TEIL C

Photovoltaische Großanlagen (VI)

Die weitere Entwicklung ab 2017

In den Vereinigten Arabischen Emiraten geht es im Januar 2017 einen Schritt weiter, als das japanische Unternehmen Marubeni Corp. Pläne zur Entwicklung eines 1,18 GW Solarstromprojekts vorlegt, das in Sweihan im Emirat Abu Dhabi entstehen soll und dessen Inbetriebnahme für 2019 geplant ist. Eines der Motive dafür ist die Rivalität zwischen Abu Dhabi und Dubai, sich gegenseitig im Bereich der Solarenergie zu übertrumpfen.

Die Gesamtkosten des Projekts werden auf 868 Mio. $ geschätzt. Abu Dhabi hatte im vergangenen Jahr ein 350 MW Solarprojekt an ein Joint-Venture aus Marubeni und dem chinesischen Unternehmen JinkoSolar vergeben, wobei sich später bestätigt, daß die Ausschreibung nur die erste Phase des geplanten Groß-Solarparks darstellte.

Im März unterzeichnet das Joint-Venture mit der Abu Dhabi Water and Electricity Co. (ADWEC) einen Stromabnahmevertrag für das rund 870 Mio. $ teure Projekt, dessen Kapazität nun mit 1,177 GW präzisiert wird. Der Baubeginn der PV-Großanlage, die mit monokristallinen PV-Modulen von JinkoSolar ausgestattet ist, erfolgt im Mai. Der kommerzielle Betrieb der Noor Abu Dhabi Solar Power Plant wird im Juli 2019 aufgenommen.

Die gesamten 3,2 Millionen Solarmodule der Anlage, die von der Sweihan PV Power Co. betrieben wird, gehen vermutlich im November 2020 ans Netz. Der Park verwendet eine wasserlose Robotertechnologie zur Reinigung der Solarzellen, bei der die Roboter jeden Tag 1.600 km zurücklegen, um sie von Staub und Sand zu befreien.

Bereits im Februar 2019 meldet die Emirates Water and Electricity Company (EWEC) – ehemals die Abu Dhabi Electricity and Water Authority – ihr Interesse an der Entwicklung und dem Bau eines 2 GW Solarprojekts in Al Dhafra, etwa 35 km südlich der Hauptstadt Abu Dhabi. Der ausgewählte Projektentwickler oder das Konsortium wird bis zu 40 % der Anteile an einer für das Projekt gegründeten Zweckgesellschaft halten, während der restliche Anteil im Besitz der Abu Dhabi Power Corporation (ADPC) und anderer nicht genannter staatlicher Stellen verbleibt.

Nachdem 48 Interessensbekundungen von in- und ausländischen Parteien eingegangen sind, eröffnet die EWEC im Juli die Ausschreibung. Im April 2020 gibt die Abu Dhabi Power Corp. (ADPower), das öffentliche Versorgungsunternehmen der Hauptstadt der VAE, bekannt, daß sie den Zuschlag für den Bau des Al Dhafra PV2 Solarprojekts im Wert von 1 Mrd. $ erteilt habe.

Im Dezember 2020 erreichen die EDF Renewables und Jinko Power HK den finanziellen Abschluß des „weltweit größten Solarenergieprojekts an einem Standort“, bei dem auch Masdar und die Abu Dhabi National Energy Company (TAQA) zu den Projektpartnern gehören. Die geplante Anlage erstreckt sich über eine Fläche von mehr als 20 km² und verfügt über mehr als vier Millionen bifaziale PV-Module. Die Inbetriebnahme ist eigentlich für Mitte 2022 geplant, doch die letzten Solarmodule werden erst im April 2023 installiert. Der kommerzielle Betrieb soll noch im Laufe des Jahres aufgenommen werden.

Eine weitere Runde mit ähnlichen Konditionen, diesmal für ein 1,5 GW Solarprojekt in Al Ajban, startet die EWEC übrigens im Mai 2022. Von den 43 interessierten Unternehmen und Gruppen qualifizieren sich 19 für die anschließende Ausschreibung, deren Ergebnis bislang noch offen ist.

Im Februar 2017 verkündet die First Solar aus Australien den Abschluß eines Modulliefervertrages für die 140 MW (andere Quellen: 151 MW) starke DC Sun Metals Solar Farm nahe Townsville im Bundesstaat Queensland, wo das PV-Projekt die Zinkfabrik von Sun Metals mit Energie versorgen wird. Die Errichtung der Anlage soll bereits im April beginnen – und tatsächlich geht sie im Mai 2018 in Betrieb.

Bereits im März folgen Berichte, denen zufolge die Lyon Group, ein Zusammenschluß von drei Unternehmen, in der Region Riverland in Südaustralien einen 1 Mrd. $ teuren Solarpark errichten möchte, dessen Bauarbeiten ebenfalls schon innerhalb weniger Monate beginnen sollen. Die 330 MW Farm wird eine Batteriespeicherung von mindestens 100 MW aufweisen und soll noch in diesem Jahr in Betrieb genommen werden.

Im August erhält das in Singapur ansässige Unternehmen Equis Energy den Zuschlag für ein 1 GW PV-Kraftwerk in Queensland. Das Wandoan South Solar Project (WSSP) wird ein Investitionsvolumen von etwa 1,5 Mrd. AU-$ umfassen. Die Anlagenerrichtung soll im Jahr 2018 beginnen, die Stromerzeugung dann im Folgejahr starten. Und auch dieses Projekt hat die Option, mit Batterien nachgerüstet zu werden.

Im April 2018 geht dann die Gannawarra Solar Farm westlich von Kerang im australischen Bundesstaat Victoria in Betrieb, mit einer Leistung von 50,61 MW, auch wenn in der Presse fälschlicherweise oft von die Rede ist. Die PV-Großanlage ist mit einem Energiespeichersystem verbunden, das aus einer 25 MW/50 MWh Tesla Powerpack-Batterie besteht.

Überhaupt verzeichnet Australien in diesem Jahr den Beginn eines sehr starken Ausbaus im Bereich großer PV-Anlagen. Alleine nur im Mai werden das Bungala Solar Power Project mit 276 MW in Port Augusta, die Clare Solar Farm mit 127 MW in Shire of Burdekin sowie die Darling Downs Solar Farm mit 137 MW im Western Downs Regional Council ans Netz angeschlossen. Ähnlich geht es dann auch in den Folgejahren weiter – wofür ich auf die entsprechende Auflistung bei Wikipedia verweise (Solar power in Australia). Die bislang größte Anlage ist die Limondale Solar Farm mit einer Kapazität von 349 MW, die im Januar 2020 in Betrieb geht. Auch hier soll später noch ein 50 MW/400 MWh Batteriespeicher hinzu kommen.

Daneben gibt es noch größer dimensionierte Neuprojekte und Planungen, wie im Februar 2019, als der Entwickler Sunshine Energy mit Hauptsitz in Melbourne in der kleinen Stadt Kilcoy nordwestlich von Brisbane mit der Errichtung einer 1,5 GW PV-Großanlage beginnt, bei der ebenfalls ein 500 MWh Batteriespeicher integriert werden soll. Der Solarpark wird in drei 500 MW Abschnitten gebaut, die Gesamtkosten des Projekts sollen 3,5 Mrd. $ betragen.

Ebenfalls im Februar 2017 kündigt der italienische Energieversorger Enel SpA an, daß seine Tochtergesellschaft Enel Green Power Brasil Participações Ltda. (EGPB) in Kürze in Brasilien mit dem Bau der mit 292 MW „größten Solarstromanlage Südamerikas“ beginnen wird. Die Enel hatte im August 2015 eine entsprechende Solarenergie-Auktion gewonnen. Standort des Solarparks ist der nordöstliche brasilianische Bundesstaat Piauí.

Späteren Informationen zufolge realisiert die EGPB die São Gonçalo Solar Farm (SGL) in der Gemeinde São Gonçalo do Gurguei mit einer Gesamtleistung von 608 MW – allerdings in zwei Abschnitten von 475 MW bzw. 133 MW. Mit dem Bau des ersten, größeren Abschnitts SGL I, der eine Investition von 390 Mio. $ umfaßt, wird im Oktober 2018 begonnen, und die Inbetriebnahme erfolgt im Januar 2020. Die Arbeiten für den auf 111 Mio. $ bezifferten zweiten Abschnitt SGL II beginnen im August 2019 und werden im Februar 2021 abgeschlossen.

Das vollständig von EGPB finanzierte PV-Kraftwerk ist mit bifazialen Solarmodulen bestückt, die auf einachsigen Trackern montiert sind. Später ist die Rede von einer dritten Erweiterung SGL III um zusätzliche 256 MW, die sich bereits im Bau befinden und ebenfalls 2021 in Betrieb gehen soll, was sich jedoch bis zum Januar 2023 verzögert – womit der Solarpark schließlich eine Gesamtkapazität von 864 MW erreicht.

