AHK-Zielmarktanalyse: „Biogas & Biomasse Kenia“

ZIELMARKTANALYSE

BIOGAS & BIOMASSE KENIA Mit Profilen der Marktakteure www.export-erneuerbare.de

www.exportinitiative.bmwi.de (A)

http://www.export-erneuerbare.de/

Impressum

Herausgeber AHK Kenia, Riverside Drive, Mews Building P.O. Box 19016, 00100 Nairobi/ Kenya Stand 15.05.2014 Druck Mai 2014 Gestaltung und Produktion AHK Kenia Redaktion Dr. Georgia Badelt

1

Inhalt

Zusammenfassung 3

1. Überblick über den Energiesektor 9

1.1 Allgemeine Landesinformationen 9

1.2 Energiemix 10

1.3 Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage 10

1.4 Die Rolle erneuerbarer Energien und von „Waste-to-Energy“ 11

1.5. Relevante Akteurslandschaft 13

1.5.1. Akteure im Energie-/ Stromsektor 13

1.5.2. Weitere Akteure 15

2. Regulativer Rahmen für Energie aus Biogas/ Biomasse 17

2.1 Stromtarife 17

2.2. Einspeisetarife (Feed-in-Tariffs, FIT) 19

2.3 Stromabnahmevertrag (PPA) 20

2.4 Energie-Richtlinien 21

2.5 Überarbeitung des regulatorischen Rahmens 21

3. Bioenergie-Potential in ausgewählten Sub-Sektoren 23

3.1 Sisalfarmen 25

3.2. Blumenfarmen 28

3.3. Gemüse- und Obstfarmen und -industrie 32

3.4. Kaffeefarmen und – industrie 36

3.5. Viehzucht und Fleischproduktion 40

3.6. Kommunale Abfälle 45

2

4. Installierte Systeme und Projekte in der Durchführung 48

4.1. Kleine Biogas-Projekte 48

4.2. Kommerzielle Bioenergie-Projekte 49

4.2.1 Kilifi 49

4.2.2. Simbi Roses 50

4.2.3 PJ Dave Flowers 51

4.2.4. Teita 51

4.2.5. Delmonte 52

4.2.6. Olivado 53

4.2.7. Vegpro 54

4.2.8. Finlays 55

4.2.9. Biomasse-Kraftwerk Baringo 55

5. Engagement und Positionierung der deutschen Unternehmen 57

6. Profile der Marktakteure 63

7. Bibliographie und Quellen 69

3

Zusammenfassung

Angesichts der großen Bedeutung des landwirtschaftlichen Sektors für die kenianische Volkswirtschaft (24% des BIP;

65% der Exporterlöse etc.) und des Wachstums der Städte fallen ungeheure Mengen organischer Abfälle an

(landwirtschaftliche Abfälle, Siedlungsabfälle), die energetisch genutzt werden können.

Sub-Sektor Potenzial

Sisalfarmen 96% der Agaveblätter sind Abfall (60% Nassabfall, 36% Festabfälle/ Pulpe) 95% der Sisalfaser-Produktion erfolgt durch 10 führende Sisalfirmen mit Groß-

Plantagen Bei einer Produktion von jährlich knapp 28.000 MT fallen und entsprechende rd.

700.000 Tonnen Festabfällen können über anaerobe Fermentation ca. 90 GWh Strom erzeugt werden.

Bei einer Vollauslastung (d.h. 8000 h) bedeutet das eine Leistung von fast 12 MW Fallstudie Alphega: 80% des Strombedarfs kann durch Strom aus Biogas (allein

auf Basis der Pulpe) gedeckt werden Vorteilhaft für Wirtschaftlichkeit: Sisalfarmen arbeiten oft 350 Tage/ Jahr;

Sisalverarbeitende Maschinen (Dekortikator im wesentlichen) sind ca. 10 h/Tag kontinuierlich im Betrieb

Eine Biogasanlage (Sisalfarm Kilifi) mit einer Leistung von 150 kW ist seit gut 5 Jahren im Betrieb, wird aber nur zu 60% ausgelastet.

Blumenfarmen

Industrie ist einer der wichtigster Devisenbringer: Export von knapp 125.000 Tonnen Blumen/ Jahr (2013)

Relativ stabiles Wachstum von ca. 1% Jahr (dies auch Prognose für die nächsten 5 Jahre)

Ca. 150 größere registrierte Blumenfarmen; 50% davon in internationalen Händen; Blumenfarmen bilden regionale Cluster (z.B. Naivasha, Nakuru, Isinya, Thika etc.)

Durch anaerobe Vergärung der Blumenfestabfälle lassen sich landesweit lediglich 8 GWh Strom erzeugen; bei 8000 Vollaststunden bedeutet dies ein Kapazität von 1 MW

Eine Gesamtbetrachtung wie auch Untersuchung einzelner Fälle zeigt: Nur 10% des Strombedarfes kann mit Strom aus Blumenabfällen (AD) gedeckt werden; in anderen Fällen wurde aber eine mögliche Fraktion von 50% berechnet

2 Pilotprojekte (60 kW und 100 kW) sind im Betrieb

Gemüse- und Obstfarmen Produktion 2012: 6,1 Mio. Tonnen Gemüse, 5,3 Mio. Tonnen Obst Hohe Wachstumsraten: Grüner Mais, Bohnen; Mango (vervierfacht !! zwischen

2011-2012) Mit 65.000 Tonnen Obst wird doppelt so viel verarbeitet als beim Gemüse (ca

30.000 Tonnen) Trend zur Konzentration besonders bei Gemüsefarmen: Anteil von Kleinfarmer

nur 30%; führende Farmen sind: Vegpro, AAA Growers, East Africa Growers, KHE Bei ausgewählten Gemüsefarmen: 16-17% Abfall --; kann nur geringen Anteil des

Strombedarfs decken Herausforderung auch: Abfälle fallen teils bei Farmen, teils beim zentralen

Packhaus an Allerdings: Nutzung der Abfälle aus dem Maisanbau scheint sich zu lohnen –

Vegpro-Projekt Auch bei Biogas aus Mangoproduktion und –verarbeitung: mit 7% relativ geringer

Anteil des Abfalls (Mangoschalen) an Frucht

Kaffeeindustrie Produktion: 48.000 Tonnen (2013) Struktur: zumeist Kleinfarmer, organisiert in Kooperative; nur 9 integrierte

4

Kaffeeunternehmen, die auch Kaffee mahlen Ausgewählte Kaffeefarmen: zwar hoher Abfallanteil an frischen Kaffeekirschen

(Pulpa: 50%), aber Strombedarf der meisten Farmen, die nur den ersten Verarbeitungsprozess machen (Pulping), nicht hoch

Wirtschaftlichkeit von Biogas-Anlagen durch starke Saisonalität eingeschränkt (max. 7 Monate Verarbeitung)

Fleischproduktion Nur Bruchteile des Viehs wird in den offiziellen Schlachthöfen und –häusern geschlachtet (ca. 28% des Rindfleisches); viele Schlachthöfe sind nur 50-70% ausgelastet

Biogasanlage zur Stromerzeugung im größten Schlachthaus KMC lohnt sich wirtschaftlich nicht , da Verkauf von Fleisch- und Knochenmehl als Tierfutter viel attraktiver ist; hingegen Biogasanlage zur Dampferzeugung sehr interessant: Amortisationszeit von 1,1 Jahren

Die meisten Schlachthäuser haben nur relativ geringen Strombedarf, z.B. 15 kW bei 100 Rindern + 200-300 Ziegen/ Tag –in einigen Fällen haben Berechnungen ergeben, dass mit Biogas aus Schlachtabfällen mehr Strom erzeugt werden könnte, als gebraucht wird.

Kommunales Abfallwesen

(Nairobi)

2.500 Tonnen gesammelter Abfälle/ Tag; Sammlungsrate 33% Rd. 50% der Abfälle sind organisch Sammlung: Ca. 120 lizensierte private Abfallunternehmen, NGOs, städtisches

Umweltamt Stromerzeugungspotenzial: 31 MW Biomasse-Kraftwerk ist aktuell geplant von einer deutschen Firma (70-75 MW) :

Zum kontinuierlichen Betrieb und zur Vollauslastung sind 37% aller gesammelten Abfälle Nairobis nötig

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014)

Abb. 1: Theoretisches Stromerzeugungs-Potenzial (mit AD)

Das tatsächliche, für deutsche Unternehmen

relevante Potenzial weicht in einigen Sub-

Sektoren erheblich vom theoretischen Potenzial

ab, das auf Basis der jeweiligen Produktion

landesweit kalkuliert wurde. Dies ist besonders

beim Gemüse der Fall: Denn das Gemüse, das

besonders auf großen Farmen angebaut und

verarbeitet wird, sind u.a. Erbsen und Bohnen,

die in Bezug auf die Gesamtgemüseproduktion

nur einen sehr kleinen Anteil haben, nämlich

4,4% bzw. 1,4%. Die Hälfte der Gemüse-

produktion sind Kartoffeln, die weniger von den

großen Farmen angebaut werden. Zudem ist der


Anteil der organischen Trockenmasse von Gemüsesorte zu Gemüsesorte sehr unterschiedlich und man kann kaum mit

einem Wert, der die Situation einer Farm wiedergibt, das Biogaspotenzial des gesamten Sub-Sektors berechnen.

Primär wird die Stromerzeugung mit Biogas und Biomasse als ein Weg gesehen, um den Bezug von Strom aus dem Netz

zum Teil zu substituieren, der zum einen relativ teuer ist (17 KES für kommerzielle Kunden, die mehr als 15.000 kWh

verbrauchen und den Strom aus dem 415V-Netz ziehen; 19,96 KES für kommerzielle Kunden auf 11 kV Ebene) und zum

anderen hohe Spannungsschwankungen aufweist. Aufgrund häufiger Stromausfälle betreiben die meisten gewerblichen

Verbraucher Dieselgeneratoren, mit denen sich Strom zu erzeugen lässt. Mit Biogas-Anlagen, die regelmäßig Strom

produzieren können – ganz im Vergleich zu Solar PV und Wind – lassen sich besonders diese Kosten natürlich

reduzieren.

31,8

17,9

11,6

11,4

5,4

1

0 10 20 30 40

MSW (NBO)

Gemüse

Sisal

Fleischproduktion

Kaffee

Blumen

5

Über den Eigenverbrauch hinaus lohnt sich laut der meisten Experten die Stromerzeugung mit Biogas und Biomasse

allerdings kaum, da der Einspeisetarif von 10 USCent in das Netz als unzureichend bewertet wird. Dessen ungeachtet

sind aber einige größere Projekte gegenwärtig in der Entwicklung und teils bereits im Bau (2-5 MW), die weit über den

Eigenverbrauch Strom erzeugen werden. Geplant ist die Einspeisung in das Netz; erwogen wird aber auch die direkte

Lieferung eines Teils des Stroms zu benachbarten Energieverbrauchern. Hier wird mit der

Energieregulierungskommission der Stromtarif ausgehandelt, wobei dieser wahrscheinlich dem Stromtarif von KPLC

entsprechen wird, was für den Erzeuger mit Abstand attraktiver ist als der Einspeisetarif. Das Pilotprojekt hat große

Bedeutung: Denn wird tatsächlich direkt an Nachbarn zu einem attraktiven Tarif geliefert werden können, dann ist das

Modell besonders für die Sektoren Kaffee und Schlachthäuser relevant, wo tendenziell mit dem Abfall mehr Strom

erzeugt werden kann, als benötigt wird.

In einigen Sektoren erschwert die Saisonalität der Ernten die Wirtschaftlichkeit von Biogasanlagen: Dies ist bei Kaffee

und bei Obst wie Mango der Fall. Hier muss jeweils nach Möglichkeiten gesucht werden, den Abfall aus der

Kaffeeverarbeitung und der Fleischproduktion mit anderem Abfall zu mischen, um eine ganzjährige Auslastung der

Anlagen sicherzustellen.

Verhältnis pot.

Stromerzeugung aus

Methangas1/ Strombedarf

Saisonalität Größe einer einzelnen

Anlage

Kritische Anzahl

pot. Kunden

Sisal 1 + + +/- Blumen 1 + +/- ++ Kaffee 1 - - - Gemüse 1

(ohne Mais)

+ +/- +

Obst (Mango) 1 - +/- - Fleisch 1 + - - Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014)

Für deutsche Anbieter ist Kenia kein neuer Markt: Agrikomp und AKUT sind seit vielen Jahren bereits im Markt

tätig. Die Tatsache, dass es deutsche Unternehmen waren, die die ersten kommerziellen Biogasanlage u.a. in Kilifi

installiert haben, macht sie zu „Pionieren“ und verschafft deutschen Anbietern eigentlich einen Vorsprung, der nicht

verspielt werden sollte.

Die Markteintritts- und –bearbeitungsstrategie sollte jeweils unter Berücksichtigung der lokalen

Herausforderungen in den einzelnen Marktsegmenten entwickelt werden: Die Projekte, die bereits abgeschlossen wurden

oder noch in der Planung/Umsetzung sind zeigen, dass deutsche Unternehmen im Prinzip nur Chancen haben, wenn sie

bereit sind, ihre Lösungen an den Markt anzupassen, teils zu lokalisieren und auch zu vereinfachen.

Zudem können deutsche Unternehmen natürlich erfolgreich sein, wenn sie bereit sind, einen zusätzlichen Mehrwert zu

bieten. Dies kann beispielsweise in Form von Aus- und Fortbildung von lokalen Akteuren und durch Unterstützung der

Kunden bei der Finanzierung der Anlage (Geberfinanzierung, Kreditlinien, Equity-Fonds, deutsche

Exportkreditfinanzierung, ESCO-Ansatz etc.) erfolgen. Solche Projekte, die über das eigentliche Kerngeschäft des

deutschen Unternehmens hinausgehen, können in Kooperation mit deutschen Institutionen der

Entwicklungszusammenarbeit durchgeführt werden (GIZ, DEG and Sequa), z.B. im Rahmen von develoPPP.de.

1 Methangasertrag hängt ab von: Anteil Frischmasse an Produkt, Anteil Trockenmasse an Frischmasse; Anteil

Organik; Methangehalt im Biogas

6

Abkürzungsverzeichnis

AD Anaerobic digestion

BIP Bruttoinlandsprodukt

BMWI Bundesministerium für Wirtschaft

BMBF Bundesministerium für Bildung und Forschung

CBO Community-Based Organization

DBFZ Deutsches Biomasse Forschungs-Zentrum

DEG Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft mbH

EE Eneuerbare Energien

ERC Energy Regulatory Commission

ESCO Energy service Company

FIT Feed-in-Tarif/ Einspeisetarif

EU Europäische Union

FM Frischmasse

FPEAK Fresh Produce Exporters Association Kenya

GIZ Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit

IRR Internal Rate of Return

JICA Japanese International Cooperation Agency

KAM Kenya Association of Manufacturers

KFC Kenya Flower Council

KMC Kenya Meat Commission

KPLC Kenya Power Lighting Company

MW MegaWatt

MT Metric Ton

NGO Non-Gouvernmental Organization

PPA Power Purchase Agreement

PV Photovoltaik

REA Rural Electrification Agency

TS Trockensubstanz

oTS Organische Trockensubstanz

UNEP United Nations Environmental Programme

WB Weltbank

ZIM Zentrales Innovationsprogramm Mittelstand

Währung

Kenya Shilling Exchange Rates Mai 2014

1 Kshs = 1,16 US$Cent

1 Kshs = 0,85 €Cent

7

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Wesentliche Wirtschaftssektoren Kenias

Tabelle 2: Strom-Mix

Tabelle 3: Stromgestehungskosten (pro Technologie)

Tabelle 4: Ausbau der Kapazitäten

Tabelle 5: Stromtarife

Tabelle 6: Auswirkungen der jüngsten Tarifanpassung auf die Endtarife

Tabelle 7: Einspeisetarife

Tabelle 8: Antragsprozess zur Einspeisung

Tabelle 9: Methangas-Ertrag durch anaerobe Fermentierung ausgewählter Festabfälle

Tabelle 10: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Sisalsektor

Tabelle 11: Fallstudie Alphega: Potenzial Biogas und Stromproduktion

Tabelle 12: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Blumensektor

Tabelle 13: Schätzung des Stromverbrauchs im kenianischen Blumensektor

Tabelle 14: Fallstudie Shalimar/ East Africa Growers: Potenzial Biogas und Stromproduktion

Tabelle 15: Gemüse-Produktion in Kenia, nach Gemüsearten (in `000 MT)

Tabelle 16: Obst-Produktion in Kenia, nach Obstarten

Tabelle 17: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Gemüsesektor

Tabelle 18: Fallstudie AAA Growers (gesamt): Potenzial Biogas und Stromproduktion

Tabelle 19: Fallstudie Organic Growers & Packers: Potenzial Biogas und Stromproduktion

Tabelle 20: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Kaffeesektor

Tabelle 21: Fallstudie Hill Farm: Potenzial Biogas und Stromproduktion

Tabelle 22: Viehbestand, 2012

Tabelle 23: Tierprodukte, 2012

Tabelle 24: Schlachthöfe („abattoir“)

Tabelle 25: Potenzial Biogas und Stromproduktion in der Fleischproduktion

Tabelle 26: Kenya Meat Commission: Potenzial Biogas

Tabelle 27: Zusammensetzung der städtischen Abfälle in Nairobi (in %)

Tabelle 28: Methangaspotenzial MSW/ Nairobi

Tabelle 29: Biogasanlage Schlachthaus Dagoretti

Tabelle 30: Fallbeispiel Sisalfarm TEITA

Tabelle 31: Biogasanlage bei Del-Monte

Tabelle 32: Fallbeispiel OLIVADO

Tabelle 33: Deutsche Unternehmen und ihr Engagement in Kenia

Tabelle 34: Quellen zur Finanzierung von Bioenergieprojekten

Tabelle 35: Empfohlene Vorgehensweise (Exportkredit-Finanzierung)

Tabelle 36: Deutsche Deckungspolitik für Kenia

8

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Theoretisches Stromerzeugungs-Potenzial (mit AD)

Abbildung 2: Primärenergieverbrauch

Abbildung 3: Installierte Stromerzeugungskapazitäten, 2013

Abbildung 4: Akteurslandschaft

Abbildung 5: Entwicklung des BIP im landwirtschaftlichen Sektor

Abbildung 6: Entwicklung der Sisalfaser-Produktion

Abbildung 7: Sisalfaser-Produktion führender Sisalfarmen, 2013

Abbildung 8: Produktionsanteile der führenden Sisalfarmen

Abbildung 9: Kenias Blumenexporte

Abbildung 10: Kenias Blumenindustrie

Abbildung 11: Stromlast einer Blumenfarm

Abbildung 12: Anteile der Sub-Sektoren an der wertmässigen Hortikultur-Produktion

Abbildung 13: Gemüse – und Obstproduktion

Abbildung 14: Export Gemüse und Obstproduktion

Abbildung 15: Entwicklung der städischen Bevölkerung, Kenia

9

1. Überblick über den Energiesektor

1.1 Allgemeine Landesinformationen

Die Republik Kenia liegt in Ostafrika, an der Küste des Indischen Ozeans. Mit einer Gesamtfläche von 582,646 km2 liegt

Kenia am Äquator und befindet sich zwischen dem 34° E und 42° E Längengrad und dem 5,5° N und 5° S Breitengrad.

Die Nachbarstaaten Kenias sind Somalia im Osten, Äthiopien

im Norden, Süd Sudan im Nordwesten, Uganda im Westen und

Tansania im Süden.

Die Hauptstadt Nairobi ist das politische und wirtschaftliche

Zentrum und fungiert als Drehkreuz für

Finanzdienstleistungen, internationale Unternehmen und

Geberorganisationen, die in Ostafrika ansässig sind.

Die Gesamteinwohnerzahl umfasst über 41 Millionen, wobei

32,7% der Bevölkerung in urbanen und 67,3% in ländlichen

Gebieten zu finden sind. Mit einem BIP von 41,18 Milliarden

USD im Jahr 2012 (dies entspricht einem Wachstum von 4,6%

im Jahr 2012) und einem erwarteten Wachstum von 6,2% im

Jahr 2014 ist Kenia die stärkste Volkswirtschaft Ostafrikas. Das

BNE pro Kopf betrug im Jahr 2011 820 USD. Dazu trugen u.a.

eine stabile makroökonomische Umgebung, ein Anstieg der

Inlandsnachfrage, ein maßvoller Kreditanstieg und ein liberaler

Markt mit wenig Einfluss seitens der Regierung bei. Den

größten Wirtschaftsbeitrag leisten die Sektoren Landwirtschaft,

Tourismus, Industrie und Produktion.

Tabelle 1: Die am stärksten zum

Wachstum Kenias beitragenden

Sektoren

Die Land- und Forstwirtschaft ist mit 24%

Anteil am kenianischen Bruttoinlandsprodukt

der wichtigste Sektor für das Land,

wenngleich der Anteil seit 2007 um 3

Prozentpunkte gesunken ist. Bemerkenswert

ist, dass die Landwirtschaft über die

weiterverarbeitende Industrie und

Dienstleitungen wie Transportwesen letztlich

weitere 27% zum BIP beiträgt. Die Bedeutung des Sektors zeigt sich auch darin, dass er mit 65% zu den Exporterlösen

beiträgt.

Quelle: GTAI/ Peter Schmitz, Wirtschaftsdaten kompakt 2013

Hauptsektoren Beitrag zum

BIP 2011 (%)

Wachstum 2012

(%)

Land- und

Forstwirtschaft

24 3,8

Groß- und Einzelhandel 10 6,4

Transport und

Kommunikation

10,6 4,0

Produzierendes Gewerbe 9,4 3,1

Finanzdienstleitungen 6,4 6,5

Baugewerbe 4,1 4,8

10

1.2 Energiemix

Die gesamte Energieversorgung basiert hauptsächlich auf der Nutzung von Biomasse, die einen Anteil von 68% am

Primärenergieverbrauch ausmacht.

Die aktuelle Stromerzeugungskapazität beläuft sich auf 1.664 MW (September 2013). Die mit Wasserkraft erzeugte

Energie hat hieran einen Anteil von 46%. Thermische Kraftwerke spielen die zweitwichtigste Rolle (37%) und umfassen

auch Notstromanlagen, die mit Schweröl/Diesel befeuert werden. Diese temporären Erzeugungsanlagen haben eine

Kapazität von rund 120 MW.

Quelle: Ministry of Energy, Least Cost Power Development Plan, März 2011; Ministry of Energy, 5000 + MW 2016,

Investment prospectus 2013-2016, Juni 2013

Tabelle 2: Strommix 2013

Technologie Installierte Kapazität

(in MW)

Wasserkraft 810

Geothermie 209

Thermische Erzeugung

Davon Notstromaggregate

643

(120)

Wind 5,1

Kraft-Wärme-Kopplung 26

GESAMT 1693

Quelle: Kenya Ministry of Energy, 5000 + MW 2016, Investment prospectus 2013-2016, Juni 2013

Die Spitzenlast beläuft sich auf rund 1354 MW (Juni 2013).

1.3. Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage

Die “Kenya Vision 2030”zielt darauf ab, Kenia auf das Niveaus eines „Middle-Income”-Staates bis 2030 zu heben. Um

dieses Ziel zu erreichen, wird ein jährliches Wachstum des BIP von 10% angestrebt. Verschiedene Großprojekte wurden

in Verbindung mit diesem Ziel entwickelt, die mit hoher Wahrscheinlichkeit ein signifikantes Wachstums der

Energienachfrage nach sich ziehen.

http://dict.leo.org/ende/index_de.html#/search=Thermal%C3%B6l&searchLoc=0&resultOrder=basic&multiwordShowSingle=on

http://dict.leo.org/ende/index_de.html#/search=Kraft-W%C3%A4rme-Kopplung&searchLoc=0&resultOrder=basic&multiwordShowSingle=on

http://www.cbcglobal.org/images/uploads/library/KIS2012_Vision_2030_Minister_of_State_Planning,_National_Development_and_Vision_2030.pdf

11

Im Zeitraum 2004/05 – 2012/2013 ist die Nachfrage bzw. Stromproduktion von 5347 GWh auf 8087 GWh gestiegen, was

einer durchschnittlichen Zunahme von 18,9% pro Jahr entspricht. In der gleichen Zeit ist die Spitzenlast von 899 auf

1354 MW angewachsen.

Im Zusammenhang mit dem “Least Cost Power Development Plan” von 2011 wurde eine detaillierte Prognose der

Energienachfrage erstellt. Dieser Plan sieht eine Steigerung der Elektrizitätsnachfrage um 11,9% (im Falle eines

niedrigen Wirtschaftswachstums) bis zu 15,3% (im Falle eines hohen Wirtschaftswachstums) pro Jahr bis 2030 voraus.

Dies bedeutet, dass die aktuelle Stromproduktion um 7.670 GWh auf 77.307 GWh (im Falle eines niedrigen

Wirtschaftswachstums) gesteigert werden muss2. Im Falle eines mittleren Wirtschaftswachstums muss die

Stromproduktion sogar auf 103.518 GWh erhöht werden3. Laut Hochrechnungen wird die Spitzenlast im Jahr 2015 bei

3.400 MW, im Jahr 2017 bereits bei 5.359 MW und bei 15.000 MW im Jahr 2030 liegen. Um diese steigende Nachfrage

bedienen zu können, muss die installierte Kapazität bis 2030 schrittweise auf 19.200 MW ausgebaut werden. Neben der

Erweiterung der eigenen Kapazitäten plant Kenia die gestiegene Energienachfrage durch die Verbindung mit den

Stromnetzen der Nachbarstaaten bzw. durch entsprechenden Stromimport zu decken. So wird zum Bsp. die Verbindung

mit Äthiopien (Äthiopien entwickelt aktuell seine Ressourcen im Bereich der Wasserkraft) die Energieverfügbarkeit in

Kenia steigern.

Die wesentlichen Treiber der steigenden Energienachfrage sind wie folgt:

Wirtschaftswachstum: im Schnitt 9% nach 2015 (im Falle eines mittleren Wachstums)

Voranschreitende ländliche Elektrifizierung: Gesamtelektrifizierungsrate von 88% bis 2030 (im Falle eines

mittleren Wachstums), aktuell wird diese Rate auf 28,9% geschätzt

Prestigeprojekte des “Kenya Vision 2030”-Plans, dazu gehört z.B. der ICT Park mit einem geschätzten

Energiebedarf von rund 3000 GWh pro Jahr, die Eisen- und Stahlindustrie in Meru mit einem Bedarf von 2000

GWh, der zweite Container-Terminal und der zollfreie Hafen in Mombasa (750 GWh)

Nach Reduzierung der technischen und nicht-technischen Verluste um 4% in der Periode 2002-2010, betragen diese

immer noch 16% (3,5% im Übertragungsnetz und 12,5% im Verteilungsnetz).

Die unterdrückte Nachfrage, die sich in Stromausfällen und Lastabschaltungen äußert, wurde im Jahr 2012 auf rund 80

MW oder 25 GWh geschätzt; bis 2015 soll diese Lücke jedoch geschlossen werden.

Angesichts der steigenden Nachfrage plant die Regierung, im Zeitraum 2013-2016 5000 zusätzliche MW zu

installieren und damit die Gesamtkapazität zur Stromerzeugung von 1.664 MW auf leicht über 6.700 MW zu

erweitern. Biomasse spielt hierbei nur eine untergeordnete Rolle und soll 18 MW dazu beitragen.

1.4 Die Rolle erneuerbarer Energien

Betrachtet man die gesamte Bandbreite erneuerbarer Energien, spielen diese eine wichtige und in Zukunft sogar an

Bedeutung gewinnende Rolle bei der Energieversorgung in Kenia. Der hohe Anteil an Wasserkraft (fast 50% am

Energiemix) macht das Energieangebot anfällig gegenüber der saisonbedingten Wasserknappheit. Zudem ist der Preis für

Diesel, mit dem die Notstromanlagen befeuert werden, besonders in trockenen Perioden stark gestiegen und führt zu

einer Verteuerung der Stromerzeugung4.

