TEIL C

Photovoltaische Großanlagen (V)

Die weitere Entwicklung ab 2014

Über die erwähnten Aktivitäten in Dubai und Abu Dhabi hinaus gibt es noch andere Bestrebungen der insgesamt Mitglieder der Vereinigten Arabische Emirate. So plant der private Energieversorger Utico Middle East gemäß Berichten im November 2013 den Bau eines 20 MW Solarparks im Emirat Ras al Khaimah, den Strom für eine ebenfalls neu ausgeschriebene Umkehrosmose-Meerwasserentsalzungsanlage mit einem Volumen von 100.000 m³/Tag liefern soll.

Die Einholung von Angeboten für für den Bau der solarbetriebenen Entsalzungsanlage erfolgt im Januar 2014 – nun jedoch mit einer Kapazität von 40 MW. Die Fertigstellung des 250 Mio. $ Projekts ist für das vierte Quartal 2017 geplant. Die Utico gibt gleichzeitig bekannt, daß das Projekt auf 120 MW verdreifacht werden könne, wenn die Anlage an das Stromnetz der VAE angeschlossen werden kann.

Im April 2015 plant Behörde für Elektrizität und Wasser (FEWA), in den nördlichen Emiraten PV-Projekte im Umfang von 100 MW zu errichten. Die FEWA betreut die fünf Emirate Sharjah, Ajman, Umm Al Qaiwain, Ras Al Khaimah und Fujairah. Die beiden anderen Emirate sind Dubai und Abu Dhabi.

Auch die Abu Dhabi Water & Electricity Authority (ADWEA) plant die Errichtung eines 350 MW Solarkraftwerks, wie im Dezember 2015 bekannt wird. Ein Entwickler für das Projekt soll bis Mitte 2016 ausgewählt werden. Es läßt sich aber nichts über entsprechende Umsetzungen finden.

Im März 2014 beginnt die First Solar  mit dem Bau eines 250 MW Photovoltaik-Kraftwerks im Indianerreservat Moapa River, in Clark County nördlich von Las Vegas in Nevada. Der Bau soll bis Ende 2015 abgeschlossen sein und danach Strom für Los Angeles liefern. Der im Reservat ansässige Stamm der Southern Paiute steht dem Projekt positiv gegenüber, bedeutet das PV-Kraftwerk doch, daß das nahe gelegene Kohlekraftwerk Reid Gardner in Zukunft stillgelegt werden kann.

Das Moapa Southern Paiute Solar Project wird im März 2017 in Betrieb genommen. Als erstes kommerzielles Solarstromprojekt auf nordamerikanischem Stammesland soll es auch als Modell für zukünftige ähnliche Wirtschafts- und Umweltpartnerschaften dienen.

Im April 2014 berichten die Blogs, daß die Hanergy Solar ein 400 MW PV-Kraftwerk in Ghana entwickelt. Das Projekt, dessen auf rund 1,1 Mrd. $ geschätzt werden, befindet sich noch in der Anfangsphase, doch die Savanna Solar, an der Hanergy zu 70 % beteiligt ist, hat bereits einen Stromabnahmevertrag mit den ghanaischen Behörden geschlossen. Der Bau soll in drei Phasen erfolgen: 100 MW im ersten Jahr, weitere 100 MW im zweiten Jahr und zu einem späteren Zeitpunkt zusätzlich 200 MW. Auch in diesem Fall scheint es bislang nicht zu einer Umsetzung gekommen zu sein.

Allerdings wird gemeldet, daß im Jahr 2016 der Baubeginn für ein 155 MW Solarkraftwerk erfolgt, das sich im Dorf Awiaso, Distrikt Ellembelle im Westen des Landes befindet. Der Entwickler und Eigentümer des Projekts ist der im Vereinigten Königreich ansässige Entwickler Blue Energy Plc, und die Kosten des Kraftwerks werden auf etwa 400 Mio. $ veranschlagt. Die Fertigstellung der Nzema Solar Power Station ist für 2017 geplant, was sich später aber auf 2022/2023 verschiebt.

Ebenfalls in Arbeit ist ab dem Sommer 2018 der etwa 100 Mio. $ teure Solarpark Blue Power Energy, der im März 2019 mit einer Leistung von 100 MW in Betrieb gehen soll. Initiatorin dieses Projekts ist Salma Okonkwo, die Leiterin eines Energieunternehmens für Öl und Gas namens UBI Group, die 2013 für rund 150 Mio. $ Anteile von zwei Tochtergesellschaften verkauft und mit dem Aufbau ihres Solarunternehmens beginnt. Die Hälfte des Solarparks wird im Dorf ihres Vaters im Norden Ghanas stehen, während der Rest über den Norden des Landes verteilt wird. Geplant ist, bis Ende 2020 weitere 100 MW hinzuzufügen.

Darüber hinaus kündigt die staatliche ghanaische Behörde Bui Power Authority (BPA) im November 2021 Pläne zum Bau von acht Solarkraftwerken im Norden des Landes an, deren Leistung zwischen 10 MW und 100 MW liegen soll. Zu den aktuellen Projekten der BPA gehören bereits eine 250 MW Solaranlage an Land sowie das 1 MW Segment eines schwimmenden Solarkraftwerks mit 5 MW. Doch auch in diesen Fällen lassen sich bisher keine Vollzugsmeldungen finden.

Im selben Monat April übernimmt die deutsche Soventix GmbH vom Insolvenzverwalter der Wirsol AG im Rahmen eines Ausschreibungsprozesses ein 64 MW Solarprojekt in der Provinz Monte Plata der Dominikanischen Republik. Die Konstruktion des von der spanischen Bas Corp. und der WVG Energy Ltd. entwickelten und in zwei Bauphasen aufgeteilten Projektes war bereits Ende letzten Jahres gestartet, doch aufgrund der Insolvenz der Wirsol AG konnten nicht mehr als erste Arbeiten realisiert werden.

Die Fertigstellung des ersten Bauabschnitts mit knapp 30 MW soll noch in diesem Jahr erfolgen, die des zweiten Bauabschnitts mit weiteren 34 MW dann in 2015.

Tatsächlich wird der erste Bauabschnitt des Monte Plata-WCG Energy Solar PV Park, der eine Unternehmung der taiwanesischen Firma General Energy Solutions (GES) ist, erst im März (andere Quellen: Juni)  2016 mit einer Leistung von 33,4 MW fertiggestellt. Ab 2017 oder 2018 wird am Ausbau des Solarparks auf eine Gesamtleistung von 60 MW (andere Quellen: 70 MW) gearbeitet, wobei der kommerzielle Betrieb im November 2019 aufgenommen wird. Anderen Berichten zufolge erfolgt die Erweiterung um 42,2 MW und erst ab 2022.

Jedenfalls gewinnt die als „größtes Solarprojekt in der Karibik“ beschriebene Anlage im November 2018 den Caribbean Renewable Energy Forum (CREF) Industry Award.

Darüber hinaus kündigt die staatliche dominikanische Elektrizitätsgesellschaft CDEEE im April 2017 acht neue Investitionsprojekte für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen an, von denen drei PV-Projekte mit einer Gesamtkapazität von 133 MW sind. Das größte Projekt, dessen erforderliche Investitionen sich auf 110 Mio. $ belaufen, ist eine 58 MW Anlage in der Gemeinde Guayubín, der Solarpark Montecristi Solar.

Die CDEEE geht außerdem davon aus, dass die WVG Energy einen 50 MW Solarpark namens WCG in der Gemeinde Mata de Palma in San Antonio de Guerra – und die Emerald Solar Energy eine 25 MW PV-Anlage namens Canoa Solar in Barahona errichten wird. Die WVG Energy wird rund 110 Mio. $ in ihr Projekt investieren, für die kleinere Anlage werden 40 Mio. $ veranschlagt. Alle drei Solarkraftwerke sollten bereits 2018 in Betrieb genommen werden, was sich bislang aber nicht belegen läßt.

Im Mai 2014 ist aus Nigeria zu hören, daß die Regierung im Laufe der nächsten fünf Jahre an der Küste des nigerianischen Bundesstaates Delta, der ertragreichsten Ölförderregion des Landes, PV-Großkraftwerke mit einer Leistung von 3 GW bauen lassen will. Hierfür werden eine Reihe von Vereinbarungen mit der SkyPower FAS Energy unterzeichnet, einem Joint-Venture zwischen der kanadischen SkyPower Global und FAS Energy (das es später nicht mehr gibt, ebenso wie die FAS Energy selbst). Der Kapitalbedarf wird auf 5 Mrd. $ geschätzt.

Auch andere große Länder fangen klein und spät an: Im September 2014 geht in der Republik Altai in Russland das 5 MW PV-Pilotkraftwerk Kosch-Agach (o. Kosch-Agatsch) in Betrieb, das erste größere netzverbundene Solarkraftwerk, das bisher in Russland errichtet wurde – was dadurch betont wird, daß der russische Präsident Wladimir Wladimirowitsch Putin höchstpersönlich bei der Einweihung anwesend ist. Die zweite Phase mit der gleichen Kapazität wird 2015 gebaut und im Dezember in Betrieb genommen.