Ein weiteres Projekt, die 191,5 MW PV-Anlage Pirapora I, die von Canadian Solar und EDF Energies Nouvelles im südöstlichen brasilianischen Bundesstaat Minas Gerais entwickelt wird, erhält im August 2017 von der brasilianischen Entwicklungsbank  (BNDES) eine Finanzierung in Höhe von 163 Mio. $. Das Projekt befindet sich bereits im Bau und wird voraussichtlich im dritten Quartal fertiggestellt und in Betrieb genommen werden. In anderen Quellen wird die Leistung dieser Anlage mit 321 MW oder sogar 400 MW angegeben – was sich vermutlich auf zwei spätere Ausbaustufen mit 92,5 MW bzw. 115 MW bezieht.

Ebenfalls im August wird über die Inbetriebnahme von zwei weiteren PV-Projekten der EGPB berichtet, den 254 MW (andere Quellen: 291 MW) Solarpark Ituverava in der Gemeinde Tabocas do Brejo Velho im Bundesstaat Bahia, der rund 400 Mio. $ gekostet hat, sowie den 300 Mio. $ teuren 292 MW Solarpark Nova Olinda in der Gemeinde Ribeira do Piauí in der Mikro-Region Alto Medio Canindé. Im Oktober und November gehen in Piauí zudem die PV-Kraftwerke Sobral I mit einer Leistung von 35,13 MW und Sertao I mit 35,16 MW in Betrieb – ebenso wie der Parque Solar Lapa von EGBP in Bom Jesus da Lapa, Bahia, der aus zwei Anlagen besteht: Bom Jesus da Lapa mit einer installierten Leistung von 80 MW, sowie Lapa mit 78 MW.

Auch 2018 gehen diverse neue PV-Farmen ans Netz, angefangen im Februar mit dem 150 MW Solarkraftwerk Guaimbê im Bundesstaat São Paulo, das aus fünf 30 MW Teilanlagen besteht. Im vierten Quartal folgen die PV-Anlagen Guimarânia I und II von GPG mit einer Kapazität von jeweils 41 MW, die sich im Bundesstaat Minas Gerais befinden. Und im November wird das Solarkraftwerk Apodi in der Gemeinde Quixeré im Bundesstaat Ceará mit 132 MW (andere Quellen: 162 MW) in Betrieb genommen.

Im Jahr 2019 wird das 156 MW Solarkraftwerk Juazeiro fertiggestellt – ebenso wie der Solarpark Paracatu im Bundesstaat Minas Gerais, der aus vier Einzel-Solarkraftwerken mit einer Leistung von jeweils 33 MW besteht.

Darüber hinaus wird erst im Mai 2021 ein neues Projekte bekannt, als über den 766 MW Solarkomplex Sol de Cerrado in der Region Jaíba in Minas Gerais berichtet wird, dessen Bauarbeiten noch in diesem Jahr beginnen werden, während seine Fertigstellung für 2022 geplant ist. Das Projekt des Bergbauunternehmens Vale S.A. wird mit bifazialen Modulen auf Solartrackern ausgestattet.

Im November 2022 arbeitet der brasilianische Entwickler Omega Energia an der Vorbereitung eines 4,6 GW Solarprojekts in den Gemeinden Aracati und Icapuí im brasilianischen Bundesstaat Ceará. Der Kuara solar park soll mit acht Millionen Solarmodulen aufgebaut werden. Und im Mai 2023 unterzeichnet die Atlas Renewable Energy mit Albras, dem größten Aluminiumhersteller Brasiliens, einen Stromabnahmevertrag mit einer Laufzeit von 21 Jahren, wobei die an Albras gelieferte Energie aus dem 902 MW PV-Pojekt Vista Alegre stammen wird, das 2025 in Betrieb gehen soll.

Im Kontext dieser Übersicht ist erwähnenswert, daß die NASA im Februar 2017 aus dem Weltraum aufgenommene Bilder der größten Solarparks der Welt veröffentlicht, von denen einige in dieser Übersicht wiedergegeben sind. Die Satellitenbilder des NASA Earth Observatory zeigen auch den aktuell größten Solarpark der Welt, den 850 MW Longyangxia-Damm-Solarpark in der Hochwüste der Provinz Qinghai in China (s.o.).

Im März 2017 meldet Katar, daß ein Joint-Venture zwischen der Qatar Electricity and Water Co. und der Qatar Petroleum im Juni mit den Bauarbeiten für ein 200 MW Solarkraftwerk beginnen wird, das bis 2020 vollständig abgeschlossen werden soll. Das Projekt des Gemeinschaftsunternehmens Siraj Power kann auf zukünftig eine Kapazität von 500 MW erweitert werden. Katar hatte bereits Pläne angekündigt, bis 2020 eine Solarenergiekapazität von 1,8 GW und bis 2030 sogar von 10 GW zu errichten, was bisher aber zu keinen nennenswerten Ergebnissen geführt hat.

Eine hohe Motivation ist auch nicht festzustellen, und erst im Januar 2020 wird berichtet, daß der französische Energieversorger Total eine Vereinbarung über die Entwicklung eines 800 MW Solarkraftwerks in Katar getroffen habe, das ab 2021 mit einer Anfangskapazität von 350 MW starten und im Jahr 2022 seine volle Leistung erreichen soll.

Im Rahmen der ersten Solar-Ausschreibung des Landes hatte sich ein Konsortium aus Total International und Marubeni aus Japan durchsetzen können, um das Al Kahrsaah Solar PV IPP Project, rund 80 km westlich von Doha, zu realisieren, dessen Kosten sich auf 500 Mio. $ belaufen. Der Bau und Betrieb erfolgt durch die Siraj 1 SPV – und die offizielle Inbetriebnahme wird im Oktober 2022 gefeiert.

Die Philippinen treten im April 2017 auf den Plan, als über den Baubeginn eines 150 MW Solarprojekts in Concepcion berichtet wird, das von dem in Manila ansässigen Projektentwickler Solar Philippines errichtet wird. Für das Projekt sollen lokal hergestellte Solarmodule verwendet werden, und es werden auch Batterien eingesetzt, um rund um die Uhr Strom liefern zu können. Das Concepcion 1 Solar Power Project der Solar Philippines Tarlac Corp. scheint später aber mit nur 100,61 MW in Betrieb gegangen zu sein.

Zur gleichen Zeit plant ein ungenanntes chinesisches Unternehmen die Errichtung eines 200 MW Solarstromprojekts in der Provinz Samar, die überwiegend von geothermischer Energie abhängig ist. Auch dieser Bau soll noch in diesem Jahr beginnen. Die philippinische Regierung selbst plant zu diesem Zeitpunkt, bis 2030 insgesamt 15 GW an erneuerbaren Energien zu installieren, weitere Einzelheiten sind noch nicht bekannt.

Bei der Recherche zeigt sich, daß es auf den Philippinen bereits mehrere kleinere PV-Anlagen gibt, wie das San Carlos Solar Energy Inc. (SaCaSol) I Kraftwerk mit 22 MW, das in vier Phasen errichtet im August 2015 komplett in Betrieb geht und später auf 45 MW ausgebaut wird; das Kraftwerk islaSol I (früher: SaCaSol II) mit 18 MW in La Carlota, Negros Occidental, dessen Inbetriebnahme im Dezember 2015 erfolgt; islaSol II (früher: SaCaSol III) mit einer Leistung von 48 MW, das im Februar/März 2016 ans Netz geht; sowie die Calatagan Solar Farm mit 63,3 MW, deren Inbetriebnahme im März 2016 erfolgt.

Bereits im Juli 2015 beginnt in Cadiz in der Provinz Negros Occidental zudem der Bau einer 132,5 MW PV-Anlage. Die Helios Solar Power Plant in Hacienda Paz, Barangay, wurde von der Helios Solar Energy Corp. entwickelt, einem Joint-Venture zwischen der in Thailand ansässigen Soleq Solar Co. Ltd. und der Gregorio Araneta Inc., dem Eigentümer des Grundstücks. In Auftrag gegeben wurde die Anlage von der in Singapur ansässigen Equis Funds Group, in Betrieb genommen wurde sie im März 2016.

Im August 2017 eröffnet Solar Philippines die erste lokale PV-Modulfabrik. Das Werk in Santo Tomas, Provinz Batangas, soll noch in diesem Jahr 800 MW an Solarmodulen herstellen. Weitere Schritte gibt es jedoch erst im Dezember 2020 zu verzeichnen, als Solar Philippines ankündigt, im nächsten Jahr über 1 GW an Solarprojekten in den Provinzen Batangas, Cavite, Nueva Ecija und Tarlac installieren zu wollen.

