Marktgröße und Marktanteil der Solarenergie in den Vereinigten Arabischen Emiraten – Wachstumstrends und Prognose (2026–2031)

Marktübersicht

Solarenergiemarkt der Vereinigten Arabischen Emirate Markt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2021 - 2031
Prognosedatenzeitraum	2026 - 2031
Marktgröße im Basisjahr (2025)	6.91 Gigawatt
Marktvolumen (2026)	7.61 Gigawatt
Marktvolumen (2031)	12.29 Gigawatt
Wachstumsrate (2026 - 2031)	10.06 %
Marktkonzentration	Mittel
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0.

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• Naher Osten
• Naher Osten und Afrika
• Nordamerika
• Südafrika
• Südamerika

Markttrends und Einblicke

Staatliche Netto-Null-Vorgaben und Einspeisevergütungsstrukturen beschleunigen die Beschaffung

Das Bundesgesetzesdekret Nr. 11/2024, in Kraft ab Mai 2025, wandelt freiwillige Klimaverpflichtungen durch ein nationales Kohlenstoffregister und verifizierte MRV-Protokolle in bindende Verpflichtungen um, die die Schwerindustrie dazu verpflichten, erneuerbare Elektrizität zu beschaffen oder Ausgleichszertifikate zu erwerben. Die Phase-6-Ausschreibung von DEWA im Mohammed-bin-Raschid-Al-Maktum-Solarpark erzielte 2024 einen Rekordtarif von 1,6215 US-Cent pro Kilowattstunde und beseitigt damit die Kostengrundlage für die Erweiterung der Gasgrundlast. Aktualisierte NDC-Ziele verpflichten zu einer Emissionsreduzierung von 47 % bis 2035 und 19,8 GW erneuerbarer Energien bis 2030, was Versorgungsunternehmen und Unternehmen in Richtung Solar-PPAs drängt. Die D33-Industrie-freundliche Energiepolitik ermöglicht es Fabriken, Dachsysteme bis zur vollen angeschlossenen Last zu dimensionieren, vergütet mit 10,5 Fils pro Kilowattstunde und verkürzt die Amortisationszeiten auf unter vier Jahre.^[1] Diese konvergierenden Politiken senken das Investitionsrisiko, beschleunigen Beschaffungspläne und verankern Solarenergie in den Unternehmens-Dekarbonisierungsfahrplänen.

Ausschreibung von Kraftwerken im Versorgungsmaßstab nach dem IWPP-Modell treibt Gigawatt-Installationen voran

Die Pipeline von EWEC mit drei 1,5-GW-Projekten – Al Zarraf, Al Khazna und Al Ajban – sieht im Rahmen der IWPP-Struktur eine Minderheitsbeteiligung an siegreiche Konsortien vor, während Abu Dhabi die Mehrheitsbeteiligung behält, was die Finanzierung absichert und Gebote unter 2 US-Cent pro Kilowattstunde drückt. EWEC plant zwischen 2027 und 2037 jährlich 1,4 GW Solar-Zubau, sodass erneuerbare Energien mehr als die Hälfte des Elektrizitätsbedarfs von Abu Dhabi decken können. Dubai spiegelt diesen Maßstab durch eine 1,8-GW-sechste Phase in seinem Leitpark wider, der 540.000 Haushalte versorgen und jährlich 2,36 Millionen Tonnen CO₂ einsparen wird. Größe und Rhythmus dieser Ausschreibungen standardisieren EPC-Prozesse, setzen die Pipeline jedoch potenziellen Verzögerungen bei der Grundstücksübergabe oder der Netzanbindung aus, die sich auf Kapazitätsprognosen auswirken können.