Die ab 2013 entwickelte Anlage soll als Prototyp für vier weitere Projekte dieser Art in der Region dienen. Entwickelt hat das ca. 15,3 Mio. $ teure Projekt der russische Module-Hersteller Hevel Solar LLC, ein Joint-Venture der Unternehmen Renova und Rusnano als Teil der Hevel Energy Group. Eigentümer der PV-Anlage ist die Avelar Solar Technology, eine 100 %-ige Tochtergesellschaft der Hevel Solar. Da der gesamte Bezirk Kosch-Agach nur 2,7 – 3,5 MW verbraucht, wird der Überschuß in einem Teil der benachbarten Regionen Onguday und Ulagan verkauft.

Die weiteren vier anstehenden Projekte mit einer Gesamtkapazität von 35 MW werden für einen geschätzten Gesamtbetrag von rund 134,8 Mio. $ entwickelt. Sie entstehen in der Region Orenburg und der Republik Baschkortostan und gehen im März 2017 ans Netz. Bereits im August 2016 beginnt die Hevel Solar zudem mit dem Bau eines 15 MW Solarkraftwerks in Saratov, dessen Projektkosten auf 21,4 Mio. € geschätzt werden.

Nachdem die Firma 2017 in ihrem Werk in Novocheboksarsk die Produktion von Heterojunction-Hochleistungsmodulen aufgenommen hat, werden in Altai die ersten beiden Phasen des Solarkraftwerks Mayma mit einer Gesamtkapazität von 20 MW gebaut und in Betrieb genommen; weitere 5 MW kommen im April 2019 dazu. Bereits im Mai 2018 beginnt in der Region Orenburg der Bau des 30 MW Solarkraftwerks Chkalovskaya in der Nähe des Dorfes Chkalov, das 2019 in Betrieb genommen wird.

Im Bezirk Privolzhsky der Region Astrachan geht zudem im März 2018 das Solarkraftwerk Niva mit einer Kapazität von 15 MW ans Netz, das schon im Dezember durch das 60 MW starke Solarkraftwerk Funtovskaya erweitert wird, wodurch die Gesamtkapazität der Anlage 75 MW erreicht.

Im November 2014 gibt das Schweizer Unternehmen Terra Sola seinen Plan bekannt, in der sonnenreichen Region im Süden von Marokko 16 kleinere PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 25 MW zu errichten. Als Standorte werden u.a. die Gebiete Ourzazate, Ain Bni Mathar, Foum Al Oued, Boujdour und Sebkat Tah genannt. Die Bekanntgabe kommt in einer Zeit, in welcher das wesentlich höher ambitionierte Desertec-Projekt quasi zusammengebrochen ist – weil „zu viele Industrieköche den Brei verdorben haben“ wie die Presse schreibt. Über eine Umsetzung läßt sich jedoch nichts finden.

Dafür nimmt im August 2015 der erste Teilabschnitt eines Solarkraftwerkskomplexes von 500 MW (andere Quellen: 480 MW) nahe der Wüstenstadt Ouarzazate der Region Drâa-Tafilalet in Zentralmarokko seinen Betrieb auf.

Das Kraftwerk mit dem Namen Noor Ouarzazate wird schließlich aus vier Teilen bestehen: Teil I und II sind Parabolrinnen-Kraftwerke, Teil III ein Solarturmkraftwerk und Teil IV ein PV-Park. Nach dem Vorbild von Noor sollen in Marokkos Wüsten bis zum Jahr 2020 noch vier weitere Solarkomplexe entstehen. Die ausführliche Darstellung dieser Projekte findet sich im Kapitelteil Solare Hochtemperatursysteme (Update in Arbeit).

Über neue PV-Großanlagen wird erst wieder im Mai 2016 berichtet, als drei in Saudi-Arabien ansässige Unternehmen – ACWA Power, Fotowatio und Alfanar – die niedrigsten Gebote für die Entwicklung von drei PV-Solarprojekten mit einer Gesamtkapazität von 170 MW abgeben. Ende des Jahres sichert sich ein Konsortium unter der Leitung von AWCA Power, dem auch das chinesische Unternehmen Chint und die indische Firma Sterling and Wilson angehören, die Entwicklungsrechte für alle drei Anlagen.

Diese umfassen ein 70 MW (andere Quellen: 72 MW) Projekt im Solarkraftwerkskomplex Noor-Ouarzazate, wo bisher nur Auktionen und Bauarbeiten für konzentrierte solarthermische Projekte stattgefunden haben, ein 80 MW Projekt in Laayoune in der Westsahara sowie ein 20 MW Projekt in Boujdour. Die Inbetriebnahme der PV-Anlage in Ouarzazate, die auch Noor PV 1 bezeichnet wird, erfolgt 2018.

Ebenfalls im November 2014 gibt Frankreich seine Absicht bekannt, in Cestas in der Nähe von Bordeaux eine 300 MW Freiflächen-PV-Anlage zu bauen, die im Oktober nächsten Jahres mit der Einspeisung ins Netz beginnen soll.

Das von dem in Paris ansässigen Unternehmen Neoen entwickelte Kraftwerk wird von einem Konsortium gebaut und betrieben, dem die französische Gruppe Eiffage, Krinner und und Schneider Electric angehören, während die Solarmodule von den chinesischen Unternehmen Yingli und Trina Solar sowie von Canadian Solar geliefert werden.

Die derzeit mit 115 MW größte PV-Anlage in Frankreich ist der Solarpark Toul-Rosières auf dem Fliegerhorst Toul-Rosières in Meurthe-et-Moselle, der von dem staatlichen französischen Energieversorger EDF betrieben wird. Der im Jahr 2011 begonnene und in drei Schritten realisierte Bau dieser mit 430 Mio. € bezifferten Anlage, die ursprünglich mit einer Kapazität von 135 MW geplant war, war im November 2012 abgeschlossen worden. Kleine Anlagen gibt es in Landes (67,5 MW, seit 2011), in Les Mées (90 MW in mehreren Abschnitten, seit 2011), in Eure-et-Loir (60 MW, seit 2012), in Yonne (56 MW, seit 2012) sowie in Curbans (33 MW, seit 2011).

Das neue Projekt in Cestas, dessen Kosten 360 Mio. € betragen, wird im November 2015 vollständig an das Stromnetz angeschlossen und gilt zu diesem Zeitpunkt als Europas größter Solarpark. Im Zuge der Errichtung waren sukzessive 25 verschiedene 12 MW Abschnitte angeschlossen worden. Die offizielle Einweihung folgt im Dezember. Über weitere PV-Großanlagen in Frankreich ist bislang nichts bekannt.

2015

Im Februar 2015 wird in Guatemala ein 50 MW (andere Quellen: 58 MW) PV-Kraftwerk in Betrieb genommen, das als das gegenwärtig größte in Mittelamerika gilt.

Der Horus I Solar PV Park (o. Horus Solar Santa Rosa) befindet sich in Chiquimulilla in der Region Santa Rosa und ist das erste Projekt der spanischen Onyx Solar Group LCC, die bereits ankündigt, daß es eine zukünftige zweite Phase des Projekts geben wird. Die Firma befaßt sich primär mit der gebäudeintegrierten Photovoltaik (BIPV) und besonders mit PV-Glas (s.u. Solarfenster).

In anderen Berichten wird angegeben, daß der chinesische Module-Hersteller Ja Solar das Projekt im Vorjahr mit Modulen mit einer Nennleistung von 59,7 MW beliefert hatte, während die Nachfolgeauslieferung für die zweite Phase, den Horus II Solar PV Park, Module im Umfang von 35,1 MW umfaßt. In beiden Fällen sind sie auf einachsigen Nachführsystemen installiert. Die zweite Phase wird ebenfalls 2015 abgeschlossen, und Kosten des Gesamtprojekts, dessen Leitung meist mit 93 MW angegeben wird, belaufen sich auf 165,5 Mio. $.

In Ägypten wird Anfang des Jahres eine Vereinbarung zwischen der Egyptian Electricity Holding Co. und dem in Saudi-Arabien ansässigen Projektentwickler ACWA Power sowie der in Abu Dhabi ansässigen Masdar Group über die Entwicklung von 2 GW erneuerbarer Energiekapazität unterzeichnet, bestehend aus 1,5 GW Solarenergie und 500 MW Windkraft. Es wird erwartet, daß die Unternehmen mit einem 200 MW PV-Kraftwerk beginnen.

Im März 2015 folgt ein Abkommen zwischen der ägyptischen Regierung und den Firmen SkyPower Global aus Kanada und International Gulf Development Ltd. (IGD), das die Entwicklung von 3 GW an kommerziellen PV-Projekten vorsieht, die in den nächsten vier Jahren gebaut werden sollen. Die erste Phase des mehrstufigen Projekts soll bereits Ende des Jahres in den kommerziellen Betrieb gehen. Im Rahmen der Vereinbarung planen SkyPower und IGD auch den Bau einer PV-Fertigungs- und Montageanlage in Ägypten. Außerdem sagen sie zu, 173 Mio. $ in kapazitätsfördernde Bildungs-, Ausbildungs-, Forschungs- und Entwicklungsinitiativen zu investieren.