2 Nach der Meinung vieler Analysten sind diese Zahlen zu hoch. 3 Unter Berücksichtigung einer unterdrückten Nachfrage und von technischen/nicht-technischen Verlusten. 4 Der aktuelle Preis für Diesel beträgt 99.16 KSH (1.14 USD); im Oktober 2012 betrug der Preis sogar 106.11 KSH (1.22

USD); im September 2011 lag der Preis bei 108.17 KSH (1.25 USD).

http://www.cbcglobal.org/images/uploads/library/KIS2012_Vision_2030_Minister_of_State_Planning,_National_Development_and_Vision_2030.pdf

12

Dementsprechend wird den erneuerbaren Energien, die zum Teil eine kostengünstige Variante darstellen, zunehmend

Aufmerksamkeit gewidmet. Laut der detaillierten Analyse aus dem Jahr 2011 sind Erdwärme- und Windenergie die

kostengünstigsten Varianten der Energieversorgung (Grundlast):

Tabelle 3: Stromgestehungskosten (nach Technologien)

Technologie Lastfaktor (%)

Gestehungskosten

(UScent/kWh), 8%

Diskontsatz

Gestehungskosten

(UScent/kWh), 12%

Diskontsatz

Geothermie 93 6,9 9,2

Wind 40 9,2 12,26

Nuklear 85 10,2 14,5

Wasserkraft

(Niedrige Fallhöhe)

60 10,9 15,1

GT-Erdgas 55 11,3 12,0

Kohle 73 12,7 14,9

Wasserkraft (hohe

Fallhöhe, z.B. Mutonga)

60 13,1 18,1

Quelle: Republic of Kenya/ Ministry of Energy, Least Cost Power Development Plan, March 2011

Unter Berücksichtigung dieser Gestehungskosten für die einzelnen Technologien sollen im Rahmen des 5000+ MW-

Plans der Regierung (2013-2016) durch Ausbau von Stromerzeugungskapazitäten die Strom-Gestehungskosten von

derzeit 11,3 auf 7,41 USCent gesenkt werden. Experten halten dies jedoch für nicht realisierbar.

Tabelle 4: Ausbau der Kapazitäten, 2013-2016 (5000+MW)

Technologie Installierte Kapazität

(September 2013)

Geplanter Zubau

(2013-2016)

Gesamtkapazität,

2016

Wasserkraft 770 24 794

Thermisch 622 250 432

Geothermie 241 1646 1887

Wind 5 630 635

Kohle 0 1920 1920

Erdgas 0 1050 1050

KWK (Biomasse) 26 18 44

Quelle: Ministry of Energy and Petroleum, 5000+ MW 2016, Investment Prospectus 2013-2016, Juni 2013

Die soll zum einen durch Ausbau der Geothermie (+ 1646 MW) und der Windkraft (+630 MW) erreicht werden.

Angesichts der relativ niedrigen Gestehungskosten von Geothermie wird die Erschließung geothermischer Ressourcen

systematisch gefördert: Das Geothermie-Potential wird auf 10 GW geschätzt; bis 2030 sollen die

Stromerzeugungskapazitäten in Höhe von 5,5 GW installiert sein (aktuell: 241 MW). Windenergie wird als

zweitgünstigste Option betrachtet und soll ebenfalls enorm ausgebaut werden, von momentan 5,1 MW auf 3 GW bis 2030

(auf 2 GW bis 2022).

Solar PV wurde bislang hauptsächlich als angemessene und kosteneffektive Option zur Elektrifizierung netzferner

Gegenden betrachtet. Aktuell haben rund 30% der gesamten Bevölkerung Zugang zum Stromnetz, wobei diese Rate für

die ländliche Bevölkerung weit niedriger liegt.

13

In der Vergangenheit wurden „stand-alone“-Systeme für Häuser (Solar Home Systems -SHS) und für öffentliche

Einrichtungen (Schulen, Gesundheitszentren, Verwaltungsgebäude, etc.) gefördert. Entsprechend dem “Least Cost

Development”-Plan (LCPDP, 2011), wurde, basierend auf den Kennzahlen der US EIA, angenommen, dass die

Gestehungskosten von Solar PV-Strom zwischen 12,3 USCent/kWh und 22,2 USCent/kWh liegen, abhängig vom

Auslastungsfaktor (15-25%).

Solar PV spielt zwar im 5000+MW-Plan keine Rolle und wird nicht erwähnt, aber dessen ungeachtet wird Sonnenenergie

zunehmend Bedeutung beigemessen, u.a. auch im Zusammenhang mit kleinen Inselnetzen und sogar in Bezug auf die

Anbindung an das öffentliche Stromnetz. So wird ein von China finanzierter 50 MW Solar –Park in Garissa errichtet –

kürzlich hat die REA per Ausschreibung um Interessenbekundungen für die Bauüberwachung gebeten. Darüber hinaus

zeigen industrielle, netzgebundene Stromverbraucher (z.B. Blumenfarmen) immer mehr Interesse an Solar PV, aber

hauptsächlich um Netzstrom zu substituieren und weniger um in das Netz einzuspeisen, da die Einspeisetarif nicht

unbedingt attraktiv sind.

Das Regierungsziel besteht darin, 500 MW Erzeugungskapazitäten auf Basis von Solar PV bis 2030 zu errichten und

mindestens 300.000 SHS zu installieren. Bis 2022 sollen sich die Kapazitäten von Solar PV auf 200 MW belaufen und es

sollen mindestens 200.000 SHS installiert werden.

Mit Blick auf Bioenergie ist anzumerken, dass Biomasse einen Anteil von 68% am Primärenergieverbrauch hat.

Allerdings wird Feuerholz und Holzkohle sowie weitere Biomasse i.d.R. nur einfach verbrannt, was oft mit erheblichen

negativen Auswirkungen auf die Gesundheit einhergeht. Zudem sind die Wälder durch die intensive Nutzung von

Feuerholz bedroht. So soll verstärkt mit Biogas und Biomasse Strom erzeugt werden:

• Die kenianische Regierung will durch Public-Private-Partnership-Modelle zusammen mit dem Privatsektor bis 2017

mindestens 200 MWel zusätzlich aus Biomasse erzeugen.

• Die Erzeugung von 800 MWel bis 2022 basierend auf Bagasse und Agrarreststoffen und 1200 MWel bis 2030 sollen

unterstützt werden.

• Pilotprogramme sollen unternommen werden um mindestens 50 MWel aus Siedlungsabfällen bis 2017 zu erzeugen,

100 MWel bis 2022 und 300 MWel bis 2030.

Insgesamt sollen laut National Energy Policy Draft 2014 kurz- und mittelfristig kleine und mittlere Biogas-Anlagen

gefördert werden: Im Rahmen der „Biogas for better Life“-Initiative für Afrika sollen in Kenia bis 2017 5000 Bio-Digester

installiert werden, bis 2022 6500 und bis 2030 schliesslich 10.000. Zudem soll die Versorgung von öffentlichen

Einrichtungen wie Schulen, Gefängnisse, Hospitäler mit Biogas-Anlagen fortgesetzt werden. Um die Möglichkeiten einer

Versorgung der ländlichen Bevölkerung mit abgefülltem Biogas zu prüfen, soll zeitnah eine umfassende Studie erstellt

werden. Kurzfristig sollen zudem Trainings zu Biogas-Technologie durchgeführt und Guidelines für Biogas Kontraktoren

und Techniker erarbeitet werden. Langfristig ist auch die Förderung von grösseren Biogasanlagen vorgesehen.

1.5 Relevante Akteurslandschaft 1.5.1. Akteure im Energie-/Stromsektor

Entsprechend der Energieverordnung Nr. 12 aus dem Jahr 2006 wurde der Energiesektor umstrukturiert, um mehr

Akteure einzubeziehen. Das bedeutet z.B., dass die Erzeugung von der Übertragung und der Verteilung getrennt wurde.

Abbildung 4 zeigt die aktuelle Akteurslandschaft.

Ministry of Energy and Petroleum (MoEP) - Energieministerium: Verantwortlich für Energiepolitik und

allgemeine Strategieentwicklung

14

Energy Regulatory Commission (ERC)- Energieregulierungskommission: Regulative Funktion, inkl. der

Koordination der indikativen Energieplanung, der Tarifbestimmung und dem Monitoring sowie der Durchsetzung von

Sektorregularien.

Geothermal Development Company (GDC): Dieses Unternehmen ist ein sog. „Government Special Purpose

Vehicle“ (SPV), verantwortlich für die Erforschung geothermaler Felder, für die Durchführung von Bohrungen zur

Erkundung und Produktion, Entwicklung und Management von Dampffeldern und Abschließen von Verträgen für die

Abnahme von Dampf durch Investoren von Kraftwerken.

Abbildung 4: Akteurslandschaft im Stromsektor

Quelle: Ministry of Energy/ Eng. Kiva (2013), Vortrag im Nov. 2013, Nairobi (zur Verfügung gestelot im März 2014)

Rural Electrification Authority (REA): Mandat für die Implementierung des Programms für die ländliche

Elektrifizierung. REA wurde im Juli 2007 in gegründet.

Kenya Electricity Generating Company (KenGen): Hauptakteur in der Generierung von Strom mit einer

Kapazität von 1,180.7 MW (rund 72% des gesamten Marktes). Eine Ausweitung der Kapazität auf 1541.5 MW ist bis 2014

geplant.

Kenya Power and Lighting Company (KPLC): Hauptabnehmer im Stromsektor. Das Unternehmen kauft Strom

von allen Stromerzeugern auf Basis von Stronmabmahmverträgen, um diese weiterzuleiten, zu verteilen und die

Endverbraucher zu beliefern.

15

Independent Power Producers (IPPs): Private Investoren im Stromsektor, die auf Basis von

Stromabnahmeverträgen in das Netz einspeisen. Dazu gehören IberAfrica, Tsavo, Or-Power, Rabai, Imenti und Mumias.

Zusammen haben sie einen Anteil von rund 28% an der gesamten installierten Kapazität des Landes.

Kenya Electricity Transmission Company (KETRACO): Staatsunternehmen mit den Aufgaben der Planung, dem

Design, dem Bau, dem Besitz, der Betreibung und Instandhaltung neuer Hochspannungsleitungen (132 kV und mehr).

Das Unternehmen soll das Rückgrat des nationalen Übertragungsnetzes und des regionalen Verbundnetzes sein.

Im Zuge der neuen Verfassung wurde Kenia in 47 Counties aufgeteilt, sodass nun zwei Regierungsebenen vorhanden

sind. Jede Ebene hat eine eigene Legislative und Exekutive. Im Energiesektor wird nachwievor die nationale Regierung

für die Energiepolitik zuständig sein, während die County Regierungen für die Planung und Entwicklung innerhalb ihrer

jeweiligen Körperschaft verantwortlich sind. Für die Counties bedeutet dies, dass sie die Aufgabe haben, regelmäßig den

Energiestatus zu erfassen, Potenziale zur Stromerzeugung zu bewerten und Strategien zu entwickeln, um diese Potenziale

zu erschließen. Während die Vergabe der Hauptlizenzen bei der nationalen Regierung liegt, übernehmen die Counties

ebenfalls einige Lizenzvergaben, wie z.B. Kleine Stromerzeugungsanlagen auf Basis von Solar PV und Windkraft

Lieferanten von solaren Warmwasser-Aufbereitern und Solar-PV-Systemen

Techniker im Bereich der Solarsystem-Installationen

Kleinere Kohle- und Biomasseproduzenten

Es wird eine mehrjährige Übergangsperiode geben, um auf County-Ebene die notwendigen Kapazitäten aufbauen und

Verteilung von Funktionen und Aufgaben zu klären.

1.5.2. Weitere Akteure

Mit Blick auf die energetische Nutzung von landwirtschaftlichen und kommunalen Abfällen sind natürlich auch Akteure

aus dem Agrarsektor und dem Abfallwesen von Relevanz.

Ministry of Agriculture, Livestock and Fisheries – Landwirtschaftsministerium: Verantwortlich für

Politikgestaltung in der kenianischen Landwirtschaft. Die wesentlichen Abteilungen sind: (1) Crops, (2) Agro-Business,

(3) Training, (4) Politik und (5) Forschung und Engineering.

Kenya Sisal Board: 1946 gegründet, staatliche Gesellschaft unter dem Landwirtschaftsministerium hauptsächlich zur

Regulierung der Sisalproduktion. Aktivitäten umfassen die Vergabe von Lizenzen, Inspektionen (vor allem im Hafen von

Mombasa vor Versendung der Sisalfasern) und Unterstützung bei der Vermarktung von Sisalfaser. Inzwischen agiert das

Sisal-Board über sein ursprüngliches Mandat hinaus und hat insgesamt das Ziel der Förderung der Effizienz und

Nachhaltigkeit in der kenianischen Sisalproduktion im Auge. So hat sich das Sisal Board das Ziel gesetzt, die Realisierung

von Biogas-Pilotprojekten auf Sisalfarmen zu fördern.

Kenya Coffee Board: Als para-staatliche Institution ist es das regulatorische Organ der kenianischen Kaffee-Industrie

und ist dem Landwirtschaftsministerium untergeordnet. Das Kenya Coffee Board erarbeitet Richtlinien und ist

massgeblich in die Politikgestaltung involviert. Es ist mitunter zuständig für die Vergabe von Lizenzen entlang der

gesamten Wertschöpfungsklette: Anbau, Verarbeitung, Vertrieb, Vermarktung. Darüber hinaus stellt das Board

Beratungsleitungen in Bezug auf „Good Practices“ für Anbau und Verarbeitung zur Verfügung.

Coffee Development Fund (CDF): Entwicklungsfonds mit Finanzierungsangeboten für Akteure der Kaffeeindustrie

in Kenia (z.B. Kredite, Eigenkapitalbeteiligungen): Der Fund, der ausschließlich vom öffentlichen Haushalt gespeist wird,

umfasst gegenwärtig 1,7 Mrd. KSH (ca. 14 Mio. €); Kredite werden zu konzessionären Bedingungen (z.B. Zinsrate von

10%) gegeben. Schwerpunkte sind allerdings weniger die maschinelle Ausrüstung für die Verarbeitung als vielmehr

Investitionen in die Steigerung der Ertragsrate beim Anbau (60% der Kredite fliessen in solche Investitionen). Das

16

Kreditvolumen liegt bei bis zu 200 Mio. KSH (ca. 170.000 €). Der CDF versucht sein Mandat auszuweiten, indem er vor

allem das Training der Kaffeefarmer fördert.

Kenya Flower Council (KFC): 1996 gegründete, freiwillige Vereinigung unabhängiger Blumenproduzenten und –

exporteure. Plattform zur Repräsentanz, Förderung und Überwachung der Marktakteure im Bereich Garten- und

Blumenbau. Mehr als 50% aller registrierten Blumenfarmen sind beim KFC Mitglied. Um die Wettbewerbsfähigkeit der

Farmen angesichts der Anfordrungen der internationalen Käufer (z.B. in Bezug auf Einhaltung von Umwelt- und

Sozialstandards) zu sichern, hat der Kenya Flower Council einen „Code of Conduct“ mit einem entsprechenden

Auditierungs- und Zertifizierungswesen eingeführt. Der „Code of Practice“ und die entsprechende Zertifizierung von

Farmen ist inzwischen international anerkannt.

Fresh Produce Exporters Association of Kenya (FPEAK): 1975 gegründeter Handelsverband, der Kenias Bauern,

Exporteure und andere Dienstleister der Hortikultur vereint und deren Interessen repräsentiert. FPEAK unterstützt die

Marktakteure bei der Einführung und Einhaltung internationaler Standards, die ökologische Einordnung der Hortikultur

in Kenias Wirtschaft, steigert den Bekanntheitsgrad und entwickelt neue Marktchancen für die Akteure.

Kenya Horticulture Council: Anlaufstelle für lokale Bauern und Exporteure der Hortikultur. Organisation, die die

Wirksamkeit der Industrie fördert, eine verbesserte Ressourcennutzung und gesteigerte Qualitätssicherung im

Lieferdienst erzielt. Enge Zusammenarbeit mit FPEAK.

Nairobi City Council (NCC): the body that has the primary responsibility for the provision and regulation of Solid

Waste Management (SWM) services to the city of Nairobi. NCC delivers its SWM services through the Department of

Environment (DoE) under the cleansing section, one of its three units.

17

2. Regulativer Rahmen für Energie aus Biogas und

Biomasse

2.1 Stromtarife

Grundsätzlich spiegeln die Strompreise Kenias die Preise wider. Sie werden in Abhängigkeit von den Treibstoffpreisen,

von den Wechselkursberichtigungen5 und der Inflation gesetzt.

Zusätzlich zu dem Basistarif und diesen Anpassungen müssen die Endverbraucher Steuern, Abgaben oder Gebühren

zahlen, die Endpreis enthalten sind:

- MwSt von 12% auf die feste Gebühr, auf den Verbrauch, auf die Devisenanpassung und auf die Kosten für den

Brennstoff

- „Rural Electrification Programme“ - Gebühr (REP) von 5% auf den Tarif für den Stromverbrauch

- „Energy Regulatory Commission”-Gebühr (ERC) von 3 KEScents/kWh.

Die Regelung zur Kalkulation der Tarife kann von der Webseite der Energieregulierungs-Kommission (ERC)

heruntergeladen werden: http://www.erc.go.ke/ctariff.pdf.

Nachdem eine Überarbeitung der Tarife mehrere Jahre verschleppt worden war, wurden die Tarife im Januar 2014 für

fast alle Verbraucher (mit Ausnahme der Haushalte mit einem Verbrauch bis zu 50 kWh pro Monat und andere

Kleinverbraucher) um 8 bis fast 13% erhöht.

5 Eine Vielzahl von Faktoren, die auf die Kosten der Stromerzeugung einwirken, werden von der Fluktuation der

Wechselkurse beeinflusst, wie z.B. von Kreditrückzahlungen für einige Projekte im Strombereich, die in

ausländischer Währung bezahlt werden müssen.

http://www.erc.go.ke/ctariff.pdf

18

Tabelle 5: Stromtarife (Basistarife)

Verbraucher-

kategorie Definition Fixed charge Energy charge Demand charge

DC

Haushalte,

240/ 415 V

< 15.000 kWh

120 KSH

2,50 KSH/ kWh

(0 – 50 kWh)

11,62 KSH/ kWh

(51 – 1500 kWh)

19,57 KSH

(mehr als 1500

KWh)

SC

Keine Haushalte / Gewerbe,

240/ 415 V

< 15.000 kWh

150 KSH 12 KSH/ kWh

CI 1

Kommerzielle, industrielle

Kunden

415 V

Mehr als 15.000 kWh

2000 KSH 8,70 KSH/ kWh 800 KSH/ kVA

CI 2


Kunden

11 kV


CI 3


Kunden

33 kV


CI 4


Kunden

66 kV


CI 5


Kunden

132 kV

17.000 KSH 6,60 KSH/kWh 220 KSH/ kVA

Quelle: ERC, Gazette Notice 281, 17.Januar 2014

Berücksichtigt man zusätzlich die Gebühren und Steuer, so ergeben sich im Rahmen einer Simulation, die die

Energieregulierungskommission vorgenommen und Ende November 2013 präsentiert hat, folgende Endtarife:

Tabelle 6: Auswirkungen der jüngsten Tarifanpassung auf die Endtarife

Verbraucherkategorie Simulierter Endtarif

(KES)

Simulierter Endtarif

(USCent)

Tarif –Veränderung

(in %)

DC, 0 – 50 kWh 15,06 -7,9

DC, 51 – 1500 kWh 15,77 6,8

DC, > 1500 kWh 24,57 3,0

SC 21,91 -2,5

CI 1 19,96 12,8

CI 2 17,02 10,6

CI 3 015,78 8,2

CI 4 015,25 8,1

CI 5 15,14 7,9

Durchschnitt 17,99 5,2%

Quelle: ERC/ Dr. Frederick Nyang, Media Briefing, 19th November 2013

19

Demnach sind die Endtarife um durchschnittlich 5% gestiegen. Besonders betroffen sind die kommerziellen und

industriellen Verbraucher (CI 1 + CI 2), die Strom auf der Spannungsebene 415 und 11 kV entnehmen und einen um

12,8% bzw. 10,6% höheren Strompreis zahlen müssen.

Entsprechend der geplanten Senkung der durchschnittlich Strom-Gestehungskosten, die mit dem Ausbau der

Kapazitäten erzielt werden soll, sollen allmählich die Stromtarife wieder gesenkt werden. Eine erste Senkung wurde im

Dezember 2013 für Juli 2014 angekündigt, wonach die Endtarife um durchschnittlich 10% reduziert werden sollen. Eine

weitere Senkung um durchschnittlich 6,4% (der Endtarife) ist für den Juli 2015 vorgesehen. Experten haben allerdings

Zweifel, ob dies tatsächlich geschehen wird (Stand Mai 2014)

2.2 Einspeisetarife (Feed-in-Tariffs, FIT) Einspeisetarife für Strom aus erneuerbaren Energien wurden im März 2008 eingeführt, überarbeitet im Januar 2010 und

im Dezember 2012 nochmals aktualisiert. Die Einspeiseregelung erlaubt Erzeugern Strom (auf Basis von EE) an den

Netzbetreiber KPLC zu fixen Tarifen über eine ebenfalls feste Laufzeit zu verkaufen; die Tarife variieren je nach

Technologie (Tabelle 6).

Tabelle 7: Einspeisetarife

Technologie Erzeugungskapazität,

in MW 2012

(2010)

Tarif, 2012

UScent/ kWh

Tarif, 2010

UScent/ kWh

< 10 MW 10 MW

< 10 MW 10 MW

Wind 0,5 – 10

(0,5 – 100)

10,1 – 50 11 11 12

Solar PV 0,5 – 10

(0,5 – 10)

10,1 – 40 (Solar

grid)

12 (Grid)

20 (Off-Grid)

12 20 (firm power)

10 (Non-firm)

Biomasse 0,5 – 10

(0,5 – 100)

10 8 (Firm power)

6 (Non-firm)

Biogas 0,2 – 10

(0,5 – 100)

10 8 (Firm power)

6 (Non-firm)

Geothermal 35 – 70 (1 - 75)

8,8 8,5

Quelle: Ministry of Energy, Feed-in-Tariff Policy, 2nd Revision December 2012

Inflation wird durch einen variablen Teil (für Biomasse und Biogas 15%) des Einspeisetarifs ausgeglichen. Das

wesentliche Prinzip, das der Kalkulation der Einspeisetarife zugrunde liegt, ist dass Tarife die Erzeugungskosten

reflektieren sollen zuzüglich einer angemessenen Gewinnmarge. Zudem sollen die Tarife die langfristigen Grenzkosten

der Stromerzeugung nicht überschreiten, die laut „Least Cost Power Development Plan“ von 2011 12 UScent/ kWh

betragen. Abweichend von diesen Prinzipien beträgt der Tarif für die Einspeisung von Strom aus Solar PV in Inselnetze

20 UScent/ kWh. Solar PV wird vor allem als Technologie zur Stromversorgung netzferner Gebiete und zur Einspeisung

in Inselnetze gesehen, die bislang noch hauptsächlich Dieselstationen umfassen und entsprechend hohe

Gestehungskosten aufweisen.

Während der Einspeisetarif für Windkraft recht attraktiv ist, wird unter den meisten Experten die Meinung vertreten,

dass der Tarif von 10 UScent für die Einspeisung von Strom aus Biogas in das öffentliche zu niedrig ist. Im Rahmen der

DBFZ Studie wurden für Biogas-Anlagen in der Grössenordnung 50 – 250 KW die Stromproduktionskosten mit 18,05

bis 12,52 USD/ kWh angegeben; für grössere Anlagen liegen die Kosten gemäß derselben Studie bei 9 – 10 USD/ kWh.

Demnach ist der Einspeisetarif von 10 USCent nicht ausreichend, um eine Investition attraktiv zu machen.

20

Die Einspeisetarife für Strom aus Biogas gelten für 20 Jahre nach Inbetriebnahme der Anlagen. Die Tarife sind unter

keinen Umständen mehr verhandelbar: Die letzten Einspeiseregelungen (vor Dezember 2012) definierten maximale

Einspeisetarife, so dass der Netzbetreiber immer wieder versucht hat, die Tarife zu verhandeln und zu reduzieren.

Weitere wesentliche Kennzeichen der Einspeiseregelung sind wie folgt: Der Abnehmer garantiert die Aufnahme des Stroms

Die Anschlusskosten, einschließlich der Kosten für Bau und/ oder Modernisierung von Übertragungs- und

Verteilungsleitungen, Umspannwerke und entsprechender Ausrüstung, sind vom Projektentwickler zu tragen

Der Abnehmer bzw. Netzbetreiber wälzt 70% der Einspeisetarife auf die Stromkunden ab (bzw. 85% der

Einspeisetarife für Strom aus Solar PV in Inselnetze)

Für Strom aus Projekten bis 10 MW kommt ein standardisierter Stromabnahmevertrag (PPA) zur Anwendung;

für größere Anlagen wird der standardisierte Vertrag als Verhandlungsbasis genommen.

Spätestens alle 3 Jahre wird die Einspeiseregelung überarbeitet; alle diese Änderungen werden nur für alle

solche Anlagen angewandt, die nach der Veröffentlichung der jeweiligen Regelung entwickelt werden.

Folgende Tabelle zeigt den Antragsprozess im Rahmen der Einspeiseregelung:

Tabelle 8: Antragsprozess zur Einspeisung

Aktivität Verantwortlich Zeit

Vorab-Durchführbarkeitsstudie durchführen Antragsteller

Absichtserklärung & Antrag auf Einspeisung dem

Energieministerium unterbreiten

Antragsteller

Prüfung der Absichtserklärung; Bewilligung für 3 Jahre

oder Ablehnung

FIT Komitee 3 Monate

Durchführbarkeitsstudie durchführen Antragsteller bis zu 12 Monate

Prüfung der Durchführbarkeitsstudie; Anerkennung des

Projektes im Rahmen der Einspeiseregelung

FIT Komitee 3 Monate

Netzanschlußstudie durchführen Antragsteller

Anerkennung der Netzanschlußstudie FIT Komitee

Projektfinanzierung strukturieren & standardisierten

Stromabnahmevertrag unterbreiten

Antragsteller

Abschluss des Stromabnahmevertrags (PPA) Antragsteller/

Netzbetreiber

4 Monate

Projektfinanzierung abschließen

Generalunternehmen unter Vertrag nehmen, Bau,

Inbetriebnahme

1 – 3 Jahre

Quelle: Ministry of Energy, Feed-in Tariff Policy, Application and Implementation Guidelines, Dezember 2012

Ein wesentlicher Bestandteil der Einspeiseregelung ist die Netzanschlußstudie, die der Projektentwickler durchführen

muss. Dabei müssen die Netzrichtlinien und im Fall kleiner Stromerzeuger (bis 10 MW) die Richtlinien zum

Netzanschluss berücksichtigt werden, die zusammen mit dem standardisierten Stromabnahmevertrag im Dezember 2012

eingeführt worden sind.

2.3 Stromabnahmevertrag (PPA)

Zur Reduzierung der Transaktionskosten, die mit der Verhandlung eines Stromabnahmevertrags verbunden sind, wurde

für Anlagen bis 10 MW ein standardisierter Vertrag erarbeitet. Dieser ist technologie-neutral und findet u.a. bei

Biogasanlagen Anwendung.

21

Wesentliche Merkmale sind wie folgt: Es gibt kein Wettbewerbsverfahren für Standorte und Ressourcen; es gibt das Prinzip: „Wer zuerst kommt, malt

zuerst“.

Die Anlagen sind fest “eingebettet”, d.h. das nationale Kontrollzentrum verfügt nicht über die Zuschaltung der

Anlagen.

Anlagen sind an das Verteilungsnetz (Spannungsebenen der Verteilung) angeschlossen

Stromabnahmeverträge werden mit Projekten geschlossen, die technisch und wirtschaftlich funktionsfähig sind,

die Anforderungen des Netzanschlusses erfüllen und in der Lage sind, alle rechtlichen und regulativen

Genehmigungen sowie eine angemessene Finanzierung sicherzustellen.