Als Teil dieser Projektpipeline wird im Juni 2021 der Bau eines 500 MW Solarparks auf einem ehemaligen Ranchland in Peñaranda in der Provinz Nueva Ecija auf der Insel Luzon angekündigt. Die zum Unternehmen gehörende Solar Philippines Nueva Ecija Corp. (SPNEC) soll zunächst einen 225 MW Teil der Anlage errichten und diese zu einem späteren Zeitpunkt abschließen, wobei noch kein Zeitrahmen genannt wird. Meldungen im November zufolge soll den erste Abschnitt des Solarprojekts finanziert werden, indem die Projektgesellschaft, die die Anlage vorbereitet, an die Börse gebracht wird.

Der Entwickler hofft, mit dem Bau noch in diesem Jahr zu beginnen und das Projekt im nächsten Jahr mit einer nicht näher bezeichneten Erzeugungskapazität in Betrieb zu nehmen. Daneben arbeitet Solar Philippines zusammen mit dem Unternehmen Prime Infra an einem 200 MW Feld in Tarlac; zusammen mit dem Energieversorger Korea Electric Power Co. an einem 63 MW Projekt in Batangas; und außerdem an zwei weiteren Arrays mit einer kombinierten Erzeugungskapazität von 140 MW, die in Batangas und Cavite geplant sind.

Im Dezember 2021 beginnt die SPNEC mit dem Bau der ersten 50 MW Einheit in Peñaranda, deren Fertigstellung Ende 2022 erfolgen wird. Die nächsten 175 MW sollen dann innerhalb eines halben Jahres installiert werden, die restlichen 500 MW innerhalb eines ganzen Jahres. Ebenfalls im Dezember ist Baubeginn der Nueva Ecija Solar Farm in Peñaranda, Nueva Ecija, die in mehreren Phasen errichtet werden soll, wobei die erste Phase 225 MW erzeugen wird.

In Japan wiederum erfolgt im April 2017 der offizielle Spatenstich für die Kanoya Osaki Solar Hills Solar Power Plant zwischen den Städten Kanoya und Osaki in der Präfektur Kagoshima, deren Leistung 100 MW (andere Quellen: 92 MW) betragen wird. Das Projekt wird von der Gaia Power Co. Ltd. (GPCL) mit Hauptsitz im Vereinigten Königreich und der Kanoya Osaki Solar Hills LLC (KOSH) entwickelt und befindet sich im gemeinsamen Besitz der GF Corporation mit einer Mehrheitsbeteiligung von 72,7 %, sowie den Firmen Kyocera, Kyudenko und Tokyo Century, die jeweils 9,1 % der Anteile halten. Die KOSH selbst ist ein Joint-Venture zwischen den genannten Partnern.

Die Projektplanung für die rund 315 Mio. $ teure Anlage auf der Insel Kyushu begann bereits im Januar 2014, als die Gemeinden der Region Möglichkeiten suchten, ihren Standort effektiver zu nutzen. Auf dem schließlich ausgewählten Projektgelände war vor über 30 Jahren ein Golfplatz geplant worden, dessen Realisierung dann aber auf Eis gelegt wurde. Ein Vorteil der Wahl solcher Standorte ist, daß sie über ausgedehnte Sonnenflächen und minimalen Schatten verfügen. Die Bauarbeiten werden im Juni 2020 abgeschlossen und das Solarkraftwerk in Betrieb genommen.

Der in Tokio ansässige Solarstromentwickler Pacifico Energy KK beginnt im Mai 2017 mit dem Bau des 257,7 MW Solarkraftwerks Sakuto in Okayama, das gegenwärtig als das größte des Landes gilt. Es wird im Dezember 2019 in Betrieb genommen. Daneben arbeitet das Unternehmen an einem 96,2 MW Solarstromprojekt in Miyazaki-shi. Bislang hat die Pacifico Energy in der Region nur zwei kleinere Projekte mit einer installierten Gesamtleistung von 74,3 MW am Netz.

Ebenfalls im Mai 2017 meldet die JinkoSolar einen neuen Großauftrag aus dem Heimatmarkt China, bei dem zwei 50 MW Solarkraftwerke in eine Fischfarm integriert werden soll. Im Rahmen des Vertrag mit der Jing Bei New Energy werden die Solarmodule auf Stelzen installiert. Mitte 2018 wird zudem östlich von Ninxias Hauptstadt Yinchuan das 500 MW PV-Großkraftwerk Yinchuan Xingqing installiert, das sich über Hanganlagen in den Tälern erstreckt.

Im selben Monat Mai veröffentlicht die Regierung von Tunesien eine Ausschreibung mit einem Budget von rund 165 Mio. $ für Wind- und Solarkraftwerke mit einer Leistung von 140 MW an Windkraft sowie 70 MW an Solarkapazität, von denen 10 MW für PV-Projekte bis zu 1 MW und die restlichen 60 MW für Solarkraftwerke bis zu 10 MW zugeteilt werden.

Im August folgen Meldungen, denen zufolge die Firma Tu Nur in Tunesien den Bau von mehreren Solarturm-Kraftwerken plant, um den produzierten Strom dann über Unterseekabel nach Malta zu exportieren. Falls dieses Projekt auf Photovoltaik umgestellt wird, werde ich es hier weiter verfolgen.

Im Mai 2018 veröffentlicht das tunesische Ministerium für Energie, Bergbau und erneuerbare Energien zwei Ausschreibungen für erneuerbare Energien im Umfang von insgesamt 1 GW, bestehend eine Ausschreibung für 500 MW Photovoltaik und einer für 500 MW Onshore-Wind. Einen Monat zuvor hatte der tunesische Premierministers Youssef Chahed bereits angekündigt, daß sein Land eine internationale Ausschreibung für den Bau von Solar- und Windkraftanlagen im Wert von rund 1 Mrd. $ durchführen werde.

Dem aktuellen Plan zufolge sollen sich die Solarkapazitäten landesweit verteilen: 200 MW in Tataouine, jeweils 100 MW in Kairouan und in Gafsa, sowie jeweils 50 MW in Tozeur und Sidi Bouzid. Die neue Ausschreibung folgt unmittelbar auf die Bekanntgabe der Gewinner der o.g. Solarausschreibung.

Über diese Planungen hinaus hängt das Land aber weit zurück. Tatsächlich läßt sich bislang nur ein einziges kleines PV-Kraftwerk mit einer Leistung von 10 MW finden, das in Tozeur steht, am nördlichen Rand der Sahara. Die Anlage Tozeur 1 produziert ab ihrer Einweihung im August 2019 Strom und soll im Folgejahr auf eine Leistung von 20 MW erweitert und um einen Batteriespeicher ergänzt werden. Gebaut wurde die Anlage von der staatlichen Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz (STEG), und finanziert wurde sie von der KfW mit insgesamt 23,5 Mio. €. Im Anschluß an die Inbetriebnahme startet der Bau des zweiten Parks Tozeur 2.

Die wenigen weiteren Schritte datieren vom März 2019, als die VSB Énergies Nouvelles, das tunesische Tochterunternehmen der VSB Holding GmbH mit Hauptsitz in Dresden, die Ausschreibung für eine 10 MW Solaranlage in Lassouda im Bezirk Sidi Bouzid gewinnt, nachdem sie erst im Januar den Zuschlag für einen 30 MW Windpark in der Nähe der Hauptstadt Tunis erhalten hatte.

Auch der Wiesbadener Projektentwickler ABO Wind AG erhält den Zuschlag für einen 10 MW Solarpark, der ab 2020 im Gouvernement Gabès, etwa 400 km südlich von Tunis, errichtet werden soll, sowie für einen Windpark mit gleichfalls 30 MW Leistung. Ebenso gewinnt das deutsche Energieunternehmen Bejulo mit Hauptsitz in Mainz eine Ausschreibung zum Bau eines 10 MW Solarparks in Sidi Bouzid. Es ist zu vermuten, daß auch die übrigen der sechs ausgeschriebenen Anlagen vergeben worden sind.

In Tozeur soll später ein weiteres, diesmal von privater Hand gebautes 50 MW Sonnenkraftwerk entstehen, was sich bislang aber nicht bestätigen ließ – ebensowenig wie die Inbetriebnahme der vorgenannte Anlagen.

2018

Im Februar 2018 geht der erste Teilbereich des geplanten 1,8 GW Solarstromparks Benban unweit des Assuan-Staudamms in Ägypten ans Netz, dessen anfängliche Entwicklungsschritte Ende 2015 erfolgt sind (s.o.). Der im März eingeweihte Teilbereich mit einer Kapazität von 64,1 MW, dessen Module der Sonne nachgeführt werden, wurde von der Berliner Firma IB Vogt gebaut. Wenn die Gesamtanlage fertig ist, sollen gut sieben Millionen Module eine Fläche von 37 km² bedecken.