Zeitgleich tritt der Projektentwickler Terra Sola an die ägyptische Regierung mit der Absicht heran, 3,5 Mrd. $ in die Entwicklung von Solarstromprojekten zu investieren. Damit wird die Firma in der Lage sein, etwa 3 – 3,5 GW an photovoltaischer Kapazität zu installieren, wobei als erstes der Bau eines 800 MW PV-Parks geplant ist. Der Baubeginn erfolgt im Mai 2016, zu dem ausführenden Konsortium gehören Terra Sola Ventures, Terra Nex, RWE New Energy und Hareon Solar Technologies. Das Projekt umfaßt auch den Bau einer Produktionsstätte für PV-Module sowie einer Anlage zur Herstellung von Wechselrichtern.

Ebenfalls im März 2015 wird nach einjähriger Bauzeit die bislang größte Solarstromanlage in Ägypten fertiggestellt, das 10 MW PV-Kraftwerk von Masdar in des Stadt Siwa – dem 2016 vier kleine Anlagen am Roten Meer mit einer Gesamtkapazität von 14 MW folgen. Diese PV-Anlagen stehen in den Städten Marsa Alam (6 MW), Shalateen (5 MW), Abu Ramad (2 MW) und Halayeb (1 MW) und dienen der Energieversorgung des wichtigen Tourismussektors in der Region.

Nachdem im letzten Jahres das neue ägyptische Gesetz über erneuerbare Energien sowie neue Einspeisetarife verabschiedet wurden, strebt nun die Behörde für neue und erneuerbare Energien (NREA) die Installation von knapp 2 GW aus Windenergie und 80 MW aus netzgekoppelten PV-Kraftwerken an, während die Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) im August Ausschreibungen vergibt, um EE-Anlagen zu bauen und zu betreiben. Hier befinden sich eine 250 MW Windfarm und eine 200 MW PV-Anlage in der Vorbereitungsphase.

Die weiteren Ziele sind sehr ambitioniert, denn die ägyptischen Energiebehörden wollen bis 2017 eine neue Solar- und Windkraftkapazität von 4,3 GW installieren, die sich auf 2,3 GW Solarenergie (2 GW in Großanlagen und 300 MW in Kleinanlagen über 500 kW) und 2 GW Windkraft aufteilen.

Im Oktober folgen Berichte, denen zufolge das Solarunternehmen Sterling and Wilson in Ägypten PV-Projekte mit einer Leistung von 300 MW errichten wird, angefangen mit einer 50 MW Anlage, die in den nächsten zehn Monaten gebaut wird. Nur einen Monat später unterzeichnet der  norwegische Solarstromentwickler Scatec Solar Verträge für fünf Solarprojekte mit einer Gesamtleistung von 250 MW.

Im Dezember 2015 unterschreiben insgesamt elf Projektentwickler mit dem Elektrizitätsministerium Vereinbarungen zur Entwicklung von Projekten, die ein Teil des in Benban, Assuan, geplanten 1,8 GW Solarstromparks sein werden und zu den Verträgen hinzukommen, die die Regierung bereits mit 24 anderen Unternehmen unterzeichnet hat. Andere Quellen berichten von insgesamt 39 Projektentwicklern. Die Gesamtkosten für den Bau des Solarparks in Oberägypten werden sich voraussichtlich auf 3 Mrd. $ belaufen.

Nachdem es im Jahr 2016 anscheinend keine weiteren Schritte gegeben hat, unterzeichnet die Scatec Solar im April 2017 Verträge für Solarstromprojekte mit einer Gesamtkapazität von 400 MW (wobei nicht klar ist, ob diese die letztjährigen Vereinbarungen umfassen oder hinzukommen). Die Umsetzung wird sich auf sechs Projekte in der Region Benban verteilen und eine Gesamtinvestition von 450 Mio. $ erfordern.

Das ägyptische Solarenergieprogramm erhält im Mai einen bedeutenden Schub, als die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD) insgesamt 16 Projektentwicklern Darlehen in Höhe von insgesamt 458 Mio. $ für die Unterstützung von Solarstromprojekten im Umfang von 750 MW anbietet. Darunter ist auch die ACWA Power, die im August den Zuschlag für drei PV-Projekte mit insgesamt 165,5 MW erhält, welche 190 Mio. $ kosten werden. Die drei Anlagen haben eine Kapazität von 67,5 MW, 70 MW bzw. 28 MW, ihr Bau soll bis Ende dieses Jahres beginnen.

Im September wird gemeldet, daß die General Electric Power Conversion, ein Geschäftsbereich von GE, ein 50 MW Solarkraftwerk für die EETC bauen wird. Es ist für GE der erste Auftrag für ein schlüsselfertiges Solarkraftwerk. Über die weitere Entwicklung wird 2018 berichtet (s.u.).

Nachdem es länger keine Neuigkeiten aus Israel gibt, geht im August (andere Quellen: November) 2015 in der Wüste Negev die Halutziot PV Power Plant mit 55 MW ans Netz. Das Solarkraftwerk, bei dem einachsige horizontal nachgeführte Tracking-Systeme zum Einsatz kommen, befindet sich nahe der genossenschaftlichen Siedlung Ohad rund 100 km südlich von Tel Aviv. Ebenfalls in diesem Jahr wird im Kibbutz Ketura die 40 MW Anlage Ketura Solar in Betrieb genommen.

Zuvor war im Mai 2010 – nach der Anpassung der entsprechenden Einspeisetarife im Dezember 2009 – bekannt geworden, daß die Firma Rapac Communication & Infrastructure Ltd. mit der Doral Group zusammenarbeiten werde, einem Unternehmen für Solarenergie und erneuerbare Energien, um vor Ort PV-Kraftwerke zu errichten. Weiteren Einzelheiten wurden aber nicht genannt. Im Zuge späterer Recherchen war zu erfahren, daß die Rapac gemeinsam mit der Solarit Doral Ltd. im Februar 2015 die 3 MW Dachanlage Haeemek Barn PV Project (o. YRD PV-Project) in Betrieb genommen hat. Andere gemeinsame Projekte bewegten sich nur im mittleren Kilowattbereich.

Darüber hinaus hatte die Arava Power Co. (APC), an der der deutsche Mischkonzern Siemens zu 40 % beteiligt ist, im Juni 2011 das 28 Mio. $ teure 4,95 MW Solarfeld Ketura Sun im dünn besiedelten Arava-Tal im Süden des Landes eingeweiht – für das das Unternehmen zuvor Genehmigungen und Zulassungen von 17 verschiedenen, oft widerwilligen Regierungsbehörden einholen mußte. Und im Mai 2012 erreicht die Arava Power zudem den finanziellen Abschluß mit der Bank Hapoalim, der Migdal-Versicherung und dem Pensionsfonds Amitim für weitere acht Projekte in Arava und im Negev im Gesamtumfang von 58,5 MW und im Wert von ca. 204 Mio. $.

Fünf davon, mit einer Gesamtleistung von 35 MW, sollen für 130 Mio. $. Dollar von Siemens Israel in der südlichen Negev-Wüste gebaut werden, während die anderen drei mit einer Gesamtleistung von 23 MW in Zusammenarbeit mit EDF Israel, der Niederlassung des französischen Betreibers, in südlichen Kibbuzim entstehen sollen. Bislang läßt sich aber nichts darüber finden, daß eines dieser Projekte umgesetzt wurde.

Die erste PV-Großanlage in Israel geht tatsächlich erst im Oktober 2019 ans Netz. Es ist der von der deutschen Belectric Solar & Battery GmbH und ihrem israelischen Partner Solel Boneh errichtete Ze’elim Solar Park mit 120 MW, der nahe der Ortschaft Ze’elim in der Negev-Wüste errichtet wurde. Eigentümer ist die Shikun & Binui Renewable Energy Ltd.

Im Dezember 2015 nimmt das norwegische Unternehmen Scatec Solar ASA in Parowan, Utah, eine 104 MW PV-Solaranlage in Betrieb. Die Gesamtinvestition für den im Dezember 2014 begonnenen Bau des Red Hills Renewable Park belaufen sich auf 188 Mio. $, an denen sich Ende 2014 auch Google beteiligt. Das Kraftwerk befinde sich zu 100 % im Besitz eines Joint-Ventures zwischen Google und der Scatec Sola, die ihren Anteil allerdings im Dezember 2016 an die australische Macquarie Group verkauft.

Zu Beginn der Planung im Jahr 2011 waren die Kosten für das PV-Kraftwerk auf bis zu 500 Mio. $ geschätzt worden, was sich jedoch signifikant ändert, als die Preise für PV-Paneele erheblich sinken. Der Stromabnahmevertrag für die Anlage wird mit der Rocky Mountain Power abgeschlossen, einer Tochter der PacifiCorp, deren Ressourcenplan vom März diesen Jahres zufolge zudem Verträge zur Abnahme von Strom aus fünf weiteren in Utah geplanten PV-Solaranlagen bestehen, deren Kapazitäten allerdings nur 50 MW oder 80 MW betragen.