Außerdem wurde in den Stromabnahmevertrag eine sog. „step-in“ Klausel aufgenommen, womit die PPA bankfähig

geworden sind.

2.4 Energie-Richtlinien Über die Einspeisetarife und den standardisierten Stromabnahmevertrag hinaus sind vor allem die Energie-

Management-Regularien für die Entwicklung des Bioenergie-Marktes im kommerziellen und industriellen Bereich

relevant.

Energiemanagement Vorschrift, 2012

Mit dieser Vorschrift wird das Ziel verfolgt, die Energieeffizienz in industriellen und kommerziellen Sektoren sowie in

institutionellen Einrichtungen zu steigern. Schwerpunkt liegt auf Energieeinsparung; aber erneuerbare Energien werden

als eine Option zur Steigerung der Energieeffizienz betrachtet. Abgesehen davon, soll die Vorschrift das Bewußtsein für

Energie und in diesem Zusammenhang sicherlich auch das Interesse an Solar PV und Windkraft steigern.

Wesentliche Merkmale der Vorschrift sind wie folgt: Für alle Einrichtungen sind Energieaudits alle 3 Jahre verpflichtend; Energieaudits sind entsprechend den

“Guidelines for the energy audit report” durchzuführen

Audits sind von lizensierten Energieauditoren durchzuführen

Um als Energieauditor lizensiert zu werden, muss der Bewerber Mindestqualifikationen akademischer Art und in

Bezug auf Erfahrungen nachweisen (wie in der Vorschrift definiert)

Innerhalb von 6 Monaten nach dem Audit muss der Regulierungskommission ein “Energy Investment Plan”

vorgelegt werden, d.h. ein Plan mit definierten Investitionsmaßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz für die

nächsten 3 Jahre

Die Einrichtung muss mindestens 50% der empfohlenen Energie-Einsparmaßnahmen durchführen; ein jährlicher

Bericht muss den Fortschritt bei der Umsetzung der Maßnahmen dokumentieren (entsprechend den „Guidelines for

implementation report“)

Die Regulierungskommission oder ein von ihr bestellter Agent darf ein Audit zur Überprüfung durchführen.

2.5 Überarbeitung des regulatorischen Rahmens

Es gibt derzeit 2 Projekte der Energieregulierungskommission (ERC) zur weiteren Entwicklung des regulativen Rahmens:

(1) Im Kontext eines Projektes der EU (EUEI PDF), ist beabsichtigt,

Richtlinien für Netzanschlussstudien

“Net-Metering/ electricity banking” Regularien auszuarbeiten.

Die Richtlinien für Net-Metering sind natürlich für die weitere Entwicklung vor allem des kommerziellen Marktes für

Solar PV von größter Bedeutung. Hervorzuheben ist, dass das Net-Metering bereits mit dem neuen Energiegesetz 2012

eingeführt worden ist (par. 157):

22

“A consumer who owns a renewable electrical energy generator of a capacity not exceeding 1 MW may apply to enter into

a net-metering system agreement…with a distribution licensee or retailer…”

Das Net-Metering erlaubt, den Energiefluss in beide Richtungen zu messen, so dass der Strom, der von dem

Erneuerbaren Energien-System ans Netz geliefert wird mit dem Strom, den der Verbraucher aus dem Netz entnimmt,

verrechnet werden kann; der Betreiber der Erneuerbaren Energien-Anlage zahlt lediglich für den Netto-Strombezug.

Biogas/ Biomasse Installationen machen zwar noch nicht viel Sinn, um auf Basis des definierten Einspeisetarifs (10

USCent) in das öffentliche Netz einzuspeisen; der Tarif wird von vielen als nicht ausreichend bewertet. Aber mit Blick auf

den Endtarif in Höhe von 20-25 USCent/ kWh ist es durchaus wirtschaftlich, den Strombezug aus dem Netz teilweise

durch Eigenerzeugung auf Basis von Biogas/ Biomasse-Systemen zu ersetzen, die Gestehungskosten zwischen 19 und 12

UScent/ kWh (50 – 250 kW) bzw. 10-9 USCent (500 -1000 kW) aufweisen.

Regularien für das Net-Metering werden anhand von 3 konkreten Projekten erarbeitet: Während 2 Systeme bereits

installiert sind und mit dem Netz gekoppelt sind (Anlage im SOS-Kinderdorf Mombasa und Dachanlage auf dem UNEP-

Gebäude in Nairobi), wird 1 System bei der Strathmore Universität installiert.

(2) Die International Finance Corporation (IFC) unterstützt die ERC, Regularien zur Netzdurchleitung (sogenanntes

Power-Wheeling) zu entwickeln: Laut Energiegesetz ist die Stromlieferung eines unabhängigen Stromerzeugers zu

konkreten Endabnehmern erlaubt, was natürlich die Durchleitung des Strom durch das öffentliche Netz erfordert.

Hierfür müssen entsprechend Durchleitungsgebühren festgelegt bzw. zunächst Formeln zu deren Festlegung definiert

werden. Schwerpunkt der Studie, die gegenwärtig erstellt wird, sind die Erfassung der Netzkosten vor allem auf den

Spannungsebenen 33-132 kV.

23

3. Bioenergie-Potenziale in ausgewählten Sub-

Sektoren

Potenziale zur Energiegewinnung ergeben sich grundsätzlich aus landwirtschaftlichen und kommunalen organischen

Abfällen.

Der Landwirtschaftssektor ist mit einem Anteil von 24% am nationalen BIP Kenias größter, eigenständiger Sektor. Zu

berücksichtigen ist, dass er indirekt weitere 27 % des landesweiten Einkommens generiert, z.B. im Dienstleistungssektor

durch entsprechende wirtschaftliche Verbindungen in den Bereich Logistik/ Transport. Seine Bedeutung erlangt der

Sektor auch aufgrund seines Beitrags von 65% zu den Exporterlösen. Last but not least: 80% der kenianischen

Bevölkerung hängen mit ihrem Lebensunterhalt von der Landwirtschaft ab.

Abbildung 5: Entwicklung des BIP im landwirtschaftlichen Sektor

Quelle: Kenya National Bureau of Statistics, Statistical Release, 2013

Die wirtschaftliche Leistung des Sektors hat in den letzten 20 Jahren abgenommen, was vor allem auf von der Regierung

in den 80ger Jahren eingeführte strukturelle Veränderungsprogramme, mit Maßnahmen im Bezug auf öffentliches

finanzielles Management, Marketing und öffentliche Tarifierung, zurückzuführen ist. Außerdem haben ein

unvorteilhaftes makro- ökonomisches Umfeld sowie Marktversagen durch voreilige Liberalisierung , schlechte Steuerung

in landwirtschaftlich unterstützenden Insitutionen sowie eine übermäßige Abhängigkeit von Wetterverhältnissen zu einer

reduzierten Effektivität des landwirtschaftlichen Sektors geführt. Des Weiteren können infektiöse Keime starke Schäden

anrichten, wie beispielsweise die „lethal maize necrosis disease“, die 2012 ca. 60 000 Ha von Mais befiel und

Produktionsschäden zwischen 10% und 60% hinterließ. Das Ausbleiben von Regen kann ebenfalls negative

Auswirkungen auf die Land- und Viehwirtschaft haben, wie bsp. im 3. Quartal 2012, als die anhalltende Dürre und damit

einhergehende Vertrocknung von Weideland zum Tod vieler Kühe und Ziegen führte.

Seit einigen Jahren nimmt die Produktion wieder zu, insbesondere das Jahr 2012 war mit einer Wachstumsrate von

3,8% deutlich erfolgreicher als die vorangegangen (Wachstumsreate 2011: 1,5%). Dies lässt sich sowohl auf gute

Wetterverhältnisse zurückführen als auch auf verbesserte staatliche Reformen im Sektor, insbesondere rechtliche und

institutionelle Reformen, höhere Mittelzuweisungen und verbesserter Zugang zu Düngemitteln und Saatgut.

24

Die Biogas- und Methangaspotenziale aus der anaeroben Fermentierung von landwirtschaftlichen und städtischen

Abfällen ist im Rahmen einer Studie des DBFZ (Deutsches Biomasse Forschungs-Zentrums) im Auftrag der GIZ im Jahr

2010 zusammengetsellt worden. Folgende Tabelle gibt einen Überblick über den Anteil des Trockenabfalls und der

organischen Abfälle ausgewählter Substrate sowie die Gaserträge, die sich durch anaerobe Fermantation dieser (Fest-)

Abfälle erzielen lassen. Diese Werte sind die Grundlage, auf deren Basis sich berechnen lässt, wieviel Strom oder Wärme

mit den Substraten letztlich erzeugt werden kann.

Tabelle 9: Methangas-Ertrag durch anaerobe Fermentierung ausgewählter Festabfälle

Substrat TS (in %

von FM)

Organik

(% an TS)

Biogas

(m3/ Tonne

Organik-oTS)

Methangehalt

(in %)

Methan

(m3/ oTS)

Methangas

(m3/Tonne

Substrat)

Kaffee-Pulpa 20 93 390 63 244 45

Blumenabfall 27 92 360 55 201 54

Teeabfälle 78 97 358 55 200 159

Sisal-Pulpe 12 85 523 60 330 37

Alte Agavepflanzen 29 93 611 60 368 103

Ananas-Festabfälle 15 96 610 58 358 52

Schweinedung 23 83 514 64 335 66

Dung, Hühner 25 73 435 63 277 54

Gemüse-Abfälle 13 83 525 55 295 39

Zuckerfilterkuchen 25 70 475 55 262 47

Kommunale

Abfälle NBO

45 60 398 64 260 85

Quelle: DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010), Agro-Industrial Biogas in Kenya, 2010, S. 11

So lassen sich je nach Abfall zwischen 37 m3 (Sisal-Pulpe) und 159 m3 (Teeabfälle) Methangas produzieren. Hiernach

würde sich lohnen, sich den Tee-Sektor genauer anzuschauen; aber die Angaben für die Teeabfälle beziehen sich auf die

Abfälle aus der Instanttee-Produktion von der Fa. Finlays, die die einzige ist, die Instant-Tee in Kenia produziert. Die

Abfallsituation auf den etlichen Teeplantagen und –fabriken ist im Vergleich zur Teeinstant-Produktion völlig anders und

es fällt kaum Abfall an, da die von den Teefarmen gelieferten Blätter getrocknet und verpackt werden und schließlich in

den Verkauf gehen. Daher ist die Teeindustrie bei dieser vorliegenden Studie nicht weiter betrachtet worden; es wurden

lediglich Informationen zu der Biogasanlage, die zur Zeit bei Finlays am Standort der Instant-Teeproduktion errichtet

wird, gesammelt und aufgearbeitet.

Zudem wurde das Biogas- und Methangaspotenzial lediglich auf Basis der Festabfälle berechnet.Zwar können auch

Abwässer aus den Verarbeitungsprozessen in den jeweiligen Sub-Sektoren für die anaerobe Fermentation genutzt

werden. Aber da die Energiedichte sehr niedrig ist, ist im Rahmen dieser Studie darauf verzichtet worden, die Abwässer

mit zu berücksichtigen.

Nachfolgende Betrachtung einzelner Sub-Sektoren soll jeweils zum einen einen Überblick über die Produktion und die

Struktur geben; zum anderen wird das Biogas- und Stromerzeugungspotenzial in den Sektoren in Bezug auf das jeweilige

landesweite Festabfallaufkommen berechnet ebenso wie anhand kleiner Fallstudien beleuchtet.

25

3.1 Sisalfarmen

Sisalproduktion und Sektorstruktur

In Kenia wird Sisal traditionell bereits seit 1920 angebaut. Nachdem die weltweite Produktion mit der aufkommenden

Synthetikindustrie zurückgegangen war, hat die Sisalproduktion in den letzten Jahren wieder deutlich zugelegt. Eine der

wesentlichen Ursachen ist, dass Sisal wiederverwertbar ist und daher im Zuge der Umstellung auf umweltfreundliche

Produkte wieder verstärkt Einsatz findet.

Nach einem Hoch im Jahr 1963 ist die Anzahl der Farmen von 54 auf 10 bestehende Produzenten im Jahr 2013

zurückgegangen. Diese sind in privatwirtschaftlicher Hand und fokussieren ausschließlich auf den Anbau der

Agavepflanze. Einige wenige Farmen, wie z.B. Vipingo und Alphega Estate, bauen auch andere Erzeugnisse an, u.a.

Augen- und Helmbohnen sowie Baumwolle.

Die Sisalfaser-Produktion der 10 Sisalfarmen betrug in 2012 knapp 26.000 MT, die auf einer Fläche von 40.000 ha

gewonnen werden. Gegenüber 2008 hat die jährliche Produktion eine Steigerung von 23% zu verzeichnen. Darüber

hinaus gibt es noch etliche klein-Farmen, die allerdings auf einer Fläche von ca, 4.000 ha lediglich 1212,4 MT, d.h. 4,3%

der Gesamtfaserproduktion Kenias, produzieren. Die marginale Rolle der Kleinfarmen hat sich in den letzten Jahren

nicht merklich geändert; der Anteil der großen Sisalplantagen betrug in den letzten 5 Jahren immer über 90%.

Box 1: Basisinformationen zu Sisal (Agave sisalana)

Die Sisalpflanze ist eine einkeimblättrige Pflanze, die zur Familie der

Agavengewächse gehört. Es gibt sie mit oder ohne Stamm, der eine

Höhe von 40 bis 100 cm erreicht. Darauf bildet sich eine Rosette mit

bis zu 2m langen und 8 bis 15 cm breiten fleischigen Blättern. Eine

ausgewachsene Pflanze kann einen Durchmesser bis zu 2m erreichen.

Die Agave wird zwischen 6 und 12 Jahre alt und stirbt nach ihrer ersten

Blütezeit. Sie vermehrt sich ungeschlechtlich und bildet vor ihrem Tod

Brustknospen, die abfallen und zu neuen Pflanzen heranwachsen.

Quelle: http://www.safari-afrika.de/html/sisal.html QQuelle

Sisal wächst am besten unter trockenen klimatischen Bedingungen und braucht eine durchschnittliche Temperatur

zwischen 27 und 32°C (Mindesttemperatur 16°C). Er reagiert empfindlich auf große Temperaturschwankungen und

benötigt ausreichend Niederschlag und gute Nährstoffversorgung. Am häufigsten findet man die Pflanze in Brasilien,

sie wird aber auch in Mexiko, Kenia, Tansania, Madagaskar, China, Venezuela, Haiti und Kuba angebaut.

Jede Pflanze hat 210 bis 250 Blätter., in denen sich jeweils 1000 bis 1200 Faserstränge befinden. Die Fasern sind

sehr hart und werden im Gegensatz zu Weichfasern wie Baumwolle, Hanf oder Jute zur Verarbeitung von groben

Garnen genutzt. Bei der Ernte werden die Blätter dicht am Stamm abgeschnitten und anschließend in einem sog.

“Dekortikator” maschinell aufbereitet. Hierbei wird das Blattgewebe entfernt. Die so gewonnenen Fasern müssen

sorgfältig gewaschen werden, um die anhaftenden Gewebe zu entfernen. Sonst werden die Fasern fleckig. Danach

werden die Fasern auf Trockengestellen ausgebreitet und in der Sonne getrocknet. Dabei werden die Fasern

gebleicht. Durch "Bürsten" (Abklopfen) werden nach dem vollständigen Trocknen die steifen Fasern wieder

geschmeidig gemacht, gestreckt und Kurzfasern entfernt. Anschließend werden die Fasern unter hohem Druck in

Ballen verpackt und evtl. verschickt

Sisalfasern nutzt man vor allem zur Herstellung von Garnen, Seilen, Teppichen, Fischernetzen oder als Füllstoff von

Matrazen und anderen Möbelstoffen oder Poliermittel.

http://www.safari-afrika.de/html/sisal.html

26

Abbildung 6: Entwicklung der Sisalfaser-Produktion

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Persönliches Interview mit der CEO des Sisal Board, Mrs. Naomi , Februar

2014

Mit einer jährlichen Produktion von 19.000 Tonnen (Stand 2013, eigene Angaben) ist die kenianische

Unternehmensgruppe REA Vipingo Plantations Limited der größte Sisal Produzent Afrikas. Das in Nairobi ansässige und

an der Nairobi Stock Exchange gelistete Unternehmen ist Muttergesellschaft der kenianischen Farmen Vipingo Estate

(ca. 30km nördlich von Mombasa) und Dwa Estate Ltd in Kibwezi (ca. 200 km südlich von Nairobi) und hält vier weitere

Sisalfarmen in Tansania sowie eine tansanische Spinnerei und ein Warenlager in Mombasa.

Abbildung 7: Sisalfaser-Produktion führender Sisalfarmen, 2013

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Persönliches Interview mit der CEO des Sisal Board, Mrs. Naomi , Februar

2014

REA und DWA zusammen produzieren in Kenia 45% der 26.000 MT und sind damit die größten Produzenten in Kenia,

gefolgt von TEITA mit einem Anteil an der Jahresproduktion von 35%. Das Unternehmen verarbeitet Sisal in seiner

eigenen Fabrik in Nairobi und exportiert die Ware vor allem nach Afrika, Südostasien, Osteuropa und Ost Asien.

Gemessen an der Anbaufläche ist TEITA sogar die grösste Plantage in Kenia, mit 9.642 ha (REA mit den Plantagen

Vipingo und DWA hat 7.500 ha).

27

Abbildung 8: Produktionsanteile der führenden Sisalfarmen

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Persönliches Interview mit der CEO des Sisal Board Kenya Mrs. Naomi,

Februar 2014

Biogas- und Strompotenzial

Die Sisalproduktion generiert große Abfallmengen: Nur 3-4% der Agaveblätter sind die verwertbaren Fasern, während

96% Abfall ist, davon ca. 60% Nassabfall (Wasser) und 36% Festabfälle von den Blätterresten. Mit anderen Worten: Bei

der Produktion von 1 Tonne Sisalfaser fallen 25 Tonnen Festabfälle (Pulpe) und 100 m3 Nassabfälle/ Abwasser an.

Mit Blick auf die Gesamt-Faserproduktion Kenias von 27.866 MT (im Jahr 2012) belaufen sich die dabei entstehenden

Festabfälle auf 696.650 Tonnen und die Nassabfälle/ Abwasser auf 2,8 Mio. m3. Auf Basis einer Studie des DBFZ (im

Auftrag der GIZ) von 2010, in deren Rahmen die Biogaspotenziale verschiedener Substrate untersucht wurden, lässt sich

das gesamte Potenzial für Biogas und entsprechende Stromerzeugung im Sisalsektor wie folgt berechnen:

Tabelle 10: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Sisalsektor

Potenziale Annahmen

Methangas 25.776.050 m3/ Jahr 37m3 Methan/ Tonne Sisalpulpe;

696.650 Tonnen Sisalpulpe Kenia

Stromproduktion 77.328.150 – 92.793.780 kWh 10 kWh Gesamtenergie/ m3 Methan;

Effizienz von 30-36% bei

Stromproduktion

Stromerzeugungskapazität 11 - 11,6 MW 7000-8000 Volllast-Stunden/ Jahr

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von von Basiswerten von DBFZ/ Elmar

Fischer et al (2010)

Das Sisal Board Kenya, die Regulierungs- bzw. Aufsichtsbehörde des Sektors, möchte den Einsatz Erneuerbarer Energien

auf Sisalfarmen fördern.

Im Rahmen der Recherche besuchte Sisalfarmen, wie zum Beispiel Alphega, zeigen sich bzgl. Biogas sehr interessiert: Die

Farm gehört der Moi-Familie; es werden täglich 32.000 Bündel Agavenblätter geerntet (entspricht ca. 864.000 Blätter),

was einen Faser-Ertrag von 1612 Tonnen im Jahr 2013 ergab. Wie nachfolgende Tabelle zeigt, können mit dem Abfall, der

bei der Extraktion der Faser entsteht, 4,5 Mio. kWH – 5,3 Mio. kWh Strom pro Jahr erzeugt werden.

28

Tabelle 11: Fallstudie Alphega: Potenzial Biogas und Stromproduktion

Potenziale Annahmen/Basiswerte

Sisalpulpe 40.300 Tonnen/ Jahr 2013 25 Tonnen Pulpe/ Tonne Sisalfaser;

1612 Tonnen Faserproduktion in 2013

Methan gas 1.491.100 m3/ Jahr 2013 37m3 Methan/ Tonne Sisalpulpe;

40.300 Sisalpulpe Alphega

Stromproduktion 4.473.300 – 5.367.960 kwH/ Jahr

(12.780 – 15.337 kWh/ Tag)

10 kWh Gesamtenergie/ m3 Methan;


Stromproduktion;

350 production days/ year

Stromerzeugungskapazität 639 kW – 670 kW 7000-8000 Volllast-Stunden/ Jahr

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Erhebungen bei Alphega und von

Basiswerten DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010)

Bei einer maximalen Last von 800 kW könnten damit entsprechend annähernd 80% des Strombedarfs durch

energetische Nutzung der Festabfälle bei der Sisalproduktion gedeckt werden.

Zum Stromverbrauch tragen vor allem die sog. „Decorticator“ bei, bei denen das Blattgewebe bzw. die Fasern vom

restlichen Blatt getrennt werden. Bei Alphega sind 3 dieser Maschinen mit einer Kapazität von 194 KW 10 Stunden/ Tag

parallel im Einsatz. Das anschliessende Bürsten der Fasern erfolgt durch 8 parallel laufende Maschinen von jeweils 15

kW, die täglich 8 Stunden in Betrieb sind. Ein weiterer Stromverbraucher sind die Pumpen: 3 Pumpen mit der Kapazität

von 100 kW, 40 kW und 80 kW.

Alphega wurde bereits von der Sosian Energy Company, einem lokalen Projektentwickler für Erneuerbare Energie-

Projekte, beraten. Eine Durchführbarkeitsstudie prüfte die Installation einer 1-2 MW Biogasanlage, für Eigenverbrauch

ebenso wie für die Einspeisung in das Netz.

Chancen und Hürden

Bei der Sisalproduktion fallen große Abfallmengen ab; nur 4 % der Blätter sind Fasern. Der Fall Alphega zeigt, dass 80%

des Strombedarfs gedeckt werden könnten. Berücksichtigt man, dass der Ertrag pro Hektar reifer Agavepflanze bei

Alphega im Vergleich zu anderen großen Plantagen recht niedrig ist (0,75 Tonnen im Vergleich zu 1,78 Tonnen bei REA

und 1 Tonne bei TEITA), kann dieser Stromdeckungsbeitrag noch höher liegen. Zudem lässt sich die Biogas-Produktion

noch steigern durch Verwendung der alten Sisalpflanzen: Der Methanertrag pro Tonne Frischmasse ist mit 103 m3 recht

hoch, was dem hohen Anteil von 93% der Organik and der Trockenmasse geschuldet ist.

Von Vorteil ist, dass die Sisalproduktion durchgängig über das gesamte Jahr stattfindet – im Unterschied zu saisonaler

Ernte wie im Fall des Kaffeeanbaus. Dies ermöglicht eine gleichmässige Auslastung der Energieanlagen, was sich

natürlich positiv auf deren Wirtschaftlichkeit auswirkt. Günstig ist auch, dass sich die Sisalproduktion im wesentlichen

auf große, private Farmen verteilt, die entsprechend guten Zugang zu Finanzen (u.a. Krediten) haben sollten.

3.2 Blumenfarmen

Blumenproduktion und Sektorstruktur

Der Blumensektor hat zwar nur einen Anteil von 1,6% am BIP Kenias, aber er spielt für die Wirtschaft des Landes als

einer der wichtigsten Devisenbringer eine Schlüsselrolle: Fast die gesamte Produktion wird exportiert, vor allem in

europäische Länder wie Niederlande und Großbritannien; 38% aller Rosen, die in Europa gekauft werden, haben

29

kenianischen Ursprung. Kenia erzielt mit seinen Blumenexporten Einnahmen in Höhe von rund 1 Milliarde USD

Devisen.

Die Blumenindustrie Kenias hat sich vor allem zwischen 1988 und 2009 stark entwickelt, wie auch Abbildung X zeigt.

Seitdem ist das Wachstum abgeflacht, mit jährlichen Wachstumsraten zwischen 1 -2%. In 2013 wurden 124.858 Tonnen

Blumen exportiert, ein Plus von 1,1% gegenüber dem Vorjahr. Ähnlich wird sich der Sektor auch in den nächsten 5 Jahren

entwickeln: Für diesen Zeitraum wird ein Wachstum der weitweiten Nachfrage nach Blumen von 5% prognostiziert.

Abbildung 9: Kenias Blumenexporte

Quelle: German Energy desk/ Badelt (2014), zusammengestellt auf Basis von Informationen auf der Website des Kenya

Flower Council, http://www.kenyaflowercouncil.org/index.php/2013-03-24-08-12-08/floriculture-in-kenya

Der Sektor zieht immer noch neue Investoren an, sowohl ausländische als auch inländische. Relativ solide Infrastruktur,

günstiges Klima ebenso wie recht produktive lokale Arbeitskräfte sind die am meisten genannten Gründe. Ausserdem

gibt es etliche bestehende Farmen, die die Anbaufläche für Blumen auszuweiten planen, wie Gespräche mit einigen

Farmen ergeben haben. Dessen ungeachtet kämpfen die Farmen gegenwärtig (Stand April 2014) mit Cash Flow-

Problemen, die sich aus F0rderungen in Höhe von annähernd 300 Mio. € aus der Mehrwertsteuer-Rückerstattung

ergeben, mit der die Kenya Revenue Authority stark in Verzug ist.

Abbildung 10: Kenias Blumenindustrie

Quelle: Economic Review of Agriculture 2013, MoA

http://www.kenyaflowercouncil.org/index.php/2013-03-24-08-12-08/floriculture-in-kenya

30

Mehr als die Hälfte der Blumen sind Rosen. In Deutschland strammt mittlerweile jede dritte Valentinsrose aus Kenia. In

2012 wurden insgesamt 83.990 MT Rosen auf einer Fläche von 2.164 ha geerntet; die Hälfte der Rosen wachsen in der

Gegend von Naivasha und Nakuru, beides Regionen mit einem jeweils großen Süsswassersee. Weitere Anbaugebiete sind

die Regionen Mt Kenya, Nairobi, Thika, Kiamu, Athi River, Kajiado, Kitale, Nakuru, Kericho, Nyandarua, Trans Nzoia,

Uasin Gishu und im östlichen Kenyia die Region Timau. In Gebieten wie Naivasha und Nakuru sind die Farmen recht

stark untereinander vernetzt, was von Technologieanbietern bei der Verbreitung ihrer Lösungen genutzt werden kann

bzw. sollte.

Insgesamt gibt es in Kenia ca. 150 registrierte Blumenfarmen, davon sind 50% (d.h. genau 72) Mitglied beim Kenya

Flower Council. Ca. 50% der Blumenfarmen befinden sich in internationaler Hand, die meisten Besitzer stammen aus

den Niederlanden und Großbritannien, sowie nachrangig aus Israel und Südamerika. Daneben gibt es tausende von

kleinen „outgrowers“. Nach Angabe des Kenya Flower Council sind ca. inzwischen eine halbe Millionen Menschen in der

Blumenindustrie tätig.

Angesichts der Bedeutung des Sektors für die kenianische Volkswirtschaft wird viel getan, um international

wettbewerbsfähig zu sein. Viele Blumenfarmen müssen Anforderungen besonders von europäischen Käufern an eine

saubere, „grüne“ Lieferkette, einschließlich der Einhaltung von sozialen und umweltfreundlichen Standards, gerecht

werden. Daher hat der Kenya Flower Council einen „Code of Conduct“ mit einem entsprechenden Auditierungs- und

Zertifizierungswesen eingeführt. Der vom Kenya Flower Council (KFC) eingeführte „Code of Practice“ und die

entsprechende Zertifizierung von Farmen ist inzwischen international anerkannt; laut diesem Verhaltenskodex werden

regelmäßig u.a. das Human Ressource Management (Sozialstandards), die Hygieneverhältnisse, landwirtschaftliche

Praktiken, Produkt-Qualitätsmanagement, Umweltfreundlichkeit etc. überprüft.