Außerdem erhält der Benban-Komplex 2018 die Auszeichnung Project Finance International Global Multilateral of the Year, nachdem 29 Projekte mit einer Kapazität von fast 1,5 GW mit rund 1,8 Mrd. $ öffentlich finanziert wurden. Zu den Geldgebern gehören u.a. 16 Entwicklungsbanken, darunter die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBWE), die International Finance Corp., die Afrikanische Entwicklungsbank (AfDB), die Asiatische Infrastruktur-Investitionsbank, die Arab Bank of Bahrain, die CDC Group, die Europe Arab Bank und die Weltbank.

Zu diesem Zeitpunkt befinden sich 25 Projektentwickler und Sponsoren aus der ganzen Welt in Verhandlungen, die planen, in Benban zu bauen. Die durchschnittliche Projektgröße beträgt dabei 58 MW. Im Oktober 2019 steht der Solarpark zu 80 %, wobei 30 private Unternehmen beteiligt sind, auf insgesamt 41 unterschiedlich großen Einheiten PV-Module zu installieren. Die aktuelle Erzeugungsleistung wird mit 1,465 GW (andere Quellen: 1,650 GW) angegeben.

In einem anderen Projekt vereinbaren im Mai 2021 der deutsche Projektentwickler Juwi und die Centamin PLC, Besitzerin der Sukari-Goldmine in Ägypten, die Errichtung des „weltgrößten netzunabhängigen Solar/Batterie-Kraftwerks“, das rund 30 km südwestlich der ägyptischen Hafenstadt Marsa Alam zur Versorgung der dortigen Minenindustrie dienen soll. Hauptelemente des Hybridkraftwerks sind ein 36 MW Solarpark mit einachsig nachgeführten bifazialen PV-Modulen sowie ein 7,5 MW Batteriespeichersystem. In Betrieb genommen wird die Anlage im November 2022.

Im April 2021 sichert sich die ACWA Power von mehreren internationalen Investoren 114 Mio. $ zur Finanzierung eines 200 MW Solarprojekts, das weniger als 20 km von dem Benban-Komplex entfernt sein wird. Der geplante Standort in der antiken Tempelstadt Kom Ombo war schon 2010 vom ägyptischen Elektrizitätsministerium für ein 100 MW PV-Solarkraftwerk ins Auge gefaßt worden (s.o.). In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, daß Ägypten drei Kabelprojekte nach Griechenland mit einer Gesamtkapazität von 3 GW in Betracht zieht.

Im Juni 2022 plant die saudische Alhokair-Tochter FAS Energy, die bereits ein 50 MW Solarkraftwerk im Benban-Komplex betreibt, einen Betrag von rund 450 Mio. $ zu investieren, um in Zusammenarbeit mit dem Elektrizitätsministerium und der Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) ein 500 MW Solarkraftwerk in Ägypten zu errichten. Das Unternehmen befindet sich in abschließenden Verhandlungen über den Standort der Anlage und hofft, die endgültigen Verträge vor Ende Juli unterzeichnen zu können, um im August mit dem Bau zu beginnen. Abgeschlossen werden soll das Projekt bis November 2023.

Der spanische Kraftwerksprojektierer Grupo Cobra errichtet im Laufe des Jahres 2018 in Mula in der Provinz Murcia im Südosten Spaniens einen Solarpark mit einer geplanten Leistung von 494 MW. Der erste Bauabschnitt des Solarparks Mula mit 167 MW soll bis Ende 2019 fertig werden. Andere Quellen berichten, daß der gesamte Solarpark zu diesem Zeitpunkt ans Netz geht.

Die Grupo Cobra verfolgt aber noch weitere Projekte. So wird das Unternehmen bei Zaragoza im Norden des Landes einen Komplex aus zwölf geplanten Anlagen mit insgesamt 1,55 GW errichten. Acht dieser Solarparks werden in der Gemeinde Escatrón gebaut, 50 km östlich von Zaragoza, während die restlichen vier Anlagen in Chiprana entstehen, noch einmal etwa 20 km weiter in Richtung Mittelmeerküste. Die Leistung steht nicht eindeutig fest – es ist auch von knapp 550 MW die Rede – doch sicher ist, daß die Firma bei der dritten staatlichen Auktion für erneuerbare Energien im Juli 2017 den Zuschlag für die genannten 1,55 GW erhalten hat.

Die Grupo Cobra selbst, die erst einmal 330 Mio. € investiert, erwähnt auf ihrer Homepage sieben PV-Anlagen, wobei der in Escatrón gelegene Komplex eine Leistung von 350 MW hat. Ein weiterer Komplex mit 200 MW und vier Anlagen befindet sich in der Gemeinde Samper de Calanda.

Der Tübinger Projektierer Baywa re Solar Projects errichtet wiederum in der Nähe von Sevilla ein PV-Kraftwerk mit einer Leistung von 174 MW. Der Solarpark Don Rodrigo wird komplett ohne Förderung gebaut. Statt dessen wurde mit dem norwegischen Energieversorger Statkraft ein Stromabnahmevertrag mit einer Laufzeit von 15 Jahren abgeschlossen. Die Norweger werden den Strom in Spanien dann an ihre Kunden vertreiben. Die Inbetriebnahme ist für Ende dieses Jahres geplant.

Im März 2019 ist Baubeginn für eine 500 MW PV-Anlage in Usagre in der westspanischen Region Extremadura. Der neue Solarstromkomplex Núñez de Balboa wird von dem spanischen Energiekonzern Iberdrola errichtet und geht im Januar 2020 in Betrieb. Er soll im ersten Quartal den kommerziellen Dienst aufnehmen. Die Ausbaupläne in der Region sehen bis zum Jahr 2022 die Installation von weiteren 2 GW an Solar- und Windenergie-Kapazitäten vor. So plant Iberdrola bereits das 590 MW Projekt Francisco Pizarro, dessen Fertigstellung für 2022 erwartet wird.

Es überrascht etwas, daß es außer diesen und den im Zuge vorheriger Jahresübersichten erwähnten PV-Großanlagen im Jahr 2018 keine weiteren neuen Projekte oder Inbetriebnahmen zu finden sind. Wie man sehen wird, ändert sich das im Folgejahr entscheidend.

2019

Es hat wohl kaum Sinne, auch weiterhin jedes PV-Kraftwerk über 100 MW aufzuführen – da diese Größe inzwischen fast schon zu einem Standard geworden ist und weltweit immer mehr Anlagen mit vielen hundert Megawatt errichtet werden. Bei einer Konzentration auf die beträchtlich größeren Solarkraftwerke im Gigawatt-Bereich bleiben im Grund nur drei Länder übrig, die darin konkurrieren, sich gegenseitig zu übertreffen: Indien, China und – etwas abgeschlagen – die USA.

Hinzu kommen noch einige Standorte, an denen es einzelne PV-Großanlagen gibt, die es mit den Schwergewichten aufnehmen können, wie die o.e. Benban-Anlage in Ägypten oder der Maktoum-Solarpark bzw. die Noor Abu Dhabi Farm in den VAE. Kleinere Anlagen sollen aber auch weiterhin erwähnt werden, sofern es sich um initiale Projekte in Ländern handelt, die in dieser Übersicht bislang noch nicht aufgeführt wurden.

Im Januar geht beispielsweise in Vietnam ein 100 MW Solarkraftwerk der chinesischen Jinkosolar Holding Co. Ltd. in den kommerziellen Betrieb, das sich im Distrikt Buon Don in der Provinz Dak Lak im zentralen Hochland befindet. Die Bauarbeiten am Solarkraftwerkskomplex Srepok 1 und Quang Minh begannen im Oktober 2018.

Auch aus dem Iran gibt es im Januar 2019 neue Nachrichten, als Berichte über die geplante Errichtung einer 1 GW PV-Anlage erscheinen, die in der Nähe der Stadt Saveh in der Provinz Markazi in Zentraliran gebaut werden soll. Das Projekt soll von einem in Großbritannien ansässigen iranischen Investor finanziert werden, der aber nicht namentlich genannt wird. Die für die ersten 100 MW erforderlichen Ausrüstungen und Paneele seien bereits importiert, um das Projekt in naher Zukunft in Angriff nehmen zu können.

Im April werden allerdings Verzögerungen bei der Bezahlung privater Auftragnehmer gemeldet, die viele Projekte im Bereich der Erneuerbaren Energie zum Erliegen gebracht haben. Der Iran Renewable Energy Association (IrREA) zufolge sind viele Unternehmen seit Juli letzten Jahres nicht mehr bezahlt worden, so daß einige aufgegeben haben und andere bankrott gegangen sind. Die IrREA hatte den Bau von Kraftwerken für erneuerbare Energien mit einer Gesamtkapazität von 60 MW geplant, von denen in den letzten sechs Monaten aufgrund der verspäteten Zahlungen nur 1 MW realisiert wurde.