2016

Die erste Meldung im Januar 2016 betrifft das ostafrikanische Dschibuti, dessen Regierung Pläne für ein groß angelegtes Solarenergieprojekt in der Wüste Grand Bara bekannt gibt. Demnach wird das deutsche Unternehmen Green Enesys ein 300 MW (andere Quellen: 270 MW) Solarkraftwerk entwickeln, in dessen Installation die Firma schätzungsweise 394 Mio. $ investieren will. Das Ministerium für Energie und natürliche Ressourcen erklärt sogar, daß die Arbeiten an dem Projekt, das in sechs Phasen mit je 50 MW Leistung erfolgt, bereits begonnen haben. Zumindest der Grundstein sei gelegt. Ein Zeitplan für die Fertigstellung des Projekts wird jedoch nicht genannt, die erste Phase soll aber schon gegen Ende des Jahres abgeschlossen werden.

Im Jahr zuvor hatte die Firma SkyPower Global Pläne für ein Solarstromprojekt in Dschibuti im Umfang von 200 MW angekündigt, dessen Kosten auf rund 440 Mio. $ geschätzt wurden und das in vier Phasen über einen Zeitraum von vier Jahren realisiert werden sollte.

Später ist zu erfahren, daß der Bau des Grand Bara Solar PV Park (o. Enesys Grand Bara Solar Farm), als Ergebnis einer öffentlich-privaten Partnerschaft zwischen dem dschibutischen Ministerium und der Green Enesys voraussichtlich 2019 beginnen und und 2023 beendet werden soll. Tatsächlich wird das gesamte Projekt jedoch im November 2022 gestrichen.

Im April 2016 stellt in Saudi Arabien Vize-Kronprinz Mohammed bin Salman einen Saudi Arabia Vision 2030 genannten Transformations-Plan vor, um die Abhängigkeit seines Landes von den Öleinnahmen zu reduzieren. Als Initialisierungsmaßnahme kündigt er den bis 2023 geplanten Bau von regenerativen Anlagen zur Energieerzeugung mit einer Leistung von zunächst 9,5 GW an. Dies wird mit einiger Skepsis aufgenommen, da Saudi-Arabien in den sechs Jahren seit seiner Ankündigung im Jahr 2011, mit 54 GW erneuerbare Energien bis 2032 ein Drittel des Stroms zu beschaffen, nur sehr bescheidene 25 MW dieses Ziels umgesetzt hat.

Das neue Ziel hat eine niedrigere Meßlatte, legt aber eine Reihe von wettbewerbsorientierten Auktionen fest, um es schneller zu erreichen. Wenn die Projekte der ersten Ausschreibungsrunde bis 2018 abgeschlossen sind, sollen anschließend sechs Jahre lang durchschnittlich 1,6 GW an jährlich neuen Kapazitäten bereitgestellt werden. Förderlich dabei ist der Fakt, daß Unternehmen mit Sitz in Saudi-Arabien zu den führenden regionalen Entwicklern gehören und bereits Erfolge in Dubai verbuchen (s.o.). Dazu gehören die ACWA Power sowie das Unternehmen Abdul Latif Jameel (ALJ), das 2015 den französischen Solarentwickler Fotowatio Renewable Ventures (FRV) gekauft hatte.

Im Februar 2017 wiederholen sich die Meldungen, daß sich das Land der Wind- und Solarenergie zuwendet, beginnend mit Anlagen in der riesigen nordwestlichen Wüste. Insgesamt werden Investitionen im Wert von 30 - 50 Mrd. $ angestrebt. Nun will das Energieministerium eine Abteilung einrichten, die sich um die entsprechenden Ausschreibungen kümmert. Die ersten mit einer Leistung von 700 MW sollen im vierten Quartal vergeben werden, angefangen mit einem 400 MW Windkraftprojekt in der nördlichen Region Dumat al-Jandal.

Noch höher werden die Ziele im März gehängt, als Saudi-Arabien und der japanische Finanzgigant SoftBank vereinbaren, bis 2030 rund 200 Mrd. $ für den Bau von 200 GW PV-Großanlagen auszugeben. Die Absichtserklärung enthält jedoch keine Details dazu, wie das Ganze technisch und logistisch umgesetzt werden soll, weshalb die Solarbranche auch diese Ankündigung mit einer gehörigen Portion Vorsicht aufnimmt, denn in der Vergangenheit haben sich die großspurigen Pläne nie bewahrheitet.

Im April ist die Rede davon, bis zum vierten Quartal Verträge über den Kauf von Strom aus erneuerbaren Energien mit einer Leistung von mehr als 1 GW anzubieten – 620 MW für PV-Anlagen und 400 MW für Windparks. Dem Energieministerium zufolge will Land bis zum Jahr 2030 einen Anteil von 10 % seines Stroms aus erneuerbaren Energiequellen erzeugen, was etwa 30 Wind- und Solarprojekten im Umfang von 9,5 GW entspricht. Außerdem werden 27 Unternehmen als Bieter für ein 300 MW Solarkraftwerk und 24 Firmen für einen 400 MW Windpark zugelassen.

Tatsächlich wird das „weltgrößte Solarprojekt“ im Oktober 2018 wieder abgesagt – was aber niemanden überrascht. Das Projekt ist nie über eine erste Machbarkeitsstudie hinausgekommen. Besonders charakteristisch: Nach Angaben des Wall Street Journal wird die Ankündigung des Stopps von saudischen Energiebeamten mit Erleichterung aufgenommen, die „alle gehofft hatten, daß diese ganze Idee einfach sterben würde.“

Immerhin findet im November 2018 der erste Spatenstich für das 300 MW Projekt Sakaka PV in der Third Jeddah Industrial City südöstlich von Dschidda statt, das ein Konsortium unter der Leitung von Masdar (andere Quellen: ACWA Power) mit EDF Renewables und Nesma Company als Partner umsetzen wird und das im Laufe des nächsten Jahres den kommerziellen Betrieb aufnehmen soll. Das Konsortium hatte im Januar dafür den Zuschlag des Renewable Energy Project Development Office (REPDO) des saudi-arabischen Energieministeriums erhalten. Tatsächlich geht der auch South Jeddah Noor genannte Solarpark aber erst im April 2021 in Betrieb.

Im Januar 2019 gibt das REPDO bekannt, in diesem Jahr Solarprojekte mit einer Leistung von 2,225 GW ausschreiben zu wollen. Zudem hebt die Behörden ihr langfristiges Ziel für die Solarenergie auf 20 GW bis 2023 und 40 GW bis 2030.

Im März steigt ein neuer Ballon in den saudischen Himmel, als das Solarstromprojekt in der Nähe von Mekka wieder auf den Tisch kommt – diesmal allerdings mit einer Leistung von 2,6 GW. Das Solarprojekt Al Faisaliah (o. Shuaibah Solar), für das nun eine Absichtserklärung unterzeichnet wird, ist ein gemeinsames Unterfangen des Energieministeriums und der Makkah Region Development Authority. Die ersten 600 MW, die rund 435 Mio. $ kosten werden, sollen noch in diesem Jahr über das REPDO ausgeschrieben werden, während die restlichen 2 GW anschließend vom Public Investment Fund (PIF) und ausgewählten Partnern entwickelt werden. Die Inbetriebnahme ist für 2023 geplant. Später ist nur noch von der ersten Phase die Rede.

Ausgesprochen verwirrend ist, daß die ACWA Power im November 2019 bekannt gibt, daß das 300 MW PV-Kraftwerk Sakaka ans, Netz gegangen ist und bis Ende des Jahres den vollen kommerziellen Betrieb aufnehmen wird – denn andere Quellen berichten, daß die Bauarbeiten tatsächlich erst im April 2021 beginne und die Anlage voraussichtlich 2022 in Betrieb genommen wird. Diese Übersicht wird unter 2021 fortgesetzt (s.u.).

Im Juni 2016 schließt der Schweizer Energietechnologie-Konzern ABB die ersten 360 MW der PV-Großanlage in dem Ort Kamuthi im südindischen Bundesstaat Tamil Nadu an das nationale Übertragungsnetz an, nachdem er hierfür fünf Umspannwerke fertiggestellt hatte. Den Auftrag dafür hatte ABB im Vorjahr vom größten unabhängigen Stromerzeuger Adani Power erhalten. Im Endausbau soll das Kamuthi Solar Power Project, das sich sich auf fünf einzelne Solarprojekte verteilt, eine Leistung von 648 MW erreichen.

Indien will seine Solarkapazitäten bis zum Jahr 2022 auf 100 GW ausbauen,  davon 40 GW durch dezentrale Solaranlagen auf Dächern. Die Regierung legt deshalb ein Programm auf, das innerhalb von fünf Jahren die Errichtung von 25 Solarkraftwerken mit einer Leistung zwischen 500 MW und 1 GW vorsieht. Die Regierung des Bundesstaates Tamil Nadu verfolgt zudem das Ziel, die lokale Solarleistung um insgesamt 3 GW zu erweitern.

Interessant ist auch, daß die indische Aufdach-PV-Kapazität zu diesem Zeitpunkt die Marke von 1 GW überschreitet, wobei ein Großteil der Projekte von gewerblichen und industriellen Verbrauchern für den Eigenverbrauch errichtet wurde.