Die Blumenfarmen haben hohe Management-Standards erreicht und bewegen sich auf recht hohem technischem Niveau;

viele nutzen computergesteuerte Tröpfchen-Bewässerung und Belüftungssysteme für ihre Treibhäuser, Dünger-

Recycling-Systeme, Abwasserbehandlungsanlagen etc. Mehr und mehr Blumenfarmen erwägen auch, in erneuerbare

Energien zu investieren. Auf 2 Rosenfarmen (Simbi Roses und P.J. Dave) wurden Biogasanlagen mit einer Kapazität von

60 bzw. 100 kW als Pilotprojekt und auch mit Bezuschussung durch die kenianische Regierung installiert; seit 2 Jahren

zeigen Rosenfarmen zunehmendes Interesse an Solar PV: Uhru (72 kW), Tambuzi (60 kW), Timaflor und Olij (100 kW)

haben in entsprechende Systeme investiert.

Biogas- und Strompotenziale

Aus einer Tonne volatile solids lassen sich 360 m3 Biogas bzw. 201 m3 Methangas erzeugen, laut DBFZ-Studie. In der

Annahme, dass eine Tonne frischen Blumenabfalls 24,8% volatile solids enthält, kann man also 54 m3 Methangas mit 1

Tonne Blumenabfall erzeugen6. Erfahrungen zeigen, dass sich der Abfall auf ca. ein Drittel der exportierten Blumen

beläuft.

Auf dieser Basis lässt sich das Potenzial für Methangas und Strom für den kenianischen Blumensektor wie folgt

berechnen:

Tabelle 12: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Blumensektor

Potenziale Annahmen

Methangas 2.224.962 m3/ Jahr 54m3 Methan/ Tonne Blumenabfall;

124.858 Tonnen Blumenexporte (im Jahr

2013); ca. 33% davon Abfall (41.203 Tonnen)

Stromproduktion 6.674.886 – 8.009.863 kwH/ Jahr 10 kWh Gesamtenergie/ m3 Methan;

Effizienz von 30-36% bei Stromproduktion

Stromerzeugungskapazität 950 kW - 1 MW 7000-8000 Volllast-Stunden/ Jahr

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Basiswerten von DBFZ/ Elmar Fischer

et al (2010)

6 Die Pilotanlagen bei Simbi Roses und PJ Dave ergeben hingegen, dass aus 1 Tonne Abfall lediglich 60-80 m3

Biogas, d.h. 33 -45 m3 Methangas erzeugt werden.

31

Die Zahlen zeigen bereits, dass das Potenzial relativ begrenzt ist und damit offenbar nur der Netzstrom für einzelne,

ausgewählte stromverbrauchende Anlagen wie Pumpen substituiert werden kann, aber bei weitem nicht der Bedarf

ganzer Farmen gedeckt werden kann. Auf den gesamten Stromverbrauch im Blumensektor bezogen, der auf ca. 70 Mio.

kWh geschätzt wird, können max. 10% des Verbrauchs mit Strom aus Biogas gedeckt werden:

Tabelle 13: Schätzung des Stromverbrauchs im kenianischen Blumensektor

Parameter Annahmen

Blumenstämme/ Jahr 730 Mio. / Jahr Blumenfarmen in der Region Naivasha

produzieren durchschnittlich 1 Mio.

Stämme/ Tag;

Das sind max. 50% der landesweiten

Produktion

Spezifische r Stromverbrauch 100 kWh/ 1000 Stämme Laut Energieaudits in einzelnen

Blumenfarmen

Landesweiter Stromverbrauch im

Blumensektor

73 Mio. kWh

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014)

Diese Schlussfolgerung ergibt sich auch bei der Betrachtung einzelner Blumenfarmen:

Die Shalimar Flower Ltd. gehört zu einer der führenden Hortikultur-Firmen in Kenia, East Africa Growers. Shalimar baut

auf 30 ha Rosen an; auf weiteren 70-80 ha wird Gemüse angebaut. Der monatliche Rosenertrag beläuft sich auf ca

250.000 Stämme.

Tabelle 14: Fallstudie Shalimar/ East Africa Growers: Potenzial Biogas und Stromproduktion


Blumenabfall 60 Tonnen/ Monat Laut Aussage des Farm-Manager 2

Tonnen/ Tag

Biogas 3.240 m3/ Monat

38.880 m3/ Jahr

54m3 Methan/ Tonne Blumenabfall;

Stromproduktion 116.640 – 139.968 kWh/ Jahr

(9.720 – 11.664 kWh/ Monat)



Stromproduktion

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014): Eigene Berechnungen auf Basis von Erhebungen bei SHALIMAR und von

Basiswerten der DBFZ-Studie

Betrachtet man den monatlichen Stromverbrauch der Blumenfarm zum Beispiel im Monat März in Höhe von 75.651 kWh

(laut Stromrechnung für den genannten Monat) reicht der Abfall aus den Rosen aus, um 10-15% des Strombedarfs zu

decken. Bricht man die Daten noch weiter runter, können täglich bis zu knapp 400 kWh erzeugt werden – dies reicht aus,

um 4-5 Stunden Pumpen mit einer Last von 90 KW zu betreiben. Der Strombedarf einer Blumenfarm in der

Grössenordnung von Shalimar ist in Abbildung 11 dargestellt.

Angesichts der grundsätzlich geringen

Verlässlichkeit der Angaben, die sowohl in

Interviews von den Gesprächspartnern als auch im

Rahmen von Energieaudit-Reports gemacht werden,

wurden mehrere Blumenfarmen betrachtet. Die

Farm Kisima in der Nähe von Timau in der Mt.

Kenia, die die gleiche Blumenabfallmenge angibt

(d.h. 2 Tonnen/ Tag) hat einen durchschnittlichen

monatlichen Stromverbrauch von 23.835 kWh

(entspricht knapp 800 kWH pro Tag), was lediglich

Green Houses 39%

Pumps 17%

Pre-cool store 3%

Final storages 8%

Lamps Fluos 4%

box sulfur burners

20%

Various power 9%

Abbildung 11: Stromlast einer

Blumenfarm

32

Quelle: GIZ, Sungrowers- Harnessing the renewable energy potential in the Kenyan Flower Industry, May 2014, S. 11f.

30% des Shalimar-Verbrauchs sind7. Das bedeutet, dass mit den 400 kWh, die sich aus 2 Tonnen Blumenabfall

generieren lassen, die Hälfte des Tages-Stromverbrauchs gedeckt werden kann – eine wesentlich bessere Bilanz, die es

durchaus lohnenswert erscheinen lässt, vor allem die Wirtschaftlichkeit einer Investition in eine Biogasanlage zu prüfen.

Chancen und Hürden

Laut Energie-Auditreports und eigenen Angaben der Farmen ist die spezifische Energieintensität pro 1000 Rosen-Stengel

sehr unterschiedlich von Farm zu Farm, z.B. zwischen 9 kWh (Terrasol), 16 kWh (Xpressions), 20 kWh (KISIMA) und 98

kWh (anonymisierter Report). Ursache dafür liegt im Wesentlichen am nötigen Pumpenaufwand für die

Wasserversorgung und der Wasseraufbereitung. Dies hat natürlich Auswirkungen auf den Anteil des Strombedarfs, der

durch Strom auf Basis von Biogas erzeugt werden kann. Wie die Fallbeispiele zeigen, variiert die Fraktion zwischen 10-

50%.

Vorteilhaft ist, dass Blumenfarmen grundsätzlich als finanzstark betrachtet werden können, die relativ guten Zugang

auch zu Fremdkapital haben sollten, nicht zuletzt da sie ihre Einnahmen in Devisen erwirtschaften und somit Zugang zu

den zinsgünstigeren Krediten in Fremdwährung (USD/ EURO) haben. Die relevante Klientel sind dabei natürlich die

großen Farmen, z.B. mit Anbauflächen zwischen 15 – 50 ha. Dies sind u.a. die 72 Blumenfarmen, die beim Kenya Flower

Council Mitglied sind.

Die Blumenfarmen sind eine interessante Klientel, auch weil sie wegen der Anforderungen der Importländer and eine

„grüne Lieferkette“ tendenziell an umweltfreundlichen Energiequellen interessiert sein sollten. Natürlich müssen die sich

auch wirtschaftlich rechnen, wobei eine „Grüne-Prämie“ sicherlich eingerechnet werden kann.

Eine Hürde ist, dass die Sammlung der Abfälle logistisch relativ aufwendig ist.

3.3 Gemüse- und Obstfarmen und -industrie

Gemüse- und Obstproduktion und Sektorstruktur

Gemüse und Obst machen den Großteil des Hortikultur-Sektors aus , der wiederum mit 21% zu den landwirtschaftlichen

Exporten beiträgt. Führende Exportprodukte sind Brechbohnen und Zuckerschoten; Exportfrüchte sind vor allem

Mangos, Avocados und Passionsfrüchte. Der gesamte Sektor, einschliesslich also auch der Blumen, wächst mit 20%

jährlich und ist damit der dynamischste Sektor in der kenianischen Landwirtschaft.

Abbildung 12: Anteile der Sub-Sektoren an der wertmässigen Hortikultur-Produktion

Quelle: HCDA/ Ministry of Agriculture, Horticulture validated report, 2012

7 Befremdlich ist, dass KISIMA einen Rosenertrag von 40.000 Stämmen pro Tag hat (und damit fast 5-mal mehr

Stengel produziert) als auf der Farm Shalimar auf einer fast doppelten Anbaufläche.

33

Wertmässig wie auch von der Produktion hat der Gemüse-Subsektor mit 48% den größten Anteil am Hortikultur-Sektor:

in 2012, wurden 6,1 Millionen Tonnen Gemüse produziert; die Gesamtproduktion im Hortikultur-Sektor betrug 12,6

Millionen Tonnen (s. Abbildung X). Im Vergleich zum Blumensektor, ist der Exportanteil bei Gemüse und Obst relativ

gering: Nur 2,2% des Gemüse werden exportiert. Die Exportrate beim Obst beträgt 2,1%. (im Jahr 2012)

Quelle: HCDA/ Ministry of Agriculture, Horticulture validated report, 2012

Die Gemüseproduktion ist zwischen 2010 und 2012 um 14% auf 6,1 Mio. MT angestiegen. Kartoffeln, Tomaten, Kohl,

Süßkartoffeln und Grünkohl allein machen hiervon 89% aus.

Tabelle 15: Gemüse-Produktion in Kenia, nach Gemüsearten (in `000 MT)

2010 2012 Wachstum

2012/2011

Kartoffeln 2.725 2.915 + 23,3%

Kohl 761 684 +14,6%

Tomaten 375 397 -1%

Süßkartoffeln 311 365 +21,7%

Grünkohl 354 367 +6,1%

Erbsen (Garden peas) 108 234 +134%

Grüner Mais 4 111 +2200%

Karotten 69 95 +30,1%

Brechbohnen 37 44 +10%

Stangenbohnen 5 31 +675%

Butternut 7 21 +200%

Süßer Pfeffer 6 17 +183%

TOTAL 4.660 5.313 + 14% Quelle: HCDA/ Ministry of Agriculture, Horticulture Validated Report 2012

Von den 134.000 Tonnen Gemüseexporten sind 23% verarbeitetes Gemüse verarbeitet.

Die Obstproduktion hat sich im Zeitraum 2010 – 2012 fast verdoppelt, von 2.848.028 MET auf 5.236.365 MET.

Besonders hierzu beigetragen hat der Produktionszuwachs bei den Mango: Während in 2010 noch 593.499 MET lediglich

geerntet wurden, waren es im Jahr 2012 2.781.706 MET. Das sind fast 50% der gesamten Obstproduktion.

34

Tabelle 16: Obst-Produktion in Kenia, nach Obstarten

2010 2011 2012 Wachstum

2012/2011

Mango 593.499 636.535 2.781.706 +337%

Bananen 1.253.494 1.197.988 1.394.412 +16,4%

Ananas 328.219 371.310 465.938 +25,5%

Avocado 202.294 201.478 186.292 -7,6%

PawPaw 98.144 118.372 117.903 -0,4%

Orangen 101.853 125.531 98.342 -21,7%

Melone 57.400 66.196 86.833 +31,2%

Passionsfrucht 104.437 122.362 37.634 -69,3%

TOTAL 2.768.435 2.848.028 5.236.365 +83,9% Quelle: HCDA/ Ministry of Agriculture, Horticulture Validated Report 2012

Laut FPEAK gab es eine Konzentration bei den Gemüsefarmen und –produzenten: Hatten die Kleinfarmer bis vor 2

Jahren noch einen Anteil von 70%, ist dieser Anteil auf 30% gesunken. Gemüsefarmen unter 10 ha gibt es immer

weniger. Große Farmen wie East Africa Growers (EAC) ziehen vor, mit „outgrowers“ mit einer Anbaufläche von 10 ha

zusammenzuarbeiten. Grund dafür ist, dass sich bei grösseren leichter internationale Standards – genannt wird vor allem

die Höchstmengen für Pestizidrückstände MRL - einführen lassen.

Führende Gemüsefarmen sind: East Africa Growers (insgesamt 250 MT Produktion/ Woche in der Hochsaison), Vegpro,

AAA Growers mit 30 MT/ Tag auf einer Fläche von 650 ha und KHE (Kenya Horticulture Exporters).


Laut DBFZ-Studie können mit einer Tonne Gemüse-Frischabfall 39 m3 Methangas erzeugt werden. Dieser Ertrag ist

relativ klein im Vergleich zu anderem Substrat (z.B. Ananasabfall oder Kommunalabfälle), obgleich mit einer Tonne

volatile solid 295 m3 Methangas produziert werden kann, was höher ist als die Vergleichswerte für volatile solids von

Ananasabfällen, Blumenabfällen und Kommunalabfällen. Grund ist der geringe Anteil der volatile solids an den

Frischabfällen, nämlich, 10,8% (im Vergleich Blumenabfall: 24,9%, Ananas: 14%, Kommunalabfälle 27%). Zu bedenken

ist allerdings, dass der Methangas-Ertragswert von 39 m3 lediglich auf der Substratsanalyse einer einzelnen Gemüsefarm

beruht und daher nicht als Durchschnittswert für die Gesamtabfallmenge bei der Gemüseproduktion gesehen werden

kann.

Die Abfallmenge pro Tonne Gemüse ist sehr schwer zu erfassen: Eine der führenden Gemüsefarmen Kenias, AAA

Growers beziffert seinen Abfall mit 5 MT bei einer Gesamtproduktion von 30 MT. Demnach liegt der Anteil von Abfall am

Produkt 16,7%. Nimmt man die 39 m3 Methangas pro Tonne Frischabfall – ungeachtet der Unterschiede bei den

verschiedenen Gemüsesorten – lässt sich das Biogas/ Methangas- und Stromerzeugungspotenzial mit Gemüseabfällen

wie folgt berechnen:

Tabelle 17: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Gemüsesektor

Potenziale Annahmen

Abfallmenge 1.018.700 Tonnen Abfall Repräsentative Gemüsefarm in Kenia, AAA: 5MT bei

einer Gesamtproduktion 30 MT/ Tag, d.h. 16,7%

6,1 Mio. Tonnen Gemüseproduktion in 2012

Methangas 39.729.300 m3/ Jahr 39m3 Methan/ Tonne Gemüse-Frischabfall;

1.018.700 Tonnen Abfall

Stromproduktion 119.187.900 – 143.025.480 kwH/

Jahr(326.542 – 391.850 kWh/ day)



Stromerzeugungska

pazität

17 MW – 17,9 MW 7000-8000 Volllast-Stunden/ Jahr

35

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014): Eigene Berechnungen auf Basis von Basiswerten DBFZ/ Elmar Fischer et al

(2010)

Hier ist natürlich zu berücksichtigen, dass die Abfälle recht dezentral anfallen: Zum einen werden „schlechte“ Produkte

teils auf den Farmen aussortiert, wobei ein Großteil des Gemüse von kleineren „outgrowers“ angebaut und geerntet wird.

Zum anderen fällt Abfall bei der Verpackung an (Fein-Aussortierung, Abschneiden von unnötigem Grünzeug etc.), die

aber meistens in Packhäusern in Nairobi geschieht. Demnach ist die Kapazität von 17-18 MW sehr theoretisch und soll

nur ein Gefühl für das Potenzial geben.

Umso wichtiger ist es, auf die Situation einzelner (grösserer) Farmen zu werfen. Die Großfarmen, die eine relevante

Kundengruppe deutscher Unternehmen darstellt, bauen vor allem Bohnen, Erbsen, Kohl/ Broccoli und Salat an, die aber

nur einen sehr geringen Anteil an der Gesamtgemüseproduktion ausmachen: So wurden im Jahr 2012 lediglich 1.126

Tonnen Broccoli und 1.580 Tonnen Salat produziert.

Tabelle 18: Fallstudie AAA Growers (gesamt): Potenzial Biogas und Stromproduktion


Gemüse-Frischabfälle 5 MT/ Tag (4,92 Tons) http://www.arthaplatform.com/casestudies/36/aaa-

growers-farming/

Methangas 191 m3/ Tag 39 m3/ tons Gemüse-Frischabfall;

Stromproduktion 573 – 687,6 kWh/ Tag 10 kWh Gesamtenergie/ m3 Methan;


Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Erhebungen bei AAA Growers und von

Basiswerten DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010)

Zu berücksichtigen ist , dass der angegebene Abfall von 5 MT auf 4 verschiedenen Farmen mit einer Gesamtanbaufläche

von 650 ha anfällt, die hunderte Kilometer voneinander entfernt sind. Daher stellt sich die Frage, ob eine Biogasanlage

auf einer einzelnen Farm Sinn macht.

Die grösste Farm bei Nyahuru (Simba Farm) baut Gemüse auf 380 ha an, was 58% der Gesamtfläche entspricht. Laut

Aussage des Farm-Managers fallen täglich 4 Tonnen Abfall dabei an. Auf Basis obiger Annahmen lassen sich damit knapp

561 kWh/ Tag Strom mit dem Methangas aus den Gemüse-Frischabfällen produzieren.

Shalimar mit einer Anbaufläche von 70-80 ha Gemüse gibt den Abfall mit 0,6 Tonnen/ Tag an, was ziemlich genau im

Verhältnis zu den Angaben von AAA Growers steht. Shalimar kann knapp 100 kWh/ Tag mit Methangas erzeugen, was

einem Stromverbrauch der Gemüsefarm von 2500 kWh/ Tag (im März 2014) gegenübersteht.

Die Beispiele zeigen, dass nur ein relativ kleiner Bruchteil des Strombedarfs mit einer Biogasanlage gedeckt werden

könnte.

In der Obstproduktion wurde vor allem die Mango-Verarbeitung betrachtet. Von Interesse sind zum Beispiel die

Firmen „Organic Growers & Packers“ und Kevian:

Organic Growers and Packers bauen derzeit Verarbeitungskapazitäten für 150-200 Tonnen Obst pro Tag, d.h. konkret

entweder 150 Tonnen Mango oder 225 Tonnen Bananen; die Verarbeitung beider Früchte mit derselben Anlage erfolgen.

Laut Angabe der Firma fallen pro Tonne Frischobst 25% (Mango) bzw. 50% (Bananen) Abfall an. Mangoabfälle umfassen

vor allem Stein (seed) und Schale (peel); die Anteile der einzelnen Abfallarten an der frischen Frucht variieren sehr stark

je nach Mangosorte: Schalen haben demnach einen Anteil von 7-24% Anteil am Gewicht der frischen Frucht, der Stein

ein Anteil zwischen 20-60!. Für die Fermentierung eignen sich die Mangoschalen.

http://www.arthaplatform.com/casestudies/36/aaa-growers-farming/

http://www.arthaplatform.com/casestudies/36/aaa-growers-farming/

36

Demnach ergibt sich folgendes Biogas- und Stromproduktionspotenzial:

Tabelle 19: Fallstudie Organic Growers & Packers: Potenzial Biogas und Stromproduktion


Abfallmenge, Mangoschalen

(peels)

10,5 Tonnen/ Tag Konservativ: 7% der Frischfrucht ist Schale;

Verarbeitung von 150 Tonnen Mango/ Tag

Organische Abfälle 1,34 Tonnen/ Tag Lt. Einem deutschen Planungsbüro: 15%

Trockenabfall, 85% des Trockenabfalls ist Organik

Biogas 669 m3/ Tag

Laut dt. Planungsbüro: 500 m3 Biogas/ Tonne

Organik (Erfahrungswert aus Anlage in Indien)

Methangas 401,4 m3/ Tag Methangehalt:

bei zweistufigem System: 60%

Stromproduktion 1.445 kWh/ Tag 10 kWh Gesamtenergie/ m3 Methan;


Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Erhebungen bei Organic Growers und

von Basiswerten von DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010)

Der Strombedarf wird mit einer Last von bis zu 600 KW angegeben. Das heisst, dass der Strom, der sich mit dem

täglichen Abfall erzeugen lässt, nur ausreicht, um 2 ,5 Stunden am Tag den gesamten Bedarf zu decken. Abgesehen von

der Nutzung des Biogases zur Stromproduktion stellt sich besonders bei fruchtverarbeitenden Betrieben die Frage, ob das

Biogas nicht direkt zur Produktion von Wärme und Dampf genutzt werden kann, z.B. im Prozess der Sterilisierung.

Chancen und Hürden

Zentrale Frage, wo konzentrierte Abfälle anfallen und dort auch zugleich ein entsprechender Strombedarf besteht.

Fallbeispiele zeigen, dass i.d.R. nur ein Bruchteil des Strombedarfs mit Strom aus Methangas gedeckt werden kann. Die

gilt sowohl für Gemüseframen als auch für die Obstverarbeitung (Mango). Das Bild wandelt sich allerdings, wenn die

Gemüseabfälle mit Abfällen aus dem Maisanbau (Baby-Corn) gemischt werden, wie das Projekt bei Vegpro zeigt.

Erschwerend kommt hinzu, dass besonders bei der Gemüseproduktion die Abfälle sehr dezentral anfallen; bei der

Obstproduktion ist das Problem, dass Obst wie Mango sehr saisonal geerntet wird, was die Wirtschaftlichkeit erheblich

beeinträchtigt.

Erwartungsvoll wird man das Projekt bei Vegpro verfolgen. Verläuft dies erfolgreich, wird es eine große Signalwirkung

auf die anderen großen Gemüsefarmen haben, sofern die Möglichkeit besteht, auch Abfälle aus dem Maisanbau zu

nutzen. Potenziale in der Obstverarbeitung sind insgesamt als gering zu bewerten, vor allem da es nur sehr wenige

Obstverarbeitungsfirmen gibt.

3.4 Kaffeefarmen und –industrie

Kaffeeproduktion und Sektorstruktur

Kenia ist Produzent hochwertigen Kaffees; es wird fast ausschliesslich der ARABICA angebaut, der auf einer Höhe von

1400-2100 m auf reichhaltigem vulkanischen Boden wächst. Obgleich der heimische Konsum langsam zunimmt, werden

noch 94% des Kaffees exportiert. Hauptabnehmer sind vor allem Deutschland (26% der kenianischen Kaffeeexporte) und

Belgien (20%), gefolgt von Schweden (14%) und den USA 811%). Im weltweiten Vergleich spielt Kenia allerdings als

Kaffeeproduzenten mengenmäßig eine relativ geringe Rolle und liegt mit seiner Jahresproduktion weit hinter Brasilien

(42,5 Mio. 60 Kg Säcke), Vietnam (15 Mio. Säcke9, Kolumbien (11,6 Mio.) und sogar Uganda (2,5 Mio. Säcke).

37

Für Kenia aber ist der Kaffee einer der wichtigsten Exportgüter, wenngleich der Anteil von Kaffee an den wertmäßigen

Exporten gegenüber Hortikultur und Tee in den 90er Jahren drastisch gesunken ist. Zu „Hochzeiten“ hatte Kaffee teils

einen Anteil von 40%; im Zeitraum von 2005-2009 sank dieser auf 6% (Hortikultur: 34%, Tee 32%). Im Marketing-Jahr

2012/2013 (beginnt immer im Oktober) wurden 800.000 60 kg Säcke produziert; laut Prognose der amerikanischen FAS

(Foreign Agricultural Services) wird im laufenden Jahr (0ktober 2013 – September 2014) aber mit einer Steigerung der

Produktion um 50.000 Säcke gerechnet (6,3%).

Ein Grund für den Aufwärtstrend ist der steigende Kaffee-Preis auf dem Weltmarkt: Laut FAO erholt sich der

Kaffeepreise seit 2002 wieder, besonders seit 2010 – nach einem drastischen Fall von 1700-1800 USD/ mt (1986) auf

300-350 USD/ mt (2002), mit einer Erholungsphase zwischen 1992 und 1996; inzwischen hat der Kaffeepreise wieder

ein Niveau von 1200 USD/ mt (2011) erreicht.

Die Wirtschaftlichkeit der Kaffeeproduktion in Kenia ist dessen ungeachtet durch die relativ geringe Produktivität

beeinträchtigt: Während die internationale Bestmarke für den Ertrag pro Kaffee-Busch bei 30-40 kg Kaffeekirschen/

Jahr liegt, liegt der durchschnittliche Ertrag in Kenia bei 2 kg. Eine Ursache ist, dass die Kaffeekirschen in Kenia noch

vollständig per Hand gepflückt werden: Geländeform und Bepflanzung der Plantagen lassen den Einsatz von

Erntemaschinen nicht zu.

Ausserdem trägt die duale Struktur des Sektor zur geringen Produktivität bei: Das Gros des Kaffees wird von 600.000-

700.000 Kleinfarmern angebaut; daneben gibt es ca. 50 grössere Kaffeeplantagen mit jeweils mehr als 50 ha. Der Ertrag

der Kleinfarmer ist bei weitem niedriger als auf den Plantagen, was am intensiveren Einsatz von Bewässerungssystemen,

Dünger, Pestiziden, Herbiziden und Pilzvernichtungsmitteln liegt.

Die Kleinfarmer sind in Kooperativen organisiert (ca. 1000-3000 Kleinfarmer pro Kooperative), die die Kaffeekirschen

mit Pulpen verarbeiten und dann trocknen. Eine der größten Kooperativen ist zum Beispiel Othaya, die 280 Tonnen

Box 2: Basisinformationen zur Kaffeeverarbeitung

Eine reife gepflückte Kaffeekirsche besteht zu hohem Anteil aus

Wasser. Den Kern bildet die Kaffeebohne; diese wird umschlossen

von einem Silberhäutchen und einem Pergamenthäutchen

(Pergamino), das wiederum von einer feinen Schleimschicht

umgeben ist. Umschlossen wird diese von dem Fruchtfleisch der

Kaffeekirsche (Pulpe), das ca. 40-50% der gesamten Frucht

ausmacht.

Nur 14-20 % des Gesamtgewichts von frisch geerntetem Kaffee kann Quelle: http://www.g-wie

gastro.de/images/kaffeekirsche.jpg

konsumiert werden.

Es gibt 3 Arten zur Verarbeitung der Kaffeekirschen: Die (1) trockene Aufbereitung, (nasse Aufbereitung und (3)

halbtrockene Aufbereitung. In Kenia kommt i.d.R. die nasse Aufbereitung zum Einsatz.

Bei der nassen Aufbereitung wird eine spezielle Maschine, der sogenannte Pulper, genutzt, um das Fruchtfleisch von

der Kaffeebohne abzutrennen. Kaffeebohnen sollten innerhalb von 12 Stunden, spätestens 24h nach Ernte zur

Nassaufbereitung gelangen, um den Gärungsprozess zu verhindern. Nachdem die Pulpe abgelöst wurde, werden die

entpulpten Kaffeebohnen in einem Wasserbecken gelagert, in dem sie einen Gärungsprozess durchlaufen und die am

Pergamenthäutchen haftenden Restbestände gelöst werden. Nach dieser Fermentation werden die Bohnen noch

einmal gewaschen und anschließend ebenfalls auf ca. 12% Feuchtigkeit getrocknet. Der Trocknungsprozess an

speziellen Trockenplätzen dauert weitere 10 bis 15 Tage.

