Energiepolitische Rahmenbedingungen für Strommärkte und erneuerbare Energien

Abteilung Umwelt und InfrastrukturSektorvorhaben TERNA Windenergie

Energiepolitische Rahmenbedingungenfür Strommärkte und erneuerbare Energien

23 Länderanalysen

Eschborn, September 2007

Im Auftrag des

Abteilung Umwelt und InfrastrukturSektorvorhaben TERNA Windenergie

II

Energiepolitische Rahmenbedingungen fürStrommärkte und erneuerbare Energien

23 Länderanalysen


Herausgeber:Deutsche Gesellschaft fürTechnische Zusammenarbeit (GTZ) GmbHAbteilung Umwelt und InfrastrukturPostfach 518065726 EschbornInternet: http://www.gtz.de

Redaktion:Angelika WasielkeTel. +49 (0)6196 79-1224Fax +49 (0)6196 7980-1224E-Mail: [email protected]

Autoren:Projekt-Consult GmbHDipl.-Ing. Detlef Loy

Gestaltung:Open Ffm.www.open-agentur.deVerena Siebert

Neuauflage der TERNA Länderstudie

Seit der Erstauflage der TERNA-Länderstudie im Jahre1999 hat sich das öffentliche und politische Bewusstseinfür die Folgen des Klimawandels und die Energiever-sorgung als Schlüsselfaktor für nachhaltige Entwicklungdeutlich geschärft. Politischer Rückenwind, wirksameFördermechanismen und steigende Energiepreise habenin Deutschland und anderen Industrieländern einendynamischen Markt mit hohen Zuwachsraten der er-neuerbaren Energien im Energiemix ermöglicht. Im Jahr2006 beliefen sich die globalen Neuinvestitionen inerneuerbare Energien auf 70,9 Milliarden US$ – einAnstieg von 43% gegenüber 2005.

Die robuste Wirtschaftsentwicklung in vielen Schwellen-ländern hat einen stark steigenden Energiebedarf undeinen Wettbewerb auf dem internationalen Ölmarktausgelöst. Vor dem Hintergrund steigender Preise fürfossile Energieträger, Versorgungsrisiken und Umwelt-schäden wächst die Bedeutung von regenerativenEnergieträgern zur Stromerzeugung auch in Entwick-lungs- und Schwellenländern: Nach Analysen desRenewable Energy Policy Network for the 21st Century(REN 21) sind in 39 Ländern Ausbauziele für erneuerbareEnergiequellen festgelegt und Fördermechanismen eingeführt, davon allein neun in Entwicklungs- undSchwellenländern. Von den globalen Neuinvestitionenin erneuerbare Energien wurden in Entwicklungs-und Schwellenländern 15 Milliarden US$ investiert.Dennoch liegt vor der Mehrzahl der Länder noch einlanger Weg, um die vorhandenen Barrieren zur erfolg-reichen Einführung erneuerbarer Energien zu überwinden.

Der deutsche und europäische Markt ist Motor undunverzichtbarer Erfahrungshintergrund für die Wind-branche. Das Branchenwachstum findet zunehmendjedoch auch in Entwicklungs- und Schwellenländernstatt. Es sind die Erfolge in Ländern wie Indien, Chinaund Brasilien, die Mut für Engagement über die Grenzender Industrieländer hinaus machen. Dort erfolgt dieFertigung von Anlagen mit steigenden lokalen Anteilen– und dies nicht nur zur Versorgung des eigenen Marktes.Aber auch in zahlreichen anderen Ländern werden ersteWindparks realisiert und damit die Erfahrungsbasis fürzukünftige Märkte gelegt.

Um interessierten Akteuren den Einstieg in die neuenMärkte zu erleichtern, stellt diese Studie die energie-wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Strom-märkte und erneuerbare Energien in 23 Entwicklungs-und Schwellenländern detailliert dar.

Die aktuelle Länderstudie sowie die vorherigen Auflagensind auf der Homepage www.gtz.de/wind verfügbar.Zum ersten Mal ist die Studie auch auf CD-ROMerhältlich. Informationen hierzu sind auf der Home-page zu finden.

Für die Unterstützung bei der Zusammenstellung derInformationen sei einer Vielzahl von GTZ-Mitarbeite-rinnen und -Mitarbeitern sowie weiteren Experten undExpertinnen gedankt.


III

Lateinamerika

Argentinien

Brasilien

Chile

Costa Rica

Dom. Republik

Kolumbien

Mexiko

Nicaragua

Karibik

Afrika/Naher Osten

Ägypten

Äthiopien

Jordanien

Marokko

Namibia

Südafrika

Tunesien

Asien

Bangladesch

China

Indien

Indonesien

Pakistan

Philippinen

Vietnam

IV

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenRechtlicher Hinweis

1. Die in dieser Studie verwandten Daten basieren sowohl auf öffentlich zugänglichen Informations-quellen (Publikationen, Fachartikeln, Internet-darstellungen, Konferenzpapieren etc.) als auch aufnicht öffentlichen Papieren (z.B. internen Gutachtenvon Förderinstitutionen) sowie persönlichen Befragungen von Fachleuten (z.B. Beamten der Energieministerien der untersuchten Länder, Projektmitarbeitern von Förderinstitutionen).Obwohl alle Informationen, soweit möglich, überprüft wurden, können Fehler nicht ausge-schlossen werden. Weder die GTZ noch die Autorenübernehmen daher eine Garantie für die Richtigkeitder in dieser Studie enthaltenen Daten; jegliche Haftung für etwaige Schäden, die durch eine Verwendung der in dieser Studie enthaltenen Datenentstehen, ist ausgeschlossen.

2. Ausschließlicher Nutzungsberechtigter dieser Studie für alle Nutzungsarten ist die GTZ. Die vollständige und auszugsweise Vervielfältigungund Verbreitung (einschließlich der Übertragung auf Datenträger) zu nicht kommerziellen Zwecken ist gestattet, sofern die GTZ und das TERNA-Windenergieprogramm als Quelle genannt werden.Sonstige Nutzungen, einschließlich der vollständigenoder auszugsweisen Vervielfältigung oder Ver-breitung zu kommerziellen Zwecken, bedürfen dervorherigen schriftlichen Zustimmung der GTZ.

Windenergieprogramm TERNA

In vielen Entwicklungs- und Schwellenländern existierengroße Potenziale zur Stromerzeugung aus erneuerbarenEnergieträgern. Hindernisse für ihre Nutzung bildenu.a. mangelnde Kenntnisse der energiewirtschaftlichenRahmenbedingungen sowie unzureichende Transparenzder Vorerfahrungen und Interessenlagen der nationalenAkteure.

Um Partner in Entwicklungs- und Schwellenländernbei der Planung und Entwicklung von Windkraftpro-jekten zu unterstützen, führt die GTZ das Windenergie-programm TERNA (Technical Expertise for RenewableEnergy Application) im Auftrag des Bundesministeriumsfür wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung(BMZ) durch. Seit 1988 werden im Rahmen von TERNAzum einen die Grundlagen für fundierte Investitions-entscheidungen gelegt und zum anderen die Partnerbefähigt, Windenergiepotenziale zu bewerten, Wind-energieprojekte zu planen und energiepolitische Rah-menbedingungen für erneuerbare Energien zu verbessern.

Partner des Windenergieprogramms TERNA sindInstitutionen in Entwicklungs- und Schwellenländern,die an einer kommerziellen Nutzung der Windkraftinteressiert sind: z.B. Ministerien oder staatliche Insti-tutionen, die das Mandat haben, BOT-BOO-Projektezu entwickeln, staatliche oder private Energieversorger(EVU) und private Unternehmen (Independent PowerProducers).

TERNA bietet seinen Partnern Know-how undErfahrung: Um Windkraftprojekte zu initiieren, müssengünstige Standorte erkannt und deren Windenergiepo-tenzial ermittelt werden. Dazu werden Windmessungeni.d.R. über einen Zeitraum von mindestens zwölfMonaten durchgeführt und Windgutachten erstellt.Liegen Erfolg versprechende Windgeschwindigkeitenvor, folgen Projektstudien zur technischen Auslegungund zur Wirtschaftlichkeit. Auch in Finanzierungsfragenberät TERNA die Partner und schließt so die Lückezwischen potenziellen Investoren und Finanzierungs-angeboten nationaler und internationaler Geber.

V

Bei Bedarf können CDM-Baseline-Studien erstellt undpotenzielle Betreiber beim Aufbau einer effizientenBetreiberstruktur beraten werden. Zur Erzielung einesmöglichst hohen Know-how-Transfers wird eine Zu-sammenarbeit zwischen internationalen und lokalenFachkräften z.B. bei der Erstellung der Studien angestrebt.

Im Erfolgsfall initiiert TERNA auf diese Weise inves-titionsreife Windparkprojekte. An der Finanzierungselbst beteiligt sich TERNA nicht. Neben diesen ankonkrete Standorte gebundenen Aktivitäten berätTERNA die Partner bei der Schaffung von geeignetenRahmenbedingungen für die Förderung erneuerbarerEnergieträger.

Bis 2007 wurde TERNA in mehr als zehn Ländernweltweit aktiv.

Weitere Informationen zum TERNA-Windenergie-programm der GTZ, dem Antragsverfahren etc. finden Sie unter:www.gtz.de/wind

oder direkt bei:

Deutsche Gesellschaft für TechnischeZusammenarbeit (GTZ) GmbHPostfach 518065726 Eschborn

Dr. Rolf PosorskiTel. +49 (0)6196 79-4205Fax +49 (0)6196 7980-4205E-Mail: [email protected]

Angelika WasielkeTel. +49 (0)6196 79-1224Fax +49 (0)6196 7980-1224E-Mail: [email protected]

Tim-Patrick MeyerTel. +49 (0)6196 79-1374Fax +49 (0)6196 7980-1374E-Mail: [email protected]

VI

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

Inhaltsverzeichnis

III Neuauflage der TERNA Länderstudie

IV Rechtlicher Hinweis

IV Windenergieprogramm TERNA

Lateinamerika – Karibik

1 Argentinien

15 Brasilien

39 Chile

59 Costa Rica

71 Dom. Republik

87 Kolumbien

99 Mexiko

121 Nicaragua

135 Karibik

Afrika/Naher Osten

163 Ägypten

181 Äthiopien

195 Jordanien

211 Marokko

227 Namibia

239 Südafrika

255 Tunesien

Asien

267 Bangladesch

283 China

305 Indien

325 Indonesien

339 Pakistan

353 Philippinen

369 Vietnam

1 Argentinien

1 Argentinien 1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Davon 974 MW in Pumpspeicherwerken.2 Quelle: Secretaria de Energía, 2001, 2002, 2003, 2004, 2005. Erzeugung bezogen auf Transport- und Verteilungsnetze.3 Compañía Administradora del Mercado Mayorista Electrico Sociedad Anónima (CAMMESA), siehe unter “Regulierungsbehörden”.4 Detaillierte Karten über alle Netzgebiete, inklusive Inselnetze, lassen sich auf der Homepage von Cammesa abrufen:

www.cammesa.com/inicio.nsf/marcomemnet. Stand: 22.11.2006.

1.1 Elektrizitätsmarkt

Installierte Kapazitäten Die Stromerzeugungskapazität lag Ende 2005 bei25.674 MW. Davon wurden rund 15.598 MW in ther-mischen Kraftwerken (vor allem auf Erdgasbasis),9.920 MW in Wasserkraftanlagen1 und 1.018 MW in Kernkraftwerken bereitgestellt. Die erneuerbarenEnergien verfügen, ohne Einbeziehung der großenWasserkraft mit mehr als 15 MW, über eine Gesamt-kapazität von rund 210 MW. Nahezu 10.000 MW anStromerzeugungskapazität wurden alleine seit 1992,dem Beginn der Liberalisierung des Strommarktes, inBetrieb genommen. In den vergangenen Jahren wurdedie zusätzliche Kapazität vermehrt über Gaskraftwerkeund den Ausbau großer Wasserkraftwerke bereitgestellt.

Die tatsächlich bereitstehende Stromerzeugungskapa-zität liegt, als Folge von Wartungsmängeln, in derGrößenordnung von rund 18.000 MW. Im Jahr 2006betrug die Spitzenlast rund 17.400 MW, so dass dasSystem nur sehr geringe Reserven aufweist. Diese Eng-pässe im Hauptnetz Sistema Argentino de Interconexión(SADI) werden über Importlieferverträge teilweiseabgedeckt.

StromerzeugungInsgesamt betrug die Stromerzeugung im Jahr 2005rund 96.650 GWh. Nach Primärenergieträgern ge-staltete sie sich folgendermaßen:

Tab 1: Stromerzeugung nach Primärenergieträgern; 2001–2005; GWh2

2005 wurden rund 4.140 GWh Strom exportiert und8.017 GWh importiert.

StromübertragungTechnisch gesehen beruht die Stromversorgung auf zwei Verbundnetzen, dem Sistema Argentino deInterconexión (SADI), das im Norden und im argenti-nischen Kernland operiert und dem die Erzeugungsge-sellschaften des Strommarktes Mercado EléctricoMayorista (MEM) angehören, sowie ein Verbundnetz inPatagonien Sistema Interconectado Patagónico (SIP),dem die Erzeuger des Mercado Elétrico MayoristaSistema Patagónico (MEMSP) angehören. Beide Netzewerden von CAMMESA3 betreut. Ende 2005 wurdendie beiden Verbundnetze durch eine 500-kV-Hoch-spannungsleitung zwischen Choele Choel in der Provinz Rio Negro und dem südlicher gelegenenPuerto Madryn in der Provinz Chubut verknüpft. Dennoch operieren die beiden Netze SADI und SIPweiterhin unabhängig voneinander. Das Übertragungs-netz besteht aus 500-, 220- und 132-kV-Leitungen.4

Die installierte Kapazität ist folgendermaßen auf dieverschiedenen Netze verteilt:

1

GWh

38.929

34.945

42.306

52.993

54.845

%

46,9

45,5

50,6

58,1

57,4

GWh

36.949

35.797

33.737

30.445

34.192

%

44,5

46,7

40,3

33,3

35,4

GWh

7.059

5.821

7.566

7.869

6.873

%

8,5

7,6

9,1

8,6

7,1

Gesamt

GWh

82.987

76.637

83.688

91.380

96.650

KernkraftWasserkraftThermisch

2001

2002

2003

2004

2005

Tab 2: Installierte Kapazität in den verschiedenen Elektrizitätsnetzen; 2001-2005; MW5

Die Integration der windreichen Regionen im SüdenPatagoniens soll über die bereits in Bau befindlichenNetzverbindungen nach Comodoro Rivadavia in Chubutund Pico Truncado in Santa Cruz gewährleistet werden.Die wichtige Verbindung zwischen Puerto Madryn undPico Truncado soll Ende 2007 fertig gestellt werden.Auch in den anderen Landesteilen werden die Netze inden kommenden zwei Jahren um rund 2.000 km aus-gebaut.

Der Elektrifizierungsgrad lag in Argentinien 2006 bei95 Prozent.

StromverbrauchNachdem im Jahr 2002 die Stromnachfrage im Ver-gleich zum Vorjahr um rund 2% abgenommen hatte,konnte zum dritten Mal in Folge nach der Wirtschafts-krise auch 2005 ein Anstieg der Stromnachfrage vonmehr als 6% verzeichnet werden. CAMMESA erwartetfür die Jahre 2006 bis 2008, in Abhängigkeit von derwirtschaftlichen Entwicklung, einen Anstieg derNachfrage zwischen 6 und 8% pro Jahr.

Tab 3: Stromverbrauch nach Abnehmern; 2001-2005; TWh, %6

Im letzten Bericht des Energiesekretariats über diezukünftige Entwicklung des Elektrizitätssektors “Prospectiva 2002” aus dem Jahr 2003 wurde für dasJahr 2012 ein Gesamtverbrauch von bis zu 128 TWhprognostiziert. Demzufolge müssten in dieser Dekadebis zu 1.800 MW neue Kapazität jährlich bereitgestelltwerden.

In den vergangenen Jahren wurden Anstrengungenunternommen, ausgebliebene Investitionen in dieElektrizitätsnetze zu kompensieren. Daher legte dieRegierung in den Jahren 2003 und 2004 zwei nationalePläne zum Elektrizitätstransport auf. Da der Kraft-werksausbau in den vergangenen Jahren bei wachsenderNachfrage ausgeblieben ist, ist das Risiko von Elektri-zitätsengpässen gewachsen. Die Kosten für den Netz-ausbau werden zum Teil durch einen Nationalen Elek-trizitätsfonds gedeckt. Der Fonds wird durch eineAbgabe der Käufer auf dem Großhandelsmarktgespeist. Zudem werden Kredite von der Interamerika-nischen Entwicklungsbank BID gewährt.7

Plan Energía PlusDa die Großabnehmer in Gewerbe und Industrie mehrals die Hälfte der Nachfrage generieren, versucht dieRegierung dieser Tendenz durch den Plan Energía Plusentgegenzuwirken. Mit diesem Programm, das seitdem 8. November 2006 in Kraft ist8, wird angestrebt,den Stromverbrauch von Verbrauchern, die mehr als300 kW nachfragen, nicht weiter ansteigen zu lassen.

1 Argentinien

5 Quelle: Secretaria de Energía, 2001, 2002, 2003, 2004, 2005.6 Quelle: Secretaria de Energía, 2001, 2002, 2003, 2004, 2005.7 Die BID hat für die Verbindungslinie NEA-NOA einen 580-Millionen-Pesos-Kredit bereitgestellt, der etwa 80% der Investitionskosten abdeckt. 8 Siehe Resolución SE No 1281/2006.2

2001

2002

2003

2004

2005

MEM

22.884

23.148

23.272

23.295

23.245

MEMSP

801

765

763

801

800

MW

Verbundskraftwerke

734

619

655

734

660

Inselkraftwerke

969

966

988

969

970

2001

2002

2003

2004

2005

TWh

21,5

20,6

20,9

21,7

23,6

Haushalte Gewerbe Industrie Andere

%

30,8

30,6

29,0

28,5

29,1

TWh

12,7

12,3

12,1

14,1

15,7

%

18,2

18,2

16,9

18,5

19,4

TWh

27,5

26,8

29,9

31,8

32,9

%

39,5

39,8

41,4

41,6

40,6

TWh

8,0

7,6

9,3

8,5

8,9

%

11,5

11,4

12,7

11,4

11,0

Gesamt

TWh

69,7

67,3

72,2

76,3

81,1

1 Argentinien


9 Siehe Kapitel “Marktakteure”.10 Siehe www.enre.gov.ar.

Der finanzielle Anreiz wird dadurch gesetzt, dass derMehrverbrauch zum Bezugsjahr 2005 mit deutlichhöheren Kosten verbunden ist. Da die endgültigenStrafzahlungen für den Mehrverbrauch noch nicht fest-gelegt wurden, werden vorerst die Grenzkosten des amteuersten produzierenden Kraftwerks als Kalkulations-basis genommen. Dadurch sollen die großen Verbrauchersowohl angehalten werden Energie einzusparen als auchzusätzlich nachgefragte Elektrizität selbst zu produzieren.

StrompreiseAufgrund der großen Anzahl der Marktteilnehmer9

und günstiger Primärenergiebezugskosten der Strom-erzeuger sind die Strompreise in den ersten sechs Jahrennach 1992 um durchschnittlich mehr als 50% gefallen.Seit 1999 ist jedoch wieder ein Anstieg der Preise zuverzeichnen. Lag der mittlere Strommarktpreis imMEM 2002 noch bei 7,1 €/MWh (28,9 arg$/MWh),waren es 2004 bereits 13,2 €/MWh (53,8 arg$/MWh).Die Strompreise in den verschiedenen Verteilungsnetzenwerden detailliert auf der Homepage des RegulierersENRE angegeben.10 Die Preisdifferenzen sind in derRegel auf Übertragungsengpässe zurückzuführen.

Gründe für den Anstieg der Elektrizitätspreise in denvergangenen Jahren waren die geringere Verfügbarkeitder Wasserkraft und die teilweise Substitution des tendenziell billigeren Gases durch andere Brennstoffe,da die heimische Nachfrage die nationale Gasförderungüberstieg. Als Reaktion auf die Wirtschaftskrise unddie einhergehende Abwertung des argentinischen Pesoswurden die Spotmarktpreise ab 2002 durch eine Ober-grenze reguliert. Trotz des Anstiegs der Strompreisekonnten viele der Erzeuger aufgrund der preislichenRegulierung nur ihre Produktionskosten decken undso keine Gewinne erzielen.

1.2 Marktakteure

Der argentinische Elektrizitätsmarkt zeichnet sich durcheine hohe Zahl von Marktakteuren auf den einzelnenEbenen Erzeugung, Transport und Verteilung aus.

Private AkteureEnde 2005 waren in beiden Verbundnetzen insgesamt41 stromerzeugende Gesellschaften, 14 Eigenerzeuger,66 Verteilungsunternehmen, acht überregionale Trans-portgesellschaften und 2614 Großverbraucher registriert.Im Bereich der Erzeugung haben die UnternehmenEndesa Costanera, Central Puerto und Yacyreta dengrößten Marktanteil. Von den 66 Verteilungsunter-nehmen haben die beiden größten, EDENOR undEDESUR, im Jahr 2005 ca. 43% der gesamten Elek-trizität geliefert. Der Elektrizitätstransport über Hoch-spannungsleitungen wurde über einen 1990 unter-zeichneten Konzessionsvertrag für 95 Jahre an dasUnternehmen Transener SA vergeben. Die Nieder-spannungsnetze werden von sechs überregional operie-renden Unternehmen geführt.

Neben den in die Verbundsnetze SADI und SIP integrierten Stromerzeugern gibt es Versorgungsunter-nehmen auf lokaler Ebene, die zwar an das Verbundnetzangeschlossen sind, jedoch nicht an der zentralen Last-verteilung teilnehmen. Als weitere Gruppe gibt esunabhängige Erzeuger, die entweder in isolierte Insel-netze einspeisen oder für den Eigenverbrauch produzieren.

Aufgrund der großen Anzahl der Akteure auf den ver-schiedenen Ebenen ist der argentinische Elektrizitäts-markt durch hohen Wettbewerbsdruck geprägt. AlleStromerzeuger haben grundsätzlich freien und gleich-berechtigten Zugang zum Netz. Der Handel mitStrom aus dem öffentlichen Netz erfolgt über bilateraleVerträge zwischen Erzeugern und Verteilern bzw.Großabnehmer sowie über saisonale Bezugsverträgeund einen kurzfristigen Spotmarkt mit stündlichwechselnden Preisen unter Aufsicht von CAMMESA.Etwa 78 Prozent des Stromes im MEM wurden 2004auf dem Spotmarkt gehandelt.

3

1 Argentinien

11 Großverbraucher sind solche mit einem Strombezug von mindestens 2.000 MWh/a.12 Das Prinzip der geringsten Grenzkosten wurde im Rahmen der Energiekrise mittelfristig durch das Prinzip der variablen Produktionskosten

ersetzt. Quelle: CMA, 2006.

Staatliche Akteure Heute befinden sich nur noch wenige Anlagen zurElektrizitätserzeugung in staatlicher Hand. Dazu zählendie beiden Kernreaktoren Atucha I und Embalse unddie zwei binationalen Großwasserkraftwerke Yacyretaund Salto Grande. Insgesamt stellt der staatliche Kraft-werkspark rund 14 Prozent der installierten Leistungdes Landes.

Als Reaktion auf die Energiekrise der vergangenenJahre wurde 2004 das staatliche EnergieunternehmenENARSA gegründet, um dem nahezu vollständig privatisierten Energiemarkt ein regulatives-, staatlichesElement gegenüber zu stellen. Neben der Sicherungdes staatlichen Einfluss auf die oligopolähnlichen Öl-und Gasmärkte soll das Unternehmen die Grundver-sorgung sichern. Die potenziellen Aktivitäten desUnternehmens betreffen primär den Ölmarkt undsekundär den Gas- und Elektrizitätsmarkt. Der Hand-lungsradius erstreckt sich dabei auf alle Bereiche derWertschöpfungskette. Das Unternehmen ist momen-tan hauptsächlich mit der Erschließung von Ölfeldernvor der Küste Argentiniens befasst. Die Satzung legtfest, dass der Staat 53 Prozent und die Provinzen 12 Prozent an dem Unternehmen halten sollen. Dierestlichen 35 Prozent wurden an der Börse privatenInteressenten angeboten.

Weitere Akteure

RegulierungsbehördenFür die Regulierung vor allem der natürlichen MonopoleTransport und Verteilung wurden eigenständige Be-hörden auf nationaler und provinzieller Ebene geschaffen(auf nationaler Ebene ENRE = Ente Nacional Reguladorde la Electricidad, auf regionaler Ebene EPRE = EnteProvincial Regulador de la Electricidad). ENRE ver-mittelt bei Konflikten zwischen den Versorgungsunter-nehmen und sorgt für die Umsetzung von Bundesgesetzenund Bundesverordnungen und den Abschluss von Kon-zessionsverträgen. Darüber hinaus werden Standards fürdie Stromverteilung aufgestellt, Maximalpreise fürTransport und Verteilung festgelegt und die Erzeu-gungsgesellschaften sowie CAMMESA beaufsichtigt.

Zur Steuerung des nicht durch bilaterale Verträge er-fassten Stromhandels wurde CAMMESA (CompañíaAdministradora del Mercado Mayorista Electrico SociedadAnónima) als eine neue private Gesellschaft ohneErwerbscharakter gegründet. An CAMMESA sind derVerband der Erzeuger (AGEERA), der Verband derGroßverbraucher (AGUERRA),11 der Verband der Ver-teilungsunternehmen (ADEERA), der Verband derHochspannungsübertragungsnetze (ATERRA) und dasEnergiesekretariat zu je 20 Prozent beteiligt. Die wesent-lichen Aufgaben von CAMMESA sind die Regelungvon Angebot und Nachfrage (Lastverteilung) nach demPrinzip der geringsten (kurzfristigen) Grenzkosten,12

die Festlegung von Transport- und anderen Fixkostensowie die Sicherstellung von ausreichenden Reserve-kapazitäten.

1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

LiberalisierungMit dem Gesetz 24.065 vom 16.1.1992 (“Elektrizitäts-gesetz”) sowie der zugehörigen Ausführungsbestimmung(Decreto 1398/92 v. 6.8.92) wurde der zuvor staatlicheund zentralisierte Stromsektor Argentiniens in diegetrennten Bereiche Erzeugung, Übertragung und Ver-teilung aufgesplittet und schrittweise privatisiert. Mitder Verordnung 1853 aus dem Jahr 1993 wurdenzudem letzte Hindernisse für ausländische Investorenaus dem Weg geräumt. Mit wenigen Ausnahmen sindseitdem der vollständige Besitz argentinischer Firmendurch ausländische Eigner sowie die freie Ausfuhr vonGewinnen und Kapital möglich.

Entwicklung der Elektrizitätsmarktpolitik Mit der Wirtschaftkrise in den Jahren 2001 und 2002und der damit verbundenen Energiekrise in den Folge-jahren hat das regulative Element in der argentinischenEnergiepolitik an Stärke gewonnen.

4

1 Argentinien


13 Im Zeitraum 2004 bis 2006 müssen 65 Prozent der Unternehmensgewinne an den Fonds abgeführt werden. 14 Siehe Decreto P.E.N. Nº 1.597/99.15 Aufgrund der immer noch relativ niedrigen Vergütungssätze besteht jedoch die Befürchtung, dass auch dieses Gesetz nicht zu einem

schnellen Ausbau der erneuerbaren Energien führen könnte.

Die Abwertung des argentinischen Pesos hat zu einerunmittelbaren Verteuerung der Brennstoffe und höherenBetriebskosten geführt. Im Juli 2004 wurde aufgrundausbleibender privater Investitionen in den argen-tinischen Kraftwerkspark und einer steigenden Elektri-zitätsnachfrage ein Fonds eingerichtet, der eine Aus-weitung des Elektrizitätsangebots ermöglichen soll.Der Fonds speist sich aus einem prozentualen Anteil anden Einnahmen der Unternehmen im Elektrizitäts-sektor.13 Neue thermische Kraftwerke mit einer instal-lierten Leistung von 1080 MW und 540 MW sollen inder zweiten Hälfte 2007 bzw. Anfang 2008 teilweisedurch diese Gelder den Kraftwerkspark ergänzen. Die Unternehmen, die in den oben genannten Fondseingezahlt haben, werden anteilig Eigner der neuenKraftwerke.

Am 24. August 2006 hat die argentinische Regierungeinen Plan für die erweiterte Nutzung der Kernenergiebekannt gegeben, der Investitionen in Höhe von 3,5 Mrd. Pesos vorsieht. Neben der Fertigstellung desReaktors Atucha II soll ein vierter Reaktor gebaut unddie Anreicherung von Uran wieder aufgenommenwerden.

1.4 Förderpolitik für erneuerbare Energien

Ziel der Regierung ist es, den Anteil erneuerbarerEnergien am Primärenergieverbrauch auf acht Prozentzu steigern. Das noch 2004 auf der Weltkonferenz fürerneuerbare Energien proklamierte Zieljahr 2013 wirdnicht eingehalten werden können. Daher setzt das imDezember 2006 verabschiedete Gesetz zur Förderungder Stromerzeugung aus regenerativen Energiequellendas Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien am nationalenStrommix bis Ende 2016 auf acht Prozent zu erhöhen.

Förderung auf nationaler EbeneWährend sich das staatliche Engagement zu Beginnder 1990er Jahre auf vorbereitende Maßnahmen zurErstellung von Windpotenzialstudien oder Forschungs-tätigkeiten beschränkte, wurde im November 1998 das

Gesetz 25.019 zur Regelung der Wind- und Sonnenenergie verabschiedet. Die Entscheidung für einsolches Gesetz war längere Zeit strittig, da allgemeindie Auffassung überwog, alle Unterstützungen für denEnergiesektor zu streichen. Erst mit erheblicher Ver-zögerung wurden im Dezember 1999 Ausführungsbe-stimmungen zu dem Gesetz auf den Weg gebracht.14

Das Gesetz betont das nationale Interesse an einerStromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie undführt erstmalig auf nationaler Ebene eine Förderungvon 0,25 €-ct/kWh (0,01 arg$/kWh) für Windenergieein, die 15 Jahre lang zusätzlich zu den durch den Ver-kauf erzielten Einnahmen gezahlt wird. Das Gesetzsieht zudem steuerliche Vergünstigungen durch diezeitliche Streckung der Mehrwertsteuer vor.

Auf politischer Ebene hat sich die Erkenntnis durchge-setzt, dass aufgrund der unzulänglichen Anreizwirkungdas nationale Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien erweitert werden muss. Nach fehlgeschlagenenGesetzesinitiativen einiger Senatoren in den vergangenenJahren wurde am 6. Dezember 2006 das Gesetz zurFörderung der Stromerzeugung aus regenerativenQuellen im Kongress verabschiedet. Das Gesetz siehteine breite Förderung erneuerbarer Energien im Rahmeneines Prämienmodells vor. Die Zahlungen sollen übereinen treuhänderisch verwalteten Fonds für erneuerbareEnergien gewährleistet werden. Zu den berücksichtigtenEnergiequellen zählen neben Photovoltaik mit bis zu22 €-ct/kWh (0,9 arg$/kWh) und Windenergie mit0,37 €-ct/kWh (0,015 arg$/kWh) auch Geothermie,Meeresenergie, Biomasse, Biogase sowie kleine Wasser-kraft mit bis zu 30 MW Leistung mit ebenfalls jeweils0,37 €-ct/kWh (0,015 arg$/kWh).15 Der Vergütungs-zeitraum beträgt 15 Jahre. Das Gesetz unterstreichtden politischen Willen, über die Förderung erneuerbarerEnergien Arbeitsplätze zu schaffen und die nationaleund regionale Wertschöpfung durch die Verwendungheimischer Produkte zu erhöhen.

5

1 Argentinien

16 Siehe Ley No 4389/1998 und Decreto No 235/1998.17 Siehe Ley No 12603/2001.18 Sollte die gesamte Anlage außerhalb der Provinz Santa Cruz produziert werden, werden nur 50% der festgelegten Vergütung gewährt.

Werden alle Anlagenteile in der Region produziert, können 100% der Vergütung in Anspruch genommen werden. Im Zwischenbereich erfolgt eine prozentuale Abstufung.

19 Siehe Legislación Provincial No 2796/2005 (Santa Cruz), Art. 7.20 Das von der Weltbank geleitete Projekt zur Deponiegasgewinnung in Olavarría, das von argentinischen Unternehmen Aria.Biz geleitete

Vorhaben Norte III und das britisch-kanadische Projekt in González Catán und Ensenada beruhen auf der Gewinnung von Deponiegas aus Abfällen. Alle drei Projekte werden in der Provinz Buenos Aires realisiert.6

Förderung auf ProvinzebeneEine zusätzliche Förderung auf Provinzebene fürWindenergiestrom durch Zahlung von 0,12 bzw. 0,25 €-ct (0,005 bzw. 0,01 arg$) pro erzeugte Kilo-wattstunde besteht bislang in der Südprovinz Chubut16

(Patagonien) sowie in der Provinz Buenos Aires.17 DiePrämienzahlung ist in Chubut davon abhängig, wieviel Prozent der Anlagenteile aus lokaler Produktionstammen. Der prozentuale Mindestsatz lag ab Januar2001 bei 30 Prozent und wurde im Januar 2003 auf 60 Prozent bzw. auf 80 Prozent in 2005 angehoben. Ab Januar 2007 muss die gesamte Fertigung aus lokalerProduktion kommen.

In der Provinz Santa Cruz wurde im August 2005 dasbislang umfassendste Gesetz zur Förderung erneuerbarerEnergien erlassen. Thermische und elektrische Energie-erzeugung aus erneuerbaren Energiequellen werdendanach gleichermaßen gefördert. Das Gesetz zeichnetsich durch eine breite Förderung unterschiedlichererneuerbarer Energie Technologien aus. Dazu zählendie Wind-, Sonnen- und Gezeitenenergie, Wasserkraftbis zu einer Anlagengröße von 15 MW, Biomasse undandere förderwürdige Technologien, die als nicht ver-schmutzend eingestuft werden können. Die Vergütungrichtet sich auch in diesem Fall prozentual nach dem lokalproduzierten Anteil der Anlagen und variiert zwischen0,25 und 0,75 €-ct/kWh (0,01 und 0,03 arg$/kWh).18

Zudem werden verschiedene Steuererleichterungengewährt. Die Fördergelder stammen aus einem regio-nalen Energiefonds.19

Weitere Sonderregelungen für Strom aus erneuerbarenEnergiequellen bestehen nicht. Allerdings stellen teilweise Gemeinden, die über Stromversorgungs-kooperativen verfügen, Grundstücke und Infrastrukturzu sehr günstigen Bedingungen für Windenergieprojektebereit. Baurechtliche Anforderungen werden wesentlichweniger strikt gehandhabt als in Deutschland.

Clean Development MechanismDas Kyoto-Protokoll wurde am 28.09.2001 vonArgentinien ratifiziert. Als Designated National Au-thority (DNA) für den Clean Development Mechanism(CDM) ist das dem Sekretariat für Umwelt und Nach-haltige Entwicklung untergeordnete Büro OAMDL(Oficina Argentina del Mecanismo para un DesarrolloLimpio) tätig. Mit dem Dekret 1070 wurde im September 2005 ein Nationaler Fonds (FAC) eingerichtet,der die Umsetzung von CDM-Projekten erleichtern soll.

Bisher wurden sechs Projekte vom UNFCCC regi-striert. Ein erstes Projekt zur Extraktion von Deponie-gas in Villa Dominico, Buenos Aires, wurde im Sep-tember 2005 angenommen und zielt darauf ab, das vor-handene Biogas für die lokale Elektrizitätsproduktionzu verwenden. Eine Einspeisung in das Elektrizitäts-netz ist nicht vorgesehen. Weitere vier Projekte zurGewinnung von Deponiegas wurden im Laufe desJahres 2006 registriert.20 Als bislang einziges Wind-kraftprojekt wurde im Dezember 2005 eine 10-MW-Anlage in Comodoro Rivadavia in der Provinz Chubutgenehmigt. Der erzeugte Strom soll über die Koopera-tive SCPLCR in das patagonische Netz eingespeistwerden. Drei weitere Projekte wurden angemeldet. Dievermiedenen CO2-Äquivalente der registrierten Pro-jekte liegen bei etwa 1,8 Millionen Tonnen pro Jahr.

1 Argentinien


21 Das Energiesekretariat hat zur besseren Differenzierung eine Einteilung in Mikro-Wasserkraft (5-50 kW), Mini-Wasserkraft (50-500 kW) und Klein-Wasserkraft (500-15.000 kW) vorgenommen.

22 Das Energiesekretariat hat auf seiner Homepage eine Auflistung der bereits realisierten und geplanten Projekte der kleinen Wasserkraft zur Verfügung gestellt. Siehe http://energia3.mecon.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=949 Stand: 28.11.2006.

1.5 Status der erneuerbaren Energieträger

In Argentinien werden von den Erzeugern erneuerbarerEnergie insbesondere große Wasserkraftwerke zurStromgewinnung genutzt. Daneben wächst auch dieBedeutung der Kleinwasserkraft – wenn auch inwesentlich geringerem Umfang. Nach dem eherschleppenden Ausbau der Windkraft der vergangenenJahre, soll insbesondere diese Branche nach aktuellenRegierungsplänen an Aufwind gewinnen. Argentinienbietet sowohl zur Nutzung von Wasser- und Windkraftals auch von Solarenergie, Biomasse und Geothermieeine Reihe unausgeschöpfter Potenziale zur Strom- undWärmeerzeugung.

WasserkraftDie Wasserkraftnutzung erfolgt hauptsächlich imRahmen großer Staudammprojekte. Je nach Nieder-schlagsmenge können so etwa 35 bis 45% der Elektri-zitätsnachfrage gedeckt werden. Die kleine Wasser-kraft (bis 15 MW) verfügte 2005 über eine installierteLeistung von rund 180 MW. Mit ungefähr 60 Anlagenwurden 675 GWh Elektrizität produziert. Darunterwaren etwa 20 Mikro- und Miniwasserkraftanlagen.21

Fünf Minianlagen wurden versuchsweise in der nörd-lichen Provinz Jujuy im Rahmen des staatlichen Elek-trifizierungsprogramms PERMER installiert. 2% dergesamten Wasserkraftleistung werden zurzeit überKleinwasserkraftwerke von bis zu 15 MW bereitgestellt.Die vom Energiesekretariat identifizierten 120 Standortefür weitere Kleinwasserkraftanlagen lassen auf einezusätzliche Kapazität von rund 276 MW schließen.22

Eine bisher noch nicht veröffentlichte Studie geht sogarvon einem Potenzial von rund 400 MW aus. DieErschließung der Standorte soll in Zukunft auch überCDM-Projekte erfolgen.

WindenergieArgentinien besitzt ein sehr großes Windenergie-potenzial. Die besonders geeigneten Standorte liegenallerdings vorwiegend im südlichen Landesbereich(Patagonien), der nur dünn besiedelt und weit von denBallungsräumen und industriellen Zentren entfernt ist.Der Netzausbau zwischen den beiden VerbundnetzenSEDI und SIP sowie die Weiterführung der 500-kV-Leitung in die südlicher gelegenen Teile Patagoniensverbessert die Rahmenbedingungen für den Ausbauder Windenergie. Die Netze werden primär für denAusbau der Wasserkraft in Patagonien konstruiert. Diegeplante Netzkapazität erscheint zurzeit zu klein, umdas gesamte Windenergiepotenzial Patagoniens eben-falls ausschöpfen zu können.

Im Jahr 2005 wurden nach Angaben des Energiesekre-tariats 75.381MWh aus Windenergieanlagen produziert.Die installierte Kapazität lag Ende 2006 bei rund 28 MW. Die Anlagen befinden sich ausschließlich inder Hand lokaler Körperschaften und Kooperativen.

Während Argentinien bereits in den 1990er Jahren Vor-reiter auf dem südamerikanischen Kontinent in derWindenergienutzung war, konnte die installierte Leistung in den vergangenen Jahren nur unwesentlicherhöht werden. Im Jahr 2002 lag die installierte Leistung bei rund 26 MW. 2003 wurden unter anderemaufgrund der wirtschaftlichen Krise des Landes keineweiteren Windkraftanlagen errichtet. Im folgendenJahr wurde der Standort General Acha um eine weitere900-kW-Anlage erweitert. Im Jahr 2005 waren es dannzwei weitere 600-kW-Anlagen des deutschen HerstellersENERCON, die in Pico Truncado, Santa Cruz, errichtetwurden. Seit Februar 2005 wird in der Ortschaft PicoTruncado zudem in einem Pilotprojekt eine Anlage zur Wasserstoffproduktion teilweise mit Windstrombetrieben. 2006 wurden keine weiteren Turbinen inBetrieb genommen. Die Genehmigungsverfahren fürWindparks sind bislang nicht standardisiert, so dassdie jeweiligen regionalen Vorschriften beachtet werdenmüssen.

7

1 Argentinien

23 Quelle: Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), Greenpeace Argentina, 2005.24 Inzwischen vom dänischen Konkurrenten Vestas übernommen.

Tab 4: Windkraftanlagen in Argentinien; MW, m/s; November 200623

Die installierten Windkraftanlagen stammen bislangausschließlich aus der Produktion europäischer Unter-nehmen. Das (frühere) dänische Unternehmen NEGMicon24 verfügt über einen Marktanteil von 44%, ge-folgt vom spanischen Anlagenhersteller Gamesa (40%),dem dänischen Unternehmen AN Bonus (jetzt Siemens,11%) und dem deutschen Hersteller Enercon (5%).

