Die Erderwärmung schreitet immer weiter fort. Diesbezüglich steht die Menschheit vor großen Aufgaben. Unter anderem auch die Energiegewinnung mithilfe der Photovoltaik. Aber wie ist der Stand der Dinge? Hier finden Sie zuverlässige Zahlen. FiT (Feed in tariff) = Einspeisevergütung
Photovoltaik in Österreich
Im Jahr 2018 wurden in Österreich rund 170 MW an neuen PV-Anlagen installiert und die kumulierte Leistung auf 1,44 GW erhöht. Die Stromerzeugung aus PV-Anlagen betrug 2018 1,44 TWh oder 2,4 % der nationalen Stromproduktion.
Die Ökostrom-Einspeisetarifverordnung 2012 ist die Verordnung, die die Preise für die Abnahme von Strom aus Ökostromanlagen festlegt. Darüber hinaus gibt es ein Bundesinvestitionsförderungsprogramm für PV-Anlagen unterschiedlicher Größenordnung. Für jede dieser Kategorien steht ein begrenztes Budget zur Verfügung. Im Jahr 2019 werden die Investitionskosten von PV-Anlagen unter 100 kWp mit maximal 250 EUR/kWp und 200 EUR/kWp für Anlagen zwischen 100 und 500 kWp gefördert. Freiflächenanlagen (auf landwirtschaftlichen Flächen) sind nicht förderfähig. Speichersysteme können mit maximal 500 EUR/kWh und bis zu maximal 10 kWh/kWp installiert gefördert werden.
Neben diesen Bundesprogrammen gibt es in fünf Bundesländern eigene Photovoltaik-Programme und in vier Bundesländern Programme zur Förderung der Installation von Stromspeichern.
Im Juni 2017 wurde das Ökostromgesetz geändert. Für 2018 und 2019 wurde ein zusätzliches Budget von jeweils 15 Mio. Euro zur Förderung von PV-Anlagen und Stromspeichern beschlossen.
Ende Mai 2018 hat die österreichische Regierung die neue Klima- und Energiestrategie – „Mission 2030“ – für Österreich beschlossen. Die wichtigsten Themen, die die Photovoltaik betreffen, sind:
- Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch auf 45-50 % bis 2030. Dies entspricht etwa 80 TWh Strom oder 30 TWh mehr als heute aus Wasser-, Solar- und Windkraft.
- Im Jahr 2030 soll die erneuerbare Stromproduktion 100 % des Stromverbrauchs decken.
- Investitionsförderprogramm für „100.000 Dächer mit lokalen Speichern“.
- Abschaffung aller Steuern auf Eigenerzeugung, die derzeit bis zu 25 MWh befreit sind.
- Umstellung der Förderung auf eine Kombination aus Einspeiseprämien, Auktionen und Investitionsanreizen.
Laut einer Studie der Energy Economics Group der Technischen Universität Wien soll die installierte PV-Leistung zur Realisierung der „Mission 2030“ bis 2030 in der Größenordnung von 14 bis 15 GW liegen, eine mehr als 10-fache Steigerung gegenüber 2017.
Photovoltaik in Belgien
Die drei belgischen Regionen (Brüssel, Flandern und Wallonien) haben individuelle Förderprogramme für PV, aber einen Strommarkt. Daher sind einige Regelungen regional und andere national. Ein gemeinsamer Nenner ist die Tatsache, dass alle drei Regionen ein Renewable Portfolio Standard (RPS)-System mit Quoten für RES gewählt haben. Für Anlagen bis zu 5 kWp (Brüssel) bzw. 10 kWp (Flandern und Wallonien) gibt es eine Net-Metering-Regelung, solange der erzeugte Strom nicht den eigenen Strombedarf des Verbrauchers übersteigt.
Im Jahr 2011 erreichten die belgischen Installationen mit über 1 GW an neuen Systemen ihren Höhepunkt, bevor sie 2012 zu sinken begannen. Ende 2018 lag die kumulierte installierte Leistung bei über 4,25 GW, wobei in diesem Jahr etwa 370 MW installiert wurden. Etwa 10 % der belgischen Haushalte erzeugen bereits ihren eigenen Photovoltaik-Strom, und 2018 lieferte PV-Strom 3,6 TWh oder 4,4 % der Nettostromproduktion des Landes.
Der Vorschlag des belgischen Parlaments für einen neuen Energiepakt 2050 wurde im Januar 2018 veröffentlicht. Die wichtigsten Punkte, die die Photovoltaik betreffen, sind:
- Schrittweiser Ausstieg aus der belgischen Atomkraft mit 6 GW zwischen 2022 und 2025 und Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung auf 40 % bis 2030 (8 GW Photovoltaik, 4,2 GW onshore-Wind und 4 GW Offshore-Wind).
- Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung auf 100 % bis 2050.
- 2 GW Großspeicher und 3 GW dezentrale Kleinstspeicher.
Der belgische Netzbetreiber Elia hat drei Szenarien für die belgische Stromversorgung veröffentlicht, die zeigen, dass die gesamte PV-Leistung bis 2030 im Bereich von 5 bis 11,6 GW liegen könnte und im höchsten Szenario bis 2040 auf 18 GW ansteigen könnte. Um die 2030-Ziele des Energiepakts zu erreichen, muss die derzeitige Marktgröße von etwa 370 MW in den nächsten 12 Jahren nur leicht ansteigen.
Photovoltaik in Dänemark
Im Jahr 2018 wurden etwa 180 MW installiert, was die Gesamtkapazität auf über 1,1 GW erhöht. PV-Anlagen erzeugten im Jahr 2018 953 GWh oder 2,8 % des dänischen Stroms.
Ende November 2016 gab die deutsche Bundesnetzagentur die Ergebnisse der ersten grenzüberschreitenden Auktion mit Dänemark bekannt: Fünf Gebote, die alle aus Dänemark kamen und dort gebaut werden sollten, mit insgesamt 50 MW erhielten den Zuschlag zu einem Preis von 5,38 Cent pro Kilowattstunde (EURct/kWh). Die Ergebnisse der ersten dänischen grenzüberschreitenden Auktion im Dezember 2016 ergaben noch niedrigere Preise. Die 9 siegreichen Bieter erhalten eine feste Prämie von 12,89 dänische Öre pro kWh (EUR 17,32/MWh) für 20 Jahre zusätzlich zum dänischen Spotmarktpreis, der im Bereich von EUR 30 bis 40/MWh schwankt.
2017 beschloss die dänische Regierung, 2018 eine Ausschreibung für PV-Anlagen kleiner als 1 MW und 2018 und 2019 eine gemeinsame Ausschreibung für Solar- und Windenergie durchzuführen. Das Förderprogramm wurde von der Europäischen Kommission im August 2018 genehmigt. Im Dezember 2018 gab die dänische Energieagentur die sechs Gewinnergebote der Technologie-neutralen Ausschreibung 2018 bekannt. Drei Solar-Photovoltaik-Projekte mit einer kombinierten Kapazität von 104 MW und Geboten für Tarifprämien zwischen 2,84 und 2,98 DKKøre pro kWh (0,38 und 0,40 EURct pro kWh) wurden ausgewählt.
Im Februar 2019 gab Better Energy die Unterzeichnung eines kommerziellen Stromabnahmevertrags (PPA) über 125 MW in Dänemark bekannt. Die Photovoltaik-Anlage soll im Jahr 2020 in Betrieb gehen.
Photovoltaik in Frankreich
Im Jahr 2018 wurden in Frankreich 873 MW an neuen PV-Anlagen an das Netz angeschlossen. Die gesamte kumulierte angeschlossene Leistung auf dem französischen Festland und auf Korsika stieg auf über
8,5 GW. Darüber hinaus lag die Gesamtkapazität in den französischen Überseedepartements bei etwa 390 MW. Die Stromproduktion (Kontinentalfrankreich und Korsika) aus PV-Anlagen betrug 10,2 TWh oder 2,1 % des nationalen Stromverbrauchs.
Am 22. Juli 2015 verabschiedete die französische Nationalversammlung das Gesetz „Energiewende für grünes Wachstum“. Das Gesetz zielt darauf ab, Frankreichs Abhängigkeit von der Kernenergie bis 2025 auf 50 % der Stromerzeugung zu reduzieren und den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch auf 23 % im Jahr 2020 und 32 % im Jahr 2030 zu erhöhen.
Die Zielvorgaben für die Photovoltaik liegen bei 10,2 GW installierter PV-Leistung im Jahr 2018 und zwischen 18,2 und 20,2 GW im Jahr 2023, um das Ziel zu erreichen. Unter dem neuen Fördermechanismus gibt es Einspeisetarife nur für Anlagen unter 100 kW Leistung und Ausschreibungen für Anlagen darüber. Allerdings gibt es noch einen Unterschied für die größeren Systeme: Anlagen zwischen 100 und 500 kW bieten auf feste Tarife, größere Anlagen auf eine Marktprämie. Im ersten Halbjahr 2018 sind PV-Anlagen mit einer Leistung von 479 MW ans Netz gegangen. Die Kapazität von Projekten in der Planungsphase stieg auf 6 GW, wovon 2,5 GW bereits einen unterzeichneten Anschlussvertrag hatten.
Im Jahr 2016 begann die verpflichtende Einführung von Smart Metern, die bis 2021 abgeschlossen sein soll. Diese Maßnahme stellt eine indirekte Fördermaßnahme für kleine Eigenverbrauchsanlagen dar, da die Netzanschlusskosten entfallen. Diese Kosten betrugen im Allgemeinen mehr als 12 % des Preises einer 3-kW-Anlage.
Photovoltaik in Grichenland
Im Jahr 2009 führte Griechenland ein FiT-System ein, das langsam anlief, bis sich der Markt von 2011 bis 2013 beschleunigte, als 425 MW, 930 MW bzw. mehr als 1 GW an neuer Photovoltaik-Systemkapazität installiert wurden. Dieser Boom endete am 10. Mai 2013, als das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel (YPEKA) rückwirkende Änderungen der FiT für Anlagen größer als 100 kWp und neue Tarife für alle Anlagen ab dem 1. Juni 2013 ankündigte. In den ersten fünf Monaten des Jahres 2013 wurden fast 900 MW installiert, wodurch die kumulierte Gesamtkapazität auf über 2,5 GW anstieg. Etwa 2,4 GW wurden auf dem griechischen Festland installiert, der Rest auf den Inseln. Seitdem wurden nur noch einige zehn MW installiert.
Der griechische Betreiber des Strommarktes (ADMIE) meldete Ende Dezember 2018 etwa 2 140 MW an installierten netzgekoppelten PV-Anlagen über 10 kW und 351 MW an Photovoltaik-Dachanlagen bis 10 kW. Diese Zahlen beinhalten nicht die stillgelegte Kapazität von nicht netzgekoppelten griechischen Inseln, die laut dem Hellenic Electricity Distribution Network Operator SA im März 2019 166 MW betrug. Insgesamt wurden im Jahr 2018 etwa 46 MW an neuer PV-Leistung installiert.
Nachdem die Europäische Kommission das neue Auktionssystem am 4. Januar 2018 genehmigt hatte, fand die erste Auktion für erneuerbare Energien in Griechenland am 2. Juli 2018 statt. Seitdem wurden drei weitere Auktionen abgehalten, die zu einer zugewiesenen PV-Leistung von etwa 700 MW führten.
Bei der Auktion im Juli 2019 lag der durchschnittliche Photovoltaik-Ausschreibungstarif bei 0,06278 €/kWh, ein Solarstrompreis, der 9,37 % unter dem Ausgangsniveau von 0,06926 €/kWh lag.
Photovoltaik in Ungarn
Der ungarische Nationale Aktionsplan für erneuerbare Energien (NREAP), der von der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (2009/28/EG) gefordert wird, sieht vor, bis 2020 einen Anteil erneuerbarer Energien von 14,65 % am Bruttoenergieverbrauch zu erreichen. Als Folge der Nichterreichung des im NREAP festgelegten Ziels wurde im Juni 2016 ein neues Fördersystem für die Stromerzeugung aus EE verabschiedet.
Das bestehende verpflichtende Abnahmesystem, das einen festen Preis pro erzeugter kWh garantierte, wurde zum 31. Dezember 2016 abgeschafft. Alle Projekteigentümer, die ihren Antrag vor diesem Stichtag eingereicht hatten, waren jedoch weiterhin für diese Regelung berechtigt.
Im Juli 2017 genehmigte die Europäische Kommission das neue Förderprogramm für erneuerbare Energien (METÁR) [EC 2017]. Für Anlagen mit einer Leistung unter 500 kW wird zu Beginn eines jeden Jahres ein Einspeisetarif (FiT) und für Anlagen zwischen 500 kW und 1 MW eine Einspeiseprämie (FiP) festgelegt. Der genehmigte interne Zinsfuß (IRR), der zur Berechnung der Höhe des FiT und der FiP sowie der Dauer der Förderung verwendet wird, beträgt 6,94 %. Anlagen über 1 MW sind für ein wettbewerbsfähiges FiP qualifiziert, das in einem Ausschreibungsverfahren ermittelt wird.
In der ersten Jahreshälfte 2018 gab es bei METÁR, das im Oktober 2017 endgültig in Kraft trat, bereits einige Turbulenzen, als die Regierung unerwartet die Antragsfrist für Projekte von 50 – 500 kW auf den 26. April 2018 vorverlegte, während in der ursprünglichen Regierung Dekret war keine Frist vorgesehen. Es wurde noch kein Termin für eine Ausschreibung für größere Anlagen festgelegt.
Im Jahr 2018 wurden in Ungarn etwa 410 MW an lizenzierten Photovoltaik-Anlagen und über 90 MW an PV-Anlagen für Privathaushalte angeschlossen, wodurch die kumulierte PV-Leistung auf über 1 GW anstieg. Die ungarische Energie- und Versorgungsaufsichtsbehörde (MEKH) berichtete, dass die PV-Leistung im Versorgungsmaßstab von 726 MW Ende 2018 auf über 1,1 GW Ende Juni 2019 gestiegen ist. Im gleichen Zeitraum stieg die Photovoltaik-Kapazität für Haushalte von 332 MW auf 388 MW.
Photovoltaik in Italien
Im Jahr 2018 wurden in Italien 440 MW an PV-Anlagen angeschlossen, wodurch sich die kumulierte installierte Leistung laut dem Jahresbericht des italienischen Ministeriums für wirtschaftliche Entwicklung auf 20,1 GW erhöhte. Nachdem das Quinto Conto Energia (Fünftes Energiegesetz) im Juli 2013 ausgelaufen ist, gibt es nur noch Fördermechanismen über das Scambio sul Posto (Eigenverbrauchsregelung) und eine Steuervergünstigung für die Investitionskosten der Anlage.
Nach Angaben des nationalen italienischen Netzbetreibers TERNA lieferte Strom aus PV-Anlagen im Jahr 2018 22,9 TWh oder 7,1 % des gesamten verkauften Stroms. In den ersten sechs Monaten des Jahres 2019 wurden 12,55 TWh oder 7,98 % des gesamten Stroms aus Photovoltaikanlagen erzeugt. Die höchste monatliche Deckung wurde im Juni 2019 erreicht, als PV-Strom 10,6 % des italienischen Energiebedarfs lieferte.
Im März 2018 gab ENEL bekannt, dass es mit der Produktion von bifazialen Siliziummodulen in seiner 3SUN-Fabrik in Catania, Sizilien, begonnen hat und das Produktionsvolumen bis 2019 auf 240 MW erhöhen will. Im Februar 2019 verarbeitete das Unternehmen im Rahmen des europäisch geförderten AMPERE-Projekts die ersten Hetero-Junction-Zellen (HJT) mit über 22 % Wirkungsgrad. Die kommerzielle Produktion von Modulen mit diesem Zelltyp startete im August 2019.
Photovoltaik in den Niederlanden
Nach Angaben des niederländischen Statistikamtes wurden 2018 PV-Anlagen mit einer Leistung von 1,5 GW in Betrieb genommen, sodass die gesamte installierte PV-Leistung am Ende des Jahres 4,4 GW betrug. Die gesamte erzeugte Solarstrommenge betrug 3,2 TWh oder 2,7 % der Netto-Stromerzeugung.
Der Hauptanreiz ist seit 2011 ein Net-Metering-Programm für kleine Hausanlagen bis 15 kW und maximal 5 000 kWh/Jahr. Anlagen mit mehr als 15 kW können sich für das Programm zur Förderung nachhaltiger Energieerzeugung (SED+) bewerben, für maximal 950 Volllaststunden pro Jahr, das für alle erneuerbaren Energietechnologien offen ist [RVO 2019]. In der ersten Runde des SDE+ 2019 haben sich über 5 100 Photovoltaik-Projekte mit einer Gesamtleistung von 2,92 GW beworben.
Photovoltaik in Polen
Der polnische nationale Aktionsplan für erneuerbare Energien, der von der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien (2009/28/EC) gefordert wird, sieht vor, einen Anteil von 15,5 % erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch zu erreichen. Der Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien soll bis 2020 19,13 % der Endenergieversorgung erreichen.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2015 ist im Juli 2016 in Kraft getreten und ersetzt das bisherige System der grünen Zertifikate durch ein Auktionssystem. Bislang fanden drei Auktionen in den Jahren 2016, 2017 und 2018 statt. Insgesamt wurden 871 MW an 964 Projekte vergeben. Von den in den ersten beiden Auktionen beaufschlagten 416 Projekten mit rund 171 MW Leistung wurden bis Ende Juni 2019 etwa 50 % installiert. Eine weitere Auktion mit bis zu 700 MW Leistung ist für die zweite Jahreshälfte 2019 vorgesehen.
Im Jahr 2018 wurden in Polen etwa 235 MW an PV-Anlagen angeschlossen, was die kumulierte installierte Leistung auf 500 GW erhöht. Etwa 80 % dieser Kapazität sind Klein- und Kleinstanlagen und 20 % sind Anlagen größer 500 kW, die entweder RES-Auktionen gewonnen haben oder noch unter dem alten System der grünen Zertifikate installiert wurden.