Kontextbezogen wird im Dezember 2018 gemeldet, daß in Kamuthi nach nur acht Monaten Bauzeit „das weltgrößte Solarkraftwerk“ mit 648 MW ans Netz gegangen sei, dessen Kosten 679 Mio. $ betragen haben. In Indien besteht eine wesentliche Herausforderung darin, die Anlage staubfrei zu halten. Diese Aufgabe übernimmt hier eine robotergesteuerte Reinigungsanlage, die ihre Energie direkt aus den Solarzellen gewinnt.

Im Oktober 2016 arbeitet die National Thermal Power Ltd. (NTPC) an dem 1 GW (andere Quellen: 1,5 GW) Ultra Mega Solar Park Anantapuram (o. NP Kunta Ultra Mega Solar Park; Kadiri Ultra Mega Solar Park) in Kadiri, Andhra Pradesh, der sich auf zwei Standorte im Bezirk Anantapurum und im Bezirk Kunta verteilt. Die NTPC hatte 2014 eine entsprechende Absichtserklärung mit der Regierung von Andhra Pradesh unterzeichnet. Das Unternehmen hat im Mai und Juli bereits die Phase I des Solarparks mit  250 MW in Betrieb genommen – aufgeteilt in 100 MW von Tata Power Solar sowie jeweils 50 MW von Lanco Solar, BHEL sowie Sterling & Wilson.

Besonders hervorgehoben wird, daß Tata Solar für dieses Projekt Solarzellen und -module aus heimischer Produktion verwendet – und daß das natürliche Ökosystem des 500 Hektar großen Gebiets unberührt blieb und keiner der Bäche und Hügel angetastet wurde.

Die Phase II des Solarparks mit einer Kapazität 750 MW soll bis März 2018 ans Netz gehen. Den Zuschlag für jeweils 250 MW erhalten die Firmen Sprng Energy Pvt Ltd., Ayana und SoftBank Energy. Tatsächlich nimmt im Mai 2018 Azure Power 50 MW in Betrieb, und im Juli folgen 100 MW von Tata Power Solar. Ende April 2021 sind dann insgesamt 978,5 MW am Netz. Weitere 400 MW sind im benachbarten Galiveedu Solar Park installiert, der aber nicht Teil des Anantapuram Solarparks ist.

Ebenfalls im Oktober 2016 beginnen die Arbeiten an dem Solarpark Pavagada in Taluk Pavagada, Distrikt Tumakuru, Bundesstaat Karnataka. Die Karnataka Renewable Energy Development Ltd. (KREDL) und die Solar Energy Corporation of India (SECI) hatten im März des Vorjahres mit der Karnataka Solar Power Development Corp. Ltd (KSPDCL) ein Joint-Venture gegründet, um solche Solarstromprojekte in Karnataka umzusetzen, und im Oktober die Genehmigung zum Bau des 5 GW Solarparks erhalten.

Bisher sind aber nur Pläne für 2 GW (andere Quellen: 2,7 GW) an die Öffentlichkeit gelangt. Demnach werden Indiens größtes Stromerzeugungsunternehmen NTPC Ltd. und die SECI diese Kapazität in einer Projektgröße von jeweils 50 MW versteigern und vergeben.

Im März 2017 schreibt die NTPC weitere 750 MW aus, aufgeteilt in sechs Blöcke zu je 125 MW, doch diese Ausschreibung wird aufgrund von Infrastrukturproblemen gestrichen und später erneut ausgeschrieben, wobei weitere 250 MW (der nun insgesamt 1 GW) für das Programm ‚Domestic Content Requirement‘ (DCR) reserviert werden, was bedeutet, daß die Komponenten in Indien hergestellt und nicht importiert sein müssen.

Im Dezember gibt Fortum bekannt, daß es in Pavagada 100 MW ans Netz angeschlossen hat. Ebenso nimmt Tata Power im Dezember 100 MW in Betrieb, und weitere 50 MW im Januar 2018.

Im März wird der Startschuß für Projekte im Umfang von 600 MW gegeben. Zwei Anlagen mit einer Leistung von jeweils 50 MW gehen an Adani Green Energy und Tata Power Solar, die beide Schwesterunternehmen haben, die in Indien Solarstrommodule herstellen. Die finnischen Unternehmen Fortum und Acme Cleantech Solutions erhalten jeweils 100 MW, während RattanIndia Power und ReNew Power, einer der größten indischen Entwickler erneuerbarer Energien, jeweils 50 MW Projekte angehen.

Im Mai 2018 sichert sich SB Energy eine Kapazität von 200 MW, und später folgt ein Auftrag an die Amar Raja Power Systems Ltd. für den Bau einer 50 MW Anlage. Im November 2019 wird der Solarpark mit einer Leistung von 1,85 GW (andere Quellen: 2,05 GW) zum damals leistungsfähigsten Solarpark der Welt. Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf rund 2,1 Mrd. $.

Bereits im April 2017 sollte zudem der Kurnool Ultra Mega Solar Park in den Dörfern Gani und Sakunala Andhra Pradesh mit 1 GW ans Netz angeschlossen werden, was sich allerdings etwas verzögert. Die NTPC Ltd. hatte die beiden Phasen des von der Andhra Pradesh Solar Power Corporation Pvt Ltd. entwickelten Parks im April und Mai 2015 ausgeschrieben und im Dezember vergeben. Während der Bauarbeiten wird der Solarpark im Mai 2017 durch einen Sturm und ein Gewitter beschädigt, als starke Winde einige Solarpaneele herausreißen und auch die Unterkünfte und Einrichtungen der Mitarbeiter beschädigen. Der Schaden wird auf 250.000 $ geschätzt.

Im Juni werden nach Abschluß von zwei Projekten immerhin die ersten 450 MW des Parks in Betrieb genommen, der sich im Besitz der NTPC Ltd. befindet. Diese Projekte bestehen aus 350 MW aus einer Anlage der SB Energy, einem Joint-Venture von Softbank, Foxconn Technology und Bharti Enterprises, sowie aus 100 MW von Azure Power. Um die Gesamtkapazität zu erreichen müssen noch zwei weitere Projekte im Rahmen der DCR-Kategorie fertiggestellt werden. Greenko Energy entwickelt hierfür ein 500 MW Projekt, während die Prayatna Developers, eine Tochtergesellschaft der Adani Green Energy, ein 50 MW Projekt in Betrieb nehmen wird. Offiziell eingeweiht wird der Solarpark Kurnool, der rund 1,02 Mrd. $ gekostet hat, allerdings erst im Januar 2019.

Im Oktober 2017 wird eine im Februar durchgeführte 500 MW Solarausschreibung der Tamil Nadu Generation and Distribution Corporation (TANGEDCO) wegen hoher Tarife und schwacher Resonanz seitens der potentiellen Projektentwickler gestrichen. Zwar waren 22 Angebote eingegangen, allerdings mit einer Gesamtkapazität von nur 300 MW.

Dafür plant die indische Eisenbahngesellschaft, wie im Dezember gemeldet wird, den Bau eines Solarkraftwerks mit einer Gesamtkapazität von 1,05 GW, das in drei Bezirken des Bundesstaates Madhya Pradesh errichtet werden soll. Darüber hinaus will man in den nächsten Jahren durch eine Kombination aus Solarkraftwerken und Aufdachanlagen eine Solarkapazität von 5 GW aufbauen.

Im Juli 2018 gibt der deutsche Projektentwickler Juwi GmbH die Inbetriebnahme eines 135 MW Solarkraftwerks nahe dem Ortes Guttigoli im Norden des Bundestaates Karnataka bekannt, dessen Auftraggeber die Energon Soleq Ravi India Power Resources Pvt Ltd. ist. Betrieb und Wartung des Solarkraftwerks übernimmt die Juwi-Niederlassung in Indien. Ebenfalls in Karnataka erhält im Oktober der deutsche Kraftwerksbauer Belectric den Auftrag für ein Solarprojekt mit 250 MW Leistung. Den Zuschlag für das PV-Kraftwerk hatte ursprünglich der Projektierer Fortum Solar India bekommen, der die Umsetzung dann an die Belectric weitergegeben hat.

Im März 2016 erhält die italienische Enel Green Power den Zuschlag für die Errichtung von drei PV-Großkraftwerken in Mexiko. Die knapp 1 GW Photovoltaik-Leistung sollen in den Bundesstaaten Coahuila und Guanajuato errichtet werden. Es ist die erste langfristig ausgerichtete öffentliche Ausschreibung seit der 2015 ausgerufenen Energiereform in Mexiko. Die Enel Green Power, die aktuell in Mexiko 450 MW Windenergie- und 50 MW Wasserkraftprojekte installiert hat, plant nun, etwa 1 Mrd. $ in die Entwicklung und den Bau der Solarparks zu investieren.