Zwei argentinische Unternehmen haben jedoch in derjüngsten Vergangenheit erste Prototypen erprobt. Dasstaatliche Unternehmen INVAP entwickelt in Eigen-regie Anlagen mit geringer Leistung (500, 1.000 und1.500 Watt) und in Kooperation mit dem spanischenUnternehmen Ecotécnia Turbinen mit einer elektrischenLeistung zwischen 225 und 750 kW. Das UnternehmenIndustrias Metalúrgicas Pescarmona S.A. initiiertebereits im Jahr 2000 das Forschungsprojekt IMPSAWind, das die Konstruktion einer großen Windkraft-anlage mit einer Leistung von 1 MW zum Ziel hat. DasUnternehmen NRG Patagonia entwickelt ebenfallsgroße Windkraftanlagen, deren spezifische Konstruktioninsbesondere auf die stetigen Winde mit hohenGeschwindigkeiten in Patagonien ausgerichtet ist. Die Modellanlage NRG 1500 soll eine Leistung von1,5 MW haben.

8

Standort

Rio Mayo

C. Rivadavia

Cutral Co

Pehuen Co

Pico Truncado

Rada Tilly

Tandil

C. Rivadavia

Darregueira

M. Buratovich

Punta Alta

Claromeco

Pico Truncado

C. Rivadavia

General Acha

Pico Truncado

Summe

Provinz

Chubut

Chubut

Neuquén

B.A.

Santa Cruz

Chubut

B.A.

Chubut

B.A.

B.A.

B.A.

B.A.

Santa Cruz

Chubut

La Pampa

Santa Cruz

Betreiber

DGSP Pcia. Chubut

PECORSA SCPL

COPELCO

Coop. Punta. Alta

E. Pcial. S. Pub.

COAGUA (Coop. de Servicios R.T.)

CRETAL

SCPL de C. Riv.

Coop. Darregueira

Coop. M. Buratovich

Coop. Punta Alta

Coop. Claromeco

Municipalidad de P.T.

SCPL de C.Riv.

COSEGA

Municipalidad de P.T.

Anzahl WKA

4

2

1

1

10

1

2

8

1

2

3

1

2

16

2

2

Installierte Kapazität (MW)

0,12

0,50

0,40

0,40

1,00

0,40

0,80

6,00

0,75

1,20

1,80

0,75

1,20

10,56

1,80

1,20

27,76

Ø Windg.(m/s)

–

9,4

7,2

7,3

–

10,2

7,2

9,4

7,3

7,4

7,8

7,3

10,3

9,4

7,2

10,3

Datum d. Inbetriebnahme

2/90, z. Zt. nicht in Betrieb

3/94

10/94

2/95

Abgebaut

3/96

5/96

9/97

9/97

10/97

2/95 und 12/98

12/98

2/2001

10/2001

12/2002 und 2/2004

5/2005

1 Argentinien


25 Auf der Homepage des CREE (www.eeolica.com.ar) sind die Windatlanten der Regionen Chubut und La Pampa zugänglich. Stand: 27.11.2006.

Geplante WindkraftprojekteDie Nachfrage nach heimischen Anlagen soll zum Teildurch den im Februar 2005 initiierten Nationalen Strategischen Plan für Windenergie stimuliert werden,der vorsieht, in den kommenden drei Jahren rund 300 MW zu installieren. Das Übereinkommen wurdezwischen dem Ministerium für Nationale Planung,dem Regionalen Zentrum für Windenergie der ProvinzChubut (CREE) und dem staatlichen Energieunter-nehmen ENARSA geschlossen. 80 Prozent der Wind-kraftanlagen sollen in Argentinien gebaut werden. DasEngagement privater Investoren lässt jedoch bislangauf sich warten.

Dennoch wurden auf Ebene der Provinzen die Planungenforciert. Im Juli 2005 wurde daher ein Übereinkommenmit der Provinz Chubut zur Entwicklung des Projekts“Vientos de la Patagonia I” getroffen. Der erste Wind-park soll in der Nähe der Stadt Comodoro Rivadaviaerrichtet werden und eine Leistung von 50 bis 60 MWhaben. Er sollte bereits Mitte 2006 ans Netz gehen. Einähnliches Übereinkommen, das Projekt “Vientos de laPatagonia II”, ist in Kooperation mit der Regierungvon Santa Cruz angedacht. Standort eines 60 MWgroßen Windparks soll in diesem Fall Pico Truncadosein. Weitere Projekte in den Provinzen Buenos Aires(100 MW), Neuquén, Rio Negro, La Rioja, Cordobaund San Juan sollen folgen. Es bleibt fraglich, ob dieseVorhaben mit der nur marginal besseren Vergütungdurch das nationale Gesetz vom Dezember 2006 realisiertwerden können.

Im November 2005 wurde zudem bekannt gegeben,dass die nationale Regierung und die Provinz La Riojagemeinsam einen Windpark im nördlichen Teil derProvinz errichten wollen. Die Anlagen sollen aus heimischer Produktion stammen und vom UnternehmenImpsa geliefert werden. Die 70 geplanten Windkraft-anlagen mit einer elektrischen Leistung von rund 60 MW erfordern Investitionen in Höhe von 60 Mio.Pesos. Die Provinzregierung unterzeichnete ein Ab-kommen, indem sie sich zur Bereitstellung eines Teilsder Infrastruktur verpflichtete, inklusive der Verbindungzum Übertragungsnetz. Auch hier wurde mit derUmsetzung des Projekts noch nicht begonnen.

Das Unternehmen EMGASUD hat im November 2006einen Plan vorgelegt, der neben einem thermischenKraftwerk mit mehr als 400 MW Leistung die Instal-lation eines 100 MW-Windparks in der ProvinzChubut vorsieht. Baubeginn für beide Projekte sollFebruar 2007 sein. Die Gesamtkosten belaufen sich auf1.240 Mio. Pesos. Der Windpark soll im August 2008in Betrieb genommen werden und aus 2 MW-Anlagenbestehen.

Abzuwarten bleibt jedoch, ob die geplanten Projekteauch umgesetzt werden, denn bereits in den vergangenenJahren wurden immer wieder große Windkraftprojekteangekündigt, letztendlich jedoch nicht realisiert. NeueImpulse für die Windenergie verspricht man sich vonder Weltkonferenz für Windenergie, die im Oktober2007 in Argentinien stattfindet.

WindatlantenWindatlanten sind bereits für zwei windreiche Provinzenim Süden des Landes (Chubut und La Pampa) ver-fügbar. Ein wesentlicher Bestandteil des NationalenPlans der Windenergie ist die Erstellung eines umfas-senden Windatlas für das gesamte Land. Zur besserenPlanung von Windkraftprojekten wurde das RegionaleZentrum der Windenergie der Region Chubut (CREE)25

im März 2005 beauftragt, den Atlas zu erstellen. Dieinteraktive nationale Windkarte wurde am 3. August2006 vom argentinischen Präsidenten vorgestellt undermöglicht nach Angaben des zuständigen Ministeriumsein zielgenaues Auffinden der windreichsten Standorte.In einer zweiten Phase des Projekts soll das Instrumentweiter verfeinert werden. Die interaktive Karte stehtInteressenten derzeit noch nicht zur Verfügung, solljedoch voraussichtlich noch in 2007 veröffentlichtwerden.

9

1 Argentinien

26 Quelle: J. E. Salgado, Solartec S.A.27 Siehe Grossi Gallegos 1998. Die Karten können im Internet unter folgender Adresse eingesehen werden:

www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/docs/arep_a3_Abr06.pdf Stand: 20.11.2006. Der wissenschaftliche Diskurs rankt sich momentan um bessereMethoden zur Anfertigung von Sonneneinstrahlungskarten in Argentinien, vgl. Righini et al., 2005.

28 Quelle: http://www.salvador.edu.ar/csoc/idicso/docs/arep_a4_feb06.pdf Stand: 20.11.2006. Der Artikel enthält eine Karte der bisher evaluierten Regionen.

BiomasseVor allem in den zentralen ländlichen Regionen bestehtein erhebliches Potenzial zur Biomassenutzung fürlokale Stromerzeugung, z.B. von organischen Reststoffenaus der Zucker- und Alkoholindustrie. Das ProgrammPlan Energía Plus setzt Anreize, die Elektrizitätsnach-frage in der Landwirtschaft vermehrt durch Eigenpro-duktion zu decken und gegebenenfalls Überschüsse insStromnetz einzuspeisen. Der Anreiz wird dadurchgesetzt, dass der Mehrverbrauch zum Bezugsjahr 2005mit deutlich höheren Kosten verbunden ist. Studienzur weitergehenden Nutzung werden zurzeit vomEnergiesekretariat erstellt.

SolarenergieDas Unternehmen Solartec S.A. produziert seit 1986Photovoltaikmodule in der Stadt La Rioja. Die Kompo-nenten werden vom japanischen Unternehmen Kyocerageliefert. Die Produktion des Werks beläuft sich auf einMegawatt pro Jahr. Das Unternehmen hat nach eigenenAngaben einen Marktanteil von rund 80 Prozent.26

Solaranlagen kommen in Argentinien vor allem imRahmen des Nationalen Projekts zur ElektrifizierungLändlicher Räume (PERMER) zum Einsatz. Die instal-lierte Leistung von Photovoltaikanlagen in Argentinienwird auf 6,5 MWp geschätzt. Das Energiesekretariatgeht sogar von 9 MW Leistung aus. Im Rahmen desProgramms PERMER wurden circa 1,3MWp installiert.Die Schätzungen beruhen auf Angaben zu Importenund Zahlen der Installationsunternehmen.

Das Nationale Solarmetrische Netzwerk, das bereitsseit 1979 besteht und einen Zusammenschluss allersolaren Messstationen darstellt, hat 1987 die Sonnen-einstrahlung an 118 verschiedenen Standorten gemessenund 10 Jahre später eine Karte mit der durchschnittlichenSonneneinstrahlung in ganz Argentinien erstellt.27

Geothermie Das geothermische Potenzial wird in Argentinien alshoch eingeschätzt. Bereits in den 1970er Jahren wurdeeine Nationale Kommission Geothermischer Studieneingesetzt, um das Potenzial zu evaluieren. Bis heutewurden 42 potenzielle Nutzungszonen ausgemacht undklassifiziert, nahezu alle in der westlichen Andenregion.28

Das erste Pilotprojekt zur Elektrizitätserzeugung wurde1988 in Betrieb genommen. Die Anlage Copahue, inder Provinz Neuquén, hat eine Leistung von 670 kWund ist an das Netz der lokalen Verbundkraftwerkeangeschlossen. Seit 1998 ist die Anlage aus Wartungs-gründen nicht in Betrieb. Als größte Hindernisse dergeothermischen Elektrizitätserzeugung werden diehohen Erschließungskosten und die Abgelegenheit dergeeigneten Gebiete vom Endverbraucher angesehen.

1.6 Ländliche Elektrifizierung

Während in Argentinien insgesamt 5% der Bevölkerungkeinen Zugang zur Elektrizität haben, liegt der Anteilin den ländlichen Gebieten bei rund 30%. Daher habendie nationale Regierung sowie die ProvinzregierungenFörderprogramme zur Elektrifizierung aufgelegt, dieaus einem speziellen Fonds gespeist werden. Da auf-grund der ungünstigen Transportbedingungen oft keinAnschluss an das öffentliche Stromnetz möglich ist,besteht für abgelegene Regionen verstärktes Interessean dezentralen Lösungen unter Einschluss erneuerbarerEnergiequellen. Das für den Bedarf erforderlicheLeistungsniveau ist in der Regel gering, so dass vor-nehmlich kleine Stromerzeugungsanlagen gefragt sind.

Elektrifizierungsprogramme

PAEPRA1995 wurde von der argentinischen Regierung (Secretaríade Energía) das nationale Programm zur ländlichenElektrifizierung PAEPRA (Programa de AbastecimientoEléctrico a la Población Rural de Argentina) ins Lebengerufen.

10

Das Programm beinhaltet die Vergabe von Subventionenan private Konzessionäre, die aufgrund von Ausschrei-bungen eine Versorgung von ländlichen Regionen beigeringsten staatlichen Zuschüssen garantieren, selbstwenn dazu netzunabhängige Optionen herangezogenwerden müssen. Konzessionsverträge werden über eineLaufzeit von 15 Jahren abgeschlossen, können jedochim Rahmen einer Neuausschreibung zweimal verlängertwerden. Die Stromtarife werden alle zwei Jahre so fest-gelegt, dass den Versorgern eine ausreichende Renditeverbleibt.

Die ersten beiden Provinzen, in denen der ländlicheStrommarkt nach diesem Modell konzessioniert wurde,waren Jujuy (Firma EJSEDSA) und Salta (FirmaESEDSA, Tochterfirma des spanischen EVU UniónFenosa) im Nordwesten des Landes. Die Elektrifizierungerfolgt vornehmlich auf der Basis von Inselnetzen oderindividuellen Versorgungslösungen mit fossilen Energie-trägern (Dieselgeneratoren) und erneuerbaren Energie-quellen. Im März 1998 wurden von EJSEDSA etwa dieHälfte der Kunden mit Dieselgeneratoren, die anderenzu etwa gleichen Teilen mit Kleinstwasserkraft undPV-Systemen versorgt. Ende 1999 hatten bereits mehr als40 Prozent der mittlerweile über 3.000 Kunden eineindividuelle oder gemeinschaftliche Solarstromanlage.

PERMERIn Erweiterung von PAEPRA wurde 1999 als neueKomponente ein spezifisches Programm zur Nutzungerneuerbarer Energien bei der ländlichen Elektrifizierungeingeführt (Proyecto de Energías Renovables en MercadosRurales – PERMER). Ziele des Projekts sind die Aus-weitung des privaten Marktes für alternative Energie-versorgungssysteme und eine nachhaltige Energiever-sorgung in den ländlichen Regionen. PERMER sollsich auf verstreut liegende Siedlungen, Wohnhäuserund Einrichtungen konzentrieren.29

Das sechsjährige Vorhaben, das bis Mitte 2007 läuft,umfasst geschätzte Kosten von 120,5 Mio. US $, zudenen die Weltbank (30 Mio. US$ Kredit), GEF (10 Mio. US $ Zuschuss), der argentinische Stroment-wicklungsfonds FEDEI (Fondo Especial de DesarrolloEléctrico del Interior, 26,5Mio.US$), die Konzessionäre(44 Mio. US$) und die Nutzer selbst (10 Mio. US$)beitragen sollen. Die Konsumenten übernehmen dieInstallationskosten und zahlen eine pauschale monatlicheAbgabe, die über die Konzessionszeit von 15 Jahrenetwa 40 Prozent der Anfangskosten sowie Aufwendungenfür Wartung und Batterien abdeckt. Zusätzliche Sub-ventionen, die für ärmste Bevölkerungskreise zur Ver-ringerung der monatlichen Belastungen gezahlt werden,nehmen im Verlaufe der Konzessionszeit ab.

Zu Beginn des Projekts war geplant, insgesamt 1,8 Millionen Menschen in 314.000 Haushalten und6.000 Institutionen und Einrichtungen, wie Schulen,medizinische Einrichtungen und Polizeistationen, mitStrom zu versorgen. Bis September 2006 wurden jedochnur 2.235 Haushalte und 556 öffentliche Institutionen,darunter vor allem Schulen, durch Erweiterung desöffentlichen Netzes oder mittels Insellösungen mitElektrizität versorgt.30 In den Provinzen Catamarca,Río Negro, Jujuy, Santiago del Estero, Salta undTucumán werden zurzeit 3.440 Photovoltaikanlagenauf privaten Gebäuden und 690 auf öffentlichen Ein-richtungen installiert.31

Währungskurs (09.03.2007):1 Argentinischer Peso (ARS) = 0,25 Euro (EUR)1 US-Dollar = 0,76 EUR

1 Argentinien


29 Nahezu alle 23 Provinzen Argentiniens sind über Abkommen am Projekt beteiligt. Eine Auflistung ist unter energia.mecon.gov.ar/permer/conveniotabla.html einzusehen. Stand: 20.11.2006.

30 Für den derzeitigen Stand des Projektes PERMER vgl. energia.mecon.gov.ar/permer/Estado.html Stand: 01.12.06. 31 Die Fortschritte des Projekts in den einzelnen Provinzen lassen sich unter energia.mecon.gov.ar/permer/avance.html

nachverfolgen. Stand: 20.11.2006. 11

1 Argentinien

1.7 Literatur

• CAMMESA:Informe Anual del Mercado Eléctrico Mayorista deArgentina – 2004, Abril 2005

• Capital Markets Agentina (CMA):Argentine Electricity Industry, July 2006

• Dekret 1398/92 vom 6. August 1992zur Umsetzung des Gesetzes 24.065 vom 16.1.92zur Neuregelung des Elektrizitätssektors

• Dirección Nacional de Promoción:El Potencial de los pequeños aprovechimientoshidroeléctricos en la República Argentina,Conferencia Latinoamericana de ElectrificaciónRural del 2 al 6 de mayo de 2005,Cuenca (Ecuador), 2006

• ENARSA:Plan estratégico nacional de energía eólica, o.J.http://www.minplan.gov.ar/minplan/documentos/vientos_patagonia.pdf

• Gonzales, J.:Lo que el viento trae. http://www.inti.gov.ar/sabercomo/sc32/inti9.phpStand: 28.11.2006

• Grossi Gallegos:Distribución de la radiación solar global en laRepública Argentina. II. Cartas de radiación.Energías Renovables y Medio Ambiente, Vol. 5,1998, pp. 33-42

• Korneffel, P.: Don’t Cry for Me Argentina, in:Neue Energie, 03/2005

• Moragues, J. A.:Energías Renovables no Convencionales en Argentina,Präsentation auf der internationalen Konferenz vonISES-ASADES, 26.10.2006, Buenos Aires

• Naciones Unidas/CEPAL:Fuentes renovables de energía en América Latina yel Caribe: Dos años después de la conferencia enBonn, Septiembre de 2006, Santiago de Chile

• Nationales Gesetz 25.019 zur Regelung der Wind und Sonnenenergie (Régimen Nacional de EnergíaEólica y Solar) vom 23.9.1998

• Proyecto de Energías renovables en Mercadosrurales (PERMER) – Projektbeschreibung, o.J. (siehehttp://energia.mecon.gov.ar/permer/PERMER.html)

• Righini, R. H., Grossi Gallegos & C. Raichijk:Approach to drawing new global solar irradiationcontour maps for Argentina. Renewable Energy,vol. 30, 2005, pp. 1241-1255

• Secretaria de Energía:Informes del sector eléctrico para los años 2000hasta 2004, Noviembre 2001-2005

• Secretaria de Energía (2003a):Prospectiva 2002, Mayo 2003

• Secretaria de Energía (2004a):Energías Renovables 2004 – Energía Geotérmica.

12

1 Argentinien

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen1.8 Kontakte

CAMMESAAvda. Madero 942 – Piso 1ºBuenos Aires (C1106ACW)Tel. +54 (11) 43 19 37 00www.cammesa.com.ar

StromregulierungsbehördeEnte Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)Avenida Madero 1020 Buenos Aires (C1106ACX)Tel. +54 (11) 4510-4600www.enre.gov.ar

Verband der StromverteilungsunternehmenAsociación de Distribuidores de Energía Eléctricade la República Argentina (ADEERA)Tacuarí 163 – 8º Piso Buenos Aires (1071) Tel. +54 (11) 334-04 01/334-25 05 Fax +54 (11) 343-92 05 E-Mail: [email protected]

Verband der StromerzeugerAsociación de Generadores de Energía Eléctrica dela República Argentina (AGEERA)Av. Callao 1604 Piso 4ºBuenos Aires (C1024AAP) Tel. +54 (11) 48 07-33 10Fax +54 (11) 48 07-33 10 www.ageera.com.ar

Verband für Erneuerbare Energien und UmweltAsociación Argentina de Energías Renovables yAmbiente (ASADES)CC 478 No.162La Plata (1900), Prov. Buenos AiresTel. +54 (21) 21 47 05 Fax +54 (21) 582 05 32 E-Mail: [email protected]

Secretaría de Energía/Ministerio de EconomíaSr. Secretario de Energía de la Nación (Staatssekretär für Energie):Ing. Daniel Cameron Paseo Colón 171 Piso 5º of. 504 Buenos Aires (1063) Tel. +54 (11) 43 49-80 18Fax +54 (11) 43 49-72 09energia.mecon.gov.ar

Proyecto de Energías Renovables en el MercadoRural (PERMER)Responsable Nacional: Ing. Alejandro GallinoSubsecretario de EnergíaMinisterio de Infraestructura y ViviendaPaseo Colón 171, Piso 7Buenos AiresTel. +54 (11) 43 49-80 12/14Fax +54 (11) 43 49-83 30E-Mail: [email protected]

Coordinador General del Proyecto: Ing. Alejandro BottiniPaseo Colón 171, Piso 3, of. 301Buenos AiresTel. +54 (11) 43 49-83 61/80 08Fax +54 (11) 43 49 84 17E-Mail: [email protected]

Gerente de Proyecto por el Banco Mundial: Philippe DurandLCSFP - Room # 15-155Tel. +1 (202) 473-3244Fax +1 (202) 676-1821E-Mail: [email protected]

Bundesrat für Elektrische EnergieConsejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE)Präsident: Ing. Alejandro SruogaE-Mail: [email protected] www.cfee.gov.ar/

13

1 Argentinien

Argentinischer WindenergieverbandAsociación Argentina de Energía Eólica (AAEE)Präsident: Prof. Erico SpinadelJose Maria Paz 1131RA1602 FloridaBuenos AiresTel./Fax +54 (11) 47 95-32 46E-Mail: [email protected]

Argentinische Kammer für Windenergieerzeugung Cámara Argentina de Generadores EólicosEsmeralda 356 – P9 Of. 29Buenos Aires 1035 Tel. +54 (11) 43 28-25 53E-Mail: [email protected]

Deutsch-Argentinische Industrie- und HandelskammerCámara de Industria y Comercio Argentino-AlemanaAv. Corrientes 327, piso 23Buenos Aires C1043AADTel. +54 (11) 5219 4000Fax +54 (11) 5219 4001E-Mail: [email protected]

Clean Development MechanismOficina Argentina del Mecanismo para un Desarollo Limpio Secretaría de Ambiente y Desarrollo SustentableSan Martín 459,Piso 1, oficina 130Buenos Aires C1004AAI

KoordinatorLic Nazareno CastilloE-Mail: [email protected] Tel. +54 (11) 4348-8648/9

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2 Brasilien

2 Brasilien

1 Die erst ab dem Jahr 2005 positiv verändert wurden.


Installierte Kapazitäten Die gesamte inländische Erzeugungskapazität lag Ende2005 bei knapp 93,2 GW, Ende 2006 bei etwa 96,3 GW.Zusätzlich bestanden Ende 2005 vertragliche Verein-barungen zum Import von 7,7 GW aus Argentinienund Paraguay. Knapp 6,9 GW dienten der reinen Eigen-versorgung. Mehr als 50% der Erzeugungskapazitätbefinden sich in den drei Bundesstaaten Minas Gerais,São Paulo und Paraná.

Tab 1: Stromerzeugungskapazitäten; Brasilien; 2001-2005; MW

Die insgesamt von der Regulierungsbehörde genehmigteLeistung des öffentlichen Versorgungssektors, unab-hängiger Stromproduzenten sowie von Eigenversorgern,d.h. inklusive geplanter und im Bau befindlicher Vor-haben, betrug Ende 2006 rund 100,9 GW.

Tab 2: Stromerzeugungskapazitäten; Brasilien; Genehmigte und in Betrieb befindliche LeistungEnde 2006; MW; %

Die weit überwiegende Zahl aller Erzeugungsanlagenspeist in das großflächige Verbundnetz SIN ein. In denisolierten Versorgungsnetzen des Nordens und Nord-ostens betrieben Ende 2005 15 Versorgungsunternehmeneinen Erzeugungspark von 2.533 MW in thermischenAnlagen und 636 MW in Wasserkraft.

In den letzten Jahren blieben die Investitionen in neueKraftwerke und damit der Erzeugungszuwachs auf-grund unzureichender regulatorischer Bedingungen1

und fehlender Preissignale teilweise deutlich hinter denErwartungen und Anforderungen zurück. GestiegeneUmweltanforderungen beim Bau von Staudämmenhaben den Zuwachs im Wasserkraftbereich starkbegrenzt bzw. erheblich zeitlich verzögert. Die mittel-fristige Sicherheit der Stromversorgung wurde zudemdurch die Krise im bolivianischen Gassektor belastet.

Seit 2004 beginnt sich deshalb die Differenz zwischenKapazitätsbedarf und -angebot mit wachsender Ge-schwindigkeit zu verringern. Alleine zwischen 2005und 2006 fiel die Leistungsreserve von 12% auf 6% unddürfte auch in 2007 weiter schrumpfen, sodass mit Versorgungsengpässen zu rechnen ist.

15

2001

62.523

11.725

2.007

76.255

5.138

2002

65.311

15.140

2.007

82.458

1.651

2003

67.793

16.705

2.007

86.505

6.218

2004

68.999

19.727

2.007

90.733

6.625

2005

70.858

20.293

2.007

93.158

6.858

Wasserkraft/Wind

ThermischeKraftwerke

Kernenergie

Gesamt

davon Eigen-versorgung

Zahl derAnlagen

156

476

946

2

15

1

1.596

MW

73.349

1.702

23.570

2.007

239

20

100.887

Genehmigte Leistung(ANEEL)

MW

71.885

1.671

20.490

2.007

237

20

96.310

%

74,66

1,73

21,28

2,08

0,25

0,02

100,00

In Betrieb befindlicheLeistung

Typ

Großwasserkraft

Kleinwasserkraft

Thermische Kraftwerke

Kernkraft

Windenergie

Photovoltaik

Gesamt

Abb. 1: Jährlicher Zubau neuer Erzeugungskapazitäten 2000-2006; Brasilien; MW2

StromerzeugungDas Stromaufkommen lag im Jahr 2005 bei insgesamt442,3 TWh (plus 4% gegenüber 2004). Dazu trug die Stromerzeugung der öffentlichen Versorgung363,2 TWh bei (3,9% über dem Vorjahresniveau), dieEigenerzeugung 39,8 TWh und der Stromimport (netto)39,0 TWh. Die technischen und nicht-technischen Ver-luste der Stromversorgung lagen bei 66,8 TWh (15,1%).

Die inländische Stromerzeugung (nur öffentliche Ver-sorgung) basiert zu knapp 90% auf Wasserkraft, derRest entstammt fast ausschließlich thermischen Kraft-werken auf Kohle-, Gas- und Erdölbasis sowie zweinuklearen Reaktoren (Tab. 2). Angesichts der Nationali-sierungstendenzen in der bolivianischen Gaswirtschaft,von der Brasilien stark abhängig ist, ist gegenwärtigallerdings eher unsicher, ob der Anteil thermischerKraftwerke auf Basis fossiler Brennstoffe in den kom-menden Jahren weiter zunehmen wird.

Tab 3: Öffentliche Stromversorgung – Erzeugung; Brasilien; 2001-2005; GWh

Bezogen auf das gesamte Stromaufkommen (inkl. Eigen-versorgung und Importe) basierten in 2005 gut 77%auf (inländischer) Wasserkraft, alle anderen Energieträgerblieben, wie in der folgenden Abbildung skizziert, jeweilsdeutlich unter 5%.

Abb. 2: Anteile der Energieträger am Gesamtstrom-aufkommen in %; Brasilien; 2005

2 Brasilien

2 Gleichzeitige Stilllegungen von Kraftwerkskapazitäten sind hier unberücksichtigt.16

0

50010001500

20002500

300035004000

45005000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

MW

Importe 8,3%

Kohle 1,6%

Erdgas 4,1%Biomasse 3,9%

Wasserkraft

77,1%

Erdölderivate

2,8%

Kernenergie2,2%

2001

6.907

7.352

4.010

6.070

14.279

262.655

35

301.318

2002

9.097

5.080

4.697

4.492

13.836

274.338

61

311.601

2003

9.073

5.251

5.640

1.625

13.358

294.274

61

329.282

2004

14.681

6.344

6.868

1.390

11.611

308.584

61

349.539

2005

13.898

6.107

6.630

1.613

9.855

325.053

93

363.248

Erdgas

Kohle

Diesel

Schweröl

Nuklear

Wasserkraft

Wind

Summe

2 Brasilien


3 Schwarzlauge (engl.: black liquor) ist ein flüssiges Rückstandsprodukt der Papier- und Zellstoffindustrie, das organische Reststoffe und Chemikalien enthält. Es wird zur Verbrennung und Dampferzeugung konzentriert, kann jedoch auch zur Biogaserzeugung dienen.

4 Von dem gemeinsam mit Paraguay betriebenen Wasserkraftwerk Itaipú, das jedem der beiden Länder zur Hälfte gehört.

Eigenversorgung Die Energieträgerbasis für die Eigenversorgung ist auf-grund der Verbindung zum landwirtschaftlichen undindustriellen Sektor sehr viel breiter gestreut undschließt vor allem auch die Nutzung organischer Rest-stoffe ein. Hauptenergieträger ist allerdings seit einigenJahren die Kleinwasserkraft. Die Eigenversorgung hatsich in absoluten Zahlen während der letzten zehnJahre mehr als verdreifacht und wies in diesem Zeit-raum teilweise sprunghafte Zuwächse auf.

Tab 4: Eigenerzeugung; Brasilien; 2001-2005; GWh

Stromimport Brasilien ist Netto-Stromimporteur und bezieht Stromganz überwiegend aus Paraguay4 und Argentinien.Darüber hinaus bestehen Verbindungen mit geringerKapazität nach Venezuela und Uruguay, über die Stromin regionale Netze eingespeist wird.

Stromübertragung Das Übertragungsnetz hatte Ende 2005 eine Ausdeh-nung von 72.000 km und bestand aus Übertragungs-leitungen auf den Ebenen 230-750 kV. Alle wesentlichenErzeugungs- und Verbrauchszentren sind über diesesnationale Verbundnetz miteinander verknüpft. Aller-dings kam es in den letzten Jahren aufgrund der geringenÜbertragungskapazitäten zwischen dem Norden undNordosten einerseits und dem Süden des Landes anderer-seits zu Engpässen in der Versorgung. Diese Engpässewerden durch den Neubau von Übertragungsleitungennun schrittweise beseitigt.

Seit 1998 wurden von dem Regulierer ANEEL28.263 km Übertragungsleitungen genehmigt, wovoninzwischen 23.132 km realisiert wurden (Februar 2007).Alleine in 2006 wurden knapp 3.200 km neu inBetrieb genommen. Für 2007 und 2008 sind neueTrassen von 2.644 bzw. 2.330 km Länge vorgesehen.

Stromverbrauch Nach Jahren des Wachstums fiel das Stromangebot unddemzufolge auch der Stromverbrauch in 2001 aufgrundknapper Wasserressourcen drastisch gegenüber demVorjahr. Erst in 2003 wurde wieder der Verbrauchswertdes Jahres 2000 erreicht.

Insgesamt lag der Stromverbrauch in 2005 bei 373,5 TWh. Die konzessionierten Verteilungsunter-nehmen und Stromhändler (öffentliche Versorgung)lieferten hiervon rund 346 TWh. Der Zuwachs der ausdem öffentlichen Netz versorgten Industrie hielt sichallerdings aufgrund eines weiteren Ausbaus der Eigen-versorgung in Grenzen. Ein Teil des Zuwachses bei derStromlieferung durch öffentliche Versorger ist auch aufden Anschluss neuer Verbraucher durch Netzerweiterungin ländlichen Gebieten und die allgemeine demogra-phische Entwicklung zurückzuführen.

17

2001

3.014

242

585

4.655

3.111

3.925

2.063

1.966

624

5.211

1.794

27.190

2002

3.309

247

677

5.360

3.515

4.184

933

1.715

693

11.754

1.683

34.070

2003

4.037

185

626

6.795

3.881

4.157

640

1.470

464

11.342

1.460

35.057

2004

4.583

236

660

6.967

4.220

4.501

672

1.518

454

12.213

1.892

37.913

2005

4.914

245

618

7.661

4.482

5.513

968

1.400

450

12.404

1.127

39.782

Erdgas

Kohle

Holz

Zuckerrohr-bagasse

Schwarzlauge3

Andere Abfallpro-dukte

Diesel

Schweröl

Koks

Wasserkraft

Andere

Gesamt

2 Brasilien

5 Der Rückgang beim Durchschnittsverbrauch von Haushalten im Nordosten ist allerdings auch auf den Neuanschluss von ländlichen Regionen mit geringem Stromabsatz zurückzuführen.

6 In den Inselnetzen, die vor allem die Siedlungszentren im Norden des Landes (Amazonasregion) versorgen (mit Manaus als größter Verbrauchseinheit) und Konzessionären unterstehen, wurden in 2005 nur 7,2TWh konsumiert. Die Situation in kleineren Kommunen, die häufig auf der Basis von Dieselgeneratoren in Eigenregie Strom erzeugen, wird aufgrund der veralteten Anlagentechnik allgemein als prekär beschrieben.

7 Energieeffizienzprogramme haben den Stromverbrauch um etwa 20% und die Spitzenlast um 5GW gesenkt.8 Diese Preise verstehen sich netto ohne Steuern und Abgaben.

Tab 5: Stromverbrauch nach Sektoren – Öffentliche Versorgung; Brasilien; 2005; TWh

Insbesondere im Haushaltsbereich nahm der Stromver-brauch zwischen 2000 und 2002 aufgrund der drasti-schen Sparmaßnahmen deutlich von 84 auf 73 TWh abund konnte auch in 2005 mit 82,3 TWh noch nicht ansein altes Niveau anknüpfen. Der durchschnittlicheMonatsverbrauch in den Haushalten fiel von 173 kWhin 2000 auf 142 kWh in 2005 und lag damit sogarniedriger als 1994. Damit ist auch der Anteil der Haus-halte am Gesamtstromverbrauch auf mittlerweile 22,2%(2005) gesunken. Besonders deutlich ist der Rückgangdes spezifischen Verbrauchs im Südosten/Mittelostensowie im Nordosten des Landes.5 Interessanterweise istder durchschnittliche Haushaltsverbrauch auch nachdem Ende der Stromkrise nur unwesentlich gestiegen.

Geografisch betrachtet konzentriert sich der Stromver-brauch vor allem auf die südöstliche Region mit denindustriellen Ballungszentren sowie den mittlerenWesten des Landes (Verbundnetz Südosten/Mittelwesten),wo insgesamt etwa zwei Drittel des nationalen Elektri-zitätsbedarfs verwendet wurden.6

Seit Anfang der siebziger Jahre lag der Zuwachs imStromverbrauch regelmäßig deutlich über den Wachs-tumsraten des Bruttosozialprodukts. Auch wirtschaft-liche Krisen haben diese Entwicklung in der Vergangen-heit nicht wesentlich dämpfen können. Erst die Strom-krise von 2001 und die gleichzeitige wirtschaftlicheSchwäche Argentiniens haben diesen Trend durchbro-chen.7 Trotz dieser Einbrüche gehen die Prognosen fürden 10-Jahres-Zeitraum 2005-2015 im Referenzszenarioder Ausbauplanung von einem durchschnittlichen Ver-brauchswachstum von 5,2% pro Jahr aus. Damit wird2015 von einem Gesamtverbrauch von rund 618 TWh(inkl. Eigenversorgung) ausgegangen. Langzeitprogno-sen sehen sogar einen Anstieg des Stromverbrauchs aufmehr als 990 TWh im Jahr 2030 voraus, wozu dieöffentliche Versorgung mit knapp 900 TWh beitragenmüsste.

Der Stromverbrauch der Eigenerzeuger lag in 2005 bei27,4 TWh (inkl. des gewerblichen Bereichs), davonkonsumierten Großverbraucher alleine 17,6 TWh.

Strompreise Die durchschnittlichen Strompreise lagen im Mitteldes Jahres 2006 bei 90 €/MWh (251 R$/MWh) mitSchwankungen zwischen 82 €/MWh (228 R $/MWh) imSüden und 95 €/MWh (263 R$/MWh) im Norden. Fürden Haushaltssektor lagen die Preise im Mittel bei106 €/MWh (295 R$/MWh), im Industriebereich bei75 €/MWh (208 R$/MWh).8 Anfang 2007 lagen dieTarife für Haushalte je nach Stromlieferant zwischen8,6 €-ct (0,24 R$) und 15 €-ct/kWh (0,42 R$/kWh).

18

Stromverbrauch

(TWh)

82,3

52,9

161,1

49,8

346,1

Sektor

Haushalte

Gewerbe

Industrie

Übrige Kunden

Gesamt

2 Brasilien


9 Diese Prognose beruht auf Berechnungen der Regierung und berücksichtigt nur zu einem kleineren Teil die Nutzung von Effizienzpotenzialen. Ein alternatives Szenario hat Greenpeace Brasilien vorgestellt, siehe www.greenpeace.org.br.

10 Furnas, CHESF und Eletronorte.11 Die drei größten dieser städtischen bzw. regionalen Versorger tragen allerdings zu fast 40% zum brasilianischen Stromaufkommen bei.

Ausbauplanung Nach zwei Auktionen für Stromlieferungen von Er-zeugern an Verteilungsunternehmen auf der Basis neuerRegelungen von März 2004 ist sichtbar, dass signifi-kante neue Kapazitäten erst Ende dieses Jahrzehnts ansNetz gehen werden. Nach dem derzeitigen Ausbauplan2006-2015 und den darin unterstellten Bedarfszu-wächsen müsste sich die Stromerzeugungskapazitätinnerhalb dieser Dekade um bis zu 40 GW erhöhen.Dafür sind jährlich Investitionen im Umfang von etwa6 Mrd. US$ erforderlich. Interessanterweise wird fürden kurzfristigen Angebotszuwachs große Hoffnungauf den Neubau oder die Leistungsverbesserung vonBiomasseheizkraftwerken auf Basis von Bagasse gelegt– eine realistische Option auch angesichts der vorge-sehenen deutlichen Ausweitung des Zuckerrohranbausin den kommenden Jahren.

Für den Zeitraum bis 2030 sehen Langzeitprognoseneine Zunahme der installierten Erzeugung für dieöffentliche Versorgung auf 223 GW (inkl. Importevoraus). Demzufolge müssten im Zeitraum 2015-2030netto etwa 100 GW neue Kapazitäten hinzugebautwerden.9 Etwa zwei Drittel des Zuwachses würde aufdem Ausbau der Wasserkraft beruhen, wozu aucheinige Großkraftwerke gehören. Zudem wird in diesemSzenario auch von einer Wiederbelebung der Kernkraftsowie von einem erheblichen Ausbau thermischer Kraft-werke auf Basis fossiler Energieträger ausgegangen,wodurch sich der CO2-Ausstoß im Energiebereichwesentlich erhöhen würde.

2.2 Marktakteure

Der brasilianische Elektrizitätsmarkt befindet sich seiteinigen Jahren in einem starken Wandlungsprozess.Aus einem ursprünglich staatsmonopolistischen Ver-sorgungssektor sollte nach Abschluss der Neustruktu-rierung ein weitgehend privatisierter, liberalisierterund auf Wettbewerb orientierter Dienstleistungsbereichhervorgehen. Die Privatisierung ist allerdings in denletzten Jahren nach dem Verkauf etlicher Verteilungs-unternehmen weitgehend zum Erliegen gekommenund nimmt inzwischen den noch zentralstaatlichbeherrschten Erzeugungsbereich ausdrücklich aus.

Gliederung des öffentlichen Stromsektors Der (öffentliche) brasilianische Stromsektor gliedertsich im Wesentlichen in die staatliche Holding Eletrobrás mit dem binationalen WasserkraftwerkItaipú (Gemeinschaftsbetrieb mit Paraguay), einerBetreibergesellschaft für die Kernkraftwerke und dreigroßen Stromerzeugern als Tochtergesellschaften10, inzahlreiche unabhängige sowie bundesstaatliche Strom-lieferanten, in eine größere Anzahl von Verteilungsunter-nehmen auf regionaler, d.h. zumeist bundesstaatlicherEbene, und in eine Reihe von Versorgungsunternehmenmit Schwerpunkten in den größeren Städten.11 Dieregionalen und städtischen Versorger verfügen nur teil-weise über eigene Erzeugungskapazitäten und kaufen zu-meist ihren Strom bei den zentralen Stromproduzenten.

Eletrobrás verfügte Ende 2005 über 69% aller Über-tragungsleitungen des Verbundnetzes und über 40%der brasilianischen Erzeugungskapazitäten. Letztereverteilten sich auf 29 Wasserkraftwerke, 15 thermischeKraftwerke sowie zwei Kernkraftwerke mit einerGesamtleistung von 37.056 MW. In 2005 produziertendie Erzeugungsanlagen von Eletrobrás insgesamt 219 TWh Strom.

19

2 Brasilien

12 Auf der Grundlage des Gesetzes 9.427 von 1996. Struktur und Aufgaben von ANEEL sind umfassend in der Verordnung 2.335 vom 6. Oktober 1997 beschrieben. Eine teilweise Neuordnung erfolgte mit dem Gesetz 10.848 vom 15.3.2004.

13 Umsetzung durch Dekret 5.184 vom 16.08.2004.20

Erzeugungssektor Der Erzeugungssektor wird vor allem von staatlichenUnternehmen dominiert. Anfang 2007 waren insge-samt 1.264 Stromerzeuger registriert (Gesellschaftenmit Genehmigungen zur Stromerzeugung), darunter91 öffentliche Versorger, 530 Erzeuger für den reinenEigenbedarf, 71Produzenten für Eigenbedarf und Über-schusslieferung an das öffentliche Netz, 570 unabhängigeStromproduzenten und 71Stromhändler mit Erzeugungs-stätten. Darunter befinden sich allerdings auch einigeGesellschaften, deren Einstieg in die Stromerzeugungnoch aussteht.