Am 23. Juli 2019 kündigte die polnische Regierung ein Investitionsförderprogramm „Mój Prąd“ (Mein Strom), für PV-Anlagen für Wohngebäude an. PV-Anlagen für Privathaushalte mit einer Leistung zwischen 2 kW und 10 kW können eine Förderung von maximal 5.000 PLN (ca. 175 EUR) bzw. 50% erhalten. Die Gesamtsumme dieses Programms beträgt 1 Mrd. PLN (ca. 235 Mio. EUR), was ausreicht, um mindestens 200 000 neue PV-Anlagen bis Ende 2020 zu fördern. Der Zugang zur Förderung erfolgt nach dem Prinzip „Wer zuerst kommt, mahlt zuerst“, bis der Fonds erschöpft ist.
Photovoltaik in Spanien
Spanien nimmt mit 5,6 GW den fünften Platz in Europa ein, was die kumulierte installierte Gesamtkapazität angeht. Der Großteil dieser Kapazität wurde im Jahr 2008 installiert, als das Land mit über 3,3 GW der größte Markt war. Infolgedessen begann die spanische Regierung bereits im Jahr 2008 mit der Einführung einer Reihe von Vorschriften, um das Wachstum des Sektors zu begrenzen, und setzte im Januar 2012 die Vergütungsvorab-Zuteilungsverfahren für neue Stromkapazitäten aus erneuerbaren Energien aus. Begründet wurde dieser Schritt damit, dass das spanische Energiesystem bis dahin ein Strompreisdefizit von 24 Mrd. Euro angehäuft hatte.
Die Regierung argumentierte, dass die Sonderregelung für erneuerbare Energien der Hauptgrund dafür sei. Dieses Argument war jedoch mehr als fragwürdig, da das Defizit bereits im Jahr 2007, als die Zahlungen im Rahmen der Sonderregelung für erneuerbare Energien noch begrenzt waren, fast 9 Mrd. EUR betrug. Nach dem Höchststand im Jahr 2013 mit EUR 28,8 Mrd. EUR war das Defizit bis Ende 2016 auf 23 Mrd. EUR gesunken. Nach Presseberichten schätzt Moody’s, dass das Defizit von den 21 Mrd. EUR Ende 2017 um über 9 % auf etwa 19 Mrd. EUR Ende 2018 sinken wird.
Im Jahr 2018 wurden neue PV-Anlagen mit einer Leistung von 262 MW (AC) installiert. Der spanische Photovoltaikverband (UNEF) schätzt, dass Strom aus PV-Anlagen für den Eigenverbrauch, die nicht von der offiziellen Stromstatistik gezählt werden, im Jahr 2018 etwa 580 GWh erzeugt hat. Im selben Jahr trug der Strom aus netzgekoppelten PV-Anlagen 7,78 TWh oder 3 % zur spanischen Stromerzeugung bei.
Nach fünf Jahren mit einem sehr geringen Zubau an PV-Leistung wird es in den kommenden Jahren aufgrund des nationalen Ziels, den Stromsektor bis 2050 zu 100 % mit erneuerbaren Energien zu versorgen, zu einem bedeutenden Zubau an Solarkapazität kommen. Im Juli 2017 gab das spanische Ministerium für Energie und Tourismus die Gewinner der zweiten Auktion für erneuerbare Energien im Jahr 2017 bekannt, und Photovoltaik-Projekte hatten bei dieser Auktion 3,9 GW (AC) gewonnen. Die Gewinnerkonsortien müssen die Anlagen vor dem 1. Januar 2020 anschließen. Merchant-Projekte, bei denen es keine geregelten Einnahmen gibt, sind ein weiterer Treiber für den Photovoltaik-Markt
Photovoltaik in der Schweiz
Im Jahr 2018 wurden in der Schweiz rund 270 MW an PV-Anlagen installiert, was die Gesamtkapazität auf 2,2 GW erhöht. Im Jahr 2018 erzeugte Photovoltaik-Strom 1,9 TWh oder 3,4 % des Schweizer Strombedarfs. Die Markterwartungen für 2019 liegen im Bereich von 300 bis 350 MW.
Nach einem Preisrückgang von 40 % im Jahr 2012 fielen die Preise für schlüsselfertige Anlagen 2013 um weitere 12 % und bis 2015 um weitere 5 %. Im Jahr 2018 lagen die Preise für installierte und angeschlossene PV-Anlagen für Privathaushalte (< 10 kWp) im Bereich von ca. 2.000 bis 3.500 CHF pro kWp ohne Mehrwertsteuer (VAT). Für größere Aufdachanlagen über 100 kWp lag die Preisspanne bei CHF 650 bis 1.400 pro kWp. Im Durchschnitt war 2018 eine Preissenkung von 5 bis 10 % zu beobachten.
Im Mai 2017 stimmten die Schweizer dafür, den verfügbaren Betrag für die Förderung erneuerbarer Energien von 900 Mio. CHF (8.780 Mio. EUR) auf 1.380 Mio. CHF (1.200 Mio. EUR) pro Jahr zu erhöhen. Darüber hinaus verbietet das neue Energiegesetz den Bau neuer Kernkraftwerke und die bestehenden werden am Ende ihrer Laufzeit abgeschaltet.
Die Schweiz hat eine „Energiestrategie“, die eine Transformation des Energiesystems bis 2050 anstrebt und in der die Photovoltaik eine Schlüsselrolle spielen soll. Nach offiziellen Szenarien sollen etwa 11,1 TWh Strom durch Solar-Photovoltaik-Anlagen erzeugt werden, was etwa dem 6-fachen der Werte von 2018 entspricht. Auf der anderen Seite hat das Schweizer Bundesamt für Energie ein Photovoltaik-Dachpotenzial von 50 TWh oder 90 % des nationalen Energiebedarfs im September 2018 veröffentlicht. Es gibt ein Online-Tool für die Potenzialbewertung jedes Daches und jeder Fassade in der Schweiz (www.toitsolaire.ch).
Photovoltaik im Vereinigten Königreich (UK)
Zwischen 2011 und 2018 stieg die Photovoltaik-Stromkapazität von weniger als 100 MW auf 13,1 GW Ende 2018. Im Jahr 2018 erzeugten PV-Anlagen 12,9 TWh oder 3,8 % der britischen Stromerzeugung. In den ersten sechs Monaten des Jahres 2019 wurden 136 MW an neuer Photovoltaikleistung registriert.
Die alte FiT-Regelung für Anlagen bis 5 MW wurde am 14. Januar 2016 geschlossen und eine neue Regelung wurde am 8. Februar 2016 eröffnet, mit unterschiedlichen Tarifsätzen und Regeln – einschließlich einer Begrenzung der Anzahl der geförderten Anlagen in verschiedenen Leistungsbereichen. Das neue System bietet einen „Generationstarif“ für jede erzeugte kWh und zusätzlich einen „Export-Tarif“ für bis zu 50 % des erzeugten Stroms, der nicht vor Ort zum Zeitpunkt der Erzeugung verbraucht wird (Eigenverbrauch). Beide Tarife werden quartalsweise angepasst und hängen zusätzlich davon ab, ob die jeweiligen Bandobergrenzen erreicht werden oder nicht.
Größere Anlagen können an den Contracts for Difference-Zuteilungsrunden teilnehmen. In der ersten Runde, die 2015 stattfand, gewannen fünf Projekte mit einer Gesamtleistung von 72 MW Verträge mit einem Basispreis von 50 GBP (zwei Projekte mit 33 MW) und 79,23 pro MWh (drei Projekte mit 39 MW). Zwei der fünf Projekte wurden jedoch zurückgezogen und ein Vertrag wurde storniert. Es gibt nur eine Bestätigung für ein Projekt, das am 30. Juni 2016 an das Netz angeschlossen wurde.
Die zweite Runde, die für Oktober 2015 geplant war, wurde abgesagt und fand schließlich im April 2017 statt, aber Solar war nicht dabei. Das im Jahr 2012 eingeführte Renewable Obligation Certificate (ROC) Programm endete am 31. März 2017.
Photovoltaik in Kroatien
In Kroatien sind PV-Anlagen mit einer Leistung von bis zu 5 MW für ein FiT förderfähig. Nach Angaben des kroatischen Energiemarktbetreibers (HROTE) waren Ende Mai 2019 53,43 MW an PV-Anlagen im Rahmen dieser Regelung installiert [Hro 2019]. Im Jahr 2018 wurden zwischen 1 und 2 MW zusätzliche Kapazität hinzugefügt. Im April 2019 kündigte Hrvatska Elektroprivreda (HEP) an, bis April 2020 vier Photovoltaik-Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 11,3 MW zu bauen. Bis 2030 plant das Unternehmen, seine Solar-PV-Kapazität auf 350 MW zu erhöhen.
Photovoltaik in Portugal
Trotz hoher Sonneneinstrahlung ist die Installation von PV-Anlagen in Portugal nur sehr langsam gewachsen. Im Jahr 2018 wurden 88 MW an Photovoltaik-Systemen installiert, was die kumulierte Kapazität auf 673 MW erhöht [Dir 2019]. In den ersten vier Monaten des Jahres 2019 wurden weitere 58 MW installiert.
Strom aus Photovoltaikanlagen lieferte 1,86 % der Nettostromerzeugung im Jahr 2018. Am 7. Juli 2019 fand eine Solarauktion mit einer Gesamtleistung von 1,4 GW statt. 64 Unternehmen boten eine Gesamtkapazität von 10 GW an. Am Ende wurden 1,15 GW Leistung vergeben an 25 Projekte vergeben. Die Gebote lagen zwischen EUR 14,76/MWh und EUR 31,16/MWh. Diese Projekte müssen bis Ende Juni 2022 realisiert werden.
Photovoltaik in der Slowakei
Nach zwei Jahren rasanten Wachstums (2010/2011) ist der slowakische Markt mit nur 35 MW und 45 MW Neuinstallationen in den Jahren 2012 und 2013 um fast 90 % eingebrochen und liegt seitdem immer unter 5 W. Die Gesamtkapazität von 565 MW ist mehr als das Dreieinhalbfache des ursprünglichen Kapazitätsziels von 160 MW für 2020, das 2010 im NREAP veröffentlicht wurde.
Photovoltaik in Russland
In der Russischen Föderation befindet sich die „Energiestrategie Russlands für den Zeitraum bis 2035“ noch im Entwurfsstadium und zielt darauf ab, die Energieintensität bis 2020 um 6 % und im Zeitraum 2021-2035 um 37 % im Vergleich zu 2014 zu senken. Russland begann 2010 mit der Installation von Solar-PV-Kapazitäten, und seit 2013 haben sich die Kapazitätsinstallationen mit der Installation der ersten 1-MW-Anlage in Kaspiysk, Dagestan, beschleunigt. Im Mai 2016 hat die russische Regierung ein Ziel von 5,5 GW für die Installation von erneuerbaren Stromkapazitäten einschließlich Wind, Solar und Kleinwasserkraft bis zum Jahr 2024 festgelegt. Die Photovoltaik-Kapazität soll 1,75 GW erreichen. Im Jahr 2018 wurden in Russland ca.
260 MW neue Photovoltaik-Kapazität installiert, was die Gesamtkapazität auf ca. 860 MW erhöht (einschließlich ca. 400 MW auf der Krim). Als Ergebnis der Auktion für erneuerbare Energien im Juni 2017 hat der russische Administrator des Handelssystems ca. 520 MW an PV-Kapazität zugewiesen, die ab 2018 angeschlossen werden sollen. Im Juni 2018 wurden etwa 150 MW PV-Leistung in einer Auktion an Hevel Solar und Fortum vergeben. Hevel Solar erhielt den Zuschlag für drei Projekte mit knapp 40 MW, die Ende 2019 ans Netz gehen sollen, während Fortum den Zuschlag für 7 Projekte mit 110 MW erhielt, die bis 2021 und 2022 in Betrieb gehen sollen.
Photovoltaik in der Türkei
Im März 2010 stellte das türkische Energieministerium den strategischen Energieplan 2010-2014 vor. Eine der Prioritäten der Regierung war es, den Anteil der erneuerbaren Energien an der gesamten Energieerzeugung bis 2023 auf 30 % zu erhöhen. Anfang 2011 verabschiedete das türkische Parlament ein Erneuerbare-Energien-Gesetz, das neue Richtlinien für FiTs definierte. Die FiT beträgt 0,133 USD/kWh (0,10 EUR/kWh) für Eigentümer, die bis Ende 2015 eine PV-Anlage in Betrieb nehmen. Werden Komponenten „Made in Turkey“ verwendet, wurde der Tarif je nach Materialmix um bis zu 0,067 USD (0,052 EUR) erhöht.
Um die Vorteile dieser lokalen Beschaffungsregeln zu nutzen, wurden von Anel Enerji, Atsco Solar und China Sunergy Fabriken zur Produktion von PV-Modulen errichtet. Die erste Lizenzierungsrunde für ein Volumen von 600 MW, die im Juni 2013 abgeschlossen wurde, war mit fast 9 GW an Projekten, die bei der türkischen Energieregulierungsbehörde eingereicht wurden, etwa 15-fach überzeichnet. Allerdings waren Ende 2018 bisher nur etwa 82 MW installiert.
Aufgrund der Tatsache, dass Anlagen unter 1 MW in die Kategorie „nicht lizenzierte Anlagen“ fallen, kam der Markt 2016 in Schwung. Ende 2018 betrug die kumulierte Kapazität laut dem türkischen Übertragungsnetzbetreiber TEİAŞ mehr als 5,4 GW (AC), der größte Teil davon in der Kategorie der „nicht lizenzierten Anlagen“. Im Mai 2019 veröffentlichte die türkische Energiemarktregulierungsbehörde (EPDK) neue Regeln für das Net-Metering von PV-Anlagen mit einer Leistung zwischen 3 und 10 kWp.
Ebenfalls im Mai 2019 hat die türkische Regierung die Regeln für „nicht lizenzierte Anlagen“ geändert und die Projektgröße auf bis zu 5 MW (DC) erhöht. Allerdings sind nur öffentliche Anlagen zur landwirtschaftlichen Bewässerung, Wasseraufbereitungsanlagen oder Abfallbehandlungsanlagen als Freiflächenprojekte förderfähig. Die Markterwartungen für 2019 liegen zwischen 1 und 1,5 GW.
Photovoltaik in der Ukraine
Im Jahr 2009 führte die Ukraine die Politik des „Grünen Tarifs“ ein, ein Einspeisetarifsystem für Strom aus erneuerbaren Energiequellen. Das System wurde in den letzten Jahren einige Male modifiziert, um die Vergütungshöhe anzupassen. Die letzte Änderung erfolgte im April 2019. Für Anlagen größer 1 MW wird ein Auktionssystem eingeführt. Es sind zwei Auktionen pro Jahr geplant, am 1. April und am 1. Oktober.
2016 kündigte die ukrainische Regierung Pläne an, die Atommülldeponie von Tschernobyl für Solarenergieprojekte mit einer Kapazität von etwa 2,5 GW zu öffnen.
Im Jahr 2018 wurden über 700 MW an neuer PV-Leistung installiert, wodurch die Gesamtkapazität auf fast 1,4 GW anstieg (ohne die ca. 400 MW auf der Krim). In den ersten vier Monaten des Jahres 2019, vor Inkrafttreten der Änderungen, wurden mehr als 600 MW installiert. Die Markterwartungen für 2019 liegen zwischen 1 und 1,3 GW.
Photovoltaik in Asien und im Pazifikraum
Die Region Asien und Pazifik hatte 2018 erneut den höchsten Anteil an neu installierter PV-Leistungskapazität. Rund 76 GW an neuen PV-Stromerzeugungsanlagen wurden in der Region installiert, was etwa 71 % der weltweit neu installierten PV-Leistung im Jahr 2018 entspricht. Der größte Markt war China mit 45 GW, gefolgt von Indien mit rund 11 GW und Japan mit etwa 7 GW. Im Jahr 2019 ist eine ähnliche Marktgröße, aber unterschiedliche Länderanteile möglich.
Photovoltaik in Australien
Im Jahr 2018 wurden in Australien etwa 4,1 GW an neuen Solarstromanlagen installiert, womit die kumulierte installierte Leistung netzgekoppelter PV-Anlagen 11,6 GW beträgt. Anders als in den Vorjahren übertraf der Utility-Scale-Markt mit 2,36 GW den Residential-Markt mit 1,7 GW. In den ersten sechs Monaten des Jahres 2019 wurden bereits PV-Anlagen mit 1,8 GW registriert, wodurch die Anzahl der Haushalte mit PV-Anlagen auf über 2,1 Millionen. Die nationale Durchdringung von Haushalten mit Photovoltaik-Systemen hat 20 % überschritten, in einigen städtischen Gebieten liegt sie sogar bei über 50 %.
Der durchschnittliche PV-Systempreis, den der Kunde für ein netzgekoppeltes System bezahlt, sank von AUD 6/Wp (EUR9 4,29/Wp) im Jahr 2010 auf AUD 1,03/Wp (EUR10 0,65/Wp), einschließlich des Small-Scale-Technology-Certificate-Rabatts (STC) im August 2019. Die STCs sind ein Mechanismus des Small-Scale Renewable Energy Scheme (SRES) zur Unterstützung von Privatpersonen und Unternehmen, die Anlagen unter 100 kW installieren. STCs werden offiziell erstellt, sobald ein akkreditierter Solarinstallateur die Anlage in Betrieb genommen hat. Dadurch sind die Kosten für Photovoltaik-erzeugten Strom unter den durchschnittlichen Stromtarif für Haushalte gefallen, der je nach Bundesstaat zwischen 0,223 und 0,376 AUD/kWh (0,139 – 0,235 EUR/kWh) liegt.
Im Jahr 2018 erzeugten Photovoltaik-Stromanlagen etwa 15,4 TWh oder 5,9 % des gesamten australischen Strombedarfs. Der Gesamtanteil an erneuerbarem Strom betrug 18,9 % und soll bis 2020 auf 20 % steigen.
Photovoltaik in Indien
Für 2018 schwanken die Marktschätzungen für PV-Anlagen zwischen 10,7 und 11,2 GW, da einige Statistiken das Geschäftsjahr (FY) und andere das Kalenderjahr angeben. Eine weitere Unsicherheit ist die Umrechnung zwischen den gemeldeten Anlagen in AC-Leistung und der tatsächlich installierten DC-Leistung. Laut dem Ministerium für neue und erneuerbare Energien (MNRE) des Landes betrug die Solarstromkapazität von Freiflächenanlagen Ende Juli 2019 27,9 GW (AC) und die Dachkapazität wurde mit 2,1 GW (AC) angegeben, aber Bridge to India meldete Ende Juni 2018 eine Kapazität von 34,1 GWAC.