38

Kaffee produzieren; 15.000 Mitglieder bzw. kleinere Farmbetriebe liefern die Kaffeekirschen, die in 19 „Pulping“-

Stationen verarbeitet werden. Die Kooperative betreibt eine eigene Mühle.

Grössere Kaffee Farmen sind z.B. SASINI, KOFINAF und KIBUBUTI. Einige große Farmen mahlen auch den Kaffee und

sind somit vollständig integrierte Kaffeeunternehmen. Es gibt insgesamt nur 9 Unternehmen, die den Kaffee mahlen, d.h.

die meisten Farmen beschränken sich auf das „Pulping“ und liefern dann die getrockneten Kaffeebohnen an die Mühlen.

Obwohl die Farmen inzwischen ihren Kaffee direkt an Kunden/ Käufer vertreiben dürfen, werden noch 95% des Kaffees

über Marketing-Agenten auf der Auktion verkauft. Damit sind die Farmen den teils recht starken Preisschwankungen

ausgesetzt, woraus sich Unsicherheiten bzg. Einkommen ergeben. Der Coffee Development Fund verfolgt daher das Ziel,

das Wissen der Farmer über ihren eigenen Kaffee zu verbessern, so dass sie in die Lage kommen, auf direktem Weg den

Kaffee zu vertreiben und damit feste Preise zu erzielen. Mit Blick auf die Einkommenssituation der Kaffeeindustrie

kommt erschwerend dazu, dass nicht kontinuierlich geerntet werden kann: Es gibt 2 Ernten – die Haupternte ist

zwischen September und Dezember (4 Monate); die Zweiternte ist April bis Juni (3 Monate).

Mit Blick auf Anlagen zur Abfallverwertung sind grössere Farmen und Kooperativen und besonders natürlich die großen

Plantagen von Interesse.


Die trockene Kaffeebohne, die gemahlen werden kann, macht lediglich 14%8 des Gewichts einer frisch geernteten

Kaffeekirsche aus; der Rest ist Abfall.

Abfälle, die sich zur anaerobischen Gärung und somit zur Biogas-Erzeugung eignen, sind bei der Kaffeeproduktion

hauptsächlich die Pulpa: Diese macht laut Aussage kenianischer Kaffeefarmen rd. 50% des Gewichts der frischen

Kaffeekirsche aus. Daneben fällt der Fruchtschleim an, der von der nassen Kaffeebohne bei der Fermentation des

entpulpten Kaffees abgelöst und abgewaschen wird. Er ist schliesslich Teil des Abwassers, das ebenfalls energetisch

genutzt werden kann.

Ausgehend von einer Produktion von ca. 800.000 Säcken (à 60 kg), also 48.000 Tonnen, beläuft sich die Menge

geernteter Kaffee-Kirschen auf ca. 336.000 Tonnen

Tabelle 20: Potenzial Biogas und Stromproduktion im Kaffeesektor

Potenziale Annahmen

Pulpa-Menge 168.000 Tonnen/ Jahr Pulpa: Bis zu 50% Gewicht der frischen

Kaffeekirsche;

Produktion Kenia: 48.000 Tonnen/

Jahr; Ernte 336.000 Tonnen Kaffee-

Kirschen

Methangas 7.560.000 m3/ Jahr Laut DBFZ-Studie 45m3 Methan/

Tonne Frisch-Abfall bzw. Pulpa;

Stromproduktion 22.680.000– 27.216.000 kwH/

Jahr

(129.600 kWh/ day)



Stromproduktion

Stromerzeugungskapazität 5,4 MW Ca 5000 Volllast-Stunden/ Jahr

(bei 7 Monaten Verarbeitung geernteter

Kaffeekirschen)

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen

8 Aussage lokaler Kaffeefarmen. In der Literatur wird der Anteil der trockenen Kaffeebohne an der Kaffeekirsche

mit 21% angegeben, vgl. z.B. M.Hofmann et al., Vergärung von Pulpa aus der Kaffee-Produktion, Mai 2003, S. 7.

39

Damit lassen sich 7,5 Mio. m3 Methangas und letztlich max. 27 Mio. kWh erzeugen. Legt man Zahlen des DBFZ

zugrunde, wonach die Produktion 1 Tonne Kaffee mit 2,15 Tonnen Pulpa einhergeht, fallen 103.200 Tonnen Pula pro

Jahr an. Damit lassen sich knapp 17 Mio. KWh Strom erzeugen.

Von Bedeutung für deutsche Biogas-Anlagenbauer sind primär die grösseren Plantagen. Auf Empfehlung des Kenya

Coffee Board wurde die Hill Farm besucht, die Kaffee auf 324 ha anbaut und eine der ersten Kaffeeprozenten war (seit

1900). Sie gehört der Diäzöse Nyeri und baut auf weiteren1000 ha Hortikultur-Produkte und Reise an ebenso wie sie

auch Viehzucht betreibt. Darüber hinaus gehören verschiedene Einrichtungen wie ein Krankenhaus, eine Journalismus-

Schule zur Farm.

Tabelle 21: Fallstudie Hill Farm: Potenzial Biogas und Stromproduktion


Kaffeeproduktion/ Jahr 344 Tonnen (2013)

Verarbeitung Kaffeekirschen 2408 Tonnen (2013) 1 Tonne Kaffee wird aus 7 Tonnen

frischen Kaffeekirschen gewonnen

Pulpa 1204 Tonnen/ Jahr Pulpa: Bis zu 50% Gewicht der frischen

Kaffeekirsche, laut Hill Farm

Methangas 54.180 m3/ Jahr Laut DBFZ-Studie 45m3 Methan/

Tonne Frisch-Abfall bzw. Pulpa;

Stromproduktion 162.540 – 195.048 kWh/ Jahr

(über 7 Monate verteilt);

27.864 kWh/ Monat

1.393 kWh/ Tag (bei 20 Tagen/

Monat)



Stromproduktion;

Die Pulper sind 5 Tage/ Woche und 6

Stunden/ Tag in Betrieb –d.h. ca. 120

stunden/ Monat

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Erhebungen bei Hill Harm und auf

Basis von Annahmen von DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010)

Die Hill Farm hat in den Ernte-Monaten einen Stromverbrauch von ca. 3600 kWh, d.h. ca. 180 kWh/ Tag; in den

anderen Monaten wird höchstens ein Drittel des Stroms verbraucht. Demnach kann mit dem Abfall die 7-fache Menge

Strom generiert werden, die auf der Farm verbraucht wird. Anzumerken ist, dass die Hill Farm bislang nur entpulpt und

die trockenen Kaffeebohnen dann an Central Coffee Millers liefert; aber sie erwägt, in eine Kaffeemühle zu investieren (15

Mio. KSH), sobald sie die Lizenz zum direkten Vertrieb des Kaffees erworben haben und sie damit mit Käufern feste Preis

aushandeln können. Damit würde der Strombedarf auch steigen, wobei immer noch ein großer Teil an eventuell andere

Verbraucher der Farm und der Diäzöse geliefert werden könnten, bestenfalls über power wheeling.

Die Investition in eine Biogasanlage müßte sich primär aus der Einsparung von Netzstrom amortisieren; inwieweit

Dünger (teilweise) durch die Verwendung der Gülle, die auch dem Vergärungsprozess resultiert, müßte analysiert

werden. Gegenwärtig belaufen sich die Stromkosten in Monaten der Hochsaison auf ca. 75.000 KSH/ Monat (20,8 KSH/

kWh); in Monaten ohne Kaffeeernte beläuft sich die monatliche Stromrechnung auf 15.000 – 25.000 KSH, d.h. max. ein

Drittel. Bei einer Erntezeit von ca. 6 Monaten (laut Aussage der Hill Farm) ergeben sich Gesamtstromkosten von

maximal 600.000 KSH / Jahr.

Auf der Basis der monatlichen Stromkosten wird eine maximale Last von 27 kW (Hochsaison) und 7-8 kW (Nebensaison)

geschätzt. Die zusätzliche Last von 20 kW in der Hochsaison wird durch den Einsatz der Pulper hauptsächlich verursacht.

Eine stark vereinfachte Berechnung der Amortisationszeit ergibt, dass bei Investitionskosten von 2.500 USD/ KW auf der

einen Seite und den gegenwärtigen Strompreisen sowie der möglichen Substituierung von Netzstrom auf der anderen

Seite die Attraktivität einer Biogasanlage recht eingeschränkt ist: Sie wäre erst nach 11 Jahren amortisiert. Dabei sind

40

Betriebskosten, etwaige Finanzierungskosten etc. noch nicht berücksichtigt. Die pay-back Periode liesse sich allerdings

reduzieren, wenn die Biogasanlage in der Kaffee-Low-Season mit anderem Substrat aus der Diäzöse gefüttert werden

könnte – was angesichts des weiteren landwirtschaftlichen Anbaus der Hill Farm denkbar erscheint.

Chancen und Hürden

Insgesamt kann festgehalten werden, dass die Kaffeeindustrie ein sehr saisonales Geschäft ist. Dies bedeutet zum einen,

dass die Wirtschaftlichkeit einer Anlage beeinträchtigt wird und zum anderen ist der Zugang der Kaffeefarmen zu

Fremdkapital recht erschwert, auch weil die Kaffeepreise stark schwanken und daher die Einnahmen nur schwer

vorhersagbar sind.

Ganz davon abgesehen ist der Stromverbrauch selbst der größeren Farmen – wie am Beispiel der Hill Farm aufgezeigt –

relativ gering und daher für viele Anlagenbauer aus Deutschland, die ihr Knowhow und ihre Technologien tendenziell bei

grösseren Anlagen in Wert setzen können, nicht sehr attraktiv. Allerdings werden Kaffeefarmen interessant, sofern

Anlagen mit Hilfe anderen Substrats über das gesamte Jahr ausgelastet werden können und zudem über den Eigen-

Stromverbrauch Strom produziert und an umliegende Verbraucher (wie im Fall der Diäzöse) verkauft werden kann; Das

Beispiel Hill Farm ebenso wie erste Berechnungen für auch andere Kaffeefarmen haben ergeben, dass i.d.R. mit dem

verfügbaren Abfall weit über den Bedarf hinaus Strom erzeugt werden kann.

Da es ein enormes Potential für 20 kW Anlagen im Kaffeesektor gibt, könnten standardisierte Containerlösungen eine

Option für den kenianischen Markt darstellen.

3.5 Viehzucht und Fleischproduktion

Viehbestand, Fleischproduktion und Sektorstruktur

Tabelle 22: Viehbestand, 2012

Im Jahr 2012 haben 4,2 Mio. Kühe 3,1 Mrd. kg Milch

produziert; ausserdem wurden 4 Mrd. kg Rindfleisch bei

einem Rinder-Viehbestand von 12,3 Mio. produziert.

Dies sind aktuelle Zahlen, die vom Ministerium für

Livestock zur Verfügung gestellt wurden; allerdings wird

auch eingeräumt, dass die Viehbestände ebenso wie die

Produktion von Tierprodukten i.d. R. weit unterschätzt

werden, vor allem da es schwer ist, die Bestände der

Kleinbauern und Wanderhirten zu erfassen.

Neuesten Zahlen zufolge trägt die Viehzucht ca. 10% des

kenianischen BIP bei; der Anteil an der

landwirtschaftlichen Produktion wird mit 40-45% beziffert.

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), auf Basis von

Tabellen des Ministry of Livestock, von Robin Mbae

zur Verfügung gestellt (March 2014)

Der Anteil der Tierprodukte an den landwirtschaftlichen Exporten beläuft sich auf 30%.

Tierart Anzahl

Milchkühe 4.158.378

Rinderkühe 12.297.571

Schafe 15.503.201

Ziegen 21.327.777

Schweine 380.481

Geflügel 34.420.693

Esel 1.343.605

Kamele 2.824.732

Kaninchen 723.401

Bienenstöcke 1.725.452

Strauss 6.073

41

Tabelle 23: Tierprodukte, 2012

Kuhmilch und Rindfleisch sind mit Abstand die wichtigsten

Produkte, gefolgt von Hammelfleisch und Geflügelfleisch.

Ein Großteil geht aber in den direkten Konsum, für den die

Kleinbauern und Hirten Vieh züchten und halten. Es wird

geschätzt, dass 80% der Rinder von den kleinen

Viehzüchtern gehalten wird. Zu berücksichtigen ist, dass

der Viehbestand der Kleinviehzüchter (einschl. Nomaden)

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014) , auf Basis von

Tabellen des Ministry of Livestock, von Robin Mbae

zur Verfügung gestellt (March 2014)

sehr anfällig für Dürren und Überflutungen ist; es kommt hier gelegentlich zum Verlust einiger Tiere, aber auch ganzer

Herden.

Große Farmen und Ranches mit Rinderzucht sind u.a. in heutigen Tier-Reservaten (wildlife conservancies) zu finden:

Nachdem die kenianische Regierung im Jahr 1977 ein Jagdverbot ausgesprochen hatte und die Rinderhaltung

entsprechend schwieriger wurde (geringere Produktivität, höhere Kosten) und zugleich der Bestand von Rhinos zum

Beispiel drastisch abnahm, sahen viele traditionelle Rinderfarmen wie Ol Pejeta und Solio in den 80 er Jahren ihre

Chance darin, neben der Rinderhaltung in den Schutz von Tieren zu investieren und richteten entsprechend

Naturschutzgebiete ein. Einnahmen erzielen sie durch die Tourismus, der mit den Reservaten einhergeht. Da allerdings

der Tourismus sehr anfällig für externe Ereignisse ist und es entsprechend riskant wäre, nur auf die Einnahmen aus dem

Tourismus zu setzen, werden nachwievor Rinder gehalten. Die Ol Pejeta Ranch konzentriert sich inzwischen

hauptsächlich auf die Zucht von hochwertigen Boran-Rindern. Jährlich werden 1600 Rinder auf dem eigenen Schlachthof

geschlachtet. Der gesamte Viehbestand umfasst ca. 7000 Rinder. Ein anderes Beispiel für große Tierfarmen ist „Quality

Kakuzi products“. Das Unternehmen, das zur Kakuzi-Gruppe gehört, hält 4.407 Rinder auf 2.511 ha und hat ausserdem

einen eigenen Schlachthof und 2 Milchfarmen.

Die Zahl der Ranches wird mit 454 beziffert; die meisten sind sog. Gruppen-Ranches, auf denen Herden privater

Viehhalter gefüttert und auf das Schlachten vorbereitet werden. Etliche Ranches sind auch in Händen von Kooperativen,

die das Vieh von Händlern kaufen, hochpeppeln und dann zum Schlachten verkaufen.

Insgesamt gibt es 14 Schlachthöfe, 7 davon haben die Lizenz zum Export. Dies sind sog. Integrierte Schlachthäuser, die

ihr eigenes Vieh haben und zudem das Fleisch meistens verarbeiten. Darüber hinaus gibt es natürlich etliche einfache

Schlachthäuser, mindestens 1 pro Provinz. ZU nennen sind u.a.: Kakuzi Ltd (beef) in Thika, Kenchic Ltd (poultry) in

Nairobi, and Ol Pejeta Ranching Ltd (beef and sheep) in Nanyuki.

Produkt Menge (in Tonnen)

Kuhmilch 3.049.432

Rindfleisch 4.038.755

Hammelfleisch 846.954

Schweinefleisch 20.054

Geflügelfleisch 242.586

http://softkenya.com/town/thika/

http://softkenya.com/nairobi/

http://softkenya.com/town/nanyuki/

42

Tabelle 24: Schlachthöfe („abattoir“)

Quelle:USAID, End Market Analysis of Kenyan Livestock and Meat, March 2012; S. 29f.

Bis auf KMC sind alle Schlachthöfe (abattoir) privatwirtschaftlich. Einige werden von Kooperativen geführt, wie z.B. das

in Kiserian, das von einer Vereinigung von 16 Viehhaltern und – händlern betrieben wird.

Über diese offiziellen Häuser hinaus wird ein Großteil des Schlachtviehs zuhause oder bei nicht lizensierten Metzgern

geschlachtet: Der Anteil des Viehs, das auf diese Weise unter das Messer kommt, wird mit 94% des lokalen Marktes für

Schaf- und Ziegenfleisch bzw. 72% des Rindfleisches angegeben. Demnach wird nur ein sehr geringer Teil in den

offiziellen Schlachthöfen geschlachtet. Deren Kapazitäten sind in der Regel nicht voll ausgelastet: So hat KMC, der größte

Schlachthof, das Potenzial für 40 Tonnen Fleisch pro Woche; es bearbeitet aber nur 10 Tonnen im Durchschnitt.

Ähnlich wie in der Fleischproduktion wird nur ein geringer Anteil der Milch von großen Farmen produziert: 2008 wurde

dieser Anteil mit 20 % beziffert; 80% stammen von kleinen und mittleren Milchfarmen. Die michverarbeitende Industrie

beklagt Mängel in der Milchsammlung und dass etliche Farmer einen Teil ihrer Milch „über den Zaun“ verkaufen, statt

ihren Verpflichtungen aus den Verträgen, die oft mit den abnehmenden Industrien geschlossen werden, nachzukommen.

In vielen Gebieten wird die Abendmilch nicht mehr gesammelt und je nach Wetterverhältnissen, besonders in der

Regenzeit, wird ein Teil der Milch ebensowenig nicht regelmäßig gesammelt. So wird versucht, die Infrastruktur zur

Schlachthof Standort Kapazität Vieh Betriebs-Status

(März 2012)

Lizensierte Schlachthöfe (abattoir)ohne Exportlizenz

Njiru Nairobi 100 Rinder/ Tag

Dagoretti Nairobi 400 Rinder/ Tag Rinder, Schafe,

ZIegen

50-80%

Mlolongo Athi River 15 Kamele/ Tag Kamele Geschlossen

Mariakani Mombasa 50 Rinder/ Tag Rinder

Bisil Kajiado 50 Rinder/ Tag Rinder, Schafe,

Ziegen

Kiserian Kajiado 50-100 Rinder/ Tag,

200 Schafe/ Ziegen/

Tag

3000 Rinder/ Jahr,

3600 Ziegen/ Jahr,

4200 Schafe/ Jahr

50-65%

Ongata Kajiado 30 Rinder/ Tag Schafe, Ziegen Wird geschlossen

Schlachthöfe (abattoir) mit Exportlizenz

KMC Athi River Athi River 1000 Rinder; 1200

Schafe und Ziegen

im 3-Schichtbetrieb

1000 Rinder/

Woche; 1000 Schafe

und Ziegen/ Tag

KMC Mombasa Mombasa 300 Rinder 150 Rinder/ Tag;

100 Schafe/ Woche;

100 Ziegen/ Woche

Hurlingham/ Quality

Meat Packers

Nairobi 50 Rinder

Halal Ngong 250 Rinder Geschlossen

New Mombasa

Mnangoni

Mariakani 120 Rinder geschlossen

Farmers Choice Nairobi 300 Schweine

Choice Meats Nairobi 150 Rinder, 200

Schafe & Ziegen/

Tag

70 Rinder/ Tag, 55

Schafe &

Ziegen/Tag

43

Milchsammlung kontinuierlich zu verbessern, indem man mehr dezentrale Sammelpunkte und Kühllager einrichtet. Im

Rahmen eines Kooperationsprojektes mit HIVOs wird getestet, inwieweit sich auf den Farmen selbst kleine Kühllager

installieren lassen, die mit Biogas betrieben werden können.

Laut einer Studie aus dem Jahr 2009 waren 30 milchverarbeitende Unternehmen aktiv. Allerdings sind die großen Player

vor allem: NewKCC, Brookside, Spinknit und Githunguri.


Von der gesamten Fleischproduktion ist vor allem die Schlachtmenge in den offiziellen Schlachthöfen und

Schlachthäusern relevant: im Jahr 2009 wurden 2.057.000 Rinder geschlachtet und 5.716.000 Schafe & Ziegen. Die

Durchführbarkeitsstudie für KMC hat gezeigt, dass mit 100 Rindern und 200-300 Schafen und Ziegen ca. 4 Tonnen

anfallen, d.h. für 1 Rind und 2-3 Schafe/ Ziegen 40 kg. Rechnet man diese Zahlen auf die o.g. offizielle

Schlachtmenge hoch, so ergeben sich als Abfallmenge, die in den Schlachthöfen anfallen, 82.280 Tonnen/

Jahr.

Tabelle 25: Potenzial Biogas und Stromproduktion in der Fleischproduktion

Potenziale Annahmen

Abfallmenge

(Festabfälle)

82.280 Tonnen/ Jahr 2.057.000 Rinder/ Jahr geschlachtet; 5.716.000

Schafe / Ziegen;

1 Rind ü 2-3 Schafe/ Ziegen ergeben 40 kg Abfall

Methangas 5.936.502 m3/ Jahr Mit 200 kg Abfall lassen sich 40 m3 Biogas erzeugen

(Erfahrung aus Dagoretti Schlachthaus), d.h. 200 m3

Biogas/ Tonne.bzw. 120 m3 Methangas/ Tonne –

scheint aber sehr hoch; konservativer lt. Business

plan für Dagoretti: 6,36 Tonnen Festabfälle ergeben

705 m3 Biogas, d.h. 111 m3 Gas/ Tonne bzw.

72,15 m3 Methangas/ Tonne

Stromproduktion 17.809.506– 21.371.407

kwH/ Jahr

(57.081 – 68.498 kWh/ day)


Effizienz von 30-36% bei Stromproduktion;

Betrieb des Schlachthauses ca. 312 Tage bzw. 6 Tage/

Woche (Erfahrungswert KMC)

Stromerzeugungskapazität 11,4 MW bei ca. 6 Stunden/ Tag Betriebszeit

(Erfahrungswert von Dagoretti)

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014): Eigene Berechnungen

Damit lassen sich auf Basis von Erfahrungswerten des Dagoretti Schlachthauses bis knapp 69.000 kWh generieren. Bei

einer Betriebszeit von 6 Stunden/ Tag und 6 Tage/ Woche bedeutet dies eine Stromerzeugungskapazität von insgesamt

11,4 MW.

In 2010 wurde von der deutschen Firma AKUT eine Vorstudie für eine Biogasanlage für Kenya Meat Commission

Schlachthof erstellt. KMC ist, wie bereits erwähnt, Kenias größter Schlachthof mit einer Kapazität von 1000 Rindern und

1200 Schafen & Ziegen/ Tag. Allerdings sind die Kapazitäten nicht ausgelastet, wie die Zahlen in der Tabelle zeigen.

44

Tabelle 26: Kenya Meat Commission: Potenzial Biogas

Die Vorstudie war darauf ausgerichtet

zu prüfen, inwieweit das Biogas zum

Ersetzen des Kesseloels genutzt werden

kann, das für die Erzeugung von Dampf

zur Sterilisierung des abgelehnten

Fleisches und der Überbleibsel sowie

für den Schlachtprozess selbst benötigt

wird.

Demnach lassen sich mit den täglichen

Abfällen (ca. 21.000 Tonnen) jährlich

rd. 138.480 L Kesselöl substituieren,

das sind 10,1 % des gesamten

Ölverbrauchs zur Dampferzeugung. Die

anderen 90% des Kesselöls lassen sich

durch die Nutzung des anfallenden

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Persönliches Gespräch mit

Kenya Meat Commission und Ministry of Livestock, March 2014

Talgs ersetzen, der normalerweise an die Hersteller chemischer Reinigungsmittel verkauft wird. Die

Wirtschaftlichkeitsrechnung hat ergeben, dass sich die Investition in eine Biogasanlage (21,7 Mio. KSH, d.h. knapp

200.000 €) zur Dampferzeugung bereits nach 1,1, Jahren amortisiert hat. Die Investition in eine Biogasanlage, um auch

den eigenen Strombedarf zu decken (rd. 8000 kWh/ Tag), machte lt. Vorstudie von AKUT allerdings wirtschaftlich

keinen Sinn. Begründung: Der Verkauf von Fleisch- und Knochenmehl als Tierfutter ist wirtschaftlich attraktiver als die

Nutzung in einer Biogasanlage. Mit den 21 Tonnen Abfall/ Tag würden sich ca. 2.300 kWh generieren lassen.

In den kleineren Schlachthäusern, wie zum Beispiel Maai Mahiu, werden je nach Saison 30-40 Kühe/ Tag geschlachtet.

Dabei fallen 10-20 kg/ Rind Abfall an. Hiermit lassen sich wiederum ca. 130 kWh Strom pro Tag erzeugen. Der

Strombedarf dieser Schlachthäuser ist aber sehr gering: Maai Mahiu zahlt lediglich 4500 KSH/ Monat. Bei einem Tarif

von 21 KSH werden also nur 215 kWh Strom monatlich verbraucht.

Chancen und Hürden

Mit Blick auf Chancen für deutsche Technologieanbieter stellt sich die Frage nach der Zahl von Schlachthöfen mit einem

sigfikanten Verarbeitungskapazitäten. Um eine Biogas-Anlage mit der Kapazität von 200-300 kW betreiben zu können,

bedarf es eines Abfallvolumens von ca. 1000 Kuehen und 2000-3000 Ziegen.

Falls die Erarbeitungskapazität eines Schlachthofes nicht so groß ist, kann eventuell die Errichtug einer Anlage mit einem

Gasertrag über den eigenen Bedarf hinaus wirtschaftlich sein, wenn überschuessiges Gas entsprechend verkauft werden

kann. Die Einspeisung in das Netz, wie bereits mehrfach erwähnt, ist nicht attraktiv, aber es kann an Hotels oder sogar

Haushalte geliefert werden und eventuell sogar für den Transport genutzt werden:

Das Schlachthaus Keekonyokee in Kiserian mit einer Biogas-Kapazität von 250 m3 und einem zusätzlichen

Gasspeichtertank von 200 m3; der Generator hat die Kapazität von 20 kVA, womit bei einer Betriebsdauer des

Schlachthofes von 6-7 Stunden/ Tag ca. 115 kWh erzeugt werden.Demgegenüber können aber mit den 450 m3 Biogas gut

1000 kWh produziert werden, was also den Bedarf weit übertrifft. Daher verkauft der Schlachthof das Biogas in

„verpackter“ Form an groessere lokale Institutionen. Seit 2011 verfolgt das Schlachthaus in Kiserian den PLan, das Biogas

auch an Haushalte zu verkaufen und hat dafür einen Gas Container entwickelt.

Potenziale

Slaughter activity 500 cattle

1000 shoats

Abfallmengen 21.000 kg/ Tag

5.000 kg/ Tag (Kuhdung)

11.000 kg/ Tag (Pouch Dung)

5.000 kg/ Tag Blut

Methangas 640 m3/ Tag (d.h. 30,5 m3/ Tonne)

(1.198.080 m3/ Jahr bei 6 Tagen/ Woche

und 312 Tagen/ Jahr)

Ersetzen von Kesseloel zur

Dampferzeugung

138.480 L/ Jahr (ca. 10%)

45

3.6. Kommunale Abfälle

Neben der Landwirtschaft findet man in Kenia außerdem hohes Potential für Energiegewinnung aus Siedlungsabfällen.

Parallel zur allgemeinen afrikanischen Situation, bilden den mit Abstand größten Bevölkerungsteil Kenias die Bewohner

in ländlichen Gebieten. Nur 30% der Bevölkerung wohnen zurzeit in Städten, es gibt jedoch einen starken Trend zur

Urbanisierung. Prognosen zeigen, dass sich Kenias Einwohnerzahl bis 2045 verdoppeln wird, die Anzahl von

Stadtbewohnern soll sich dabei vervierfachen. 2033 soll die Halbzeit erreicht sein, wenn sich voraussichtliche die Hälfte

aller Kenianer in Städten angesiedelt hat.