Die Funktion von Eletrobrás ist trotz der beschnittenenAufgabenfelder durch Ausgliederung eines Teils desErzeugungs- und Verteilungssektors weiterhin bedeut-sam. Für die wichtigen verbliebenen Unternehmenbildet sie das Dach einer Holdinggesellschaft underfüllt mittlerweile wichtige Aufgaben als Finanzie-rungsinstitution für den Stromsektor.

Weitere Akteure

Verbundnetzbetreiber ONS Der 1999 eingerichtete Verbundnetzbetreiber OperadorNacional do Sistema Elétrico (ONS) sorgt für den diskriminierungsfreien Zugang der Marktteilnehmerzum Verbundnetz (Sistema Interligado Nacional – SIN)und für die Abstimmung zwischen Angebot und Nach-frage. Beteiligt sind an dieser privatrechtlichen Gesell-schaft die Erzeuger, Verteiler, Stromhändler, die Groß-verbraucher und Vertreter der übrigen Verbraucher-gruppen.

Regulierungsbehörde ANEELEnde 1997 wurde die neue unabhängige Regulierungsbe-hörde ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica)ins Leben gerufen.12 Ihre Aufgabe ist vorwiegend dieErarbeitung von Vorschlägen zur Erteilung von Kon-zessionen für Stromerzeugung und -verteilung, dieFestlegung von Tarifen für Endkunden und die Aus-stellung von Berechtigungen für den Netzzugang.

Ministerium für Bergbau und Energie – MMEDas Energieministerium (Ministério de Minas e Energia)ist auf Regierungsebene für den Energiesektor zuständigund wurde durch die Sektorreform von 2004 deutlichgestärkt. Das Ministerium ist nun wieder direkt für dieErteilung von Konzessionslizenzen auf Vorschlag vonANEEL zuständig. Es nimmt eine zentrale Rolle beider Planung des Stromsektors ein und stimmt Angebotund Nachfrage im Rahmen des regulierten Strommarktesnach Vorlage von EPE (siehe nachfolgend) ab. Für dasProgramm PROINFA zur Förderung von Strom auserneuerbaren Energien sowie für die ländliche Elektri-fizierung ist das MME unmittelbar zuständig, auchwenn das operative Tagesgeschäft von Eletrobrás er-ledigt wird.

Gesellschaft für Energieforschung – EPEMit dem Gesetz 10.847 vom 15.3.2004 und der Neu-ordnung des Strommarktes wurde die Empresa de Pesquisa Energética – EPE (Gesellschaft für Energiefor-schung) ins Leben gerufen.13 EPE ist ein rein staatlichesUnternehmen, das direkt dem Energieministeriumuntersteht und Anfang 2005 die Arbeit aufnahm. EPEhat einen Teil der Aufgaben übernommen, die früherEletrobrás übertragen waren, so zur Aufstellung vonAusbauplänen für Stromerzeugung und -übertragung,beschäftigt sich jedoch auch mit der Erarbeitung dernationalen Energiebilanz, mit der Ermittlung derPotenziale von Energiequellen, mit Studien zur opti-malen Nutzung der Wasserkraftressourcen sowie mitder Datenerhebung im Energiesektor.

Nationaler Rat für Energiepolitik – CNPEDer CNPE (Conselho Nacional de Politica Energética)ist ein Beratungsorgan, das den Staatspräsidenten beiallen relevanten energiepolitischen Fragen unterstützensoll. Es kann sich grundsätzlich zum gesamten Energie-spektrum unter anderem durch Verabschiedung vonLeitlinien äußern, was auch die Einbeziehung und Förderung von erneuerbaren Energien sowie beispiels-weise die energetische Versorgung ländlicher Regionenmit einschließt.

2 Brasilien


14 Mercado Atacadista de Energia Elétrica.15 CGTEE betreibt drei thermische Kraftwerke und gehört seit Juli 2000 zu Eletrobrás.16 Gesetz 10.848 vom 15.3.2004., Art. 31.17 Siehe Abschnitt „Weitere Akteure“.

Mit der Sektorreform wurde dem CNPE die Aufgabeübertragen, alle vom MME vorgelegten Planungen fürprioritäre Versorgungprojekte im Rahmen der Durch-führung von Auktionen für den regulierten Strom-markt zu prüfen.

Stromhandelskammer – CCEEDie Stromhandelskammer CCEE (Câmera de Comer-cialização de Energia Elétrica) ist Nachfolgerin desGroßhandelsmarktes MAE14 und wurde mit demGesetz 10.848 vom 15.03.2004 und dem Dekret 5177vom 23.08.2004 als privatrechtliche gemeinnützigeEinrichtung gegründet. Sie untersteht der Regulie-rungsbehörde ANEEL und ist für den Stromhandel imVerbundnetz SIN zuständig. Als wichtigste Aufgabeobliegt ihr die Vorbereitung und Abwicklung derdurch die Sektorreform eingeführten Handelsauktio-nen für den regulierten Teil des Strommarktes und dievertragliche Vereinbarung zur Stromlieferung mit denErzeugungsunternehmen. Betrieb und organisatorischeStruktur der CCEE wurden mit ANEEL-Resolution109/2004 festgelegt, die auch die Bedingungen für denStromhandel definiert.

Komitee zum Monitoring des Stromsektors – CMSEDas CMSE (Comitê de Monitoramento de Setor Elétrico)wurde innerhalb des MME als Antwort auf frühereStromkrisen gegründet und soll in erster Linie dafürSorge tragen, dass sich kurzfristig (bis 5 Jahre) Angebotund Nachfrage im Stromsektor durch eine planvolle undökonomisch effiziente Entwicklung des Erzeugungs-,Transport- und Verteilungsbereiches in einer ausge-wogenen Balance befinden. Bei absehbaren Versorgungs-engpässen kann das Komitee beispielsweise die Ein-führung besonderer Preisanreize beschließen, um zusätz-liche Erzeugungseinheiten in den Markt zu bringen.


Privatisierung 1990 wurde das nationale Entstaatlichungsprogrammgestartet (Programa Nacional de Desestatização, GesetzNr. 8.031), in dem auch die Privatisierung von Bereichender Stromerzeugung und -verteilung vorgesehen wurde,die Eletrobrás unterstanden. Mit den Konzessionsge-setzen 8987/95 und 9074/95 wurde 1995 die Basis füreine grundlegende Reform gelegt, die auch auf die Ein-richtung neuer Regulierungsinstanzen abzielte. Mitder Privatisierung des Verteilungsunternehmens Escelsa1995 wurde ein erster Schritt unternommen, dem zahl-reiche weitere Veräußerungen vornehmlich an auslän-dische Investoren folgten. Im Zuge der Neuorientierungder Stromwirtschaft wurden von der Privatisierungallerdings Eletrobrás sowie die von ihr beherrschtenStromversorger Furnas, CHESF, Eletronorte, CGTEE(Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica)15

sowie die Übertragungsnetzbetreiberin Eletrosul perGesetz ausgenommen.16

Begrenzung der Marktdominanz Die ANEEL-Resolution 278 vom 19.7.2000 bestimmte,dass kein Stromerzeuger bzw. keines der ihn beherr-schenden Unternehmen über mehr als 20% der Ge-samtkapazität des nationalen Netzes bzw. mehr als25% des südlichen Verbundnetzes und 35% des nörd-lichen Verbundnetzes verfügen darf. Das Gleiche giltfür Stromverteiler. Eletrobrás verfügte Anfang 2007über deutlich mehr als ein Drittel der Gesamtkapazitäten:die Tochtergesellschaft CHESF über knapp 11%(10.615 MW), Eletronorte über gut 8% (8.046 MW),Furnas über knapp 11% (10.515MW), das Wasser-kraftwerk Itaipú über gut 7% (7.000MW) sowie dieTochterfirma Eletronuclear über 2% (2.007MW) dergesamten installierten Erzeugungskapazität.

Mit dem Gesetz 9648/98 und dem Dekret 2655/1998zur Einrichtung des Operador Nacional do SistemaElétrico (ONS), der am 1.3.1999 seine Arbeit aufnahm,wurde eine weitere Grundlage für einen wettbewerbs-orientierten Strommarkt geschaffen.17

21

2 Brasilien

18 Als problematisch erweist sich allerdings für kleinere Stromeinspeiser, dass der Zugang auf Verteilungsebene bislang nicht geregelt ist.

Auktionen für langfristige LieferverträgeDurch Verabschiedung des Gesetzes 10.848 vom15.03.2004 und des Dekrets 5.163 vom 30.07.2004trat die Reform des brasilianischen Elektrizitätssektorsin eine neue Phase. Der ursprünglich etablierte liberaleGroßhandelsmarkt wurde durch ein neues Modellersetzt, das eine stärkere staatliche Regulierung vorsieht.Eingeführt wurde die Verpflichtung für Verteilungs-unternehmen, ab 2005 für 100% ihres Bedarfs länger-fristige Bezugsverträge mit Stromerzeugern auf derBasis von kompetitiven Auktionen abzuschließen.Damit verbunden ist die Verpflichtung für alle Strom-verteiler mit Verkäufen von mehr als 500 GWh/a, sichvon allen Beteiligungen an Erzeugungsstätten und Über-tragungsleitungen zu trennen, um In-house-Geschäfteauszuschließen und größtmöglichen Wettbewerb zuermöglichen. Grundsätzlich können sich alle Stromer-zeuger an den jeweiligen Auktionen beteiligen, alsoauch neue unabhängige Stromproduzenten und Eigen-versorger, die Überschussstrom anbieten.

Diese Auktionen werden in regelmäßigen Abständen,getrennt nach Stromlieferungen aus Altanlagen (mitausgelaufenen Lieferverträgen) oder “neuen” Anlagen(Inbetriebnahme nach 1.1.2000 und ohne Lieferver-träge vor dem 16.3.2004), und unterschieden nachErzeugungsart durchgeführt und mit einer Preisober-grenze für bestimmte Versorgungsarten versehen. Solag beispielsweise die Preisgrenze für Strom aus Groß-wasserkraft bei der ersten Auktion (Altanlagen) imDezember 2005 bei 42 €/MWh (116 R$/MWh),währendfür thermische Kraftwerke ein 15% höherer Grenzpreisfestgelegt wurde. Bei der ersten Auktion für “Neuan-lagen” im Juni 2006 wurden die Obergrenzen bei50 €/MWh (140 R$/MWh) für thermische Kraftwerkebzw. 45 €/MWh (125 R$/MWh) für Wasserkraftwerkefestgelegt. In diesem Fall lagen die vereinbartenBezugspreise für Wasserkraft im Mittel bei 46 €/MWh(127 R$/MWh), während sie für thermische Kraft-werke 47,5 €/MWh (132 R$/MWh) betrugen.

Für Altanlagen liegt die Vertragsdauer bei mindestensfünf Jahren, während sie bei “Neuanlagen” mind. 15 Jahre(thermische Kraftwerke) umfasst und bis zu 30 Jahren(Wasserkraftwerke) reichen kann.

Alle Angebote landen in einem gemeinsamen Pool, derNachfrage und Angebot auf der Basis von Prognosender Verteilungsunternehmen ausbalanciert und einenDurchschnittspreis ermittelt, sodass die Bezugspreisefür alle Verteilungsunternehmen landesweit einheitlichsind. Eine zweite Auktion für konventionelle Groß-kraftwerke wurde in 2006 durchgeführt. Für Mai 2007ist erstmals eine Auktion vorgesehen, die ausschließlichAnbieter von Strom aus Kleinwasserkraft, Biomasseund Windenergie anspricht.

Neben dem beschriebenen regulierten Markt zwischenStromerzeugern und -verteilern besteht auch ein Marktmit frei verhandelten Verträgen und nicht-reguliertenPreisen. Auf diesem Markt können sich ausgewählteGroßverbraucher (Leistungsabnahme von mehr als 3 MW)und Stromhändler mit Elektrizität versorgen. Von derZentralregierung, von Bundesstaaten oder von Kom-munen dominierte Abnehmer sind in jedem Fall ver-pflichtet, vor dem Abschluss von Strombezugsverträgeneine öffentliche Ausschreibung vorzunehmen.

Konzessionen zum StromverteilenKonzessionen an Verteilungsunternehmen werden aufder Grundlage von öffentlichen Auktionen vergeben.Verteiler haben ein Vorrecht bei der Belieferung von Ver-brauchern in ihrem Versorgungsgebiet, allerdingskönnen große Verbraucher mit mehr als 3 MW Ab-nahmeleistung auch direkt Verträge mit Lieferanten aufdem “freien” (nicht-regulierten) Strommarkt abschließen.

Unabhängige Stromproduzenten und EigenerzeugungMit der Verordnung 2003 vom 10. September 1996wurde unabhängigen Stromproduzenten und Eigener-zeugern das Recht zur Betätigung eingeräumt. Unab-hängige Stromerzeuger sowie Eigenversorger habenfreien Zugang zum Verbundnetz und zu den Stromnetzender Verteiler unter Zahlung der Transportentgelte.18

Zu deren Kalkulation hat ANEEL 1998 ein umfassen-des Regelwerk erstellt, mit dem für jeden Einzelfallentsprechend den jeweiligen Parametern (Transport-länge, Spannungshöhe, Strommenge etc.) der Übertra-gungspreis gebildet wird.

22

2 Brasilien


19 Eine Ausnahme hiervon bildet die Lieferung von Regenerativstrom, die im Rahmen von PROINFA vertraglich vereinbart wurde.20 Teilweise geändert durch das Gesetz 10.762 vom 11.11.2003. Zur Umsetzung siehe Dekret 5.025 vom 30.3.2004.

Der unabhängige Stromproduzent kann seinen erzeugtenStrom verkaufen an: • den regulierten Strommarkt im Rahmen der oben

beschriebenen Auktionen; • Händler und Konsumenten, die nach den oben

dargestellten Mindestleistungsanforderungen ihrenStromproduzenten frei wählen dürfen;

• Konsumenten, die gleichzeitig auch Wärme beziehen (also bei Kraft-Wärme-Kopplung);

• Verbrauchergemeinschaften im Einverständnis mitdem lokalen EVU;

• jeglichen Verbraucher, der beweist, dass er 180 Tagenach Abschluss eines Stromliefervertrages nicht von dem örtlichen EVU versorgt wird.

Eigenversorger können mit SondergenehmigungenStrom untereinander austauschen oder überschüssigenStrom im Rahmen des regulierten oder nicht-reguliertenStrommarktes verkaufen. Eine gesetzliche Verpflichtungoder Präferenzregelung zur Aufnahme und Vergütungfür Strom beispielsweise aus erneuerbaren Energie-quellen, der an das Verbundnetz geliefert wird, bestehtnicht.19 Aufgrund sehr hoher Spitzenlasttarife werdenviele Eigenversorgungsanlagen primär zur Kappungdieser Spitzen und nicht in der Grundlastversorgungbetrieben, sodass eine gleichzeitige Abdeckung desWärmebedarfs oftmals unökonomisch ist.


Mit Gesetz 10.438 vom 26.4.200220 wurde das Pro-gramm PROINFA (Programa de Incentivo às FontesAlternativas de Energia Elétrica) ins Leben gerufen, dasin zwei Phasen den Stromankauf zu Vorzugsbedingungenvon Anlagenbetreibern vorsieht, die erneuerbare Ener-gien einsetzen und die erzeugte Elektrizität an das Ver-bundnetz liefern. Dabei richtet sich der Fokus aus-drücklich auf eine stärkere Marktbeteiligung unab-hängiger Produzenten, die nicht von Konzessionärender öffentlichen Versorgung beherrscht werden.

Proinfa – 1. Phase bis Ende 2008 Ursprünglich jeweils 1.100 MW Windkraftanlagen,Kleinwasserkraftsysteme und Biomassekraftwerke solltenin der ersten Phase bis Ende 2008 den Betrieb aufnehmenund zu definierten Vergütungssätzen, die über 20 Jahremit Eletrobrás vereinbart werden, Strom an das Ver-bundnetz liefern.

Die vom Energieministerium definierten Vergütungenmüssen bestimmte Mindestsätze erfüllen, die sich an dendurchschnittlichen Stromtarifen für Endverbraucher(Tarifa Média Nacional de Fornecimiento ão ConsumidorFinal – TMNF) orientieren: mindestens 90% für Wind-energie, mindestens 70% für Kleinwasserkraft undmindestens 50% für Biomasse. Nach oben wurden dieVergütungen durch Maximalwerte begrenzt, die sichaus der gleichmäßigen Umlage der Mehrkosten auf alleStromverbraucher ergeben. Dabei werden Verbrauchermit sehr niedrigem Stromverbrauch (bis zu 80 kWh/Monat) von jeder Mehrbelastung ausgenommen.

Eine besondere Anforderung stellt die Regelung dar,dass 60% der Wertschöpfung der Anlagen national,also in Brasilien, erbracht werden müssen. Komponentenfür die restlichen max. 40% können steuerfrei importiertwerden, allerdings nur, wenn es keinen brasilianischenHersteller gibt und die Teile so speziell sind, dass sienur für die im Rahmen von PROINFA geförderteStromerzeugung Verwendung finden können. Andern-falls wird eine Importsteuer von 14% fällig.

23

2 Brasilien

21 Ministerio de Minas e Energia, Portaría No. 45 vom 30.3.2004.22 Hierbei ist allerdings eine Verlagerung und ein Überschreiten möglich, sofern diese Quote in einzelnen Bundesstaaten nicht ausgeschöpft wird.23 Der ursprüngliche Termin Jahresende 2006 für die späteste Fertigstellung der PROINFA-Projekte wurde bereits zweimal verschoben.

Vergütungssätze und Auswahl der Projekte Ende März 2004 wurden die Vergütungstarife für An-lagen bekannt gegeben, die im Laufe des Jahres 2006in Betrieb genommen werden sollten.21 Dabei wurdevorgesehen, die Tarife bis zum Vertragsabschluss ent-sprechend der allgemeinen Preisentwicklung anzupassen.

Nach Angaben von Ende 2005 liegen die vereinbartenVergütungssätze für Windstrom je nach Standort bei86,3 bis 97,8 US$/MWh, für kleine Wasserkraft bei56,0 für Bagassestrom bei 44,9 und für Holzstrom bei48,5 US$/MWh.

Begrenzungen wurden hinsichtlich der unter PROINFArealisierbaren Projekte in jedem Bundesstaat (für Wind-energie und Biomasse jeweils 220 MW, für Wasserkraft165 MW) eingeführt.22 Während bei Kleinwasserkraftund Biomasse unabhängige autonome ProduzentenVorrang genossen, sollten bei Windenergie autonomeProduzenten und nicht-autonome Produzenten glei-chermaßen zum Zuge kommen (jeweils max. 550 MW).

Nach zwei öffentlichen Aufrufen wurden bis Januar2006 insgesamt 144 Projekte unter Vertrag genommen.Dabei blieb die Quote für Biomasse mit nur 685 MWunerfüllt, da die angebotene Vergütung von Betreibernfür zu niedrig und die vertragliche Laufzeit von 20 Jahrenals zu lang betrachtet wurde. Die für Kleinwasserkraftund Wind vorgesehenen Anteile konnten aus diesemGrund aufgestockt werden. Die mit Verträgen durchEletrobrás ausgestatteten Projekte können insgesamtrund 12.000 GWh/a im Gegenwert von ca. 1,8 Mrd R$bereitstellen, davon gut 1.800 GWh aus Anlagen mitweniger als 15 MW und 10.200 GWh aus Anlagen mitmehr als 15 MW Leistung. Allerdings lässt sich bereitsabsehen, dass voraussichtlich nur maximal 139 Pro-jekte realisiert werden. Ob für alle diese Vorhaben derZeitplan bis Ende 2008 eingehalten werden kann, istebenfalls offen.23

Tab 6: Stromerzeugende Anlagen auf Basis erneuerbarerEnergien; Voraussichtliche Entwicklung imRahmen von PROINFA

Zusätzlich hat die nationale EntwicklungsbankBNDES für PROINFA-Projekte auf Basis von Wasser-kraft und Windenergie für maximal zwölf Jahre zins-günstige Kredite im Umfang von insgesamt 5,5 Mrd. R$bereitgestellt, durch die maximal 80% der Investi-tionskosten abgedeckt werden können. Allerdings müssenfür eine Bewilligung 60% der Wertschöpfung für dieAnlagen (nicht für das Gesamtprojekt) in Brasilienerbracht werden. Bis Ende Oktober 2006 hatte dieBNDES Fördermittel in Höhe von 3,6 Mrd. R$ frei-gegeben.

Proinfa – 2. Phase In der nach Erreichung des Ziels von 3.300 MW vor-gesehenen zweiten Phase sollen weitere Vorhaben reali-siert werden, um in einem Zeitraum von zwanzigJahren einen Anteil von 10% am jährlichen Strombedarfdurch erneuerbare Energien (ohne große Wasserkraft)sicherzustellen. Mindestens 15% des jährlichen Zu-wachses bei der Stromerzeugung sollen den beschriebenenQuellen entstammen. Dabei sollen sich die über eben-falls 20 Jahre von Eletrobrás garantierten Ankaufpreisean den Erzeugungskosten neuer Wasserkraftanlagenmit mehr als 30 MW sowie neuer Erdgaskraftwerkeorientieren. Ob diese Phase in der vorgesehenen Weisedurchgeführt wird, erscheint allerdings derzeit fraglich,da nach der Sektorreform von 2004 zunehmend aufeinen marktwirtschaftlichen Wettbewerb gesetzt wird,

24

Installiert im März

2005

MW

2.200

28

3.070

5.298

Anzahl

63

54

27

144

MW

1.191

1.423

685

3.299

Inves-titionen

R$

3,6

5,5

1,0

10,1

InstalliertEnde 2008(Prognose)

MW

3.391

1.451

3.725

8.567

Neu durch Proinfa

Klein-Wasserkraft

Windenergie

Biomasse

Summe

der den Bereich erneuerbarer Energien nicht aus-klammert. Zudem dürften angesichts der momentanenPreise für Stromlieferungen aus großen Wasserkraft-anlagen bestimmte erneuerbare Energien (z.B. Wind-energie) nur schwerlich wettbewerbsfähig sein.

Strombezugsverträge auf der Basis von AusschreibungenIm Mai 2007 wurde erstmals eine Auktion durchgeführt,die sich ausschließlich an Anbieter mit so genannten“Neuanlagen” und Strom aus erneuerbaren Energienrichtet. Im Vorfeld der Interessenbekundung wurden143 Angebote von Stromproduzenten registriert, dieinsgesamt eine Leistung von 4.570 MW erbringenkönnten. Fast alle Biomasseanlagen (41 von 42) ver-wenden Bagasse als Primärenergie. Wenig Chancenwird allerdings den zahlreichen Angeboten für Wind-energie gegeben, da die preisliche Obergrenze auf50 €/MWh (140 R$/MWh) festgelegt wurde und damitdeutlich unter den im Rahmen von PROINFA verein-barten Vergütungssätzen liegt.

ANEEL-Resolutionen Durch ANEEL-Resolution 245 vom 11.8.1999 ist einursprünglich zur Abfederung der hohen Kostenbe-lastungen in netzfernen Regionen eingerichteter Fondszur Nutzung von fossilen Energien in Inselnetzen(“Conta Consumo de Combustíveis Fósseis” – CCC) aufdie Finanzierung erneuerbarer Energien ausgeweitetworden, sofern durch diese Erdölprodukte in Inselnetzendes Nordens ersetzt werden.

Mit dem Gesetz 10.438 vom 26.4.2002 (Art. 17) undder ANEEL-Resolution 219 vom 23.4.2003 wurdefestgelegt, dass bei Nutzung von Wasserkraft, Bio-masse und Windenergie in Leistungseinheiten zwi-schen 1 und 30 MW die Transport- und Verteilungstarifenur maximal 50% der normalerweise anzusetzendenPreise betragen dürfen. Diese Regelung wurde mitdem Gesetz 10.762 vom 11.11.2003 auf Wasserkraft-anlagen bis 1 MW sowie generell auf Windenergie-und Biomasseanlagen bis 30 MW erweitert.

Energia ProdutivaIm September 2003 startete das internationale Ent-wicklungsinstitut Winrock mit Unterstützung vonUSAID das Programm “Energia Produtiva” (2003-2007),an dem acht brasilianische Institutionen beteiligt sind,die dem seit Juni 2000 bestehenden NetzwerkRENOVE24 angehören. Ziel des Programms ist dieNutzung erneuerbarer Energien im Norden und Nord-osten des Landes zur Erschließung oder Erweiterungproduktiver Tätigkeiten.

Clean Development MechanismBrasilien hat die Klimarahmenkonvention im Februar1994 und das Kyoto-Protokoll im August 2002 ratifi-ziert. Ein erster nationaler Klimaschutzreport wurdemit mehrjähriger Verspätung erst im November 2004vorgelegt. Für den Klimaschutz und damit auch fürCDM-Vorhaben ist sei Juli 1999 eine interministerielleKommission unter Federführung des Ministeriums fürWissenschaft und Technologie zuständig (ComissãoInterministerial de Mudança Global do Clima –CIMGC). Diese Kommission hat auch den Status alsDesignated National Authority (DNA) für Brasilienerhalten. Eine Beteiligung des Privatsektors wie auchvon Nichtregierungsorganisationen erfolgt über dasBrasilianische Forum zum Klimawandel (Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas). Eine wesentlicheRolle bei der Auswahl von CDM-Projekten kommtauch dem Umweltministerium zu.

Bis Anfang 2007 wurden der CIMGC insgesamt 205CDM-Projekte unterbreitet, davon hatten 111 bis zudiesem Zeitpunkt eine Bewilligung erhalten. 46 Vor-haben beschäftigen sich mit dem Einsatz verschiedenererneuerbarer Energien in der Stromerzeugung, weitere67 mit dem Einsatz von Bagasse in Heizkraftwerken.18 Projekte sahen die Gewinnung und Nutzung vonDeponiegas vor. Von allen auf nationaler Ebene alsCDM-Maßnahme bewilligten Energieprojekten warenAnfang 2007 2.164 MW bereits realisiert, darunter938 MW auf der Basis von Bagasse, 474 MW mitKleinwasserkraft und 290 MW mit Großwasserkraft(über 30 MW).

2 Brasilien


24 Rede Nacional des Organizacoes da Sociedade Civil para as Energias Renovaveis, www.renove.org.br. 25

2 Brasilien

25 ANEEL-Resolution 394 vom 4.12.1998 und 395/1999. Nach ANEEL-Resolution 652 vom 9.12.2003 sind in besonders definierten Fällen auch größere Stauseen zugelassen.

Von 561 insgesamt vom CDM-Exekutivbüro regi-strierten Projekten im März 2007 stammten 94 ausBrasilien, womit Brasilien in der globalen Ranglisteden zweiten Platz hinter Indien einnimmt. 85 dieserVorhaben können dem Bereich Erneuerbare Energienzugeordnet werden. Darunter befinden sich 16 Projektezur Kleinwasserkraft, vier Vorhaben zur Nutzung vonWindenergie, 10 Projekte im Bereich Deponiegas-nutzung, 20 Projekte zur Verwendung von Biogas imAgrarbereich, 25 Vorhaben zum Einsatz von Bagasse, 9 Projekte zum Einsatz von Holzresten, Sägespänenund Frischholz sowie ein Projekt zur Verwertung vonReishülsen.


Der Nutzung erneuerbarer Energien gebührt traditionellin der Stromerzeugung wie auch in der ländlichenEnergieversorgung Brasiliens ein hoher Stellenwert. Injüngerer Zeit haben die Anstrengungen zur Erschließungerneuerbarer Energien (insbesondere Sonne, Wind undBiomasse) im Forschungs- und Entwicklungsbereichwie auch bei der anwendungsorientierten Umsetzungdeutlich zugenommen. In den urbanen und industriali-sierten Zentren treten Anwendungen zur Nutzung derreichlich vorhandenen regenerativen Ressourcen aller-dings bisher kaum in Erscheinung.

WasserkraftDas Wasserkraftpotenzial wird mit theoretisch verfüg-baren rund 260 GW angegeben und konzentriert sichvor allem auf die Nordregion (Amazonasgebiet, ca. 40 %),den Süden und Südosten Brasiliens. Ausgeschöpft wirddieses Potenzial gegenwärtig zu etwas mehr als einemViertel (71 GW), womit Wasserkraft zu mehr als 40%zum Primärenergieaufkommen und zu fast 90% zurStromerzeugung beiträgt. Weitere sieben große Was-serkraftwerke mit insgesamt 1,7 GW befanden sichEnde 2006 im Bau. Mehr als die Hälfte des Ausbaus derStromerzeugung wird in den kommenden Jahren aufWasserkraft beruhen. Zusätzliche 90 GW gelten alsgesichert, allerdings lassen sich bei Investitionskostenbis 4.100 US$/kW und mittleren Erzeugungskosten

von bis zu 60 US$/MWh derzeit nur etwa 61,3 GWwirtschaftlich nutzen. In der Praxis erschließbar ist dasgesamte Energievolumen über die bereits in Betriebbefindlichen Wasserkraftwerke hinaus nur zu einemkleineren Teil, da der Eingriff in die Natur zum Bauvon Stauseen vor allem im flachen Norden in vielenFällen unvertretbar erscheint. Im Süden und Südostenwerden dagegen bereits jetzt über 50% der vorhandenenKapazitäten genutzt.

Langzeitprognosen schätzen die installierte Erzeugungs-kapazität aus Wasserkraft für 2015 auf knapp 100 GW,d.h. dass in den nächsten Jahren im Mittel jeweils3.100 MW neu ans Netz gehen müssten. Bis 2030 wirdein Ausbau auf 156,3 GW erwartet.

KleinwasserkraftWasserkraftwerke zwischen 1 und 30 MW werden alsKleinwasserkraftanlagen bezeichnet und bedürfen, sofernder zugehörige Stausee nicht größer als 3 km2 ist undsie von unabhängigen Stromproduzenten oder zur Eigen-versorgung betrieben werden, nur einer einfachenstromrechtlichen Genehmigung, die dem ersten geeig-neten Antragsteller gewährt wird.25 In Ausnahmefällenkönnen auch öffentliche Auktionen durchgeführt werden.Konzessionen werden für einen Zeitraum gewährt, dereine Refinanzierung der Investitionen erlaubt, maximaljedoch für 35 Jahre.

Kleinwasserkraftanlagen sind derzeit vor allem in denbergigen Regionen des Südens und Südostens desLandes konzentriert.

Trotz der Investitionsanreize und der hohen Zahlstromrechtlicher Genehmigungen (3.380 MW von1998 bis Ende 2005) blieb der Zubau in den letztenJahren sehr begrenzt. Für 2005 wird eine installierteLeistung von 578 MW genannt. Allerdings ist zuerwarten, dass im Rahmen der ersten Phase von PRO-INFA bis Ende 2008 mindestens 1.000 MW neuerrichtet werden. Bis Ende 2006 hatten von den vertraglich vereinbarten 63 Projekten 9 Anlagen mitinsgesamt 162,3 MW den Betrieb aufgenommen.

26

2 Brasilien


26 Siehe www.seinfra.ce.gov.br.

Insgesamt wird das Potenzial für Kleinwasserkraft-werke auf 7 bis 14 GW beziffert. Es wird geschätzt,dass sich alleine 700 MW durch Erweiterung und Ver-besserung bestehender Anlagen sowie durch Reaktivie-rung stillliegender Kraftwerke erschließen lassen. Lang-fristige Prognosen sehen bis 2020 einen Ausbau auf2.770 MW und bis 2030 auf 7.770 MW voraus.

Förderung von Kleinwasserkraftanlagen Verschiedene Anreize sollten in den letzten Jahren denBau neuer Kleinwasserkraftwerke anregen:• Für Stromtransport und -verteilung sind maximal

50% der normalen Tarife zu zahlen, wobei sogar 100% Rabatt für Kleinwasserkraftanlagen gewährtwurden, die bis Ende 2003 in Betrieb gingen.

• Befreiung von Ausgleichszahlungen für überfluteteGebiete sowie von Steuerzahlungen für die Wassernutzung.

• Verbraucher mit einem Bedarf von 500 kW(bzw. 50 kW bei Inselversorgung) oder mehr können freie Verträge aushandeln, wobei bis zu 49% der bezogenen Elektrizität aus anderen Quellen stammen darf.

WindenergieTrotz guter bis sehr guter Windenergiebedingungenbefindet sich die Nutzung zur Stromerzeugung in Brasilien noch in den Anfängen. Ende 2006 betrug diegesamte installierte Leistung, verteilt auf relativ wenigeStandorte, gut 236 MW. Bei Ausschöpfung aller vertraglich vereinbarten Vorhaben im Rahmen vonPROINFA ist mit einer installierten Leistung von1.450 MW bis Ende 2006 zu rechnen.

Das technisch erschließbare Erzeugungspotenzial wirdauf mehr als 140 GW, die aus Windkraft zu gewinnendeStrommenge auf 272 TWh jährlich geschätzt. Nichtzuletzt die Küstenbereiche im Norden und Nordosten,an denen mittlere Windgeschwindigkeiten von 8 m/sund mehr in 50 m Höhe gemessen werden, sind bestensfür eine Windenergienutzung geeignet.

Wie bereits oben ausgeführt, gilt für alle Windkraftan-lagen und -parks bis 30 MW, dass sie nur 50% derüblichen Tarife für Übertragung und Verteilung bezahlenmüssen.

WindmessungenDie meisten windhöffigen Gebiete sind unter anderemaufgrund internationaler Programme gut erfasst unddokumentiert. Bereits 1990/91 wurden im Rahmendes TERNA-Programms der GTZ gemeinsam mitdem regionalen Stromversorger COELCE an dreiKüstenstandorten im Bundesstaat Ceará26 Windmes-sungen vorgenommen, die ein hervorragendes Wind-potenzial mit hoher Stetigkeit auswiesen. Ein ersterWindatlas für den Nordosten wurde 1998 vom Brasili-anischen Zentrum für Windenergie publiziert.

Auf bundesstaatlicher Ebene liegen Windatlanten fürCeará, Paraná und Bahia vor. Die erste Fassung eines ge-samtbrasilianischen Windatlas des Referenzzentrumsfür Solar- und Windenergie CRESESB (Centro deReferência para Energia Solar e Eólica Sérgio Brito) imForschungszentrum für Elektroenergie (CEPEL) wurdein 2002 abgeschlossen. Dieser Atlas beruht auf Mes-sungen verschiedener Versorgungsunternehmen undanderer Akteure.

Mit dem Brasilianischen Zentrum für Windenergie inRecife, das über eine Testanlage verfügt, und CRESESBin Rio de Janeiro existieren wichtige Know-how-Träger. Auch akademische Institutionen in anderenBundesstaaten nehmen sich verstärkt der Windenergiean und tragen zur Qualifizierung von Fachleuten bei.Mit deutscher Hilfe (InWEnt und Deutsches Wind-energie-Institut) wurden in der Vergangenheit wieder-holt Schulungsmaßnahmen für brasilianische Energie-und Finanzexperten durchgeführt.

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2 Brasilien

Stand der Windnutzung Aufgrund der ersten im Rahmen von PROINFA in 2006installierten Anlagen hatte die installierte Windkraftka-pazität einen deutlichen Zuwachs zu verzeichnen. BisEnde des Jahres gingen 208 MW verteilt auf 5 Standorteneu ans Netz, die meisten davon im südlichsten Bundes-staat Rio Grande do Sul (Tab. 7). Alle Anlagen wurdenvon der Enercon-Tochter Wobben Windpower geliefert.

Tab 7: Im Rahmen von PROINFA in 2006 errichtete Windkraftanlagen

Die Windparks Osório sowie Água Doce wurden mittler-weile auch als CDM-Vorhaben registriert, außerdemein weiterer kleiner Windpark (Horizonte) in SantaCatarina mit 4,8 MW, der bereits in 2003 fertig gestelltwurde, sowie drei Anlagen mit insgesamt 1,8 MW inMacau im Bundesstaat Rio Grande do Norte, die eben-falls seit 2003 in Betrieb sind und Strom für Erdöl-pumpen des staatlichen Konzerns Petrobrás liefern.

Die insgesamt 54 mit Stromkaufverträgen durch Eletrobrás ausgestatteten PROINFA-Vorhaben im Wind-bereich verteilen sich wie folgt auf die Bundesstaaten:• Santa Catarina – 11• Ceará – 14• Pernambuco – 5• Paraíba – 13• Rio Grande do Sul – 5• Rio Grande do Norte – 3• Rio de Janeiro – 2• Piauí – 1

Interessanterweise gibt es in einigen ebenfalls wind-reichen Bundesstaaten im Nordosten, wie Alagoas,Bahia und Sergipe, keinerlei Windprojekte, die imRahmen von PROINFA zur Auswahl kamen.

Als problematisch für eine zügige Realisierung erweistsich unter anderem die Anforderung eines 60%-Anteilsnationaler Wertschöpfung bei allen Vorhaben. Da bislangnur mit Anlagen des einzigen in Brasilien ansässigenTurbinenherstellers Wobben Windpower diese Be-dingung erfüllt werden kann, zeichnet sich hier eindeutlicher Engpass ab. Ab dem zweiten Halbjahr 2007wird voraussichtlich auch die deutsche Firma Fuhrländermit der Fertigung von Windkraftanlagen in Brasilienbeginnen.

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Bundesstaat

Santa Catarina

Rio Grande do Norte

Rio Grande do Sul

Rio Grande do Sul

Rio Grande do Sul

Leistung

9,0 MW

49,6 MW

50,0 MW

50,0 MW

50,0 MW

Turbinen

15 x 600 kW

62 x 800 kW

25 x 2.000 kW

25 x 2.000 kW

25 x 2.000 kW

Betriebsbeginn

2005/2006

Juli 2006

Juni 2006

Sept. 2006

Nov. 2006

Betreiber

CENAEEL

Iberdrola / Enerbrasil

Elecnor / Enerfin / Ventos do Sul



Standort

Água Doce

Rio do Fogo

Osório

Sangradouro

Índios

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27 Mit einer Stromerzeugung von mehr als 4.000 GWh pro Jahr.28 Andere Schätzungen gehen alleine für den Bundesstaat São Paulo von einer möglichen elektrischen Kapazität von Heizkraftwerken auf

Zuckerrohrbasis von 6.000 MW aus. Für Gesamtbrasilien wird unter Einsatz hocheffizienter Techniken für 2010 sogar ein Erzeugungspotenzialvon mehr als 21.000 MW in Aussicht gestellt.

Aktuelle Langzeitprognosen sehen bis 2015 keinenAusbau der Windenergie über die geplante erste Phasevon PROINFA hinaus. Für den folgenden Zeitraum bis2030 wird unter der gegenwärtigen Kostensituationein Ausbau von nicht mehr als 3.300 MW erwartet,also lediglich 220 MW pro Jahr.

BiomasseBrasilien verfügt über weit reichende Biomasseres-sourcen, die bereits heute zu fast einem Viertel zumPrimärenergieverbrauch und zu etwa 2% zum Strom-aufkommen beitragen. Allerdings erfolgt die Nutzungderzeit häufig noch in nicht nachhaltiger Form, zumBeispiel durch Verbrennung von Holzkohle ohne gezielteWiederaufforstung.

Auch für alle Biomasseanlagen bis 30 MW gilt, dassnur 50% der Tarife für Übertragung und Verteilung zuzahlen sind.

Nutzung von Biomasse Bislang kommt Biomasse zur Stromerzeugung vor allemin der industriellen Eigenversorgung zur Anwendung.Dabei überwiegt der Einsatz von Bagasse aus der Zucker-und der (damit verbundenen) Alkoholproduktion27

und die Verwertung von Reststoffen in der Holz- undPapierindustrie. Etwa drei Viertel der Strom erzeugendenBiomasseanlagen mit einer Gesamtkapazität von mehrals 3.000 MW (März 2005) sind Heizkraftwerke, wobeihierbei fast ausschließlich Bagasse zum Einsatz kommtund Stromüberschüsse zur Lieferung ans Verbundnetznur in begrenztem Maße und nur saisonal (sechs bissieben Monate pro Jahr) bereitstehen.

Bei der Verwertung von Biomasse zur Stromerzeugungund Lieferung von Überschussstrom an das öffentlicheNetz hat sich das Programm PROINFA nur bedingt alsförderlich erwiesen, da die vorgesehene Vergütungsre-gelung weitgehend als unzureichend betrachtet wurde.Bis Ende 2006 hatten von den vertraglich vereinbarten22 Projekten (mit insgesamt 685 MW) 15 Anlagen mitinsgesamt 414 MW den Betrieb aufgenommen.

Mehr Hoffnung wird nun in die anstehenden Aus-schreibungen für neue Erzeugungskapazitäten gelegt,in Verbindung mit einer anteiligen Finanzierung durchden Verkauf von Emissionszertifikaten im Rahmen von CDM.

Stromerzeugung durch Verwertung von BagasseIn 2005 standen insgesamt 106,5 Mio. Tonnen Bagassefür Energiezwecke zur Verfügung. In den Anlagen derZuckerindustrie wurden daraus rund 7.660 GWh Stromerzeugt. In 2006 verfügten insgesamt 248 Zucker-fabriken über eine Genehmigung als Eigenversorger,die größtenteils auch eine Autorisierung als unabhängigeStromproduzenten besitzen (mit Lieferung von Über-schussstrom an das öffentliche Netz).