Sinkende Modul- und Speicherkosten senken die Tarifuntergrenzen

Die globalen LCOE von netzgekoppelten PV-Anlagen sanken 2023 um 12 % im Jahresvergleich, da chinesische Fabriken den Modulmarkt mit Überangebot versorgten, während die Batteriespeicherkosten zwischen 2010 und 2023 um 89 % fielen.^[2] Masdars Plan über 6 Milliarden USD, im Januar 2025 vorgestellt, koppelt 5 GW Photovoltaik mit mehr als 19 GWh Batterien, um 1 GW gesicherte Kapazität für Abendspitzen bereitzustellen. EWEC fügt bis 2026 400 MW einstündige Speicherkapazität hinzu und verbessert damit die Frequenzregelung und Spannungsstützung. Die beschleunigte Kostensenkung signalisiert, dass bis 2027 Solar plus vierstündige Speicherung unter 3 US-Cent pro Kilowattstunde anbieten könnte, womit die kurzfristigen Grenzkosten von Gasspitzenkraftwerken unterboten und die Einsatzstapel neu gestaltet werden.

Hybride Solar-Wasserstoff-Pilotprojekte positionieren die VAE als Exporteur von grünem Brennstoff

Der Pilot-Elektrolyseur von DEWA hat seit 2021 90 Tonnen Wasserstoff produziert und damit die Kopplung intermittierend betriebener Elektrolyse mit dem Netz validiert. Masdar verknüpfte 2024 ein 1-GW-Solarprojekt mit Emirates Steel Arkan, um die Stahlproduktion zu dekarbonisieren. Eine Partnerschaft von TotalEnergies und Masdar zielt darauf ab, nachhaltigem Flugtreibstoff an den Dubai International Airport zu liefern, was die nachgelagerte Nachfrage nach grünen Molekülen signalisiert. Die nationale Strategie strebt 1 Million Tonnen Wasserstoff bis 2030 an, was 10 GW zusätzliche PV-Nachfrage impliziert, die weitgehend exportorientiert ist. Die Umsetzung hängt von Elektrolyseur-Importen, Abnahmeverträgen und Hafeninfrastruktur ab, bildet jedoch die Grundlage für einen dauerhaften Bedarf an Solar-Kapazitätserweiterungen.

Netzintegrations-Engpässe in abgelegenen Lastzentren der Wüste beschränken den Abruf

Kraftwerke im Versorgungsmaßstab in abgelegenen Wüstengebieten überholen den Übertragungsausbau, was zu einer Mittagsstunden-Abregelung führt, die die Einnahmen schmälert. Die TRANSCO-Ausbauprojekte laufen bis 2027 und werden Hochspannungsleitungen und STATCOMs zur Stabilisierung von Spannungsschwankungen hinzufügen. Das 400-MW-Batterieprogramm von EWEC, das 2026 fällig wird, bewältigt Tagesbilanzprobleme, aber die Abendspitzenlast stützt sich nach wie vor hauptsächlich auf Gasturbinen.^[3] Das Fehlen eines Großhandelsmarkts verhindert zeitabhängige Preissignale, die eine flexible Nachfrage anreizen könnten. Netzunabhängige Mikronetze an Industriestandorten bieten einen Ausweg und verdeutlichen, warum das netzunabhängige Segment voraussichtlich eine CAGR von 18,8 % verzeichnen wird, obwohl deren absoluter Beitrag bescheiden bleibt.