Im Januar 2010 wurde die indische Jawaharlal Nehru National Solar Mission (JJNSM) ins Leben gerufen, in der Hoffnung, dass sie dem netzgekoppelten Markt Impulse geben würde. Die JJNSM zielte darauf ab, Indien zu einem weltweit führenden Land in der Solarenergie zu machen und sah eine installierte Solarstromerzeugungskapazität von 20 GW bis 2022, 100 GW bis 2030 und 200 GW bis 2050 vor. Im Jahr 2015 wurde das Ziel von der National Solar Mission Group des MNRE auf 100 GW (AC) bis 2022 aktualisiert.
Nach der Installation von nur wenigen MW im Jahr 2010 begannen die Installationen in den Jahren 2011 und 2012 im Jahr 2013 anzuziehen und die Markterwartungen für 2019 und 2020 liegen in der Größenordnung von 8 bis 10 GW bzw. 10 bis 14 GW.
Die Spanne der 2016 vergebenen PPAs lag zwischen INR 350 und 5 010/MWh (EUR 58,78 bis 67,70/MWh) und sank im zweiten Quartal 2017 auf INR 440 bis 470/MWh (EUR 32,97 bis 46,89/MWh). In der Zwischenzeit sind die maximal zulässigen Gebote auf INR 650/MWh (EUR 33,52/MWh) im Jahr 2019 gesunken, das niedrigste Gebot stammt jedoch noch aus 2017. INR = Indische Rupien
Photovoltaik in Israel
Ein FiT wurde in Israel 2008 eingeführt und 4 Jahre später wurden auf dem netzgekoppelten Photovoltaik-Markt etwa 60 MW an neuer Leistung angeschlossen. Darüber hinaus wurde 2009 ein Standard für erneuerbare Energien (RPS) definiert, der allerdings erst 2011 fertiggestellt wurde. Eine der Haupttriebfedern für die Entwicklung der Solarenergie ist die Energiesicherheit, und im November 2015 erklärte die Regierung auf der COP21 in Paris ein neues Ziel von 17 % alternativer Energienutzung bis 2030 – eine deutliche Steigerung von den damaligen 2 %. Am 3. August 2016 verabschiedete das Knesset ein Gesetz zur Abschaffung der Steuern auf Solar- und Windkraftanlagen für Privathaushalte.
Im Dezember 2016 kündigte die israelische Elektrizitätsbehörde an, in den Jahren 2017 und 2018 vier Ausschreibungsrunden mit jeweils 150 bis 300 MW Solar-PV-Leistung durchzuführen. Das Ergebnis der ersten Ausschreibung für Photovoltaik-Projekte bis 12 MW, die im März 2017 stattfand, war die Zuteilung von rund 235 MW Solar-PV-Leistung.
Im Jahr 2018 wurden rund 450 MW an neuen PV-Anlagen angeschlossen, was die kumulierte Solar-PV-Leistung auf 1,45 GW erhöhte. Die Markterwartungen für 2019 reichen von 0,8 bis 1,1 GW.
Photovoltaik in Japan
Im Jahr 2018 sank der japanische Photovoltaik-Markt um etwa 12 % auf 6,6 GW. Die kumulierte, stillgelegte Kapazität erreichte Ende 2018 56,1 GW. Nach Angaben des Institute for Sustainable Energy Policies trug Photovoltaik-Strom im Jahr 2018 6,5 % zur gesamten Stromerzeugung in Japan bei Dies war mehr als der Anteil der Kernenergie (4,7 %). Das Gebiet mit dem höchsten Photovoltaik-Anteil, das an das Stromnetz angeschlossen ist, wird von Kyushu Electric Power versorgt. Hier erreichte der PV-Anteil 11,1 %, aber gleichzeitig lag der Anteil der Kernenergie im Jahr 2018 bei 25,5 %. Die Tatsache, dass die Atomstromleistung kaum angepasst werden kann, führte ab Oktober 2018 zu einer Reihe von Drosselungen von Photovoltaik-Solarstrom.
Im Rahmen des FiT-Schemas, das im Juli 2012 eingeführt und in den folgenden Jahren geändert wurde, waren bis Ende März 2019 76,7 GW (AC) genehmigt worden. Allerdings wurden nur
44,6 GW (AC) wurden in Betrieb genommen und waren in Betrieb. Da sich bereits 2013 eine erhebliche Diskrepanz zwischen den tatsächlichen Installationen und den erteilten Genehmigungen abzeichnete, begann das Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI), die Liste der Projekte entsprechend ihrem tatsächlichen Status zu überarbeiten und widerrief die Genehmigungen für Projekte, die es versäumt hatten, Land und Ausrüstung innerhalb der vorgegebenen Fristen zu sichern.
Bis 2010 machten PV-Anlagen auf Hausdächern etwa 95 % des japanischen Marktes aus. Seit 2011 haben große Freiflächenanlagen sowie große kommerzielle und industrielle Aufdachanlagen aufgrund von Änderungen im Genehmigungssystem begonnen, ihren Marktanteil zu erhöhen und machten 2016 mehr als 90 % aus. Von den 76,7 GW (AC), die bis Ende März 2019 genehmigt wurden, entfielen nur 6,4 GW (AC) oder 8,3 % auf Anlagen, die kleiner als 10 kWp waren. Allerdings waren über 95 % dieser Anlagen tatsächlich an das Netz angeschlossen. PV-Anlagen mit einer Leistung von über 2 MW (AC) machten 32 % der genehmigten Leistung aus, aber nur 30 % von ihnen waren in Betrieb.
Am 25. Mai 2016 wurde der Gesetzentwurf zur Überarbeitung des Gesetzes über besondere Maßnahmen zur Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien durch Elektrizitätsversorgungsunternehmen verabschiedet und trat im April 2017 in Kraft. Die wichtigste Änderung neben einer Überarbeitung der Tarife selbst ist die Tatsache, dass neue Projekte mit mehr als 2 MW Leistung an Auktionen teilnehmen müssen. In der ersten Auktion des Jahres 2017, die einen Höchstpreis von JPY 21 kWh (EUR14 0,162/kWh) hatte, waren 9 Projekte mit einer Kapazität von 141 MW erfolgreich. Allerdings zahlten nur 4 Projekte mit einer Kapazität von 41 MW tatsächlich die geforderte Kaution, um die Genehmigung zu erhalten. Bei der zweiten Auktion Anfang September 2018 lag kein Projekt unter dem Höchstpreis von 15,5 JPY/kWh (0,119 EUR/kWh), der den Bietern im Vorfeld nicht mitgeteilt wurde. Eine dritte Auktion im Dezember 2018 führte zu 7 erfolgreichen Geboten mit einer Gesamtkapazität von 197 MW.
Die Gebote, die den Zuschlag erhielten, lagen zwischen 14,25 und 15,45 JPY/kWh (0,110 – 0,119 EUR/kWh) und damit unter dem Höchstpreis von 15,5 JPY/kWh (0,119 EUR/kWh), der den Bietern im Vorfeld ebenfalls nicht mitgeteilt wurde.
Ab dem Geschäftsjahr 2019 müssen Projekte über 500 kW an der Auktion teilnehmen. Japans vierte Solar-Auktion, die Anfang September 2019 abgeschlossen wurde, endete mit der Zuteilung von 196 MW an Solarleistung. Obwohl 300 MW zur Verfügung standen, zog die Auktion jedoch nur Gebote von 266 MW an. Die erfolgreichen Gebote bewegten sich zwischen 10,5 und 13,99 JPY/kWh (0,086 – 0,117 EUR/kWh). Der nicht genannte Höchstpreis lag diesmal bei JPY 14/kWh (EUR 0,117/kWh). Bemerkenswert ist, dass 59 der 63 erfolgreichen Gebote auf Anlagen unter 2 MW entfielen, die zum ersten Mal an einer Auktion teilnehmen mussten. Eine fünfte Auktion mit einem Volumen von 416 MW ist für Dezember 2019 geplant.
Neue Projekte, die nach dem 1. April 2017 genehmigt wurden, haben nun maximal drei Jahre Zeit, bis sie angeschlossen werden müssen. Die Einspeisetarife für das GJ 2019 wurden wie folgt festgelegt. Gewerbliche Anlagen (erzeugte Gesamtleistung) zwischen 10 und 500 kWp, erhalten einen Tarif von 14 JPY/kWh (15 0,117 EUR/kWh) für 20 Jahre. Für Hausinstallationen (Überschussleistung) kleiner als 10 kWp beträgt das Basis-FiT 26 JPY/kWh (0,217 EUR/kWh), wenn die Anlage mit einer Leistungsregelung ausgestattet ist oder 24 JPY/kWh (0,200 EUR/kWh) ohne eine solche Regelung für 10 Jahre.
Im November 2009 führte die japanische Regierung das Programm zum Kauf von SurPlus-Strom aus Photovoltaik-Anlagen für Privathaushalte zu einem Preis von 42 JPY/kWh für 10 Jahre ein. Dies bedeutet, dass das erste System ab November 2019 aus dieser Regelung ausscheidet. Das bedeutet, dass die Besitzer von PV-Anlagen mit einer Kapazität von etwa 3,5 GW das Ende ihrer Zahlungen zwischen November 2019 und Ende 2020 erleben werden. Bis September 2020 haben die Unternehmen Programme eingerichtet, um den überschüssigen Strom von diesen Eigentümern zu Preisen zwischen 8 und 10 JPY/kWh ab November 2019 zu kaufen.
Als Folge des Unfalls im Kernkraftwerk Fukushima Daiichi im März 2011 wurde die Energiestrategie des Landes umgestaltet. Es wurde ein offizielles Ziel von 28 GW (AC) für PV-Leistung im Jahr 2020 festgelegt, das bereits im Geschäftsjahr 2015 übertroffen wurde. Im Jahr 2015 wurde ein neues Ziel von 64 GW PV-Leistung im GJ 2030 festgelegt. Der 5. strategische Energieplan wurde am 3. Juli 2018 vom japanischen Kabinett verabschiedet. Dieser neue Plan zielt darauf ab, die Autarkie der Stromerzeugung von 8 % im Jahr 2016 auf 24 % im Jahr 2030 zu erhöhen und die Treibhausgasemissionen bis 2050 um 80 % zu reduzieren.
Bei dem derzeitigen Tempo der Photovoltaik-Installationen in Japan wird das 2030-Ziel von 64 GW sehr wahrscheinlich im laufenden Geschäftsjahr 2019 erreicht werden. Daher wurde im Februar 2018 eine Initiative zur Erhöhung des Ziels auf 150 GW bis 2030 gestartet. Ein Jahr später wurde ein Aktionsplan mit acht Empfehlungen veröffentlicht, wie das Ziel für 2030 erreicht werden kann
Photovoltaik in Jordanien
Im Jahr 2007, als erneuerbare Energien nur 1 % des Energieverbrauchs ausmachten, entwickelte die jordanische Regierung einen ehrgeizigen Energie-Masterplan, um den Anteil der erneuerbaren Energien auf 7 % im Jahr 2015 und 10 % im Jahr 2020 zu erhöhen. Im April 2012 setzte Jordanien das Gesetz für erneuerbare Energien und Energieeffizienz Nr. 13 um, mit dem ein Fonds zur Förderung von bis zu 500 MW erneuerbarer Energie eingerichtet wurde. Nach Angaben der Middle East Solar Industry Association verfügte Jordanien Ende 2018 über etwa 300 MW an netzgekoppelten Anlagen. Laut derselben Quelle befanden sich im Januar 2018 Anlagen mit 617 MW im Bau. Laut BNEF wurden 2018 etwa 450 MW an neuer PV-Leistung gebaut und die Markterwartungen für 2019 liegen im Bereich von 600 bis 650 MW.
2015 bewilligten die Europäische Investitionsbank und die französische Regierung Jordanien Darlehen in Höhe von insgesamt 128 Mio. EUR für den Bau des Projekts „Grüner Korridor“, das darauf abzielt, die Strominfrastruktur zu modernisieren, um die geplanten PV-Projekte unterbringen zu können. Die aufgerüstete Infrastruktur soll bis 2018 betriebsbereit sein. Im April 2018 wurde das 103 MW (AC) Photovoltaik Kraftwerk Quweira in der Nähe von Aqaba an das Netz angeschlossen. Im Oktober 2016 unterzeichnete Masdar, ein Entwickler sauberer Energien mit Sitz in Abu Dhabi, VAE, einen Stromabnahmevertrag (PPA) mit der jordanischen National Electric Power Company (NEP- CO) für das Solarkraftwerk Baynouna mit 200 MW (AC) Leistung. Die Finanzierung wurde von der IFC im Januar 2019 arrangiert und die Anlage soll im ersten Quartal 2020 in Betrieb gehen.
In Jordanien gibt es zwei Modulhersteller, Philadelphia Solar in Amman und Wiosun in Aqaba. Philadelphia Solar kündigte im Juni 2019 an, seine Produktionskapazität in diesem Jahr von 220 MW auf 500 MW zu erhöhen.
Photovoltaik in Malaysia
Das Malaysia Building Integrated Photovoltaic Technology Application Project wurde im Jahr 2000 initiiert, und bis Ende 2009 wurde eine kumulative Kapazität von etwa 1 MW an netzgekoppelten Photovoltaik-Systemen installiert.
Die malaysische Regierung hat im Juli 2009 offiziell ihre „Green Technology Policy“ ins Leben gerufen, um die Nutzung erneuerbarer Energien für die zukünftige nachhaltige Entwicklung Malaysias zu unterstützen und zu fördern. Das Ziel war, dass bis 2015 etwa 1 GW aus erneuerbaren Energien stammen sollte, so das Ministerium für Energie, grüne Technologie und Wasser.
Im April 2011 wurden die FiTs für erneuerbare Energien vom malaysischen Parlament verabschiedet, mit dem Ziel, dass bis 2020 1,25 GW installiert werden. Die Tarife werden von der Sustainable Energy Development Authority (SEDA) für jedes Jahr festgelegt. Für 2018 liegen die Basistarife für Anlagen bis 1 MW zwischen MRY 0,4435 und 0,6682/kWh (EUR 0,092 bis 0,181/kWh16), abhängig von Typ und Anlagengröße. Bei lokaler Herstellung oder Verwendung als Baumaterial fallen Zuschläge zwischen MRY 0,05 und 0,1256/kWh (EUR 0,01 bis 0,026/kWh) an.
Laut SEDA haben PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 380 MW (AC) das FiT erhalten und waren bis Ende Juli 2019 in Betrieb. Bis 2020 will Malaysia 500 MW (AC) an PV-Kapazität im Rahmen des Net Energy Metering (NEM)-Programms implementieren. Die Akzeptanz des Programms ist jedoch noch langsam.
Darüber hinaus hat die Regierung 2016 das Large Scale Solar (LSS)-Programm eingeführt, das bis 2020 eine Solarkapazität von 1,2 GW (AC) anstrebt. Zusätzlich zu den ersten beiden Ausschreibungszyklen mit einer vergebenen Gesamtkapazität von 958 MW (AC) in 58 Projekten wurden bis April 2018 8 Projekte mit einer Kapazität von 270 MW (AC) direkt vergeben. Die dritte Ausschreibungsrunde wurde im Februar 2019 mit einer Kapazität von 500 MW (AC) gestartet.
Im Jahr 2018 wurden rund 410 MW (AC) installiert, was die Gesamtkapazität auf 738 MW (AC)erhöht. Der größte Anteil mit über 310 MW (AC) entfiel dabei auf Freiflächenprojekte (Utility Scale). Der jährliche Zubau in diesem Segment war größer als die Gesamtkapazität auf Dächern von 303 MW (AC) zum Jahresende 2018.
Fast ein Dutzend Unternehmen haben in Malaysia Werke zur Herstellung von Silizium-Solarzellen oder CdTe-Dünnschichten errichtet, die zusammen mehr als 9 GW an Produktionskapazitäten bieten. Hinzu kommen weitere kleinere Unternehmen, die Siliziummodule herstellen. Insgesamt sind etwa 250 Unternehmen in vorgelagerte Solar-PV-Aktivitäten wie Polysilizium-, Wafer-, Zell- und Modulproduktion und nachgelagerte Aktivitäten wie Wechselrichter und Systemintegratoren involviert. Im Jahr 2018 stieg die Zahl der Arbeitsplätze in der Solarbranche im Vergleich zu 2017 um über ein Drittel auf mehr als 54 000 Arbeitsplätze.
Photovoltaik in Pakistan
Im Dezember 2006 führte die pakistanische Regierung die „Policy for Development of Renewable Energy for Power Generation“ (Politik zur Entwicklung erneuerbarer Energien für die Stromerzeugung) ein, die ein Ziel von 9,7 GW Stromerzeugungskapazität aus erneuerbaren Energien bis 2030 festlegte. Im Jahr 2015 wurde ein FiT eingeführt, das je nach Größe und Standort der Anlage zwischen 0,142 und 0,151 USD pro kWh liegt. Das Alternative Energy Development Board (AEDB) verwaltet die Projekte, die diesen Tarif erhalten.
Laut ihrer Statistik betrug die kumulierte installierte Leistung in diesem Rahmen 100 MW in 2015, 400 MW in 2016, 730 MW in 2017 und 1,56 GW in 2018. Nach Angaben der AEDB befanden sich im Jahr 2019 28 Projekte mit einer Kapazität von 956,8 MW im Rahmen der AEDB-Richtlinien und -Verfahren in der Entwicklung.
Insgesamt wurde anhand von Marktdaten geschätzt, dass Ende 2018 etwa 3,7 GW Solarstrom in Pakistan installiert waren. Die Markterwartungen für 2019 liegen in der Größenordnung von 1,2 bis 1,3 GW.
Photovoltaik in China
Nach Angaben der National Energy Administration (NEA) wurden 2018 44,3 GW Solar-PV-Leistung an das Netz angeschlossen, wodurch sich die gesamte an das Netz angeschlossene Kapazität auf über 175 GW erhöhte. Etwa 21 GW waren PV-Anlagen für Privathaushalte und 23,3 GW Anlagen im Versorgungsmaßstab. Die Stromproduktion aus PV-Anlagen betrug 2018 178 TWh oder 2,6 % des gesamten Strombedarfs. Die Abregelung von Photovoltaik-erzeugtem Strom ging von 7 TWh im Jahr 2017 auf 5 TWh im Jahr 2018 zurück. Die Markterwartungen für 2019 liegen zwischen 35 und 40 GW.