Insgesamt beziffert das Energieministerium das Potenzialzur Stromerzeugung durch Verwertung von Bagasse aufrund 8.000 MW, wovon nach anderer Quelle 3.220 MWbzw. rund 14.000 GWh während der Ernteperiode fürStromlieferungen ans öffentliche Netz zur Verfügungstünden. Eine Steigerung auf 35.000 GWh und eineStromlieferung während des ganzen Jahres erscheintmöglich, wenn neben Bagasse auch die Pflanzenrück-stände vom Feld in Anlagen mit Hochdruck-Dampf-erzeugern verwertet würden.28

Zudem wird durch Ausweitung des Ethanolprogrammseine starke Zunahme beim Anbau von Zuckerrohrerwartet. Gegenüber etwa 425 Mio. t in der Ernteperiode2006/07 wird 2012/13 von einem Ertrag von knapp630 Mio. t Zuckerrohr ausgegangen, die dann in vor-aussichtlich 325 Fabriken verarbeitet würden.

Andere Biomasseressourcen Eine Bestandsaufnahme des kurzfristig zusätzlich er-schließbaren Biomassepotenzials der Land- und Forst-wirtschaft zur Stromerzeugung in den verschiedenenLandesteilen wurde Ende 2002 von ANEEL ver-öffentlicht:

29

2 Brasilien

29 Nur Holzrückstände aus der Forstwirtschaft.30 Quelle: ANEEL, 2002.31 Bei São Gabriel im Bundesstaat Rio Grande do Sul.32 Siehe swera.unep.net.

Tab 8: Kurzfristig erschließbare Biomassepotenziale zurStromerzeugung nach Regionen; Brasilien; MW30

Im Hinblick auf die bereits genutzten oder inErschließung befindlichen Ressourcen stellen die er-mittelten Potenziale allerdings eher eine konservativeAbschätzung dar.

Das Energieministerium beziffert das technische Erzeu-gungspotenzial im Reisanbau sowie in der Papier- undZellstoffindustrie in neueren Veröffentlichungen auf1.300 MW. Nur für die südlichen Bundesstaaten SantaCatarina, Paraná und Rio Grande do Sul wird das kurz-fristig nutzbare technische Stromerzeugungspotenzialdurch Verwertung von Restholz, Reisschalen undBestandteilen des Zuckerrohrs auf mehrere HundertMegawatt geschätzt. Eine erste Strom erzeugendeAnlage zur Verwertung von Reisschalen wurde 1996 inBetrieb genommen.31 Insgesamt vier neue Anlagen, beidenen Reisschalen und Holzspäne zum Einsatz kommen,sollen in 2007 im Bundesstaat Rio Grande do Sul vonder deutschen Firma CCC Machinery GmbH errichtetwerden und insgesamt 61,5 MW leisten.

Gleichzeitig wird die Erschließung weiterer Biomasse-ressourcen diskutiert und teilweise bereits im Kleinformatumgesetzt. Das Augenmerk richtet sich dabei nebenorganischen Bestandteilen des Hausmülls auf Reststoffeanderer landwirtschaftlicher Produkte, z.B. Kakao- undKaffeeschalen, und auf ölhaltige Früchte, die vor allemauch bei der ländlichen Elektrifizierung des Nordensund Nordostens unter Einsatz von Verbrennungsmotorenin Form von reinem Pflanzenöl oder als Biodiesel einewichtige Rolle einnehmen könnten.

Als wichtige Ressource erweist sich – wie auch in anderenLändern – die Nutzung von Deponiegas. Mehrere Vor-haben befinden sich hierzu derzeit im Rahmen desCDM-Zertifikatehandels in der Umsetzung. In erstenPilotvorhaben wird auch die Nutzung von Klärgasenaus der Reinigung von Abwasser erprobt.

Eine aktuelle Langzeitprognose geht für 2005 von einerinstallierten Biomasse-Kapazität (ohne Bagasse) von 56 MW aus. Bis 2015 wird ein Ausbau auf 1.621 MW,bis 2030 auf 6.571 MW erwartet.

SolarenergieAuf der Basis von 350 Messstationen wurde in 2001von der Bundesuniversität Pernambuco ein erster Solar-atlas für Brasilien vorgelegt. Eine wesentlich verbesserteVersion wurde im Rahmen des UNEP-SWERA-Pro-jekts erstellt und in 2006 veröffentlicht.32 Brasilienweist aufgrund seiner Lage in Äquatornähe in allenLandesteilen gute bis sehr gute solare Bedingungen auf.Die mittlere tägliche Einstrahlung liegt zwischen 4,5 kWh/m2 an der Küste des Bundesstaates Paranáund 6,3 kWh/m2 im Landesinneren des Nordostens(Region Sertão). Ein regionaler Strahlungsatlas liegt für den Bundesstaat Santa Catarina vor, er wurde inPartnerschaft zwischen dem regionalen Energieversorgerund der Bundesuniversität erarbeitet.

Photovoltaische Nutzung Eine solarelektrische Nutzung fand in den letztenJahren vor allem im Rahmen des bundesstaatlichenProgramms PRODEEM statt, bei dem gemeinschaftlicheEinrichtungen im Gesundheitssektor, aber auch fürproduktive Tätigkeiten mit PV-Anlagen von insgesamtetwa 5,8 MW ausgestattet wurden. Erste Erfahrungenmit einer netzgekoppelten Anlage wurden auf demGelände der Bundesuniversität Santa Catarina ge-sammelt. Im Energieentwicklungsplan bis 2030 findetsolar erzeugter Strom keine Berücksichtigung.

30

Norden

Pará: 157

33

13

6

-

Nord-osten

45

34

52

36

13

Mittel-westen

MW

k.A.

68

3

-

-

Süd-osten

k.A.

13

121

5

-

Süden

k.A.

190

127

-

-

Ölfrüchte

Reisschalen

Forstwirtschaft29

Kokosnussschalen

Cashewnussschalen

2 Brasilien

33 Nichtelektrifizierung ist in diesem Zusammenhang wörtlich zu verstehen, da meist nicht einmal Dieselgeneratoren zur elementaren Eigenversorgung verfügbar sind und für Grundbedürfnisse (z.B. Betrieb von Radiogeräten) oft lediglich Batterien beschafft werden. Kommunen sind als lokale Gemeinschaften zu interpretieren, deren Bewohner häufig weiträumig verstreut angesiedelt sind, jedoch nicht unbedingt über individuelles Landeigentum verfügen. Im Brasilianischen wird deshalb auch oft eher von “Propriedade“ (“Anwesen“) gesprochen.

34 Die Gesamtbevölkerung Brasiliens lag nach Schätzungen im Jahr 2006 bei 186,8 Millionen (DSW-Datenreport, Sept. 2006). In vielen Regionen ist die bestehende Stromversorgung zudem häufig unterbrochen und somit nur zeitweilig aktiv.

Insgesamt wird das Potenzial für Photovoltaikanlagenim Rahmen der ländlichen Basiselektrifizierung aufetwa 100 MW geschätzt. Solar-Home-Systeme für dieelementare netzferne Versorgung privater Haushaltewurden in der Vergangenheit vor allem im Rahmenbilateraler Entwicklungsprojekte verbreitet. Aufgrundmangelnder Marktdichte und fehlender Wartung istdie Ausfallrate von PV-Anlagen in der Vergangenheitallerdings sehr hoch gewesen. Mit einer unmittelbarenEinbindung der Verteilungsunternehmen in die Elektri-fizierungsmaßnahmen im Rahmen des Programms “Luzpara Todos” sollen derartige Fehler in der Zukunft ver-mieden werden. Als einziger nationaler Hersteller vonSolarzellen und -modulen ist die Firma Heliodinâmicatätig, deren Produktionsvolumen allerdings bislangnur sehr gering ist.

Solarthermische Stromerzeugung Brasilien ist seit 1996 über die ForschungseinrichtungCEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica) andem internationalen Vorhaben SolarPACES (Solar Powerand Chemical Energy Systems) beteiligt. KonkreteÜberlegungen für einen Bau solarthermischer Kraft-werke bestehen nicht.

Solarthermische WarmwasserbereitungDie Warmwassererwärmung für Duschzwecke erfolgtin Brasilien üblicherweise mit einfachen und in derAnschaffung sehr preiswerten elektrischen Durchlauf-erhitzern, sofern nicht aus Kostengründen oder ausMangel an Fließendwasser ganz auf diesen Komfortverzichtet wird. In einigen südlichen Städten, so auchin Rio de Janeiro, sind zudem gasbetriebene Durch-lauferhitzer verbreitet. Die elektrische Energiezufuhrführt vor allem in den größeren Verbrauchszentren zuextremen Lastspitzen in den Morgen- und Abend-stunden. Trotz des ganzjährigen Solarangebotes undeiner Reihe von Kollektorherstellern sowie internationaldurchaus vergleichbaren technischen Anforderungen zurQualitätssicherung kann die solare Warmwasserberei-tung noch nicht als breit eingeführt bezeichnet werden.

Weder im städtischen Umfeld mit mehrstöckigenGebäuden noch bei Einfamilienhäusern hat sich dieSolarthermie bislang ein signifikantes Marktvolumenverschaffen können. Trotzdem gibt es eine stetig nach-wachsende Nachfrage nach Thermosiphonsystemen füreinzelne Haushalte wie auch nach größeren Anlagenzum Beispiel für Krankenhäuser. Ein weiteres Anwen-dungsfeld versuchen vor allem Stromversorger mit ent-sprechender Förderung in Armutsgebieten zu erschließen.Da in diesen Wohnsiedlungen häufig nicht für denStrombezug bezahlt wird, bestehen Ansätze, unter Ein-beziehung der Einwohner wenig aufwändige Systemezu konstruieren und zu installieren. Die Stromversorgerübernehmen die Kosten aus einem Etat, den sie ohne-hin gesetzlich für Maßnahmen zur Energieeffizienz auf-wenden müssen. Einzelne Kommunen starten zudemderzeit Initiativen, die solare Warmwasserbereitung inihrem Gebiet stärker zu verbreiten.

GeothermieAufgrund der geologischen Gegebenheiten bietetBrasilien keine günstigen Bedingungen für eine geo-thermische Nutzung. Ob lokal Möglichkeiten für eineAnwendung zur Stromerzeugung bestehen, ist bislangnicht erkundet.


Aufgrund seiner territorialen Größe, geringer Bevölke-rungsdichte in weiten Landesteilen und gravierenderArmut in ländlichen Regionen weist Brasilien nach wievor einen nicht zu vernachlässigenden Anteil nicht-elektrifizierter Kommunen und Haushalte auf.33 Nachder Volkszählung von 2000 verfügten rund 3,1 Mio.Haushalte (entsprechend 6,5% der Gesamtzahl) überkeine elektrische Beleuchtung.34 Durch die zwischen-zeitlich erfolgten Maßnahmen dürfte der Elektrifizie-rungsgrad mittlerweile allerdings auf mehr als 95%gestiegen sein.

31

2 Brasilien

35 Dekret 4.873 vom 11.11.2003, das sich auf das Gesetz 10.438 (Art. 14 und 15) bezieht. Das neue Vorhaben folgt dem von Eletrobrás verwalteten Programm “Luz no Campo“, mit dem innerhalb von vier Jahren ca. 1 Million ländliche Haushalte und Gebäude mit Strom versorgt werden sollten. Das Programm führte allerdings aufgrund der nur auf Kreditbasis für konzessionierte Versorgungsunternehmen und ländliche Kooperativen gewährten Fördermittel nicht zum gewünschten Erfolg.

36 Diese Mittelwerte beziehen sich auf alle Haushalte innerhalb einer zu versorgenden Region und bilden lediglich einen Anhaltspunkt für die Wahl der Versorgungsart

Programm “Luz para Todos” Zur Verbesserung der Elektrifizierung im ländlichenRaum wurde im November 2003 das Programm “Luzpara Todos” (“Strom für alle”) gestartet.35 Danach sollenalle 12 Mio. Menschen ohne Stromanschluss mit Elek-trizität versorgt werden (10 Mio. davon im ländlichenRaum). Bis Ende 2008 sollen insgesamt 1,7 Mio.nicht-elektrifizierte Haushalte Zugang zu Strom erhalten.In den Konzessionsgebieten mit einer Elektrifizie-rungsrate bei Start des Programms von unter 96% solleine komplette Deckung bis 2013 erreicht werden, inKommunen mit weniger als 53% sogar erst bis 2015.

Das Programm wird vom Energieministerium koordi-niert, von Eletrobrás abgewickelt und von den von ihrkontrollierten Verteilungsunternehmen sowie den privatisierten und bundesstaatlichen Stromversorgernunter Beteiligung regionaler Komitees umgesetzt. BisNovember 2006 konnten 4,6 Mio. Menschen neu mitStrom versorgt werden. Dabei lag der Schwerpunkt derAktivitäten im Nordosten sowie im Südosten. Insge-samt waren bis zu diesem Zeitpunkt gut 3 Mrd. US$durch Verträge für Investitionen und bauliche Maß-nahmen gebunden.

Die Mittel für das Programm, die insgesamt auf etwa2,5 Mrd. € (7 Mrd. R$) bis 2008 geschätzt werden, ent-stammen zumindest teilweise (1,9 Mrd. € , entsprechend72% der Gesamtkosten) den von ANEEL vereinnahmtenKonzessionsgebühren und Strafzahlungen der Energie-versorgungsunternehmen, die als Darlehen vergebenwerden (Reserva Global de Reversão – RGR). Außerdemaus dem CDE (Conta de Desenvolvimento Energético),einem von allen Stromverbrauchern gespeisten Zu-schussfonds zur Entwicklung des Elektrizitätssektors inden Bundesstaaten und zur Förderung bislang nichtwettbewerbsfähiger Erzeugungsquellen. Den Rest sollendie Bundesstaaten und Kommunen (14%) und dieStromversorger (14%) beisteuern.

Im Falle sehr niedriger Ausgangsraten bei der Elektri-fizierung werden jedoch auch bis zu 90% der von denVersorgungsunternehmen getätigten Gesamtinvesti-tionen aus nationalen Mitteln bezuschusst. Die Strom-verbraucher müssen für eventuelle Netzerweiterungennicht aufkommen.

Vorrang haben vor allem Projekte in Gemeinden miteiner Anschlussrate unter 85% sowie Vorhaben, dieeinen produktiven Einsatz der elektrischen Energie vor-sehen, oder Maßnahmen, die in öffentlichen Schulen,Gesundheitsposten oder zur Wasserversorgung umge-setzt werden.

Einsatz erneuerbarer EnergienDie Elektrifizierung erfolgt durch Netzerweiterung,dezentrale Erzeugungssysteme mit Inselnetzen oderindividuelle Anlagen, wobei neben einer Strompro-duktion auf Dieselbasis auch erneuerbare Energien zumEinsatz kommen. Das Programm ersetzt damit auchdas frühere Vorhaben PRODEEM (Programa para oDesenvolvimento da Energia nos Estados e Municípios),mit dem gemeinschaftliche Einrichtungen mit Anlagenzur Stromerzeugung mittels erneuerbarer Energien aus-gestattet werden konnten. Zur wirtschaftlichen Ab-wägung dienen regional gestaffelte Kostensätze, beideren Überschreitung Alternativen zur Netzerweiterungerwogen werden sollten. So liegen die Grenzkosten bei-spielsweise im Nordosten bei im Mittel rund 1.870 €

(5.200 R$) pro Verbraucher.36

Es wird geschätzt, dass sich im Amazonasgebiet füretwa 17.500 Orte mit nur geringer Bevölkerung derEinsatz von etwa 130.000 PV-Systemen als am wirt-schaftlichsten erweist. Weitere 2.300 Orte mit etwa110.000 Gebäuden könnten sinnvoll mit einem Mininetzauf der Basis von Photovoltaik oder Biomasse ausge-stattet werden. 680 mittelgroße Kommunen ließensich auf der Basis hybrider Systeme versorgen und 10größere Kommunen könnten eine Stromerzeugung aufBasis konventioneller Dieselgeneratoren oder Hybrid-systemen erhalten.

32

2 Brasilien

37 In Pernambuco ab 2008 nur noch 1%.

Bis Ende 2006 belief sich die Anzahl der im Rahmenvon Luz para Todos bewilligten Anträge auf Einsatzerneuerbarer Energien auf insgesamt sechs, wobei essich ausschließlich um Solar-Home-Systeme (SHS)handelt (insgesamt 3.071 Anlagen).

Derzeit werden außerdem im gesamten Amazonasge-biet eine Reihe von Pilotvorhaben mit Kleinwasser-kraft, Pflanzenöl, Biomassevergasung, PV-Anlagen,Biodiesel und Hybridsystemen betrieben, die vor allemder Erforschung der Alltagstauglichkeit derartigerAnlagen dienen. Dazu gehört auch eine stromerzeugendeAnlage auf der Basis von Holzvergasung in der GemeindeNossa Senhora das Graçcas in der Kommue Manacapuruim Bundesstaat Amazonas (Projeto Ribeirinhas). VonEletrobrás wurden zudem ebenfalls im BundesstaatAmazonas 180 Solar-Home-Systeme bis 2005 in 27flussnahen Ansiedlungen installiert.

Ersatz fossiler Energieträger in isolierten VersorgungsnetzenAls weiterer Schwerpunkt zum Einsatz erneuerbarerEnergien bieten sich die isolierten Versorgungsnetzean, die in der Amazonasregion vor allem mit Diesel-und Schwerölgeneratoren ausgestattet sind und derenMehrkosten von mehr als 2 Mrd. US$ jährlich derzeitvon allen Verbrauchern getragen werden. Für dieseNetze bietet sich insbesondere die Substitution durchKleinwasserkraft und Biomasseanlagen an. Erste Vor-haben wurden bereits umgesetzt.

GTZ-Vorhaben Die GTZ unterstützt seit 2005 in einem Vorhaben miteiner Laufzeit bis Ende 2008 die ländliche Elektrifi-zierung mit erneuerbaren Energien im Norden undNordosten Brasiliens. Unter Bezugnahme auf das staat-liche Elektrifizierungsprogramm “Luz para Todos” soll ineiner ersten Phase insbesondere die Kooperation zwischenEletrobrás und den örtlichen Energieversorgungsunter-nehmen bei der Erprobung und Entwicklung vonModellen zur ländlichen Elektrifizierung, die auferneuerbaren Energien basieren, gestärkt werden.

Dabei stehen die Problemregionen im Norden undNordosten im Vordergrund, die im Zeitraum 2008 bis2015 elektrifiziert werden sollen.

Derzeit werden im Rahmen des Vorhabens drei unter-schiedliche PV-Systeme einem Feldtest unterworfen,der letztlich dazu beitragen soll, die von ANEEL fest-gelegten Mindeststandards für die individuelle Haus-haltsstromversorgung neu zu definieren. Hintergrunddieser Bemühungen ist das Bestreben, die Darlehenund Zuschüsse und die daraus resultierenden Strom-tarife durch niedrige Investitionsaufwendungen undgeringe Betriebskosten in Grenzen zu halten. Fernerwurde das regionale Versorgungsunternehmen Eletroacrebei der Erarbeitung eines Geschäftsmodells für dieBereitstellung von SHS beraten und in der Funktion,Installation und Wartung der Anlagen geschult. Ineinem zweiten Pilotprojekt soll ein Elektrifizierungs-modell mit erneuerbaren Energien für kleine Siedlungenauf der Basis von Mini-Netzen entwickelt werden.

Bundesstaatliche Förderprogramme Einige Bundesstaaten führten und führen, teilweiseunterstützt durch ausländische Geber, eigene Pro-gramme zur solaren Elektrifizierung durch, auch wenndiese im Vergleich zum nationalen Programm Luz paraTodos bescheidene Ausmaße haben. In den Bundes-staaten Pernambuco und Ceará wurde bei der Privati-sierung der jeweiligen regionalen Versorgungsunter-nehmen eine Investition von mindestens 2% des Jahres-umsatzes für die Elektrifizierung ländlicher Gebietevertraglich vereinbart.37

Währungskurs (März 2007): 1 Brasilianischer Real (BRL) = 0,36 Euro (EUR) 1 EUR = 2,81 Real

33

2 Brasilien

2.7 Literatur

• ANEEL: Atlas de Energia Elétrica do Brasil, Secunda Edição,2005

• ANEEL: Panorama do Potencial de Biomassa no Brasil (Projeto BRA/00/029 – Capacitação do Setor Elétrico Brasileiro em Relação à Mudanca Global do Clima), Dezembro 2002

• ANEEL: Panorama do Potencial Eólico no Brasil (Projeto BRA/00/029 – Capacitação do Setor Elétrico Brasileiro em Relação à Mudanca Global do Clima), Dezembro 2002

• Atlas do Potencial Eólico Brasileiro, www.cresesb.cepel.br

• Brazil – a new model for decentralized energy?, in:Cogeneration and On-Site Power Production, January-February 2004

• C.M. Ribeiro, A. Andrade de Souza, F. L. de Oliveira Rosa, RENOVE: Uma rede de Organizações do Terceiro Setor promovendo o Desenvolvimento das Fontes Renováveis no Brasil, s/d

• COELBA:Estado do Bahia, Atlas do Potencial Eólico, o.D.

• Eletrobrás: Informe de Mercado, verschiedene Ausgaben

• Eletrobrás:Relatório Anual 2005

• Energy Information Administration (US-Department of Energy): Country Analysis Briefs Brazil, August 2006

• ESMAP/Worldbank:Brazil – Background Study for a National Rural Electrification Strategy: Aiming for Universal Access, March 2005

• IAEA/COPPE: Brazil: A Country Profil on Sustainable Energy Development, April 2006 (Preprint)

• IEA: The energy situation in Brazil: an overview, May 2006

• Ministério da Ciencia e Tecnologia, Coordenacao-Geral de Mucancas Globais de Clima:Comunicacao Nacional Inicial do Brasil à Convencao-Quadro das Nacoes Unidas sobre Mudanca do Clima, Brasília, Novembro de 2004

• MME:Guia de Habilitação de Projetos de Geração de Energia Elétrica, Centrais Eólicas, 2004

• MME: Guia de Habilitação de Projetos de Geração de Energia Elétrica, Centrais Termelétricas a Biomassa,2004

• MME: Guia de Habilitação de Projetos de Geração de Energia Elétrica, Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs, 2004

• MME/EPE: Balanço Energético Nacional 2006

• MME/EPE: Balanço Energético Nacional 2006, Resultados Preliminares ano base 2005, Rio de Janeiro, Maio 2006

• MME/EPE: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2006/2015, 2006

34

2 Brasilien

• MME/EPE:Plano Nacional de Energia – Estratégia para expansão da oferta, Brasilia, Nov. 2006

• Tolmasquim, Mauricio Tiomno (Organizador):Fontes Renováveis de Energia no Brasil, Rio de Janeiro 2003

• UNIDO:CDM Investor Guide Brazil, Vienna, Austria 2003

• World Bank/UNEP: Developing Financial Intermediation Mechanisms for Energy Efficiency Projects in Brazil, China and India, Brazil Country Report, August 2006

Weitere Informationen finden sich unter folgendenInternetadressen:www.energiabrasil.com.br www.canalenergia.com.br

2.8 Kontakte

Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ)Büro Brasilia Edificio Brasilia Trade Center/SCN Quadra 01 BlocoC/Sala 1501 Zona Central Caixa Postal 01991 70.259-970 Brasilia/DF, Brasilien Tel. +55 (61) 326 21 70 Fax +55 (61) 328 91 49 E-Mail: [email protected]

Ministério de Minas e Energia (MME) Secretaria de Energia DNDE – Departamento Nacionalde Desenvolvimento Energético Esplanada dos Ministérios, Bloco U 70065-900 Brasília – DF Tel. +55 (61) 319 50 12 Fax +55 (61) 224 19 73 www.mme.gov.br

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEELQuadra 603 – Modulo “J” 70830-030 Brasilia – DF Tel. +55 (61) 312 59 50 Fax +55 (61) 312 56 23 E-Mail: [email protected] www.aneel.gov.br

Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS Escritório Central Rua da Quitanda 196 20091-000 Rio de Janeiro Tel. +55 (21) 22 03 94 00 Fax +55 (21) 22 03 94 44 E-Mail: [email protected] www.ons.org.br

Eletrobrás Av. Presidente Vargas 409 20071-003 Rio de Janeiro – RJTel. +55 (21) 25 14 51 51 Fax +55 (21) 25 07 84 87 und 22 24 05 35 www.eletrobras.gov.br

35

2 Brasilien

Empresa de Pesquisa Energética (EPE)Av. Rio Branco, 1 – 11º andar, Centro20.090-003 Rio de Janeiro – RJTel. +55 (21) 35 12 31 00Fax +55 (21) 35 12 31 99

Associação Brasileira das Grandes Empresas Geradoras de Energia Elétrica (ABRAGE) Rua Alvarenga Peixoto, 1408 – sala 906 Santo Agostinho 30180-121 Belo Horizonte – MG Tel. +55 (31) 32 92 48 05 Fax +55 (31) 32 92 46 82 E-Mail: [email protected] www.abrage.com.br

Associação Brasileira dos Pequenos e Médios Produtores de Energia Elétrica (APMPE) Ed. Palácio do Rádio II – SRTV/SUL Q. 701 CJ.E Bl. 2 e 4, Sala 537 70340-902 Brasilia – DF Tel. +55 (61) 224 59 86 Fax +55 (61) 223 39 30 www.apmpe.com.br

Associação Brasileira de Distribuidores de EnergiaElétrica (ABRADEE) Rua da Assembléia 10 – sala 3201 20119-901 Rio de Janeiro Tel. +55 (21) 25 31 20 53 Fax +55 (21) 25 31 25 95 www.abradee.com.br

Associação Brasileira das Grandes Empresas deTransmissão de Energia Elétrica (ABRATE) Rua Deputado Antonio Edu Vieira, 999 – Pantanal 88040-901 Florianópolis/SC – Brasil Tel. +55 (48) 231 72 15/233 56 47 Fax +55 (48) 233 55 51 E-Mail: [email protected] www.abrate.com.br

Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica (APINE) SCN Qd. 02 Ed. Centro Empresarial Encol – Torre “A” Salas 70710-500 Brasília – DF Tel. +55 (61) 315 91 82/4 oder 328 57 07 Fax +55 (61) 327 20 69 [email protected] www.apine.com.br

Associação Brasileira dos Grandes Consumidoresde Energia Elétrica (ABRACE) Av. Paulista, 1439 – 11. andar – conj. 112 01311-926 São Paulo – SP Tel. +55 (11) 32 84 40 65 Fax +55 (11) 288 38 82 E-Mail: [email protected] www.abrace.org.br

Centro de Referência para Energia Solar e Eólica –CRESESBAv. Hum s/nº, Cidade Universitária – Ilha do Fundão 21941-590 Rio de Janeiro – RJ Caixa Postal: 68007 Tel. +55 (21) 25 98 21 74/21 87 Fax +55 (21) 22 60 62 11 E-Mail: [email protected] www.cepel.br

Centro Brasileiro de Energia Eólica CBEE Centro de Tecnologia da Universidade Federal de Pernambuco (UFPE)50740-530 Recife – PE Tel. +55 (81) 453 46 62/453 44 53/453 29 75 Fax +55 (81) 271 82 32 E-Mail: [email protected] www.eolica.com.br

36

2 Brasilien

Centro Nacional de Referência em BiomassaAv. Professor Luciano Gualberto, 1289 – Cidade Universitária 05508-010 São Paulo – SP Tel. +55 (11) 30 91 26 55 und 30 91 26 54 Fax +55 (11) 30 91 26 49 E-Mail: [email protected] www.cenbio.org.br

Grupo de Estudos de Energia Solar/Green Solar Av. José Gaspar Talento, 500 – Vizinhança CoraçãoEucarístico 30535-610 Belo Horizonte – MG Tel. +55 (31) 319 43 87 E-Mail: [email protected] www.green.pucmg.br

Centro Nacional de Referência em Pequenos Aproveitamentos Hidroenergéticos – CERPCHEscola Federal de Engenharia de Itajubá Avenida BPS,1303 Bairro Pinheirinho 37500-903 Itajubá – MG Tel. +55 (35) 36 29 12 78 Fax +55 (35) 36 29 12 65 E-Mail: [email protected] www.cerpch.efei.br

Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior Secretaria de Comércio Exterior Esplanada dos Ministérios, Bl. J70053-900 Brasilia – DF Tel. +55 (61) 34 29 70 80 E-Mail: [email protected] www.mdic.gov.br

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) Av. República do Chile 100 20139-900 Rio de Janeiro Tel. +55 (21) 22 77 74 47 www.bndes.gov.br

Associacão de Comercio Exterior do Brasil Av. General Justo 335, 4. andar 20021-130 Rio de Janeiro – RJ Tel. +55 (21) 25 44 00 48 Fax +55 (21) 25 44 05 77 E-Mail: [email protected] www.aeb.org.br

Brasilianische Botschaft in BerlinWallstraße 57 10179 Berlin Tel. +49 (30) 726 28-0 Fax +49 (30) 726 28-320 E-Mail: [email protected] www.brasilianische-botschaft.de

37

3 Chile

3 Chile 1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Chiles eigene Gasreserven sind sehr begrenzt und befinden sich im Süden des Landes, wo sie von den lokalen Versorgern auch genutzt werden. Die Abhängigkeit Chiles von Importen ist beim Primärenergieverbrauch zwischen 1995 und 2004 von 54% auf 72% gestiegen.


Installierte Kapazitäten Im Juli 2006 waren insgesamt 12.132 MW an Erzeu-gungskapazität im öffentlichen Versorgungssektor Chilesinstalliert, davon rund 7.400 MW in thermischenKraftwerken und 4.730 MW in Wasserkraftwerken.Dazu kommen weitere etwa 700 MW bei Eigenversor-gern (inklusive industrieller Heizkraftwerke).

Tab. 1: Installierte Leistung nach Versorgungsregion;Chile; 2001-2006; MW

Ende 2006 waren im nördlichen Verbundnetz SING3.596 MW installiert, davon 2.112 MW Erdgaskraft-werke, 13 MW Wasserkraft, 1.206 MW Kohlekraft-werke, 138 MW dieselbetriebene und 128 MW schwer-ölbetriebene Kraftwerke. Im Verbundnetz SIC befandensich Ende 2005 56,8% der Erzeugungskapazität inWasserkraftanlagen (4.688 MW), der Rest in ther-mischen Kraftwerken (3.565 MW).

Insbesondere der Ausbau thermischer Kapazitäten hatseit 1994, als nur rund 2.000 MW zur Verfügungstanden, stark zugenommen. In den letzten zehn Jahrengingen vor allem neue GuD-Kraftwerke in Betrieb, dieseit 1997 über mittlerweile sieben Pipelines mit argen-tinischem Erdgas versorgt werden.1 Allerdings hat sichdiese neue Abhängigkeit in jüngerer Vergangenheit alsäußerst fragil erwiesen, da Argentinien seit 2004 seineErdgasausfuhren aufgrund mangelnder Produktions-kapazitäten und wachsenden Eigenbedarfs zurückge-fahren hat.

Tab. 2: Installierte Leistung nach Kraftwerkstyp; Chile; Juli 2006; MW, %

KapazitätserweiterungenUm die vermutlich noch zunehmenden argentinischenExportrestriktionen für Erdgas zu umgehen, hat sichdie chilenische Regierung mittlerweile entschieden,die Einfuhr von Flüssiggas aus anderen Ländern voran-zutreiben. Mit dem Bau eines Flüssiggas-Terminals beiQuintero in der V. Region, das in 2009 fertiggestelltwerden soll, wurde bereits begonnen. Auch wird diekurzfristige Aufstellung zusätzlicher Dieselgeneratorenerwogen, sollte die Erdgaszufuhr unterbrochen oderstärker eingeschränkt werden. Erst ab 2010 ist miteiner Entspannung der Versorgungssituation durch denBau neuer Kraftwerke zu rechnen, die nicht mit Erdgasbefeuert werden.

39

MW

SIC

6.579,2

6.737,2

6.996,2

7.867,4

8.259,8

8.437,8

SING

3.440,9

3.633,2

3.640,7

3.595,8

3.595,8

3.595,8

Aysén

22,9

22,6

33,1

33,5

33,5

33,5

Magallanes

64,5

64,5

65,0

64,7

64,7

64,7

Gesamt

10.107,5

10.457,5

10.735,0

11.561,4

11.953,8

12.131,8

2001

2002

2003

2004

2005

Juli 2006

Juli 2006

%

39,4

28,3

11,1

60,6

37,3

17,9

3,9

1,4

0,02

100,0

Wasserkraft

Speicher

Laufwasser

Thermisch

Erdgas

Kohle

Diesel-/Schweröl

Biomasse

Wind

Gesamt

MW

4.725,7

3.393,4

1.332,3

7.390,2

3.928,0

2.143,3

1.144,1

178,9

2,0

12.131,8

StromerzeugungDie Brutto-Stromerzeugung im öffentlichen Versor-gungsbereich lag im Jahr 2005 bei rund 51 TWh.

Aufgrund des Ausbleibens der Niederschläge und derwachsenden Bedeutung fossiler Energieträger lag dieStromerzeugung aus thermischen Kraftwerken 1998erstmals über der aus Wasserkraftwerken. Auch in denbeiden Folgejahren blieb die Bedeutung von Wasser-kraftstrom deutlich hinter dem Mittel der Vorjahrezurück. In 2001, 2002 und 2005 hatten fossile Energie-träger und Wasserkraft annähernd gleiche Anteile amErzeugungsmix. Die auf (qualitativ schlechter) ein-heimischer Kohle sowie Öl basierende Stromerzeugungerlebte bei annähernd gleich bleibenden Kapazitäten inden Jahren 2004 und 2005 aufgrund ausbleibenderNiederschläge und mangelnder Erdgaszufuhr ausArgentinien ein Comeback.

Tab. 3: Brutto-Stromerzeugung in den Netzen SIC und SING

nach Energieträgern; Chile; 2000-2005; GWh, %

Stromimport Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit wird mittel-fristig ein verstärkter Stromaustausch mit Argentinienerwogen. Derzeit besteht nur eine grenzüberschreitendeVerbindung mit dem nördlichen Verbundsystem2, überdie Strom aus dem Erdgaskraftwerk TermoAndes (643 MW) in der Provinz Salta, das dem chilenischenErzeuger AESGener gehört, transportiert wird. Auchüber eine Trasse nach Bolivien wird nachgedacht.

3 Chile

2 Siehe Abschnitt “Stromübertragung und -verteilung”.40

%

51,9

30,6

21,4

48,1

31,4

14,2

0,2

2,2

100,0

GWh

21.058

12.386

8.672

19.479

12.729

5.748

91

911

40.537

2001

GWh

22.524

13.109

9.415

19.744

12.440

6.414

29

851

42.268

2002

%

53,3

31,0

22,3

46,7

29,4

15,2

0,0

2,0

100,0

GWh

21.864

12.945

8.919

23.191

15.956

6.300

21

915

45.055

2003

Wasserkraft

Speicher

Laufwasser

Thermisch

Erdgas

Kohle

Diesel/Schweröl

Biomasse

Gesamt

GWh

25.438

16.051

9.387

25.482

14.957

8.488

1.197

840

50.920

2005

%

43,0

25,5

17,5

57,0

36,0

18,3

0,3

2,4

100,0

%

50,0

31,5

18,4

50,0

29,4

16,6

2,3

1,7

100,0

GWh

20.889

12.407

8.481

27.700

17.489

8.895

144

1.173

48.589

2004

%

48,5

28,7

19,8

51,5

35,4

14,0

0,0

2,0

100,0

3 Chile

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenStromübertragung und –verteilungDas Stromversorgungssystem gliedert sich in zwei großeVerbundnetze im Norden (Sistema Interconectado del Norte Grande-SING) und im Zentrum (SistemaInterconectado Central-SIC) des Landes mit jeweilsmehreren Stromerzeugern und Verteilungsunternehmenund in zwei territoriale Netze bzw. Versorgungsinseln imSüden (Sistema Eléctrico de Aysén in der XI. Regionund Sis-tema Eléctrico de Magallenes in der XII.Region), die vertikal integriert von jeweils einem EVUbetrieben werden.

Das nördliche Verbundnetz SING basiert fast aus-schließlich auf thermischen Kraftwerken, während imsüdlichen SIC vor allem auf Wasserkraft beruhendeErzeugungskapazitäten angesiedelt sind (61% der ge-samten Leistung). In 2005 stammten zwei Drittel desStroms im zentralen Verbundnetz aus Wasserkraft, derRest aus thermischen Erzeugungsanlagen (gegenüber42,5% für letztere in 2004). Die Spitzenlast im SIC lagin 2005 bei 5.764 MW und damit um 5,8% über demVorjahr. Im Verbundnetz SING stieg die Spitzenlast in2006 deutlich auf 1.676 MW. Die Bruttostromer-zeugung nahm dort um 4,6% auf 13.236 GWh zu, der Stromverkauf um 4,1% auf 12.029 GWh (davon10.774 GWh für nicht-regulierte und 1.256 GWh fürregulierte Kunden). Rund 50% des Stromaufkommensstammte aus Kraftwerken, die mit Kohle oder anderenfesten Brennstoffen befeuert wurden, weitere 48,4%aus Erdgaskraftwerken. Der Rest teilte sich auf Diesel(0,7%), Schweröl (0,5%) und Wasserkraft (0,5%).

Die Versorgung im SING dient vor allem den Berg-bauunternehmen und damit vorrangig nicht-reguliertenKunden, während im SIC in erster Linie Tarifkunden(private Haushalte und andere Kunden mit weniger als500 kW Anschlussleistung) beliefert werden. DasÜbertragungsnetz im SIC erreicht 92,3% der gesamtenchilenischen Bevölkerung, im Einzugsbereich des SINGleben dagegen nur gut 6% der Gesamtbevölkerung.Die Erzeugungskapazität im SIC wuchs in 2005 um5% gegenüber dem Vorjahr. Von den 8.260 MW entfielen 56,8% auf Wasserkraftwerke, der Rest aufthermische Erzeugungsanlagen.

Die Stromerzeugung in den Inselnetzen von Magallanesberuht ausschließlich auf Gas- und Dieselmotorensowie Gasturbinen. Die Stromübertragung auf derHöchstspannungsebene wird vor allem durch eine vonNorden nach Süden verlaufende 220-kV-Trasse sicher-gestellt, die alle wesentlichen Verbrauchszentrenerreicht. Etliche Landesteile sowie auch vorwiegend dieKüstenregion sind jedoch nur an Mittel- und Nieder-spannungsleitungen angeschlossen.

41

Kapazität

MW

3.596

8.260

34

65

11.955

Spitzenlast

MW

1.566

5.764

19

41

8.390

Verbundnetz

SING

SIC

Aysén

Magallanes

Gesamt

StromabsatzRegulierte Kunden

GWh

1.159

25.015

92

156

26.422

Nicht-regulierte Kunden

GWh

10.401

10.880

0

33

21.313

Gesamt

GWh

11.560

35.895

92

190

47.736

Anteil anGesamtbevölk.

%

6,15

92,28

0,61

0,96

100,00

Brutto-Stromerzeugung

GWh

12.657

37.965

108

211

50.941

Tab. 4: Installierte Brutto-Leistung, Spitzenlast, Erzeugung und Stromabsatz in den Verbundnetzen (öffentliche Versorgung) in 2005; Chile; MW, GWh

3 Chile

3 Für nähere Informationen siehe www.endesa.cl.4 Für nähere Informationen siehe www.chilectra.cl.

StromverbrauchDer Stromverbrauch betrug im Jahr 2005 knapp47.800 GWh, dabei zeigte sich eine deutliche Dominanzdes industriellen und des Bergbau-Sektors. Etwa dieHälfte des Stromabsatzes erfolgte durch Verteilungs-unternehmen an die 4,7 Mio. regulierten Verbraucher,der Rest geht an Großverbraucher, die ihren Strombe-zug unmittelbar mit den Erzeugern verhandeln. Für diekommenden Jahre wird insbesondere auf dem nicht-regulierten Strommarkt (d.h. bei den Großverbrauchern)von einem starken Zuwachs ausgegangen. Der Ver-brauchsanstieg im Absatzmarkt des Verbundnetzes SIClag bei 4,5% gegenüber dem Vorjahr und damit unter-halb des langjährigen Mittels von etwa 7% pro Jahr.

StrompreiseZu den Erzeugungskosten addieren sich im Mittel etwa10% für den Stromtransport über das Verbundnetz.Etwa 50% der Strompreise für Tarifkunden entfallenauf Erzeugung und Übertragung.

Die Grenzpreise stiegen bedingt durch die Gaskrise in 2006 und Anfang 2007 zeitweise auf bis zu 160US$/MWh. Im Mittel lagen sie in 2006 bei etwa35US$/MWh. Die Bezugspreise der Verteilungsunter-nehmen liegen derzeit bei ca. 57US$/MWh für Energieund zwischen 7 und 8US$/kW/Monat für Leistung.

3.2 Marktakteure

Stromproduzenten Etwa 90% der installierten Erzeugungsleistung befindetsich in der Hand von Privatunternehmen. Von den rest-lichen 10% befindet sich ein erheblicher Anteil imBesitz der staatlichen Kupfergesellschaft Codelco. Ins-gesamt sind in Chile 31 Stromerzeuger, 5 Übertragungs-unternehmen und 36 Stromverteiler tätig.

Endesa und AESGener Chiles größter Stromproduzent mit einem Marktanteilvon knapp 40% ist Endesa (Empresa Nacional de Electricidad), die über die Holding Enersis zur gleich-namigen spanischen Gesellschaft Endesa gehört.3

Endesa betreibt fast sämtliche Wasserkraftwerke imLand. Zur selben Holding gehört auch das Verteilungs-unternehmen Chilena de Electricidad (Chilectra), das inder Hauptstadtregion tätig ist und mit rund 1,35 Mio.Kunden (Anfang 2007) etwa 45% des gesamten Marktesbzw. knapp die Hälfte der Bevölkerung bedient.4

Zweitgrößter Erzeuger ist AESGener mit einem Markt-anteil von knapp 30% (inkl. Tochtergesellschaften), dermehrheitlich von der amerikanischen AES beherrschtwird. Drittgrößter Erzeuger ist das UnternehmenColbún mit überwiegend chilenischem Kapital.