Abbildung 15: Entwicklung der städtischen Bevölkerung, Kenia

Quelle: Weltbank, http://blogs.worldbank.org/africacan/why-do-kenyans-want-to-live-in-cities

Abfallmengen, Abfallstruktur und Abfallmanagement

Laut einer Studie von JICA von 2010 fallen täglich in Nairobi 4.016 Tonnen Festabfälle an. Die Sammelrate beläuft sich

auf 33%; lediglich 3,7 % der Abfälle werden wiederverwendet oder recycelt. Das bedeutet, dass rd. 2.500 Tonnen nicht

gesammelt bzw. wiederverwendet/ recycelt werden. Sie werden entweder verbrannt und irgendwo illegal abgeworfen. Es

gibt in Nairobi ca. 70 illegale, wilde Deponien. Die einzige offizielle Deponie Nairobis, Dandora, ist inzwischen an die

Grenzen ihrer Kapazität gestossen.

Laut Entwurf für ein Integriertes Abfallmanagement, der in Kooperation mit der UNEP entwickelt wurde, setzt sich die

Stadt Nairobi das Ziel, bis 2015 den Anteil illegaler Sammlung und Deponierung von 65% auf 40% (2015) bzw. 10% im

Jahr 2020 zu reduzieren.

Mit steigendem Einkommen und damit einhergehenden Veränderungen im Kaufverhalten und in der produzierenden

Industrie hat sich über die Jahre die Zusammensetzung des städtischen Abfalls verändert.

Tabelle 27: Zusammensetzung der städtischen Abfälle in Nairobi (in %)

Abfallart 1985 2009

(laut UNEP)

Organische Abfälle 78 50,9

Papier 10,2 17,5

Plastik 4,1 16,1

Glas 3,8 2,0

Metalle 1,9 2,0

Sonstiges 2 11,4

Quelle: Solid Waste Management in Nairobi/ A. Kasozi et al (2010): A Situation Analysis, Report for City Council of

Nairobi, 2010

http://blogs.worldbank.org/africacan/why-do-kenyans-want-to-live-in-cities

46

Mit steigendem Einkommen verändert sich der Lebensstil und es werden zunehmend verpackte Waren gekauft.

Entsprechend nimmt der Anteil von Papier und Plastik zu, während der Anteil organischer Abfälle sinkt.

Das städtische Abfallwesen ist aufgrund mehrerer Akteursgruppen recht komplex, aber zugleich wenig koordiniert, so

dass das Management der städtischen Abfälle als relativ schwach bewertet werden kann: Was die Akteure anbelangt, so

sind neben dem Stadtrat und dem für das Abfallwesen zuständigen kommunalen Umweltamt etliche NGOs und

Community-Based Organizations (CBOs) ebenso wie privatwirtschaftliche Akteure insbesondere in die Sammlung der

Abfälle involviert. Zum Zeitpunkt der JICA-Studie (2010) hatten 120 Privatunternehmen die Lizenz zum Sammeln von

Abfall. Darüber hinaus gab es mehr als 140 informale Unternehmen, die eine Rolle im Abfallwesen gespielt haben.

Untersuchungen haben ergeben, dass die Kosten der städtisch-öffentlichen Müllsammlung im Vergleich zu den anderen

genannten Akteuren mit Abstand am hoechsten sind, gefolgt von den privaten Unternehmen. Die Gebühren für die

Müllsammlung durch CBOs sind am niedrigsten, so dass sie vor allem in Gegenden mit Niedrig-Einkommen-Haushalten

die Abfälle sammeln.


Ausgehend von 2.500 Tonnen/ Tag gesammelter kommunaler Abfälle, lassen sich damit 212.500 m3 Methangas

produzieren. Über ein Jahr betrachtet sind dies: 912.500 Tonnen Abfall bzw. 77.562.500 m3 Methangas. Dem liegen

folgende Werte zugrunde:

Tabelle 28: Methangaspotenzial MSW/ Nairobi

Damit lassen sich 765.oo0 m3 kWh erzeugen; bei einer Volllast

von 24 Stunden bedeutet dies eine installierte

Anlagenkapazität von 31,8 MW.

Es gibt seit Jahren mehrfache Versuche, die kommunalen

Abfälle energetisch zu nutzen. Aktuell plant eine deutsche

Firma ein Biomasse-Kraft mit der Leistung von 70-75 MW.

Hierzu muss die Verfügbarkeit von 340.560 t Biomasse mit

einem kalorischen Gehalt von mindestens 20 MJ/ kg

sichergestellt sein, das sind 37% aller in Nairobi gesammelten

Abfälle. Um der Wirtschaftlichkeit willen muss täglich rd. 1

Tonne Abfall geliefert werden, so dass das Kraftwerk auf der

Basis von 24/7 betrieben werden kann.

Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014):

Eigene Berechnungen auf Basis von Basiswerten DBFZ/ Elmar Fischer et al (2010)

Verwertet werden kann jeder organische Abfall ebenso wie Reststoffe und jede Biomasse. Nachdem in einer Sortieranlage

die eisenhaltigen Metalle zunächst getrennt und der Restmüll zerkleinert und zermalmt werden, sollen die Abfälle in

einem Reaktor thermisch zersetzt (sog. Pyrolysis-Prozess); dabei werden rund 40.000 m3 Synthese-Gas pro Stunde

produziert. Der Strom, der sich damit generieren lässt – entweder über Verbrennung des Gases oder Gasturbinen -, soll

in das KPLC Netz eingespeist werden. Bei Volllast lassen sich 613 MWh produzieren. Das Gesamtinvestitionsvolumen

beläuft sich auf knapp 250 Mio. €.

Die Wirtschaftlichkeit der Anlage hängt ganz wesentlich von der kontinuierlichen Lieferung des Rohmaterials (mit einem

Mindest-kalorischen Gehalt) ab. Zu berücksichtigen ist, dass ein Großteil der organischen Abfälle bislang als Dünger

genutzt wird. Daher wird erwogen, über einen privatwirtschaftlichen (deutschen) Partner, im Joint Venture mit dem

Stadtrat Nairobi, die Sammlung und Trennung zu organisieren.

Das Projekt befindet sich aber noch nicht in der Umsetzung. Eine Durchführbarkeitsstudie wurde bereits abgeschlossen

und liegt dem Stadtrat vor.

Auch in anderen Städten Kenias versucht man, das Abfallmanagement zu verbessern:

Anteil Trockenabfall an

Frischabfall (in %)

45

Anteil volatile solid an

Trockenabfällen (in %)

60

Biogas-Potential

(m3/ Tonne VS)

398

Methangehalt des Biogas

(in %)

64

Methangas/ Tonne

Frischabfall (m3/ Tonne)

85

47

In Mombasa wird das Zement-Unternehmen Bamburi städtische Abfälle nutzen, um im Vergleich zum Strom aus dem

Netz und zu Dieselstrom günstigere Energie zu erzeugen. In 2012 hatte Bamburi 29 Mio. USD, das entsprach fast 30%

seiner gesamten Kosten, für Energie ausgegeben. Mit dem städtischen Abfall will Bamburi Brennstoffe für seine

Zementherstellung generieren. Mit der Stadtregierung von Mombasa wurde bereits entsprechend ein Vertrag

geschlossen. Der Brennstoff soll durch Zermalmung und Entwässerung von Kommunalabfällen produziert werden.

Eine von DANIDA finanzierte Studie zeigt, dass Mombasa mit seiner fast 1 Mio. Bevölkerung täglich 750 Tonnen Abfall

verursacht; davon wird weniger als die Hälfte gesammelt und zu den Deponien Kibarani und Mwakirunge transportiert.

48

4. Installierte Systeme und Projekte in der

Durchführung

4.1. Kleine Biogas-Projekte

SNV

Im Rahmen des „Africa Biogas Partnership Program“ wurden in Kenya von SNV bereits 12.000 Digestor installiert,

wovon 60.000 Kenianer profitieren. In der angelaufenen 2. Phase des Programms (2014 – 2017) sollen weltweit 100.000

der kleinen Biogasnlagen errichtet werden. Die Kleinst-Anlagen kosten rd. 600 € und produzieren 1-5 m3 Biogas/ Tag,

auf Basis von Kuhdung als Substrat. Das Potenzial in Kenia für die kleinen Biogas-Digestor wird auf insgesamt 200.000

geschätzt.

REHAU

Biogasanlagen für Kleinfarmer führt zur Zeit auch die Firma REHAU aus Deutschland in Kenia ein: Die Anlagen sind so

klein und kompakt, dass sie leicht transportiert werden können (z.B. per Motorrad) und von einem Arbeiter binnen 1-2

Tagen installiert werden können. Sie werden lediglich 40 cm in den Boden eingelassen (im Vergleich zu oftmals einem

Aushub von 3 m; die Grube wird mit einer schwarzen Folie (inzwischen aus leicht zu entsorgenden Polyethanol-Folie). Im

Ergebnis setzt die FEtmentation früher ein ein und verläuft relativ schnell. Im VERgleich zu den klassischen kleinen

Biogasanlagen wird das Substrat konsequenter durchfermentiert. Das Gas-Speichervolumen beträgt 1 m3. Täglich

werden der Dubg von 1-2 Kühen (12-14 kg) mit entsprechender Menge Wasser dem System zugeführt. Die Kosten liegen

bei ca 350 €.

4 Testanlagen sind im Westen Kenias im Betrieb (2 Familien, 1 Schule, 1 VErwlatungsgebäude). Eine

Entwicklungspartnerschaft mit der DEG soll nun die Markteinführung vorantreiben. In Kooperation mit dem

AgroScience Institut aus Rheinland Pfklaz und der Kenyatta Universität wird eine Werkstätte eingerichtet, die in die Lage

versetzt werden soll, die Biogas-Anlagen eigenständig zu bauen; die Basismaterialien wie die Folie von Rehau aus

Deutschland.

GIZ

Biogasanlagen wurden auch im Rahmen eines umfassenden Landwirtschaftsoprogramms implementiert, das von 2008 –

2011 von der GIZ durchgeführt wurde: Es zielte u.a. darauf ab, Kapazitäten zum Bau kleinerer Biogasanlagen in Kenia

aufzubauen. Adressaten waren hauptsächlich kleine und mittlere Viehhalter sowie kleine und mittlere landwirtschaftliche

Betriebe. Ziel war, mindestens 350 Biogasanlagen zu installieren und damit knapp 7000 Leute mit Gas oder Strom zu

versorgen, beispielsweise zum Kochen, zur Beleuchtung und evtl sogar für Kleingewerbe.

Das Ergebnis des Programms ist beachtlich: Weit über die Zielmarke hinaus wurden bis September 2011 812 Biogas-

Anlagen installiert, die meisten in der Grössenordnung12 m3 (350 Anlagen), 16 m3 (250 Systeme), 24 m3 oder 32 m3

Biogas liegen. Hierfür wird der Dung von 3-10 Kühen benötigt. 769 bzw. 95% der Systeme wurden in Haushalten

errichtet; die restlichen 5% sind in Bildungseinrichtungen (Schulen, Colleges) gebaut worden. 10 Anlagen waren grösser

(80-250 m3). Im Zusammenhang mit der Errichtung der Anlagen wurden Biogas-Firmen und Techniker trainiert. Zudem

wurden für 10 verschiedene Anlagengrössen Designs für die Fermenter erarbeitet. Die Erfahrung zeigt, dass sich

angesichts der gestiegenen und immer noch steigenden Energiekosten das Investment in die Biogasanlagen nach 0,6 –

2,5 Jahren amortisiert hat. Die Anlagen wurden zwar zu rd. 25% der Kosten subventioniert, aber Umfragen haben

ergeben, dass die Kunden inzwischen willig sind, auch ohne Zuschüsse in die Systeme zu investieren.

Ein Beispiel einer mittleren Anlage ist die Biogas-Anlage , die im Schlachthaus Dagoretti installiert worden ist:

49

Tabelle 29: Biogasanlage Schlachthaus Dagoretti

Mit den Schlachtabfällen lassen sich

täglich 90- 108 kWh Strom erzeugen.

Dies entspricht weitgehend dem

gesamten Strombedarf: Der

Schlachthof hat eine Last von ca, 15 kW

und Betriebszeiten sind im Prinzip auf

ca. 6 -7 Stunden (4 am – 11 am)

beschränkt.

Zum Sc hlachthof gehören noch weitere

3 weitere Schlachthaeuser und es wird

eine Ausweitung der bestehenden

Anlage erwogen, so dass die Abfälle des

gesamten Schlachthofes energetisch

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Eigene Berechnungen

verwendet werden können.

Mit Blick auf Chancen für deutsche Technologieanbieter stellt sich die Frage nach der Zahl von Schlachthöfen mit einem

sigfikanten Verarbeitungskapazitäten. Um eine Biogas-Anlage mit der Kapazität von 200-300 kW betreiben zu können,

bedarf es eines Abfallvolumens von ca. 1000 Kuehen und 2000-3000 Ziegen.

Falls die Erarbeitungskapazität eines Schlachthofes nicht so groß ist, kann eventuell die Errichtug einer Anlage mit einem

Gasertrag über den eigenen Bedarf hinaus wirtschaftlich sein, wenn überschuessiges Gas entsprechend verkauft werden

kann. Die Einspeisung in das Netz, wie bereits mehrfach erwähnt, ist nicht attraktiv, aber es kann an Hotels oder sogar

Haushalte geliefert werden und eventuell sogar für den Transport genutzt werden: Das Schlachthaus Keekonyokee in

Kiserian mit einer Biogas-Kapazität von 250 m3 und einem zusätzlichen Gasspeichtertank von 200 m3; der Generator

hat die Kapazität von 20 kVA, womit bei einer Betriebsdauer des Schlachthofes von 6-7 Stunden/ Tag ca. 115 kWh erzeugt

werden.Demgegenüber können aber mit den 450 m3 Biogas gut 1000 kWh produziert werden, was also den Bedarf weit

übertrifft. Daher verkauft der Schlachthof das Biogas in „verpackter“ Form an groessere lokale Institutionen. Seit 2011

verfolgt das Schlachthaus in Kiserian den Plan, das Biogas auch an Haushalte zu verkaufen und hat dafür einen Gas

Container entwickelt.

4.2. Kommerzielle Projekte 4.2.1. Kilifi

Kilifi ist die kleinste Sisalplantagen, mit 441 Anbaufläche und einer jährlichen Produktion von 372 Tonnen Sisalfaser. Seit

bereits 2007 produziert eine Biogasanlage Strom und Wärme. Ausgangssituation war, dass Kilifi hohe Energiekosten

hatte und zwar 0,1575 – 0,185 €/ kWh für Strom aus dem Netz oder – im Fall von Stromausfällen, die relativ oft auftraten

– 0,25 – 0,42 €/ kWh für Diesel. Mit (berechneten) Gestehungskosten von 0,16 €/ kWh bot sich Strom aus Biogas als

eine preislich wettbewbsfähige Alternative dar.

Die Anlage ist zwar auf 150 KWel ausgelegt; ausgelastet sind aber nur 90 kW. Das Substrat setzt sich zum einen aus

Sisalabfällen (2,4 Tonnen/ Tag) und Dung von rund 200 Kühen (1,6 Tonnen/ Tag) zusammen. Der Vorteil ist nicht nur,

dass Strom aus dem Netz substituiert wird, sondern auch die Kosten für organischen Dünger (2.500 KSH/ Trockene

Tonne) teilweise eingespart wird.

Schlüsseldaten

Verarbeitungs-Kapazität 100 Kuehe/ Tag

200-300 Ziegen/ Tag

Abfallmenge 4 Tonnen Festabfälle/ Tag (u.a. Abfälle aus

Magen);

40 m3 Abwasser & Blut/ Tag

(Kopf, Hufen und Häute werden verkauft)

Biogas

Methangas

40 m3/ Tag ;

Ca. 25-30 m3/ Tag

Stromproduktion 90 - 108 kWh (bei 36% Effizienz)

50

Der Stromverbrauch belief sich in 2009 und 2010 auf jeweils 450.000 kWh; mit der Anlage werden weniger als 200.000

kWh generiert, womit also weniger als 50% des Bedarfs gedeckt werden kann. Mit den derzeitigen 2 Generatoren, jeweils

50 kWel, liessen sich 800.000 kWh produzieren. Die Anlage wird nicht voll ausgelastet, weil das Substrat manuell und

nicht systematisch gesammelt wird. Zudem würde eine höhere Stromproduktion bedeuten, dass die Sisalfram eine Power

Factor-Penale entrichten muesste.

Und eine Produktion über den Eigenbedarf hinaus macht bei einem Netzeinspeisetarif von 10 USCent nicht

wirtschaftliche Sinn: Eine Durchführbarkeitsstudie für eine Ausweitung der Anlage auf 230 kW (also zusätzlicher Einsatz

eines Generators mit der Kapazität von 80 kW) hat ergeben, dass ein Einspeisetarif von mind. 11,87 UScent/ kWh nötig

wäre, um die laufenden Kosten zu deceken (einschliesslich Abschreibung der Anlage). Um einen ausreichenden Equity

Internal Rate-of-Return von mind. 18% zu erzielen und eine Amortisationszeit von weniger als 7 Jahren, müßte

eingespeister Strom sogar mit 14 USCent/ kWh vergütet werden.

Eine Ausweitung der Biogasproduktion lohnt sich bei dem derzeitigen Einspeisetarif von 10 USCent/ kWh also kaum.

Durchführungsbestimmungen für „power wheeling“, wonach KILIFI umliegende Nachbarschaften mit dem

überschuessigen Strom zu einem evtl. höheren Tarif als dem gueltigen Netzeinspeisetarif versorgen könnte, sind noch

nicht in Kraft.

4.2.2. Simbi Roses

Simbi Roses hat im Mai 2013 in eine 55 kW Biogas-Anlage investiert, wobei 66,5% der Kosten von der Regierung

bezuschusst worden sind.

Simbi Roses ist eine Farm mit 24ha Anbaufläche für Rosen. Rund 280 Tonnen Rosen (140.000 Stämme/ Tag) werden

jährlich produziert. Nach Angaben des Farmmangers fallen dabei täglich ca. 2 Tonnen Abfall an. Allerdings werden als

Substrat für die Biogasanlage lediglich 600 kg Abfall genutzt, wobei es sogar viele Monate wie Juni 2013 gab, in denen

lediglich 360 kg/ Tag eingebracht wurden. In Zeiten mit geringem Rosenabfall, wird Kaffepulpa als Co-Substrat genutzt,

der ebenfalls auf der Farm angebaut wird. Mit 600 kg lassen sich 42 m3 Gas erzeugen und damit letztlich 151 kWh.

Damit wiederum lassen sich die Pumpen (2 x 22 kW) 3 Stunden betreiben. Im Januar 2014 wurden auf Basis von 9,4

Tonnen Abfall 652,73 m3 Biogas erzeugt (Simbi Roses rechnet ca. 70 m3 pro Tonne Abfall9), womit 1.077 kWh (bei einer

Effizienz von 30%) generiert werden können. Gegenüber dem gesamten monatlichen Stromverbrauch im gleichen Monat

in Höhe von 11.826 kWh konnten also knapp 10% des Strombedarfs mit der Biogasanlage gedeckt werden. Mit dem

gesamten Abfall von 2 Tonnen/ Tag liessen sich 4200 m3 Biogas bzw. 2310 m3 Methangas produzieren, was eine

Stromerzeugung von 6.930 kWh/ Monat erlaubt und einer Bedarfsdeckung von 59% entspräche.

Letztlich ist die 55 kW also Anlage sehr gering ausgelastet. Der Biogasgenerator wird lediglich 2-3h pro Tag genutzt um

Pumpen anzutreiben. Theoretisch (bei 8000 Vollaststunden) liessen sich damit 440.000 kWh/ Jahr bzw. 36.666 kWh/

Monat erzeugen; der Jahresstromverbrauch von Simbi Roses ist aber nur ca. 140.000 kWh (31,8% gegenüber

Volllaststunden). Zudem reicht der tägliche Abfall (2 Tonnen) nur aus, um den Strombedarf der Farm bestenfalls zu 59%

zu decken. Hieraus ergibt sich eine Auslastung der Anlage von lediglich 19%, was sich natürlich entsprechend

negativ auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt; nach Ausage der Farm selbst wird die Anlage sogar nur bis zu maximal 15%

ausgelastet

Die Wirtschaftlichkeit des Projekts wird auch angezweifelt, da die Investitionskosten mit 18 Mio. KSH (d.h. mehr als

3200 USD/ kW) laut Aussagen von Experten viel zu hoch ausgefallen sind. Zu Beginn war mit 12 Mio. KSH gerechnet

worden. Wäre das Projekt ohne öffentliche Beteiligung/ Subventionierung durchegführt worden, hätten 20-40% der

Kosten, vor allem bei den Bauarbeiten (die von Kenias Regierung finanziert wurden und daher öffentlich ausgeschrieben

9 Laut DBFZ-Studie beläüft sich der Biogasertrag von 1 Tonnen Blumenabfall 89 m3.

51

und vergeben wurden) eingespart werden können, so die Aussage der Ingenieure, die in die Entwicklung und

Durchführung des Projektes involviert waren.

4.2.3. PJ Dave Flowers

PJ Dave Flowers hat im Oktober 2013 eine 100 kW Biogas-Anlage installiert, die ebenfalls von der kenianischen

Regierung zu 66,5% finanziert wurde.

Die Farm liegt 100 km südlich von Nairobi in Kajiado County und hat eine Anbaufläche von über 85 ha. Bei der

Produktion fallen täglich rund 5-6 Tonnen nutzbarer Abfall an, doch wird davon derzeit nur ca. eine halbe Tonne

verwendet. Im Vergleich zu Simbi Roses verarbeitet die Biogasanlage neben Blumenresten auch Kuhdung, vefügt aber

über keine seperate Hydrolyse Stufe. Über 300 Kühe produzieren hier täglich circa 400-500 kg Dung, der komplett fuer

die Biogasproduktion verwendet wird.

Die Anlage hat eine Fermenter-Kapazität von 400 m3 und eine Gaskammer-Kapazität von 167 m3. Der von der Anlage

generierte Strom wird lediglich für den Eigenverbrauch verwendet um drei Tiefpumpen mit einer Gesamtkapazität von

87kW zu versorgen.

4.2.4. Teita

TEITA ist mit einer Sisalfaser- Produktion 7.499 Tonnen (im Jahr 2013) auf einer Fläche von insgesamt 9.642 ha (davon

7471 ha „Mature“) die größte Plantage in Kenia.

Die angestrebte Kapazität zur Stromerzeugung aus Biogas ist 1 MW; Substrat sind die Abfälle der Blätter (nur 4%

sind Faser). Darüber hinaus ist die Errichtung eines Biomassekraftwerks von 8 MW geplant, bei dem die Stämme

der alten Sisalpflanzen genutzt werden sollen.

Das Investitionsvolumen beläuft sich auf 4 Mio. USD für die Biogasanlage und die Stromerzeugungseinheit sowie 1,5 Mio.

USD/ MW für das Biomassekraftwerk, insgesmat rechnet man mit Kosten von 22 Mio. USD. 50% davon sollen mit

Eigenkapital finanziert werden. Die Durchführbarkeitsstudie hat ergeben, dass die Biogas-Anlage eine Amortisationszeit

von ca. 4-4,5 Jahren hat.

Tabelle 30: Fallbeispiel Sisalfarm TEITA

Potenziale Annahmen

Abfallmenge (Pulpe) 64.491 Tonnen (Blattabfall,

Pulpe)

35% der Sisalblätter ist Abfall, 4% des Blattes ist die

Faser ; Gesamt-Faserproduktion (2013) 7.499 Ton

Methangas 2.386.167 m3/ Jahr 37m3 Methan/ Tonne Pulpe;

1.018.700 Tonnen Abfall

Stromproduktion 8.590.201 kwH/ Jahr


Effizienz 36% bei Stromproduktion

Stromerzeugungskapazität

(auf Basis von Pulpe)

1,1 MW Bei 8000 Volllast-Stunden/ Jahr

Dampferzeugung ( aus

Verbrennung alter Sisalpflanzen)

424.000 Tonnen/ Jahr 1 Tonne von Trockenabfall aus den alten

Sisalpflanzen kann 4 Tonnen Dampf erzeugen,

106.000 Tonnen Trockenabfall aus alten Pflanzen

Stromerzeugung

(Dampfturbine)

84.800.000 kWh/ Jahr Mit 4 Tonnen Dampf können 800 kWh

Strom erzeugt werden

Stromerzeugungskapazität ,

auf Basis von alten Sisalpflanzen

10,6 MW Bei 8000 Volllast-Stunden/ Jahr

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014); Eigene Berechnungen auf Basis von Interviews und Werten des DBFZ/

Elmar Fischer et al (2010)

52

Mit den 8.5 Millionen kWh aus der Sisalpulple allein lassen sich allemal der Strombedarf der Plantage in Höhe von ca.

2,6 Millionen kWh decken. Eine Auslegung der Biogasanlage auf 1 MW bedeutet, dass 20% des damit erzeugten Stroms

selbst genutzt werden und die anderen 80% in das Netz eingespeist werden.

Eine Alternative wird darin gesehen, 5000 Verbraucher im Teita Distrikt mit Strom zu versorgen, nämlich 3500

Haushalte (mit jeweils 190 kWh/ Monat) und 1500 gewerbliche Kunden (mit jeweils 2200 kWh/ Monat), die zusammen

ca. 48 Mio. kWh/ Jahr verbrauchen. Die Verbraucher würden nicht nur mit dem Strom aus der Biogas-Anlage versorgt

werden, sondern vor allem auch aus dem Strom, der mit der Verbrennung der alten Sisalpflanzen gewonnen wird.

Zur Zeit des Interviews mit dem Consultant stand die Durchführbarkeitsstudie kurz vor Abschluss; ein PPA mit KPLC

war entsprechend noch nicht geschlossen.

4.2.5. Del Monte

Del Monte Kenya, eine Tochtergesellschaft der amerikanischen Del Monte Food Inc., ist ein führendes obstverarbeitendes

Unternehmen in Kenia. Bislang konzentriert sich die Firma auf den Anbau von Ananas und die Herstellung von Ananas-

Konserven sowie Fruchtsäften – und konzentraten. In 2011 erwirtschaftete Del Monte Kenya 4,5 Milliarden KES; ca.

6000 Arbeiter sind bei der Firma beschäftigt.

Del Monte verarbeitet jährlich 230.000 Tonnen Ananas; die Verarbeitungskapazität pro Tag beläuft sich auf 1500

Tonnen. Laut Angaben des Produktionsleiters sind rund 50% der jährlichen Verarbeitungsmenge organischer Abfall, d.h.

ca. 115.000 Tonnen. Dies umfasst Abfall, der auf den Feldern abfällt, ebenso wie den Abfall aus dem

Verarbeitungsprozess.

Es ist geplant, eine Biogasanlage zu errichten mit folgenden Eckdaten:

Tabelle 31: Biogasanlage bei Del-Monte

Das notwendige Investment beläuft sich auf ca. 20 Mio. USD.

Energieerzeugung gehört natürlich nicht zum Kerngeschäft von

Del Monte und daher wird ein Geschäftsmodell angestrebt, bei

dem eine dritte Partei bzw. eine Projektgesellschaft die Investition

tätigt, die Anlage betreibt und den Strom sowie das Gas (zur

Dampferzeugung) an Del Monte verkauft.

Zur Zeit des Interviews war noch offen, inwieweit sich Del Monte

mit Anteilen an der Projektgesellschaft beteiligt. Ebenso war die

Finanzierung noch nicht vollständig geklärt. Fest steht aber, dass

der deutsche Technologielieferant agriKomp mit Eigenkapital

reingeht. Gespräche werden gegenwärtig mit anderen

potenziellen Eigenkapitalgebern wie Equity-Funds und möglichen

Kreditgebern geführt.