Immerhin wird zeitgleich im April die Eröffnung eines 10 MW Solarkraftwerks im Bezirk Abadeh in der südlichen Provinz Fars gemeldet. Dem Büro für Öffentlichkeitsarbeit der Organisation für erneuerbare Energien und Energieeffizienz (SATBA) zufolge ist die Anlage eine Initiative des Privatsektors und soll nur 3,5 Mio. $ gekostet haben, da sie vollständig von iranischen Ingenieuren entworfen und mit einheimischer Technologie und lokal hergestellten Paneelen gebaut wurde.

Im Juli werden eine neue 10 MW Anlage im Bezirk Baft in der Provinz Kerman – sowie eine 7 MW Anlage in der Stadt Abhar, Provinz Zanjan, an das nationale Stromnetz angeschlossen. Im November 2019 wird gemeldet, daß in Semnan mit dem Bau eines 100 MW Solarkraftwerks begonnen wird. Die erste 10 MW Phase der Shahid Hamid Bakeri PV-Anlage, die ebenfalls vom Privatsektor gebaut wird, soll 7,7 Mio. $ kosten und innerhalb eines Jahres in Betrieb gehen. Im Dezember geht dann ein von dem südafrikanischen Solarstromentwickler GEP errichtetes 10 MW PV-Kraftwerk in der Stadt Khusf in der Provinz Süd-Khorasan ans Netz.

Aus dem Jahr 2020 wird im Januar die Inbetriebnahme einer weiteren 7 MW Anlage im Bezirk Kabudarahang der westlichen Provinz  Hamedan gemeldet, wo bereits sieben Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 48,6 MW und mehr als 28 Photovoltaik-Dachanlagen installiert sind – und im September beginnt im Norden der Provinz Fars die Konstruktion des bislang größten Solarparks im Iran. Demnach wird das von der Merat International Group in Zusammenarbeit mit ausländischen Partnern durchgeführte Projekt zwei Phasen fertiggestellt, von denen die erste mit einer Kapazität von 461 MW in der Chehrak-Ebene im Bezirk Bavanat errichtet wird.

Um im Kontext dieses Landes zu bleiben: Im Mai 2021 erhalten zehn private Unternehmen von der SATBA die Genehmigung zum Bau von Solarkraftwerken mit einer Gesamtkapazität von 60 MW in der Provinz Hamedan, von denen drei bis zum März 2022 in Betrieb genommen werden sollen. Zur gleichen ist in der Provinz Fars neben dem o.g. Projekt im Bezirk Bavanat ein weiterer großer Solarpark der Merat International Group im Bezirk Abadeh mit einer Kapazität von 170 MW im Bau. Diese beiden PV-Anlagen sollen in zwei Jahren fertiggestellt werden und 691 Mio. $ kosten.

Weit darüber hinausreichende Pläne verkündet im Dezember 2021 die SATBA, welche die derzeitige iranische Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien in den nächsten vier Jahren um 10 GW erhöhen möchte. Der Behörde zufolge haben insgesamt 70 Unternehmen, darunter auch ein ausländisches, ihre Bereitschaft erklärt, in Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien zu investieren. Nun hofft man, bereits in den folgenden drei Monaten mit der Unterzeichnung von Verträgen beginnen zu können. Die SATBA schätzt, daß bis 2026 etwa 7,5 GW an PV-Kraftwerken und ca. 2,5 GW an Windparks gebaut werden könnten.

Dem Stand vom Januar 2022 wurden im Iran bislang 131 Kraftwerke für erneuerbare Energien mit einer Gesamtkapazität von 876,69 MW in Betrieb genommen, darunter 63 Solarkraftwerke mit insgesamt 433 MW (andere Quellen: 414 MW). Nach Angaben der Internationalen Agentur für erneuerbare Energien hat das Land im Jahr 2020 rund 50 MW und im Jahr 2019 etwa 90 MW an neuer PV-Leistung installiert, zumeist in Form kleinerer Anlagen.

Im Juni 2022 qualifiziert die SATBA 85 Unternehmen für eine im April gestartete 4 GW Solar-PV-Ausschreibung, für die 152 Standorte in 30 Provinzen im ganzen Land identifiziert wurden, wobei das einzelne Projekt eine Mindestkapazität von 10 MW und eine Höchstkapazität von 250 MW haben soll.

Einen Schub bekommt die weitere Entwicklung, als die Firma Mana Energy Pak Pvt Ltd. (MEP Cell) im Juli in der Stadt Khomeini eine Produktionslinie für Solarmodule mit einer jährlichen Produktionskapazität von 500 MW Jahreskapazität einweiht, die in Phase II bis Ende 2023 auf 1,5 GW erweitert werden soll. Außerdem baut das Unternehmen ein 100 MW (andere Quellen: 120 MW) PV-Kraftwerk in der Stadt Mahallat in der Provinz Markazi, dessen erste 25 MW Phase im September in Betrieb genommen wird. Zur selben Zeit plant die Oil Refinery Co. in Teheran den Bau eines 500 MW PV-Kraftwerks.

Im Januar 2023 erfolgt der erste Spatenstichs für ein 600 MW PV-Projekt im Bezirk Kouhpayeh in der Provinz Isfahan, das 500 Mio. $ kosten wird und von der Mobarakeh Steel Co. finanziert wird, dem größten Stahlunternehmen im Iran. In der ersten Phase des Projekt sollen bereits im Juli fast 100 MW in das nationale Stromnetz eingespeist werden.

Anfang 2019 beginnt in Upton County im Westen von Texas die Arbeit an der Roadrunner Solarfarm, die neben ihren 497 MW aus 1,2 Millionen bifazialen Paneelen auch mit einem ab 2021 installierten 57 MW/85,7 MWh Stromspeicher ausgestattet wird. Die erste Phase der Enel-Anlage im Umfang von 252 MW wird im Dezember 2019 in Betrieb genommen, die zweite folgt im September 2020 mit 245 MW.

Interessant ist auch, was die Enel Green Power mit dem hier erzeugten Solarstrom macht. Im Rahmen von Stromabnahmeverträgen mit 12-jähriger Laufzeit gehen gut 65 MW an den Lebensmittel- und Getränkehersteller Mondelēz International, was ausreicht, um über 50 % aller in den USA jährlich konsumierten ‚Oreos‘ zu produzieren, d.h. etwa 10 Mrd. Kekse, während weitere über 70 MW an das Haushaltswaren- und Chemieunternehmen Clorox Co. verkauft werden.

Ein Konsortium aus Masdar, EDF Renewables und Green of Africa erhält von der Agentur für nachhaltige Energie (MASEN) in Marokko im Mai 2019 den Zuschlag für die Planung, die Finanzierung, den Bau, den Betrieb und die Wartung des hybriden Solarkraftwerks Noor Midelt Phase 1 mit einer Gesamtleistung von 800 MW, dessen Kosten auf 2,3 Mrd. $ geschätzt werden. Die Behörde hatte bereits Ende 2015 mit den Vorbereitungen dafür begonnen.

Das 20 km nördlich der Stadt Midelt auf dem Moulouya-Hochplateau in Zentralmarokko angesiedelte Projekt wird eine Kombination aus 400 MW Photovoltaik und 400 MW konzentrierter Solarenergie umfassen und mit einem Speicher auf der Basis von geschmolzenem Salz ausgestattet sein, der Energie für einen Zeitraum von mindestens fünf Stunden nach Sonnenuntergang in das Netz einspeisen kann.

In der ersten Phase wird der Solarkomplex aus zwei separaten Solar-Hybridanlagen bestehen, nämlich Noor Midelt I und Noor Midelt II, die jeweils bis zu 210 MW Photovoltaik und bis zu 190 MW CSP-Solarthermie umfassen. Der Baubeginn wird für das vierte Quartal 2019 erwartet, und die Inbetriebnahme ist für 2022 vorgesehen – was später auf 2024 hinausgeschoben wird. Dem aktuellen Stand zufolge wird die KfW das Projekt durch einen Entwicklungskredit in Höhe von gut 604 Mio. € mitfinanzieren.

Im September folgen Berichte in diesem Kontext, denen zufolge Großbritannien künftig etwa 7,5 % seines Strombedarfs decken will, indem marokkanischer Solar- und Windstrom über vier 3.800 km lange Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ) nach England geliefert wird. Daür sollen PV-Anlagen mit einer Leistung von 7 GW in der Region Guelmim-Oued Noun im Süden des Landes sorgen, dazu kommen 3,5 GW aus Windfarmen an der marokkanischen Küste.

