shagaya erfolgt im September 2015, als die Regierung der spanischen TSK Group einen Auftrag im Wert von 385 Mio. $ für den Bau einer 50 MW Photovoltaikanlage erteilt, die ihren kommerziellen Betrieb im Jahr 2017 aufnehmen soll. Außerdem werden zwei weitere Verträge über die Errichtung von zwei 10 MW Photovoltaikanlagen unterzeichnet, von denen eine von der Kuwait Oil Company entwickelt wird und die andere von der spanischen Firma Gestamp Solar.

Im Oktober 2016 wird der von TSK Electronica y Electricidad entwickelte KISR Shagaya Solar PV Park mit 10 MW (andere Quellen: 11 MW) in Betrieb genommen, der 20 Mio. $ gekostet hat und dem Kuwait Institute for Scientific Research (KISR) sowie dem Ministerium für Elektrizität und Wasser in Kuwait gehört. Die ebenfalls von der TSK geplante 50 MW Shagaya CSP Plant wird hingegen erst 2018 in Betrieb genommen.

Zeitgleich mit dem Kraftwerk in Shagaya wird auch die 10 MW Anlage auf dem Ölfeld Umm Gudair ans Netz angeschlossen, die den Namen Sidrah 500 PV Plant trägt. Es gibt Gerüchte, daß die Entwicklung dieser Anlage anstatt den veranschlagten 28 Mio. $ sagenhafte 99 Mio. $ gekostet hätte, was sich aber nicht nachprüfen ließ. Der erzeugte Strom wird für die Versorgung des Ölfelds selbst verwendet, Überschüsse werden in das örtliche Stromnetz eingespeist.

Im August 2017 berichten die Fachblogs, daß die Ausschreibung für die auf 1,20 Mrd. $ bis 1,43 Mrd. $ geschätzte 1 GW (andere Quellen: 1,5 GW) Dabdaba Solar Plant im März 2018 veröffentlicht werden soll – was aber nicht geschieht, oder stark verzögert. Es ist später jedenfalls von vier in die engere Wahl gekommenen Bietern zu hören, jedoch ohne weitere Details.

Tatsächlich erscheinen im Juli 2020 Berichte, denen zufolge das Solarprojekt, das eigentlich in diesem Jahr hätte fertiggestellt werden sollen, nun möglicherweise ganz aufgegeben wird. Im Januar 2021 beendet jedenfalls die KPC ihre Beteiligung an dem Solarfeld Dabdaba (auch: Al-Dibdibah) und bittet die für die Anwerbung von Investitionen aus dem Privatsektor zuständige Kuwait Authority for Partnership Projects (KAPP), Dabdaba mit dem 2 GW Projekt in Shagaya zusammenzulegen.

Die bislang letzte Meldung stammt vom September 2021 und besagt, daß das Dabdaba-Solarprojekt  wieder ausgeschrieben wird. Die KAPP hätte bereits Projektvorschläge von Unternehmen erhalten, die sich um den Auftrag bewerben. Das Solarfeld soll nun eine Erzeugungskapazität von bis zu 3 GW haben, die bis 2030 auf fast 4 GW steigen soll. Ob diese Pläne jemals umgesetzt werden, bleibt fraglich, da Kuweit noch immer seine Rolle als Ölexporteur favorisiert.

Ende Juli 2013 wird zwischen First Solar und dem Erneuerbare-Energien-Konzern AGL Energy Ltd. (AGL) ein Vertrag über die Konstruktion, Beschaffung und den Bau von zwei Solarkraftwerken in Australien mit einer Gesamtleistung von 155 MW unterzeichnet. Dabei handelt es sich um eine 102 MW Anlage in Nyngan und eine 53 MW Anlage in Broken Hill – beide in New South Wales. Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf etwa 440 Mio. $, von denen knapp 167 Mio. $ von der Australian Renewable Energy Agency (ARENA) und weitere rund 65 Mio. $ von der Regierung von New South Wales übernommen werden.

Mit dem Bau der Projekte im Rahmen des Programms Solar Flagships wird 2014 begonnen, Nyngan im Januar und Broken Hill im Juli, wobei beide Projekte im Juli bzw. Oktober 2015 fertiggestellt werden. Die Anlage in Nyngan ist zu diesem Zeitpunkt die größte Solaranlage in der gesamten südlichen Hemisphäre. Die offizielle Eröffnung erfolgt im Januar 2016.