In der ersten Jahreshälfte 2019 wurden 11,4 GW an neuer PV-Leistung ans Netz angeschlossen. Am 10. Juli 2019 gab die NEA die Liste der erfolgreichen Bieter der ersten Solarauktion bekannt. 366 Utility-Scale-Projekte mit einer Leistung von 18,1 GW sowie 3 555 industrielle und gewerbliche Projekte mit einer Leistung von 4,5 GW waren erfolgreich.
Der Renewable Energy Medium-Term Market Outlook 2019 der Internationalen Energieagentur (IEA) erwartet einen Zubau von 250 bis 320 GW neuer PV-Kapazität zwischen 2019 und 2024, was die Gesamtkapazität zwischen 425 und 500 GW erhöhen würde. Betrachtet man jedoch die aktuellen Entwicklungen, wird diese Kapazität deutlich früher erreicht werden.
Im Juli 2017 veröffentlichte die National Energy Administration (NEA) den neuen Umsetzungsleitfaden für den 13. Fünfjahresplan (2016 -2020). In diesem Leitfaden sind 86,5 GW an neuer PV-Kapazität vorgesehen, d. h. 54,5 GW an Freiflächenanlagen und 32 GW an Installationen des „Top-Runner-Programms“. Zusammen mit den 45 GW an PV-Kapazität, die im Programm zur Armutsbekämpfung des 13. Fünfjahresplans vorgesehen sind, und der bereits angeschlossenen Kapazität von über 110 GW Ende Juli 2017 könnte dies die Gesamtkapazität auf über 240 GW im Jahr 2020 bringen.
Gemäß dem 13. Fünfjahresplan (2016-2020), der am 16. März 2016 verabschiedet wurde, will China seinen Kohlenstoff-Fußabdruck weiter reduzieren und energieeffizienter werden. Der Anteil nicht-fossiler Energie soll von 12 % im Jahr 2015 auf mindestens 15 % bis 2020 steigen. Weitere Ziele sind 18 % weniger Kohlendioxidemissionen und 15 % weniger Energieverbrauch pro BIP-Einheit im Jahr 2020 im Vergleich zu 2015. Im Rahmen dieses Plans sollen die Investitionen in nicht-fossile Energien 2,3 Billionen RMB (17 309 Mrd. EUR) betragen und etwa 2,6 Billionen RMB (349 Mrd. EUR) sind für den Ausbau der Netzinfrastruktur vorgesehen, wovon 1,7 Billionen RMB auf das Verteilernetz entfallen.
Im Jahr 2018 stammten 14,2 % der Energieversorgung Chinas aus nicht-fossilen Quellen, nur 0,8 % weniger als das Ziel für 2020. Da China seinem Plan voraus ist, brachte der Vertreter des Nationalen Volkskongresses (NPC) Liu Hanyuan, der auch Vorstandsvorsitzender der Tongwei Group ist, eine Reihe von Vorschlägen in die Sitzungen des NPC im März 2019 ein und forderte ehrgeizigere Ziele. Seine Vorschläge forderten nicht-fossile Energieziele von 20 % im Jahr 2020, 30 % im Jahr 2030 und über 50 % im Jahr 2050.
Die Konsolidierung der chinesischen Photovoltaik-Herstellungsindustrie setzt sich fort. Der anhaltende Preisdruck für Solarmodule und das Aufkommen großer 20-GW+-Unternehmen erhöht den Druck auf alle Unternehmen der Solarmodul-Wertschöpfungskette. Dieser Preisdruck wird mit Sicherheit den Wechsel der Hersteller zu effizienteren Produkten beschleunigen, d. h. die jeweiligen Marktanteile von Multi- und Monosiliziumwafern in der Solarzellenproduktion verändern. Weitere Kostensenkungen ergeben sich nicht nur aus höheren Wirkungsgraden, sondern auch aus dünneren Wafern, die durch die rasche Verbreitung des Sägens von Diamant-Wafern ermöglicht werden. Es wird erwartet, dass der Materialverbrauch von Polysilizium von durchschnittlich etwa 4,0 g/W Ende 2018 auf weniger als 3 g/W im Jahr 2023 sinken wird.
Photovoltaik auf den Philippinen
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz wurde im Dezember 2008 verabschiedet. Nach dem Gesetz müssen die Philippinen die aus erneuerbaren Energien gewonnene Energie innerhalb von 10 Jahren verdoppeln. Am 14. Juni 2011 stellte Energieminister Rene Almendras den neuen Fahrplan für erneuerbare Energien vor, der darauf abzielt, den Anteil der erneuerbaren Energien bis 2030 auf 50 % zu erhöhen. Mit diesem Programm soll die Kapazität der erneuerbaren Energien von derzeit 5,4 GW auf 15,4 GW bis 2030 gesteigert werden.
Anfang 2011 empfahl die Energieregulierungsbehörde des Landes, das National Renewable Energy Board (NREB), ein Ziel von 100 MW an Solarinstallationen, die in den nächsten drei Jahren im Land realisiert werden sollen. Es wurde vorgeschlagen, dass ab Januar 2012 ein FiT von PHP 17,95/kWh (0,299 EUR/kWh) gezahlt werden sollte. Für 2013 und 2014 war eine jährliche Degression von 6 % vorgesehen. Die ursprüngliche Laufzeit des Programms sollte am 31. Dezember 2014 enden.
Am 27. Juli 2012 beschloss die Energieregulierungskommission, den Tarif angesichts der gesunkenen Systempreise auf 9,68 PHP/kWh (0,183 EUR/kWh) zu senken und bestätigte die Degressionsrate.
Das Department of Energy (DoE) berichtete, dass bis Ende 2017 mehr als 6,8 GW an Photovoltaik-Projekten unter dem Renewable Energy Law beantragt und 0,91 GW, die meisten davon kommerzielle Anlagen, installiert wurden. Die Veränderungen von 2017 zu 2018 in der nationalen Stromstatistik zeigen, dass etwa 11 MW an neuen netzgekoppelten PV-Anlagen angeschlossen wurden. Weitere Informationen zu Mini-Grids oder Inselsystemen konnten nicht verifiziert werden.
Im Jahr 2017 haben zwei Unternehmen ihre neuen Produktionsstätten auf den Philippinen fertiggestellt. SunPower mit einer 400-MW-Solarzellen- und Modulfertigungsanlage und Solar Philippines mit einer 600-MW-Modulfertigungsanlage.
Im August 2018 gab das philippinische Versorgungsunternehmen Manila Electric Co. (Meralco) bekannt, dass es von dem lokalen Photovoltaik-Modulhersteller und Projektentwickler Solar Philippines ein Angebot von 2,34 PHP (0,038 EUR) pro kWh für 50 MW Solar erhalten hat.
In der ersten Jahreshälfte 2019 wurden eine 20-MW-Erweiterung einer bestehenden 50-MW-Anlage und ein 150-MW-Solarpark an das Netz angeschlossen.
Photovoltaik in Korea
Im Jahr 2018 wurden in Südkorea etwa 2,03 GW an neuen PV-Anlagen an das Netz angeschlossen, womit sich die kumulierte Kapazität auf insgesamt 7,86 GW erhöht hat. In den ersten sieben Monaten des Jahres 2019 wurden 1,65 GW an neuer PV-Kapazität installiert, mehr als 50 % mehr als im gleichen Zeitraum des Jahres 2018.
Seit Januar 2012 gibt es einen RPS. Neben dem RPS unterstützt Korea Photovoltaik-Installationen durch das „One Million Green Homes Programme“, ein Gebäudesubventionsprogramm, ein regionales Entwicklungssubventionsprogramm und das New and Renewable Energy (NRE) Mandatory Use Programme für öffentliche Gebäude.
Das RPS verpflichtet Energieversorger mit mehr als 5 000 MW Erzeugungskapazität, im Jahr 2016 4 % ihres Stroms aus NRE zu liefern, was bis 2022 um 1 % pro Jahr auf 10 % steigen soll. Der Mix aus erneuerbaren Energien ist im koreanischen RPS definiert als der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien an der gesamten nicht-erneuerbaren Stromerzeugung. Photovoltaik hatte für den Zeitraum zwischen 2012 und 2015 eine eigene RPS-Flächenstilllegungsquote von.
Unter dem RPS ist das Einkommen für Strom aus erneuerbaren Energien eine Kombination aus dem Grenzstrompreis des Großhandelssystems plus des Verkaufs von Zertifikaten für erneuerbare Energien (RECs). Je nach Art der Solaranlage werden die RECs dann mit einem REC-Multiplikator multipliziert, der zwischen 0,7 für Freiflächenanlagen und 1,5 für gebäudeangepasste oder schwimmende PV-Anlagen liegt. Korea hat derzeit ein Ziel von 30,8 GW bis 2030. Im Juli 2019 gab MOTIE den Plan bekannt, ein schwimmendes Photovoltaik-Projekt mit einer Leistung von 2,1 GW in der Region Saemangeum zu entwickeln.
Photovoltaik in Singapur
Im Juni 2012 wurde das Energy Conservation Law veröffentlicht, das die Energieintensität Singapurs bis 2030 um 35 % gegenüber 2005 senken soll. Im Januar 2014 veröffentlichte die Sustainable Energy Association of Singapore (SEAS) ein Weißbuch, das den Weg zur Installation von 2 GW Photovoltaik bis 2025 skizziert. Laut der Energy Market Authority of Singapore wurden im Jahr 2018 55 MW an netzgekoppelten Anlagen installiert, was die Gesamtkapazität auf 206 MW erhöht. Im ersten Halbjahr 2019 wurden bereits rund 57 MW installiert.
Photovoltaik in Taiwan
Im Juni 2009 verabschiedete die taiwanesische Legislative Yuan das Gesetz zur Entwicklung erneuerbarer Energien, um die Entwicklung der taiwanesischen Ökoenergie-Industrie zu fördern. Das Ziel war es, Taiwans Erzeugungskapazität für erneuerbare Energien innerhalb von 20 Jahren um 6,5 GW auf insgesamt 10 GW zu erhöhen. Die Ziele für die installierte PV-Kapazität waren 750 MW bis 2015 und 3,1 GW bis 2030. Die Zahlen für 2030 wurden schrittweise erhöht und lagen Ende 2015 bei 8,7 GW. Zwischen 2009 und 2016 wurde eine Gesamtkapazität von etwa 1 GW an das Netz angeschlossen.
Im Juni 2016, nur einen Monat nach dem Amtsantritt des neuen Präsidenten Tsai Inn-Weng, verkündete das Wirtschaftsministerium das neue Ziel von 20 GW PV-Leistung bis 2025 (17 GW Freiflächen- und 3 GW Aufdachanlagen). Die neue Planung sah die Installation von über 1,5 GW zwischen Juli 2016 und Juli 2018 vor. Im ersten Halbjahr 2018 stieg die netzgekoppelte PV-Leistung um 470 MW auf eine kumulierte Leistung von 2,2 GW, was etwa 200 MW unter dem geplanten Ziel liegt. Im Gesamtjahr 2018 wurde jedoch etwa 1 GW installiert, was die Gesamtkapazität auf mehr als 2,7 GW erhöhte. Die Markterwartungen für 2019 und 2020 liegen in einer Größenordnung von jeweils 1 bis 1,5 GW.
Im März 2019 gab das Bureau of Energy des taiwanesischen Wirtschaftsministeriums (MOEA) die FiT-Tarife für Photovoltaik-Strom bekannt, der im Jahr 2019 erzeugt werden soll. Die Tarife für die zweite Hälfte des Jahres 2019 in den drei Kategorien sind:
Photovoltaik in Thailand
Thailand hat Anfang 2009 einen 15-Jahres-Entwicklungsplan für erneuerbare Energien verabschiedet, mit dem Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch des Landes bis 2022 auf 20 % zu erhöhen. Die ursprüngliche Obergrenze von 500 MW wurde Anfang 2012 auf 2 GW erhöht, da das ursprüngliche Ziel stark überzeichnet war. Neben dem Adder-Programm wurden auch Projekte mit PPAs entwickelt.
Im Juli 2013 erhöhte Thailands Nationale Kommission für Energiepolitik (NEPC) das Ziel für die Solarstromerzeugung auf 3 GW und genehmigte zusätzlich zum Adder -Programm FiTs für Aufdachanlagen (100 MW für Anlagen kleiner als 10 kW und 100 MW für Anlagen zwischen 10 kW und 1 MW) sowie für gemeindeeigene Freiflächen-Solaranlagen. Die FiTs wurden auf THB 6,96/kWh (0,183 EUR /kWh) für Anlagen in Wohngebäuden, THB 6,55/kWh (EUR 0,172/kWh) für mittelgroße Gebäudeanlagen und Industrieanlagen (< 250 kW) und 6,16 THB/kWh (0,1627 EUR/kWh) für große Gebäude- und Industrieanlagen festgelegt.
Der Entwicklungsplan für alternative Energien 2015-2036 (AEDP 2015) wurde am 17. September 2015 von der NEPC genehmigt. Der Plan zielt darauf ab, die Nutzung von Solarenergie mit einer Installationskapazität von 6 GW bis 2036 zu erhöhen.
Im Jahr 2018 wurden ca. 160 MW an neuer Solarkapazität ans Netz angeschlossen und erhöhten die kumulierte Kapazität auf über 3,3 GW.
Anfang 2019 wurde von der thailändischen Regierung ein neuer nationaler Energieentwicklungsplan (PDP) beschlossen. Dieser neue Plan beinhaltet die Erhöhung des Anteils an erneuerbarer Energie ohne Wasserkraft von 20 auf 30 % bis 2037. Er erhöht auch das Ziel der Solarstromkapazität, die an das staatliche Netz verkauft werden kann, auf 12,7 GW. Darüber hinaus können netzunabhängige Stromversorger (IPS) Solaranlagen ohne Verkauf an das Netz errichten.
Die Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) plant zwischen 2020 und 2037 den Bau von 16 schwimmenden Solarkraftwerken auf ihren neun Staudämmen mit einer Gesamtkapazität von 2,7 GW (AC). Die erste Ausschreibungsrunde für ein schwimmendes Solarkraftwerk auf dem Sirindhorn-Damm mit einer Kapazität von 45 MW (AC) endete am 20. August 2019.
Photovoltaik in den Vereinigten Arabischen Emiraten
Derzeit haben die VAE keine föderale Energiepolitik, da die Verfassung den einzelnen Emiraten die Hoheit über die Verwaltung und Regulierung von Energie und Ressourcen gibt. Nichtsdestotrotz wird die Notwendigkeit von Koordination, Konsistenz und Co-Investitionen zwischen den Emiraten zunehmend erkannt, und das Energieministerium leitet nun die ersten Bemühungen des Landes, eine nationale Strategie zu entwickeln. IRENA hat einen Fahrplan für erneuerbare Energien bis 2030 entwickelt, der die Installation von 21 GW Solar-PV-Leistung bis 2030 vorsieht. Laut einem Pressebericht von „The National“ wollen die VAE bis 2030 25 % ihres Stroms mit sauberer Energie (Kernkraft und Solar) erzeugen. Ende 2018 waren etwa 220 MW an PV-Leistung in Betrieb.
Im Januar 2015 erhielt ein Konsortium unter der Führung von ACWA Power (Saudi-Arabien) den Zuschlag für die 260-MW-Phase II (200 MW (AC) des Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park (Dubai) mit einem Angebot von 5,84 USD/kWh für eine 25-jährige PPA ab 2017. Die dritte Phase von 800 MW (AC) wurde von einem Konsortium unter Führung von Masdar mit einem Gebot von 29,9 USD pro MWh gewonnen. Das Projekt wird in drei Schritten in Betrieb genommen:
- 200 MW (AC) – betriebsbereit seit Mai 2018,
- 300 MW (AC) – betriebsbereit seit Juni 2019 und
- 300 MW (AC) bis April 2020.
Im September 2016 gab ein Konsortium unter der Führung von JinkoSolar (China) und Marubeni (Japan) ein Gebot von 24,2 USD pro MWh für den Sweihan-Solarkraft-Tender der Abu Dhabi Electricity and Water Authority (ADWEA) ab [Nat 2016a]. Dieses Kraftwerk mit einer Leistung von
1,2 GW wurde in der ersten Jahreshälfte 2019 an das Netz angeschlossen. Im Juli 2019 hat die Emirates Water and Electricity Company (EWEC) eine 2-GW-Ausschreibung gestartet. Die Frist für Gebote ist das vierte Quartal 2019 und der kommerzielle Betrieb soll im ersten Quartal 2022 beginnen
Photovoltaik in Vietnam
Im Dezember 2007 wurde Vietnams nationale Energieentwicklungsstrategie verabschiedet. Sie räumt der Entwicklung erneuerbarer Energien Priorität ein und enthält folgende Ziele: Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien von vernachlässigbaren ca. 3 % (58,6 GJ) der gesamten kommerziellen Primärenergie im Jahr 2010 auf 5 % im Jahr 2020, 8 % (376,8 GJ) im Jahr 2025 und 11 % (1,5 TJ) im Jahr 2050. Der aktualisierte Power Development Plan 2011-2020, der im März 2016 vom Premierminister genehmigt wurde, setzte neue Ziele für die PV-Leistung: 850 MW bis 2020 und 12 GW bis 2030.
Im April 2017 erließ der vietnamesische Premierminister die Entscheidung, die am 1. Juni 2017 in Kraft trat und am 30. Juni 2019 auslief. Diese Entscheidung führte eine Einspeisevergütung für netzgekoppelte Systeme ein und legte Mindestanforderungen an die Effizienz fest (15 % Modulwirkungsgrad). Ende Juni 2019 verfügte das Land über 4,46 GW (AC) an netzgekoppelter PV-Kapazität, was 8,3 % der vietnamesischen Stromkapazität entspricht. In der zweiten Jahreshälfte 2019 sollen über 600 MW (AC) an zusätzlicher PV-Kapazität fertiggestellt werden.
Im April 2019 veröffentlichte das vietnamesische Ministerium für Industrie und Handel (MOIT) den endgültigen Entwurf zur Verlängerung der Laufzeit des zweiten FIT vom 1. Juli 2019 bis zum 31. Dezember 2021. Die neu vorgeschlagenen Tarife werden zwischen 0,067 USD/kWh und 0,109 USD/kWh liegen.