Wettbewerb um Landpachten mit Immobilien-Megaprojekten eskaliert in Küstenzonen

Vier neue EWEC-Standorte mit insgesamt 75 km² wurden im Dezember 2024 nach langwierigen Verhandlungen mit Tourismus-, Verkehrs- und Verteidigungsbehörden genehmigt, was die konkurrierenden Landprioritäten unterstreicht. Dubai konzentriert Projekte im Wüstenschutzgebiet Seih Al Dahal, weil Küstenland Immobilienpreisaufschläge erzielt. Umweltverträglichkeitsprüfungen verlängern die Zeitpläne in der Nähe geschützter Lebensräume um Monate. Schwimmende Photovoltaik wird als Option betrachtet, doch wurde im Inland noch kein Projekt in kommerziellem Maßstab genehmigt, obwohl Masdar 2024 ein MOU über 5 GW schwimmende Photovoltaik in Ägypten unterzeichnet hat.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Photovoltaik hielt 2025 einen Anteil von 88,12 % der installierten Kapazität und wird bis 2031 mit einer CAGR von 10,33 % prognostiziert, da bifaziale Module zum Standard in IWPP-Ausschreibungen werden und den Energieertrag im Vergleich zu monofazialen Modulen um bis zu 20 % steigern. Die Größe des VAE-Solarenergiemarkts für Photovoltaik wird voraussichtlich bis 2031 über 10,8 GW betragen und damit ihre Vorrangstellung bei der Erfüllung der bundesstaatlichen Quoten für saubere Energie festigen. Die 2-GW-Anlage Al Dhafra validierte den bifazialen Einsatz mit einem Leistungsverhältnis von über 85 % und förderte die TOPCon-Einführung, die den System-LCOE durch höhere Effizienz senkt. Der VAE-Solarenergiemarkt profitiert von GSO IEC 61215-Normen, die die Ausfallraten bei extremer Hitze und Feuchtigkeit reduzieren. Solarthermische Kraftwerke verbleiben unterhalb von 11,88 % der Kapazität, da Kühlwasser knapp und die Investitionskosten hoch sind. Noor Energy 1 beweist, dass Solarthermische Kraftwerke durch 15-stündige Flüssigsalzspeicherung Energie nach Sonnenuntergang liefern können, doch nach 2024 sind keine neuen CSP-Ausschreibungen aufgetaucht, was die Investorenpräferenz für Photovoltaik plus Batterien signalisiert.

Der längere Bauzyklus und die höheren Verschuldungsquoten von Solarthermischen Kraftwerken erschweren die Finanzierung in einem Tarifumfeld, in dem Photovoltaik-Gebote weiter fallen. Wassernutzungsbeschränkungen werden unter nationalen Erhaltungsrichtlinien weiter verschärft und drängen Entwickler zur Trockenkühlung, was die thermische Effizienz beeinträchtigt. Die Komprimierung der Speicherkosten stärkt die wirtschaftliche Argumentation für Photovoltaik-Hybride, verdrängt Solarthermische Kraftwerke aus künftigen Beschaffungsplänen und konsolidiert den VAE-Solarenergiemarkt um kristalline Siliziumtechnologien.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach Berichterwerb verfügbar

Netzgekoppelte Systeme erfassten 2025 99,06 % der Kapazität, was die umfassende Übertragungsabdeckung in städtischen Korridoren widerspiegelt. Die Größe des VAE-Solarenergiemarkts für netzgekoppelte Anlagen wird bis 2031 voraussichtlich 12,15 GW übersteigen, verankert durch IWPP-Megaprojekte, die direkt in TRANSCO- und DEWA-Netze einspeisen. Netzunabhängige Mikronetze steigen jedoch mit einer CAGR von 18,02 %, angetrieben durch Industriestandorte, Inselgemeinschaften und Verteidigungsaußenposten, die langen Netzanschlusswartezeiten gegenüberstehen. Das Servicestationsprogramm von ADNOC Distribution zeigt Wirtschaftlichkeit bei der Dieselverdrängung, wobei Dubais Stationen bis Ende 2024 6.300 MWh erzeugt und 2.900 Tonnen CO₂ eingespart haben.

Ignite Energy Access wählte im März 2025 Abu Dhabi als globalen Hauptsitz und signalisierte damit politische Unterstützung für den Export netzunabhängiger Lösungen nach Afrika und Südasien. Das inländische Wachstum bleibt eine Nische, da Netztarife niedrig und der Zugang weit verbreitet sind. Dennoch bieten Mikronetze eine Absicherung gegen Abregelungsrisiken und reduzieren den Dieselverbrauch dort, wo Anschlusskosten prohibitiv sind, was den Wertvorschlag im breiteren VAE-Solarenergiemarkt bereichert.