Zudem soll ein Teil der Gesamtleistung von 10,5 GW in einer 5 GW/20 GWh Batterieanlage gespeichert werden, um Dunkelheit und Flauten zu überbrücken, denn vorgesehen ist eine Stromlieferung von 3,5 GW an mehr als 20 Stunden pro Tag. Initiator des Ganzen ist der 2018 gegründete Projektträger Xlinks, aus dem nun, im März 2019, die Firma Xlinks Ltd. entsteht.

Dabei ist anzumerken, daß die Idee keineswegs neu ist. Bereits 2003 versuchte eine Organisation namens Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation in der Sahara erneuerbare Energie für den Export in europäische Märkte zu erzeugen – was später von Desertec weiterverfolgt wurde,  jedoch ebenso erfolglos.

Die Baukosten für das Morocco-UK Power Project werden zu diesem Zeitpunkt auf 21 Mrd. € (andere Quellen: 26 Mrd. €) geschätzt, und die Inbetriebnahme soll 2026 erfolgen. Tatsächlich meldet das Unternehmen im September 2021, daß es von der marokkanischen Regierung die benötigte Fläche von 1.500 km² gepachtet habe, und im Oktober, daß eine Vereinbarung über zwei HGÜ-Verbindungen mit einer Leistung von 1,8 GW an das britische Stromnetz getroffen wurde.

Im Mai 2022 heißt es, daß die Octopus Energy Group in das Projekt investieren wird, in einigen Quellen wird von einer Entwicklungsfinanzierung in Höhe von bis zu 40 Mio. Pfund gesprochen. Inzwischen soll die erste Phase des Projekts 2028 oder 2029 in Betrieb genommen werden, die zweite Phase dann 2031. Danach soll der Solarpark weiter wachsen – und neue Leitungen Sonnenstrom nach Belgien oder Deutschland bringen. Ein Kritikpunkt ist, daß die Energie zur Gänze exportiert werden soll, ohne daß Marokkos Bewohner davon profitieren.

In der bislang letzten Meldung über dieses Projekt heißt es April 2023, daß die Britische Regierung an dem Xlinks-Projekt interessiert sei und bereits die die Durchführbarkeit der HGÜ-Verbindungsleitung prüft.

Ebenfalls im Mai 2019 veröffentlicht die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBWE) eine Aufforderung zur Einreichung von Vorschlägen für eine Durchführbarkeitsstudie für die Entwicklung eines PV-Projekts mit einer Leistung von 300 – 500 MW im Libanon.

Das Projekt soll in der Region Tufail im östlichen Teil des Landes realisiert werden, wo die Amerikanische Universität Beirut (AUB) 10 – 15 km² erhöhtes, flaches Land mit hoher Sonneneinstrahlung identifiziert habe, das sich für den Solarpark eignen würde und der libanesischen Zentralbank Banque du Liban gehört. Weitere finanzielle und technische Einzelheiten  wurden nicht bekannt gegeben, bislang ist auch nichts mehr zu hören über das Projekt.

Das libanesische Ministerium für Energie und Wasser hatte schon im Februar 2017 eine Ausschreibung für die Entwicklung von PV-Projekten mit mehr als 1 MW gestartet, und das Kabinett billigte im März einen Plan für die Entwicklung von Solar- und erneuerbaren Energien, der ursprünglich im Jahr 2010 von dem damaligen Energie- und Wasserminister Gebran Bassil entworfen worden war.

Im Mai veröffentlicht das libanesische Zentrum für Energieeinsparung (LCEC) eine Ausschreibung für die Installation von 180 MW großer Solarkapazität, bei der insgesamt 3 GW an PV-Projekten eingereicht werden. Die libanesische Regierung erwartet, daß im Rahmen der Ausschreibung bis 2020 zwölf PV-Anlagen mit einer Größe von 10 – 15 MW gebaut werden, was Gesamtinvestitionen in Höhe von rund 240 Mio. $ erforderlich machen würde. Ein optimistischeres Szenario des Energieministeriums geht davon aus, daß bis 2020 sogar 300 MW installiert werden könnten. Bis Jahresende werden bei der LCEC 42 Angebote eingereicht, von denen letztlich zwölf ausgewählt werden sollen.

Das Land verfügt zu diesem Zeitpunkt über eine installierte PV-Leistung von 35,45 MW, wovon ein Großteil auf dezentrale, meist private PV-Anlagen entfällt. Der einzige derzeit im Libanon betriebene ‚Solarpark‘ ist das 1 MW Demonstrationsprojekt Beirut River Solar Snake (BRSS) im Zentrum der Hauptstadt, das im Dezember 2016 in Betrieb ging – und ursprünglich eine Leistung von 7 MW erreichen sollte.

Nachdem diese Ausschreibung abgeschlossen wird und die zwölf Entwickler den Zuschlag erhalten, veröffentlicht die Behörde im April 2018 eine zweite Ausschreibung, bei der Aufträge für den Bau von drei 100 MW PV-Anlagen in Kombination mit Großbatteriesystemen vergeben werden sollen. Diesmal gehen bis Juli 75 Bewerbungen ein, deren Namensliste im September öffentlich gemacht wird. Eine detaillierte Ausschreibung soll nun im Dezember erscheinen.

Bis das Energie- und Wasserministerium 28 in- und ausländische Unternehmen für die nächste Phase der 180 MW Ausschreibung qualifiziert, dauert es noch bis zum März 2019. Auch die zweite Ausschreibung kommt nur schleppend voran, und erst im Mai 2022 genehmigt die libanesische Regierung elf Lizenzen für 165 MW an PV-Kapazität – bislang allerdings ohne greifbare Resultate.

Über ein gigantisches Infrastrukturprojekt wird erstmals im Juni 2019 berichtet: Demnach plant der in Singapur ansässige Projektträger Sun Cable, in Newcastle Waters zwischen Alice Springs und Darwin in Australien das mit 10 GW (andere Quellen: 14 bzw. 17 GW) weltweit größte Solarkraftwerk zu errichten. Das 20 Mrd. $ (andere Quellen: 22 bzw. 26 Mrd. $) teure Projekt Australia-Asia PowerLink (o. Australia-ASEAN Power Link, AAPL) will u.a. bis zu 3,2 GW der Energieproduktion der australischen Sonne über ein HGÜ-Unterseekabel mehr als 4.200 km weit nach Singapur leiten, um dort 15 – 20 % des Strombedarfs zu decken.

Der Bau des Solarparks Powell Creek Solar Precinct nebst einem Batteriespeicher von 36 – 42 GWh ist bei der Umweltschutzbehörde des Northern Territory bereits zur Genehmigung eingereicht worden. Zudem wurden die Unterwasseruntersuchungen für die 750 km der Strecke, die in australische Gewässer fallen, abgeschlossen. Die Umweltstudien sind im Gange, die Kapitalbeschaffung soll 2023 abgeschlossen sein, und der Bau Anfang 2024 beginnen. Der Plan sieht vor, daß die erste Solarstromproduktion im Jahr 2026 für Darwin erfolgt und der Export nach Singapur dann 2027 starten soll. Die volle Kapazität soll Ende 2028 erreicht werden.

Zu den Projektplänen gehört übrigens der Einsatz der Maverick genannten Lösung des in Sydney ansässigen Herstellers 5B Pty Ltd. in Form vorgefertigter und vorverdrahteter, wiederverwendbarer Solaranlagen, bei der die Module auf Betonblöcken vormontiert sind, die herkömmliche Befestigungsstrukturen ersetzen. Ein einzelner Maverick ist ein bodenmontierter Gleichstrom-Solarzellenblock mit 32 oder 40 PV-Modulen, der mit einem Speicher von etwa 60 MWh verbunden ist. Bei einer Ziehharmonika-Ausrichtung der Module mit einer Neigung von 10° wiegt jeder Maverick etwa drei Tonnen. Im ausgebauten Zustand ist ein Block 5 m breit und 16 m lang (32 Module) oder 20 m lang (40 Module).

Zwei andere australische Großprojekte im Bereich der erneuerbaren Energien warten zu diesem Zeitpunkt noch auf die Genehmigung der Behörden: Dies sind zum einen ein 4 GW Zentrum namens Walcha Energy Project in New South Wales, etwa 55 km südlich von Armidale, das im November 2018 von den Firmen Energy Estate und MirusWind vorgeschlagen wurde.

Zum anderen geht es um das 11 GW Drehkreuz in Westaustralien, das unter dem Namen Asian Renewable Energy Hub (AREH) von einem Konsortium aus dem dänischen Windturbinenhersteller Vestas, dem privaten Unternehmen Intercontinental Energy, dem australischen Entwickler CWP Energy Asia und der Macquarie Group bereits seit 2014 geplant wird und ebenfalls über Unterseekabel Strom nach Südostasien exportieren soll, um in der Region Pilbara große Bergbauunternehmen und grüne Wasserstoffprojekte zu versorgen.