Nachdem drei Projekte in der Solarzellenfertigung in Vietnam ins Stocken geraten waren, wurde die erste Solarzellen- und Modulfertigungsanlage von Boviet Solar Technology Co. Ltd. betriebene und in Bắc Giang gelegene Solarzellen- und Modulfabrik im Juni 2014 die Produktion aufgenommen. Inzwischen haben fünf weitere Unternehmen die Solarzellenfertigung im Land aufgenommen.
Aufstrebende Photovoltaik Märkte in Asien
Photovoltaik in Bangladesh
Bangladesch: Im Jahr 1997 gründete die Regierung von Bangladesch die Infrastructure Development Company Limited (IDCOL), um die wirtschaftliche Entwicklung in Bangladesch zu fördern. Im Jahr 2003 startete IDCOL ihr Solarenergieprogramm, um die Verbreitung von Solar Home Systems (SHS) in den abgelegenen ländlichen Gebieten Bangladeschs zu fördern, mit finanzieller Unterstützung der Weltbank, der Global Environment Facility, der deutschen KfW, der deutschen Technischen Zusammenarbeit, der Asian Development Bank (ADB) und der Islamic Development Bank. Ende 2018 waren in Bangladesch mehr als 6,8 Millionen SHS (50-60 W) installiert. Laut der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA) arbeiten in Bangladesch über 133.000 Menschen im Photovoltaik-Sektor.
Die Entwicklungsziele für erneuerbare Energien sehen vor, dass bis 2021 zusätzlich 3 100 MW an erneuerbarer Energiekapazität installiert werden sollen. Der größte Teil der neuen Kapazität soll durch Solar- (1 676 MW, 54 %) und Windenergie (1 370 MW, 44 %) bereitgestellt werden. Es gibt auch Ziele für Abfall- und zu Energie (40 MW), Biomasse (7 MW), Biogas (7 MW) und Wasserkraft (4 MW).
Im Februar 2017 genehmigte das Kabinettskomitee für öffentliche Beschaffung die Vorschläge für vier Solarkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 258 MW an verschiedenen Orten im Land. Die garantierten Abnahmepreise liegen zwischen BDT 10,2 und 11,04/kWh (0,104 und 0,113 EUR/kWh). Zum Ende des ersten Quartals 2019 waren etwa 325 MW an Solar-PV-Kapazität in Betrieb. Dazu gehören vier größere netzgekoppelte Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 30 MW (AC).
Photovoltaik in Indonesien
Im Februar 2014 verabschiedete das indonesische Parlament einen überarbeiteten Nationalen Energieplan (NEP14), der den Nationalen Energieplan von 2006 ersetzt und als Regierungsverordnung Nr. 79/2014 am 17. Oktober 2014 in Kraft trat. Der Plan zielt auf einen Anteil von 23 % der NRE an der Primärenergieversorgung im Jahr 2025 ab. Solare Photovoltaik soll mit einer Kapazität von 6,4 GW dazu beitragen. Im Juni 2016 erließ das indonesische Ministerium für Energie und mineralische Ressourcen (ESDM) die Verordnung ESDM 19/2016, die eine Neuinstallation von 5 GW Solarstrom innerhalb der nächsten 2 bis 3 Jahre vorsieht. Die Verordnung legt Quoten für die verschiedenen Teile des Landes sowie FiTs fest, die zwischen 0,145 und 0,25 USD pro kWh liegen. Die erste landesweite Gesamtquote betrug 250 MW, mit dem größten Anteil von 150 MW für Java, und der kleinsten Quote für Papua und West Papua mit jeweils 2,5 MW. Es gab jedoch nur eine sehr geringe Entwicklung.
Im Januar 2017 erließ das Ministerium für Energie und Bodenschätze zwei neue Verordnungen über die Prinzipien von Stromabnahmeverträgen (MD 10/2017) und über die Nutzung erneuerbarer Ressourcen für Elektrizität (MD 12/2017). Vor dem Erlass des MD 12/2017 wurden die Einspeisevergütungen von der Regierung festgelegt. Jetzt sind die Tarife das Ergebnis von Verhandlungen zwischen dem staatlichen Stromversorger Perusahaan Listrik Negara (PLN) und unabhängigen Stromerzeugern. Die Regelung beinhaltet die Deckelung des Tarifs, wenn die regionalen Versorgungskosten über dem nationalen Durchschnitt liegen. Auf der anderen Seite, wenn die regionalen Versorgungskosten unter dem nationalen Durchschnitt liegen, entspricht der Maximaltarif für Erneuerbare-Energien-Anlagen dem regionalen Durchschnitt. Dieser Mechanismus gilt für alle Erneuerbare-Energien-Anlagen mit Ausnahme von Geothermie- und Waste-to-Energy-Anlagen.
Seit dem Erlass der neuen Vorschriften wurden eine Reihe von PPAs mit über 250 MW Leistung zwischen der PLN und verschiedenen Entwicklern unterzeichnet. Diese Anlagen sollten 2018 in Betrieb genommen werden, aber bisher wurden nur begrenzte Fortschritte erzielt. Die gesamte installierte PV-Leistung in Indonesien wurde Ende 2018 auf etwa 130 MW geschätzt, wobei mehr als 80 % netzunabhängig sind.
Indonesiens Local-Content-Anforderungen fordern bis 2019 60 % für Solarmodule nach einer Änderung der Vorschriften im Jahr 2017. Die indonesische Photovoltaik-Modulherstellungskapazität liegt jedoch in der Größenordnung von 90 MW, was für den jährlichen Kapazitätszuwachs, der erforderlich ist, um das 6,4-GW-PV-Ziel bis 2025 zu erreichen, unzureichend ist.
Photovoltaik in Kasachstan
Die Entwicklung der erneuerbaren Energien war eine der Prioritäten des staatlichen Programms zur beschleunigten industriellen und innovativen Entwicklung für 2010-2014. Das Hauptziel ist die Entwicklung eines neuen und lebensfähigen Wirtschaftssektors für Wachstum, Innovation und die Schaffung von Arbeitsplätzen. Darüber hinaus treibt es die Entwicklung erneuerbarer Energien für den Elektrizitätssektor in Kasachstan voran und wird durch das Gesetz zur Förderung der Nutzung erneuerbarer Energiequellen geregelt, das 2009 verabschiedet wurde. Im Februar 2013 beschloss die kasachische Regierung, bis 2020 mindestens 77 MW an Photovoltaik zu installieren Im September 2014 wurden auf einer von Astana Solar organisierten Konferenz Pläne für den Bau von 28 PV-Anlagen mit über 700 MW Leistung bis zum Jahr 2020 diskutiert.
Im Jahr 2011 begannen JSC NAC Kazatomprom und ein französisches Konsortium unter der Leitung des Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) gemeinsam das Kaz Photovoltaik-Projekt, das die Produktion von PV-Modulen auf Basis von kasachischem Silizium zum Ziel hat. Die erste Phase des Projekts wurde im Januar 2013 abgeschlossen, als eine neue 60-W-PV-Modulproduktionsanlage in Kasachstans Hauptstadt Astana eröffnet wurde.
Im Januar 2014 wurde ein 2-MW-Freiflächen-Solarkraftwerk in der Stadt Kapchagay in der Provinz Almaty fertiggestellt. Ende 2017 wurde die gesamte PV-Kapazität auf etwa 70 MW geschätzt und soll bis 2020 auf 1 GW ansteigen. Im Jahr 2018 wurden etwa 150 MW installiert und weitere 100 bis 150 MW sollen 2019 installiert werden.
Im November 2017 wurde das Green Climate Fund (GCF) – European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) Kazakhstan Renewables Framework genehmigt. Rund 560 Mio. EUR sind für den Bau von 8 bis 11 Erneuerbare-Energien-Projekten in Kasachstan mit einer Gesamtkapazität von 330 MW vorgesehen.
Photovoltaik im Iran
Trotz der hervorragenden Solarressourcen stieg die Photovoltaikleistung nur von 53 MW im Jahr 2005 auf 67 MW im Jahr 2011. Im Jahr 2010 kündigte die iranische Regierung dann an, bis 2015 eine Kapazität von 2 GW an erneuerbaren Energien aufzubauen.
Trotz dieser Ankündigung war die Aufnahme von erneuerbaren Energien langsam. Im Jahr 2016 schuf ein Dekret des Energieministers, das vom Kabinett genehmigt wurde, die rechtliche Grundlage für einen Einspeisetarif und PPAs mit Erzeugern erneuerbarer Energie. Im August 2019 betrug die installierte Solar-Photovoltaik-Kapazität 342 MW, wovon 28 MW auf Wohngebäude entfallen.
Photovoltaik in Myanmar
Im Jahr 2015/16 hat das Land eine ländliche Elektrifizierungsrate von etwa 34 %, wobei weite Regionen außerhalb der Reichweite des Hauptnetzes liegen. Im Februar 2014 veröffentlichte die Regierung den Entwurf eines Elektrizitätsgesetzes, das die Möglichkeit der Gründung von kleinen Stromerzeugern in Myanmar vorsieht. Die Weltbank hat eine Studie – „Myanmar National Electrification Program (NEP) Roadmap and Investment Prospectus“ – in Auftrag gegeben, die einen Plan zur Realisierung einer 100-prozentigen ländlichen Elektrifizierung bis 2030 entwickeln soll.
Die Asia Development Bank veröffentlichte im März 2014 einen Bericht, aus dem hervorging, dass etwa 11 % der Bevölkerung in der Region Mandalay bereits Photovoltaik SHS mit 80 bis 200 W nutzten. Etwa 4,5 % aller Dörfer waren Ende 2015 mit Solarsystemen elektrifiziert. In der ersten Phase (2016-2021) des nationalen Energieplans 2016-2021 ist vorgesehen, dass 461 000 Haushalte in den Regionen Sagaing, Ayeyarwady und Thanintharyi sowie in den Bundesstaaten Kayin, Chin, Rakhine und Shan mit Solarsystemen elektrifiziert werden sollen.
Die gesamte installierte PV-Leistung wurde Ende 2017 mit 25 MW veranschlagt. Im November 2018 wurde die erste Phase (40 MW (AC) einer 170-MW (AC)-Solaranlage in Minbu Township in der Magwe-Region im oberen Myanmar fertiggestellt. Nach intensiven Tests wurde sie im Juni 2019 offiziell an das nationale Stromnetz angeschlossen. Die Anlage soll ihre volle Kapazität im Jahr 2021 erreichen.
Photovoltaik in Qatar
Im Jahr 2008 startete das Land die Vision 2030, die ein nationales Ziel von 2 % erneuerbarer Energie bis 2030 und ein 10-GW-Ziel für Solarenergie festlegte. Kürzlich hat sich das Land das Ziel gesetzt, bis 2020 20 % seines Stroms mit Solarenergie zu erzeugen. Dies würde eine Kapazität von etwa 1,8 GW erfordern, allerdings ist der Mix zwischen Photovoltaik und solarthermischer Stromerzeugung (STEG) noch nicht klar. Es ist erwähnenswert, dass Katar zu 87 % von der Entsalzung für seine Süßwasserversorgung abhängig ist und etwa 30 % des Energiebedarfs der Länder verbraucht.
Die installierte PV-Leistung ist von 3,2 MW im Jahr 2014 auf etwa 5 MW im Jahr 2018 gestiegen. Im Jahr 2019 hat die Qatar General Electricity and Water Corporation (Kahramaa) fünf Angebote von internationalen Entwicklern erhalten, um einen Solarpark mit bis zu 800 MW (AC) in zwei Stufen bis 2022 zu entwickeln.
Im März 2017 meldete Qatar Solar Technologies (QSTec), das bereits eine 300-MW-Modulfabrik in der Industriezone von Doha betreibt, dass es in seinem Werk in Ras Laffan Industrial City erfolgreich sein erstes Pol ysilizium produziert habe. Die Fabrik hat nach eigenen Angaben eine Fertigungskapazität von 8.000 MT Polysilizium und soll in Zukunft auf 50.000 MT erweitert werden.
Photovoltaik im Jemen
Im Jahr 2002 wurde die Abteilung für erneuerbare Energien unter dem Ministerium für Elektrizität und Energie (MEE) mit dem Ziel gegründet, Projekte für erneuerbare Energien im Land zu fördern und zu unterstützen. Im Jahr 2009 wurde die Abteilung erweitert und in zwei Abteilungen für Solarenergie und Windenergie umorganisiert. Im selben Jahr setzte die Regierung ein Ziel für netzgekoppelten Strom aus erneuerbaren Energien in Höhe von 15 % für das Jahr 2025.
Für die COP21 verpflichtete sich der Jemen als Intended Nationally Determined Contribution (INDC) unter dem UNFCCC zu Maßnahmen zur netzunabhängigen Elektrifizierung einzelner Haushalte und zu Maßnahmen zur ländlichen Elektrifizierung auf Basis erneuerbarer Energien (Photovoltaikanlagen, Solar Home Systems (SHS), Windenergie, wo machbar, und Biomasse, sowohl in Einzel- als auch in Hybridsystemen). Das Ziel für Solar-Home-Systeme ist die Installation von 110 000 Systemen mit einer Kapazität von 5,5 MW bis 2025.
Medienberichten zufolge erhielt Sanaa vor dem Ausbruch des Bürgerkriegs im September 2014 täglich etwa 18 Stunden Strom. Anfang Juli 2016 erhielten mehrere Stadtteile der Hauptstadt alle fünf Tage etwa vier Stunden Strom. Die Situation auf dem Land ist noch schlimmer und führte zu einem Trend, immer mehr kleine Photovoltaik-Systeme zu installieren, um den Grundbedarf an Strom zu decken.
Zwischen 2012 und 2018 ist die kumulierte installierte PV-Leistung von 1,5 MW auf schätzungsweise über 400 MW gestiegen.
Photovoltaik in Amerika
Photovoltaik in Argentinien
Im Jahr 2006 verabschiedete Argentinien sein Elektrizitätsgesetz, das festlegt, dass bis 2016 8 % des Strombedarfs aus erneuerbaren Quellen erzeugt werden sollen. Das Gesetz führte auch FiTs für Wind, Biomasse, Kleinwasserkraft, Gezeiten Energie, Geothermie und Solarenergie für einen Zeitraum von 15 Jahren ein. Im Juli 2010 vergab die Regierung neben anderen erneuerbaren Energien PPAs an sechs Solar-PV-Projekte mit insgesamt 20 MW, von denen jedoch nur 7 MW tatsächlich realisiert wurden. Ende 2017 waren etwa 25 MW (15 MW netzunabhängig) an PV-Anlagen in Betrieb.
Ende 2015 verabschiedete die nationale Regierung das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Renewable Energy Act 27191), das den Grundstein für einen neuen förderrechtlichen Rahmen legte, um die Nutzung erneuerbarer Energien zu fördern. Das Gesetz wurde dann durch die Präsidialdekrete 531/16 und 882/16, geregelt, die ein Ziel von 20 % des Endstrombedarfs bis 2025 festlegten.
Um die Ziele für 2025 zu erreichen, wurde im Mai 2016 das RenovAr-Auktionsprogramm gestartet und in drei Gebotsrunden erhielten 147 Projekte mit einer Gesamtkapazität von 4,47 GW (1,73 GW (AC) an Photovoltaik-Projekten) den Zuschlag. Die Mediangebote der Photovoltaik-Projekte sanken von 59,75 USD/MWh in der ersten Runde auf 42,84 USD/MWh in der Addition der dritten Runde – genannt RenovAr 2. Obwohl die ersten Projekte aus Runde 1 im Jahr 2018 in Betrieb gehen sollten, verzögern sich die meisten dieser Projekte. Die ersten RenovAr-Projekte mit einer Kapazität von 167 MW (AC) wurden im Jahr 2018 in Betrieb genommen. Nach Angaben des argentinischen Finanzministeriums waren Anfang September 2019 18 Solar-Photovoltaik-Projekte von RenovAr in Betrieb. Die installierte Leistung dieser Anlagen betrug rund 420 MW (AC). Die Installation von PV-Modulen in dem mit 300 MW (AC) größten Solarpark in Argentinien in Cauchari, Jujuy, wurde im September 2019 abgeschlossen. Es wird erwartet, dass der kommerzielle Betrieb noch vor Ende des Jahres aufgenommen werden kann, nachdem die Altiplano Transformer Station fertiggestellt ist.
Im Juni 2019 wurden im Rahmen einer kleinen Photovoltaik-Ausschreibung 97,75 MW (AC) an 13 Photovoltaik-Projekte vergeben.
Photovoltaik in Brasilien
Ende 2018 meldete das brasilianische Ministerium für Bergbau und Energie eine kumulierte, installierte PV-Leistung von 2,3 GW (AC). Daraus geht hervor, dass im Jahr 2018 1,2 GW (AC) an neuer Kapazität installiert wurden. In den ersten acht Monaten des Jahres 2019 wurden etwa 1,17 GW (AC) zugebaut. Die Verteilung war etwa 2,25 GW (AC) von Photovoltaik-Installationen im Versorgungsmaßstab und 1,11 GW (AC)von verteilten PV-Anlagen.
Im Juli 2017 hat Brasilien seinen lang erwarteten 10-Jahres-Energieausbauplan (PDE 2026) veröffentlicht, in dem das Land bis 2026 mehr als 13 GW an Solar-PV-Installationen erreichen soll. Die brasilianische Energieagentur EPE erwartet, dass erneuerbare Energien ohne Wasserkraft bis 2026 einen Anteil von bis zu 48 % am Energiemix erreichen werden. Im Referenzszenario sollen große PV-Anlagen 9,7 GW und dezentrale Photovoltaik-Systeme weitere 3,5 GW beitragen.
Die Solartechnik konnte an einer der beiden Auktionen im Dezember 2017 teilnehmen und Projekte mit 574 MWAC Leistung waren erfolgreich. Für die Auktion im April 2018 hatte die brasilianische Energieregulierungsbehörde (ANEEL) einen Höchstpreis von 312 BRL/MWh (63,67 EUR/MWh) festgelegt. Den Löwenanteil der 1 GW versteigerten Kapazität erhielten Solarprojekte mit einer Gesamtleistung von 807 MW (AC) zu einem Durchschnittspreis von 118 BRL/MWh (24,08 EUR/MWh).