Zuvor gab es in Down Under nur kleinere kommerzielle Anlagen, wie die Uterne Solar Power Station in Alice Springs, die mit einer Leistung von 1 MW im Jahr 2011 eröffnet wurde, oder die Greenough River Solar Farm (GRSF) in Geraldton, deren 10 MW im September 2012 ans Netz gingen. Ihnen folgt im September 2014 die Inbetriebnahme der Royalla Solar Farm in Canberra mit 20 MW.

Im Februar 2015 erhält das Projekt der Bulli Creek Solar Farm im Süden Queenslands die Genehmigung des Toowoomba Regional Council, in den nächsten acht Jahren in Schritten von 100 MW bis 500 MW Solarprojekte mit einer Gesamtleistung von bis zu 2 GW zu errichten.

Im Juni 2016 nimmt die deutsche Juwi AG auf einer Gold- und Kupfermine in Australien die nach eigenen Angaben weltweit größte netzunabhängige Solaranlage in Betrieb. Der 10,6 MW Solarpark der DeGrussa-Mine von Sandfire Resources NL befindet sich etwa 900 km nördlich von Perth. Eine weitere Anlage, die 2016 ans Netz geht, ist die mit einachsigen Nachführungssystemen ausgestattete Moree Solar Farm in New South Wales mit 56 MW (andere Quellen: 70 MW).

Auch in Nevada soll ein 250 MW PV-Großkraftwerk gebaut werden, wie im Juli 2013 bekannt wird. Der Baubeginn des Silver State South Solar Project in dem Ort Primm, Clark County, in der Nähe des im Mai 2012 fertiggestellten Silver State North Solar Project mit einer Leistung von 50 MW, erfolgt im September 2014, fertiggestellt wird das Projekt der First Solar Ende 2016. Die Investition beträgt mehr als 1 Mrd. $.

Im August 2013 kommt China wieder in die Fachpresse, als die Firma Ja Solar die Entwicklung von drei neuen Solarprojekten im Nordosten des Landes übernimmt. Die drei Parks mit einer installierten Leistung von jeweils 100 MW sollen in der Stadt Xingtai, Provinz Hebei, entstehen. Eine  Bewilligung der Hebei Provincial Development und Reform Commission für die ersten 50 MW liegt bereits vor.

Die Firma Jinko Solar wiederum schließt im Dezember eine strategische Vereinbarung mit der Kommunalverwaltung der Stadt Lingwu in der autonom regierten Region Nigxia Hui, um eine 200 MW Solarfarm zu entwickeln und zu installieren. Die erforderliche Investition wird auf 754 Mio. $ geschätzt, sie soll ebenfalls durch die Jinko Solar finanziert werden.

Im November unterzeichnen der Entwickler Hareon Solar und die mongolische Zivilverwaltung Alashan eine Absichtserklärung, um mehr als 1,6 Mrd. $ in einen 1 GW Solarpark zu investieren, der in der Inneren Mongolei gebaut werden soll. Die ersten 100 MW sollen bereits 2014 fertiggestellt werden.

Eine weitere PV-Großanlage wird der Photovoltaikspezialist Trina Solar in der westchinesischen Provinz Xinjiang Uyghur errichten, wie im Januar 2014 gemeldet wird. Der Bau soll in mehreren Bauabschnitten innerhalb von vier Jahren vollzogen werden, wobei die ersten beiden Abschnitte mit einer Gesamtkapazität von 300 MW schon Ende des Jahres ans Netz gehen sollen.

Im September erhält der chinesische PV-Hersteller Shunfeng Photovoltaics den Auftrag für einen 250 MW Solarpark, bei dem sich um ein landwirtschaftliches Demonstrationsprojekt handelt, das bis 2017 im Plateaugebiet von Tangnaihe Xiang, Longqu Village, in Hainan realisiert werden soll.

Im Jahr 2015 geht in der Stadt Hongshagang, Minqin Xian, in Gansu zudem die Gansu Province Hongshagang Yineng Grid-Connected Solar Farm (o. Gansu Jinchang West slope Solar Farm) mit einer Kapazität von 100 MW in Betrieb. Das mehrstufige Projekt soll zukünftig auf 920 MW erweitert werden.