Zuvor wurde in Mexiko im November 2013 (andere Quellen: im März 2014) das damals „größte private Solarprojekt in Lateinamerika“ in La Paz, Baja California Sur, fertiggestellt. Es ist der rund 100 Mio. $ teure Solarpark Aura Solar I mit einer Leistung von 30 MW (andere Quellen: 38,76 MW). Das Projekt wurde von der Gauss Energia SA entwickelt und befindet sich zu 100 % im Besitz der Corporacion Aura Solar.

Der nächste Schritt erfolgt im März 2017, als die Enel bekanntgibt, daß ihre mexikanische Tochtergesellschaft Enel Green Power Mexico (EGPM) mit dem Bau von zwei Projekten mit einer Gesamtleistung von 754 MW (andere Quellen: 828 MW) begonnen habe. Die beiden Projekte in Viesca – Villanueva 1 mit 427 MW und Villanueva 3 mit 327 MW – werden den Solarpark Villanueva bilden, der als „der größte in ganz Amerika“ bezeichnet wird.

Der PV-Park im mexikanischen Bundesstaat Coahuila, für dessen Entwicklung die EGPM zwei Zweckgesellschaften namens Villanueva Solar und Parque Solar Villanueva Tres gründet und in den etwa 650 Mio. $ investiert werden, geht im März 2018 erstmals ans Netz, wobei das vollständige Projekt in der zweiten Jahreshälfte in Betrieb genommen werden soll.

Auch die Bauarbeiten für ein weiteres Solarstromprojekt, für das die Enel den Zuschlag erhalten hat, das 238 MW Projekt Don José, haben bereits begonnen. Diese Anlage, deren Investitionen sich auf rund 220 Mio. $ belaufen, wird im Mai 2018 eingeweiht. Eine rund 21 Mio. $ teure Erweiterung um 22 MW soll in der zweiten Jahreshälfte abgeschlossen werden. Überdies baut Enel über die EGPC das 86,2 MW Solarkraftwerk El Paso, in das rund 70 Mio. $ investiert werden und das ebenfalls in der zweiten Jahreshälfte 2018 in Betrieb gehen soll.

Im Oktober 2018 folgt die Inbetriebnahme der 45 Mio. $ teuren PV-Anlage Aura Solar III mit einer Erzeugungskapazität von 32 MW, die das spanische Unternehmen Elmya für den mexikanischen Entwickler Gauss Energía errichtet hat. Bei dieser Anlage, die sich im Besitz der mexikanischen Investmentgruppe Corporación Aura Solar befindet, handelt es sich um das erste groß angelegte Solarstromprojekt Lateinamerikas, das mit einem 10,5 MW/7 MWh Lithium-Ionen-Batteriesystem kombiniert wird.

Im November folgt die Meldung, daß die Enel Green Power ihr Portfolio in Mexiko mit dem 220 MW Solarpark Magdalena II in der Nähe der Gemeinden Tlaxco und Hueyotlipan im Bundesstaat Tlaxcala erweitert. Dieses Solarkraftwerk soll Ende 2019 in Betrieb gehen. Daneben stellt die EGP auch fünf Megawatt-Windprojekte im Land fertig.

Im November 2022 nimmt das regenerative Energieunternehmen Atlas Renewable Energy aus den USA das 340 Mio. $ teure 300 MW Solarkraftwerk La Pimienta vollständig in Betrieb, das die Halbinsel Yucatan mit sauberer Energie versorgen wird. Die Anlage im Bundesstaat Campeche im Südosten des Landes ist die nach dem Solarpark Villanueva zweitgrößte Solaranlage in Mexiko.

Die Enel, die auch in anderen Ländern Südamerikas Tochtergesellschaften besitzt, stellt in Chile im Mai 2016 über die Enel Green Power Chile Ltda. (EGPC) den rund 270 Mio. $ teuren 160 MW PV-Solarpark Finis Terrae in der Gemeinde María Elena, Region Antofagasta, fertig. Ans Netz geht diese Anlage 2017. Zur Abrundung: Die EGPC erzeugt zu diesem Zeitpunkt in Chile 364 MW aus Windkraftanlagen, 430 MW aus PV-Anlagen und 92 MW aus Wasserkraftwerken. Ein weiteres Projekt in Arbeit ist Cerro Pabellón, das mit einer installierten Leistung von 48 MW das erste geothermische Kraftwerk Südamerikas sein wird.

Im Dezember 2016 kündigen chilenische Beamte auf dem COP22-Klimagipfel in Marrakesch Pläne zur Errichtung eines Solarpark mit einer Kapazität von bis zu 1 GW in der Atacama-Region an, der in erster Linie die Bergbauindustrie bedienen soll, die ebenfalls dort angesiedelt ist. Der vorgeschlagene Solarpark wird voraussichtlich Investitionen in Höhe von rund 4 Mrd. $ erfordern. Es ist aber nicht klar, ob sich dieses Projekt auf eine PV-Anlage oder ein thermisches Solarturm-Kraftwerk bezieht, wie das 110 MW Kraftwerk Cerro Dominador, dessen Bau 2014 begann (und 2021 endet).

Schon Anfang dieses Jahres hatte Chile eine installierte Solarkapazität von 1 GW erreicht – neben den genannten durch mehrere andere Projektentwickler, darunter die Partner EDF Energies Nouvelles und Marubeni (146 MW PV-Kraftwerk Laberinto, rund 334 Mio. $); SunPower (100 MW PV-Projekt in der Zentralregion des Landes); Enel Green Power (160 MW in der Gemeinde María Elena in der Region Antofagasta, rund 270 Mio. $); sowie Pattern Energy (122 MW Solarprojekt Conejo in der Gemeinde Taltal in der Region Antofagasta, 205 Mio. $). Dazu kommen diverse kleinere Anlagen.

Im Jahr 2016 geht zudem das von First Solar entwickelte 141 MW PV-Kraftwerk Luz del Norte ans Netz, ebenso wie die 128 MW Anlage Conejo Solar, das PV-Kraftwerk Carrera Pinto mit 97 MW sowie die Pampa Norte PV-Anlage mit einer Leistung von 80 MW.

2017 folgen das 127 MW Solarkraftwerk Quilapilún im Bundesstaat Santiago, und 2018 die PV-Anlagen El Bolero mit 135,7 MW, sowie die 92,73 MW Anlage Santiago Solar in der Metropolregion Santiago. Nach der 103 MW Anlage Huatacondo in Tarapaca, die 2019 ans Netz geht, kehrt etwas Ruhe ein. Allerdings werden diverse neue PV-Großanlagen geplant.

Im Mai 2019 erhält die der unabhängige Stromerzeuger Sonnedix eine Projektfinanzierung in Höhe von 99 Mio. $ für das 180 Mio. $ teure 171 MW Solarprojekt Atacama Solar im Bezirk Pica der Atacama-Wüste, dessen Bauarbeiten im August beginnen. Zudem soll im Folgejahr mit dem Bau des 138 MW Projekts Meseta de Los Andes in der Nähe der Hauptstadt Santiago begonnen werden. Auch der erste Spatenstich für den mit 114 Mio. $ bezifferten 123 MW Solarpark La Granja von Solarpack in der Region Tarapacá, ebenfalls in der Atacama, erfolgt in diesem Mai.

Ein interessantes Projekt, dessen Finanzierung im Juli gesichert wird, so daß der Bau im nächsten Jahr beginnen kann, stammt von dem chilenischen Entwickler Valhalla und sieht eine 561 MW PV-Anlage sowie ein 300 MW Pumpspeichersystem in der Atacama-Wüste vor - was sich etwas verwunderlich anhört. Die Kosten für das Gesamtprojekt belaufen sich auf über 1 Mrd. $, von denen der Grüne Klimafonds (GCF) 60 Mio. $ übernimmt. Die Arbeiten zur Entwicklung des Projekts Espejo de Tarapacá hatten bereits im Jahr 2011 begonnen, der kommerzielle Betrieb soll 2025 aufgenommen werden.

Im November 2020 erwirbt die Sonnedix von dem lokalen Entwickler Andes Solar das in der Entwicklung befindliche 160 MW Solarprojekt Andino Occidente I in der zentralchilenischen Region O’Higgins, dessen Bau voraussichtlich im vierten Quartal 2023 beginnen wird. Im Dezember folgt der Kauf eines 150 MW PV-Projektes von dem Entwickler RTB Energy. Der Bau der Anlage Pelequén, ebenfalls in O’Higgins, soll Mitte 2022 beginnen.

Im März 2022 (andere Quellen: im Oktober) geht in Antofagasta in Chile eine 244 MW Solarfarm des Entwicklers Atlas Renewable Energy in Betrieb. Die Anlage Sol del Desierto ist mit bifazialen Modulen ausgestattet. Den Zahlen der chilenischen Vereinigung für erneuerbare Energien und Speicherung (ACERA) zufolge hat das Land zu diesem Zeitpunkt fast 6,5 GW an PV-Anlagen aller Art installiert, wobei die Atlas bisher 441 MW entwickelt hat.

Im Oktober erhält der Energieversorger Engie Energia Chile SA die Genehmigung zur Erweiterung der bestehenden 6,24 MW Solaranlage Pampa Camarones [in der Nähe von Arica y Parinacota] zu dem geplanten und schon 2014 genehmigten 300 MW Großprojekt. Die neue Genehmigung umfaßt zudem den Bau eines 180 MW Batteriespeichers. Die Engie plant, die Erweiterung in zwei 150 MW Phasen zu realisieren und auch die allererste Kleinanlage am Standort zu unterhalten.