Im Juni 2019 führte eine A-4-Auktion zu durchschnittlichen Solarpreisen von 67,48 BRL/MWh (27,14 EUR/MWh), bei der sechs Solar-PV-Projekte 211 MW (AC) von 402 verfügbaren MW (AC) gewannen. Das niedrigste Gebot kam von einem 30-MW (AC) Projekt mit BRL 64,99/MWh (14,1 EUR/MWh).
Photovoltaik in Kanada
Im Jahr 2018 wurden rund 160 MW neue PV-Leistung ans Netz angeschlossen und erhöhten die gesamte kumulierte installierte Photovoltaik-Leistung auf 3,05 GW. Die meisten Anlagen sind in Ontario installiert, wo es seit 2009 ein Einspeiseprogramm gibt. Neuinstallationen waren jedoch nur bis Dezember 2016 für das Programm zugelassen. Stromverbraucher in Ontario, die einen Teil ihres eigenen Stroms aus einer erneuerbaren Ressource erzeugen (Anlagen bis 500 kW), können an der „Net-Metering“-Initiative teilnehmen. Ontarios langfristiger Energieplan setzt ein Ziel von 10,7 GW an erneuerbaren Energien ohne Wasserkraft bis 2021.
Solar-Auktionen wurden erstmals 2015 eingeführt, aber bis 2018 gab es wenig Druck. Die ersten Projekte sollen 2019 den kommerziellen Betrieb aufnehmen.
Photovoltaik in Chile
Am 30. Dezember 2015 unterzeichnete die chilenische Präsidentin Michelle Bachelet das oberste Dekret, mit dem Chiles neue langfristige Energiestrategie „Energie 2050“ verabschiedet wurde. Die neue Politik setzt das Ziel, bis 2050 70 % der nationalen Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen zu gewinnen.
Im ersten Quartal 2012 wurde die erste PV-Anlage in MW-Größe in der nördlichen Atacama-Wüste installiert. Im Jahr 2017 wurden mehr als 660 MW an PV-Leistung an das Netz angeschlossen, wodurch die gesamte PV-Kapazität Ende 2017 auf etwa 1,8 GW (AC) anstieg. Nach Angaben der Comisión National de Energía stieg die angeschlossene Solarkapazität bis Juli 2019 auf 2,64 GW (AC).
Am 17. August 2016 gab die Comisión National de Energía die Ergebnisse der Stromauktion „2015/01“ bekannt. Das niedrigste Gebot für eine PPA, festgelegt in USD für 20 Jahre, kam von einem Solarprojekt, das 255 GWh/Jahr zu 29,1 USD pro MWh liefern sollte. Der Durchschnittspreis aller Gewinner für 12,4 TWh/Jahr lag bei 47,6 USD/MWh.
Im Jahr 2017 wurden 2.200 TWh Strom versteigert und die Ergebnisse im November 2017 bekannt gegeben. Die Auktion wurde in drei Zeitblöcke unterteilt, in denen der Strom geliefert werden muss.
● Block 1A: 23 Uhr – 8 Uhr
● Block 1B: 8 Uhr – 18 Uhr
● Block 1C: 18 Uhr – 23 Uhr.
Das niedrigste Gebot in der Stromauktion 2017 war 21,48 $/MWh, mit einem Durchschnittspreis von m$32,5 MWh. Enel und GPG Solar Chile gaben die niedrigsten Gebote mit 21,48 $/MWh bzw. 24,80 $/MWh ab.
Die Markterwartungen für 2019 liegen bei etwa 500 MW für neue Solar-PV-Kapazität.
Photovoltaik in der Dominikanischen Republik
Bereits 2007 wurde das Gesetz zur Förderung der Nutzung erneuerbarer Energien verabschiedet, das einen Anteil von 25 % erneuerbarer Energien bis 2025 zum Ziel hat. Zu dieser Zeit wurden etwa 1 bis 2 MW an Solar-PV-Anlagen in ländlichen Gebieten installiert, die im Jahr 2011 auf über 5 MW anstiegen. Trotz der Tatsache, dass die Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales in den Jahren 2011 und 2012 verschiedene PPAs über insgesamt 170 MW unterzeichnete, konnten keine Informationen über den Betrieb von signifikanten Kapazitäten gefunden werden.
Mitte 2014 waren schätzungsweise 10 MW an PV-Anlagen in Betrieb, darunter eine 500-kW-Anlage auf dem Krankenhaus Union Médica in Santiago. Im März 2016 wurde die Phase I (34 MW AC) einer 67 MW (AC)-Solaranlage in der Provinz Monte Plata eingeweiht. Ende 2017 waren schätzungsweise 110 MW in Betrieb. Im Juli wurde das bisher größte Photovoltaik-Solarkraftwerk mit 58 MW (AC) in Guayubín, Montecristi, ans Netz angeschlossen. Allerdings wurden zwei weitere Projekte in Mata de Palma, San Antonio de Guerra (50 MWAC) und das Canoa Solar Projekt mit 25 MWAC, in Barahona, auf 2019 verschoben. Im Juni 2019 wurden zwei weitere Photovoltaik-Projekte mit 100 MW (AC) und 200 MW (AC) angekündigt.
Photovoltaik in Honduras
2007 erließ Honduras ein Gesetz zur Förderung der Erzeugung erneuerbarer Energien mit 20-jährigen Einkommenssteuervergünstigungen und einem Verzicht auf Importzölle für Komponenten erneuerbarer Energien. Im Jahr 2013 führte die Regierung einen Premium-Tarif für die ersten 300 MW ein, die bis zum 30. Juni 2015 installiert werden. Im Mai 2014 wurde das Allgemeine Elektrizitätswirtschaftsgesetz verabschiedet, das eine Prämie von 0,03 USD für Solarprojekte vorsieht, die nicht für den Prämientarif infrage kommen. Bislang hat der Kongress die Installation von 620 MW an Solarstrom genehmigt.
Im November 2015 meldete die National Electric Energy Company, dass im Jahr 2015 389 MW an Solar-PV-Strom an das Netz angeschlossen wurden, was die Gesamtkapazität auf 485 MW erhöhte. Im Jahr 2017 wurden etwa 20 MW installiert, um die Gesamtkapazität auf 560 MW (450 MW (AC) zu erhöhen. Im Jahr 2018 wurden rund 60 MW (AC) an neuer PV-Leistung hinzugefügt und erhöhen die Gesamtkapazität auf 511 MW (AC).
Die Stromerzeugung aus PV-Anlagen im Jahr 2017 betrug 993 GWh, was 10 % der Gesamterzeugung oder 16 % des Stromendverbrauchs entspricht.
Photovoltaik in Mexiko
Im Jahr 2008 erließ Mexiko das Gesetz zur Nutzung erneuerbarer Energien und zur Finanzierung der Energiewende, um die Nutzung erneuerbarer Energien zu fördern. Im Jahr 2012 verabschiedete das Land sein Klimaschutzgesetz, das eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 30 % gegenüber dem Business-as-usual-Fall bis 2020 und um 50 % bis 2050 vorsieht. Darüber hinaus schreibt es einen Anteil von 35 % an erneuerbarem Strom bis 2024 vor. Im Jahr 2013 wurde eine neue Nationale Energiestrategie 2012-2026 verabschiedet, in der das Ziel von 35 % erneuerbarem Strom auf das Jahr 2026 verschoben wurde.
Laut dem mexikanischen Solarenergieverband (Asolmex) ist die installierte Solarstromkapazität von 3,07 GW (AC) Ende 2018 auf 4,06 GW (AC) im Juni 2019 gestiegen. Diese setzt sich aus 693 MW (AC) dezentraler und 3,36 GW zentraler Photovoltaik-Stromanlagen zusammen. Der IEA Medium-Term Renewable Energy Market Report 2016 prognostizierte eine kumulierte PV-Leistung von über 7 GW bis 2020.
Die Ergebnisse der ersten Stromauktion des Landes wurden am 30. März 2016 veröffentlicht. Solarstrom mit knapp 1,6 GW und 4 TWh erhielt den Zuschlag für PPAs zwischen MXN 614,14/MWh (29,24 EUR/MWh) und MXN 1 169,78/MWh (55,70 EUR/MWh). Die zweite Auktion im September 2016 führte zu Verträgen über 184 MW zusätzlicher Solar-PV-Leistung, darüber hinaus wurden mehr als 4,9 Millionen CECs an Solar-PV-Projekte für eine Gesamtenergieproduktion von 4,84 TWh vergeben. Alle Anlagen müssen am 1. Januar 2019 betriebsbereit sein. Eine dritte Auktion fand im November 2017 statt. 3,45 Mio. CECs und 1,3 GW (AC) wurden an Solar-Photovoltaik-Projekte vergeben. Die Preise pro MWh variierten zwischen MXN 242,10 und 298,14 (10,86 – 13,27 EUR/MWh), während die CEC-Preise zwischen MXN 95,82 und 149,07 (EUR 4,30 – 6,69) variierten. Die Gewinnerprojekte müssen am 1. Januar 2020 mit der Stromlieferung beginnen.
Am 27. September 2018 gab Enel Green Power México bekannt, dass das Unternehmen seine 828-MW-Photovoltaikanlage Villanueva in Viesca, Coahuila, und seinen 260-MW-Solarpark Don José in San Luis de la Paz, Guanajuato
Photovoltaik in Panama
Im März 2016 verabschiedete die Regierung den Nationalen Energieplan (NEP), 2015-2050. Der Plan enthält einen Fahrplan zur Nutzung von mindestens 70 % erneuerbarer Energien im Energiemix bis 2050. Im April 2016 gab die Nationale Behörde für öffentliche Dienstleistungen (ASEP) bekannt, dass sie die Obergrenze von 500 kW für den Eigenverbrauch aufheben wird, wenn der Kunde nicht mehr als 25 % seines Eigenverbrauchs in das Netz einspeist.
Im Januar 2015 vergab Panamas Stromübertragungsgesellschaft (La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETE- SA)) in der ersten Solarenergie-Auktion fünf PPAs an Solarprojekte, die 660,2 GWh/Jahr zu Preisen zwischen 80,2 USD/MWh und 104,8 USD/MWh ab dem 1. Januar 2017.
Nach Angaben der Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) wurden 58 MW an Solarkapazität zugebaut, wodurch sich die kumulative Solarkapazität Ende 2018 auf 185 MW erhöhte. Im Jahr 2018 erzeugte die Photovoltaik 230 GWh Strom oder 2,7 % der Gesamtproduktion.
Photovoltaik in Peru
Im Jahr 2008 verabschiedete Peru das Gesetzesdekret 1002, das die Entwicklung von erneuerbaren Energieressourcen zu einer nationalen Priorität machte. Das Dekret besagt, dass bis 2013 mindestens 5 % des Stroms aus erneuerbaren Quellen wie Wind, Sonne, Biomasse und Wasser gewonnen werden sollen. Im Februar 2010 führte die Energieregulierungskommission Osinergmin (Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería) die erste Ausschreibungsrunde durch und vergab vier Solarprojekte mit einer Gesamtkapazität von 80 MW. Eine zweite Runde wurde 2011 abgehalten, mit einer Quote von 24 MW für Photovoltaik.
Bis Ende 2012 waren etwa 85 MW an PV-Anlagen installiert. Das 2013 gestartete „National Photovoltaic Household Electrification Program“ zielte darauf ab, bis 2016 500.000 Haushalte mit Photovoltaik-Strom zu versorgen, und zwar mit 12.500 Solaranlagen.
Am 16. Februar 2016 gab Osinergmin bekannt, dass sie zwei PV-Projekte mit einer Gesamtkapazität von 184,5 MW zur Lieferung von 523,4 GWh Strom/Jahr zu Preisen von 47,98 USD/MWh (144,5 MW (AC) mit 415 GWh) und 48,50 USD/MWh (40 MW (AC) mit 108,4 GWh). Seitdem gab es keine weitere Auktion für Solarstrom.
Im März 2018 meldete Enel Green Power Peru die Einweihung ihrer 180-MW-Anlage (144,5 MW (AC) in Rubí, Provinz Moquegua. Das zweite Projekt, das in der Auktion 2016 an Engie mit 40 MW (AC) vergeben wurde, ging im Mai 2018 ans Netz und erhöhte die operative Solarstromkapazität auf etwa 320 MW.
Photovoltaik in den USA
Mit über 10,6 GW neu angeschlossener PV-Leistung erreichten die Vereinigten Staaten bis Ende 2018 eine kumulative PV-Kapazität von fast 62,7 GW. In Bezug auf die nominale Kapazität machte Solar 29 % der neuen Stromkapazität im Jahr 2018 aus und lag damit an zweiter Stelle hinter Erdgas. Mit über 6,1 GW entfielen 58 % der neu installierten Solarstromleistung auf PV-Anlagen. Die zehn wichtigsten Bundesstaaten – Kalifornien, Texas, North Carolina, Florida, Nevada, New York, New Jersey, Minnesota, Arizona und Massachusetts – machten immer noch 75 % des US-PV-Marktes aus, und Kalifornien allein hatte einen Marktanteil von 31,8 %.
Nach dem Handelsverfahren nach Section 201 wurden im Januar 2018 Zölle auf Module angekündigt. Für 2018 betrug der Tarif 30 % und sinkt jährlich um 5 Prozentpunkte auf 15 % im Jahr 2021. Dieser Schritt führte in der ersten Jahreshälfte zu einer Verlangsamung des Marktes, der sich jedoch in der zweiten Jahreshälfte fast erholte. Die Markterwartungen für 2019 schwanken zwischen 10 und 13 GW, während die Erwartungen für 2020 im Bereich von 13 bis 17 GW liegen.
Photovoltaik-Nutzungsprojekte auf Basis von PPAs mit einer Gesamtkapazität von 37,9 GW waren unter Vertrag, aber in Q3 2019 noch nicht in Betrieb. Im 3. Quartal befanden sich 8,7 GW dieser Projekte im Bau. In der ersten Jahreshälfte wurden etwa 2,6 GW an Utility-Scale-Projekten installiert, und es wird geschätzt, dass die etwa 8 bis 8,5 GW an Utility-Projekten vor Ende 2019 ans Netz gehen werden. Darüber hinaus wurden weitere Utility-Scale-Projekte mit mehr als 56 GW angekündigt, aber noch keine PPA unterzeichnet.
Es wurden viele staatliche und bundesstaatliche Richtlinien und Programme verabschiedet, um die Entwicklung von Märkten für Photovoltaik und andere erneuerbare Technologien zu fördern. Diese umfassen direkte gesetzliche Vorgaben (z. B. Anforderungen an den Anteil erneuerbarer Energien) und finanzielle Anreize (z. B. Steuergutschriften). Eine der umfassendsten Datenbanken zu den verschiedenen Förderprogrammen in den USA wird vom North Carolina State University Solar Centre unterhalten.
Die Database of State Incentives for Renewables and Efficiency (DSIRE) ist eine umfassende Informationsquelle über staatliche, lokale, versorgungswirtschaftliche und ausgewählte bundesstaatliche Anreize zur Förderung erneuerbarer Energien. Sie enthält auch Beschreibungen aller verschiedenen Förderprogramme. Die DSIRE-Webseite http://www.dsireusa.org/ und die entsprechenden interaktiven Tabellen und Karten (mit Details) sind sehr zu empfehlen.
Aufstrebende Photovoltaik Märkte in Amerika
Photovoltaik auf Cuba
Im Jahr 2014 kündigte die kubanische Regierung an, dass bis zum Jahr 2030 24 % der Stromerzeugung des Landes aus erneuerbaren Energiequellen stammen sollen. Um dieses Ziel zu erreichen, plant die Regierung die Installation von 700 MW (AC) an Solar-PV-Kapazität. Laut Cubasolar hat die Regierung am 23. März 2018 das Gesetz Nr. 345 „Über die Entwicklung von erneuerbaren Quellen und die effiziente Nutzung von Energie“ unterzeichnet. Bislang wurde es noch nicht im Amtsblatt veröffentlicht.
Im Februar 2015 berichtete die kubanische Zeitung über die Eröffnung der ersten kubanischen Solarmodulfabrik mit 15 MW Leistung durch den Elektronikhersteller Empresa de Com- ponentes Electrónicos Ernesto Che Guevara.
Es wird geschätzt, dass im Jahr 2017 etwa 32 MW (AC) an PV-Anlagen in Kuba installiert wurden. Die Gesamtkapazität am Ende des Jahres betrug etwa 65 MW (AC).
Im Jahr 2018 wurden etwa 30 MW an zusätzlicher PV-Kapazität installiert. In der ersten Jahreshälfte 2019 wurden vier vom Abu Dhabi Fund for Development und IRENA finanzierte Solarparks mit einer Gesamtleistung von 10 MW an das Netz angeschlossen. In der Sonderentwicklungszone Mariel befindet sich ein 50 MW (AC) Projekt, die erste zu 100 % in ausländischem Besitz befindliche und betriebene Anlage für erneuerbare Energien, im Bau und soll Ende 2019 in Betrieb gehen.
Eigentümer des Projekts ist das britische Unternehmen Hive, das ein Joint Venture mit SE Energy Investment Co. gegründet hat, einer britischen Tochtergesellschaft der chinesischen Shanghai Electric Group Ltd. Es wird geschätzt, dass im Jahr 2019 eine Gesamtkapazität von etwa 100 MW installiert werden könnte.
Photovoltaik in Guatemala
Die Nationale Energiepolitik Guatemalas 2013-2027 trat im Februar 2013 in Kraft Der Nationale Energieplan definiert die Förderung von erneuerbaren Energiequellen als eines seiner Leitprinzipien und setzt ein Ziel von 80 % der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen. Im Januar 2015 wurde eine 58-MW-Anlage (50 MW (AC) in Chiquimulilla, Santa Rosa, an das Netz angeschlossen.
Die zweite 35-MW-Stufe (30 MW (AC) der Anlage wurde in der zweiten Jahreshälfte 2015 in Betrieb genommen. Ende 2018 waren in Guatemala schätzungsweise 130 MW an PV-Leistung installiert. Die Stromerzeugung aus Photovoltaikanlagen betrug 208 GWh oder 1,7 % der Gesamterzeugung im Jahr 2018.