NetzbetreiberAuch die Übertragungsnetze, die Strom von den Erzeu-gern zu Verteilungsunternehmen oder direkt zu End-kunden transportieren, befinden sich in privater Hand.Eigentümer von etwa 80% aller Übertragungsnetze istdie Firma Transelec, die im August 2006 von der kana-dischen Gesellschaft Hydro Quebec an ein Konsortiumprivater Investoren veräußert wurde.

42

3 Chile


5 Für nähere Informationen siehe www.edelaysen.cl.6 Für nähere Informationen siehe www.edelmag.cl.7 Die Stromtarife für regulierte Kunden werden zweimal jährlich (April/Oktober) von der CNE festgelegt.8 Vorhaben mit geringen Umweltauswirkungen müssen lediglich eine weniger aufwändige Umweltbewertung vorlegen.

Lastverteilzentren Die Koordinierung innerhalb der zwei großen Übertra-gungssysteme SING und SIC wird von jeweils einemLastverteilungszentrum (Centro de Despacho Económicode Carga – CDEC) vorgenommen, einer autonomenBehörde, die sich aus Vertretern aller Versorgungs-unternehmen im jeweiligen Verbundnetz zusammen-setzt. Das CDEC-SING besteht seit Mitte 1993, dasCDEC-SIC wurde am 31.5.1999 gegründet.

Akteure in den verschiedenen Verbundnetzen Im Verbundnetz SING, das die nördlichsten Ver-waltungsregionen I und II bedient, sind sechs Stromer-zeuger tätig, die auch Übertragungsleitungen betreibenund zu 90% Großverbraucher beliefern, sowie einreines Übertragungsunternehmen (Transelec Norte).Daneben gibt es im Gebiet von SING auch nicht in dasVerbundnetz integrierte Hochspannungstrassen, vorallem für den Bergbau.

Im Verbundnetz SIC, das von Taltal im Norden bis zurInsel Chiloé im Süden reicht, waren Ende 2005 zehnStromerzeuger und drei Übertragungsnetzbetreibertätig. Dieses zentrale Netz versorgt über 90% dergesamten Bevölkerung des Landes.

Tab. 5: Stromerzeugung in den Verbundnetzen Chiles; 2001-2005; GWh

Das Versorgungsnetz von Aysén (Sistema de Aysén)wird von dem vertikal integrierten UnternehmenEDELAYSEN bedient.5 Das Versorgungsnetz vonMagallanes (Sistema de Magallanes) ist in unabhängigeSubsysteme für die drei Bevölkerungszentren unter-gliedert (Puerto Natales, Puerto Porvenir und PuntaArenas), die jeweils von dem vertikal integriertenUnternehmen EDELMAG bedient werden.6 Außerdemwird auf der Osterinsel ein sehr kleines Versorgungs-netz unterhalten, dessen Betreibergesellschaft der staat-lichen Entwicklungsbank CORFO untersteht.

Weitere Akteure

Als regulierende Aufsichtsbehörde und zuständig fürdie Politikgestaltung im Sektor wurde die ComisiónNacional de Energía (CNE) etabliert, die auch über dasPreisgefüge im Erzeugungs- und Verteilungsbereichwacht und von einem Energieminister geleitet wird,der seit kurzem ausschließlich dieses Ministeramtinnehat.7 Zudem wurde die Superintendencia deElectricidad y Combustibles (SEC) geschaffen, die dietechnische und finanzielle Leistung der Marktteilnehmerbeaufsichtigt, Konzessionsanträge bearbeitet, Informa-tionen zur Festlegung der Tarife aufbereitet und einestatistische Datenbank unterhält. WettbewerblicheKonflikte werden durch eine Kartellbehörde entschieden,die allerdings in der Vergangenheit wenig gegen die offenkundige vertikale Reintegration auf dem chilenischen Elektrizitätsmarkt unternommen hat.

Die Nationale Kommission für Umwelt (CONAMA)ist für die Bewertung von Umweltverträglichkeits-prüfungen von Projekten im Elektrizitätssektor ent-sprechend dem Gesetz 19.300 von 1994 und für dieErteilung von Umweltgenehmigungen zuständig.8

43

2001

9.851

30.765

77,7

170,4

40.865

2002

10.400

31.971

86

177

42.634

2003

11.424

33.708

89

185

45.406

2004

12.330

36.259

97

196

48.881

2005

12.657

37.915

108

211

50.891

Verbundnetz

SING

SIC

Aysén

Magallanes

Gesamt

3 Chile

9 Das Gesetz wurde in wesentlichen Teilen durch eine Verordnung von 1998 ergänzt und aktualisiert: Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos. Decreto Supremo No. 327, Ministerio de Minería, Publicado en el Diario Oficial del 10 de septiembre de 1998.

10 Diese unregulierten Kunden waren in 2001 für rund 55% des gesamten Stromverbrauchs verantwortlich.44

Ministerium für öffentliche Arbeiten Das Ministerium für öffentliche Arbeiten (Ministeriode Obras Públicas) vergibt Wasserrechte unter Berück-sichtigung der im Wassergesetz von 1981 festgelegtenPrinzipien. Danach werden befristete und in der Regelkostenlose Nutzungskonzessionen an jede Privatpersonoder -gesellschaft erteilt. Eine Pflicht zur Nutzungbesteht allerdings nicht. Diese Regelung hat dazu beigetragen, dass sich insbesondere Endesa in weitenLandesteilen Wasserrechte gesichert hat, ohne dieseaktuell zur Stromerzeugung zu benötigen.


Bereits in den frühen 1980er Jahren wurden die ehemalsstaatlichen Stromversorgungsunternehmen horizontalund vertikal entbündelt und anschließend privatisiert.Dem Staat kommt vorwiegend eine regulative undkontrollierende Funktion zu, die von der ComisiónNacional de Energía wahrgenommen wird. Eine staat-liche Planung für den Stromerzeugungssektor findetnicht statt. Allerdings erstellt CNE jährlich einen Indi-kativplan (Plan indicativo de obras) für den erwartetenKraftwerksausbau aufgrund von Bedarfsanalysen.Dieser Plan ist ein Instrument zur Preisbestimmung(Knotenpreis) und enthält keine Verpflichtung zurUmsetzung.

Wettbewerbliche Marktordnung Freier Wettbewerb bei Stromerzeugung und ein garan-tierter Netzzugang wurden mit dem Elektrizitätswirt-schaftsgesetz von 1982 festgeschrieben.9 Erzeugungs-lizenzen sind nicht erforderlich. Allerdings konntenkleine Anlagen mit unter 20 MW Leistung in der Ver-gangenheit nicht am Strommarkt teilnehmen, weil nurAnlagen ab einer Mindestgröße im CDEC repräsentiertwaren. Übertragungsleitungen können von jedermanngebaut und besessen werden. Sofern die Netzkapazitätenes zulassen, müssen die Netzbetreiber den Stromtrans-port zur Durchleitung an Verbraucher oder zum Ver-kauf auf dem Spotmarkt hinnehmen. Allerdings habenunzureichende Regelungen zur Bestimmung der Trans-portkosten in der Vergangenheit mehrfach zu Disputen

geführt. Wenn aufgrund zusätzlicher Stromüber-tragungen Netzverstärkungen erforderlich sind, mussdie hiermit verbundene Kostenlast und deren Verteilungzwischen Nutzern und Netzbetreibern verhandeltwerden.

Konzessionen für Stromverteiler Die Stromverteilung und der Verkauf von Strom anTarifkunden werden als öffentliche Dienstleistungenmit Monopolcharakter betrachtet, für deren Durch-führung eine Konzession des Wirtschaftsministeriumserforderlich ist. Im Gegenzug haben Verteilungsunter-nehmen die Pflicht, Kunden mit Strom zu versorgen,die an ihr Versorgungssystem angeschlossen sind odersich in ihrem Dienstleistungsbereich befinden. Einexklusives Versorgungsrecht für bestimmte Regionenwird jedoch mit der Erteilung von Konzessionen nichtzugestanden, sodass sich teilweise die Versorgungsge-biete der Verteiler überschneiden. Ein sicherer Strom-bezug wird durch mehrjährige Verträge zwischen denErzeugern und den Verteilern gewährleistet.

Freie Versorgerwahl Großverbraucher mit einem Leistungsbedarf von mehrals 2 MW können ihren Strombedarf zu frei verhandeltenPreisen direkt bei den Produzenten oder Verteilern ein-kaufen.10 Umgekehrt können Stromerzeuger ihren Stromaußerdem an das jeweilige Lastverteilungszentrum imVerbundnetz (Centro de Despacho Económico deCarga – CDEC) zu stündlich ermittelten marginalenKosten abgeben (Spotmarkt). Erzeuger von erneuerbaremStrom aus Anlagen von weniger als 9 MW könnendiesen außerdem zu regulierten Preisen (Precios deNudo) an die Verteilungsunternehmen veräußern. GroßeErzeuger traditionell erzeugten Stroms bieten diesenüblicherweise den Verteilungsunternehmen zum Aus-schreibungspreis bzw. zum Grenzkostenpreis an. MittlereVerbraucher mit einer Anschlussleistung zwischen 500 kW und 2 MW können zwischen festen Tarifenund frei vereinbarten Preisen wählen. Eine freie Versor-gerwahl für Tarifkunden besteht nicht.

3 Chile


11 Gesetz 20.018, Ley Corta II.

Regulierte Stromtarife Beim Stromverkauf an Kleinverbraucher (< 0,5 MW)sind staatlich festgelegte maximale Stromtarife zuberücksichtigen. Diese regulierten Tarife basieren aufden Einkaufspreisen der Verteilungsunternehmen, diehalbjährlich festgelegt werden und auf einem ValorAgregado de Distribución (VAD), der die Investitions-und Betriebskosten des Verteilungsnetzwerks umfasstund alle vier Jahre neu bestimmt wird. Zudem müssenbei der Festlegung des Einkaufspreises der Verteiler dieBerechnungen der Regulierungsbehörde mit den aktu-ellen Marktpreisen verglichen werden. Sofern der kalkulierte Preis mehr als 10% über oder unter demReferenzwert des freien Marktes liegt, müssen Anpas-sungen vorgenommen werden.

Für elektrische Inselsysteme mit einem Leistungsbe-darf von 1,5 MW oder weniger ist gesetzlich die Ver-einbarung von maximalen Tarifen zwischen der lokalenVerwaltung und dem Verteilungsunternehmen vorge-schrieben.

Neues Elektrizitätsgesetz Zwischen Anfang 1998 und Mai 1999 kam es durcheine extreme Trockenperiode zu einer weit reichendenVersorgungskrise und zu Rationierungen in der Stromver-teilung, die durch Mängel im Management der Ener-gieversorger, ungenügende rechtliche Bestimmungenund Fehler bei der staatlichen Aufsicht verstärktwurden. Als Konsequenz daraus wurde 1999 eineNovelle des Elektrizitätswirtschaftsgesetzes (Ley 19.613)auf den Weg gebracht, das unter anderem der SEC dieMacht zusprach, die Energieversorger verstärkt zubeaufsichtigen und bei der Verletzung von Versor-gungspflichten Strafgelder zu verhängen. Etliche Passagen des Gesetzes wurden allerdings als nicht ver-fassungskonform zurückgewiesen.

Nach mehrjährigem Diskussionsprozess wurde deshalbim Januar 2004 im Senat und Parlament eine weitereÄnderung des Elektrizitätsgesetzes verabschiedet(Gesetz 19.940, Ley Corta I). Es regelt die Verbindungder Verbundnetze und schreibt die Verantwortlichkeitenbei einem Ausfall der Versorgung fest. Außerdem wird

neu bestimmt, dass auch die Verteilungsunternehmenangemessen die Übertragungskosten mit zu tragenhaben, die vormals nur den Erzeugern angelastetwurden. Die Nutzung der Verteilungsnetze durchStromproduzenten zur direkten Belieferung vonGroßabnehmern wurde neu geregelt. Die Leistungs-grenze für freie Stromkunden ohne regulierte Tarifewurde auf 500 kW abgesenkt. Zugleich wurde dieAbnehmerseite in Konfliktfällen gestärkt, so z.B. beiwirtschaftlichen Ausfällen wegen unterbrochenerStromversorgung, wofür in der Vergangenheit nur eineunzureichende Kompensation zugestanden wurde.Außerdem schafft das Ley Corta I grundlegende Voraussetzungen für die Integration (nicht-konventio-neller) erneuerbarer Energien in den Strommarkt.

Mit der zweiten Änderung des Elektrizitätsgesetzes11,die im Mai 2005 in Kraft trat und eine Reaktion auf dieVersorgungskrise als Folge der argentinischen Be-schränkungen beim Export von Erdgas darstellt, wurdendie Grundlagen zur weiteren Entwicklung des Energie-sektors durch regulatorische und ökonomische Anreizefür Privatinvestoren von Erzeugungsanlagen gelegt.

Verteilungsunternehmen müssen nun öffentliche Aus-schreibungen für Stromlieferungen durchführen, diezur Deckung der Nachfrage auf dem regulierten Marktdienen. Hierzu werden Verträge mit langfristiger preis-licher Bindung abgeschlossen, die den Erzeugern eineerhöhte Investitionssicherheit bieten. Diese gesetzlicheÄnderung hat dazu beigetragen, dass mittlerweiseInvestoren für rund 60 neue Erzeugungsprojekte miteiner Gesamtkapazität von 11.800 MW und einemInvestitionsvolumen von 12 Mrd. US$ ihr Interessebekundet haben.

45

3 Chile


Das neue Elektrizitätsgesetz (Ley Corta I) hat den Einsatz erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung inAnlagen mit weniger als 20 MW erleichtert. Dadurchsollte insbesondere lokalen Unternehmen der Eintrittin den Strommarkt ermöglicht werden. Kernpunkteder Neuregelung sind:

• Jeder Eigentümer von Erzeugungsanlagen auf der Basis erneuerbarer Energien kann seinen Strom am Spotmarkt zu aktuellen Grenzkosten verkaufen und den Leistungsüberschuss zum Knoten-leistungspreis. Durch die neue Gesetzgebung hat sich die Rentabilität vor allem kleiner Wasser-kraftanlagen erheblich verbessert. Außerdem wurden Bedingungen für die Vergütung von Strom aus Erzeugungsanlagen, die nicht mehr als 9 MW ins Netz einspeisen, festgelegt. Diese können wahlweise einen Preisstabilisie-rungsmechanismus (Vergütung zum Knotenpreis) beanspruchen.

• Netzbetreiber auf Verteilungsebene haben die Pflicht, Erzeugungsanlagen bis 9 MW an ihr Netz anzuschließen.

• Eine völlige Befreiung von Übertragungsentgelten (Hochspannungsebene) besteht für Stromeinspei-sungen aus nicht-konventionellen Energien bis zu einer Leistung von 9 MW, eine teilweise Kosten-entlastung für Anlagen zwischen 9 und weniger als20 MW. Im oberen Leistungssegment variieren dieTransportkosten zwischen 0 und 100% je nach einspeisender Erzeugungskapazität.

Mit der Gesetzesänderung Ley Corta II von 2005 wurdezudem ein exklusiver Markt für erneuerbaren Stromgeschaffen, wobei die Preiskonditionen ähnlich denensein sollen, die die vertragliche Grundlage zwischenErzeugern und Verteilungsunternehmen bilden.

Zur Umsetzung der Regelungen im Ley Corta I tratAnfang 2006 die Verordnung DS 244 in Kraft. Zudemwurden zwischenzeitlich technische Normen für denNetzanschluss kleiner Stromerzeuger an das Verteilungs-netz aufgestellt.

Im April 2007 wurde dem Parlament ein Gesetzesent-wurf zur Förderung erneuerbarer Energien vorgelegt,der ab 2010 einen Anteil von jährlich 5% Strom aus(nicht-konventionellen) erneuerbaren Energiequellenan der Gesamterzeugung vorsieht. Bei Nichterfüllungder vorgegebenen Quote sind Strafen zu zahlen. Dieentsprechenden Strommengen können entweder durchdie Stromerzeuger selbst bereitgestellt oder zugekauftwerden und müssen nachgewiesen werden. Entsprechenddem Entwurf müssten in 2010 insgesamt 250 MW Leistung auf Basis erneuerbarer Energien bereitgestelltwerden, 2011 würde die Leistung bereits bei 350 MWliegen.

Förderung durch die chilenische EntwicklungsbankCORFOCORFO und CNE haben 2005 in einem Vertrag ver-einbart, Projekte bis 20 MW zur Stromerzeugung aufBasis erneuerbarer Energien im Rahmen von Wettbe-werben zu fördern (Programa Todo Chile), unter anderemauch solche Vorhaben, die sich für den CDM-Zertifi-katehandel eignen. Die Förderung besteht aus einemZuschuss zu den Vorinvestitionsaufwendungen, z.B. zuStudien (Potenzialermittlung, Bauentwürfe, ökono-mische und ökologische Analysen) oder für die technischeBeratung. Für Investitionen von 400,000 US$ bis 2 Mio. US$ beträgt die Förderung bis zu 50% derKosten, mit einem Deckel von max. 5 Mio. US$ proUnternehmen. Bei einer Investition von mehr als 2 Mio. US$ beträgt die max. Förderung 50.000 US$pro Unternehmen und bis zu 50% der Kosten.

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3 Chile


12 Ley sobre concesiones de energía geotérmica, Ley No. 19.657, Ministerio de Minería, Publicado en el Diario Oficial del 7 de Enero de 2000.13 Reglamento identifica fuentes probables de Energía Geotérmica, Decreto No. 142, Ministerio de Minería, Publicado en el Diario Oficial del

28de Junio de 2000.14 Im Rahmen der deutsch-chilenischen Regierungsverhandlungen 2007 ist vorgesehen, das Projekt um weitere drei Jahre zu verlängern.

In der ersten Ausschreibung im Juli 2005 wurden 75 Projekte eingereicht, 46 davon ausgewählt: 11 zurStromerzeugung auf der Basis von Biomasse (Holz undorganischer Müll), 12 Windenergie-, 22 Wasserkraft-und ein Geothermieprojekt. Die Unterstützung vonCORFO beläuft sich auf insgesamt 1,32 Mio. US$. Die Wasserkraftprojekte setzen sich alle mit der Reak-tivierung bzw. Erweiterung bestehender Anlagen auseinander.

Eine zweite Ausschreibung wurde im April 2006gestartet (Einsendeschluss war am 26.6.06). Nach einerersten Auswertung wurden diesmal 89 Projekte einge-reicht, davon 38% Windenergie- und 24% Kleinwasser-kraftprojekte. 57 Projekte haben die Auswahlkriterienerfüllt. Ergebnis: 40 geförderte Projekte, davon 16 Wind-energie-, 18 Kleinwasserkraft-, 6 Biomasse-/Biogas-projekte mit einem Fördervolumen von 1,3 Mio. US$.Die Gesamtleistung der insgesamt 86 geförderten Pro-jekte wird auf ca. 600 MW geschätzt.

Aufgrund der großen Erfolge wurde im Januar 2007ein dritter Wettbewerb ausgeschrieben, der Ende Aprilzu Ende ging. Auch diesmal haben sich über 80 Pro-jektentwickler und potenzielle Investoren beteiligt.

CNE hat zur Projektbeurteilung eine Comisón TécnicaAsesora gebildet. CORFO vergibt außerdem im Rahmenseiner Zwischenfinanzierung für Umweltprojekte überkommerzielle Banken niedrigverzinste Kredite fürjeweils bis zu 5 Mio. US$.

Regelung für Geothermie Im Bereich der Geothermie wurde im Januar 2000 einGesetz zur Konzessionsvergabe für geothermischeQuellen in Kraft gesetzt.12 Mit diesem Gesetz sollenin- und ausländische Investitionen in diesem Energie-sektor geregelt und gefördert werden. Ferner wurde imJuni 2000 auf dieser Gesetzesgrundlage und auf derBasis von Studien des nationalen Dienstes für Geologieund Bergbau (Servicio Nacional de Geología y Minería– Sernageomin) eine Verordnung mit Festlegungenmöglicher geothermischer Energiequellen erlassen.13

Das Geothermie-Gesetz wird derzeit überarbeitet, umdie Konzessionäre stärker als bisher zu Investitionen zuveranlassen und Spekulationen einzudämmen.

GTZ-Vorhaben In einem zunächst dreijährigen Vorhaben unterstütztdie GTZ seit August 2004 die Nationale Energiekom-mission CNE im Rahmen des Vorhabens “ErneuerbareEnergien in Chile” bei der Integration nicht-konven-tioneller erneuerbarer Energien in die netzgebundeneStromerzeugung.14 Dabei soll vor allem zur Schaffunggeeigneter politischer, gesetzlicher und regulativerRahmenbedingungen beigetragen und das Investi-tionsklima für erneuerbare Energien verbessert werden.

Neben der Entwicklung eines Marktes für Vorhabenauf der Basis erneuerbarer Energien geht es vor allemdarum, die zahlreichen Hemmnisse abzubauen, dieeine Integration der erneuerbaren Energien in denStrommarkt behindern. Das Projekt unterstützt daherdie CNE bei der Erarbeitung von Grundlagen für dieRegulierung der Netzeinspeisung und bei der Ent-wicklung von Förderinstrumenten.

Die GTZ unterstützt private Investitionen durch dieErstellung von Potenzialanalysen in den Bereichen Bio-masse, Biogas und Windenergie einschließlich derDurchführung von Windmessungen. Um die Geneh-migungsverfahren zu vereinfachen, erstellt das ProjektLeitfäden für die Umweltverträglichkeitsprüfung vonWindenergie-, Biomasse- und Kleinwasserkraft-Vor-haben. Außerdem untersucht es Finanzierungsmöglich-keiten. Zudem sind verschiedene Fortbildungsmaß-nahmen für Fach- und Führungskräfte aus dem öffent-lichen und privaten Sektor angelaufen.

Eine stärkere Einbindung der Privatwirtschaft in die Vor-bereitung und Umsetzung von Einzelvorhaben wirddurch die Kooperation bei der Durchführung von derzeitvier Machbarkeitsstudien für Windenergie- und Biomas-seprojekte erreicht, bei denen neben den Erkenntnissenüber die technischen und wirtschaftlichen Chancen dieserProjekte in Chile auch der Wissenstransfer zwischendeutschen und chilenischen Fachkräften gestärkt wird.

47

3 Chile

15 Auch die GTZ führt seit 2006 ein Projekt zur Energieeffizienz in Chile durch.16 “Inventory for the Elaboration of the Installations of Non-Conventional Renewable Energies in Chile”.

Finanzielle Zusammenarbeit durch KfWAnlässlich der deutsch-chilenischen Regierungsver-handlungen wurde im Juni 2005 seitens der chilenischenRegierung eine Interventionsstrategie für den BereichEnergieeffizienz/regenerative Energien vorgelegt. Sie fußtauf drei Säulen:

1. Fördermechanismus für Investitionen in regenerative Energieformen (v.a. Biomasse und Wind),

2. Förder- und Risikoabsicherungsmechanismus für geothermische Untersuchungen,

3. Refinanzierungslinie für Investitionen im Bereich Energieeffizienz.

Auf dieser Grundlage wurden die Bereiche regenerativeEnergien und Energieeffizienz als strategische Bereicheder künftigen Entwicklungszusammenarbeit zwischenChile und Deutschland vereinbart. Zu diesem Zweckwurden bislang insgesamt Finanzmittel von 53 Mio.€als Zuschuss bzw. zur Zinsverbilligung zugesagt.15

Clean Development Mechanism Chile hat das Kyoto-Protokoll im August 2002 rati-fiziert. Erste Pilotvorhaben im Rahmen des CleanDevelopment Mechanism sind auf den Weg gebrachtoder befinden sich in der Planung.

Die Funktion der Designated National Authority(DNA) wird von der nationalen UmweltbehördeCONAMA (Comisión Nacional de Medio Ambiente)wahrgenommen. Entscheidungen auf der operationalenEbene werden von einem von CONAMA geleitetenExekutivrat getroffen, dem auch Vertreter des Außen-und Landwirtschaftsministeriums sowie von CNEangehören.

Im August 2006 wurde mit Unterstützung der GTZvon CNE und CONAMA ein CDM-Leitfaden publiziert,der Hilfestellung bei der Realisierung derartiger Pro-jekte bieten soll. Bis April 2007 wurden vom CDM-Exekutivbüro insgesamt 16 chilenische Projekte zurNutzung erneuerbarer Energien registriert, davon vierVorhaben im Bereich Biogas aus der Aufbereitung von

Schweinemist, sechs Vorhaben zur Nutzung von Depo-niegas, vier Projekte zur Nutzung von Biomasse (Holz)und zwei Vorhaben zur Nutzung von Wasserkraft.


1998 wurde eine Bestandsaufnahme zur Nutzung nichtkonventioneller erneuerbarer Energien in Chile ver-öffentlicht.16 Die Anwendung konzentrierte sich bis zudieser Zeit vor allem auf den Einsatz solarthermischerAnlagen.

Zur Stromerzeugung ist in der Vergangenheit von allen(dezentralen) erneuerbaren Energiequellen fast aus-schließlich Solarenergie (Photovoltaik) zur ländlichenElektrifizierung sowie die Kleinwasserkraft (unter 20 MW) zur Anwendung gekommen. In den letztenJahren sind außerdem einige wenige größere Biomasse-anlagen im Bereich der Zelluloseindustrie hinzuge-kommen. Mitte 2007 belief sich der Anteil nicht-konventioneller erneuerbarer Energie (inkl. Wasserkraftunter 20 MW) an der gesamten Stromerzeugungskapa-zität auf 2,4%. In Zukunft wird die weitere Entwicklungbei erneuerbaren Energien wesentlich davon abhängen,wie sich die Energiepreise am Strommarkt entwickeln,welche Preise für die Stromlieferungen an das Verbund-netz erzielt werden können und welche Erzeugungs-kosten dem gegenüberstehen.

Tab. 6: Anteil nicht-konventioneller erneuerbarer Energien an der Erzeugungskapazität; MW, %; Juli 2006

48

Wasserkraft< 20 MW

Biomasse

Wind

Gesamt

SIC

82,4

170,9

0,0

253,3

MW

SING

12,8

0,0

0,0

12,8

MAG

0,0

0,0

0,0

0,0

Aysén

17,6

0,0

2,0

19,6

Gesamt

112,8

170,9

2,0

285,7

Anteil an ge-samter Erzeugungs-

kapazität

%

1,0

1,4

0,02

2,4

Bis Ende 2008 könnten sechs neue (größere) Vorhabenzur Nutzung erneuerbarer Energien in Betrieb sein,darunter mehrere Wasserkraftwerke.

WasserkraftChile verfügt über eine Reihe von Flüssen, die auf-grund der topografischen Gegebenheiten nur einenkurzen Verlauf zwischen Quelle und Mündung insMeer und ein hohes Gefälle aufweisen. Gegenwärtigwerden erst etwa 15% des gesamten Wasserkraftpoten-zials genutzt. Zum Einsatz kommen in der MehrzahlLaufwasserkraftwerke mit oft deutlich unter 100 MWLeistung sowie einige Speicherkraftwerke mit bis zumehreren 100 MW, deren Beitrag zum Stromauf-kommen allerdings deutlich größer ist.

Nach jahrelanger Verzögerung aufgrund von Protestendurch Anwohner und Umweltaktivisten wurde im September 2004 die Anlage Ralco am Fluss Biobio alsgrößtes (Speicher-) Wasserkraftwerk Chiles von Endesain Betrieb genommen. Es ist geplant, das Werk miteiner Kapazität von 570 MW auf 690 MW auszubauen.

Weitere vier große Wasserkraftwerke mit insgesamt2.400 MW werden von Endesa in der Region Aysengeplant und sind hinsichtlich ihrer Umweltverträg-lichkeit und Nachhaltigkeit höchst umstritten.

Erschließbare Standorte Neue erschließbare Standorte befinden sich zumeist inabgelegenen Regionen und würden lange Übertra-gungswege bis zu den Verbrauchszentren erfordern.Aufgrund der verbesserten Konkurrenzfähigkeit gegen-über GuD-Kraftwerken hat sich die wirtschaftlichePosition von Anlagen mittlerer und größerer Leistung(10-100 MW) allerdings in jüngster Zeit deutlich ver-bessert. Auch die Wirtschaftlichkeit von kleinen Anlagenmit Kapazitäten von 1 bis 10 MW hat vor allem auf-grund der neuen Förderregelungen für erneuerbareEnergie (u.a. durch Befreiung von Netznutzungsent-gelten) zugenommen.

Klein- und Kleinstwasserkraft Interessant ist eine Ausdehnung der Wasserkraftnutzungvor allem auch in kleinstem Maßstab zur Versorgungländlicher Regionen oder spezifischer Anwendungen(z.B. Telekommunikation). Gegenwärtig sind 110 derartiger Anlagen mit Leistungen von bis zu 100 kWbei CNE registriert, die sich überwiegend in denRegionen VIII bis XI befinden und eine Gesamtkapa-zität von 3,3 MW sowie eine kombinierte Stromabgabevon jährlich etwa 6,8 GWh aufweisen. Der Markt fürMikroturbinen wird von etwa zehn einheimischen Herstellern bedient.

Erste Studien zeigen, dass vor allem in den südlichenRegionen VIII bis XI ausreichende Wasserressourcenverfügbar sind, um weitere kleine Wasserkraftanlagenzu installieren. Verlässliche Daten über die Potenzialeliegen jedoch nicht vor.

CNE und die regionalen Regierungen setzen derzeitein Programm für Kleinstwasserkraftwerke zur Versor-gung isolierter Kommunen in verschiedenen Regionender Nord- und Südzone im Rahmen des Programms zurLändlichen Elektrifizierung (PER) um. Drei kleineWasserkraftanlagen wurden in indigenen Gemeindenam Fluss Bio-Bio (Region VIII) im Rahmen einesDemonstrationsvorhabens errichtet.17 In der Stadt Pallaco, Kommune Tirúa, wurde im November 2001ein mit UNDP- und japanischer Unterstützung gebautesKleinstwasserkraftwerk in Betrieb genommen. Im Jahr2003 wurden weitere derartige Anlagen in den Ortschaften Rio Grande, Talabre und Socaire in derKommune San Pedro de Atacama installiert.

Außerdem führt CNE mit der Dirección Nacional deRiego eine Potenzialstudie zur Erfassung des Klein-wasserkraft-Potenzials in Bewässerungskanälen durch,die zu interessanten Ergebnissen führen kann. Untersuchtwerden nur Potenziale ab 2 MW, was auf geschätzte200 oder mehr Standorte alleine im Bereich des SICschließen lässt.

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17 Am Oberlauf des gleichen Flusses befindet sich durch Endesa der Ralco-Stausee mit einem 570-MW-Kraftwerk im Bau, der aufgrund der erforderlichen Umsiedlung indigener Gruppen heftig umstritten ist und in Zukunft das größte Wasserkraftwek Chiles sein wird. 49

18 Bei Investitionskosten von etwa 37 Mio. US$.19 CORFO, 1993: Evaluación del Potencial de Energía Eólica en Chile, desarrollado por el Dpto. Geofísica de la Universidad de Chile, 1993.

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Wasserkraftwerk Chacabuquito Im Juni 2003 wurde das Kleinwasserkraftwerk Chacabuquito (etwa 100 km nördlich von Santiagogelegen) des Betreibers Hidroelectrica Guardia Viejamit einer installierten Leistung von 26 MW als erstesProjekt im Rahmen des Prototype Carbon Fund (PCF)anerkannt. Das Vorhaben mit einer Brutto-Stromer-zeugung von 175 GWh/a soll zu Minderungen derCO2–Emissionen von rund 2,8 Mio.t über einen Zeit-raum von 21 Jahren führen. In einem ersten Schritt sindEmissionsminderungszertifikate im Umfang von etwa3,5 Mio. US$ an den PCF verkauft worden.18

In Vorbereitung befindet sich das WasserkraftprojektLa Higuera am Fluss Tinguiririca (VI. Region), dasbereits als CDM-Vorhaben registriert wurde. Es wäremit 155 MW und einer erwarteten Stromerzeugungvon 811 GWh pro Jahr das zweitgrößte Laufwasser-kraftwerk in Chile. Als CDM-Vorhaben registriertwurde ferner das Laufwasserkraftwerk Ojos de Aguasam Fluss Cipreses in der VII. Region mit 9 MW. Eswird von Endesa Eco, Tochterfirma des StromversorgersEndesa, entwickelt. Weitere geplante Laufwasservor-haben im Rahmen des CDM sind das Projekt Hornitosin der V. Region und das Projekt Quilleco in der VIII.Region.

WindenergieTrotz guter regionaler Potenziale spielt die Windenergie-nutzung bislang nur eine marginale Rolle. Die Betonungdes wettbewerblichen Primats mit durchschnittlichsehr geringen Stromerzeugungskosten ließ für Wind-kraftnutzungen in der Vergangenheit nur begrenzteSpielräume, z.B. bei der Versorgung in abgelegenenRegionen zur Ablösung hoher Dieselkosten oder imnicht-elektrifizierten ländlichen Raum. Trotzdem sindAnsätze vorhanden, die Optionen für zukünftigeAnwendungen genauer auszuloten. Aufgrund der Neu-orientierung der chilenischen Energiepolitik, die denerneuerbaren Energien ein stärkeres Gewicht beimisst,und vor dem Hintergrund gestiegener Energiepreisesind auch die Chancen zur baldigen Realisierunggrößerer netzgebundener Windkraftvorhaben erheblichgestiegen.

Erfassung der Windressourcen Erste Studien zur Evaluierung der Windressourcen in derAtacamawüste unter Federführung der UNESCO reichenbis Anfang der 1960er Jahre zurück. 1992 veröffentlichtedie Universität Chile eine Studie zu Windrichtungen und-geschwindigkeiten an 60 meteorologischen Stationen.19

Diese Studie wertete vorhandene Messdaten aus, die aller-dings nur zum Teil anhand inzwischen üblicher inter-nationaler Standards ermittelt wurden.

Im Rahmen eines Vorhabens zur verbesserten Erfassungder Windressourcen im Norden und Zentrum desLandes (III. bis V. Region) wurde Ende 2003 von CNEund der Universidad de Chile eine neue umfassendeStudie vorgelegt, die an das Vorgängerprojekt von1992 anknüpft und sich ebenfalls auf die Datenmeteorologischer Stationen bezieht. Im Ergebniswerden Gebiete ausgewiesen, die für eine eingehendereStandortanalyse in Betracht kommen. In einer zweitenPhase wurde auch die Südregion (VI. bis X. Region)hinsichtlich möglicher Windpotenziale untersucht, indiesem Fall durch das Forschungszentrum für energe-tische Ressourcen (CERE) an der Universität Magallanes.Die Ergebnisse wurden in einer Studie der CNE im Mai2005 publiziert.

Derzeit werden an 10 Standorten Windmessungen imRahmen eines UNDP/GEF-Vorhabens (LändlicheElektrifizierung mit erneuerbaren Energien) durchge-führt, um geeignete Grundinformationen für netzferneProjekte in Küstenlage und auf Inseln zu erhalten. DesWeiteren wurden von der GTZ sowie von CNE /UNDPWindmessungen und Machbarkeitsstudien für größerenetzgebundene Windparks an insgesamt acht Standortendurchgeführt. Die GTZ hat außerdem im Januar undDezember 2006 Kurse zu Windmessungen, Daten-analyse und Ertragsbestimmung durchgeführt und private und institutionelle Anbieter hinsichtlich Stand-ortwahl und Messeinrichtung individuell beraten.

Anfang 2007 wurde von CNE und der UmweltbehördeCONAMA ein mit Unterstützung durch die GTZerstellter Leitfaden zur Umweltbewertung von Wind-kraftprojekten vorgestellt.

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20 Insgesamt gibt es in dieser Region mehr als 32.000 Einwohner ohne Stromversorgung. Im Rahmen dieses Vorhabens wurde mit dem NationalRenewable Energy Laboratory (NREL) auch ein vorläufiger Windatlas für die Insel Chiloé entworfen.

21 Zu ersten Betriebsergebnissen siehe: Nelson E. Stevens (Wireless Energy Chile Ltda.), Isla Tac Power System – First Year Status Report: October 2000 – October 2001; November 2001, www.wireless-energy.cl.

22 z.B. 1999 in der Schule von Agua Fresca südlich von Punta Arenas zur Unterstützung eines Dieselgenerators.

Projekte mit Kleinwindkraft und Wind-Diesel-Systemenim Rahmen des Programms zur ländlichen Elektrifizierung (PER)Drei Pilotprojekte zur Inselversorgung von Dörfern(Puaucho, Isla Nahuehuapi und Villa Las Araucarias) inder IX. Region wurden Anfang 1997 durch CNE undmit US-amerikanischer Unterstützung gestartet. Seitherwerden durch Kleinwindkraftanlagen Haushalte, Schulen, Gesundheitszentren und Kirchen mit Strombeliefert. Einer Studie von CNE zufolge, die imRahmen eines Kooperationsabkommens mit den USAentstand, könnten auf 32 Inseln des Archipels Chiloé in der X. Region mehr als 3.100 und auf den Robinson-Crusoe-Inseln des Archipel Juan Fernández weitere 200 Familien mit Energie aus hybriden Wind-Diesel-Anlagen versorgt werden.20

Ein erstes Demonstrationsprojekt dieser Art wurde aufder Insel Tac in 2001 in Betrieb genommen. In diesemFall werden 82 Wohnhäuser bzw. mehr als 250 Be-wohner, eine Gesundheitsstation und eine Schule durchzwei kleine Windgeneratoren von je 7,5 kW, einen Batteriespeicher für 100 kWh und einen Dieselgeneratorvon 12 kW über ein 15km langes Inselnetz mit Stromversorgt. Das komplette System gehört der Regionalre-gierung. Betrieb und Wartung liegen in den Händendes Stromverteilers SAESA, der einen Stromlieferver-trag über vorerst 10 Jahre unterschrieb und für dietechnische Durchführung einen Vertrag mit der errich-tenden Firma Wireless Energy abschloss.21 Der Strom-tarif mit einem monatlichen Grundpreis von 5,7 US$und einem Arbeitspreis von 0,24 US$/kWh decktlediglich Wartung und Betrieb, nicht jedoch die Aufwendungen für Investitionen in Höhe von rund200.000 US$. Wesentliche Fördermittel kamen ausdem nationalen Fonds zur ländlichen Entwicklung undaus Kooperationshilfe der USA.

Ein weiteres Projekt dieser Art wurde in der KommuneChonchi auf Chilóé im November 2003 eingeweiht. Indiesem Fall werden neun Familien mit jeweils eigenenKleinstwindanlagen versorgt, während 12 Familien ausdrei etwas größeren gemeinschaftlichen Windkraftan-lagen Strom beziehen. Das Projekt erhielt japanischeFördermittel und wird ebenfalls von der Firma Wireless Energy betreut.

Im Februar 2004 startete CNE im Rahmen von PERein internationales Interessenbekundungsverfahren zurAusstattung im Archipel Juan Fernández mit einemWind-Diesel-System sowie zu dessen Betrieb. In diesemFall soll die bestehende teure und von der Kommuneunterhaltene Erzeugung mit Dieselmotoren teilweisedurch Einsatz von kleinen Windanlagen abgelöstwerden. Im Vorfeld wurden an vier Standorten auf derInsel Windmessungen durchgeführt.

Realisiert wurden außerdem von CERE auf regionalerEbene einige Kleinwindprojekte zur Elektrifizierungvon ländlichen Schulen und Bauernhöfen.22

Große WindkraftSeit November 2001 ist der Windpark Alto Bagualesin Betrieb, der sich im Eigentum der Mutterfirma vonEdelaysen, Sociedad Austral de Electricidad (SAESA),befindet und etwa 5km entfernt vom Ort Coyhaiqueliegt. Er hat eine installierte Kapazität von knapp 2 MW,verteilt auf drei Turbinen von jeweils 660 kW, underzielt damit fast 10% der gesamten installierten Kapa-zität im Verbundnetz von Aysén.

Eine erste privat betriebene Windkraftanlage mit 150 kW ist seit Mai 2006 auf der Estancia Flora in derküstennahen Gemeinde Chanco in der VII. Region inBetrieb. Dabei handelt es sich um eine gebrauchteAnlage, die überwiegend der Eigenversorgung dient,aber auch Überschussstrom an das Verbundnetz SICliefert.

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23 Für nähere Informationen siehe www.energiaverde.cl.24 Siehe www.infor.cl.

Bisher nicht realisiert wurden Pläne zur Errichtungeines Windparks von 37,5 MW zur Eigenversorgungder staatlichen Kupfergesellschaft CODELCO. Hierfürwurden an drei Standorten Windmessungen durchge-führt und eine Machbarkeitsstudie erarbeitet. Geprüftwurde auch die Möglichkeit, durch den Verkauf vonCO2-Zertifikaten zusätzliche Einnahmequellen zuerschließen.

Mehrere größere Vorhaben wurden mittlerweile auf-grund der von CORFO sowie GTZ finanzierten Studien näher untersucht. Fünf Windparks in denRegionen III, IV und V mit zusammen 284 MW be-finden sich in der Umweltverträglichkeitsprüfung.Endesa Eco hat mit den Fundamentarbeiten für einen18-MW-Windpark (11x1,6 MW Vestas) in der IV.Region (Canela, Coquimbo) begonnen. Der Windparksoll noch in 2007 ans Netz gehen. Für 2008 ist außer-dem die Inbetriebnahme eines 20-MW-Windparks inder Region VIII geplant.