Zurück zur allgemeinen Chronologie. Ebenfalls im Mai 2016 beginnt die Enel Green Power North America (EGPNA) mit dem Bau eines PV-Solarprojekts in den USA, dem 150 MW Solarkraftwerk Aurora in Minnesota, das im Juni des Folgejahres in Betrieb geht. Es besteht aus 16 verschiedenen Standorten und ist eines der ersten Agriphotovoltaik-Kraftwerke des Landes.

Im Juli 2016 berichtet die Presse, daß die Regierung der Ukraine die Gefahrenzone von Tschernobyl in einen riesigen Solarpark umwandeln möchte, der fast ein Drittel der Strommenge produzieren könnte, die das einstige Kernkraftwerk zu seinen Spitzenzeiten erzeugt hat. Auch 30 Jahre nach dem Unfall ist dieses Sperrgebiet noch immer außergewöhnlich groß: Es umfaßt etwa 2.600 km² in den Regionen Kiew und Zhytomyr.

Der Vorschlag, der Investoren in den USA und Kanada vorgelegt wird, umfaßt eine hybride Stromerzeugung mit mehr als 1 GW Solarstrom und 400 MW aus anderen erneuerbaren Energien. Mehrere Quellen sprechen sogar von einem 4 GW Solarpark. Die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD), die bereits 500 Mio. $ investiert hat, um ab dem Folgejahr den zerstörten Kernreaktor mit einem Stahldach abzuschotten (was insgesamt 1,6 Mrd. $ kosten wird), deutet an, daß sie auch in den Solarpark in Tschernobyl investieren wird, dessen Kosten auf etwa 1,1 Mrd. $ geschätzt werden.

Im November folgen Berichte, daß zwei chinesische Energieunternehmen, die GCL System Integration Technology (GCL-SI) und die staatliche China National Complete Engineering Corp. (CCEC) das 1 GW Solarkraftwerk in einer nicht näher bezeichneten Region der Sperrzone errichten werden. Der Standort selbst sei bereits mehrfach von den Technikern des Unternehmens inspiziert worden.

Tatsächlich nimmt die zwischenzeitlich gegründete Solar Chernobyl LLC an dem Standort im Oktober 2018 eine sehr bescheidene Solaranlage mit einer Leistung von 1 MW in Betrieb, die rund 1,2 Mio. $ gekostet hat und ein gemeinsames Projekt des ukrainischen Unternehmens Rodina und der deutschen Firma Enerparc AG ist. Über weitere Schritte ist nichts bekannt.

Der Iran erscheint zum ersten mal in dieser Übersicht, als die Organisation für erneuerbare Energien des Iran (SUNA) mit der British Photovoltaic Association (BPVA) im Juli 2016 eine Vereinbarung über die Entwicklung von 1 GW PV-Solarkapazität unterzeichnet, die auch die Entwicklung einer 500 MW Solarmodul-Produktionsanlage im Iran vorsieht. Das Land plant, bis 2020 eine Kapazität von 5 GW an erneuerbaren Energien zu installieren, allerdings wurde bisher nur mit der Umsetzung von Windenergie- und Biomasse-Projekten begonnen.

Im vergangenen Jahr hatte ein ungenanntes deutsches Unternehmen mit dem iranischen Energieministerium eine Vereinbarung über die Errichtung von Solarkapazitäten in Höhe von 1,25 GW getroffen. Eigentlich sollten dabei 500 MW in der Provinz Teheran gebaut werden, darunter 150 MW in Kahrizak, 200 MW in Varamin und 150 MW in Malard. Darüber hinaus sollten Projekte mit einer Leistung von 750 MW in den zentralen Regionen Isfahan und nordwestlich von Tabriz entstehen. Später war von dem Projekt aber nichts mehr zu hören. Das Gleiche ist der Fall bei mehreren anderen angekündigten PV-Plänen meist ein- und zweistelliger Megawatt-Anlagen.

Bestätigt ist hingegen, daß die italienischen Unternehmen Genesis und Dynkun bereits im April 2016 eine Absichtserklärung zur Errichtung von 100 PV-Anlagen mit jeweils 10 MW im Rahmen eines auf zehn Jahre angelegten Projekts unterzeichnet haben, die zusammen rund 1,5 Mrd. $ kosten sollen – während das deutsche Unternehmen Planet in Green im Juni bekanntgab, daß es von der iranischen Regierung ausgewählt wurde, ein 100 MW Solarprojekt zu errichten, wahrscheinlich in der Provinz Qazvin.

Im Oktober unterzeichnen der Iran und Südkorea ein Abkommen über den Bau eines 600 Mio. $ teuren 200 MW Kraftwerks in Shiraz in der Provinz Fars, das mit Hilfe der Islamischen Azad-Universität in Shiraz entwickelt wird. Das ungenannte beauftragte koreanische Unternehmen will außerdem 220 Mio. $ in einen Windpark in Zabol in der südöstlichen Provinz Sistan-Baluchestan investieren.

Im Juli 2017 wird nahe der Stadt Mahan in der östlichen Provinz Kerman das mit 20 MW bisher größte Solarkraftwerk des Landes eröffnet: Der Solarkraftwerkskomplex Mokran besteht aus zwei 10 MW Anlagen, wurde mit 27 Mio. $ von der Schweizer Durion AG finanziert und von der deutschen Firma Adore realisiert. Das Unternehmen Mokran Solar Energy beginnt außerdem im Herbst mit dem Bau eines 100 MW Solarkraftwerks, ebenfalls in Mahan. Ein weiteres 30 MW Solarprojekt, das gemeinsam von der Schweizer Ecofinance Co. und italienischen Partnern entwickelt wird, befindet sich derzeit in der Provinz Nord-Khorasan im Bau.

Eine weitere Vereinbarung für ein 163 Mio. $ teures 100 MW Solarkraftwerk in der südlichen Provinz Hormozgan unterzeichnet im Juli ein ungenanntes italienisches Unternehmen aus Apulien. Dem folgt im September eine 600 MW Anlage im Zentraliran, in die der britische Investor Quercus 600 Mio. $ investieren will, und im Oktober ist es ein deutsch-iranisches Unternehmen, das in der Stadt Meybod in der Provinz Yazd 500 MW an neuer Solarenergiekapazität finanzieren und bauen will. Die Arbeiten zur Errichtung der ersten 100 MW sollen umgehend beginnen.

Im September 2017 verhandelt die norwegische Scatec Solar mit den iranischen Behörden, um ein 120 MW Solarkraftwerk zu errichten, dessen Leistung später schrittweise auf 500 MW erhöht werden soll. Pro 100 MW installierter Leistung ist eine Investition von etwa 120 Mio. $ erforderlich.

Einen Monat später unterzeichnet das iranische Unternehmen Amin Energy Developers eine Vereinbarung mit dem norwegischen Solarmodulhersteller Saga Energy über die Errichtung eines 2 GW Solarstromprojekts, dessen Gesamtwert auf 2,9 Mrd. $ geschätzt wird. Dieses Projekt soll in drei Entwicklungsphasen im Laufe von fünf Jahren in sechs Regionen installiert werden, darunter die Provinzen Khorasan Razavi, Kerman und Yazd. Die ersten rund 180 MW sollen bis März 2018 in Betrieb genommen werden.

Der Iran will zu diesem Zeitpunkt bis 2022 über Anlagen für erneuerbare Energien im Umfang von 5 GW verfügen, darunter 4,5 GW Windkraft und 500 MW Solarenergie. Bislang ist davon aber noch nicht viel zu sehen. Im Juli 2018 wird einzig von der Inbetriebnahme der Nika Energy Solar Farm in Fars berichtet, die eine Leistung von 10 MW hat.

Im März 2018 folgt ein 100 Mio. $ Vertrag zwischen dem italienischen Unternehmen Carlo Maresca und der Industrial Development and Renovation Organization of Iran (IDRO) zum Bau eines 100 MW Solarkraftwerks in der Nähe der Sonderwirtschaftszone Garmsar in der zentralen Provinz Semnan. Danach scheint sich das allgemeine Engagement abgekühlt zu haben, signifikante Schritte gibt es erst wieder 2020 zu verzeichnen (s.u.).

Im September 2016 gibt es dafür Neuigkeiten aus Jordanien, als die International Finance Corp. (IFC), ein Mitglied der Weltbank-Gruppe, Pläne zur Finanzierung eines 50 MW Solarprojekts in Zusammenarbeit mit der kanadischen Regierung bekanntgibt. An dem Finanzierungspaket in Höhe von 76 Mio. $ beteiligen sich das IFC-Kanada-Klimawandelprogramm, die niederländische Entwicklungsbank FMO, die Europe Arab Bank (EAB) und der finnische Entwicklungsfinanzierer FinnFund.