Die Wirtschaftlichkeit der Anlage ergibt sich daraus, dass der

Strom aus Biogas den Netzstrom und das restliche Biogas zum

Teil Kessel- Öl substituieren wird: Jährlich verbraucht Del Monte

ca. 12 Mio. kWh, was bei einem Tarif von 15-17 KSH/ kWh

Stromkosten in Höhe von 180 Mio. – 204 Mio. KSH ( 1,47 - 1,67

Mio. €) pro Jahr bedeutet. Überschüsse, die vorwiegend am

Wochenende auftreten werden, sollen ins Netz zum Einspeisetarif

von 10 UScent/kWh eingespeist werden.

Biogasmenge 21,8 Mio m3/ year

System 4 Digestors,

2 Post-digestors

Biogas-Nutzung 15,8 m3 Biogas für

Stromerzeugung;

6 m3 für Kessel zur

Dampferzeugung

Stromerzeugungs-

kapazität

5 MWel (5

Generatoren à 1

MW)

Stromverbrauch 44% zum

Eigenverbrauch;

46% zur Einspeisung

in das Stromnetz;

10% Eigenverbrauch

Biogasanlage

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014),

Interview mit Produktionsleiter, Februar 2014

53

4.2.6. Olivado

Olivado ist ein Avocado-Öl-Hersteller in Kenia, der jährlich rund 4.500 Tonnen Avocados verarbeitet. Davon sind 89%

Abfall (4.005 Tonnen/ Jahr), der gegen Gebühren entsorgt wird. Ein einjähriger Test mit einer kleinen

Versuchsanlage hat gezeigt, dass sich eine Biogasanlage von 250 kW innerhalb von 3 Jahren amortisiert.

Tabelle 32: Fallbeispiel OLIVADO

Potenziale Annahmen

Abfallmenge (Frischmasse) 22 Tonnen/ Tag

Bei 40 Tonnen Verarbeitung:

35,6 Tonnen/ Tag

Lt. Biogas-Firma:

Verarbeitung von 25 Tonnen/ Tag

Abfall: 89% der Avocado

Erweiterung Verarbeitungskapazität auf

40 Tonnen/ Tag

Organischer Trocken-Abfall Bei 25 Tonnen Verarbeitung:

3,3 Tonnen/ Tag

Bei 40 Tonnen Verarbeitung:

5,34 Tonnen/ Tag

15 % des Frischabfalls ist organischer

Trockenabfall

Biogas-Produktion Bei 3,3, Tonnen Trockenabfall:

1.320 m3/ Tag

Bei 5,34 Tonnen:

2.136 m3/ Tag

Mit 1 Tonne dry matter Abfall lassen

sich 400 m3 Biogas produzieren

Methangas Bei 1.320 m3 Biogas

792 m3/ Tag

Bei 2.136 m3 Biogas:

1.281 m3/ Tag

60% Methangasanteil an Biogas

Stromproduktion (kWh)

Bei 792 m3 Methangas:

2.851 kWh/ Tag

Bei 1.281 m3 Methangas:

4.611 kWh/ Tag

9,97 kWh per 1m3 CH4; 36% efficiency

Quelle: German Energy Desk/ Badelt (2014), Interview mit Hannes Muntingh v. Biogas Energy Solutions

Die Anlage soll darauf ausgelegt sein, den Strombedarf des avocado-verarbeitenden Unternehmens vollständig zu decken.

Anfangs sollte die Grösse der Anlage 250 kW sein. Da Olivado seine Verarbeitungskapazität von 25 Tonnen auf 40

Tonnen ausbaut, wird auch die Biogasanlage entsprechend grösser ausgelegt.

Die Vorteile einer Biogas-Anlage ist nicht nur, dass die Ausgaben für den Strom aus dem öffentlichen Netz gespart

werden, sondern auch dass die Gülle aus dem Vergärungsprozess als Dünger an die Farmer verkauft werden kann (der

günstiger ist als der teure chemische Dünger). Ausserdem soll die Abwärme für die Avocado-Verarbeitung genutzt

werden. Die Wirtschaftlichkeit hängt .a. von der Auslastung ab: Dank der Verarbeitung von Avocados auch aus Tansania,

fällt Abfall 11 Monate pro Jahr an, was eine relativ kontinuierliche Auslastung der Anlage erlaubt. Die Einspeisung von

Strom in das Netz ist aus Sicht von Olivado nicht attraktiv; aber es wird erwogen, überschüssiges Gas zu nutzen, um die

Lastwagenflotte damit zu versorgen.

Insgesamt wird mit einer Amortisationszeit von 3 Jahren gerechnet.

54

4.2.7. Vegpro

Vegpro ist führender Gemüseexporteur in Ostafrika und unter den TOP 5- Rosenproduzenten.

Gemüse wird u.a. in Naivasha auf einer Fläche von 700 ha und am Mt. Longonot auf weiteren 200 ha angebaut.

Wöchentlich werden 250 Tonnen Gemüse für den Export verarbeitet und verpackt. Der Großteil stammt von den eigenen

Farmen (knapp 60%), 15%-20% von 3 großen „Outgrowers“ und weitere 15% -20% von Kleinfarmern. Die wesentlichen

Gemüsesorten, die angebaut und exportiert werden sind: Brechbohnen (mit einem Anteil von (30%), Stangenbohnen,

Broccoli, Frühlingszwiebeln und Baby-Mais.

Der dabei entstehende Abfall soll der 2 MW-Biogas-Anlage zugeführt werden. Die tägliche Abfallmenge für die Anlage

wird mit 50.000 Tonnen/ Jahr beziffert. Die Abfälle vom Baby-Mais soll den Großteil des Substrats ausmachen,

nämlich rund 40%. Neben Gemüseabfall wird auch Blumenabfall genutzt.

Die Biogasanlage ist auf einen zweistufigen Prozess ausgelegt: In 2 Vorbehältern mit einem Fassungsvermögen von

jeweils 750 m3 wird der Abfall für einen Tag zunächst aufgenommen, um unter Zugabe von Wasser gespalten zu werden

(Hydrolyse). Danach wird das Substrat in den Fermenter mit einem Volumen von 5.600 m3 gepumpt, wo es 15 Tage gärt.

Die Biogas-Haube kann 4.000 m3 fassen. Die Reststoffe werden in einen Tank von wiederum 750 m3 geleitet.

Die Stromerzeugugskapazität der Anlage beläuft sich auf 2 MW. Damit soll zum einen der Strombedarf der Vegpro Farm

gedeckt werden (knapp 1 MW), der sich vor allem auf die Pumpen verteilt: Mit 4 x 100 hp Pumpen wird Wasser aus dem

nahegelegenden See Naivasha in2 Lagunen gepumpt; weitere 4 x 125 hp Pumpen versorgen dann die Felder mit dem

Lagunenwasser . Die Pumpen laufen i.d. R. 24 Stunden/ 7 Tage. Darüber hinaus sollen benachbarte Farmen (Finalys) mit

dem Strom versorgt werden und ein Teil in das Netz von KPLC eingespeist werden, zu einem Tarif von 10 USCent.

Die Biogas-Anlage wird Von der Firma BIOJOULE als Energielieferant betrieben; der Strom wird an Vegpro auf Basis

eines Abnahmevertrags verkauft. BIOJOULE ist ein Joint Venture aus TROPICAL POWER, einem EPC (UK) und

VEGPRO. Damit ist VEGPRO letztlich Mit-Anteilseigner am Biogas-Kraftwerk. Dies erhöht natürlich die

Wahrscheinlichkeit einer zuverlässigen, kontinuierlichen Versorgung mit den Farmabfällen – eine der kritischsten

Voraussetzungen für die Wirtschaftlichkeit einer Biogasanlage. Der Abfall wird von VEGPRO gratis an das Bio-Kraftwerk

geliefert; dafür erhält die Farm die flüssigen Gärreste als Biodünger.

Die Wirtschaftlichkeit der 2 MW Anlage hängt davon ab, dass es BIOJOULE gelingt, einen Teil des produzierten Stroms

direkt an weitere Verbraucher wie z.B. Finlays in der Nachbarschaft zu verkaufen. Ein solcher Direktverkauf durch

unabhängige Stromerzeuger an Verbraucher, die an das KPLC Netz angebunden sind, ist bislang noch nicht gemacht

worden. Damit hat das Projekt von BIOJOULE Pilotcharakter. Die Energie-Regulierungskommission hat offenbar bereits

den Direktverkauf genehmigt; allerdings muss noch Einigkeit über den Stromtarif erzielt werden. Der Tarif soll im

Prinzip dem KPLC Tarif entsprechen. Frage ist, ob dies auch die Gebühren, die im KPLC Tarif normalerweise enthalten

sind, umfassen muss. Auf jeden Fall wird es aber für BIOJOULE attraktiver sein, Strom an andere Verbraucher direkt zu

verkaufen, statt in das Netz für 10 USCent/kWh einzuspeisen. Davon abgesehen wird die Wirstchaftlichkeit noch

verbessert, indem die Abwärme aus der Stromerzeugung zur Erwärmung des Substrats in den Hydrolyse-Tanks wie auch

im Fermenter genutzt wird.

Laut Geschäftsführer von BIOJOULE wird für die Investition von 6,5 Mio. USD/ MW (also 13 Mio. USD

Gesamtinvestition) mit einer Amortisationszeit von 5- 5,5 Jahren und einem IRR von 25% gerechnet.

55

4.2.8. Finlays

Finlays ist in Kenia hauptsächlich Teeproduzent (Anbaufläche von 6000 ha), hat aber auch große Blumenfarmen. Am

Standort Kericho wird aus Teeblättern Instant-Tee hergestellt – Finlays ist weltweit der größte Produzent von Instanttee,

der vor 40 Jahren als erster mit diesem Geschäft begonnen hat.

Mit einer Vorlaufzeit von 3-4 Jahren ist seit wenigen Wochen eine Biogasanlage mit der Kapazität von 180 kWel im

Betrieb. Täglich werden 26 Tonnen Abfall einem Fermenter zugeführt. Damit werden ca. 1000 m3 Biogas erzeugt, das

entspricht ca. 550 m3 Methangas. Der Fermenter hat ein Fassungsvermögen von 1800 m3 Biogas.

Laut DBFZ ist das Biogas-Potenzial sowie das Methangas-Potenzial des organischen Trockenabfalls von Tee im Vergleich

zu allen anderen untersuchten Abfällen mit 358 m3/ Tonne oTS am geringsten; allerdings hat der Teeblatt-Abfall mit

75% den höchsten Anteil organischen Trockenabfalls an Frischabfällen, so dass das Methangaspotenzial pro Tonne

Frischabfall im Vergleich sogar am grössten ist (159 m3/ Tonne Frischmasse).

Das Substrat wurde über 2 Jahre in einem Testreaktor untersucht, nicht zuletzt um den Gasertrag zu erfassen. Um eine

optimale Nährstoffversorgung im Fermenter zu erreichen, werden verschiedene Abfälle gemischt: Der Abfall aus der

Instant-Tee-Produktion macht mind. 50% des Substrats aus; der Rest sind vor allem Abfälle aus dem Rosenanbau und zu

einem geringen Anteil auch der Abfall aus Sammelgruben menschlicher Fäkalien. In der gegenwärtigen Anlaufphase, in

dem die Anlage befüllt werden muss, wird auch Kuhmist als Substrat genommen.

Die relativ lange Vorlaufzeit von 3-4 Jahren war nicht nur notwendig, um die Substrate zu untersuchen, sondern auch um

die Anlage an die lokalen Gegebenheiten anzupassen. Laut dem deutschen Anlagenbauer AKUT war dies die grösste

Herausforderung. So hat man aufgrund der dreifach hohen Zementkosten in Kenia/ Kericho beschlossen, auf die

klassischen Tanks mit Rührwerk zu verzichten. Stattdessen wurde eine Lagune angelegt, um die eine 2-Meter hohe

einfache Betonwand errichtet wurde, auf die das Tragluftdach zur Gaserfassung montiert wurde. Die Durchmischung

erfolgt schliesslich dadurch, dass das Substrat in einen Wärmetauscher gepumpt und schliesslich wieder in den

Fermenter zurückgesprüht wird. Diese vereinfachte Konstruktion erleichtert auch die Wartung der Anlage. Anpassungen

sind auch erforderlich, weil das Netz sich als recht instabil herausgestellt hat –

90-95% der Anlage wurde mit deutscher Technologie gebaut: Der Kraftwerksblock wurde in vor-installierter Form von

Dreyer & Bosse geliefert; die Pumpen stammen von der Wangen GmbH.

Der Strombedarf von Finlays/ Kericho beläuft sich zwar auch mehrere MW, so dass mit den 180 KW nur einen Bruchteil

davon gedeckt werden kann; aber in noch 3 geplanten Ausbauphasen soll die Biogasanlage auf eine Gesamtkapazität von

700 kW erweitert werden, die Strom aus 120 Tonnen Abfall erzeugen soll.

4.2.9. Biomassekraftwerk in Baringo

Als IPP hat die Firma Cummins Cogeneration Kenya Ltd, ein Joint Venture aus Cummins Cogeneration Ltd (UK), (40%)

und Gentec Energy PLc (60%), ein 10 MW Biomasse-Kraftwerk mit Vergasungstechnologie errichtet. Cummins ist ein

etablierter Anbieter von Stromgeneratoren und Stromerzeugungssystemen; Gentec ist ein EPC mit mehr als 10 Jahren

Erfahrung bei der Entwicklung und Errichtung von Kraftwerken (Gaskraftwerke, Bioethanol-Produktionsstätten etc.).

Das Projekt in Baringo ist das erste und soll der Auftakt zu einer Reihe weiterer Biomasse-Projekte sein. Die Biomasse ist

Mathenge, ein Gras, das in trockenen und semi-ariden Gebieten in den 70er und 80er Jahren zur Bekämpfung der

Bodenerosion angepflanzt wurde. Inzwischen bedroht das Gras die Lebensgrundlage vieler Farmer und Viehzüchter:

Mathenge ist eine aggressive Pflanze, die sich rasant ausbreitet und Ackerland verdrängt. Das Vieh erkrankt oder stirbt

sogar zum Teil, wenn es die Früchte („pod“) der Pflanze ißt und sich an den extrem scharfen Dornen verletzt.

Die energetische Nutzung der Mathenge-Pflanze ist daher für viele von Nutzen: Zum einen können mit der Ernte der

Pflanze Acker- und Viehland wieder „zurückerobert“ werden und die aggressive Ausbreitung der Pflanze eingedämmt

werden. Außerdem wird der Bevölkerung eine Einkommensquelle erschlossen, da das Biomasse-Kraftwerk für die

56

Sammlung und den Transport der Mathenge –Pflanze bezahlt: Um die kontinuierliche Lieferung von Mathenge

sicherzustellen, ist Cummins Verträge mit 8 CBOs (Community-based Organizations) eingegangen, die wiederum mit

rund 2.500 Farmern aus tendenziell stark marginalisierten Gebieten zusammenarbeiten. Dabei werden die CBOs und die

Farmer von Cummins trainiert und unterstützt, die Mathenge-Pflanze zu ernten und zu transportieren. Die Farmer

bringen die Mathenge zu den Sammelstellen der 8 CBOs, werden auf Basis des Gewichts dafür bezahlt; und die CBOs

liefern die gesammelten Mathengepflanzen an das Kraftwerk.

Insgesamt werden täglich 220 Tonnen Mathenge im Kraftwerk verarbeitet (75.000 Tonnen/ Jahr). Bevor die

Biomasse einem Vergaser zugeführt wird, muss sie bearbeitet werden, um den optimalen Feuchtigkeitsgehalt (ca. 10%)

und die optimale Dichte zu erlangen (durch Pressen, Brikettierung): Die Stämme der Mathenge werden geschnitzelt und

die Blätter zusammen mit den Dornen werden brikettiert. Im Vergaser/ Reaktor wird die Biomasse thermisch zersetzt

(sog. Pyrolysis-Prozess); dabei wird die Biomasse auf 600-800 Grad erhitzt. Das Produkt ist Syngas, das nach intensiver

Reinigung schliesslich zur Stromerzeugung genutzt wird.

Die Biomasse aus Mathenge hat mit 4.000 Kilo-Kalorien/ kg einen hohen kalorischen Wert: 1 kWh Strom lässt sich mit

0,85 kg Mathenge Biomasse erzeugen.

Auf Basis des Einspeisetarifs von 10 USCent/ kWh wird eine Amortisationszeit von 5-6 Jahren erwartet. Die

Investitionskosten beliefen sich laut des Geschäftsführers von Cummins Cogeneration Kenya Ltd. auf 2,6 Mio. USD/

MW. 70% der Investition wurden fremdfinanziert (Equity Bank); da KPLC den eingespeisten Strom in USD zahlt, konnte

Cummins Kenya die günstigeren Fremdwährungs-Kredite erhalten.

Der unabhängige Stromerzeuger hofft, dass der Einspeisetarif im Laufe der Zeit angehoben wird, denn die variablen

Kosten des Kraftwerksbetreibers steigen jährlich 2-3% (u.a. Preis für Mathenge).Damit das Projekt wirtschaftlich ist,

werden die Nebenprodukte in Wert gesetzt: Die anfallende Biokohle, die 10% der Biomasse ausmacht, kann z.B. als

Dünger zur Rekultivierung fruchtbarer Böden eingesetzt oder in der Industrie zur Wasserreinigung genutzt werden.

Cummins verkauft die anfallende Biokohle z.B. an die pharmazeutische Industrie; die entstehende Wärme kann

beispielsweise für Kühlhäuser genutzt werden.

Cummins plant derzeit 7 weitere Biomasse-Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 60-70 MW, 5 davon in Kenia.

57

5. Engagement und Positionierung der deutschen

Unternehmen

Der Bioenergie-/ Biogas-Markt in Kenia ist kein vollkommen neuer, auch wenn sich die Branche in einigen

Marktsegmenten noch nicht voll entfaltet hat. Es gibt bereits einige deutsche Unternehmen mit Engagement auf dem

Markt (siehe Tabelle XX). von diesen Firmen wurden die ersten kommerziellen Anlagen errichtet, z.B. bei

Schlachthäusern und auf einer Sisalfarm. Auch die erste Anlage über 1 MW wird von einem deutschen Anlagenbauer

gebaut.

Tabelle 33: Deutsche Unternehmen und ihr Engagement in Kenia

Firma Engagement

AKUT Seit > 20 Jahre Ingenieurbüro für Umwelttechnik in den Arbeitsgebiete Bereichen: Biogas und Nahwärmesysteme, Abwassertechnik, technischer Umweltschutz für Industrie und Gewerbe etc. Bereits seit vielen Jahren in Kenia tätig, vor allem im Zusammenhang mit dem landwirtschaftlichen Programm der GIZ: Durchführbarkeitsstudien für Biogas-Anlagen für Schlachthäuser; Planung und Errichtung der 180 KWel Biogas-Anlage für Finlays/ Kericho; Hauptsubstrat Teeblattabfälle aus der Instanttee-Produktion

AgriKomp Planungsunternehmen, Turnkey-Unternehmen und Komponentenlieferant, spezialisiert auf Biogasanlagen; 350 MA; hat bislang 600 Anlagen in der Grössenordnung zwischen 30 kW – 20 MW errichtet. Kenia : Joint Venture BIOPOWER (51% lokale Firma, weitere Partner im JV die deutsche Fa. Schnell Zündstrahlmotoren) Errichtung der ersten Anlage (150 kW) auf der Sisalfarm Kilifi; Errichtung der 5 MW Biogasanlage für Del Monte in Planung

Snow Leopard Spezialisiert auf Biogasanlagen mit zweistufigem Prozess und mit speziellen Einsatzstoffen wie Pferdemist, Weintrester, Kälbermist, oder lignocellulosehaltige Substrate Enge Kooperation mit Partnern, u.a. Hersteller von Rührwerken und von Anlagensteuertechnik Kenia: Überwacht als Contractor den Bau der 2 MW-Biogasanlage für Vegpro/ Biojoule und berät zum Anlagendesign; kleine Biogasanlagen mit 10 kW in einem Flüchtlingslager

REHAU System- und Serviceanbieter polymerbasierter Lösungen in den Bereichen Bau, Automotive und Industrie; Im Biogasbereich: Fermenter-Beheizungssysteme, Rohre für effizienten Wärmetransport; für Lagunen-Biogasanlagen: schwarze Polyethanol-Folie Kenia: Installation von 4 kleinen Pilot-Biogasanlagen (ca. 1 m3 Biogas-Speichervolumen jeweils); Entwicklungspartnerschaft mit DEG soll bei Roll-out unterstützen


58

Damit haben die deutschen Firmen einen „Pionier-Vorteil“, den sie ausspielen sollten.

Allerdings haben deutsche Bioenergie-Unternehmen nur eine Chance, wenn sie bereit sind, ihre Anlagenkonzepte an den

lokalen Markt anzupassen. Dies gilt besonders für das Segment der kleinen und mittleren kommerziellen Projekte (bis zu

ca. 700 kW), das zukünftig das für deutsche Firmen größte Segment sein wird. Denn das Potenzial für Großanlagen (1

MW und grösser) ist relativ begrenzt, da es nur eine überschaubare Anzahl von Großfarmen mit entsprechend großem

Abfallvolumen gibt.

Mit zunehmendem Interesse des kommerziellen Sektors (z.B. grössere kenianische Farmen und Industrie) werden auch

die internationalen Wettbewerber auf den Markt aufmerksam: Chinesische Firmen haben die Biogasanlage bei der

Blumenfarm P.J. Dave errichtet, nachdem dem Kunden das vorgeschlagene Vorgehen deutscher Unternehmen

(Substratanalyse etc.) zu langwierig und kompliziert schien.

Es gibt Platz für alle auf dem Markt - dennoch besteht die Notwendigkeit, zum einen Bewußtsein für Qualität zu schaffen

und sich vor allem flexibel zu verhalten.

Strategische Ansätze der deutschen Unternehmen können wie folgt sein:

Produkte entwickeln, die den spezifischen Bedürfnissen des ostafrikanischen Marktes entsprechen.

Produkte werden nicht adäquat gegenüber Kunden vermarktet, die langlebige und wartungsarme Lösungen

brauchen. Die Anpassung von Produkten und Geschäftskonzepten wird von deutschen Programmen wie dem

CLIENT-Programm des BMBF und dem ZIM (Zentrales Innovationsprogramm Mittelstand) des BMWI gefördert.

“Einen Unterschied machen”, speziellen Mehrwert für den Kunden schaffen.

Nutzen aus dem guten Ruf Deutschlands “Made in Germany” ziehen und die Vorteile von

Qualität in Wert setzen: Viele deutsche Produkte sind nicht preisgünstig, aber ihren höheren Preis wert. Es

sollten sich diejenigen Marktsegmente ausgesucht werden, in denen die Vorteile besonders in Wert gesetzt

werden können und von den Kunden geschätzt werden. Zudem sollten die Unternehmen in der Lage sein, den

Qualitätsvorteil dem Kunden gegenüber klar in monetärem Wert zu kalkulieren bzw. die konkreten Nachteile

von Anlagen geringerer Qualität aufzuzeigen. Längere Garantiezeiten können Ausdruck der höheren Qualität

sein.

Einen Beitrag zur Schulung und Ausbildung leisten: Die Effizienz einer Anlage hängt nicht nur davon ab

, wie diese ausgestaltet und gebaut wurde, sondern auch wie sie dann betrieben wird, besonders in Bezug auf die

Einbringung von Substrat und die Überwachung des Fermentierungsprozesses. Personal des Kunden und

Anlagenbetreibers muss entsprechende geschult werden. Im Interesse des Anlagenbauers ist es, durch Schulung

lokalen Betriebspersonals die Qualität des Betriebs und Effizienz der Anlage sicherzustellen. Um die

Errichtungskosten zu reduzieren, ist es zudem wichtig, mittelfristig lokale Partnerfirmen (z.B. für Bauarbeiten)

zu stärken und zu trainieren. Dies ist besonders mit Blick auf eine systematische Markterschliessung über 1-2

Pilotprojekte hinaus wichtig.

Deutsche Firmen können Schulungen im Zusammenhang mit einzelnen Projekten geben; sie können aber auch

in Kooperation mit AHK und GIZ sowie lokalen Akteuren/ Multiplikatoren Trainings und Schulungen für einen

grösseren Kreis von potenziellen Kunden und Partnern anbieten, um darüber letztlich auch Nachfrage zu

generieren und geeignete lokale Partner zu finden.

Nach Marktnische suchen: In Kenia gibt es etliche Abfälle, die recht speziell sind. Hierzu zählen zum Beispiel

Abfälle aus der Kaffee- und Sisalverarbeitung. Sofern es gelingt, ein Pilotprojekt mit solch speziellem Substrat zu

errichten, kann Know-how aufgebaut werden, das dem Anlagenbauer einen Wettbewerbsvorteil verschafft. Denn

Zusammensetzung des Substrats (z.B. Mischung mit anderen Abfällen zur Steigerung des Biogas-bzw.

Methangehalts) und die Anpassung des Anlagendesigns an das Substrat etc. sind wichtige Einflussfaktoren für

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die Wirtschaftlichkeit der Anlage.

Nicht nur ein Produkt oder eine Lösung anbieten, sondern ein Geschäftsmodell: Eine der

entscheidenden Herausforderungen in Kenia ist die Finanzierung der anfänglichen Investitionskosten. Natürlich

sind hier auch ESCO-Modelle attraktiv, weil die Kunden in diesem Fall nur die laufenden Betriebskosten tragen,

während die Investitionen von Energie-Dienstleistungsunternehmen übernommen werden.

Als ESCO sind allerdings entsprechende Stromabnahmeverträge zu schliessen, die im Vorfeld der Genehmigung

durch die Energieregulierungskommission bedürfen. In diesem Prozess kann vor allem die GIZ unterstützen, die

die kenianische Regierung in Bezug auf Stromtarife in dezentralen Energiesystemen berät (Stromtarife in

Inselnetzen, Net-Metering etc.).

Den Kunden beim Zugang zur Finanzierung unterstützen: Dies ist der wichtigste Erfolgsfaktor, sich auf

dem Markt zu behaupten. Deutsche Unternehmen sollten sich über die verfügbaren Mittel informieren, die

Kunden mit Eigen- und Fremdkapitalgebern in Verbindung bringen und sie auch in der Kommunikation sowie

Akquisition von Geldern aktiv unterstützen. Die folgende Tabelle umfasst einige der relevanten Fonds:

Tabelle 34: Quellen zur Finanzierung von Bioenergieprojekten

Agentur/ Projekt Art des Projekts oder Firma

Beschreibung der Projektaktivitäten

African Enterprise Challenge Fund

Projekt-basierte Interventionen

Regionales Privatsektor-Programm; unterstützt private Unternehmen, in innovative Lösungen auf Basis Erneuerbarer Energien zu investieren, die den Zugang zu Energien verbessern. Das Projekt erhält Unterstützung von einer Vielzahl von Gebern und veranstaltet regelmäßig regionale Wettbewerbe für private Firmen. Kredite werden de facto zinsfrei gegeben. Anforderungskriterium ist u.a., dass ein Projekt an der Schnittstelle erneuerbare Energien, Innovation (auch im Sinn innovatives Geschäftsmodell), „access to Energy“ angesiedelt ist.

AFD/KAM RTAP Kreditlinie 30Mio $ AFD Programm für den Privatsektor, zur Finanzierung (zinsgünstige Darlehen) von Investitionen in Energieeffizienz und erneuerbare Energien. Kredite werden von der Partnerbank Coop zu konzessionären Bedingungen (Zinsen) zur Verfügung gestellt. AFD/ KAM prüft im Groben technische und finanzielle Durchführbarkeit, bevor Projektvorschläge an die Partnerbanken weitergeleitet werden. 2. Phase beginnt im Juni 2014.