Photovoltaik in El Salvador
Im Jahr 2012 verabschiedete die Regierung von El Salvador den Masterplan für die Entwicklung erneuerbarer Energien (2012 – 2026), der zu diesem Zeitpunkt ein Ziel von 90 MW (AC) an PV-Kapazität bis 2026 hatte. Im Jahr 2014 führte El Salvadors Stromversorger Delsur eine Auktion durch, bei der 4 Solarprojekte mit einer Gesamtkapazität von 94 MW zugeschlagen wurden. Eine zweite Auktion für 100 MW PV-Kapazität wurde 2016 durchgeführt. Die letzte Auktion war 2018 mit einer Photovoltaik-Solarkapazität von 28 MW.
Im April 2017 wurden 101 MW Solarkapazität von Neoen an das salvadorianische Netz angeschlossen. Das Unternehmen erhielt bei der Ausschreibung 2014 den Zuschlag für 76 MW und verhandelte mit dem Stromversorger Del Sur über weitere 25 MW. Im November gab dasselbe Unternehmen den Financial Close für sein Projekt Capella Solar bekannt, einen Solarpark mit 140 MW mit einem 3 MW/1,8 MWh-Speicher. Dieses Projekt soll im Jahr 2020 in Betrieb gehen. Weitere drei 10-MW-Projekte wurden von AES El Salvador bis September 2018 angeschlossen.
Photovoltaik auf Jamaika
Im Jahr 2009 veröffentlichte Jamaika seine nationale Energiestrategie 2009 – 2030, die darauf abzielt, 20 % des Energiebedarfs durch erneuerbare Energiequellen im Jahr 2030 zu decken. Die erste große Solaranlage in Content Village, Clarendon, mit 20 MW (AC) wurde im August 2016 in Betrieb genommen. Eine zweite PV-Großanlage in Paradise Park, Westmoreland, mit einer Kapazität von 37 MW (AC) nahm im Juni 2019 die kommerzielle Produktion auf.
Photovoltaik in Nicaragua
Das Parlament von Nicaragua verabschiedete 2005 das Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien, das die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien als nationales Interesse deklariert und 2017 die Anreize für Strom aus erneuerbaren Energiequellen verlängerte. Im Dezember 2017 veröffentlichte das Ministerium für Energie und Bergbau die neue Verordnung für Eigenverbrauch und Net-Metering im Amtsblatt.
Die neuen Regelungen erlauben es den Besitzern von Solar-Photovoltaik-Stromanlagen mit einer Kapazität von bis zu 5 MW, ihren Überschuss an Strom, der nicht selbst verbraucht wird, an nicaraguanische Verteilerunternehmen zu verkaufen. Allerdings sind nur geringe Fortschritte zu verzeichnen. Die installierte PV-Kapazität wurde Ende 2018 auf etwa 22 MW geschätzt.
Photovoltaik in Afrika
Trotz der enormen Solarressourcen Afrikas und der Tatsache, dass ein und dasselbe Solarpanel in Afrika auf großen Flächen durchschnittlich doppelt so viel Strom erzeugen kann wie in Mitteleuropa, wurde die solare PV-Stromerzeugung bisher nur begrenzt genutzt. Laut der letzten Aktualisierung der GFS-Ressourcenstudie in Afrika30 ist Photovoltaik-Solarstrom für fast 40 % der Gesamtbevölkerung in Afrika die wirtschaftlichste Technologie.
Bis zum Ende des letzten Jahrzehnts lag die Hauptanwendung von Photovoltaik-Systemen in Afrika in kleinen Solar-Home-Systemen (SHS) und die Marktstatistiken für diese sind extrem ungenau oder sogar nicht vorhanden. Seit 2012 haben sich jedoch wichtige politische Veränderungen ergeben, und eine große Anzahl von Photovoltaik-Projekten im Versorgungsmaßstab befindet sich nun in der Planungsphase.
Im Jahr 2015 veröffentlichte IRENA „Africa 2030: A Roadmap for a Renewable Energy Future“. Die Roadmap identifizierte moderne erneuerbare Technologieoptionen über die Sektoren und Länder hinweg, die zusammen 22 % des gesamten Endenergieverbrauchs (TFEC) in Afrika bis 2030 decken könnten. Das ist mehr als eine Vervierfachung im Vergleich zu dem Anteil von 5 % im Jahr 2013. Laut der Roadmap soll PV-Solarstrom 70 TWh oder 4 % des TFEC beitragen, der von 31 GW PV-Anlagen im Jahr 2030 produziert wird.
Insgesamt stieg die (dokumentierte) Leistung der installierten PV-Anlagen bis Ende 2018 auf mehr als 5 GW, eine Steigerung um zwei Größenordnungen im Vergleich zu 2007. Die aktuellen afroamerikanischen Photovoltaik-Ziele für 2020 liegen bei über 10 GW, aber es wird schwierig sein, dieses Ziel rechtzeitig zu erreichen.
Photovoltaik in Algerien
Im Jahr 2011 veröffentlichte das algerische Ministerium für Energie und Bergbau sein Programm für erneuerbare Energien und Energieeffizienz, das darauf abzielt, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bis 2030 auf 40 % des inländischen Bedarfs zu erhöhen. Der Plan sieht 800 MW an Installationen bis 2020 und insgesamt 1,8 GW bis 2030 vor. Im Februar 2014 führte das Ministerium zwei FiT-Regelungen ein, eine für Anlagen zwischen 1 und 5 MW und eine für Anlagen größer als 5 MW. Es wurde geschätzt, dass Ende 2013 etwa 5 MW an kleinen dezentralen Systemen und einige größere Systeme im Multi-kW-Bereich installiert waren.
Nach Angaben des Zentrums für die Entwicklung erneuerbarer Energien (CDER) hat das nationale Programm für erneuerbare Energien in Algerien (2015- 2030) ein Ziel von 22 GW erneuerbarer Energie mit einem Anteil von 13,5 GW an PV-Leistung bis 2030.
Aures Solaire, ein 51/49-Joint-Venture zwischen der algerischen Firma Condor Electronics und Vincent Industrie (Frankreich), eröffnete im April 2017 eine 30-MW-Solarmodulfabrik in der Industriezone von Ain Yagout. Condor Electronics besitzt und betreibt bereits seit 2013 eine 75-MW-Modulfabrik in der gleichen Industriezone.
Im Januar 2017 verabschiedete die Regierung ein Dekret, um eine 4-GW-Solar-PV-Ausschreibung zu starten, und im März 2017 wurde der regulatorische Rahmen für die Umsetzung im Amtsblatt veröffentlicht. Die Solaranlagen sollen in den Hochebenen im Norden und Süden Algeriens gebaut werden. Die erste Ausschreibung mit einer Kapazität von 150 MW endete im Juni 2019. Die algerische Strom- und Gasregulierungskommission (CREG) erhielt jedoch nur acht Angebote mit einer Gesamtleistung von 90 MW.
In den Jahren 2015 und 2016 wurden PV-Anlagen mit rund 350 MW neu installiert, aber in den Jahren 2017 und 2018 wurden nur sehr wenige neue Anlagen ans Netz angeschlossen. Es wird geschätzt, dass die gesamte PV-Kapazität – on- und off-grid – Ende 2018 nur etwa 420 MW betrug.
Photovoltaik in Burkina Faso
Im August 2016 ist eine nationale Politik für nachhaltige wirtschaftliche und soziale Entwicklung in Kraft getreten. Ein Schlüsselelement ist der Zugang der Bevölkerung zu Elektrizität, besonders wichtig in einem Land, in dem nur 3 % der Landbevölkerung Zugang zu Elektrizität haben. Eine Ausschreibung mit einer Gesamtkapazität von 67,5 MW wurde gestartet, aber keines der Projekte ist bisher in Betrieb.
Die PV-Anlage Zagtouli wurde bereits 2013 initiiert und erhielt eine Finanzierung durch die EIB. Die 33 MW netzgekoppelte PV-Anlage wurde schließlich Ende November 2017 in Betrieb genommen. Im Januar 2018 gab das Energieministerium von Burkina Faso einen Plan zur Installation von acht weiteren Solarparks mit einer Gesamtleistung von 100 MW im Land bekannt. Dieser Plan wurde im November 2018 mit einem erhöhten Ziel von 155 MW geändert.
Im Dezember 2017 nahm Wärtsilä ein 15-MW-Solarkraftwerk (12 MW (AC) für Essakane Solar SAS in Betrieb [Wär 2017]. Die PV-Anlage befindet sich neben einer 55-MW-Schwerölanlage und beide Anlagen versorgen die Iamgold Eassakane SA netzunabhängig mit Strom. Im Jahr 2018 wurde keine signifikante neue Photovoltaik-Leistungskapazität hinzugefügt.
Im Januar 2019 wurde eine Ausschreibung für eine 10-MW- und eine 20-MW-PV-Solaranlage veröffentlicht. Die Anlagen sollen PPAs erhalten, teilweise finanziert durch einen Zuschuss der Weltbank zur Finanzierung des Power Sector Support Project (PASEL).
Während des G5-Sahel-Gipfels in Ouagadougou am 16. September 2019 haben die Staatsoberhäupter die 2018 von der Afrikanischen Entwicklungsbank (AfDB) gestartete Initiative „Desert to Power“ nachdrücklich unterstützt. Die Initiative zielt darauf ab, 10 GW Solarstrom für die 250 Millionen Menschen in der Sahelzone zu entwickeln.
Photovoltaik in Kap Verde
Kap Verdes Plan für erneuerbare Energien (2010-2020) zielt darauf ab, die Nutzung erneuerbarer Energien durch den Einsatz von PPAs bis 2020 auf 50 % zu erhöhen. Das Gesetz Nr. 1/2011 legt die Regelungen für die unabhängige Energieerzeugung fest. Es legt insbesondere die Rahmenbedingungen für den Aufbau unabhängiger Stromerzeuger aus erneuerbaren Energien (15-Jahres-PPAs) und für die Eigenproduktion auf Nutzerebene fest. Er schafft eine Regelung für die Mikro-Erzeugung, regelt Projekte zur ländlichen Elektrifizierung und legt die Steuerbefreiung für alle importierten Anlagen für erneuerbare Energien fest.
Im Jahr 2018 wurde der Masterplan 2018 – 2040 für den Elektrizitätssektor veröffentlicht. Dieser Plan stellt eine Strategie vor, die vorsieht, im Jahr 2030 54 % des Stroms aus erneuerbaren Energiequellen zu liefern. Vorgesehen sind 150 MW an neuer Solar-Photovoltaik, mehr als 60 MW an Windkraft und 630 MW an Speicherkapazität.
Bis Ende 2012 wurden zwei zentralisierte netzgekoppelte PV-Anlagen mit 7,5 MW in Betrieb genommen. Darüber hinaus gibt es eine Reihe kleinerer netzunabhängiger und netzgekoppelter Anlagen. Ende 2015 waren etwa 10 MW an PV-Leistung in Betrieb [Ire 2016]. Ein 2-MW-Solar-/Wind-Hybridprojekt zur Bereitstellung von Strom und Frischwasser auf der Insel Brava wurde von der IRENA/ADFD Project Facility genehmigt [Ire 2016]. Ende 2017 waren rund 14 MW PV-Leistung in Betrieb. Der Energie- und Wasserdienstleister Águas de Ponta Preta auf der Insel Sal nahm im Dezember 2018 eine neue 1,4-MW-Anlage in Betrieb.
Photovoltaik in Ägypten
Im September 2014 haben das Ministerium für Elektrizität und Energie und die Regulierungsbehörde ein FiT-Fördersystem für PV- und Windprojekte mit einer Leistung von weniger als 50 MW eingeführt. Das Ziel des Programms ist die Installation von 300 MW aus kleinen PV-Anlagen unter 500 kW und 2 GW PV-Anlagen zwischen 500 kW bis 50 MW. Die Tarife variierten damals zwischen EGP 84,8 bis 102,5/kWh (0,085 bis 0,103 EUR/kWh), je nach Größe der Anlagen.
Die ersten beiden Runden des FiT-Programms waren stark überzeichnet und es wurden ca. 2 GW an PV-Kapazität zugeteilt. Der Großteil dieser Projekte, die einen FiT-Vertrag mit 25 Jahren Laufzeit erhalten haben, befindet sich im 2-GWAC-Solarkomplex Benban in der Nähe von Assuan in Oberägypten. Das Projekt besteht aus 41 Einzelanlagen mit 31 identischen 50 MW (AC) und 10 Projekten mit unterschiedlichen Größen aufgrund der Form des Geländes.
Eine signifikante Anzahl von Projekten erreichte erst in der zweiten Jahreshälfte 2017 den Financial Close, nachdem die International Finance Corporation (IFC), die European Bank for Reconstruction & Develop- ment (EBRD) und die African Development Bank (AFDB) Kredite in Höhe von fast 1,2 Mrd. USD 1,2 Milliarden für 27 verschiedene Projekte. Im Dezember 2017 veröffentlichte die Egyptian Electricity Transmission Company (EETC) eine Anfrage zur Präqualifikation (RfP) für 600 MW (AC) an Solar-PV-Kapazität, die westlich des Nils entwickelt werden soll.
Die erste Solaranlage im Solarkomplex Benban, Infinity mit 64 MW (50 MW (AC) wurde Ende 2017 in Betrieb genommen. Im Jahr 2018 wurden schätzungsweise 800 MW (AC) installiert. Laut Daily News Egypt wurden im Juli 2019 27 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 1,2 GW (AC) ans Netz angeschlossen. Darüber hinaus kündigte Scatec im August 2019 den Netzanschluss von zwei weiteren Anlagen mit einer Leistung von 100 MW (AC) an.
Photovoltaik in Äthiopien
Im Februar 2013 wurde in Addis Abeba, Äthiopien, eine 20-MW-Modulfertigungsanlage eröffnet. Die Fabrik ist ein Gemeinschaftsprojekt von SKY Energy International und der äthiopischen Metals and Engineering Corporation (METEC). Presseberichten zufolge wurde die Fabrik 2015 auf eine Fertigungskapazität von 100 MW aufgerüstet [Eth 2015]. Presseberichten zufolge hat die Ethiopian Electric Power Corporation (EEP) drei Solarkraftwerke mit einer Kapazität von 300 MW in der östlichen Region des Landes genehmigt. Im August 2016 kündigte die EEP an, die drei Projekte auszuschreiben, die sich in Metahara, Umera und Mekelle befinden werden.
Im Jahr 2016 unterzeichnete EEP eine Vereinbarung mit der IFC, um bei der Entwicklung von bis zu 500 MW Solarenergie im Rahmen der Scaling Solar Initiative zu beraten. Die Präqualifikation für zwei 125-MW-PV-Anlagen im Rahmen des Scaling-Solar-Programms der Weltbank im November 2017 führte im März 2018 zur Bekanntgabe von einem Dutzend qualifizierter Bieter.
Im Oktober 2017 wurde bekannt gegeben, dass ein Konsortium mit Enel und dem äthiopischen Infrastrukturunternehmen Orchid Business Group als Entwickler des 100 MW (AC) Metahara-Projekts ausgewählt wurde.
Im April 2019 startete Äthiopien seine Scaling Solar Round 2-Ausschreibung, indem es einen Request for Pre-Qualification (RFQ) für bis zu 500 MW (AC) veröffentlichte, der später auf 750 MW (AC) erhöht wurde. Es wird geschätzt, dass Ende 2018 eine Solar-PV-Kapazität von etwa 15 MW in Betrieb war.
Photovoltaik in Ghana
Im Jahr 2011 verabschiedete das ghanaische Parlament das Erneuerbare-Energien-Gesetz (Renewable Energy Bill), das darauf abzielt, den Anteil erneuerbarer Energien, insbesondere von Solar-, Wind-, Mini-Wasser- und Abfall-Energie, am nationalen Energiemix zu erhöhen und einen Beitrag zur Minderung des Klimawandels zu leisten.
Der Gesetzentwurf sieht vor, dass der Anteil der erneuerbaren Energien an der nationalen Energieerzeugung bis 2020 10 % betragen soll. Ende 2012 waren im Land einige Tausend SHS und einige netzunabhängige Systeme mit einer geschätzten Leistung von 5 MW installiert. Im Jahr 2012 kündigte eine Reihe von Unternehmen die Unterzeichnung von PPAs in Ghana an. Bislang wurde jedoch keines dieser Projekte realisiert.
Im Mai 2013 weihte die Volta River Authority (VRA) ihr erstes Solarkraftwerk in Navrongo mit einer Leistung von 2,5 MW ein. Im April 2016 hat die Beijing Xiaocheng Company (BXC) die ersten 20 MW ihres 40-MW-PV-Solarkraftwerks in Onyandze an das Netz angeschlossen. Im September 2018 nahm der IPP Meinergy Ghana Ltd. den kommerziellen Betrieb seiner 20-MW-Solaranlage in Gomoa, Onyaadze, auf.
Im April 2016 eröffnete der in Accra ansässige Entwickler Strategic Power Solutions (SPS) eine 30-MW-Solarmodulanlage in Tema, außerhalb von Accra. In den letzten Jahren wurde eine Reihe von großen Solarkraftwerken mit einer Gesamtkapazität von fast 300 MW angekündigt, aber keines der Projekte hat bisher den finanziellen Abschluss erreicht.
Im März 2017 kündigte die Regierung an, das Aufdach-Solarprogramm neu zu starten, und die Energiekommission will mittelfristig 200 MW an Aufdach-PV-Kapazität realisieren. Bislang sind jedoch keine greifbaren Fortschritte zu verzeichnen.
Photovoltaik in Mauretanien
Im Jahr 2011 hat das Land einen Masterplan für die Produktion und den Transport von Elektrizität bis 2030 aufgestellt und seinen dritten Aktionsplan zur Armutsbekämpfung (PRSP) (2011 – 2015) verabschiedet [IWF 2013]. Die Zahl der Haushalte mit Zugang zu Elektrizität stieg von 30 % im Jahr 2008 auf 38,8 % im Jahr 2014.
Das PRSP hat das Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energien am nationalen Energiemix bis 2015 auf 15 % und bis 2020 auf 20 % zu erhöhen. Im Rahmen der ergriffenen Maßnahmen wurde 2013 die 15-MW-Photovoltaikanlage Sheikh Zayed in Nouakchott an das Netz angeschlossen. Die Ausschreibung für eine zweite PV-Anlage in Nouakchott mit 30 MW endete im Februar 2016. Die Anlagengröße wurde später auf 50 MW erhöht und ging Ende 2017 ans Netz.