Kraftwerke im Versorgungsmaßstab machten 74,62 % der Kapazität von 2025 aus, untermauert durch IWPPs in der 2-GW-Klasse. Der VAE-Solarenergiemarktanteil für den Versorgungsmaßstab wird voraussichtlich durch 2031 über 70 % bleiben, trotz schnelleren prozentualen Wachstums bei Dachanlagen, dank der schieren Größe neuer Parks in Abu Dhabi und Dubai. Die Wohngebäude-Einführung soll mit einer CAGR von 15,05 % expandieren, angehoben durch Shams Dubais Nettoeinspeisung, die 10 % der Anschlussgebühren erlässt und zinsfreie Finanzierung bietet. Das Wachstum ist jedoch auf Villenbesitzer beschränkt, da Wohnungseigentumsregeln Mieter in Apartmenthäusern daran hindern, gemeinsame Dächer zu nutzen.

Gewerbliche und industrielle Dachanlagen erhalten starken Rückenwind durch die D33-Politik, die Anschlussgebühren um 25 % senkt und Export mit 10,5 Fils pro Kilowattstunde erlaubt. TotalEnergies lieferte eine 7-MWp-Anlage für DHL, die jährlich 10 GWh erzeugt und sich in unter vier Jahren amortisiert. Das HSBC-gestützte Programm von CleanMax zeigt, dass Banker ein geringes Ausfallrisiko bei Gewerbe- und Industrie-PPAs sehen, was regressionsfreie Strukturen freigeschaltet, die die Einführung beschleunigen. Lastfaktoren von Dachanlagen, Verschattung und bauliche Einschränkungen bleiben physische Beschränkungen, doch ist die Gewerbe- und Industrie-Nachfrage nun ein definiertes, bankfähiges Segment im VAE-Solarenergiemarkt.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach Berichterwerb verfügbar

Geografische Analyse

Abu Dhabi führte die installierte Kapazität im Jahr 2025 auf der Grundlage der 2-GW-Anlage Al Dhafra von EWEC und drei 1,5-GW-Projekten in der Pipeline an. Das Emirat strebt bis 2031 eine kumulierte Solarkapazität von über 7,65 GW an und ergänzt diesen Ausbau mit 400 MW Batteriespeicher zur Glättung der Intermittenz. EWECs IWPP-Formel zieht Konsortien an, die staatlich gestütztes Kapital mit ausländischer Technologie kombinieren, hält Tarife unter 1,7 US-Cent pro Kilowattstunde und festigt Abu Dhabis Kostenführerschaft im VAE-Solarenergiemarkt. Masdars Hybridprogramm über 6 Milliarden USD, angekündigt im Jahr 2025, unterstreicht die Rolle des Emirats als Zentrum für disponierbaren erneuerbaren Strom und rahmt seinen Plan ein, 700.000 Haushalte rund um die Uhr mit sauberem Strom zu versorgen.

Dubai folgt mit dem Mohammed-bin-Raschid-Al-Maktum-Solarpark, der bis 2031 eine Kapazität von 5,25 GW anstrebt, einschließlich einer 1,8-GW-sechsten Phase, die 2027 fertiggestellt werden soll. Das Shams-Dubai-Nettoeinspeisungsprogramm registrierte bis Ende 2023 200 MW an Dachanlagen, und die D33-Politik macht Gewerbe- und Industrie-Solar für Hersteller und Rechenzentren kosteneffektiv. Das 39-MW-Dachprojekt des Dubai Airports demonstriert die Gewerbe- und Industrie-Skalierung und wird 6,5 % des Bedarfs des Hauptflughafens decken, während es jährlich 23.000 Tonnen CO₂ einspart.