Außerdem arbeiten im November 2015 SunPower und Apple gemeinsam an drei PV-Projekten mit einer Gesamtkapazität von 170 MW, die von der Zhonghuan Energy in der Inneren Mongolei errichtet werden. Die Apple Inc. stellt mit rund 103 Mio. $ 40 % der Mittel zur Verfügung, Zhonghuan Energy und SunPower übernehmen die restlichen 60 %. Die Solarkraftwerke sollen Apple dabei helfen, seine Produktions- und Lieferbetriebe in der Region mit Strom zu versorgen. Apple und SunPower haben bereits bei einem 40 MW Solarkraftwerk im Autonomen Bezirk Ngawa (o. Aba) der Tibeter und Qiang in der Provinz Sichuan zusammengearbeitet.

Und im September 2016 wird bekannt, daß Chinas größte private Investorengruppe, die China Minsheng New Energy Investment Co., in der Region Ningxia einen 2 GW Solarpark mit mehr als 6 Mio. PV-Modulen plant, der in mehreren Phasen entwickelt eine Gesamtinvestition von bis zu 2,34 Mrd. $ erfordern dürfte.

Anderen Informationen zufolge besteht seit 2016 der Yanchi Solar PV Park mit 200 MW, den die  China Minsheng entwickelt und südlich von Gaoshawo im Bezirk Yanchi errichtet hat. Es gibt aber auch Quellen, die einen gleichnamigen Park mit einer Leistung von 1 GW (andere Quellen: 820 MW) aufführen, mit dessen Bau 2022 begonnen wird und der seinen kommerziellen Betrieb 2023 aufnehmen soll.

Ebenfalls im September 2013 beginnt die deutsche Firma Wirsol in der Provinz Monte Plata der Dominikanischen Republik mit dem Bau des größten Solarparks der Karibik. Die Anlage hat eine Leistung von 64,14 MW, wobei die erste Phase mit 32,14 MW bis Jahresende ans Netz gebracht werden soll.

Im gleichen Monat wird berichtet, daß nun auch in Chile ein sehr großes Photovoltaik-Solarkraftwerk geplant wird. Die Pattern Chile Development Holdings arbeitet an dem 306 MW Solarprojekt, das für Antofagasta im Norden des Landes vorgesehen ist und in drei Phasen realisiert werden soll: 130 MW, 46 MW und dann weitere 130 MW. Der Bau soll im September 2014 beginnen.

Im November 2013 genehmigt die chilenische Umweltbehörde SEA den Bau von zwei Solarkraftwerken mit einer Gesamtleistung von 181 MW. Die Anlagen tragen die Namen Projekt Pampa Sur (90,9 MW) und Projekt Pampa Norte (90,6 MW) und sollen ebenfalls in der Region Antofogasta von Igenostrum entwickelt werden.

Die SEA wird gegen Jahresende mit neuen Solarprojekten geradezu überflutet. Das Zentrum für Erneuerbare Energien (CER) sieht die Projektlage für Solarenergie in Chile Anfang 2014 wie folgt: Bereits in Betrieb sind PV-Anlagen mit einer Leistung von 150 MW, im Bau befinden sich 225 MW und für weitere knapp 6 GW ist das Umweltgenehmigungsverfahren bereits abgeschlossen. Projekte über zusätzliche rund 4 GW sind bei der Umweltbehörde in Bearbeitung.

Im Februar 2014 wird so ein 300 MW Solarprojekt des französischen Energieriesen GDF Suez genehmigt, der Geldgeber des 620 Mio. $ Projekts ist, während der eigentliche Entwickler die chilenische Tochtergesellschaft EC-L ist. Der Bau des PV-Großkraftwerks Pampa Camarones wird in mehreren Phasen erfolgen, von denen die erste eine Leistung von 7,2 MW hat. Verantwortlich für die Planung, das Engineering, die Lieferung, den Bau und die Inbetriebnahme der Anlage ist die Acciona Energy, die Energiesparte des spanischen Mischkonzerns Acciona S.A. (Acciona Group).

Bislang verfügt EC-L nur über ein 2 MW Kraftwerk, die PV-Anlage El Águila 1. Darüber hinaus hat das Unternehmen noch eine PV-Anlage mit einer Leistung von 40 MW in Planung.