Im Jahr 2016 wurden 8 kleinere Projekte mit 16,6 MW installiert, wodurch sich die Gesamtkapazität auf etwa 35 MW erhöhte. Die gesamte Photovoltaik-Leistungskapazität erreichte Ende 2018 86 MW.
Photovoltaik in Marokko
Im November 2009 wurde der Solarplan des Königreichs Marokko vorgestellt, mit dem Ziel, bis zum Jahr 2020 2 000 MW Solarstrom aufzubauen. Um diesen Plan umzusetzen, wurde 2010 die Marokkanische Agentur für Solarenergie (MASEN) gegründet. Die Technologien für Solarstrom, solarthermische Stromerzeugung und PV werden alle im offenen Wettbewerb stehen. Bereits 2007 hatte das Nationale Amt für Elektrizität (ONEE) ein kleineres Programm für netzgekoppelten dezentralen Photovoltaik-Strom angekündigt, mit einem Ziel von 150 MW PV-Strom. Verschiedene ländliche Elektrifizierungsprogramme mit PV-Anlagen laufen bereits seit längerer Zeit. Ende 2012 hatte Marokko etwa 20 MW an PV-Anlagen installiert, hauptsächlich im Rahmen des Global Rural Electrification Program, und etwa 1 bis 2 MW an netzgekoppelten Anlagen.
Im Februar 2015 kündigte die ONEE an, verschiedene Photovoltaik-Projekte von jeweils 20 bis 30 MW mit einer Gesamtleistung von 400 MW auszuschreiben [One 2015]. Die ersten Anlagen sollten Ende 2017 in Betrieb genommen werden. Im April 2015 gab die Weltbank ihre Entscheidung bekannt, die erste Phase von 75 MW zu unterstützen. Das Präqualifikationsverfahren für PV Noor I, drei Anlagen mit einer Gesamtkapazität von ca. 170 MW Solarstrom, wurde von MASEN im Sommer 2015 gestartet. 20 Konsortien wurden von MASEN im Dezember 2015 präqualifiziert, um Gebote für die drei Anlagen Noor Ouarzazate, Noor Laayoune und Boujdour Noor abzugeben. Presseberichten zufolge haben drei Konsortien aus Saudi-Arabien die Gebote mit Preisen im Bereich von 60 USD/MWh gewonnen. Es wurde bestätigt, dass Noor Laayoune (85 MW) und Boujdour Noor (20 MW) 2018 die kommerzielle Produktion aufnehmen.
Zwei Unternehmen in Casablanca produzieren PV-Module – Droben Energy, eine Tochtergesellschaft der spanischen Firma Droben, mit 5 MW, und Cleantech mit 15 MW Kapazität. Im Mai 2016 kündigte Jet Contractors, ein marokkanisches Bauunternehmen, ein Joint Venture mit Haereon Solar (PRC) und Société d’Investissements Energétiques (SIE) an, um eine 160-MW-Solarzellen- und Modulproduktionsanlage in Marokko zu bauen [Jet 2016]. Das Unternehmen betreibt bereits eine 30-MW-Zell- und Modulfabrik, die als Phase I des Projekts für die Herstellung von Zellen und Modulen nach den Qualitätsstandards von Haeron umgerüstet werden soll.
Marokkos Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable (ONEE), liefert Solarstrom für mehr als 19.000 Haushalte in mehr als 1.000 ländlichen Dörfern (Stand Ende 2017). Es wird geschätzt, dass Ende 2018 etwa 140 MW an PV-Systemkapazität installiert waren.
Photovoltaik in Senegal
Im Jahr 2008 wurde das Ministerium für erneuerbare Energien (MER) geschaffen und 2013 die Nationale Agentur für erneuerbare Energien (ANER) gegründet. Das Land hat 2010 ein Erneuerbare-Energien-Gesetz erlassen, das die Diversifizierung der Energieversorgung des Landes und die Förderung der Nutzung erneuerbarer Energiequellen fordert.
Im Jahr 2016 wurden im Rahmen der Weltbank-Initiative „Scaling Solar“ die ersten wettbewerbsfähigen Ausschreibungen für Photovoltaik-Projekte gestartet, die 200 MW an Photovoltaik Leistung im Senegal ermöglichen soll. Dabei wurden 100 MW an Solarkapazität versteigert und die Präqualifikationsrunde wurde im Oktober 2016 abgeschlossen.
Die ersten Utility-Scale-Projekte mit 20 MW Solar-PV in BokholIt und 22 MW in Malicounda gingen im Oktober und November 2016 in Betrieb. Im Jahr 2017 folgten zwei 30-MW-Anlagen in Santhiou Mékhé bei Méouane und in Ten Merina, nahe Dakar. Für 2018 wurde ein Kapazitätszubau von etwa 40 MW veranschlagt.
Im April 2018 wurden die Ergebnisse einer 60-MW-Ausschreibung der Scaling Solar Initiative 2017 im Senegal bekannt gegeben. Die Solaranlage in Kahone wird einen Tarif von 0,0380 EUR/kW und die Anlage in Touba einen Tarif von 0,0398 EUR/kWh haben. Die International Finance Corporation (IFC) gab im Juli 2019 bekannt, die Finanzierung für die ersten beiden Scaling Solar-Projekte im Senegal abgeschlossen zu haben.
Photovoltaik in Südafrika
Südafrika hat einen schnell wachsenden Strombedarf und große Solarressourcen. Im Jahr 2008 verabschiedete das Land sein Nationales Energiegesetz, das eine Diversifizierung der Energiequellen, einschließlich erneuerbarer Energien, sowie einen Brennstoffwechsel zur Verbesserung der Energieeffizienz fordert.
Im Jahr 2011 wurde das Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (IPP) mit rollierenden Ausschreibungsrunden ins Leben gerufen. Vier Runden haben bereits stattgefunden: 2011 (630 MW), 2012 (420 MW), 2013 (450 MW) und 2014 (415 MW). Das Gesamtziel liegt bei 3,725 GW und das für Solar-PV bei 1,45 GW. Zwischen der ersten Runde (Stichtag: 4. November 2011) und der vierten Runde (Stichtag: 18. August 2014) sank der durchschnittliche Gebotspreis von 2,65 ZAR/kWh (0,265 EUR/kWh) auf 0,62 ZAR/kWh (0,044 EUR/kWh). Die lang erwartete fünfte Runde mit einer erneuerbaren Kapazität von 1,8 GW wurde schließlich im Juni 2018 angekündigt und sollte im November 2018 durchgeführt werden.
Entwickler, die in der vierten Ausschreibungsrunde des REIPP Zuteilungen erhalten hatten, mussten bis April 2018 warten, bis die PPAs endlich unterzeichnet wurden.
Infolge der langen Verzögerung bei der Unterzeichnung der PPAs der vierten Runde wurden 2017 etwa 250 MW, weniger als die Hälfte der PV-Kapazität von 2016, angeschlossen. Es wird geschätzt, dass im Jahr 2018 etwa 200 MW an neuer PV-Kapazität hinzugekommen sind.
Aufgrund der Local-Content-Regeln des Landes errichten immer mehr Hersteller entlang der solaren Wertschöpfungskette Werke in Südafrika.
Photovoltaik in Sambia
Am 21. Juni 2017 hat Sambia offiziell seinen 7. nationalen Entwicklungsplan (SNDP) (2017-2021) vorgestellt Im Jahr 2016 waren 97 % der Stromkapazitäten Wasserkraft, aber es ist vorgesehen, dass mit der steigenden Stromnachfrage (+150 bis 200 MW Kapazität pro Jahr werden benötigt) der Nicht-Wasserkraft-Anteil bis 2030 auf 15 % steigen wird.
Im Juli 2015 unterzeichnete Sambias Industrial Development Corporation (IDC) eine Vereinbarung mit der IFC, um die Entwicklung von zwei groß angelegten Solarprojekten durch Scaling Solar zu untersuchen. Die Ergebnisse der ersten Auktion wurden im Dezember 2017 bekannt gegeben. Es wurden zwei Projekte ausgewählt, eines mit 54 MW für 0,0602 USD/kWh und ein Projekt mit 34 MW (0,078 USD/kWh).
Der Bau der 54-MW-Solaranlage in Bangweulu begann im Dezember 2017 und nimmt im 1. Quartal 2019 den kommerziellen Betrieb auf.
Die Ngonye-Solaranlage ,Lusaka South Multi-Facility Economic Zone, mit einer Kapazität von 34 MW (28 MW (AC) erhielt eine Finanzierung von der EIB, die im Rahmen des IFC-Programms Scaling Solar angekündigt wurde. Der Bau begann im August 2018 und die Anlage wurde im April 2019 ans Netz angeschlossen.
Mit Unterstützung der Deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GET) über die KfW hat die Regierung von Sambia im April 2019 Solarprojekte mit einer installierten Einzelleistung von bis zu 20 MW (AC) in Höhe von 100 MW (AC) ausgeschrieben. Am Ende erhielten sechs Solar-PV-Projekte mit einer Gesamtleistung von 120 MW (AC) von drei verschiedenen Stromerzeugern den Zuschlag. Das niedrigste Gebot lag bei 39,99 USD/MWh für zwei 20 MW (AC) Projekte, während das höchste erfolgreiche Gebot bei 48,00 USD, ebenfalls für zwei 20 MW (AC), lag.
Aufstrebende Photovoltaik Märkte in Afrika
Photovoltaik in Kenia
Im Jahr 2008 führte Kenia eine Einspeisevergütung für Strom aus erneuerbaren Energien ein, aber Solarstrom wurde erst 2010 bei der Überarbeitung der Tarife einbezogen. Im Jahr 2011 wurden jedoch nur etwas mehr als 560 kW an PV-Kapazität an das Netz angeschlossen; der Großteil der 14 MW an Photovoltaik-Systemen waren netzunabhängige Installationen.
Im Jahr 2011 hat Ubbink East Africa Ltd. eine Tochtergesellschaft von Ubbink B.V. (Doesburg, Niederlande), eine Solar-PV-Fertigungsstätte in Naivasha mit einer Jahresproduktion von 30 000 Modulen eröffnet. Das Werk produziert Module für kleinere PV-Systeme, wie z. B. SHS. Aktuelle Schätzungen für den kenianischen PV-Markt gehen von einem durchschnittlichen Jahresabsatz von 20.000 bis 30.000 Heimsystemen und 80.000 Solarlaternen aus. Es wird geschätzt, dass die Gesamtkapazität von SHS, Telekommunikationsanwendungen, Diesel-PV-Hybriden und den wenigen netzgekoppelten Systemen Ende 2016 etwa 25 bis 30 MW betragen wird. Im März 2016 genehmigte der Vorstand der Rural Electrification Authority (REA) den Bau eines 75 MW (55 MWAC) Solarkraftwerks in Garissa.
Interessant ist, dass das Solarkraftwerk durch eine konzessionäre Finanzierung der Regierung von China finanziert wurde. Nach einigen Verzögerungen begann der Bau in der zweiten Hälfte des Jahres 2017 und wurde im September 2018 abgeschlossen.
Zwei Solarkraftwerke mit einer Kapazität von jeweils 40 MW (AC) im Bezirk Eldoret – Uasin Gishu unterzeichneten im September 2018 Finanzierungsvereinbarungen mit der EIB. Die beiden Anlagen befinden sich derzeit im Bau und sollen 2020 an das Netz angeschlossen werden.
Photovoltaik in Mosambik
Der Stromsektor Mosambiks wird von der Stromerzeugung aus Wasserkraft dominiert. Ein großer Teil des in Mosambik erzeugten Stroms wird über den Southern African Power Pool (SAPP) nach Südafrika und Simbabwe exportiert. Andererseits liegt die Stromerzeugungsrate Mosambiks mit 28 % unter dem Durchschnitt der Länder der Southern African Devel- opment Community (SADC).
Zwischen 2011 und 2013 führten die Regierung von Mosambik und der Fundo de Energia (FUNAE) eine Studie über erneuerbare Energieressourcen im Land durch. Während sie ein Solarpotenzial von 23 TW identifizierten, wurden nur 0,6 GW an vorrangigen Solarprojekten aufgeführt.
Zwischen 2011 und 2018 ist die installierte Leistung von 1 MW auf 17 MW gestiegen, wobei es sich meist um netzunabhängige und Mini-Grid-Anwendungen handelt. Die erste Großanlage wurde von Scatec im Juni 2019 eröffnet, die 40 MW Mocuba Solar PV-Anlage. Das Projekt wird durch den „Climate Investment Fund (ICF)“ und den „Emerging Africa Infrastructure Fund (EAI)“ finanziert. Eine zweite Anlage mit 30 MW wird von der NEOEN energy group entwickelt.
Photovoltaik in Nigeria
Im Jahr 2005 verabschiedete Nigeria den Power Reforms Act sowie den National Renewable Energy Master Plan for Nigeria, der Ziele für den Beitrag der Solarenergie von 5,0 MW, 75 MW und 500 MW in den Jahren 2010, 2015 bzw. 2025 festlegte. Im November 2015 hat die nigerianische Regierung die FiT-Verordnung verabschiedet, die im Februar 2016 in Kraft getreten ist. Die Tarife gelten für PV-Anlagen zwischen 1 und 5 MW und sind bis 2018 auf eine Kapazität von 380 MW gedeckelt.
Im Februar 2014 wurde berichtet, dass Nigerias erste Modulproduktionsanlage fertiggestellt wurde und nun mit einer Nennleistung von 10 MW in Betrieb ist. Die Anlage wurde in Sokoto von der deutschen Firma JVG Thoma gebaut.
Verschiedenen Presseberichten zufolge hat die staatliche Energieeinkaufsgesellschaft Nigerian Bulk Electricity Trading (NBET) bereits Solar-PPAs mit 14 Entwicklern unterzeichnet. Der MWh-Preis dieser PPAs wurde auf 115 USD festgelegt und könnte etwa 1,4 GW umfassen, aber bisher konnten nur zwei Projekte ein PPA unterzeichnen.
Ende 2018 waren schätzungsweise weniger als 30 MW an Solar-PV-Leistung in Betrieb.
Photovoltaik in Tansania
Ende 2012 veröffentlichte das tansanische Ministerium für Energie und Mineralien (MEM) seinen Strategieplan 2011/12-2015/16, in dem das strategische Ziel formuliert wurde, die nachhaltige Entwicklung und das Management von Energieressourcen für die nationale Entwicklung zu verbessern. Als Folgeprogramm wurde im April 2013 das Scaling-up Renewable Energy Program (SREP) veröffentlicht [MEM 2013]. Obwohl das SREP eine kumulative installierte PV-Leistung von 60 MW bis 2017 und 120 MW bis 2020 fordert, wurde bisher nicht viel davon realisiert. Die kumulative PV-Leistung wird für Ende 2018 auf unter 10 MW geschätzt.
Im Jahr 2018 veröffentlichte Tansanias staatlicher Stromversorger Tanzania Electric Supply Company Ltd (Tanesco) eine Ausschreibung für den Bau mehrerer großer PV-Projekte mit einer Gesamtkapazität von 150 MW
Photovoltaik in Tunesien
Im Jahr 2009 startete Tunesien seinen Solarplan. Es handelt sich um eine öffentlich-private Partnerschaft, die sich über die Jahre 2010 bis 2016 erstreckt. Der Plan zielt darauf ab, den Anteil der erneuerbaren Energien am gesamten tunesischen Energiemix bis 2014 von 0,8 % auf 4,3 % zu erhöhen. Das Programm PROSOL ELEC zur Förderung der Installation von netzgekoppelten Anlagen wurde eingerichtet, um Investitionszuschüsse und garantierte Kredite sowie den Strombezug für 1 bis 2 kWp Solar-PV-Anlagen abzuwickeln. Die PV-Kapazität wurde Ende 2018 auf unter 50 MW geschätzt.
Seit 2017 hat Tunesien drei Ausschreibungen für Projekte bis 1 MW und für Anlagen nicht größer als 10 MW durchgeführt. In Runde eins und zwei wurden 12 Anlagen mit einer Leistung von 10 MW und 14 Anlagen mit einer Leistung von 1 MW vergeben.
Im Mai 2018 veröffentlichte das Energie- und Bergbauministerium eine Ausschreibung für private Projekte zum Bau von 1.000 MW an Erneuerbare-Energien-Kraftwerken, 500 MW Wind und 500 MW Solar. Im Juli 2019 gingen fünf Gebote ein, die alle unter 30 USD/MWh lagen.
Eine 30-MW-Modulfabrik der Firma Green Panel Technology Jurawatt Tunisie wurde 2014 in Betrieb genommen. Das Unternehmen ist ein Joint Venture zwischen Tunisia Green Panel Tech und JVG Thoma, Deutschland.
Photovoltaik in Uganda
Im Juli 2013 hat das ugandische Kabinett die neue Rural Electrification Strategy and Plan 2013 – 2022 verabschiedet. Das übergeordnete Ziel dieses Plans ist es, die ländliche Elektrifizierungsrate innerhalb des angegebenen Zeitraums von 7 % auf 26 % zu erhöhen. Im Jahr 2014 kündigte die Elektrizitätsregulierungsbehörde (ERA) an, dass ab dem 1. Januar 2015 die Beschaffung neuer Kapazitäten aus Solartechnologie einem wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren unterliegen wird, das von der ERA in Übereinstimmung mit dem Electricity Act, 1999 Chapter 145, Laws of Uganda initiiert wird.
Im Rahmen des 2013 gestarteten Programms Global Energy Transfer for Feed-in-Tariffs (GET-FiT) wurden 2 PV-Solaranlagen mit je 10 MW gebaut. Die Finanzierung des Programms kommt von der Europäischen Union, Deutschland, Norwegen und Großbritannien. Die 10-MW-Soroti-PV-Anlage wurde im November 2016 in Betrieb genommen, gefolgt von der Tororo-Anlage im September 2017 und dem Kabulasoke-Solarkraftwerk (24 MW) im Januar 2019. Die gesamte installierte Leistung wird für Ende 2018 auf 70 MW geschätzt.
Quelle: ec.europa.eu
2 Comments
Norbert Steinkellner · 3. April 2021 at 11:38
Guten Tag, wie hoch ist der aktuelle FiT für Solar-Freiflächen-Anlagen in Kroatien ?
Schöne Grüße
Norbert Steinkellner
PCNERD Webagentur · 3. November 2022 at 17:32
Sehr guter Beitrag und wirklich interessant zu sehen, wo sich Solaranlagen am meisten lohnen.