BiomasseTrotz der land- und forstwirtschaftlichen PrägungChiles steht der Einsatz von Biomasse zur Stromer-zeugung noch am Anfang. In der VII. und VIII. Regionbetreibt Energía Verde S.A., Tochterfirma des Strom-produzenten AESGener, jeweils ein Heizkraftwerk von8,7 MW, das mit Holzabfällen befeuert wird.23

In Zusammenarbeit mit der Umweltbehörde und mitUnterstützung und Finanzierung durch UNDP/GEFwurde im Rahmen der ländlichen Elektrifizierung aufder Insel Butachauques in der Ortschaft Metahue (X. Region) von CNE das Vorhaben “Erzeugung vonelektrischer Energie durch Vergasung von Holzbio-masse” durchgeführt. Installiert wurde eine Anlage mit40 kW, die 31 Familien mit Elektrizität versorgt. DieAnlage wird von einer Kooperative betrieben, dieeigens zu diesem Zweck gegründet wurde. Da das Pro-jekt überdimensioniert ist, wird von CNE die Versor-gung der gesamten Insel mit etwa 100 Haushalten inErwägung gezogen.

In 2006 haben das Forstinstitut (INFOR) und die CNEeine Studie zum Potenzial industrieller Holzabfälle fürdie Stromerzeugung erstellt.24 Dieser landesweitenErhebung ging eine Potenzialstudie über energetischnutzbare Reststoffe aus der holzbe- und -verarbeitendenIndustrie in der IX. und X. Region voraus, die in 2005von GTZ und INFOR durchgeführt wurde.

Eine weitere Studie von GTZ und CNE untersucht dasPotenzial für die Energiegewinnung aus Biogas, dasdurch die Vergärung von organischen Reststoffengewonnen werden kann, die in verschiedenen Wirt-schaftszweigen anfallen.

Außerdem wurde von CNE und CONAMA mit Unter-stützung der GTZ ein Leitfaden zur Umweltverträg-lichkeitsprüfung von Biomasseprojekten erarbeitet.

Solarenergie Chile verfügt über gute bis hervorragende solare Be-dingungen, vor allem im Norden des Landes. 1987 hatdas Solarlabor der Universität Federico Santa Maria einnationales Inventar mit solaren Strahlungsdaten von129 Messstationen veröffentlicht. Die jährlichen Ein-strahlungen in den Regionen I und II zählen zu denhöchsten der Welt.

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25 Die Daten beruhen überwiegend auf einem bereits 1965 an dieser Universität gegründeten Nationalarchiv für solarimetrische Daten.26 CNE spricht davon, dass zwischen 1992 und 1999 sogar ca. 2.500 individuelle PV-Anlagen bei Wohnhäusern, Schulen und

Gesundheitsstationen zum Einsatz gekommen sind.

Tab. 7: Jahresmittelwerte der täglichen solarenEinstrahlung auf eine horizontale Fläche nach Regionen; Chile; kcal/m2 pro Tag25

Photovoltaik Eine der ersten industriellen Photovoltaikanlagen welt-weit ist schon 1972 in der Stadt Antofagasta imNorden des Landes in Betrieb gegangen. Photovoltaik-anlagen kommen insbesondere in Form von Solar-Home-Systemen in abgelegenen Gebieten des Nordensim Rahmen der ländlichen Elektrifizierung zum Ein-satz. Allein zwischen 1995 und 1999 wurden nahezu1.000 Wohnhäuser mit entsprechenden Anlagen aus-gerüstet.26

SolarthermieDie Nutzung solarer Energie zu thermischen Zweckensteckt in Chile bislang noch in den Kinderschuhen. ZurDemonstration der Leistungsfähigkeit wurde deshalb imApril 2007 eine Großanlage auf dem Dach der DeutschenSchule in Santiago eingeweiht, die aus privaten undöffentlichen Mitteln deutscher Geber finanziert wurdeund der Warmwasserbereitung dient. Der Kupferprodu-zent CODELCO unterhält außerdem eine sehr großethermische Anlage zur Erhitzung des Erzes bei der bakteriellen Abscheidung des Metalls. SolarthermischeAnlagen auf Privathäusern sind noch wenig verbreitet.

GTZ- und GEF-Projekte im Rahmen der ländlichenElektrifizierungZwischen 1998 und 2002 führte die GTZ gemeinsammit dem “Centro de Energías Renovables” an der Uni-versität von Tarapaca/Arica und dem landwirtschaft-lichen Beratungsdienst INDAP ein Demonstrations-projekt zur Nutzung von PV-Wasserpumpen in derLandwirtschaft durch. Dabei wurden die Pumpanlagenzur Wüstenbewässerung und Trinkwasserversorgungmit einer Entsalzungsstufe kombiniert. Im Rahmendes Projektes konnten sowohl die Projektpartner fort-gebildet als auch die breite Öffentlichkeit über dieMöglichkeiten des Einsatzes photovoltaischer Pump-anlagen in Bewässerungssystemen informiert werden.

Innerhalb des UNDP/GEF-Vorhabens “Beseitigungvon Barrieren bei der ländlichen Elektrifizierung miterneuerbaren Energien” sollten bis 2005 in der IV.Region von Coquimbo 6.000 PV-Systeme kofinanziertwerden, die auf der Basis von Konzessionsverträgenerrichtet und betrieben werden. In der Region, die bei38.000 ländlichen Haushalten im Jahr 2002 einenElektrifizierungsgrad von knapp 79% aufwies, gab esbereits damals mehr als 1.000 individuelle Solarstro-manlagen. Im Zeitraum 2003 bis 2006 wurden nunweitere 3.100 isoliert liegende Wohnhäuser undAnsiedlungen mit Solaranlagen von jeweils 100 Wp beiGesamtkosten von etwa 3,8 Mio. US$ ausgestattet.Darüber hinaus sollten mehr als 50 Schulen undGesundheitsstationen mit PV-Systemen ausgerüstetund bestehende Solaranlagen verbessert werden.

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Solare Strahlung

(kcal/m2.d)

4.554

4.828

4.346

4.258

3.520

3.676

3.672

3.475

3.076

2.626

2.603

2.107

3.570

1.563

Region

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Región Metropolitana

Antarctica

3 Chile

27 Fundación Chile ist eine gemeinnützige private Gesellschaft mit öffentlicher Beteiligung, die zur Entwicklung anwendungsreifer Produkte für wirtschaftliche Schlüsselsektoren gegründet wurde und enge Beziehungen sowohl zum Privatsektor wie auch zu akademischen Institutionen unterhält.

Geothermie Auch die Geothermie bietet aufgrund der vulkanischenZone, in der Chile liegt, gute Voraussetzungen, wirdbisher jedoch nur in kleinem Maßstab (0,4 MWth) fürrein thermische Zwecke in der Region Metropolitana(Santiago) genutzt.

Geothermische Explorationen Geothermische Explorationen im Rahmen einesKooperationsabkommens zwischen UNDP und derchilenischen Entwicklungsbank CORFO (Corporacónde Fomento de la Producción) begannen bereits 1968 inder nördlichen Zone entlang der Anden, die vulkanischeAktivitäten aufweist. Erkundungsbohrungen bei El Tatiound Puchuldiza zeigten Eignungsmöglichkeiten auchfür die geothermische Stromerzeugung.

Auch in der Zone des mittleren Südens gibt es zahlreicheGegenden, die auf vulkanische Aktivitäten hindeuten.Ende 1999 wurde deshalb ein neues dreijähriges Forschungsprojekt unter Federführung der UniversitätChile in Santiago in Zusammenarbeit mit der Erdölge-sellschaft ENAP in Angriff genommen. Beteiligt warenaußerdem geothermische und geologische Institute ausItalien, Deutschland und Neuseeland. Detaillierte Explo-rationsstudien wurden in den Regionen von Puyehue,Chillán, Copahue und Laguna del Maule durchgeführt.

Erste Anträge zur Erlangung von Vorrechten für geo-thermische Konzessionen wurden im Januar 2001 für23 Standorte auf der Basis der neuen Gesetzgebung ein-gereicht. AESGener plant gemeinsam mit dem PartnerANEP die Errichtung eines 50-MW-Geothermiekraft-werks. Das zuständige Ministerium für Bergbau hat imApril 2004 für 13 Standorte Konzessionen zur weiterenExploration erteilt. Diese Konzessionen sind für maxi-mal vier Jahre gültig, so dass in dieser Zeit Erkun-dungsbohrungen stattfinden müssen.

CNE hat im Rahmen der Energieplanung ange-kündigt, bis 2010 ein geothermisches Kraftwerk miteiner Leistung von 100 MW realisieren zu wollen. Seit 2003 nimmt auch aufgrund der Aktivitäten deutscher Unternehmen die Geothermie im zukünftigenchilenischen Energiemix einen immer höheren Stellen-wert ein.

Ein Gemeinschaftsprojekt zum Transfer von Know-how im Geothermiebereich wird seit Februar 2006gemeinsam von der Fundación Chile27 und der deutschenBundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe(BGR) durchgeführt. Im Rahmen dieses Vorhabens sollauch ein kleines erweiterungsfähiges geothermischesKraftwerk aufgebaut werden. Partner in dem Projektist ferner die chilenische Gesellschaft Geotérmia delPacífico, die am Standort Sierra Nevada über eineErkundungskonzession verfügt. CORFO unterstütztdas Vorhaben finanziell.

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28 Basierend auf einer Gesamtzahl ländlicher Haushalte von 622.500 in 2005. Die aktuellen Statistiken weisen allerdings nur 552.000 Haushalteauf dem Land aus.

29 Nach Angaben einer Studie im Vorfeld des GEF-Antrages von 2001 bilden sogar rund 75.000 Haushalte einen potenziellen Markt für nicht-konventionelle erneuerbare Energien (inklusive solcher, die derzeit bereits durch Dieselgeneratoren versorgt werden). Demnach sind Solarenergie, Biomasse und Windenergie oder Kombinationen daraus die vorrangigen Energiequellen. Die meisten der betreffenden Haushalte befinden sich in den Regionen VIII und X.


Von den rund 15 Mio. Einwohnern leben ca. 15%(rund 2,2 Mio.) auf dem Land. In den ländlichen Re-gionen lag der Deckungsgrad der Stromversorgung1994 bei etwa 59%, während in den urbanen Zentrenfast Vollversorgung erreicht wurde.

Das Programm PER Die CNE rief deshalb Ende 1994 das Programa de Electrificación Rural (PER) ins Leben, das in 2000 miteiner zweiten Phase bis Ende 2005 verlängert wurdeund als Ziel einen Deckungsgrad von 90% vorgab.28

Zwischen 1995 und 2005 wurden im Rahmen vonPER insgesamt rund 144.700 Haushalte entweder andie öffentliche Versorgung angeschlossen oder mitindividuellen Lösungen (zumeist Dieselgeneratoren)ausgestattet, so dass der landesweite Elektrifizierungs-grad bei Auslauf des Programms auf im Mittel 92%stieg, wobei er mit jeweils etwas über 80% in denRegionen III und IV am niedrigsten war. Trotz allerAnstrengungen müssen sich auch nach Abschluss desPER noch gut 44.000 Haushalte landesweit mitKerzen, Kerosin und Batterien begnügen.

Ende 2000 wurde geschätzt, dass sich von den Haus-halten ohne reguläre Stromversorgung voraussichtlich88.420 über das konventionelle Netz versorgen lassen,während rund 48.250 Haushalte mit erneuerbarenEnergien individuell oder mittels kleiner Inselnetzeversorgt werden könnten.29 Darüber hinaus bieten diemit eigenen Dieselgeneratoren versorgten Haushalteweiteres Potenzial für eine Versorgung mit erneuerbarenEnergien, sodass sich insgesamt sogar mehr als 120.000ländliche Haushalte für eine Elektrifizierung auf Basiserneuerbarer Energiequellen anbieten.

Das Programm PER hatte eine stark dezentrale Aus-richtung, indem es den Regionen überließ, geeigneteProjekte auszuarbeiten, zu evaluieren und zu finanzieren.Jedes Projekt wurde einer rigorosen Bewertung unter-zogen, um private Investitionen sowie die korrespon-dierenden Fördermittel zu bestimmen, die an die Erzie-lung positiver sozialer Wirkungen gekoppelt waren.

Eine besondere Rolle kam dabei lokalen Verteilungs-unternehmen zu, die technische Vorschläge unterbreitenmussten. Im Bewilligungsfall wurde für die ländlicheElektrifizierung ein Konzessionsvertrag abgeschlossen,der die Stromversorger seitens der lokalen Verwaltungenverpflichtete, die Versorgung aufzubauen und übereinen bestimmten Zeitraum zu betreiben (mindestens30 Jahre bei Verteilnetzen und mindestens 20 Jahre beiVersorgungen mit erneuerbaren Energien).

Die Investitionskosten für Erzeugungsanlagen undVerteilungsleitungen wurden von den lokalen Re-gierungen (60-70%), den Verteilungsunternehmen(20-30%) und durch die Nutzer (10%) aufgebracht.Die Stromkunden kamen für den Erwerb der Zähler,die Verkabelung in den Häusern und für den Stroman-schluss auf und konnten den hierfür erforderlichen Bei-trag neben ihren regulären Tarifen in Raten abzahlen.

Die öffentlichen Mittel entstammten einem nationalenFonds zur regionalen Entwicklung (Fondo Nacional deDesarrollo Regional – FNDR), der zur Förderung derRegionen durch verschiedene soziale Sektorprojektegeschaffen wurde. Im Rahmen dieses Fonds wurde seit1995 ein Teil der Mittel zur Finanzierung der länd-lichen Elektrifizierung reserviert (FNDR-ER).

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30 Removal of Barriers to Rural Electrification with Renewable Energy, www.renovables-rural.cl.31 Proyecto GEF-PNUD-CNE, Sistemas fotovoltáicos de electrificación para viviendas rurales, Manual para uarios, Julio 2005.32 Proyecto GEF-PNUD-CNE, Sistemas fotovoltáicos de electrificación para viviendas rurales, Guía para monitores, Julio 2005.

GEF-Vorhaben zur ländlichen Elektrifizierung In Verbindung mit der zweiten Phase des ProgrammsPER wird seit Ende 2001 ein UNDP/GEF-Vorhaben30

zur Einführung nicht-konventioneller erneuerbarerEnergien bei der ländlichen Elektrifizierung durchge-führt. In dem bis 2007 laufenden Projekt sollen für iso-lierte Kommunen und vereinzelt liegende Wohnhäuservor allem Klein- und Kleinstwasserkraftwerke, Photo-voltaikmodule (im Norden Chiles, Region IV) undkleine Windkraftanlagen zur Anwendung kommen.Das mit mehr als 6 Mio. US$ an GEF-Zuschüssen aus-gestattete Vorhaben beinhaltet unter anderem die Zertifizierung und Standardisierung von Produkten zurNutzung erneuerbarer Energien (insbesondere PV-Anlagen), die Entwicklung von Trainingsprogrammen,die Durchführung von Großprojekten, die Erfassungder Windressourcen an mehreren netzfernen Standorten(vor allem auf den Inseln der Region De Los Lagos), dieUmwandlung von dieselversorgter Stromerzeugung zuHybridanlagen mit teilweisem Einsatz erneuerbarerEnergien sowie die Einrichtung eines Garantiefonds zurMinderung von Investitionsrisiken. Neben den Ergeb-nissen einzelner Windmessstationen wurden in denletzten Jahren unter anderem Handbücher zum Einsatzvon Photovoltaikanlagen für Anwender31 sowie zumMonitoring32 derartiger Systeme veröffentlicht.

Währungskurs (April 2007): 1.000 Chilenische Pesos (CLP) = 1,39 Euro (EUR)1 EUR = 720 CLP

3.7 Literatur

• CDEC-SIC:Estadísticas de Operación, 1996-2005

• CDEC-SING:Estadísticas de Operación 1996-2006

• Centro de Estudio de los Recursos Energéticosde la Universidad Magallanes (CERE-UMAG):Mejoría del conocimiento y administración de lainformación eólica en Chile – Segunda Etapa,Preparado para la Comisión Nacional de Energía,Informe Final, Mayo 2005

• CERE-UMAG:Mejoría del conocimiento y administración de lainformación eólica en Chile, Segunda Etapa,Punta Arenas, Mayo 2005

• Comisión Nacional de Energía:La Electrificación Rural en Chile, Logros de unprograma social de Gobierno, 1992-2002, Abril 2003

• Comisión Nacional de Energía:Präsentation “Remoción de Barreras para laElectrificación Rural con Energías Renovables”CHI/00/G32, Proyecto Fotovoltaico IV Región deCoquimbo – Chile

• Comisión Nacional de Energía:Programa de Electrificación Rural, 2000-2006

• Comisión Nacional de Energía:Chile: Una Década de Electrificación Rural –1995-2005

• Comisión Nacional de Energía:Guía para evaluación ambiental de proyectos deenergía renovable no convencional:Proyectos Eólicos, Octubre 2006

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3 Chile

• Comisión Nacional de Energía/GTZ:Guía del Mecanismo del Desarrollo Limpio paraProyectos del Sector Energía en Chile, Julio 2006

• Departamento de Ingenieria Eléctrica, Facultadde Ciencias Físicas y Matemáticas Universidadde Chile:Simulación Preliminar de desempeño operacional ycomercial de Centrales de Generación EléctricaGeotermicas y Eólicas, Informe Final, Febrero 2003

• Energética S.A.:Análisis del Sistema Concesional de EnergíaGeotérmica y su Desarrollo Futuro, Diciembre 2005

• Fundación para la Transferencia Tecnológica:Mejoría del conocimiento del recurso eólico en el norte y centro del país, Diciembre 2003(preparado para la Comisión Nacional de Energía)

• Gobierno de Chile:Exploración de Interés Internacional en el proyecto“Sistema de Generación Eléctrico HíbridoEólico/Diesel, Comunidad de San Juan Bautista,Isla Robinson Crusoe, Archipiélago JuanFernández, Chile, Febrero 2004

• Gobierno de Chile:Chile’s Energy Security Policy, November 1, 2006

• Ministerio de Agricultura/Instituto Forestal(INFOR):Disponibilidad de residuos madereros provenientesde la indústria de la Madera entra la IV y XIIregion para uso energético, Enero 2007

• UNDP/Worldbank:Desafíos de la Electrificación Rural en Chile,ESMAP Technical Paper 082, Octubre 2005

• U.S. Department of Energy, Energy InformationAdministration:Country Analysis Briefs – Chile, September 2006

3.8 Kontakte

Botschaft der Republik Chile in Deutschland Mohrenstr. 42 10117 Berlin Tel. +49 (30) 726 203-5 Fax +49 (30) 726 203-603 E-Mail: [email protected] www.embajadaconsuladoschile.de

Ministério de Mineria e Energiawww.minmineria.cl

Empresas Eléctricas A.G.(Vereinigung der Stromverteilungs- und übertragungsunternehmen)Av. El Bosque Norte 0177, oficina 904Las Condes – SantiagoTel. +56 (2) 332 03 16 Fax +56 (2) 231 09 13www.electricas.cl

GTZ-Büro Santiago de Chile Concordia Nr. 2246 Casilla 50.430 Providencia, Santiago de Chile Tel. +56 (2) 33 80 20 E-Mail: [email protected]

Deutsch-Chilenische Industrie- und HandelskammerCámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria Av. El Bosque Norte 0440 of. 601 Santiago de Chile 6760235 Tel. +56 (2) 203 53 20 Fax +56 (2) 203 53 25 E-Mail: [email protected]

Comisión Nacional de Energía – CNE www.cne.cl E-Mail: [email protected]

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Superintendencia de Electricidad y Combustibles –SEC Amunátegui 58 Santiago de Chile Tel. +56 (2) 54 96 000 www.sec.cl

Comisión Nacional del Medio Ambiente – CONAMAObispo Doloso 6 – Providencia Santiago de Chile Tel. +56 (2) 240 56 00 Fax +56 (2) 244 12 62 E-Mail: [email protected] www.conama.cl

Centro de Despacho Económico de Carga delSistema Interconectado Central – CDEC-SIC Teatinos 280 Santiago de Chile Tel. +56 (2) 42 46 300 Fax +56 (2) 42 46 301 www.cdec-sic.cl

Centro de Despacho Económico de Carga delSistema Interconectado del Norte Grande – CDEC-SING General Lagos 0377 Playa Blanca Antofagasta Tel. +56 (55) 247 474 Fax +56 (55) 246 129 www.cdec-sing.cl

Centro de Estudios de los Recursos Energéticos –CERE Universidad de Magallanes (UMAG) Av. Bulnes Casilla 113-D 01855 Punta Arenas Tel. +56 (61) 207 182 Fax +56 (61) 207 184 E-Mail: [email protected]

Deutsche Botschaft in Chile Las Hualtatas 5677 Vitacura Santiago de Chile Tel. +56 (2) 463 25 00 Fax +56 (2) 463 25 25 E-Mail: [email protected] www.embajadadealemania.cl

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4 Costa Rica

4 Costa Rica1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Die thermischen Anlagen beruhen hauptsächlich auf der Verwendung von Diesel.2 Die Verteilungsnetze der Kooperativen zur ländlichen Elektrifizierung sind mit dem SEN verbunden. 3 Quelle: ARESEP.4 Quelle: ARESEP 2006.5 Die BID vergibt unter anderem Kredite in Höhe von 240 Mio. US$ für den Bau der Übertragungsleitungen.

Die Gesamtkosten des Netzes werden auf 320 Mio. US$ geschätzt.


Installierte Kapazitäten Das 4,5 Millionen Einwohner zählende Land verfügtüber keine fossilen Energieressourcen. Die installierteKapazität im Nationalen Elektrizitätssystem (SEN) lagEnde 2005 bei 1.931 MW. Dabei entfielen 67% aufWasserkraft, 21% auf thermische Anlagen1, 9% aufGeothermie und 3% auf Windkraft. Das staatlicheElektrizitätsunternehmen Instituto Costarricense deElectricidad (ICE) verfügt über rund 80% der installiertenKapazität. Private Erzeuger haben einen Anteil vonrund 13%, während die verbleibenden 7% auf Koope-rativen zur ländlichen Elektrifizierung2 entfallen. Diemaximale Nachfrage wurde im Dezember 2005 erreichtund lag bei 1.390 MW.

Tab. 1: Installierte Kapazität; Costa Rica; 2001-2005; MW, %3

Stromerzeugung96% der landesweiten Elektrizitätsnachfrage konnten2005 durch Nutzung erneuerbarer Energiequellengedeckt werden. Thermische Kraftwerke, die 21% derKraftwerkskapazität ausmachen, werden primär als Re-serve für den Fall geringer Niederschläge eingesetztund hatten 2005 einen Anteil von etwas mehr als 3%an der Erzeugung.

Tab. 2: Stromproduktion nach Erzeugungsquellen; Costa Rica; 2001-2005; GWh, %4

StromübertragungDas Übertragungsnetz in Costa Rica basiert auf 230 kV-Hochspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge vonknapp 1.000 km und 138-kV-Mittelspannungsleitungenmit einer Länge von gut 700 km. Im Bereich der Strom-übertragung liegen die Verluste bei rund 4%.

Zu den Nachbarländern bestehen nur geringe Übertra-gungskapazitäten von etwa 80 MW. Eine marginaleVerbesserung der Situation wird durch die Kooperationder zentralamerikanischen Staaten erwartet. Im Rahmendes Projekts SIEPAC, dass von den Staaten Guatemala,El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica undPanama getragen wird, soll bis 2008 durch den Ausbauund die Verknüpfung der Transportnetze ein zentral-amerikanischer Elektrizitätsmarkt geschaffen werden.Der entsprechende Vertrag wurde von sechs Ländernder Region bereits 1999 unterzeichnet. Das Projektwird größtenteils durch die Interamerikanische Ent-wicklungsbank (BID)5 finanziert. Das SIEPAC-Netz sollaus einer zentralen 1.830 km langen 230-kV-Haupt-trasse bestehen. Dadurch dürfte sich die zwischenstaat-liche Netzkapazität in der Region von heute 4% auf10% der Nachfrage erhöhen.

59

Wasserkraft Geothermie Windkraft Thermisch GesamtJahr

2001

2002

2003

2004

2005

MW

1.224

1.262

1.295

1.304

1.304

MW

288

288

395

398

398

MW

1.701

1.758

1.916

1.931

1.931

MW

143

143

161

164

164

MW

46

66

66

66

66

%

72,0

71,8

67,6

67,5

67,5

%

8,4

8,1

8,4

8,5

8,5

%

2,7

3,8

3,4

3,4

3,4

%

16,9

16,4

20,6

20,6

20,6

Wasserkraft Geothermie Windkraft Thermisch GesamtJahr

2001

2002

2003

2004

2005

GWh

5.651

5.963

6.021

6.518

6.568

%

81,7

80,0

79,6

80,8

80,0

GWh

986

1.117

1.144

1.206

1.149

%

14,3

15,0

15,3

15,0

14,0

GWh

179

254

230

255

202

%

2,6

3,4

3,0

3,2

2,5

GWh

99

122

157

83

295

%

1,4

1,6

2,1

1,0

3,6

GWh

6.916

7.456

7.554

8.062

8.215

ElektrifizierungsgradWährend 1970 der Elektrifizierungsgrad erst bei 47%lag, hatten Ende 2005 98% der Bevölkerung Zugangzu Elektrizität. Je nach Region variiert der Elektrifizie-rungsgrad zwischen 80% in der Provinz Puntarenas imSüden des Landes und knapp 100% in der Hauptstadt-provinz San José.

StromverbrauchDie Stromnachfrage in Costa Rica ist in den vergangenenJahren um 4 bis 6% jährlich gestiegen. Der Stromver-brauch hat sich in den vergangenen Jahren wie folgt aufdie verschiedenen Abnehmergruppen verteilt:

Tab. 3: Stromverbrauch nach Abnehmern; Costa Rica; 2002-2005; GWh, %6

StrompreiseDen Stromtarifen liegen pauschal die kurzfristigenGrenzkosten des Kraftwerksparks zugrunde. Im Vergleich zu anderen zentralamerikanischen Staatensind die Elektrizitätspreise aufgrund der Importunab-hängigkeit von Primärenergieträgern stabil und relativniedrig.

Die durchschnittlichen Strompreise für das Jahr 2005lagen für Haushalte bei 5,1€-ct/kWh (33,13¢), für denGewerbesektor bei 9,8 €-ct/kWh (43,89¢) und für denIndustriesektor bei 5,3€-ct/kWh (34,33¢). Eine weitereAusdifferenzierung des Tarifsystems besteht zwischenNormal- und Spitzenlastzeiten und in Relation zurAbnahmemenge. So müssen Haushalte für die ersten200 kWh in Normallastzeiten 4,4 €-ct/kWh (28,60¢)

zahlen, zu Spitzenlastzeiten hingegen 5,3€-ct/kWh(34,50¢). Für jede zusätzliche Einheit Strom werden inSpitzenlastzeiten 9,0 €-ct/kWh (58,00¢) fällig, zu Nor-mallastzeiten hingegen nur 7,4 €-ct/kWh (48,10¢).7

Tendenziell sind die Tarife in den von den Kooperativenbelieferten ländlichen Versorgungsgebieten niedrigerals im Gebiet um die Hauptsstadt San José. Quersub-ventionen bestehen folglich zwischen den städtischenStromkonsumenten und den Konsumenten in ländlichenLandesteilen. Zudem zahlen Kunden mit einem hohenVerbrauch durchschnittlich mehr als Kunden mit niedrigem Stromverbrauch.

ICE hat für das Jahr 2007 bei der Regulierungsbehördeeine Strompreiserhöhung beantragt, die mit einerdurchschnittlichen Preissteigerung von 16,5% gegen-über 2006 deutlich über der Inflationsrate von 9,4%liegt. Bereits im Frühjahr 2005 kam es zu einer mittlerenPreiserhöhung von 17%.

Ausbauplanung Der Zubau von Kapazität wird in nationalen Plänen zurAusweitung der Elektrizitätsproduktion festgelegt, dieetwa alle zwei Jahre von ICE erstellt werden. Diesewerden in Einklang mit dem Nationalen Entwicklungs-plan und dem Nationalen Energieplan formuliert.8

Bei den Berechnungen für den geplanten Kapazitäts-ausbau geht ICE von einem weiteren Bedarfsanstiegzwischen 5,3 und 6% pro Jahr aus.

Der aktuelle Plan zur Ausweitung der Elektrizitätspro-duktion9 vom Januar 2006 hat einen Planungshorizontbis 2025 und soll die Stromversorgung unabhängig vonden Nachbarländern, d.h. unabhängig von möglichenStromimporten, sicherstellen. In der ersten Planungspe-riode von 2006 bis 2010 sollen insgesamt rund 500 MWinstalliert werden, davon 360 MW durch Projekte imBereich der Wasserkraft, 50 MW im Rahmen einesweiteren Windparks und 116 MW durch das thermischeKraftwerk Garabito.

4 Costa Rica

6 Quelle: ARESEP 2006.7 Eine detaillierte Auflistung aller Stromtarife befindet sich auf der Homepage der Regulierungsbehörde ARESEP (www.aresep.go.cr). 8 Plan de Desarrollo Nacional und Plan de Nacional de Energía 2002-2016, Ministerio de Ambiente y Energía.9 Siehe ICE (2006).60

Industrie Beleuchtung GesamtJahr

GWh

165

173

186

192

GWh

6.361

6.715

7.010

7.363

GWh

1.613

1.775

1.922

2.068

GWh

1.862

1.913

1.950

2.046

%

25,3

26,4

27,4

28,0

%

29,2

28,4

27,8

27,8

%

2,6

2,6

2,7

2,6

Haushalte Gewerbe/Andere

GWh

2.720

2.855

2.951

3.056

2002

2003

2004

2005

%

42,8

42,5

43,5

41,5

4 Costa Rica


10 Siehe Gesetz 449 des Jahres 1949. 11 In 9 Wasserkraftwerken werden rund 11% des veräußerten Stroms produziert. Die verbleibenden 89% werden über ICE bezogen.

Das Kraftwerk Garabito sollte ursprünglich bereits2007 fertig gestellt werden. Da Schwierigkeiten beider Finanzierung des Gaskraftwerks aufgetreten sind,wurde der Bau des Projekts jedoch auf unbestimmteZeit ausgesetzt.

Den Planungen bis 2016 entsprechend soll thermischerzeugte Elektrizität in den kommenden Jahren einengrößeren Stellenwert einnehmen. Für die Periode von2010 bis 2015 ist der Bau von drei weiteren thermischenKraftwerken geplant. Werden alle Projekte realisiert,wird nach Berechnungen des ICE der Anteil thermischerKraftwerke an der Gesamtstromerzeugung von heuteknapp 4% auf nahezu 20% anwachsen.

Aufgrund des rasanten Anstiegs der Stromnachfragewurden in den vergangenen Jahren bereits Engpässe in der Elektrizitätsversorgung und eine eventuell not-wendig werdende Rationierung des Stroms befürchtet.Die Situation hat sich durch die nicht absehbare Fertig-stellung des thermischen Kraftwerks Garabito ver-schärft. Es wurde in Erwägung gezogen, die ange-spannte Situation durch die Anmietung von mobilenErzeugungsanlagen zu entschärfen. Vorerst sollen Eng-pässe jedoch durch Elektrizitätsimporte aus demzusammenwachsenden zentralamerikanischen Elektri-zitätsmarkt umgangen werden.

Während für den Planungszeitraum 2006 bis 2010 dieEntscheidung für die Durchführung der Projektebereits gefallen ist, stehen für die Periode 2010 bis2025 mehrere Projekte zur Auswahl, über derenUmsetzung noch nicht endgültig entschieden wurde.Im Bereich Wasserkraft sollen zusätzliche 1.400 MWinstalliert werden, im Bereich Geothermie 70 MWund im Rahmen von Windkraftanlagen 180 MW.

Betrachtet man den Planungszeitraum von 2006 bis2020, so entfallen 53% der gesamten geplanten Kapa-zität von rund 3.000 MW auf Wasserkraft, 38% auf neuethermische Kraftwerke, rund 6% auf Windenergie undetwas mehr als 2% auf eine neue geothermischeAnlage.

Neben den Kraftwerksprojekten des staatlichen Elek-trizitätsunternehmens ICE beinhaltet der Plan auch diebereits im Bau befindlichen Projekte privater Investoren.Da der Ausbau des Kraftwerksparks nicht allein vonstaatlicher Seite finanziert werden kann, sind in Zu-kunft verstärkt private Investitionen im Rahmen vonBOT-Verträgen (Build-Operate-Transfer) zu erwarten.

4.2 Marktakteure

Staatliche AkteureDer Strommarkt wird durch das vertikal integriertestaatliche Elektrizitätsunternehmen ICE dominiert,das 1949 gegründet wurde.10 Das Unternehmen ist inden Bereichen Erzeugung, Übertragung, Verteilungund Vermarktung aktiv. Durch das in das Unternehmenintegrierte Nationale Zentrum für EnergiekontrolleCENCE übernimmt ICE zudem die Rolle des System-betreibers.

Das Planungszentrum CENPE – ebenfalls ein Teil vonICE – ist im Rahmen der Pläne zur Ausweitung derElektrizitätsproduktion für die Versorgungssicherheitdurch den Zubau von ausreichenden Erzeugungskapa-zitäten verantwortlich. Außerdem liegt das Monopol aufdie Übertragungsnetze des Landes bei ICE. RegionaleVerteilungsunternehmen und Kunden, die an das Hoch-spannungsnetz angeschlossen sind, können den Servicevon ICE für eine Pauschale von 0,68€-ct/kWh (4,40¢)nutzen. Die Netzentgelte werden von der Regulierungs-behörde ARESEP festgelegt.

Der Stromversorger CNFL (Compañía Nacional deFuerza y Luz) wurde 1941 gegründet. Im Rahmen derNationalisierung des Unternehmens wurden von ICEim Jahre 1968 rund 98% der Unternehmensanteilegekauft. Die übrigen Anteile befinden sich in der Handvon privaten Aktionären. CNFL engagiert sich in denBereichen Produktion11 und Verteilung. Es ist mitlandesweit knapp einer halben Millionen Kunden dasgrößte Verteilungsunternehmen und hatte 2005 einenMarktanteil von 41% in diesem Bereich. Der Versorgerbeliefert die bevölkerungsreichste Region im Einzugs-gebiet der Hauptstadt.

61

4 Costa Rica

12 Siehe Abschnitt “Ländliche Elektrifizierung˝.13 Siehe Gesetze 7789 und 7799 des Jahres 1998.14 JASEC verfügt über eine 19-MW-Wasserkraftanlage.15 Eine ausführliche Auflistung der Vergütung für alle privaten Erzeuger befindet sich auf der Homepage der Regulierungsbehörde

(www.aresep.go.cr).16 Siehe Gesetze 7593 des Jahres 1996.

Private Akteure Vier Kooperativen (Coopelesca, Coope Alfaro Ruiz,Coope Guanacaste und Coope Santos) operieren in länd-lichen Regionen und sind Organisationen ohneErwerbscharakter. Primäres Ziel der Kooperativen istnach dem Gesetz 8345 aus dem Jahr 2003 die länd-liche Elektrifizierung12. Zwei lokale Versorgungsunter-nehmen, JASEC in der Provinz Cartago und ESPH in derStadt Heredia, nehmen eine ähnliche Sonderstellungim Elektrizitätsmarkt des Landes ein13. VornehmlicheAufgabe der lokalen Versorgungsunternehmen ist dieöffentliche Versorgung mit Elektrizität. JASEC wurde1964 gegründet und ist im Bereich Produktion14 undVerteilung aktiv. ESPH besteht seit 1976, ist auf dieBereiche Wasser- und Stromversorgung spezialisiertund versorgt rund 65.000 Kunden in sechs Kantonen.

Zudem gibt es 27 private Erzeuger, die ihren Strom an ICE verkaufen. Die Vergütung für private Erzeugervariiert je nach Anlage zwischen 4,65€-ct/kWh und6,92€-ct/kWh.15

Weitere AkteureDie staatliche Verantwortung im Bereich Energiepolitikliegt beim Umwelt- und Energieministerium MINAE.Das Ministerium leitet den Energierat (Consejo Subsec-toral de Energía), der aus den wichtigsten Institutionenund staatlichen Unternehmen des Energiesektors be-steht. Dazu zählen das Wissenschafts- und Technologie-ministerium, das Ministerium für Planung und Wirt-schaftspolitik, die Regulierungsbehörde ARESEP, dasnationale Erdölunternehmen RECOPE und das natio-nale Elektrizitätsunternehmen ICE. Die Interessen der privaten Stromerzeugungsunternehmen werden von demVerband ACOPE vertreten.

Die Regulierungsbehörde ARESPDie unabhängige Regulierungsbehörde ARESEPwurde 1996 geschaffen16 und ist in erster Linie für dieFestlegung der Durchleitungsgebühren und der Strom-preise verantwortlich. ARESEP legt die Tarife unter Be-rücksichtigung ökonomischer, sozialer und ökologischerAspekte fest. Der Regulierer ist dabei befugt, Abgabenfür die Finanzierung des Netzausbaus und die Unter-stützung einkommensschwacher Bevölkerungsgruppenzu erheben. Eine weitere wesentliche Aufgabe ist zu-dem die Überwachung des Elektrizitätssektors auf allenEbenen. Dazu zählen auch Technik- und Sicherheitsin-spektionen. Der fünfköpfige Vorstand der Regulie-rungsbehörde wird von der Regierung bestimmt undmuss vom Parlament bestätigt werden.


Energie- und ElektrizitätsmarktpolitikTrotz einiger Liberalisierungsansätze zu Beginn der1990er Jahre befindet sich der Elektrizitätsmarktweiterhin zum Großteil in staatlicher Hand. Ein weiter-reichendes Gesetz für die Liberalisierung des Strom-marktes wurde 1998 vom Kongress abgelehnt.

Private ErzeugungMit dem Gesetz 7200 aus dem Jahr 1990 war CostaRica das erste Land Mittelamerikas, das per GesetzRegelungen für die private Stromerzeugung getroffenhat. Ziel der Gesetzgebung war die Senkung der Import-abhängigkeit im Energiesektor und die Nutzung derWasserkraft und anderer regenerativer Energieträger.Private Akteure konnten nach dem Gesetz Elektrizitätauf Basis erneuerbarer Energien erzeugen, wobei derAnteil privater Akteure an der installierten Kapazitätdes Landes 15% nicht überschreiten sollte. Zudemwaren die Anlagen auf eine Größe von 20 MW Leistungbeschränkt und Vertragslaufzeiten von 15 Jahren ver-einbart.

62

4 Costa Rica


17 Der rechtliche Rahmen für Kooperativen wurde im Gesetz 8345 vom 25.03.2003 geregelt.18 Siehe ARESEP, 2004.19 Für einige Windkraftanlagen wurden lediglich steuerliche Anreize gesetzt. 20 Siehe Ley Orgánica del Ambiente 7554 von 1995, Artikel 58.21 Siehe D22-26389 vom 25.03.2003.

Die Regelungen für private Erzeuger wurden mit demGesetz 7508 des Jahres 1995 reformiert und erweitert.Demnach müssen sich bei privaten Erzeugern undKooperativen mindestens 35% des Gesellschaftskapitalsin den Händen costaricanischer Staatsbürger befinden.ICE kauft nun Strom von Anlagen bis zu einer Größevon 50 MW. Der Anteil privater Erzeuger an der instal-lierten Leistung wurde auf 30% erhöht.

Konzessionen für die Stromproduktion werden imRahmen von Ausschreibungen durch die Regulierungs-behörde vergeben. Die Abnahmeverträge wurden von15 auf 20 Jahre ausgedehnt. Diese Regelungen geltengleichermaßen für Kooperativen und für lokale Ver-sorgungsunternehmen.17

Die Genehmigung von privaten Erzeugungsanlagenwurde im Januar 2004 durch die Regulierungsbehördeneu gestaltet.18 Zu den wesentlichen Bestimmungenzählen neben der präzisen Darstellung des Projekts eineöffentliche Anhörung, die Vorlage eines Stromabnahme-vertrags mit ICE und ein Zertifikat des Ministeriumsfür Umwelt und Energie bezüglich der bestandenenUmweltverträglichkeitsprüfung.


In Costa Rica werden für Regenerativstrom keinegesonderten Tarife wie etwa im Rahmen von speziellen Förderinstrumenten gewährt.19 Die Nutzung und Förderung erneuerbarer Energien ist jedoch wichtigesLeitmotiv der nationalen Energiepolitik. So bestätigtder aktuelle nationale Energieplan, dass die Nutzungund Förderung erneuerbarer Energien im Stromsektoreinen wesentlichen Beitrag zum Umweltschutz leistet.Für den Strommarkt wird folglich das langfristige Zielgesetzt, den Anteil erneuerbarer Energiequellen (ohneWasserkraft) auf 15% zu steigern.

Die Förderung erneuerbarer Energien wird zudem inwichtigen Gesetzen des Landes festgeschrieben. Bereitsim Gründungsgesetz des staatlichen Elektrizitäts-unternehmens ICE aus dem Jahre 1949 wurde als

primäre Aufgabe des Unternehmens die Nutzbar-machung der Wasserkraft verankert. Im Gesetz 5961aus dem Jahr 1976 wurde dem ICE das Monopol auf die Untersuchung und Nutzung der Geothermie zuge-sprochen. Das Umweltgesetz aus dem Jahr 1995besagt, dass der Staat dazu verpflichtet ist, die Verfüg-barkeit alternativer Energiequellen zu prüfen und dieNutzung zu fördern, um so ein nachhaltiges wirt-schaftliches Wachstum zu erreichen.20

Die ausschließliche Nutzung der Wasserkraft wirddurch die Regelungen des Dekrets No. 30480 aus demJahre 2002 eingeschränkt, wonach Technologien zurNutzung sonstiger erneuerbarer Energien den Vorzugvor der Wasserkraft erhalten sollen, solange so die negativen Umweltauswirkungen eingeschränkt werdenkönnen. Die Direktive 22 zur Förderung erneuerbarerEnergien aus dem Jahr 200321 präzisiert, dass erneuer-bare Energien außer Wasserkraft im Elektrizitätssektorgenutzt werden sollen, solange dies umweltpolitischvorzuziehen und gleichzeitig ökonomisch praktikabel ist.