Dieses mit 22 Mrd. $ bezifferte Solar- und Windkraft-Hybridprojekt sollte ursprünglich eine Erzeugungskapazität von 6 GW und dann 9 GW haben und den Strom nach Jakarta und Singapur exportieren. Dem jüngsten Planungsstand zufolge wird von PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 3,5 GW sowie Windturbinen mit mehr als 7,5 GW ausgegangen, die in Phasen über einen Zeitraum von sechs oder sieben Jahren gebaut werden sollen.

Im August 2021 kündigt die Sun Cable an, daß sie aufgrund von Verbesserungen in der PV-Technologie die Erzeugungs- und Speicherkapazität des AAPL-Megaprojekts auf 20 GW erhöhen möchte. Die Pläne kommen im März 2022 der Verwirklichung einen Schritt näher, als der Eisenerzmagnat Andrew Forrest über sein privates Unternehmen Squadron Energy und der Tech-Milliardär Mike Cannon-Brookes über dessen Grok Ventures eine Kapitalerhöhung mit 152,2 Mio. $ unterstützen. Der finanzielle Abschluß des Projekts ist nun für Ende 2023 geplant.

Um das Projekt zu realisieren, hat die Sun Cable außerdem Vereinbarungen mit einer Reihe internationaler Ingenieur- und Beratungsunternehmen getroffen, darunter der in den USA ansässige EPC-Gigant Bechtel, der nordamerikanische Übertragungsspezialist Hatch, die Beratungsunternehmen Marsh und PwC Australia sowie das in Australien ansässige Ingenieurbüro SMEC, das zur in Singapur ansässigen Surbana Jurong Group gehört.

SMEC ist bereits an der Entwicklung der 100 MW Solarfarm Yarranlea des chinesischen PV-Modulherstellers Risen Energy in Queensland beteiligt, die ab Januar 2020 gestaffelt ans Netz angeschlossen wurde. Zur gleichen Zeit gibt Risen bekannt, daß sein 132 MW Solarpark Merredin im westaustralischen Wheatbelt, dessen Bau im März 2019 begonnen hatte, kurz vor der Fertigstellung steht.

Nahe dem Standort von Yarranlea befinden sich bereits die 200 Mio. $ teure 110 MW Solarfarm Darling Downs der APA-Gruppe, die nach Verzögerungen beim Anschluß im November 2019 offiziell eröffnet wurde, sowie die 100 Mio. $ teure 65 MW Solarfarm Rugby Run des indischen Stromerzeugers Adani Power in der Nähe von Moranbah, die zur selben Zeit ans Netz ging.

Dieses Projekt ist Teil von Adanis im September 2017 verkündeten Plan, in Australien 1,5 GW an PV-Kapazität zu entwickeln. Neben dem Projekt Rugby Run hatte das Unternehmen damals auch die Baugenehmigung für einen 140 MW Solarpark in der Nähe von Whyalla in Südaustralien erhalten, dessen kommerzielle Entscheidung bislang aber noch nicht gefallen ist. Nach den Verzögerungen bei dem Solarprojekt Yarranlea scheint das Unternehmen seine weiteren Pläne für erneuerbare Energien jedoch auf Eis gelegt zu haben.

Die SMEC ist ebenso an dem geplanten 768 Mio. $ teuren und mit einem 50 MW/50 MWh Batteriespeicher ausgestatteten 720 MW Solarpark New England des Projektentwicklers UPC/AC Renewables Australia in New South Wales beteiligt, für den im Juni 2020 ein Netzanschlußvertrag mit Transgrid, dem Betreiber des Stromübertragungsnetzes in NSW, geschlossen wird. Im Rahmen der Erschließung soll noch in diesem Jahr mit dem Straßenausbau für die nahe Uralla gelegene Solarfarm begonnen werden. Errichtet wird diese dann schrittweise über 36 Monate innerhalb der geplanten New England Renewable Energy Zone (REZ), die von der Landesregierung als Standort für die Entwicklung von bis zu 8 GW erneuerbarer Erzeugungskapazität ausgewiesen wurde.

Das Solarprojekt wird in zwei Phasen gebaut, deren erste mit 400 MW im März 2023 abgeschlossen wird. Der Spatenstich für das Batteriespeichersystem, das in Zukunft auf bis zu 200 MW/400 MWh skaliert werden kann, erfolgte im November 2022.

Weitere Meldungen aus Australien betreffen einen 400 MW Solarpark der französischen Firma Neoen in der Nähe von Chinchilla in Queensland, der im August 2022 kurz vor der Fertigstellung steht. Der Park ist Teil des knapp 415 Mio. $ teuren Western Downs Green Power Hub der Neoen und speist bereits mehr als 100 MW sauberer Energie in das Stromnetz von Powerlink. Nach seiner Fertigstellung wird der Hub auch eine 200 MW/400 MWh große Batterie umfassen.

Im November stimmt die AC Energy Corp. (ACEN) Australia, eine Tochtergesellschaft des auf den Philippinen ansässigen Mischkonzerns Ayala Corp., zu, 513 Mio. $ in die 400 MW Solarfarm Stubbo, die etwa 10 km nördlich von Gulgong in New South Wales liegt, zu investieren, die auch ein 200 MW/200 MWh Batteriespeichersystem umfaßt. Von der ACEN stammt übrigens auch der Batteriespeicher der o.g. New England Solar Farm. Der Bau des neuen Solarparks beginnt im Mai 2023 und sollen bis Mai 2025 abgeschlossen sein.

In der Projektpipeline von ACEN Australia befinden sich zudem das 300 MW Solarprojekt Bridle Track von Rise Renewables in Südaustralien; das geplante 600 MW Solarpark- und Batterieprojekt Birriwa in der Nähe von Dunedoo in New South Wales; sowie die 160 MW Solarfarm Axedale im Zentrum von Victoria, die möglicherweise auch über ein Batteriespeichersystem verfügen wird.

Ebenfalls im Mai 2023 vergibt die die Regierung von New South Wales in einer Ausschreibung 1,12 GW neue PV-Kapazität. Die Zukunft ist also weit offen.

Im Juli 2019 wird in Kasachstan das von der deutschen Goldbeck Solar GmbH (o. Promondis Kazakhstan) entwickelte Solarkraftwerk Karaganda in Betrieb genommen, das in einer einzigen Phase mit 76 MW errichtet wurde und sich in Karagandy in der Provinz Südkasachstan befindet. Weitere Umsetzungen lassen sich bislang nicht nachweisen.

Bereits Mitte 2015 hatten verschiedene Investoren und Projektentwickler Investitionsabsichten angekündigt, um bis 2020 über 700 MW Solar-PV-Projekte zu errichten, zu denen auch das Kraftwerk Karaganda gehört. Darüber hinaus arbeitet die EBWE an der Finanzierung eines 50 MW PV-Kraftwerks in der Region Zhambyl in Südkasachstan.

Die Hevel Group nimmt im Mai 2020 das 100 MW PV-Kraftwerk Nura SPP in Betrieb. Daneben hat das Unternehmen noch mehrere kleinere Anlagen mit zweistelligen Megawattbereich in Arbeit.

Dem Stand von Juni 2022 zufolge befaßt sich die Asian Development Bank (ADB) gemeinsam mit der EBRD derzeit mit zwei großen Solarstromprojekten, angefangen mit dem 100 MW (andere Quellen: 75 MW) Kraftwerk M-KAT (o. Total Eren Access M-KAT Solar Power Project) im Südosten Kasachstans, etwa 3 km südlich der Stadt Shu in der Region Zhambyl (o. Jambyl). Das andre ist das 50 MW Solarprojekt Baikonyr, das Projekt etwa 30 km östlich der Stadt Kyzylorda in der Oblast Kyzylorda liegt.

Weitere Neuigkeiten gibt es im Oktober 2019, als in Argentinien der Parque Solar Cauchari eingeweiht wird, ein Solar-Komplex in der nördlichen Provinz Jujuy auf 4.020 m Höhe, der aus drei Anlagen von jeweils 100 MW besteht. Das Projekt wird von der chinesischen Shanghai Electric Power Construction Co. Ltd. (SEPC) geleitet und von der chinesischen Export- und Importbank (EximBank) finanziert. Nach der aktuellen Testphase wird Cauchari Anfang März 2020 in Betrieb gehen.

Das argentinische Energieministerium hatte bereits im Juli 2016 unter dem Programm ‚RenovAr‘ eine erste Ausschreibung für etwa 6.500 Off-Grid-PV-Anlagen veröffentlicht, der im August eine zweite für weitere 1 GW an Erneuerbaren-Energien-Anlagen folgte. Bis September werden insgesamt 58 PV-Projekte mit einer Gesamtleistung von 2,834 GW eingereicht. Der Planung zufolge sollen Projekte mit 1 GW Leistung Zuschläge erhalten. Für die Photovoltaik sind 300 MW davon vorgesehen – die sich vermutlich in dem Cauchari-Komplex widerspiegeln.