Die zu diesem Zeitpunkt größte PV-Solaranlage Lateinamerikas, das von SunEdison in der  Atacama-Wüste errichtete 100 MW Solarkraftwerk Amanecer, geht im Juni 2014 in Betrieb.

Zur gleichen Zeit kündigt das US-Unternehmen SolarReserve sein Copiapó CSP-PV-Hybridprojekt in Chile an, das zwei CSP-Solartürme mit einer Leistung von 130 MW und einer 14-stündigen Speicherung in Salzschmelze umfaßt, die mit einer 150 MW PV-Anlage kombiniert werden. Damit kann die etwa 2 Mrd. $ teure Anlage 260 MW an Grundlaststrom rund um die Uhr bereitstellen. Im August 2015 erhält das Projekt die Umweltgenehmigung.

Die SolarReserve plant außerdem zwei weitere Standorte in Chile, an denen CSP- und PV-Technologien kombiniert zum Einsatz kommen werden. Die Projekte mit einer Gesamtleistung von 800 MW sollen innerhalb der nächsten vier Jahre entwickelt werden.

Zwischen Oktober 2015 und November 2016 baut die Acciona in der Gemeinde Vallenar in der Atacama-Region eine 343 Mio. $ teure PV-Großanlage mit einer Leistung von 246 MW. Von der Energie der El Romero Solar Farm werden 80 MW genutzt, um das Rechenzentrum von Google in Chile mit Strom zu versorgen. Die Anlage geht Mitte 2017 in Betrieb.

Hier wird im September 2019 zudem ein Innovationszentrum für die Photovoltaik eröffnet, um die mechanische und energetische Leistung verschiedener Arten von Solarmodulen und Nachführsystemen zu analysieren. Die Testanlage mit einer Erzeugungskapazität von 540 kW umfaßt bifaziale, kristalline Split-Cell- und CdTe-Dünnschichtmodule, hinzu kommen verschiedene Solartracker. Die weiteren Entwicklungen sind 2021 dokumentiert (s.u.).

Im November 2013 werden Pläne des Emirats Ras Al-Khaimah (o. Ra’s al-Chaima) zum Bau der „weltweit größten solarbetriebenen Meerwasserentsalzungsanlage“ bekannt, hinter denen die Utico Middle East (UTICO) steht, der größte private Anbieter von Versorgungsleistungen und -lösungen im Golf-Kooperationsrat (GCC) der VAE. Die Anlage soll 2015 in Betrieb gehen und mittels ihres 20 MW PV-Kraftwerks täglich 22 Millionen Liter Trinkwasser erzeugen.

Die Ausschreibung wird im März 2014 veröffentlicht – und im August 2015 bildet die UTICO ein Joint-Venture mit dem spanischen Energieunternehmen COBRA, um das Projekt zu entwickeln. Zur Überwachung wird die Al Hamra Water Co. (AHWC) gegründet, und im Januar 2016 wird die Técnicas de Desalinización de Aguas, S.A. (Tedagua), eine Tochtergesellschaft von COBRA, als Auftragnehmer für die Planung und Ausführung des 196 Mio. $ Projekts auf der Insel Al Hamra ernannt.

Mit den Bauarbeiten der AHWC – Ras Al Khaimah Solar Powered Seawater Desalination Plant wird im April 2016 begonnen, abgeschlossen werden sollen sie bis Oktober 2018. Außerdem plant die UTICO den Bau zwei weiterer Solarkraftwerke mit einer Leistung von 24 MW bzw. 120 MW. Anderen Quellen zufolge ist ein 250 Mio. $ teures 40 MW PV-Projekt angedacht. Tatsächlich läßt sich aber nichts darüber finden, daß irgendeines dieser Projekte je umgesetzt wurde.

Unabhängig davon gibt das Emirat im Januar 2019 eine ‚Strategie‘ für den Bau eines 1,2 GW Solarprojekts bekannt, das sich aus 600 MW dezentralen Solaranlagen auf Dächern und 600 MW PV-Großanlagen zusammensetzt. Im September 2020 startet eine Ausschreibung für Solarprojekte an mehreren Standorten im Emirat mit einer Gesamtkapazität von bis zu 15 MW auf Dach-, Carport- und Freiflächen, für die sich 21 Unternehmen qualifizieren, was allerdings mehr als ein Jahr dauert. Danach scheint das Thema Solarenergie in Ras Al Khaimah völlig in der Versenkung verschwunden zu sein.