In der Deklaration von San Salvador haben die Energie-und Umweltminister Mittelamerikas im Februar 2006den politischen Willen bekundet, den Anteil erneuer-barer Energien im Energieportfolio weiter zu erhöhen.Zudem sollen zukünftig private Akteure eine wichtigereRolle spielen und potenzielle ökonomische Anreizeevaluiert werden.

Clean Development MechanismCosta Rica hat das Kyoto-Protokoll im August 2002ratifiziert. Zuständig für CDM-Angelegenheiten istdas OCIC (Oficina Costarricense de ImplementaciónConjunta), das dem Umwelt- und Energieministeriumangeschlossen ist. OCIC gibt technische Unterstützungund berät private und öffentliche Unternehmen bei derVorbereitung von CDM Projekten. OCIC wurdebereits 1995 im Rahmen des Programms ActivitiesImplemented Jointly, dem Pilotprojektprogramm desKyoto-Protokolls, gegründet.

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4 Costa Rica

22 Die Projektkosten von rund 8,8 Mio. US$ werden zu 76% durch einen Kredit der American Bank for Economic Integration getragen.23 Es handelt sich um die Kraftwerke Cacao, Echandi, Avance, Lotes und Pto. Escondido.24 Es handelt sich um die Anlagen Daniel Gutiérrez (18 MW), Cote (7 MW) und Brasil (5 MW).

Mit der Unterzeichnung des Kyoto-Protokolls wurdefür eine bessere Finanzierung der CDM-Projekte eineaus privaten Akteuren bestehende Organisation, dieAsociación Costarricense de Implementación Conjunta(ASOCIC), gebildet. Die Mitgliedschaft in ASOCICsteht den größten nationalen Unternehmen im privatenund öffentlichen Bereich sowie der Forstwirtschafts-kammer offen. Das OCIC ist ASOCIC in administrativenFragen untergeordnet. Somit stellt die Ausgestaltungder DNA in Costa Rica einen Fall dar, bei dem gewisseKompetenzen ausgelagert wurden, um auf das Know-how privater Institutionen zurückgreifen zu können.

Bis Ende Januar 2007 wurden zwei CDM-Projektebeim UNFCCC (United Nations Framework Conventionon Climate Change) registriert. Im Oktober 2005 wurdedie Anlage Rio Azul zur Deponiegasgewinnung re-gistriert. Die 3,7-MW-Anlage in der Hauptstadt SanJosé befindet sich in Besitz der UnternehmensgruppeSARET, der die Durchführung des Projekts im Rahmeneiner Ausschreibung von CNFL zugesprochen wurde.

Im März 2006 wurde zudem das Wasserkraftwerk Cotemit einer Leistung von rund 7 MW registriert. DieAnlage befindet sich in der nördlichen ProvinzGuanacaste und wird vom staatlichen UnternehmenCNFL finanziert.22 Der produzierte Strom soll in dasnationale Stromnetz eingespeist werden.

Das spanische Stromversorgungsunternehmen UnionFenosa hat im August 2006 die Registrierung des Wasserkraftwerks La Joya mit einer Kapazität von 50 MW bei der spanischen DNA erreicht. Die Regis-trierung bei UNFCCC steht noch aus.


Aus dem aktuellen Plan zur Ausweitung der Elektrizi-tätsproduktion geht hervor, dass für den Zeitraum 2006bis 2025 im Rahmen erneuerbarer Energieträger inerster Linie die Wasserkraft, gefolgt von Geothermie undWindkraft ausgebaut werden sollen. Zu einem geringerenGrad wird die Nutzung der Biomassen, insbesondereaus Biomasse (Bagasse), geplant. Die Solarenergie sollaus Kostengründen hingegen nur eine marginale Rollespielen.

WasserkraftDie Schätzungen des technisch nutzbaren Wasserkraft-potenzials Costa Ricas liegen bei 5.800 MW. Die Nutz-barkeit wird allerdings eingeschränkt, da sich rund 800 MW des identifizierten Potenzials in National-parks befinden und die Wasserkraftnutzung dortgesetzlich verboten ist. Weitere 1.800 MW der poten-ziellen Leistung liegen in Gebieten, die von indigenenVolksgruppen bewohnt werden. Eine Umsetzung vonVorhaben in diesen Regionen wird von ICE als proble-matisch erachtet.

Die installierte Wasserkraftleistung lag Ende 2005 bei 1.304 MW. Rund 75% der installierten Leistungentfallen auf große Wasserkraftwerke (> 50 MW), 20%auf mittelgroße Kraftwerke zwischen 10 und 50 MW-Leistung und die verbleibenden 5% auf kleine Wasser-kraft mit weniger als 10 MW.

Staatliche WasserkraftwerkeDer Wasserkraftwerkspark des staatlichen Elektrizitäts-unternehmens ICE hat rund 1.000 MW Kapazität, diesich maßgeblich aus großen Kraftwerken zusammen-setzen. ICE verfügt dabei über 11 Anlagen, die zwischen1958 und 2002 ihren Betrieb aufgenommen haben undeine Kapazität zwischen 24 und 180 MW besitzen.Zudem ist ICE im Besitz von fünf kleinen Wasserkraft-werken23, die akkumuliert über eine Leistung von5,3 MW verfügen. Das staatliche Unternehmen CNFLbesitzt drei Anlagen, die insgesamt eine Kapazität von73 MW haben.24

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4 Costa Rica


25 Die Studie wurde 1983 vom Schweizer Unternehmen Electrowatt Engineering Services erstellt.

ICE setzt auch in Zukunft auf den Ausbau der Wasser-kraft. 2007 soll mit Cariblanco ein 80-MW-Kraftwerkans Netz gehen, gefolgt von der 128-MW-Anlage Pírrisin 2009/2010. In Planung befindet sich zudem dasWasserkraftwerk Veraguas, dessen Leistung einmal 631 MW betragen soll und somit das mit Abstandgrößte Kraftwerk des Landes wäre. Die vorläufigenMachbarkeits- und Umweltverträglichkeitsstudien ausdem Jahr 2005 haben positive Ergebnisse hervorge-bracht. Bis Ende 2008 soll die Vorbereitungsphaseabgeschlossen werden. Die Gesamtkosten des Projektswerden auf knapp eine Milliarde US$ geschätzt.

Private WasserkraftwerkeDie beiden lokalen Versorgungsunternehmen JASECund ESPH sind Eigentümer einiger kleiner Wasser-kraftwerke, die zusammen eine Kapazität von 22,5 MWhaben. Durch die Fertigstellung des WasserkraftwerksLos Negros konnte ESPH die installierte Leistung um17 MW erweitern.

Von dem Unternehmen Edificadora Beta wurdenKraftwerke für drei Kooperativen des Landes gebaut.Für Coopelesca wurde 1999 eine 8-MW-Anlage und2003 Erzeugungsstätten mit 14 MW bzw. 5 MW inBetrieb genommen. Eine 17,5-MW-Anlage für dieKooperative Coopeguanacaste befindet sich in Bau.2007 soll zudem mit dem Bau eines 15-MW-Kraft-werks für die Kooperative Coopesanto begonnenwerden. Weitere Projekte des Unternehmens sind inPlanung. Die Kooperative Coneléctricas R.L. plant mitdem Bau des Wasserkraftwerks Pocosol die Erweiterungdes Kraftwerksparks um 26 MW. Das 47-Mio. US$-Pro-jekt soll im ersten Halbjahr 2007 in Angriff genommenund bis Ende 2008 fertig gestellt werden. Durch weitereWasserkraftwerke sollen die installierte Kapazität dervier Kooperativen auf 132 MW im Jahre 2010 ausge-baut und somit 80% der Nachfrage in den ent-sprechenden Versorgungsgebieten mittels Wasserkraftgedeckt werden.

Weitere private Akteure verfügten 2005 über Abnahme-verträge mit ICE, die sich zu 127 MW Wasserkraft-leistung summierten. Mit der Fertigstellung der Pro-jekte La Joya (50 MW) und El General (39 MW) im Jahre 2006, die im Rahmen von BOT-Verträgenerrichtet wurden, ist der Anteil privater Erzeugerweiter angestiegen.

Windenergie Das Windenergiepotenzial in Costa Rica wird von derRegierung auf 500 bis 600 MW geschätzt. ICE gehtjedoch davon aus, dass aufgrund bestehender gesetzlicherRestriktionen das tatsächlich nutzbare Windenergie-potenzial bei 274 MW liegt, da sich in den Nationalparksviele geeignete Standorte für die Nutzung der Wind-energie befinden, diese dort jedoch verboten ist. DieWindenergie wird in Costa Rica als geeignete Ergänzungzur Wasserkraft gesehen, da in der Sommerzeit stärkereWinde verzeichnet werden und so die Auswirkungeneventueller Trockenperioden auf die Stromproduktiongemindert werden können. Bereits zu Beginn der 1980erJahre begann ICE mit der Evaluierung des nationalenWindenergiepotenzials. Es liegt eine relativ ungenaueStudie der Windverhältnisse vor, die eine Unterteilungin vier Windgeschwindigkeitsbereiche vornimmt.25

Ende 2006 verfügte Costa Rica über eine installierteWindenergiekapazität von rund 70 MW. Die Windparksbefinden sich mit Ausnahme des 20-MW-Windparksdes ICE in Tejona in privater Hand. Alle vier in Betriebbefindlichen Parks liegen in der Umgebung desArenal-Stausees im Norden des Landes.

Der kleinste Windpark Aeroenergia wurde vom gleich-namigen Unternehmen im Jahr 1998 eingeweiht undhat eine Leistung von 6,4 MW. Die Projektkostenbeliefen sich auf 9,5 Mio. US$. Für ein weiteres Projektwurde bereits 1995 von der Inter-American Develop-ment Bank ein 18,7 Mio. US$-Kredit zur Verfügunggestellt und so weltweit das erste private Windkraft-projekt ohne staatliche Unterstützung realisiert. Der 20-MW-Windpark, der sich aus 55 Anlagenzusammensetzt, ist in der Hand des UnternehmensPlanta Eólica S.A.

65

4 Costa Rica

26 Es handelt sich um den Anlagentyp NEG Micon NM44/750.

Der Windpark Movasa mit einer Gesamtleistung von 24 MW ging ebenfalls 1999 ans Netz. Der Park,bestehend aus 32 Anlagen mit einer Leistung von je750 kW26, gehört ERGA, einer Tochtergesellschaft desitalienischen Energieversorgungsunternehmens ENEL.Der Abnahmevertrag mit ICE beläuft sich jedoch auf20 MW. Bei einer Einspeisung unterhalb der verein-barten Abnahmemengen drohen Strafzahlungen, dieMehrproduktion wird hingegen nicht vergütet.

Im Jahr 2002 wurde der letzte Windpark in Betriebgenommen. Der staatliche Windpark Tejona wird direktvon ICE betrieben. Er besteht aus 30 Turbinen desdänischen Herstellers Vestas mit einer Leistung von je660 kW. Die Windgeschwindigkeiten am Standortliegen durchschnittlich bei 11,7 m/sec. Die Gesamt-kosten des Windparks von 26 Mio. US$ wurden zumGroßteil von ICE selbst getragen (18,8 Mio. US$) undim Rahmen eines Pilotprojekts für CDM-Projekte von dem niederländischen Stromversorger Essent (3,9 Mio. US$) sowie vom GEF (3,3 Mio. US$) unter-stützt. Nach Angaben des Regulierers vom Januar 2007werden die bestehenden Windenergieanlagen mit durch-schnittlich 6,8€-ct/kWh (8,75 US-Cent/kWh) vergütet.

Das Unternehmen CNFL hat bei der Erstellung einesEntwicklungsplans für erneuerbare Energien bereits2004 sechs geeignete Standorte für die Nutzung derWindenergie identifiziert. Mit einer Leistung zwischen3 MW und 20 MW wurde von relativ kleinen Parksausgegangen. Zudem wurden Windmessungen an denStandorten durchgeführt und Kostenabschätzungenvorgenommen. Konkrete Pläne zur Nutzung der Stand-orte lagen bis Ende 2006 nicht vor.

Im Rahmen des Plans zur Ausweitung der Elektrizitäts-produktion für die Jahre 2006 bis 2025 wurde derZubau von weiteren 50 MW Windkapazität bis Ende 2008 geplant. Die Projektvergabe sollte über eine öffentliche Ausschreibung erfolgen, die bis Januar 2007 allerdings noch nicht abgeschlossen war.Auf dem Plan steht für die Folgejahre die Installationvon weiteren 20 MW.

Biomasse Das Potenzial der Biomassenutzung zur Elektrizitäts-gewinnung wird von ICE auf 317 MWe geschätzt. Diein der Zuckerindustrie anfallende Biomasse (Bagasse)soll in Zukunft verstärkt zur Stromproduktion verwendetwerden. Momentan bestehen Verträge für die Aufnahmevon Überschussstrom für die nachfolgenden zwei Anlagen, die auf der Nutzung von Bagasse operieren.

Die Anlage Ingenio El Viejo wird von der 1955gegründeten Zuckerfabrik El Viejo S.A. betrieben undbefindet sich in der Region Guanacaste, im Nordwestendes Landes. Das Heizkraftwerk mit 4 MW Leistungspeist seit 1991 Strom ins Netz ein. Die zweite Anlagenamens Taboga verfügt nach Angaben des Betreibersüber eine installierte elektrische Leistung von 20 MW.Aufgrund der grenznahen Lage wird ein Teil der pro-duzierten Elektrizität nach Nicaragua verkauft. Fürbeide Anlagen bestehen Stromabnahmeverträge mitICE. Nach Angaben von ICE werden von den Betrei-bern Pläne zur Ausweitung der Kapazität erarbeitet.

Die Nutzung von Biogas zur Elektrizitätsproduktionwird bisher nur in dem Pilotprojekt Rio Azul erprobt,das gleichzeitig als erstes CDM-Projekt des Landesregistriert wurde. Die seit 2004 installierte Anlage zurenergetischen Verwertung von Deponiegas hat eine Leistung von 3,7 MW. Abgesehen von Bagasse wirdBiomasse von ICE als “neue erneuerbare Energie” ein-gestuft, die aufgrund technischer und wirtschaftlicherRestriktionen nur begrenzt eingesetzt werden soll.

Solarenergie Costa Rica verfügt über eine mittlere tägliche Sonnen-einstrahlung von maximal 5,0 bis 6,0 kWh/m2, diejedoch starken Schwankungen unterworfen ist. Photo-voltaikanlagen werden in Costa Rica fast ausschließlichzur Elektrifizierung netzferner Regionen verwendet. Dastheoretische Potenzial der Solarenergie in Costa Rica wirdauf 10.000 MW geschätzt. Im Bereich der Forschung istseit 1977 die Nationaluniversität Heredia aktiv. Zudemwird die Nutzung der Solarenergie durch Nichtre-gierungsorganisationen, wie dem costa-ricanischen Solar-energieverband, “Sol de Vida” und CEPRONA, gefördert.

66

4 Costa Rica


27 Für eine detaillierte Aufzählung ausgewählter Solaranlagen in Costa Rica siehe Nandwani, 2006.28 Die Kosten von rund 65 Mio. US$ werden vom privaten Konsortium um Oxbow Power, Marubeni Corp. & José Altmann getragen.

Mit ICE wurde ein Stromabnahmevertrag über 15 Jahre geschlossen.

2006 waren im Land 1.445 Anlagen zur Stromer-zeugung installiert. Fast alle Anlagen werden in dezen-tralen Systemen eingesetzt und verfügen über eineGesamtleistung von schätzungsweise 140 kW. Mit demSolarprojekt San Antonio wurde von ICE eine ersteAnlage zur Einspeisung in das Elektrizitätsnetz inBetrieb genommen. Die 2,4 kW leistenden PV-Modulekönnen jährlich etwa 3 MWh erzeugen. Nach Informa-tionen des ICE sollen aufgrund der gewonnenen Erfahrungen ähnliche netzgekoppelte Anlagen mit insgesamt 500 kW Leistung an weiteren Standortenerrichtet werden.In netzfernen Gebieten hat ICE in Kooperation mit den Kooperativen des Landes fast 1.300 Solaranlageninstalliert. Die Kooperative Coopeguanacaste hat inihrem Versorgungsgebiet 170 weitere Solarsystemeinstalliert. Eine der größten PV-Anlagen wurde auf derInsel Caballo errichtet. Das aus 107 Modulen beste-hende zentrale System versorgt die 200 Bewohner der Insel mit Strom für die Beleuchtung, zum Pumpenvon Wasser und zur Eisproduktion für die Kühlung von Fisch.

Die Nutzung der Solarenergie zur Warmwasserberei-tung steckt noch in den Kinderschuhen. Landesweitsind erst etwa 3.000 bis 4.000 m2 Kollektorflächeinstalliert. Im aktuellen Energieplan hat sich dieRegierung das Ziel gesetzt, die Nutzung von Sonnen-energie für die Erwärmung von Wasser weiter zu unter-suchen. In nur wenigen Fällen wird die Sonnenenergiefür das Destillieren von Wasser verwendet.27

Geothermie Das Geothermiepotenzial des Landes wird in einigenQuellen auf bis zu 900 MW geschätzt. ICE geht hingegen lediglich von 235 MW aus, da bei der Analyse bereits restriktive Faktoren bedacht wurden.Dazu zählt in erster Linien die Tatsache, dass sich eineVielzahl der geeigneten Standorte in Nationalparks imNorden des Landes befindet, der Betrieb von Anlagenan diesen Standorten jedoch gesetzlich verboten ist.Eine Gesetzesinitiative, die den Betrieb von Geothermie-anlagen in Nationalparks ermöglichen sollte, hattebisher keinen Erfolg. Ende 2005 verfügte Costa Rica

über eine installierte Geothermieleistung von 165 MW,mit der rund 15% der Stromnachfrage gedeckt werdenkonnten.

Untersuchungen für die Nutzung der Geothermiewurden in Costa Rica als Reaktion auf die erste Ölkrisebereits im Jahr 1974 initiiert. Die Vorbereitungen fürden Bau eines ersten Geothermiekraftwerks nahe desVulkans Miravalles wurden 1987 in Angriff genommen,bevor sieben Jahre später die erste Anlage Miravalles Imit einer Leistung von 55 MW in Betrieb ging. Imselben Jahr wurde ein zweites Kraftwerk mit demNamen Boca de Pozo und einer Leistung von 5 MW inBetrieb genommen. Die Anlage wurde in den Jahren1996 und 1997 um je 5 MW erweitert. Die beiden zu-letzt errichteten Anlagen waren in Besitz des mexika-nischen staatlichen Stromversorgers CNE, wurden1998 jedoch wieder stillgelegt.

Der Komplex Miravalles wurde 1998 um das Kraft-werk Miravalles II mit ebenfalls 55 MW erweitert. ImJahre 2000 folgte das Kraftwerk Miravalles III miteiner Leistung von 27,5 MW, das erstmals von privatenInvestoren im Rahmen von BOT-Verträgen finanziertwurde.28 Zuletzt wurde mit dem Kraftwerk Miravalles Vder Kraftwerkskomplex im Jahr 2003 um 15 MWerweitert.

Ein weiteres Geothermiekraftwerk namens Las Pailasist in Planung. Für die 35-MW-Anlage wurden bereitserfolgreich Tiefbohrungen durchgeführt. Das Kraftwerksoll nach dem Plan zur Ausweitung der Elektrizitäts-produktion 2011 betriebsbereit sein und im Rahmeneines BOT-Vertrags finanziert werden. Genaue Angabenüber die Finanziers waren Ende 2006 noch nichtbekannt. 2013 soll das Kraftwerk dann um abermals35 MW ausgebaut werden. Weitere Kraftwerke sindim Rahmen des Plans zur Erweiterung der Elektrizitäts-produktion nicht vorgesehen.

67

4 Costa Rica

29 Coneléctricas und Coopelesca verfügen über Wasserkraftanlangen mit einer Leistung von 17 bzw. 27 MW.


Angesichts des landesweiten Elektrifizierungsgradesvon über 98%, ist auch die ländliche ElektrifizierungCosta Ricas weit fortgeschritten, was einen Sonderfallin Mittelamerika darstellt. Zurückzuführen ist dieseEntwicklung insbesondere auf die seit den 1960er Jahrenaktiven Kooperativen. Die vier gemeinnützigen Orga-nisationen wurden mit dem Ziel der ländlichen Elek-trifizierung gegründet. Das Verteilungsnetz der Ko-operativen ist insgesamt über 7.000 km lang und versorgt rund 150.000 Kunden. Das Versorgungsgebietder vier Kooperativen erstreckt sich über 22% desStaatsgebiets. Die wenigen ausschließlich auf Wasser-kraft beruhenden Erzeugungsanlagen29 decken jedochnur 34% der akkumulierten Nachfrage, sodass die zu-sätzlich nachgefragte Strommenge vom ICE bezogenwerden muss. Durch den Zubau von Wasserkraftwerkensoll die Eigenerzeugung bis 2010 auf 80% der Nach-frage ausgebaut werden. Die Interessen der Koopera-tiven werden von der 1989 gegründeten KooperativeConeléctricas R.L. vertreten, die als Dachverband fungiert.

Kooperation UNDP, ICE und MINAEDie Regierung hat sich im Rahmen des nationalen Entwicklungsplans das Ziel gesetzt, bis zum Jahr 2010alle Bürger Costa Ricas mit Strom zu versorgen. Umdie verbleibenden 20.000 Haushalte zu erreichen,wurde im Rahmen einer Kooperation von UNDP (Entwicklungsprogramm der Vereinten Nationen), desICE und des MINAE das nationale Programm für dieElektrifizierung netzferner Gebiete ins Leben gerufen,dass ausschließlich auf dezentral genutzten erneuerbarenEnergien beruhen soll.

Das Programm ist in zwei Phasen untergliedert. In derersten Phase soll durch die Schaffung eines institutio-nellen, finanziellen und normativen Rahmens im Energiesektor die ländliche Elektrifizierung mit Hilfeerneuerbarer Energien vorbereitet werden. In der zweitenPhase soll die Umsetzung der Projekte realisiertwerden. Konkret wird die Elektrifizierung von 329Gemeinden durch die Nutzung von kleinen Wasser-

kraftanlagen oder Photovoltaikanlagen ins Auge gefasst.7.000 Familien sollen von dem Projekt profitieren, bei dem die Anlagen jeweils über weniger als 100 kWLeistung verfügen.

Für die erste Phase des Projekts, deren Kosten sich aufrund 2 Mio. US$ belaufen, wurde vom GEF ein Zuschussin Höhe von 1,15 Mio. US$ bewilligt. Das ICE und dasUmwelt- und Energieministerium steuern 660.000bzw. 240.000 US$ bei. Der Vertrag für das Projektwurde im Mai 2005 vom ICE und Umwelt- und Ener-gieministerium unterzeichnet. Im Rahmen von Pilot-projekten sollen 16 Gemeinden, die bislang weder überNetzanschluss noch über Dieselgeneratoren verfügen,mit Elektrizität versorgt werden.

Für eine systematische Elektrifizierung der ver-bleibenden Haushalte in Phase II hat das UNDP-Büroin Costa Rica in Kooperation mit dem GEF im Oktober 2006 ein Projekt ausgeschrieben. Die Bewerbersollen einen stringenten Plan zur umfassenden länd-lichen Elektrifizierung erarbeiten. Dabei sollen dieStandorte dargestellt werden, die über die Ausweitungdes Verteilungsnetzes erreicht werden. Im Umkehr-schluss müssen alle verbleibenden Standorte über dieNutzung dezentraler Erzeugungssysteme auf Basiserneuerbarer Energien elektrifiziert werden. Zudemsollen die kostenwirksamsten Optionen herausgearbeitetund Studien für die Umsetzung der ersten Projekteerarbeitet werden.

Währungskurs (27.01.2007): 1.000 Costa-Rica-Colón (CRC) = 1,546 Euro (EUR);

68

4 Costa Rica

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen4.7 Literatur

• ARESEP – Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos: Procedimiento para el otogramiento de concesiones para explotar centrales de limitada capacidad, al amparo de la ley 2700 y sus reformas, Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, Publicado en La Gaceta Nº 14 del 21 de enero de 2004

• Asamblea Legislativa de la República de Argentina:Participación de las cooperativas de electrificación Rural y de las empresas de servicios públicos municipales en el desarrollo nacional, Decreto Legislativo No. 8345 de 2003

• CEPAL: Estrategia para el fomento de las energías renovablesde energía en América Central, Naciones Unidas, Comisión Económica para América Latina y el Caribe(CEPAL), LC/MEX/L.620, 2 de agosto de 2004

• Henkel, K.: Frühzeitig erneuert, in: Neue Energie, 02/2006, S. 92-95

• ICE – Instituto Costarricense de Electricidad: Plan de Expansión de Generación Eléctrica, enero de 2006, San José

• Manso: Establishing a national authority (NA) for the CleanDevelopment Mechanism (CDM): The Costa Rican Experience, OECD, 2003, Paris

• Ministerio del Ambiente y Energía: IV Plan Nacional de Energía 2002-2016, Dirección Sectorial de Energía, Februar2003,San José

• Nandwani, S.: Use of solar energy in Costa Rica, in: Energy PolicyVolume 31, Issue 5, April 2006, S. 689-701

• Quirós: Visión energética regional de Centroamérica, Visión del ICE, Präsentation des Präsidents des ICEPedro Pablo Quirós, Central American Power – Integration, Trade, Regulation. November 2006, Institute of the Americas

• PNUD/GEF: Proyecto: Programa nacional de electrificación rural con base en fuentes de energía renovable en áreas no cubiertas por la red, octubre 2006

• Romero-Peréz: La generación eléctrica privada en Costa Rica, Instituto de Investigaciones Jurídicas, Universidad de Costa Rica, 2004

• UCCAEP: Modernización y Fortalezimiento del Sector Eléctrico, Union Costarricense de Cámaras y Asociaciones de las Empresas Privadas, enero 2005

4.8 Kontakte

Asociación Costarricense de Solar (ACES)c/o Departamento de Fisica, Universidad NacionalHerediaTel. +506 (277) 34 82Fax +506 (277) 33 45E-Mail: [email protected]

Asociación Costarricense de Productores de Energía (ACOPE) Apartado 270-1007 Centro Colón9no. piso Oficina #6Tel. +506 (258) 41 41Fax +506 (258) 41 35/36E-Mail: [email protected]

69

4 Costa Rica

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP)Apartado 936 1000Sabana SurSan José Tel. +506 (220) 01 02 Fax +506 (290) 20 10www.aresep.go.cr

Clean Development MechanismOficina Costarricense de Implementación Conjunta (OCIC)Ministerio de Ambiente y Energia (MINAE) Calle 25Avenida 8Barrio Gonzalez LahmanApartado 10104-1000San José Director: Sr. Paulo Manso E-Mail: [email protected]. +506 (258) 11 40/(222) 42 90 Fax +506 (222) 74 26/(223) 18 37www.minae.go.cr/dependencias/ocic.htm

Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL)Calle 1 Avenidas 5 y 7 S. JoséTel. +506 (295) 50 00www.cnfl.go.cr

Dirección Sectorial de Energía (DSE) Secretaría de Planificación Subsectorial de Energía de Costa Rica Edificio de Oficinas Centrales del Ministerio del Ambiente y EnergíaSita calle 25 Avenidas 8 y 10 San JoséTel. +506 (257) 36 62Fax: +506 (257) 24 34E-Mail: [email protected] www.dse.go.cr

Instituto Costarricense de Electricidad – ICEApartado 10032-1000Sabana NorteSan Joséwww.ice.go.cr

Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) Büro Costa RicaApartado 8-41901000 San José Tel. +506 (520) 15 35Fax +506 (520) 15 28 E-Mail: [email protected]/de/weltweit/lateinamerika-karibik/627.htm

Ministerio del Ambiente y de Energía (MINAE)Apartado 101041000 San JoséTel. +506 (233) 28 75Fax +506 (233) 23 34E-Mail: [email protected]

Oficina Costarricense de Implementación Conjunta (OCIC)Apartado 7170-1000La Uruca, San JoséTel. +506 (220) 00 36/ext. 346Fax +506 (290) 12 38E-Mail: [email protected]

70

5 Dominikanische Republik

5 Dominikanische Republik1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Organismo Coordinador, Jahresbericht 2005, Tab. 2.2 Organismo Coordinador, Memoria 2005, Fig. 6.


Installierte Kapazitäten Die Erzeugungskapazität der öffentlichen Versorgungin der Dominikanischen Republik mit einer installier-ten Leistung von 3.164 MW (Dezember 2005) beruhtzu 85% auf fossilen Energiequellen (Kohle, Erdöl undErdgas) und zu 15% (468 MW) auf Wasserkraft. Diehohe Abhängigkeit von fossilen Energieträgern, dievollständig importiert werden müssen, verteuert dieStromerzeugung und belastet die Handelsbilanz derDominikanischen Republik.

Tab. 1: Verteilung der installierten Leistung nach Erzeuger und Art der Erzeugung; Dominikanische Republik; MW, %; 20051

Mangelnde Sicherheit der Stromversorgung 2005 wurde eine maximale Leistung von 1.498 MWnachgefragt. Trotz der installierten 3.164 MW reichtedie verfügbare Reservekapazität an manchen Tagen nichtaus, diesen Bedarf zu decken. Geht man von einer derzeitdurch Rationierung gewollten Unterdrückung der Nach-frage von 20% aus (was ca. 375 MW entspricht), so kannvon einer Vollversorgung nicht gesprochen werden.2

71

ehemals CDE-Erzeugung

staatliche Wasserkraft

unabhängige Privaterzeuger

IPP ausschließlichfür CDEEE

Unternehmen

Haina

Itabo

EGEHID

GPLV: Generadora Palamara La Vega GPLV

CEPP: Cia. De Electricidadde Puerto Plata

Monte Rio

AES Andrés

Metaldom: ComplejoMetalurgico Dominicano

DPP: Dominican PowerPartners

Seaboard: TranscontinentalCapital Corp.

Smith Enron Cogeneration Ltd.

Maxon Engineering Services

Cia. Eléctrica de SanPedro de Macorix (CESPM)

Gesamt

Total

MW

663

432

468

195

77

100

319

42

236

116

185

30

300

3.164

Dampfturbinen

%

10,9

8,2

19,2

Gasturbinen

%

5,2

5,5

7,5

18,1

GuD

%

10,1

5,9

9,5

25,4

Heizöl

%

4,8

6,2

2,4

3,2

1,3

3,68

1,0

22,5

Wasserkraft

%

14,8

14,8

Gesamt

%

21,0

13,7

14,8

6,2

2,4

3,2

10,1

1,3

7,5

3,68

5,9

1,0

9,5

100,0

Diese Unterversorgung kennzeichnet schon seit Endeder 1990er Jahre die Situation und wurde selbst durch dieNettoerweiterung der Kraftwerkskapazitäten um rund630 MW zwischen Ende 2000 und Mitte 2006 nichtbehoben. Zur Erweiterung der Kapazitäten sind vonder staatlichen Stromgesellschaft CDEEE Ausschrei-bungen für zwei Kohlekraftwerke zu jeweils 600 MWdurchgeführt worden, die von Emirates Power aus denVereinigten Arabischen Emiraten bzw. der chinesischenSichuan Plant and Machinery gewonnen wurden.Grundlage ist ein langfristiger Stromvertrag (PPA), beidem CDEEE die Brennstoffkosten (Steinkohle) über-nimmt und dem Betreiber die Erzeugungskostengarantiert werden.3 Mit dem Bau der Anlagen wurdenoch nicht begonnen, da geforderte Garantien nichtvorliegen.

Ursache der unzureichenden Versorgungslage ist dieUnfähigkeit des Elektrizitätssektors, die hohen Erzeu-gungskosten und die durch Verteilungsverluste zu-sätzlich entstehenden Kosten an die Verbraucher weiter-zugeben.4 Um die bestehende Differenz – die aus demStaatsbudget finanziert werden muss – nicht über denvon den internationalen Finanzierungsinstitutionen(Weltwährungsfonds, Weltbank) gesetzten Rahmenansteigen zu lassen, werden einzelne Endverbraucher –je nach Zahlungsmoral gestaffelt – nur zeitweise versorgt.Die Erfolge der Bemühungen des Staates, das Systemeffizienter und finanzierbar zu machen, werden auf Forderung der Weltbank am “Cash Recovery Index –CRI” gemessen, der sowohl die Verluste5 als auch dieZahlungsmoral der Kunden multiplikativ miteinandervereint. Dieser Index lag Ende 2005 bei 53, d.h. lediglich53% der vom Verbundnetz eingekauften Strommengeführen zu Einnahmen. Dieser CRI lag vor der Kapitali-sierung ab 1997 bei nur 40, die Planungen sehen eineVerbesserung auf 80 bis zum Jahr 2012 vor. Die sichdaraus ergebenden finanziellen Verluste erfordern Subventionen seitens des Staates in der Höhe vonrund 600 Mio. US$ jährlich (Jahr 2006). Darin enthaltensind auch die Kapitalkosten von Schulden aus den Vor-jahren von rund 170 Mio. US$.

StromerzeugungDie Bruttostromerzeugung für das Verbundnetz betrug9.712 GWh im Jahr 2005 und lag damit – bei insgesamtsteigenden Indikatoren – um 6,5% unter dem histori-schen Maximalwert im Jahr 2003. In 2005 betrug derStromverkauf der drei stromverteilenden Unternehmenan die Endkunden 5.268 GWh.

Die Stromerzeugung beruhte 2005 zu 50% auf Schweröl,zu 19% auf Wasserkraft, zu 13% auf Kohle, zu 10%auf Erdgas und zu 8% auf Dieselöl.

Tab. 2: Stromverkauf und Verluste der Verteilungsunter-nehmen; Dominikanische Republik; 20056

Stromübertragung und –verteilung Das Rückgrat der zentralen Stromversorgung in derDominikanischen Republik bildet ein Übertragungsnetz,das aus knapp 1.500 km 138-kV-Leitungen besteht, diesich radial von Santo Domingo aus nach Norden, Westenund Osten erstrecken, und gut 1.600 km mit 69 kV. ZurVerstärkung des Netzes wird ein zweiter 138-kV-Ringvon 38 km um die Hauptstadt Santo Domingo Ende2006 in Betrieb genommen und eine 130 km lange345-kV-Verbindung zur im Norden gelegenen StadtSantiago gebaut. Die nationalen Übertragungs- und -verteilungsnetze versorgen rund 85% der landesweitenHaushalte mit Strom.


3 CDEEE, Plan de Acción 2006.4 Siehe Abschnitt Strompreise.5 Darunter fallen technische und nicht-technische Verluste.6 Quelle: Superintendencia de Electricidad, Juli 2006.72

Stromverkauf

Technische Verluste (nur Verteilung)

Nicht technischeVerluste (nur Verteilung)

Spitzenlast

GWh

GWh

%

GWh

%

MW

EDESUR

2.196

452

11,6

1.246

32

546

EDENORTE

1.447

285

12,0

640

27

491

EDEESTE

1.627

309

11,5

753

28

463

Gesamt

5.269

1.046

11,7

2.639

29,5

1.499



7 Quelle: Superintendencia de Electricidad, Juli 2006; eigene Berechnungen bei den Verlusten.8 CEPAL 2005: Jahresstatistik, BSP in US$ zu Marktpreisen, Tabelle 2.1.1.3.9 Quelle: Superintendencia de Electricidad, Juli 2006.

Etwa 45% des Stromaufkommens gehen durch tech-nische und nicht-technische Verluste auf der Über-tragungs- und Verteilungsebene verloren. Die Anzahlder Stromabnehmer mit illegalen Anschlüssen, unge-nehmigte Stromweiterleitungen und eine niedrigeZahlungsmoral sind Ursache großer nicht-technischerVerluste, die die technischen Netzverluste um dasDoppelte übersteigen.

Tab. 3: Strombilanz der öffentlichen Versorgung; Dominikanische Republik; GWh; 20057

StromverbrauchVon den ca. 2 Mio. Haushalten sind 0,8 Mio. als Kundenregistriert, ihr Verbrauch wird mit Zählern gemessen.Mit gut 300 kWh pro Jahr ist ihr Verbrauch geringund hat sich gegenüber 2003 sogar noch um 40 kWhreduziert, was auf die Rationierungsmaßnahmen zu-rückzuführen ist. Hinzu kommen ca. 480.000 Haushaltein den Armutsgebieten der Städte, die im Rahmen des “Programms zur Reduktion von Stromausfällen”(Programa de Reducción de Apagones – PRA) stunden-weise mit Strom versorgt werden und lediglich einemonatliche Pauschale von ca. 8 US$ entrichten. DieZahl der illegalen Anschlüsse wird auf ca. 200.000geschätzt.

Der hohe Anteil der Haushalte am öffentlichenGesamtverbrauch von 47% spiegelt die Realität imgesamten Stromsektor nur teilweise wider: zum einenführen die permanenten Stromrationierungen dazu, dassHandelsbetriebe, Hotels etc. zunehmend zur Eigen-stromerzeugung greifen, die statistisch nicht erfasst ist.Zum anderen sind auch die industriellen Eigenstrom-erzeuger in der Statistik nicht enthalten. Ihr Anteildürfte nicht unerheblich sein, sind doch ca. 40 großeBetriebe registriert, die Brennstoffe beziehen, die zurEigenstromerzeugung von der Mineralölsteuer befreitsind. Die damit erzeugte Strommenge ist jedoch unbe-kannt. Damit lässt sich auch erklären, dass der imöffentlichen Netz an die Industrie abgegebene Stromzwischen 2002 und 2005 um 20% gesunken ist,während das Bruttosozialprodukt im gleichen Zeit-raum um knapp 3% gestiegen ist.8

Tab. 4: Stromkunden und -verbrauch; Dominikanische Republik; GWh; 20059

Strompreise

Lieferpreise unabhängiger Erzeuger Im Mittel aller Erzeuger (inklusive Wasserkraft) lagendie vertraglichen Erzeugerpreise im Juli 2006 bei 13,1 US-ct/kWh. Auf dem Spotmarkt wurden 9,1 US-ct/kWh realisiert. Im Marktdurchschnitt ergabensich damit Erzeugerpreise von 12,7 US-ct/kWh, einedurch die gestiegenen Rohölpreise verursachte Erhöhungvon 84 % gegenüber Juni 2003.

73

Netto-Strombedarf

Stromdefizit

Brutto-Stromerzeugung

Transportverluste

Netto-Stromerzeugung

An Verteiler und andere geliefert

Technische Verteilungsverluste

Nicht-technische Verteilungsverluste

StromverkaufHaushalte

Dienstleistung

Industrie

Öffentlicher Sektor

Gesamt

Kunden

808.380

78.952

9.006

6.007

902.345

Verbrauch (GWh)

2.477

506

1.712

574

5.269

GWh

11.990

2.278

9.712

234

9.478

8.953

1.046

2.639

5.269


10 Mit dem Vertrag von Madrid vom 18.7.2001 wurde beschlossen, bestimmte Verträge mit unabhängigen Erzeugern von CDEEE auf die Verteilungsunternehmen zu verlagern.

11 Inzwischen AESGener mit dem Mehrheitseigentümer AES (USA).12 Die Besitzverhältnisse haben sich seitdem mehrfach gewandelt. Eigentümer der Beteiligung ist derzeit ein Konsortium aus Commonwealth

Development Corporation (England), Basic Energy (USA), Fondo Básico del Caribe, Haert Energy (USA) und der dominikanischen Grupo Nacional de Finanzas.

StromtarifeDie Haushaltstarife (Tarif BTS1) weisen eine progressiveKomponente sowohl bei den verbrauchsabhängigenfesten Grundpreisen als auch bei den Arbeitspreisenauf. Die ersten 200 kWh/Monat aller privaten Ver-braucher werden bei einem Tarif von 9,3 US-ct/kWhstark subventioniert, bis 300 kWh/Monat decken siemit 14 US-ct/kWh gerade die Einkaufskosten. Bei Ver-brauchern mit mehr als 700 kWh/Monat wird ein Tarifvon 26 US-ct/kWh verrechnet. Diese Tarife unterliegeneiner monatlichen Anpassung durch die Superinten-dencia de Electricidad, die Brennstoffpreise, den Wechsel-kurs und die allgemeine Inflation berücksichtigen soll,aber auch von politischen Entscheidungen beeinflusstwird. So kommt es immer wieder vor, dass politischeOpportunitäten die notwendigen Anpassungen ver-hindern und die Tarife nur unzureichend oder gar nichtangepasst werden. Die den Verteilern dadurch ent-stehenden Verluste werden vom Staat in Form vonmonatlichen Kompensationszahlungen übernommen.Die Subvention der Haushalte mit einem Verbrauchvon weniger als 300 kWh wird für 2006 auf knapp 160 Mio. US$ geschätzt (und ist Teil der Gesamtsub-vention von etwa 600 Mio. US$).

5.2 Marktakteure

Bereits seit den frühen 1990er Jahren sind durch dasAnreizgesetz zur Entwicklung des Stromsektors (Ley deIncentivo al Desarrollo Energético) neben dem früherenstaatlichen Elektrizitätsversorgungsunternehmen CDE(Corporación Dominicana de Electricidad) auch einDutzend private (vorwiegend US-amerikanische) Strom-erzeuger aktiv, die inzwischen etwa die Hälfte derinstallierten Erzeugungskapazität stellen und ausschließ-lich thermische Kraftwerke betreiben.