Darüber hinaus wird im Juli 2021 durch zwei norwegische Energieunternehmen, den Ökostromerzeuger Scatec und den Energiekonzern Equinor, in der Provinz San Juan im Nordwesten des Landes das 117 MW Solarkraftwerk Guañizuil IIA in den kommerziellen Betrieb genommen, das ihnen jeweils zur Hälfte gehört und von beiden betrieben wird. Das Projekt ist Teil des Ausschreibungsprogramms RenovAR.

Im November 2019 unterzeichnet Masdar einen Stromabnahmevertrag und ein Abkommen mit der Regierung der Republik Usbekistan, um das erste Solarkraftwerk des Landes zu planen, zu finanzieren, zu bauen und zu betreiben. Usbekistan hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2030 insgesamt 5 GW an Solar- und 3 GW an Windkraftkapazität zu entwickeln.

Masdar erhielt den Zuschlag im Rahmen des Programms ‚Scaling Solar‘ der International Finance Corp. nach einer Ausschreibung mit 40 Bietern. Für die Umsetzung, den Betrieb und die Wartung der PV-Anlage Nur Navoi wird als lokale Projektgesellschaft die Nur Navoi FE LLC gegründet. Die 100 MW Anlage sich in der Region Navoi wird im August 2021 fertiggestellt und eingeweiht.

Im Juli 2021 folgt eine Vereinbarung mit dem Ministerium für Investitionen und Außenhandel  und der JSC National Electric Grid of Uzbekistan über die Planung, die Finanzierung, den Bau und den Betrieb eines 220 MW PV-Projekts in der Region Samarkand. Eine gleichartige Vereinbarung wird für für ein weiteres 220 MW PV-Projekt in der Region Djizzakh getroffen.

Daneben baut Masdar seine Präsenz in Usbekistan durch die Entwicklung von zwei PV-Projekten in den Regionen Surkhandarya und Jizzakh mit einer Erzeugungskapazität von 457 MW bzw. 220 MW weiter aus. Die Vereinbarung für das erstgenannte Projekt wird im August 2021 unterzeichnet. Über die Baubeginn-Termine des der Projekte ist noch nichts bekannt.

In Malaysia wird im Dezember 2019 bekanntgegeben, daß das Malaysia Automotive, Robotics and IoT Institute ein sehr ehrgeiziges 1 GW Agriphotovoltaik-Projekt plant, das Landwirtschaft und Viehzucht in der Region Sabah integrieren soll. Auf den 25.000 ha des Projekts sollen später bis zu 150.000 Rinder gehalten und Futterpflanzen wie Kenaf, Mais, Weizen und Heu angebaut werden. Das Projekt wird von dem südkoreanischen Biomasse-Spezialisten NET Kovina Co. Ltd. und dem malaysisch-südkoreanischen Unternehmen Max Legacy Sdn Bhd entwickelt.

Das Forschungsinstitut, das sich im gemeinsamen Besitz der malaysischen Automobilhersteller Perodua und Arus Jaya befindet, hat nach eigenen Angaben bereits 50 Mio. $ für die erste 200 MW Phase des Projekts gesichert. Weitere technische oder finanzielle Einzelheiten wurden nicht bekannt gegeben.

Bislang waren die Projekte in Malaysia etwas kleiner dimensioniert. So wurde beispielsweise im November 2018 der Bau einer 49 MW Solarfarm in Mudajaya im Bundesstaat Perak abgeschlossen, die von der lokalen Firma Sinar Kamiri Sdn Bhd, einer hundertprozentige Tochtergesellschaft der Mudajaya Group Berhad, entwickelt wurde. Der 60 Mio. $ teure Sungai Siput Solar PV Park geht im Februar 2019 ans Netz.

Das aktuelle Interesse in Malaysia an erneuerbaren Energien ist hoch: Auf eine im September 2019 gestartete Ausschreibung für 500 MW Projektkapazität gehen 112 Gebote für insgesamt mehr als 6,73 GW ein.

Dies war vor einigen Jahren anders. In der ersten Runde des nationalen PV-Beschaffungsprogramms im Jahr 2016 war die Größe der vorgeschlagenen Projekte auf 50 MW begrenzt, und es wurden nur 200 MW an Erzeugungskapazität plus 50 MW im Bundesstaat Sabah, Nordborneo, vergeben. Die zweite Runde, die 2017 stattfand und eine Größenbeschränkung von 30 MW vorsah, kam dem angestrebten Ziel von 520 MW etwas näher, als 360 MW Solarkapazität auf der Halbinsel sowie 100 MW in Sabah und und auf den Inseln von Labuan vergeben wurden.

In Bezug auf die Umsetzungen war im Januar 2019 gemeldet worden, daß das von dem norwegischen Entwickler Scatec Solar errichtete 65 MW Solarkraftwerk Gurun den kommerziellen Betrieb aufgenommen habe. Es ist das erste von drei Scatec-Projekten im Nordwesten der malaysischen Halbinsel mit einer Gesamtleistung von 197 MW und einer Gesamtinvestition von 296 Mio. $, deren Errichtung im Dezember 2016 vereinbart worden war. Das zweite 65 MW Solarkraftwerk, die Jasin Solar Plant, geht im Mai ans Netz.

Bereits im vorangegangenen Dezember hatte die Scatec die Finanzierung für einen vierten malaysischen PV-Park mit einer Leistung von 47 MW abgeschlossen.

Im September 2019 folgte dann die Inbetriebnahme der Kuala Ketil Solar Farm mit 50 MW in der Stadt Kuala Ketil nordöstlich von Penang im Bundesstaat Kedah. Das von dem unabhängigen Stromerzeuger Edra Global Energy (später: Edra Power Holdings Sdn Bhd) mit Sitz in Kuala Lumpur ab 2015 entwickelte und errichtete Kraftwerk wird auch landwirtschaftlich genutzt, indem drumherum eine Pufferzone für den Anbau von Ananas eingerichtet wird. Die Edra war übrigens 2015 von der China General Nuclear Power Corp. für 2,2 Mrd. $ übernommen worden.

Die Solarfarmgröße von 50 MW scheint in Malaysia besonders beliebt zu sein, denn in der vierten und bislang größten PV-Ausschreibung im Mai 2020 im Umfang von 1 GW ist die Hälfte der verfügbaren Kapazität für Anlagen mit einer Leistung von 10 – 30 MW vorgesehen – und der Rest für Anlagen mit einer Leistung von bis zu 50 MW. Das Ministerium für Energie und natürliche Ressourcen hatte die maximale Größe der förderfähigen Projekte von 100 MW auf 50 MW halbiert, um mehr Entwicklern die Teilnahme zu ermöglichen. Erfolgreiche Bewerber haben bis Ende 2023 Zeit, ihre Anlagen ans Netz zu bringen.

Nach Angaben der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien verfügte Malaysia Ende 2019 über 882 MW an Solarkapazität.

Im Oktober 2020 wird in Dengkil, Bezirk Sepang, im Bundesstaat Selangor eine schwimmende 13 MW Solaranlage auf einem Grubensee in Betrieb genommen, die der WD Solar Sdn Bhd gehört, die Teil des malaysischen Bergbauunternehmens WD Group ist.

Im Januar 2021 gibt die Berliner Firma ib vogt GmbH den erfolgreichen Abschluß der Finanzierung und den Baubeginn des 116 MW Solarprojekts Coara Marang in Marang, Terengganu, bekannt. Das Projekt wurde im Konsortium mit dem malaysischen Projektpartner Coara Solar Sdn Bhd im Rahmen der dritten Ausschreibungsrunde der Energiekommission im Jahr 2019 entwickelt und setzt erstmals in Malaysia eine bifaziale Technologie ein, die auf einachsigen Trackern montiert ist. Die kommerzielle Inbetriebnahme erfolgt im September 2022.

Bereits im März 2022 beginnt die Shizen Malaysia Sdn Bhd, die malaysische Einheit des japanischen EPC-Unternehmens Shizen Energy, mit der Durchführung einer einjährigen Machbarkeitsstudie für ein schwimmendes Solarkraftwerk mit einer Leistung von 150 MW am Durian Tunggal Damm im Bundesstaat Melaka, das von dem Nusa Baiduri Consortium geplant wird, dessen größter Anteilseigner der malaysischen Immobilienmanager Nusa Baiduri Sdn Bhd ist.

Malaysia verfügt Anfang 2023 über eine installierte Solarkapazität von rund 2,2 GW und will bis 2025 weitere 1 GW und bis 2035 nochmals 2,5 GW hinzufügen.

Weiter mit den PV-Großanlagen ab 2020 ...