Schardscha und die Nördlichen Emirate tragen kleinere Volumina bei, zeigen aber Diversifizierung. Emerge lieferte das 60-MW-Kraftwerk Sajaa in Schardscha, das erste Solarenergie-Kraftwerk im Versorgungsmaßstab in diesem Emirat. Die dezentrale Erzeugung für Regierungsgebäude und kleine und mittlere Unternehmen expandiert, doch fragmentierte Genehmigungsverfahren verlangsamen den Dachausbau im Vergleich zu Abu Dhabi und Dubai. Bundesstaatliche Dekarbonisierungsauflagen sollen die Regeln harmonisieren, was die Beteiligung der Nördlichen Emirate am VAE-Solarenergiemarkt über den Prognosezeitraum steigern sollte.

Regulatorisches Umfeld

Der Solarmarkt der VAE unterliegt einem dualen Rahmenwerk, das föderale Klima- und Compliance-Anforderungen mit emiratsspezifischen Versorgungsvorschriften und Genehmigungsverfahren verbindet. Das Bundesdekret Nr. 11/2024 zur Verringerung der Auswirkungen des Klimawandels, das am 30. Mai 2025 in Kraft trat, formalisiert die Klimasteuerung durch ein nationales Kohlenstoffregister und MRV-Anforderungen, wobei die Compliance-Pflichten bis zum 30. Mai 2026 für öffentliche und private Einrichtungen gelten. Diese Struktur verstärkt die unternehmerische Nachfrage nach Beschaffung erneuerbarer Elektrizität und dokumentierten Emissionsreduktionen.

Auf technischer Seite müssen dezentrale und Versorgungsunternehmen-Solarprojekte verbindliche Ausrüstungs- und Sicherheitsanforderungen erfüllen, die an IEC-Normen (einschließlich IEC 61215 und IEC 61730) ausgerichtet sind, während lokale Versorgungsunternehmen ihre eigenen Verfahren für Netzanschluss und Genehmigung anwenden. In Dubai verwaltet DEWA Shams Dubai durch detaillierte technische Standards und ein Zulassungsregime für Ausrüstung, das sich typischerweise auf Drittprüfungen durch ILAC-akkreditierte Labore gemäß ISO/IEC 17025 stützt, was einen klaren, aber dokumentationsintensiven Weg für die konforme Bereitstellung von Dach-PV-Anlagen schafft.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Großmaßstäbliche Solar-plus-Speicher-Projekte verlagern sich von einer pilotmaßstäblichen Integration zu einem klarer definierten Beschaffungs- und Finanzierbarkeitsweg, was Raum für BESS-Lieferungen, Integrationstechnik und langfristige Finanzierungsstrukturen schafft. Ein kurzfristiger Nachweis ist, dass Masdar im Juli 2026 den Finanzierungsabschluss für ein Projekt im Wert von 6,1 Milliarden USD erreicht, das rund um die Uhr läuft und 5,2 GW Solar-PV mit 19 GWh Batteriespeicher in Abu Dhabi kombiniert, zusammen mit bedeutenden Aufträgen zur Systemlieferung für Speicherausrüstung. Dies erweitert den adressierbaren Markt über die tägliche PV-Erzeugung hinaus auf gesicherte Kapazität und Netzdienstleistungen.

Die Beschaffungsvolumina der Versorgungsunternehmen unterstützen zudem die kurzfristige Nachfrage in den Bereichen EPC, Betrieb und Wartung, Modul- und Wechselrichterlieferung sowie Netzanschlussarbeiten, da Dubai und Abu Dhabi ihre Ausschreibungspipelines erweitern. DEWA hat im November 2025 eine Ausschreibung für die 7. Phase des Mohammed bin Rashid Al Maktoum Solar Park veröffentlicht, die 2.000 MW PV plus 1.400 MW Batteriespeicher umfasst, was auf eine fortschreitende Skalierung hybrider Konfigurationen hindeutet. Gleichzeitig unterstützen emiratsspezifische Dachprogramme und unternehmerische PPAs eine parallele Chancenlandschaft im Bereich C&I-Solar, Energiemanagement und konformitätsgerechte Berichterstattung im Einklang mit dem föderalen MRV-Rahmenwerk.