Cooperative Bank Finanzinstitution Lokale Bank, kenianische Kooperativen sind Mit-Anteilseigner. Partnerbank für die Durchleitung der AFD-Kreditlinie

Equity Bank Finanzinstitution Kenianische Bank mit einem Portfolio von Investitionen in erneuerbare Energien, finanziert z.B. das Biogas-Projekt von Vegpro/ BIOJOULE

IFC Climate Investment Center

Geberprojekt (WB)

Inkubatoren-Zentrum: Projekt will kleine kenianische Unternehmen bei der Kommerzialisierung „grüner“ Innovationen unterstützen: Unterstützung bei der Entwicklung von Geschäftsplänen und –modellen, Coaching, kleinere Zuschüssen und Beteiligung durch Eigenkapital-Fonds

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Agentur/ Projekt Art des Projekts oder

Firma

Beschreibung der Projektaktivitäten

responsAbility Equity-Fond für „Grüne Energie“ Ostafrika (in Entstehung)

Ziel: 40-60 Mio $, Investitionen in innovative Energie-Unternehmen und in Projekte der Erneuerbaren Energien

„First closure“: Mai 2014

Eigenkapital-Beitrag von durchschnittlich 2-4 Mio.$ , rund 25% des jeweiligen Gesamt-Projektvolumens

bis jetzt sind keine Biogas-Projekte unter den Projekten

Fond ist aber offen für Biogas-Projekte, z. B. Beitrag von Eigenkapital für ESCOs, die in Biogas-Anlage investieren und Strom an Kunden liefern

GIZ Geber-Projekt Die GIZ hat im Rahmen ihres Landwirtschaftsprojektes im Bereich Biogas über 800 kleine Biogas-Anlagen errichtet (hauptsächlich Haushalte/ Kleinstfarmen, Schlachthäuser, soziale Einrichtungen) und in diese Zusammenhang kleine lokale Bau- und Installationsbetriebe geschult. Im laufenden Landwirtschaftsprogramm werden in ausgewählten Sub-Sektoren (z.B. Passionsfrüchte) lokale Wertschöpfungsketten gestärkt. Entsprechende Netzwerke zu lokalen Betrieben können genutzt werden. Geplant ist gegenwärtig ein Projekt, in deren Rahmen (mittlere) landwirtschaftliche Biogas-Anlagen gefördert werden sollen, z. B. Anlagen für Milchfarmen mit 50 – 150 Kühen (80-300 m3 Faulraumvolumen). Dabei sollen keine Investitionszuschüsse gegeben werden, sondern auf Basis tatsächlich erzeugten Stroms ein Teil der Gestehungskosten bezuschusst werden („results-based financing“) – Ex-Post Finanzierung.


Mit deutscher Finanzierung kommen: Exportkredite (einschließlich Abdeckung) sind eines der wichtigsten

Finanzierungsinstrumente, das deutsche Unternehmen und vor allem die Verantwortlichen von

Geschäftsentwicklung und Vertrieb sehr gut kennen sollten. Die Abdeckung bietet Schutz gegen Zahlungsausfälle

und andere Geschäftsrisiken (z.B. Insolvenz) sowie politische Risiken (z.B. kriegerische Ereignisse). Die

kreditgebende Bank fungiert als Versicherungsnehmer. Euler Hermes Deutschland AG und

PricewaterhouseCoopers verwalten die offiziellen Exportkreditgarantien im Auftrag der Bundesregierung. Euler

Hermes fungiert als führender Partner in diesem Konsortium.

Im Gegensatz zu einem Lieferantenkredit hat der Exportkredit den Vorteil, dass die kreditgebende Bank die

Bedingungen mit dem Kreditnehmer (ausländische Käufer oder Bank) verhandelt. Die deutschen

Lieferanten sollten bereits frühzeitig eine kreditgebende Bank (z.B. Hausbank) bitten, einen

vorläufigen finanziellen Vorschlag vorzubereiten, den der deutsche Anbieter zusammen mit dem

technischen Vorschlag zu Gesprächen mit dem (potenziellen) Käufer mitnehmen kann. Das spart Zeit und erhöht

deutlich das Interesse der Kunden. Amerikanische oder chinesische Import-Export Banken sind sehr schnell und

in der Regel folgt der Kunde dem Ansatz „Wer-zuerst-kommt-wird belohnt“. Die folgende Tabelle zeigt die

empfohlene Vorgehensweise:

61

Tabelle 35: Empfohlene Vorgehensweise (Exportkredit-Finanzierung)

Aktivität

Verantwortung

Grobe Informationen über das Projekt sammeln, z.B.: • Gesamtes Auftragsvolumen • Potenzielle Kunden (privat oder öffentlich; falls privat : evt. schon Bilanz /

Jahresbericht) • …....

Lieferant (kann von lokalen Partnern oder der Deutschen Handelskammer unterstützt werden)

Zusammen mit der potenziellen kreditgebenden Bank Prüfung der Förderungswürdigkeit des Projekts / der Bestellung für die Export-Kredits (und entsprechender Abdeckung) Grobe Schätzung der Bedingungen (Kreditlaufzeit, Zinssatz, Versicherungsprämie etc.)

Lieferant mit kreditgebender Bank; Kreditgebende Bank mit Euler Hermes (für die Abdeckung)

Erstes Treffen mit dem potenziellen Kunden, technische Präsentationen (zusammen mit den vorläufigen Informationen über die Finanzierungsmöglichkeit)

Anbieter/ Käufer

Ausführliche Projektbeschreibung und weitere erforderliche Informationen, die für den technischen und finanziellen Vorschlag erforderlich sind, einfordern

Lieferant (falls erforderlich ggf. mit Unterstützung der Deutschen Handelskammer im Zielland)

Dem Kunden den detaillierten technischen und finanziellen Vorschlag vorlegen

Lieferant

Follow-up

Lieferant

Verhandlung und Abschluss des Darlehensvertrags zwischen kreditgebender Bank und Kunden

Kreditbank/ Käufer

Abschluss des Export-Vertrages

Lieferant/ Käufer

Bewerbung um Kreditversicherung

Kreditbank


Die Deckungspolitik (einschliesslich Prämie für Versicherung) unterscheidet sich von Land zu Land und hängt

von der Risikokategorie des jeweiligen Landes ab. Kenia ist in der Kategorie 6.

Tabelle 36: Deutsche Deckungspolitik für Kenia

Parameter / Kategorie

Beschreibung

Kurzfristige Kredite

Es gibt keine formalen Einschränkungen für eine Abdeckung

Mittel-/ langfristig Kleinere, devisenbringende Transaktionen können von Fall-zu-Fall gedeckt werden

Sicherheiten Zusatzsicherheiten sind normalerweise nicht erforderlich

Länderrisiko-Kategorie

6

Source: http://www.agaportal.de/en/aga/deckungspolitik.html

Es gibt keine klare Definition von "kleineren" Transaktionen” (aus Erfahrung geschätzt: kleiner als 10 Mio. €).

Das bedeutet nicht, dass die Abdeckung von Transaktionen mit höheren Volumen nicht möglich ist. Aber dies

wird wahrscheinlich komplizierter und erfordert mehr Argumentation. Die Grundzüge der Deckungs-Politik

werden durch einen Interministeriellen Ausschuss (IMA) festgelegt und im Falle höherer Transaktionsvolumina

http://www.agaportal.de/en/aga/deckungspolitik.html

62

kann es vielleicht eine Hilfe sein, das Bundesministerium für Wirtschaft (BMWi), das die leitende Funktion hat,

zu kontaktieren.

Die Versicherungsprämie wird unter Berücksichtigung der Risikokategorie des Landes und der Kreditlaufzeit des

Kredits berechnet, d.h. sie wird von Fall zu Fall berechnet. Der Zinssatz des Kredits wird nach der CIRR

(Commercial Interest Reference Rate) der OECD festgelegt. Wichtige Voraussetzung eines deutschen Export-

Kredits und der Kredit-Abdeckung ist, dass in der Regel 70% des Auftragsvolumens ursprünglich aus

Deutschland zu kommen hat (mit entsprechendem Ursprungszeugnis). Komponenten, die von

Tochtergesellschaften eines deutschen Unternehmens im Ausland hergestellt werden, werden nicht als Teil des

„German Content“ berücksichtigt.

Die Nachfrage formen: Energie aus Biogas und Biomasse sind relativ innovative Lösungen für Kenia/

Ostafrika. Durch Informationskampagnen, Schulungen und Pilotprojekte kann die Nachfrage nach

entsprechenden Anlagen generiert werden.

Abgesehen davon, können deutsche Unternehmen die Nachfrage durch einen Beitrag zur Politikberatung

generieren: Sie können sich beteiligen, indem sie den Politik-Dialog mit lokalen Partnern aktiv

unterstützen. Ein weiterer Kanal, der bereits erwähnt wurde, ist die Aus- und Fortbildung der Akteure

im öffentlichen und privaten Sektor. In diesem Zusammenhang können sie mit strategischen Partnern

wie KAM ((Kenya Association of Manufacturers) and KEREA (Kenya Renewable Energy

Association) zusammenarbeiten.

Sorgfältige Auswahl lokaler Partner (z.B. für Montage und Service sowie für Vertrieb/

Geschäftsentwicklung)

Akzeptieren, dass die Erschließung der afrikanischen Märkte Zeit und Geduld erfordert: Dies

bedeutet, dass Unternehmen zunächst in den Aufbau von Netzwerken und Kontakten sowie die Entwicklung eines

angemessenen Geschäftsmodells investieren müssen, ohne dass schon nach 1 Jahr Einnahmen zu erwarten sind.

Fokussierung auf ein Marktsegment: Nicht alles gleichzeitig angehen.

63

6. Profile der Marktakteure

Institution/

Unternehmen

Kurzbeschreibung Ansprechpartner Kontaktdetails

Öffentliche / Staatliche Akteure

Ministry of Energy Regierung Energieministerium Eng. Isaac Kiva. Director RE Dept.

Renewable Energy department

E-Mail: [email protected]

Tel.: +254 20 310 112

Tel.: +254 20 535 3664

www.kilimo.go.ke

Rural

Electrification

Authority

Regierungsbehörde für ländliche

Elektrifizierung. Verwaltung von ländlichen

Elektrifizierungsprojekten. Netzgebunden und

netzentfernt.

James Murithi,

Renewable Energy department

Tel.: +254 725 607728

KPLC (Kenya

Power and

Lighting

Company)

Staatliche Aktiengesellschaft, die die

Übertragung, Verteilung und den Verkauf von

Strom in ganz Kenia verantwortet

Henry Gichungi, Chief Engineer in

charge of Off-Grid power stations

Tel.: +254 95551 / +254 703070707 / +254

732170170

http://www.kplc.co.ke

Ministry of

Agriculture,

Livestock and

Fishing

J. M. Gitau, Ass. Director

Wilson A Song, Agricultural

Secretary

Julius Kiptarus, Director of

Livestock Production


[email protected]

Tel.: +254 20 271 8870 / +254 2725723

Tel.: +254 20 2722637/601, +254 20 2721003


Energy

Regulatory

Commission

Regierung, Energieregulierungsbehörde,

Energieregulierung, Preisgestaltung

Pavel Robert Oimeke, Director

Renewable Energy

Tel.: +254 20 284 7000/200

Fax: +254 20 2717603

Mobil: +254 722 200947/734-414333


www.erc.go.ke

www.renewableenergy.go.ke

Ministry of

Agriculture

Bibiana M. Walela, Assistant

Director of Agriculture

Johnson Irungu Waithaka, Director

of Agriculture – Crops Management

Mobil: +254 723 775336 / +254 733 696819


Tel.: +254 20 2718870

Fax: +254 20 2710183

mailto:[email protected]





http://www.erc.go.ke/

http://www.renewableenergy.go.ke/


64

Mobil: +254 722 325917/ +254 733 513 063

Nairobi City

County

Leah Oyake – Ombis, Director of

Environment, Expert in

Environmetal Innovations, Policy

formulation & Waste Management

Tel.: +254 20 222 6372/ +254 20 207 3846

Mobil: +254 714 040 631

http://www.nairobi.go.ke/

Potenzielle Kunden verschiedener Sub- Sektoren

Uhuru Flowers

Ltd

Blumenfarm Ivan Freeman [email protected]

Tel.: +254 713889574 / +254 722863252

Zena Roses Ltd Blumenfarm Rakesh M. Kuttaiah, G.Manager [email protected]

Tel.: +254 721452593, +254 724631299

Kevian Kenya

Ltd.

Etablierter mittelständischer Hersteller von

Fruchtsäften, in erster Linie Mangos,

Tomaten, Karotten, Ananas und

Passionsfrüchte.

Richard Kimani Rugendo,

Managing Director

Tel.: +254 20 202 4492/ +254 20 239 1040/1

Mobil: +254 722 398 802/ +254 733 944 483


www.keviankenya.com

Tropical Farm

Management

Kenya

Unternehmen der Neumann Kaffee Gruppe,

das in ganz Ostafrika Dienstleistungen zum

Management von Kaffee- und Teeplantagen

anbietet

Jeremy Hulme, Managing Director Tel.: +254 20 230 742/ 230 7421

Mobil: +254 737 6677 77/ 718 50 3905


www.tropicalke.co.ke

Simbi Roses Ltd. Rosenfarm in Thika (ca. 1 Stunde von

Nairobi)

Jefferson Kingi Karue, General

Manager

Tel.: +254 20 252 8416/ +254 770 200055

Mobil: +254 733 771 652/ +254 722 489 882


http://www.simbiroses.com

Kenya Meat

Commission

Kenias größter fleischverarbeitender Betrieb

(Kapazität: 1.000 bis 1.500 Tiere pro Tag)

James Twenda, Af. Managing

Commissioner

Tel.: +254045-6626041/2/5

Mobil: +254 721 363 357

[email protected],

[email protected]

www.kenyameat.co.ke

New Kenya Co-

operative

Creameries Ltd.

Kenias größtes Unternehmen zur

Weiterverarbeitung und Vermarktung von

Milchprodukten

Dr. Kikirui Arap Lang’at, Managing

Director

Tel.: +254 020 398 0000

Mobil: +254 703 478469


www.newkcc.co.ke

AAA Growers Ltd. Exportunternehmen von Gemüse, Gewürzen

und Rosen

Ariff Shamji, Managing Director Tel.: +254 20 445 970/1/2/3/4

Mobil: +254 722 513453


www.aaagrowers.co.ke

P.J. Dave Flowers Eine der führenden Anbau- und Dave P. Hitesch Tel.: +254 732 205 577

http://www.nairobi.go.ke/




http://www.keviankenya.com/


http://www.tropicalke.co.ke/


http://www.simbiroses.com/



http://www.kenyameat.co.ke/


http://www.newkcc.co.ke/


http://www.aaagrowers.co.ke/

65

Group Exportgruppen von Blumen/ Rosen in Kenia Tel: +254 721 242674

E-Mail: [email protected],

[email protected]

http://www.pjdave.com/

Sunripe Ltd. Anbauer, Verarbeiter und Exporteur von

Gemüse und Obst

Hasit Shah, Managing Director Tel.: +254 71 440 8766 / +254 20 822879 /

822948 / 822518 / 356 0566


[email protected]

www.sunripe.co.ke

Kisima Flowers Blumenfarm Martin Dyer Tel.: +254 722 593 911 / +254 722475758

Mobil: +254 727 534640E-mail: :

[email protected]

www.kisimafoundation.org

Othaya Coffee

Estate

James Ndegwa Tel.: +254 720 404184

Nyeri Hill Farm,

Coffee Estate

Kaffeefarm in Nyeri Jospeh Tel.: +254 733 769 534 / +254202243

VegPro Produzent und Anbauer von Blumen,

Feldfrüchten und Gemüse

Mr. Dipesh Devraj Tel.: +254 20 822 831/2/4

[email protected]

[email protected]

www.vegpro-group.com

Kakuzi Ltd. Produzent, Verarbeter und Vermarkter von

Tea, Avocados, Nüssen und Viehzucht

Richard Collins, Chief Executive

Operations

Tel: +254 60 2033012

[email protected]

www.kakuzi.co.ke

Teita Estate Ltd.

(TEL)

Eine der weltweit größten Sisalfarmen Tel.: +254-20-551607

[email protected]

www.teitaestate.co.ke

East African

Growers

Eine der größten Gruppen im Bereich

Blumenfarmen

Peeush Mahajan, CEO Tel.: +254 20-822017/25/29/34

[email protected], [email protected]

www.eaga.co.ke

Shalimar Flowers

K Ltd (East

African Growers)

Blumenfarm der East African Growers

Gruppe in Naivasha

Mr. Anbarasan Tel: +254 733 604 890/ +254 733 604890


http://www.eaga.co.ke/thegroup.htm

Mahee East

African Growers

Blumenfarm der East African Growers

Gruppe

Mr Senthil Tel.: +254 734 018 883



Potenzielle Geschäftspartner (für Installation, after- sales- servies, etc.)



http://www.pjdave.com/


http://www.kisimafoundation.org/



http://www.vegpro-group.com/



http://softkenya.com/directory/teita-estate-ltd/www.teitaestate.co.ke







66

Biogas Energy

Solutions Ltd.

Anbieter von Lösungen zur nachhaltigen

Energiegewinnung

Hannes Muntingh Tel.: +254 738 560026

[email protected]

http://www.biogasafrica.com

Biojoule Kenya

Ltd.

Unabhängiger Stromerzeuger,

Tochtergesellschaft des britischen

Unternehmens Biojoule

Johnnie Mc Millan, Managing

Director

Tel: +254 714 408 766


www.biojoule.com

Pipal Dienstleister zur Beratung von

Projektfinanzierung von Erneuerbaren

Energie – Projekten und Agribusiness

Farid Mohamed, Director Tel.: +254 20 374 2552/ 374 4973 / +254 20

374 0687

Mobil: +254 774 157 469 / +254 722 200 779/

+254 733 768841


www.pipal.com

Bio Power

Systems Ltd

Anbieter zur Technologieentwicklung und –

verbreitung von Stromgenerierung und

Abfallwirtschaft

Peter Gichohi, Project’s Engineer Mobil: +254 722 62 234/ +254 738 220 584


www.biopowerkenya.com

Pine Power Ltd. Produzent von nachhaltigen Biokraftstoffen C.D. Wilson, Director Tel.: +254 20 355 8170

Mobil: +254 733 925740/ +254 722 412924


www.biopower.co.ke

Sosian Energy

Ltd.

Projektentwicklungsgesellschaft für

erneuerbare Energien, interessiert an

Partnerschaften, Konsortien, Joint-Ventures

Lemayian Kimojino, Director Tel.: +254 706 376 727


www.sosianenergy.com

Biogas

International Ltd. /

Flexibiogas

Beschaffung, Bau, Koordination von

Ingenieursleistungen

Alfred Kiptoo, Business Manager Tel.: +254 722 700 530/ +254 705 921 611

E-Mail: [email protected] /

[email protected]

www.biogas.co.ke

Reecon

(Renewable

Energy

Engineering

Contractors)

Auftragnehmer von Ingenieursleistungen im

Bereich Biogastechnologie und

Abfallwirtschaft

Mr. Wycliffe Nabutota Musungu,

John Maina

Tel.: +254 711 5025 79


Umande Zivilgesellschaft, die in Nairobi und Kisumu

die Stromgewinnung aus Siedlingsabfällen

unterstützt (mit Fokus auf Slums)

Josiah Omotto, Managing Trustee Tel.: +254 20 8079001 / +254 772 092 343


www.umande.org

Multiplikatoren und andere Akteure

Kenya Nicht- Regierungs- Organisations zur Charles Muchunku , Chairman Tel.: +254 20 201 4401 / +254 715116738


http://www.biogasafrica.com/



http://www.pipal.com/


http://www.biopowerkenya.com/


http://www.biopower.co.ke/




http://www.biogas.co.ke/


67

Renewable

Energy

Association

(KEREA)

Unterstützung der Entwicklung und

Ausweitung von Erneuerbaren Energien in

Kenia

Aisha Abdulaziz [email protected], [email protected],

[email protected]

kerea.org

Coffee Board Regulierungsbehörde Miss Isabella Nkonge, MD Tel.:+254 20 2270000

[email protected]

www.coffeeboardkenya.co.ke

Coffee

Development

Fund

Financier für Kaffeefarmen in Kenia Nancy Chelangat Cheruiyot,

Financial Manager/ Acting

Management Trustee

Tel.: +254 20 221 0806 – 7/9/12

Mobil: +254 724 569 697


www.codf.co.ke

Horticultural

Crops

Development

Authority

Regulierungsbehörde Dr. Alfred Serem, Managing

Director

Anne Gikonyo, GM Marketing

[email protected]

[email protected]

Tel.: +254 722 651 812 / +254 20 884696

/+254 20 3597356

Kenya Flower

Council

Verband der unabhägigen Blumen

Produzenten und Exporteure

Jane Ngige, CEO

[email protected]

+254 720 692 477

+254 733 639 523

FPEAK, Fresh

Produce

Exporters

Association of

Kenya

Verband der Produzenten und Exporteure in

der Hortikultur- Industrie

Stephan Mbithi Tel: +254 20 4451488

Tel: +254 20 4450442

Mobil: +254 722 716 956


[email protected],

[email protected]

www.fpeak.org

Kenya

Association of

Manufacturers

(KAM)

Dienstleister für die Verarbeitende Industrie Jeff Murage, Mary Kiema [email protected]

Tel.: +254 20 3746022 / +254 722 201368 /

+254 70 661 2384 / +254 73 4646005 / +254

7202 61149

Mary kiemakam.co.ke

Tel.: +254 722 628896

SNV Niederländische Beratungsorganisation,

Bietet Beratungsdienstleistung und

Ausarbeitung von Konzepten.

Harm Duiker, Country Director Tel.: +254 20 3873656/ 3876115

Mobil: +254 733 969157


www.snvworld.org

Climate

Investment

IFC Programm, das grüne Start-up-

Unternehmen in Kenia unterstützt. Bietet

Patrick Kimathi Muguna +254 (0)703 034 000

kenyacic.org











http://www.fpeak.org/



http://www.snvworld.org/

68

Center (CIC) einen landespezifischen Ansatz zum

Klimawandel und unterstützt die Regierung

Kenias in seinen Vorhaben „Greening Kenya“

und „Vision 2030“.

Food and

Agriculture

Organisation of

the United

Nations

Ernährungs- und Landwirtschaftsorganisation

der Vereinten Nationen

Mr. Luca Alinovi [email protected]

+254 20 7625920

www.fao.org

GIZ Privatsektorförderung in der Landwirtschaft

und Biogasanlagen

Andrea Bahm (Promotion of Private

Secotr Development in Agriculture),

Reimund Hoffmann (Energizing

Development)

[email protected]

[email protected]

Kenya Sisal

Board

Regulierungsbehörde Naomi Njeri Kamau, Ag. Managing

Director

Tel.: +254 20 224 8919/ +254 20224 5556

Fax: +254 20 224 0091

Mobil: +254 722 218 365


Kenya

Horticulture

Council

Effektivitäts- und Effizienzsteigerung des

Ressourcenverbrauchs und des

Zustelldienstes in der Gartenbauindustrie.

[email protected]

Tel.: +254-726-949695

CO- operative

bank of Kenya

Finanzinstitut, lokale Partnerbank der AfD-

Kreditlinie

Reuben Kipkurui

[email protected]

Tel.: +254 722 783 249

ResponsAbility

Investor

konzentriert sich

auf BOP und

erneuerbaren

Energien

Equity Fund Renewable Energy Brian Kelly, Renewable Energy [email protected]

tel.:+254 (0) 731 094 778

Agence Française

de

Développement

AFD

Entwicklungsbank mit Schwerpunkt auf

erneuerbare Energien, Biogas

Yves Terracol, Manager [email protected]

Tel.: +254 20 271 84 52/7

USAID Bilaterale Hilfsorganisation mit Agribusiness

Projekt und Schwerpunkt Biogas

[email protected]

Tel.: +254-20-862-2000










69

KAPITEL (OPTIONAL)

7. Bibliographie und Quellen 1) GTAI/ Peter Schmitz, Wirtschaftsdaten kompakt 2013

2) DBFZ, Elmar Fischer et al., Agro-Industrial Biogas in Kenya, 2010

3) ESD, “Kenya Energy Atlas, Energy for Sustainable Development Africa, 2008.”

4) ERC, “The Energy (Energy Management) Regulation, 2012.” Legal Notice No.10. 28th Sept. 2012.

5) ERC, “Application to Energy Regulatory Commission (ERC) for Approval of Proposed Electricity Tariffs and Tariff

Structure.” Daily Nation 21st Feb. 2013: 38-39.

6) ERC, Gazzette Notice 281, 17.01.2014

7) ERC/ Dr. Frederick Nyang, Media Briefing, 19th November 2013

8) KPLC, “Annual Report and Financial Statements 2011/2012.” 30th June 2012.

9) Ministry of Energy, “The Energy Act, 2006”

10) Ministry of Energy, “National Energy Policy-Fourth Draft-2014”

11) Republic of Kenya/ Ministry of Energy, Least Cost Power Development Plan, March 2011

12) Ministry of Energy, 5000 + MW 2016, Investment prospectus 2013-2016

13) Waiguru, Anne. “Economic Survey 3013 Highlights, Kenya National Bureau of Statistics, 2013.”

14) Ministry of Energy.,“Feed –in-Tariffs Policy for Wind,Biomass,Small Hydro,Geothermal,Biogas and Solar.”Dec.2012:

2nd rev.

15) KPLC, “Standardised PPA for Small Renewable Energy Generators( Less than and including 10 MW)”, December

2012

16) Ministry of Energy. “Connection Guidelines for Small Scale Renewable Generating Plant.” Dec 2012

17) Ministry of Energy. “Feed –in-Tariffs Policy for Wind, Biomass, Small Hydro, Geothermal, Biogas and

Solar.”Jan.2010: 1st rev..

18) Ministry of Energy, Feed-in-Tariff Policy, Application and Implementation Guidelines, Dezember 2012

19) HCDA/ Ministry of Agriculture, Horticulture validated report, 2012

20) USAID, End Market Analysis of Kenyan Livestock and Meat, March 2012

21) Solid Waste Management in Nairobi/ A. Kasozi et al (2010): A Situation Analysis, Report for City Council of Nairobi,

2010

22) GIZ, Sungrowers- Harnessing the renewable energy potential in the Kenyan Flower Industry, May 2014

23) Expertengespräche

Energy Regulatory Commission (ERC), Mr. Pavel Oimeke

Ministry of Agriculture, Livestock and Fishing, J.M. Gitau and Robin Mbae

Ministry of Agriculture, Bibiana Walela

Kenya Renewable Energy Association (KEREA), Charles Muchunku

Kenya Association of Manufacturers (KAM), Jeff Murage

Fresh Produce Exporters Association of Kenya (FPEAK), Stephan Mbithi

Horticultural Crops Development Authority, Dr. Alfred Serem

Coffee Board Kenya, Isabella Nkonge

Coffee Development Fund, Nancy Chelangat

Kenya flower Council, Jane Ngige

Kenya Sisal Board, Naomi Njeri Kamau

Kenya Sugar Board

SNV, Harm Duiker

GIZ, Reimund Hoffmann

GIZ, Andrea Brahm

Biogas Energy Solutions, Hannes Mutingh

Biojoule Kenya, Johnnie Mc Millan

Pipal, Farid Mohamed

Biopower systems, Peter Gichohi

Pine Power Ltd., C.D. Wilson

AKUT, Hr. Reinhard Müller

70

KAPITEL (OPTIONAL)

Rehau, Ernst Otto Zippel

ResponsAbility Equity Fund, Joseph Nganga

Shalimar Flowers K Ltd (East African Growers), Mr. Anbarasan

Tropical Farm Management Kenya, Jeremy Hulme

Kenya Meat Commission, James Twenda

AAA Growers, Ariff Shamji

Simbi Roses, Jefferson Kingi

P.J.Dave

Kisima Flowers, Martin Dyer

Othaya Coffee Estate, james Ndegwa

Nyeri Hill Farm, Mr. Joseph

East African Growers, Peeush Mahajan

Mahee East Africa Growers, Mr. Shenthil

Sunripe Ltd., Hasit Shah

Vegpro, Dipesh Devraj

Delmonte, Wayne Cook

Bidco, Girendra Dingh

Organic Growers & Packers

Cummins, Mr. Yash

AHK-Zielmarktanalyse: „Biogas & Biomasse Kenia“

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Transcript of AHK-Zielmarktanalyse: „Biogas & Biomasse Kenia“