Im Dezember 2013 ist erstmals wieder etwas über Jordanien zu hören, als die Phoenix Solar Pte Ltd, die in Singapur ansässige Tochtergesellschaft der deutschen Phoenix Solar AG, zusammen mit dem jordanischen Unternehmen Mustakbal Clean Tech bekannt gibt, eine Anlage mit einer Leistung von einem 1 MW zu errichten, als landesweit erstes Solarprojekt im Megawattbereich (die o.e. Solarfarm Shams Ma’an ist zu diesem Zeitpunkt noch im Bau). Der Auftrag dafür wird von der Ma’an Development Companie (MDC) erteilt, die Module liefert die Firma Trina Solar.

Die Shams Ma’an Power Generation P.S.C. wiederum meldet im März 2014 die Unterzeichnung eines Stromabnahmevertrags mit der First Solar Inc. für ein geplantes 52,5 MW Solarkraftwerk, das vor über fünf Jahren konzipiert wurde. Die First Solar, die an der Shams Ma’an beteiligt ist, wird nicht nur ihre CdTe-Dünnschicht-Module liefern, sondern auch die Technik und Beschaffung, den Bau, Betrieb und die Wartung übernehmen. Das 150 Mio. $ teure Projekt ist Teil der Initiative Ma’an Development Area (MDA) im Süden des Landes. Der Bau soll Anfang 2015 beginnen und 2016 abgeschlossen sein.

Im September kündigt das jordanische Energieministerium an, daß das Land bis 2018 etwa 1,8 GW an Wind- und Solarenergiekapazität in Betrieb nehmen wird. Darin enthalten sind 200 MW an Solarenergieprojekten, für die bereits Stromabnahmeverträge unterzeichnet worden sind. Bis Ende des Jahres will die Regierung potentielle Projektentwickler auffordern, weitere 200 MW an Solarenergiekapazität einzureichen. Das Land muß bislang 97 % seines Energiebedarfs aus anderen Ländern beziehen.

Als Reaktion auf die prekäre wirtschaftliche Lage Jordaniens stuft die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD) Jordanien auf den Status eines Fokus-Landes auf und gewährt dem Land einen Kredit für die Errichtung eines Solarkraftwerks. Im Zuge der der zweiten Auktionsrunde im Mai 2015 werden vier von insgesamt 33 Anbietern ausgewählt, um jeweils 50 MW Solarstromprojekte zu entwickeln.

Die Multilateral Investment Guarantee Agency, die zur Weltbankgruppe gehört, gewährt im Juni finanzielle Garantien für vier PV-Projekte mit einer Gesamtkapazität von 50 MW, die aber nicht Teil der beiden o.e. Auktionen sind, sondern von der Adenium Energy Capital durchgeführt werden, welche mit der kanadischen Bright Power Group eine Vereinbarung zur Entwicklung dieser Projekte unterzeichnet hat, bei denen sowohl konventionelle als auch konzentrierte Solar-PV-Technologien eingesetzt werden sollen.

Im Dezember 2015 gibt das Ministerium für Energie und Bodenschätze bekannt, daß das spanische Unternehmen TSK und das in Abu Dhabi ansässige Unternehmen Enviromena gemeinsam ein 120 MW Solarstromprojekt entwickeln werden. Die weitere Entwicklung wird ab September 2016 dokumentiert (s.u.).

Im Dezember 2013 erhält ein Konsortium aus Yingli Green Energy, Sinohydro Corp. Ltd. und HydroChina Corp. den Zuschlag für PV-Projekte in Algerien mit einer Gesamtleistung von 233 MW, die in Algerien von der Shariket el Kahraba wa el Taket el Moutadiadida (SKTM, = Unternehmen für Elektrizität und Erneuerbare Energien) entwickelt werden, einer Tochtergesellschaft des staatlichen algerischen Energieversorgers Sonelgaz.

Das Drei-Parteien-Konsortium war im Oktober gegründet worden, um für die Projekte zu bieten, die sich auf insgesamt 318 MW in vier Vorhaben verteilen. Yingli will im Januar 2014 mit dem Bau beginnen. Die staatlichen Pläne sehen zu diesem Zeitpunkt vor, bis zum Jahr 2020 insgesamt 800 MW zu installieren, während bis 2030 weitere 200 MW entstehen sollen. Bis 2035 will Algerien sogar 15 GW Solarenergie erreichen.

