SolarReserves 1-Milliarden-Dollar-Solarturm Crescent Dunes lief kaum — Steuerzahler verlieren über 225 Mio. USD

Crescent Dunes bei Tonopah, Nevada, sollte beweisen, dass konzentrierte Solarenergie die Lichter auch nach Einbruch der Dunkelheit brennen lassen kann: 110 MW aus mehr als 10.000 Spiegeln, die Sonnenlicht auf einen 640 Fuß hohen Turm bündeln und geschmolzenes Salz auf über 1.000 Grad erhitzen, damit die Anlage zehn Stunden lang mit gespeicherter Wärme laufen konnte. Das Energieministerium unterstützte Tonopah Solar Energy 2011 mit einer Darlehensgarantie von 737 Mio. USD, und der Versorger NV Energy unterschrieb als einziger Kunde einen 25-jährigen Stromabnahmevertrag mit Laufzeit bis 2040.

Die Anlage ging im November 2015 in den kommerziellen Betrieb. Innerhalb eines Jahres entstand ein Leck im Heißsalztank — der Komponente, die das gesamte Konzept erst funktionieren ließ — und legte sie acht Monate lang still. Im Juli 2017 kehrte sie zurück, lieferte aber nie zuverlässig: NV Energy erließ am 1. Januar 2019 eine Verzugsanzeige, und im April stellte die Anlage die Produktion ein. Im Juni leitete der Versorger die Kündigung des Stromabnahmevertrags ein, weil die Anlage „die erforderlichen Energiemengen nicht produziert“ habe. Ihr Strom wurde für etwa 139 USD pro MWh verkauft, während neue Photovoltaikanlagen in Nevada unter 30 USD abschlossen.

Da sein einziger Kunde abwanderte und auch das DOE eigene Verzugsanzeigen erließ, meldete Tonopah Solar Energy am 30. Juli 2020 in Delaware Chapter 11 an und schuldete noch 425 Mio. USD aus dem Bundesdarlehen. Ein Vergleich brachte den Steuerzahlern nur 200 Mio. USD zurück — ein Fehlbetrag von mindestens 225 Mio. USD bei einer Anlage, deren Bau rund 1 Milliarde USD kostete.

1-Milliarden-USD-Projekt; Eigentümer Tonopah Solar Energy ging bankrott und schuldete 425 Mio. USD aus dem DOE-Darlehen; ein Vergleich über 200 Mio. USD hinterließ bei den Steuerzahlern ein Defizit von mindestens 225 Mio. USD; SolarReserve brach zusammen.

SolarReserve skalierte ein unerprobtes Design direkt zur weltgrößten Anlage: Die Versagensarten eines Solarturms mit geschmolzenem Salz in Versorgungsmaßstab waren unbekannt, als das Projekt finanziert wurde.

Die gesamte Kapitalstruktur bestand aus Fremdkapital — einer Bundesdarlehensgarantie von 737 Mio. USD plus Co-Investoren — ohne eine tiefe Sponsor-Bilanz, die Reparaturkosten oder Umsatzverluste während der Ausfälle hätte auffangen können.

Der 25-jährige Festpreis-Stromabnahmevertrag zu ~139 USD/MWh ging davon aus, dass die Technologie vom ersten Tag an funktionieren würde; jeder Ausfall drückte die Anlage weiter unter Wasser, während die PV-Kosten während der Bauphase unter 30 USD/MWh fielen.

Ein Vertrag mit nur einem Kunden gab der Anlage keine zweite Chance: Als die Leistung nachließ, konnte NV Energy aussteigen — und tat es auch —, was aus einem Reparaturproblem einen Bankrott machte.

Erstmalige Technologie, eine 25-jährige Festpreisabnahme und reine Projektverschuldung lassen null Spielraum für Überraschungen bei der Inbetriebnahme; kleiner pilotieren und den Abnehmer am Technologierisiko beteiligen.

Ein Gericht in Delaware genehmigte im Dezember 2020 die Reorganisation, wobei die Cobra-Einheit des spanischen Auftragnehmers ACS die Betriebskontrolle übernahm und die Anlage schließlich für NV Energy wieder in Betrieb ging. Die Gnadenfrist hielt nicht an: Im Januar 2026 meldete Tonopah Solar Energy zum zweiten Mal Chapter 11 an, gab an, dem Kreditgeber Crescent Dunes Finance etwa 173 Mio. USD zu schulden, und plante, das Projekt selbst zu verkaufen. SolarReserve, das Start-up, das die Anlage entwickelte, ist verschwunden. Die US-Industrie für Solartürme starb damit praktisch aus, während PV plus Batterien den Markt übernahmen, für den sie gebaut worden war.