Das Solarkraftwerk wird sich in der Stadt Mafraq im Norden des Landes befinden und von  Fotowatio Renewables Ventures (FRV) entwickelt werden, das zum saudi-arabischen Konzern Abdul Latif Jameel Energy (ALJ) gehört. Es soll 2018 in Betrieb gehen.

Da Jordanien sich zum Ziel gesetzt hat, bis zum Jahr 2020 eine PV-Solarkapazität von 600 MW und eine Windenergiekapazität von 1,2 GW zu installieren, führt das jordanische Ministerium für Energie und Bodenschätze eine dritte Ausschreibung für Projekte mit einer Leistung von 400 - 700 MW durch.

Die Umsetzung beginnt im Oktober 2016, als die First Solar die Solarfarm Shams Ma’an in Betrieb nimmt – mit einer Leistung von 52,5 MW ... und nicht mit 160 MW, wie verschiedentlich behauptet wird. Die Anlage gehört einem Investorenkonsortium aus der Diamond Generating Europe Ltd., der Nebras Power Q.S.C. und der Kawar-Gruppe. Sie nutzt Hochleistungs-Dünnschichtmodule der First Solar, die auf einachsigen Trackern montiert sind.

Zur gleichen Zeit kündigt die Masdar Group Pläne für ein 200 MW Solarstromprojekt in Jordanien an, dessen Projektentwicklung durch die Masdar-Tochter Baynouna Solar Energy Co. in Zusammenarbeit mit der ABB erfolgen soll. Masdar und das jordanische Energieministerium hatten bereits im Januar die entsprechende Vereinbarung unterzeichnet, der nun ein Stromabnahmevertrag mit der National Electric Power Co. folgt. Im Januar 2017 wird mit der IFC auch der Finanzier für das Projekt gefunden, dessen Bauarbeiten Ende des Jahres am Rande der Hauptstadt Amman beginnen.

Im November 2017 wird in Jordanien außerdem die mit 12,9 MW „weltweit größte Solarstromanlage in einem Flüchtlingslager“ eingeweiht. Deutschland finanzierte das Projekt im Lager Saatari (o. Za’atari) in der Wüste mit 15 Mio. € über die KfW. Bislang hat das UN-Flüchtlingshilfswerk (UNHCR) Saatari täglich acht Stunden lang mit Elektrizität beliefert – zum Preis von 500.000 $ im Monat. Jetzt wird eine täglich sechs Stunden längere Stromversorgung möglich, noch dazu kostenlos. Die eingesparten Mittel sollen nun für andere Dienste in dem Lager verwendet werden.

Bereits im Mai war im Flüchtlingslager Azraq eine 2 MW Anlage in Betrieb gegangen, die erste ihrer Art auf der Welt. Sie wurde mit rund 10 Mio. $ von der Kampagne ‚Brighter Lives for Refugees‘ der IKEA Stiftung finanziert, bei der diese für jede LED-Glühbirne, die während des Aktionszeitraums verkauft wurde, einen Euro an das UNHCR spendete (s.u. Solarleuchten). Im Mai 2023 gewinnt übrigens das jordanische Start-Up NeuroTech den diesjährigen Zayed Sustainability Prize für sein intelligentes Energiemanagementsystem, das Al-basierte Algorithmen und Blockchain-basierte Transaktionen nutzt, um den Menschen im Flüchtlingslager Azraq einen 24-Stunden-Stromzugang zu ermöglichen – was das dortige System bislang nicht geschafft hatte.

Das jordanische Ministerium für Energie und Bodenschätze (MEMR) veröffentlicht im September 2018 eine Ausschreibung für den Bau eines zweiten PV-Kraftwerks mit einer Kapazität von 5 MW im Flüchtlingslager Azraq, das mit einem ungenannten Betrag von der EU finanziert werden soll. Und im Juni 2019 führt das schwedische Energiespeicherunternehmen Azelio eine Machbarkeitsstudie durch, um festzustellen, ob seine Energiespeicherlösungen die Stromversorgung des Lagers in der Nacht sicherstellen können. Die Ergebnisse sollen im Laufe des Jahres dem UNHCR in Genf vorgestellt werden.

Bereits im April 2018 wird das 103 MW PV-Kraftwerk Quweira in Akaba eingeweiht, dessen Bau durch die Enviromena Power Systems aus Abu Dhabi und die spanische TSK 2016 begonnen hatte und das dem jordanischen Ministerium für Energie und Bodenschätze (MEMR) gehört.

Signifikante Fortschritte in Jordanien scheint es danach erst wieder 2020 zu geben, als das im Oktober 2016 angekündigte 200 MW Solarstromprojekt von Masdar ans Netz geht. Die Kosten für die östlich von Amman gelegene Baynouna Solar Power Plant belaufen sich auf rund 260 Mio. $.

Im September 2021 nimmt dann das 50 MW Solarkraftwerk Al Husainiyah im Gouvernement Ma’an den kommerziellen Betrieb auf, was eigentlich schon im Mai erfolgen sollte. Das Projekt des in Dubai ansässigen Entwicklers AMEA Power ist ein wenig speziell, da die mehr als 200.000 Module von dem in Amman ansässigen Hersteller und Entwickler Philadelphia Solar in Jordanien selbst produziert worden sind, der zu 30 % vom Miteigentümer der PV-Anlage ist. Finanziert wurde das 74 Mio. $ Projekt von der Deutschen Investitions- und Entwicklungsgesellschaft (DEG), einer Tochtergesellschaft der KfW, und von der niederländischen Entwicklungsbank FMO.

Im Oktober 2016 gibt das Energieministerium der Türkei bekannt, daß es ein PV-Kraftwerk mit einer Leistung von bis zu 1 GW ausschreiben will, das in der Region Konya Karapınar im Zentrum des Landes errichtet werden soll. Für das Projekt mit einem Investitionsvolumen von 1,3 Mrd. $ gibt es mehrere Interessenten aus Europa, den USA und China. Nach den schon Ende 2014 veröffentlichten Planungen soll die PV-Kapazität des Landes bis Ende 2017 auf 1,8 GW und bis Ende 2023 auf 5 GW steigen. Was angesichts der aktuell installierten PV-Leistung von zusammengerechnet gerade einmal 270 MW ziemlich ambitioniert klingt.

Die Rechte für die Entwicklung des 1 GW Solarstromprojekts sichert sich ein Konsortium aus Hanwha Q Cells und Kalyon Enerji im März 2017. In der Nähe des Projekts wird auch eine 500 MW Fabrik für Solarmodule entstehen, wobei die Arbeiten hierfür schon in drei Monaten beginnen sollen. Die Fabrik soll dann die Module für das PV-Großkraftwerk liefern, dessen erste Phase bereits 2018 ans Netz gehen soll.

Tatsächlich wird die Karapınar Solar Power Plant erst ab dem September 2020 sukzessive in Dienst gestellt und erreicht im April 2022 eine installierte Leistung von 700 MW. Im August vereinbart der Dienstleistungs- und Investitionskonzern International Holding Co. (IHC) aus Abu Dhabi die Zahlung von 490 Mio. $, um 50 % der Kalyon Enerji zu übernehmen – und damit neben dem Solarkraftwerksprojekt Konya Karapınar auch ein 1 GW Windkraftprojekt, ein 100 MW Solarprojekt in Niğde, eine künftige 50 MW PV-Anlage in Gaziantep und andere neue Vorhaben.

Die Abu Dhabi Development Holding (ADQ) wiederum hatte erst im November des Vorjahres vereinbart, sich an Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien in der Türkei mit einem Gesamtvolumen von 3 GW zu beteiligen. Das damals unterzeichnete Investitionsabkommen hat einen Umfang von mehreren Milliarden Dollar. Der Komplettausbau des inzwischen mit 1,35 GW bezifferten Projekts Konya Karapınar wird im April 2023 abgeschlossen.

Im November 2016 beginnt die Enel-Tochter Enel Green Power Peru (EGPP) in Peru mit dem Bau des 180 MW Solarparks Rubí, in den die Firma rund 170 Mio. $ investiert. Das PV-Kraftwerk entsteht im Bezirk Moquegua in der Region Mariscal Nieto und geht im März 2018 in Betrieb. Bislang scheint es in dem Land nur drei Anlagen der spanischen Firma Solarpack zu geben: Tacna Solar mit 22,2 MW und Panamericana Solar mit 21,2 MW, die beide 2012 in Betrieb gegangen sind, sowie Moquegua mit 19,4 MW aus dem Jahr 2014.

Weitere Nachrichten aus Peru gibt es erst im September 2022, als die peruanische Regierung ankündigt, daß im Folgejahr fünf Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 600 MW in Betrieb genommen werden sollen. Das peruanische Energie- und Bergbauministerium (MINEM) geht davon aus, daß drei davon im Laufe des Jahres 2023 in der Region Arequipa im Süden Perus ihren Betrieb aufnehmen werden (Continua Chachani mit 100 MW, Continua Misti mit 300 MW und Continua Pichu Pichu mit 60 MW).

Zusätzlich zu diesen sollen dann auch der 123 MW Solarpark Clemesí in der Region Moquegua und der 20 MW Solarpark Milagros in der Region Loreto ans Netz gehen.

Weiter mit den PV-Großanlagen ab 2017 ...