Im Jahr 2016 werden neben dem Solarkraftwerk El Kheneg mit einer Kapazität von 60 MW auch zwei Anlagen des Yingli-Konsortiums fertiggestellt: High Plateaus Centre und High Plateaus East mit jeweils 90 MW, die in Adrar stehen. Weitere Teilanlagen mit 85, 53 bzw. 15 MW sind im Bau.

Im laufenden Kontext dieses Landes: Im März 2017 wird angekündigt, daß das algerische Energieministerium spätestens Anfang nächsten Jahres eine Ausschreibung für die Errichtung von 4,02 GW PV-Solarkapazität in den Hochebenen in Nord- und in Südalgerien veröffentlichen wird – vermutlich in drei Phasen mit einer Kapazität von jeweils rund 1,35 MW.

Tatsächlich dauert es bis Mitte 2020, bis das neue Solarprojekt namens Tafouk1 offiziell vorgestellt wird, in das bis zu 3,6 Mrd. $ investiert werden sollen und dessen Fertigstellung für 2024 anvisiert wird. Zudem sollen in den Regionen Béchar, El Oued, Ouargla, Biskra, Djelfa and M’sila mehrere kleinere PV-Farmen von etwa 100 MW entstehen, zu denen es bislang aber keine weiteren Details gibt.

Ebenfalls Mitte 2020 stellt die algerische Regierung ein neues Solarprojekt vor, bei dem bis zu 3,6 Mrd. $ in den Bau mehrerer PV-Anlagen mit einer kumulierten Leistung von 4 GW investiert werden sollen. Das Projekt, das in drei Phasen von je 1,35 GW ausgeschrieben und bis zum Jahr 2024 fertiggestellt werden soll, trägt den Namen Tafouk1. Zudem sollen in den Regionen Béchar, El Oued, Ouargla, Biskra, Djelfa and M’sila mehrere kleinere PV-Farmen von etwa 100 MW entstehen.

Im Dezember 2021 veröffentlicht das staatliche Unternehmen Société Algérienne des Énergies Renouvelables Spa (SHAEMS) eine Ausschreibung zur Errichtung eines 1 GW PV-Projekts, das in Losen zwischen 50 MW und 300 MW vergeben werden soll. Im Juli 2022 ist zu erfahren, daß Ende 2023 oder spätestens Anfang 2024 der erste Strom aus einer 30 MW PV-Anlage fließen soll, die im Rahmen des 1 GW Projekts in Beni Ounif, Region Béchar, gebaut wird. Gemeinsame Eigentümer der SHAEMS, die sich mit bis zu 25 % an den Zweckgesellschaften beteiligen darf, die die Gewinnerprojekte der Solarausschreibung besitzen werden, sind Sonatrach und Sonelgaz.

Im November 2022 beginnen zwei Ölgiganten, die italienische Eni und die staatliche algerische Sonatrach, mit dem Bau einer 10 MW Solaranlage im Ölförderkomplex Bir Rebaa North (BRN) im Berkine-Becken im Südosten des Landes. Diese soll eine bestehenden 10 MW Anlage erweitern, die dort bereits 2018 in Betrieb genommen worden war. Laut Eni wird eine weitere PV-Anlage im Produktionskomplex des Projekts Menzel-Ledjmet-Ost (MLE), ebenfalls im Berkine-Becken, folgen, deren Bau voraussichtlich 2023 beginnt.

Das italienisch-algerische Konsortium weiht zudem ein Solarlabor ein, das Universitäten und anderen öffentlichen Einrichtungen für Forschungszwecke zur Verfügung steht, um die Effizienz verschiedener PV-Technologien unter den örtlichen Einstrahlungsbedingungen zu testen.

Möglicherweise mit gewissen Überschneidungen veröffentlicht die Sonelgaz im Februar 2023 eine Ausschreibung für die Entwicklung und den Bau von 15 Solarkraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 2 GW, die an elf Standorten und mit Kapazitäten zwischen 80 MW und 220 MW gebaut werden sollen.

Weiter mit den PV-Großanlagen ab 2014 ...