Staatliche Gesellschaften Mit dem “Allgemeinen Stromgesetz” von 2001 wurdenfür das Übertragungssystem und den Betrieb der Wasserkraftanlagen, die von der Privatisierung ausge-nommen wurden, eigenständige staatliche Gesellschaftengeschaffen (Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana – ETED bzw. Empresa de GeneraciónHidroeléctrica Dominicana – EGEHID). Die Aufgabender Elektrifizierung von ländlichen Regionen und Stadt-randgebieten, der Koordination der Stromgesellschaftensowie der Verwaltung und Umsetzung von Verträgenmit unabhängigen Stromproduzenten wurden in einerneuen Gesellschaft Corporación Dominicana de EmpresasEléctricas Estatales (CDEEE) zusammengeführt, die gleichzeitig als Holding für ETED und EGEHIDfungiert.10

Itabo und Haina Der Bereich der thermischen Stromerzeugung vonCDE wurde in zwei Gesellschaften zerlegt. An dem neuentstandenen Betreiber thermischer Kraftwerke, Itabo,wurden die Unternehmen Gener11 (Chile) und Coastal(USA) beteiligt, an dem Stromerzeuger Haina zunächstSeabord und die frühere Enron (beide USA).12 BeideGesellschaften waren Ende 2005 mit 34,7% an der ge-samten installierten Stromerzeugungskapazität beteiligt.

74


1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenNeue StromerzeugerIn der Statistik werden die “unabhängigen privaten”Stromerzeuger aufgeführt, die ihren Strom per Liefer-vertrag direkt an einen Abnehmer (in der Regel denregionalen Stromverteiler) verkaufen oder an derStrombörse veräußern. Daneben gibt es jene IPPs, dieauf der Grundlage von “Power Purchase Agreements”(PPA) ausschließlich für die jetzige CDEEE produzieren.In Neuverhandlungen mit den Stromproduzentensollen schrittweise alle diese PPA durch Neuverträgeabgelöst werden, um somit die CDEEE von ihrer Rolleals Stromaufkäufer zu entbinden.

VerteilungsgesellschaftenDie Verteilungsnetze wurden im Jahre 1999 teilpriva-tisiert. Eine Gruppe unter Führung der spanischenUnión Fenosa beteiligte sich zu jeweils 50% an dennördlichen und südlichen Netzen (EDENORTE/EDESUR), die amerikanische Firma AES kaufte sich indas östliche Netz (EDEESTE) ein, wobei in beiden Fällendie operative Betriebsführung diesen privaten Mit-eigentümern überlassen wurde. Aufgrund der schlechtenfinanziellen und operativen Situation der Vertriebsge-sellschaften hat der dominikanische Staat mittelsCDEEE die Anteile von Unión Fenosa an Edenorte undEdesur im September 2003 wieder übernommen. Bis-herige Bemühungen einer erneuten Privatisierung sindbisher nicht zum Tragen gekommen.

Weitere Akteure im Elektrizitätssektor

Comisión Nacional de Energía (CNE) Aufgaben der 2001 entstandenen Comisión Nacionalde Energía (CNE) sind die Ausarbeitung von Gesetzenund Verordnungen sowie die Erstellung von Prognosenzur Bedarfs- und Angebotsentwicklung. Die CNEuntersteht unter der Führung des Ministeriums fürIndustrie und Handel gemeinsam mit dem Finanz-ministerium, dem technischen Sekretariat des Prä-sidenten, dem Direktor der Zentralbank, dem Land-wirtschaftsministerium, dem Umweltministerium unddem Direktor des Instituts für Telekommunikation.

Dieses Leitungsgremium hat das gesetzliche Recht,Verordnungen für den Stromsektor zu erlassen. SeitMitte 2003 gibt es in der CNE eine Abteilung fürAlternativenergien und rationelle Energieverwendung(Gerencia Energías Alternas y Uso Racional de Energía).

Regulierungsbehörde SIE Die Regulierung des Marktes wird von der Superinten-dencia de Electricidad (SIE) beaufsichtigt, die mit demDekret 118-98 vom 16.3.1998 geschaffen wurde undim Juli 1999 ihre Arbeit aufnahm. Die Stellung der SIEals juristische Person des öffentlichen Rechts wurdemit dem “Allgemeinen Stromgesetz” von 2001 festge-schrieben. Zu den Aufgaben gehört insbesondere diePreisaufsicht bei regulierten Verbrauchern (Haushalteund Gewerbe), die ihren Strom von einem der Vertei-lungsunternehmen beziehen müssen. Dagegen könnenGroßverbraucher ihren Strombezug frei mit demjeweils günstigsten Anbieter verhandeln. Seit Juni2000 besteht ein Spotmarkt für Elektrizität, über denkurzfristige Stromverkäufe abgewickelt werden.

Koordinierungsgremium für den GroßmarktNeu geschaffen wurde mit dem “Allgemeinen Strom-gesetz” von 2001 auch ein Koordinierungsgremium(Organismo Coordinador), das vor allem die Lastver-teilung der verschiedenen Stromerzeuger und Netzbe-treiber im Großmarkt aufeinander abstimmt und füreine Bereitstellung der benötigten Kapazitäten im Spot-markt sorgt. Diese Einrichtung soll der Selbstregulierungdes Marktes dienen und ist keine staatliche Instanz.Seine höchste Autorität ist ein Koordinationsrat, demje ein Vertreter der privaten Versorgungsunternehmen,der Stromerzeuger mit privater Beteiligung sowie einVetreter aus dem Bereich Übertragung und Verteilungangehören.

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13 Ley General de Reforma de la Empresa Pública (141-97).14 Mit dem Zubau von 800 MW zwischen 2000 und 2003 erreichte das System mit 3.430 MW installierte Leistung seinen Höhepunkt.

Seither nimmt es durch Stilllegungen und vertragliche Probleme wieder ab und beträgt heute (Juli 2006) lediglich 3.086 MW.15 Im Jahr 2005 wurden jedoch nur 8% über diesen Markt gehandelt.

Ministerium für Industrie und HandelDas Ministerium für Industrie und Handel (Secretaríade Estado de Industria y Comercio – SEIC) ist mit denLeitlinien zur Energiepolitik befasst und schafft die allge-meinen Rahmenbedingungen für den Energiesektor. MitDekret 146-2000 wurde in der SEIC im August 2000das nicht-konventionelle Energieprogramm (Programade Energía no Convencional) angesiedelt, um die Forschung und Entwicklung von Projekten zur Nutzungerneuerbarer Energien zu fördern.

WassermanagementFür das Wasserressourcenmanagement zeichnet dasInstituto Nacional de Recursos Hidráulicos (INDHRI)verantwortlich. Dieses Institut stellt auch Genehmi-gungen für die energetische Wassernutzung aus undsorgt für die Harmonisierung mit anderen Nutzungs-formen, insbesondere der Bewässerung in der Land-wirtschaft.


Entbündelung und Privatisierung Mit dem Gesetz 141-97 zur Reform öffentlicher Unter-nehmen,13 das im Juni 1997 verabschiedet wurde,wurde die Aufgliederung und teilweise Privatisierungdes damaligen staatlichen Versorgers CDE eingeleitet.Stromerzeugung, Stromübertragung und -verteilungwurden 1998 getrennt. Alle Bestandteile des Unter-nehmens mit Ausnahme der Übertragungsleitungenund der Wasserkraftwerke wurden zur Privatisierungausgeschrieben und mit einem Preis von insgesamt 642 Mio. US$ bewertet. Dabei wurde für privateUnternehmen eine 50%ige Kapitalbeteiligung sowiedie Übernahme der operativen Betriebsführung zuge-lassen. Die privatwirtschaftliche Beteiligung an denthermischen Kraftwerken wurde zudem mit der Auflageverbunden, 100 MW pro Jahr an Kapazität zuzubauen14

und die Anlagen innerhalb von fünf Jahren an denWeltbank-Standard heranzuführen. Alle staatlichenWirtschaftsaktivitäten im Stromsektor wurden der neugebildeten CDEEE unterstellt.

Allgemeines Elektrizitätsgesetz von 2001Ein allgemeines Elektrizitätsgesetz (Ley General deElectricidad, No. 125-01) wurde vom Parlament EndeJuli 2001 verabschiedet und in Kraft gesetzt. Mit demGesetz wurden die Rahmenbedingungen für weiteresprivates Engagement festgelegt, die Abnehmer rechtlichbesser gegenüber den Stromanbietern geschützt, und eswurde ein flexibler Großmarkt für Strom geschaffen.

Neben den bereits im vorigen Kapitel beschriebeneninstitutionellen Veränderungen betreffen weitere Rege-lungen im neuen Elektrizitätsgesetz vor allem folgendeBereiche, die aus heutiger Sicht oft nur unzureichendeingehalten werden:

• Sicherstellung einer Spotmarkt-Quote von mindestens 20% des gesamten Stromhandels15;

• Autorisierung der Energieerzeuger zur Errichtung von Verbindungsleitungen zum Verbundnetz oder zu eigenen Abnehmern (Selbstversorger);

• Begrenzung des Eigentums von Verteilungsunter-nehmen an Erzeugungsanlagen auf maximal 15% der Spitzenlast im Verbundsystem; erneuerbare Energien sind von dieser Regelung ausgenommen;

• Regulierung der Stromtarife für Abnehmer der öffentlichen Stromversorgung mit einer max. Anschlussleistung von 2.000 kW (1.400 kW ab 2002, 800 kW ab 2003 bzw. 200 kW ab 2004), sofern diese nicht direkte Verträge mit den Lieferanten abschließen;

• Regulierung der Durchleitungstarife für Nutzung von Übertragungs- und Verteilungseinrichtungen;

• bei gleichen Preisen und Konditionen werden bei Verkauf und Lastverteilung die Unternehmen bevorzugt, die Strom aus erneuerbaren Energiequellenherstellen;

• Unternehmen, die Strom auf Basis erneuerbarer Energieträger produzieren, werden für fünf Jahre von nationalen und kommunalen Steuerzahlungen befreit;

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16 Um den Stromdiebstahl zu reduzieren, hat der Präsident dem Parlament eine Gesetzesvorlage vorgelegt, in dem bis zu 5 Jahren Gefängnis bei illegalem Strombezug vorgesehen sind.

17 Fondo de Interés Nacional, für den das Industrie- und Handelsministerium verantwortlich ist.

• Schaffung einer nationalen Energiekommission (Comisión Nacional de Energía – CNE) zur Entwicklung energiepolitischer Maßnahmen und langfristigen Planung des Energiesektors;

• Stärkung der Superintendencia de Electricidad zu einer unabhängigen, neutralen Regulierungsbehördemit weit reichenden Kompetenzen;

• 10% der Strafgebühren für Stromdiebstahl sollen ineinen Anreizfonds zur Entwicklung erneuerbarer Energien fließen.16

Verordnung zum Allgemeinen Elektrizitätsgesetz von 2002 Eine Verordnung zur Anwendung des AllgemeinenElektrizitätsgesetzes (Reglamento para la Aplicación dela Ley General de Electricidad) wurde mit Verordnung555-02 vom 19.7.2002 beschlossen und mit Verordnung749-02 vom 19.9.2002 modifiziert. Sie legt im Detaildie Rolle der einzelnen Marktakteure und die Funktiondes Marktes fest.

Neues Tarifsystem Mit Resolution 31-2002 der SIE vom 17.9.2002 wurdeein neues Tarifsystem für Endverbraucher eingeführtund die Quersubventionen erheblich verringert. Dieregulierten Tarife bestehen aus einer Komponente, dieArbeits- und Leistungskosten enthält und regelmäßi-gen Anpassungen an wechselnde Brennstoffkosten,Währungskurse und Inflationsraten unterliegt, sowieeinem Kostenbetrag für die Verteilung (Valor Agregadode Distribución), der alle vier Jahre neu bestimmt wird.In den letzten Jahren wurde die Unterteilung der Tarif-gruppen wiederholt verändert, um eine möglichsteffektive Subvention von sozial Bedürftigen zu erreichen.Dafür werden 2006 ca. 160 Mio. US$ pro Jahr aus demStaatshaushalt aufgewendet.


Zur Förderung der Anwendung erneuerbarer Energienhat die dominikanische Regierung Ende 2000 nebenden bereits im Elektrizitätsgesetz festgelegten Präferenz-regelungen ein Gesetz zur Besteuerung des Verbrauchsvon fossilen Energieträgern und Erdölderivaten be-schlossen. Aus dem Steueraufkommen wird seit 2002ein Sonderfonds zur Förderung von Alternativenergienund Programmen zur Energieeinsparung gespeist17, inden 5% dieser Einnahmen fließen. Im Jahr 2006 wurdenca. 600 Mio. US$ Steuereinnahmen erwartet, sodassrund 30 Mio. USD an den Fonds abgeführt wurden. Inden beiden vergangenen Jahren (2004 / 2005) wurdenjedoch 55% der Fondsmittel im Haushalt der Regie-rung wieder den allgemeinen Einnahmen zugewiesen.Eine transparente Verwendung der verbleibenden Mittelkonnte bisher nicht erreicht werden, aber bekannt sindZuschüsse an Forschungseinrichtungen, die Finanzierungvon 10.000 dörflichen PV-Systemen sowie die kosten-lose Bereitstellung von 2 Millionen Energiesparlampenin Armutszonen der Städte. Diese Mittel fließen überdas Industrie- und Handelsministerium ab und zwarbevorzugt zu Zeiten von Präsidentschafts- oder Parla-mentswahlen.

Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien Im Oktober 2001 wurde im Nationalkongress einerster Entwurf für ein Anreizgesetz zur Entwicklungvon erneuerbaren und “sauberen” Energiequellen zurDiskussion eingebracht. Unter anderem mit Unter-stützung durch das GTZ-Projekt Proyecto de Fomentode Energías Renovables (PROFER) wurde der Entwurfim Laufe der Jahre 2003-2006 modifiziert und unterdem geänderten Titel “Proyecto de Ley de Incentivo alDesarrollo de Fuentes Renovables de Energía” imOktober 2005 dem Kongress vorgelegt und vom Senatin zweiter Lesung im September 2006 verabschiedet.Im Mai 2007 schließlich wurde dem Gesetz auch vomdominikanischen Präsidenten Leonel Fernández zuge-stimmt, womit es nun in Kraft getreten ist.

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18 Proyecto Fomento de las Energías Renovables en la República Dominicana – PROFER.19 Dekret 786-04: Decreto presidencial que crea la oficina nacional de Cambio Climático y Mecanismo de Desarrollo Limpio.20 http://cdm.unfccc.int/Projects/DB/AENOR1153378528.03/view.html

Das Gesetz fördert Windparks bis 50 MW, Kleinwasser-kraftanlagen bis 5 MW, PV-Anlagen jeder Größen-ordnung und konzentrierende solarthermische Kraft-werke bis 120 MW, Biomasse-Kraftwerke mit einemAnteil organischer Brennstoffe von mindestens 60%und einer Leistung von maximal 80 MW sowie Meeres-kraftwerke (Wellen-, Gezeitenkraftwerke, etc.).

Für die Einspeisung in das öffentliche Stromver-sorgungsnetz sind Präferenzregelungen nach dem spanischen Muster von jährlich festzulegenden Prämienauf den jeweiligen Marktpreis vorgesehen. Zudem wirdeine Quote für den Anteil von Strom aus erneuerbarenEnergien von 10% (2015) bzw. 25% (2025) festgelegt.

Beschlossen wurden ferner Zoll- und Steuerbefreiungenfür Importe von Anlagen zur Erzeugung und Nutzungerneuerbarer Energien, sowie ein fiskalischer Anreiz fürEigenerzeuger von bis zu 75% der Investitionskosten.

Neben der regenerativen Stromerzeugung unterstütztdas Gesetz auch Anlagen zur Herstellung von Biokraft-stoffen jeder Art und Größe sowie Anpflanzungen undlandwirtschaftliche Infrastruktur zur Herstellung energe-tisch genutzter nachwachsender Rohstoffe durch weit-gehende Steuererleichterungen und -befreiungen über10 Jahre. Angeboten werden sollen dabei Beimischungenvon E15 und B2. Diese Regelungen zielen in ersterLinie auf den heimischen Zuckersektor, der sich für dieProduktion von Bioethanol rüstet. Aber auch die Ein-führung von Biodiesel auf der Basis einheimischerÖlpflanzen sowie der Import von Biokraftstoff werdennicht ausgeschlossen.

Schließlich werden auch Technologien zur solarther-mischen Wärme- und Kälteerzeugung durch das Gesetzgefördert.

Als Finanzierung dienen die im Jahr 2000 beschlossenenAbgaben auf Kohlenwasserstoffe von rund 30 Mio. US$pro Jahr, aus dem allerdings auch Maßnahmen zurEnergieeinsparung finanziert werden sollen. Grund-sätzlich gelten als mögliche Förderempfänger öffentliche,private, gemischtwirtschaftliche, kommunale und andereAntragsteller.

GTZ-Projekt seit 2003 Die GTZ unterstützte das SEIC und die CNE bei derenVorhaben zur Förderung des Einsatzes erneuerbarerEnergien zwischen März 2003 und Februar 2007.18

Dabei standen als Schwerpunkte die Beratung bei derGestaltung rechtlich-regulativer Rahmenbedingungen,beim Management des beschriebenen Fonds für erneuer-bare Energien, bei der Elektrifizierung ländlicherKommunen mit Kleinstwasserkraftwerken sowie derEinbindung der Privatindustrie bei Projekten zur Nutzung erneuerbarer Energien im Vordergrund. DerAnbau und die energetische Nutzung ölhaltiger Pflanzenin ariden Zonen wurde ab Mai 2005 in Zusammenarbeitmit einem Regionalvorhaben zur Armutsminderungim Grenzgebiet zu Haiti untersucht und bewertet.

Clean Development MechanismDie Dominikanische Republik hat die Klimarahmen-konvention im Oktober 1998 ratifiziert und ist demKyoto-Protokoll im Februar 2002 beigetreten. Einerster nationaler Bericht zum Klimaschutz wurde imJuni 2003 vorgelegt. Im August 2004 wurde per Präsi-dentialdekret das “Oficina Nacional del Mecanismo deDesarrollo Limpio (ONMDL)” gegründet. Es ist dieDesignierte Nationale Autorität (DNA), die das Kyoto-Protokoll für die Inanspruchnahme der entsprechendenMechanismen vorsieht.19 Projekte im Rahmen des “Clean Development Mechanism” wurden bereits vor-geschlagen, der Windkraftpark “Guanillo” der FirmaParques Eólicos del Caribe (Tochtergesellschaft von Gamesa, Spanien) ist mit geplanten 64,4 MW alserste CDM-Maßnahme erfolgreich registriert (StandDezember 2006).20 Mit der Weltbank, dem PrototypeCarbon Fund, Kanada und Spanien sind Vereinbarungenzum Ankauf zertifizierter Emissionsverminderungen(CER) getroffen.

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21 Als Kleinstwasserkraftanlagen sind hier Erzeugungssysteme mit zu verstehen.22 Über die Erfahrungen beim Bau und Betrieb von 13 Mikrokraftwerken berichtet eine Studie (PROFER- Informe Nr. 13).23 Der Windatlas findet sich unter www.rsvp.nrel.gov/pdfs/wind_atlas_dominican_republic.pdf.


Die Nutzung erneuerbarer Energieträger für die öffent-liche Stromerzeugung beschränkt sich in der Domini-kanischen Republik bislang auf Wasserkraft. EineErschließung vorhandener Potenziale im BereichWindkraft, Solarenergie und Biomasse steht noch ausund wird insbesondere nach Umsetzung des geplantenGesetzes für erneuerbare Energien erwartet.

WasserkraftDie Dominikanische Republik verfügt über Wasser-kraftressourcen, die trotz erheblicher Nutzung nochweitere Potenziale eröffnen. Dabei steht die Energiege-winnung häufig in engem Zusammenhang mit Speicher-becken für Trinkwasser und Bewässerung sowie Be-wässerungskanälen. Insgesamt befinden sich derzeit rund20 Wasserkraftanlagen im mittleren Leistungsbereichzwischen 3 und 100 MW im Betrieb, mit einer Ge-samtkapazität von 468 MW. Derzeit befinden sich sieben weitere Anlagen mit einer Leistung von insgesamt167 MW im Bau, weitere sieben mit einer Leistungvon 189 MW sind in Planung.

Kleinwasserkraftpotenzial – internationales Engagement Die früheren Wasserkraftabteilungen von CDE undINDRHI haben Anfang der 1980er Jahre mit taiwane-sischer Unterstützung (Sinotec Engineering Consultants,Inc., Taipeh) einen umfangreichen Katalog von poten-ziellen Kleinwasserkraftanlagen (ab 100 kW) mit möglicher Netzkopplung identifiziert und bis zurUmsetzungsreife entwickelt. Nur zwei der insgesamt25 Vorhaben mit Leistungen von 370 bis 4.000 kWund einer Gesamtkapazität von rund 30 MW wurdenbis 1986 realisiert.

Mit finanzieller und technischer Unterstützung vonUNDP-GEF wurden Basisstudien für 18 Klein- und Kleinstwasserkraftanlagen21 zwischen 1,5 kW und250 kW zur Versorgung netzferner Kommunen durch-geführt, die jetzt teilweise von UNDP und GTZ weiterverfolgt und unterstützt werden.22

Insgesamt befinden sich derzeit nur sechs Kleinwasser-kraftwerke mit zusammen etwa 1 MW Leistung inBetrieb. Darüber hinaus sind etwa 15 Pikowasserkraft-anlagen mit jeweils weniger als 1 kW im Einsatz.

Laut eines Präsidialdekrets vom 8.12.2000 (Nr. 1277-0)ist der Privatsektor autorisiert, mittels KonzessionenWasserkraftressourcen von bis zu 1 MW zu nutzen.Umgekehrt heißt das auch, dass alle größeren Wasser-kraftanlagen dem nationalen Interesse zugeordnetwerden und nur durch den zuständigen staatlichen Ver-sorger (EGEHID) betrieben werden dürfen.

Windenergie Eine Nutzung der großen Windressourcen findet bislangnicht statt. Das amerikanische National RenewableEnergy Laboratory (NREL) hat eine erste Bewertungder Windpotenziale durchgeführt, die als Grundlagefür größere Windkraftprojekte dienen kann. Wesent-liches Ziel der Untersuchung war die Erfassung derWindressourcen in allen Regionen der DominikanischenRepublik und deren Zusammenführung in einem Windatlas.23

Die Auswertung ergab, dass sich die besten Windver-hältnisse im äußersten Südwesten (in den ProvinzenPedernales und Barahona) und Nordwesten (in denProvinzen Puerto Plata und Montecristi) des Landesbefinden, außerdem in exponierten Höhenlagen desBinnenlandes, wo sich Standorte insbesondere für dienetzferne Versorgung (ländliche Elektrifizierung) nutzenlassen. Aber auch andere Regionen entlang der Küsteweisen gute Windbedingungen auf.

Insgesamt wurden ca. 1.500 km2 mit gutem bis sehrgutem Windpotenzial (mit Windgeschwindigkeiten vonmehr als 7 m/s in 30 m Höhe) identifiziert (entsprechend3% der gesamten Landfläche). Damit ließe sich einPotenzial von mehr als 10.000 MW erschließen. 20 Pro-vinzen weisen ein Potenzial von wenigstens 100 MWauf, drei Provinzen sogar mehr als 1.000 MW. WeitereStudien müssten jedoch durchgeführt werden, um dieelektrischen Übertragungswege und die Zugänglichkeitgenauer zu untersuchen.

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24 Teillizenzen sehen vor allem die Genehmigung von Windmessungen vor, Volllizenzen den eigentlichen Betrieb.25 Anteilseigner der privaten CEPM, die überwiegend die touristische Infrastruktur von Punta Cana mit Strom versorgt, ist der größte spanische

Stromversorger und Windparkbetreiber Endesa.26 Dieser Windpark “Guanillo” hat als erstes Projekt für 64 MW eine CDM-Maßnahme erfolgreich registriert.27 Ethanol Dominicana in Kooperation mit Tall Oil (Schweden), Booker Tate (UK) und Resource Energy Group (USA).

Wenn zusätzlich die Standorte mit mäßigen Windver-hältnissen einbezogen werden, die sich für eine ländlicheElektrifizierung nutzen lassen, erhöht sich das Poten-zial sogar auf mehr als 30.000 MW bzw. 60 TWh proJahr. 12 Provinzen weisen dann ein Potenzial vonwenigstens 1.000 MW auf.

Pläne für Windparks Es bestehen seit längerem Umsetzungspläne für Wind-kraftvorhaben im größeren Maßstab, jedoch wurde bis-lang noch keines der 10 Projekte mit insgesamt 750 MWbegonnen, für die seit 2001 entweder Teil- oder Vollli-zenzen24 von der SIE vergeben wurden. Weit fortge-schritten ist das Windparkprojekt in Cabo Engaño(Samaná) des Stromversorgers Consorcio EnergéticoPunta Cana (CEPM).25 Für dieses Vorhaben mit 8,5 MW Leistung liegt bereits eine Konzession zurStromerzeugung vor, die Finanzierung wird durch dieWeltbank (IFC) durchgeführt. Dasselbe Unternehmenverfolgt auch Pläne für einen Windpark von bis zu100 MW in Juancho in der Provinz Pedernales sowiefür einen Windpark in Matanzas in der Provinz Peravia.Auch für Windparks von Unión Fenosa (100 MW)sowie der Firma Parques Eólicos del Caribe (einer Tochtervon Gamesa-Spanien, 90 MW)26 wurden bereits Er-zeugungsgenehmigungen von SIE in 2001 erteilt.Deren Projekt am Standort “Guanillo” in Montecristiist im Rahmen des CDM mit 64,4 MW registriert.Kein Zeitplan zur Errichtung der Anlagen konntejedoch bisher eingehalten werden, da bislang alle In-vestoren auf die Verabschiedung des Fördergesetzes undseiner entsprechenden Regelwerke gewartet haben.

BiomasseHauptquelle für die Biomassenutzung ist Bagasse ausder Zuckerproduktion, die bereits jetzt zur Wärme-und Stromversorgung der Zuckerfabriken eingesetztwird. Allerdings sind die Anlagen i.d.R. veraltet undreichen bei einer Stromerzeugung von häufig nichtmehr als 20 kWh pro gemahlene Tonne nicht aus, umüber den Eigenbedarf hinaus Strom an die öffentlicheVersorgung zu liefern. Bei einer deutlichen Steigerungder Effizienz auf das ökonomisch rentable Niveauließen sich durch eine Anpassung des Dampfregimesbis zu 100 kWh/t erzeugen, d.h. 80 kWh könnten andas Netz exportiert werden. Bei einer Jahresproduktionvon 6 Mio. t Zuckerrohr ließen sich in modernen Heiz-kraftwerken der Zuckerindustrie zwischen 470 und575 GWh Strom pro Jahr erzeugen, was etwa 5% desgegenwärtigen Aufkommens entspräche. Die bisherigeFörderung von Stromeinspeisungen aus erneuerbarenEnergieträgern reichte nicht aus, um den Erzeugernangemessene und attraktive Vergütungen zu ermög-lichen. Das neue Fördergesetz hingegen priorisiert die Einspeisung von Regenerativenergiestrom undbeinhaltet Prämien auf den Einkaufspreis.

Daneben richten sich die Erwartungen auch auf dieProduktion von Ethanol aus Zucker als Treibstoffersatz.Eine angestrebte Zumischung von 5% zum Benzinerfordert den Anbau von ca. 3 Mio. Tonnen zusätzlichenZuckerrohres. Ein dominikanisch-schwedisch-englischesKonsortium27 beginnt Ende 2006 mit der Umrüstungvon zwei staatlichen Zuckerfabriken Consuelo, BocaChica), um 15 Mio. Liter Ethanol zu erzeugen, wofür eineInvestition von zunächst 70 Mio. US$ vorgesehen ist.Geplant sind weitere Investitionen von 200 Mio. US$zum Ausbau der Ethanolproduktion, unter anderem fürden US-Markt.

Weitere organische Materialien zur Energiegewinnunglassen sich vor allem in Form von Reststoffen der Land-wirtschaft erschließen. Hierzu gehören insbesonderedie Biogasgewinnung aus Bananenstauden sowie dieVerwertung von Reisschalen und -blättern.

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28 Instituto de Inovación en Biotecnología e Industria.29 Hauptlieferant dieser Anlagen ist die Fa. Tecsol, eine Tochter von Isophoton, Spanien. Isophoton hat im Dezember 2006 angekündigt,

im Industriegebiet Haina eine Fabrik für thermische Solarkollektoren im Wert von 100 Mio. US$ zu bauen, später ergänzt um eine Fabrikationvon PV-Modulen im Wert von 900 Mio. US$ (Quelle: Listín Diario).

30 Für Eigenerzeuger sind Zuschüsse zu den Investitionskosten (über die Absetzbarkeit von der Einkommenssteuerschuld) bis zu 75% möglich.

Biogas könnte auch in der Viehzucht gewonnen werdensowie aus dem Hausmüll der Großstädte, der einenhohen Anteil organischer Bestandteile aufweist. DasInstitut für Innovation in Biologie und Industrie28

begleitet derzeit mehrere Biogasprojekte in der Land-und Viehwirtschaft.

Ein hohes Potenzial weisen zudem ölhaltige Früchteauf, wie Kokos- und Erdnüsse, deren Anbau und Nutzung aufgrund preiswerterer Ölimporte in den ver-gangenen 20 Jahren drastisch zurückgegangen ist. Diesteigenden Preise für die Importe der Mineralölprodukteseit 2005 haben die Diskussion um eine einheimischeBiodieselproduktion wieder aufleben lassen: eine Vielzahlvon Kleinunternehmern betreibt eine Umwandlung vongebrauchten Pflanzenölen – vornehmlich aus der Lebens-mittelindustrie und dem Hotelgewerbe – in Biodiesel.Der Anbau großer Rizinusplantagen wird von Brasilienvorangetrieben, der Anbau von Jatropha wird vor allemin ländlichen Armutsgebieten untersucht und wird zuBeginn des Jahres 2007 auf mehreren hundert Hektarim Osten des Landes durch die Europäische Kommissionund Spanien gefördert.

Solarenergie Die Dominikanische Republik weist nach vorliegendenmeteorologischen Daten von 1970 bis 1972 mittleretägliche solare Einstrahlungen zwischen 4,9 und 5,9 kWh/m2 auf und bietet damit günstige Bedingungenfür die Nutzung von Solarenergie.

PhotovoltaikInsgesamt wird der Einsatz von PV-Modulen zur Elektrifizierung abgelegener ländlicher Regionen aufschätzungsweise mehr als 23.000 Einheiten beziffert.Diese Anlagen wurden in der Vergangenheit in ersterLinie auf der Basis von Fonds durch Nichtregierungs-organisationen und mit finanzieller Unterstützung vonUSAID, UNDP und anderen internationalen Gebernaufgebaut. Im Programm für nicht-konventionelleEnergie des Industrie- und Handelsministeriums (SEIC)

wurden im Jahr 2000 rund 600 PV-Systeme bei länd-lichen Schulen und Kliniken, im militärischen undpolizeilichen Bereich, zur Chlorung von Trinkwasser,für Informatiklabore, Wachhütten in Naturparks sowieländliche Wohnhäuser zum Einsatz gebracht. 2004wurden weitere 1.800 PV-Kleinsysteme in ländlichenHaushalten mit Finanzierung aus dem Förderfonds fürnationale Interessen installiert. Aus dem gleichenFonds werden seit November 2005 weitere 10.000 PV-Anlagen in den sieben Provinzen an der Grenze zuHaiti installiert.29

Solarthermie Die klimatischen Bedingungen zur Nutzung solarerWarmwassererzeugung sind hervorragend. Da vor allemim häuslichen Bereich Warmwasser überwiegend mit sehr teurem Strom erzeugt wird (bei Haushaltenmit einem Verbrauch von mehr als 700 kWh: 21 US-ct/kWh) sind auch die Amortisationszeitenkonventioneller Thermosiphonanlagen mit 2 bis 4 Jahrenkurz. Dennoch ist die Verbreitung mit schätzungsweise15.000 Systemen gering. Die SEIC hat deshalb imAugust 2005 im Rahmen ihres nationalen Programmszur Energieeffizienz und -einsparung eine Präqualifi-kation von lokalen Lieferanten von Siphonsystemendurchgeführt. Mit Unterstützung durch das GTZ-Projekt PROFER wurde das Marktpotenzial alleine imhäuslichen Bereich auf 80.000 Anlagen geschätzt undein Programm zur massiven Verbreitung konzipiert.Die staatliche Banco de Reservas soll dazu geeigneteFinanzierungsinstrumente zur Verfügung stellen.Weitere Kostensenkungen für die Anwender ergebensich aus dem neuen Fördergesetz, das eine Verrechnungmit der Einkommensteuerschuld bis zu einer Höhe von75% der Investitionen vorsieht.30

Geothermie Geothermische Potenziale zur Stromerzeugung sind inder Dominikanischen Republik nicht vorhanden.

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31 Solar-Home-Systeme und kleine Windkraftanlagen zur Basiselektrifizierung ländlicher Haushalte und kommunaler Einrichtungen; Kleinstwasserkraftanlagen zur dezentralen Dorfstromversorgung.


Es wird davon ausgegangen, dass landesweit noch ca. 350.000 der insgesamt 2,3 Mio. Haushalte, mehrheit-lich in den ländlichen Regionen, nicht über das nationaleNetz mit Strom versorgt werden. Die große Mehrzahldieser Haushalte muss ohne Elektrizität auskommen.

CDEEE-Abteilung für ländliche Elektrifizierung Mit der Gründung einer speziellen Abteilung für ländliche Elektrifizierung “Unidad de ElectrificaciónRural y Suburbana” innerhalb der CDEEE besteht dieErwartung, dass die noch erheblichen Defizite bei derVollversorgung der Haushalte mit Elektrizität schritt-weise abgebaut werden. Die Finanzierung dieser Auf-gaben soll teilweise aus den laufenden Gewinnen derprivatisierten Verteilungsunternehmen und Erzeugungs-anlagen erfolgen.

Hierfür sind aus dem entsprechenden Fonds (FondoPatrimonial) 20% der Gesamtmittel vorgesehen.

Nationaler Elektrifizierungsplan Seit Mai 2004 wird ein “Nationaler Ländlicher Elektri-fizierungsplan” (Plan Nacional de Electrificación Rural –PER) implementiert, der von der Abteilung für ländlicheElektrifizierung bei CDEEE mit technischer Unterstüt-zung durch NRECA und finanzieller Unterstützung vonUSAID ausgearbeitet wurde. Dabei werden neben derErweiterung des bestehenden Netzes auch die Möglich-keiten der Nutzung erneuerbarer Energieträger für netz-ferne Regionen und deren Finanzierung betrachtet. DerElektrifizierungsplan soll dazu beitragen, bis 202095% der ländlichen Bevölkerung mit netzgebundenemStrom zu versorgen. Bis Ende 2006 wurden rund 35 Mio. US$ investiert, um gut 88.000 Haushalte andas Netz anzuschließen. Mit Unterstützung durchUSAID (NRECA) werden weitere 6 Mio. US$ in naherZukunft investiert werden, wobei CDEEE 66% davonübernimmt. Der Einsatz von Kleinstwasserkraftwerkenund Photovoltaik wird dabei in Zukunft stärker in denVordergrund rücken als bisher.

Vorhaben zu ländlicher Elektrifizierung mit erneuerbaren Energien In der Vergangenheit haben bereits die Nichtregie-rungsorganisationen REGAE, NRECA und Fondo ProNaturaleza (PRONATURA) eine Reihe von Vorhabenim Bereich “Erneuerbare Energien und ländliche Elek-trifizierung” implementiert31 und dabei eng mit länd-lichen Regionalentwicklungsprogrammen und Dorfko-operativen zusammengearbeitet. Die Programme wurdenüberwiegend von GEF (Kleinprojektefonds) und USAIDfinanziert.

Währungskurs (18.12.2006): 100 Dominikanische Pesos (DOP) = 2,42 Euro (EUR)

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• CDEEE – Corporación Dominicana De Empresas Eléctricas Estatales: Plan De Expansión 2006-2012, Empresa De Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID)

• CDEEE – Corporación Dominicana De Empresas Eléctricas Estatales: Comité de Recuperación del Sector, Plan de Acción para la Recuperación del Sector Eléctrico, Santo Domingo, 8/2006

• CNE – Comisión Nacional De Energía: Proyecto De Ley De Incentivo Al Desarrollo De Fuentes Renovables de Energías Y Sus Regimenes Especiales, 10/2006

• EDENORTE Dominicana: Seminario Sobre El Sector Eléctrico, 8 Y 9 De Septiembre De 2006, Juan Dolio, Rep. Dominicana

• EDESUR: Seminario Plan De Acción Para El Sector Eléctrico Dominicano, Plan De Negocios De Edesur Dominicana S.A. 8 Y 9 de Septiembre de 2006, Juan Dolio, Rep. Dominicana

• Elliott, D., Schwartz, M., George, R., Haymes, S., Heimiller, D. & Scott, G.: Wind Energy Resource Atlas of the Dominican Republic, National Renewable Energy Laboratory (NREL), Golden, Colorado, 10/2001

• Empresa De Transmisión Eléctrica Dominicana: Plan De Expansión Del Sistema De Transmisión 2006-2012, 9/2006

• Energy Information Administration (Department of Energy, USA):Caribbean Fact Sheet, 6/2003

• Listín Diario.com.do:www.listin.com.do; div. Berichte

• Modificación al Reglamento para la Aplicación de la Ley General de Electricidad, Decreto del Poder Ejecutivo No. 749-02 del 19 de Septiembre 2002

• OC – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Interconectado de la República Dominicana:Programa De Operación De Mediano Plazo, 10/2006-9/2007

• OC:Informe Mensual De Transacciones Económicas, 8/2006

• OC: Memoria Anual y Estadísticas de Operación 2005

• OC:Estadísticas, www.oc.org.do

• PROFER:Informe No. 7, Estudio básico sobre potenciales, proyectos y actores en el área de energías renovablesen la República Dominicana, Santo Domingo, 12/2003

• PROFER: Informe No. 8, Aspectos económicos de CalentadoresSolares en el sector residencial en la República Dominicana, Santo Domingo, 4/2004

• PROFER: Informe No. 12, Calentadores Termosolares en la República Dominicana: Mercado y Beneficios, Santo Domingo, 10/2006

• PROFER:Informe No. 13, Micro Centrales Hidroeléctricas para la Electrificación Rural: La Experiencia en la República Dominicana, Santo Domingo, 12/2006

• Reglamento para la Aplicación de la Ley General deElectricidad, Decreto del Poder Ejecutivo No. 555-02 del 19 de julio 2002

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• Secretariado Técnico De La Presidencia: Unidad De Análisis Económico, Monitor Energético, 7/2006

• Secretaria de Estado de Medio Ambiente y Recursos Naturales:Primera Comunicación Nacional ante la ConvenciónMarco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, 2003

• Superintendencia de Electricidad:Ley General de Electricidad, No. 125-01, República Dominicana, 7/2001

• Superintendencia de Electricidad:Proyección de la Demanda de Energía y Potencia y Balance de Energía, Informe final, 25 Marzo 2003

• Superintendencia de Electricidad: Resolución SIE-64-2006

• Secretaria de Estado de Industria y Comercio: Republica Dominicana, Informaciones SuministradasPor La Dirección de Energía No Convencional, 11/2006

• USAID:Estrategia de Eficiencia Energética para La República Dominicana, 11/2004

5.8 Kontakte

Secretaría de Estado de Industria y Comercio Programa de Energía No ConvencionalDirektor: Ing. Salvador RivasE-Mail: [email protected] Av. México Esq. Leopoldo NavarraEdificio Oficinas Gubernamentales Juan Pablo DuarteEnsanche Gazcue, Santo Domingo Tel. +1 (809) 685 51 71 Fax +1 (809) 548 65 10 E-Mail: [email protected] www.seic.gov.do

Comisión Nacional de EnergíaExekutivdirektor: Ing. Aristedes Fernández Zucco E-Mail: [email protected] Direktor Abteilung Erneuerbare Energien und Rationelle Energieverwendung: Arq. Doroteo Rodriguez E-Mail: [email protected] Abteilung Planung: Lucas Vicens E-Mail: [email protected]. Gustavo Mejía Ricart No. 73 Ensanche Serrallés, Santo Domingo Tel. +1 (809) 732 20 00 Fax +1 (809) 547 20 73 www.cne.com.do

Superintendencia de Electricidad (SIE)Vorsitzender: Ing. Francisco Méndez E-Mail: [email protected] Ave. Gustavo Mejía Ricart No. 73 Ensanche Serrallés, Santo Domingo Tel. +1 (809) 683 25 00/683 27 27 Fax +1 (809) 732 27 75 E-Mail: [email protected]

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Corporación Dominicana de Empresas EléctricasEstatales (CDEEE)Geschäftsführer: Radhames Segura Director Nacional Programa Electrificación Rural:Antonio Herrera Ltr. Bereich “Transmission”: Julian Santana Araujo Ltr. Bereich “Generadora Hidroeléctrica”: Sr. RafaelSuero Av. Independencia Centro de los HéroesSanto Domingo Tel. +1 (809) 535 11 00 Fax +1 (809) 533 72 04 E-Mail: [email protected] www.cde.gov.do Wasserkraft: www.hidroelectrica.gov.do

Instituto de Innovación en Biotecnología e Industira - IIBIEnergieabteilung (Divisón Recursos Energéticos) Ltr: Bolivar Rodriguez Apartado Postal 329-2 Calle Oloff Palme Esq. Núñez de Cáceres, Edificio INDOTEC Ensanche San Gerónimo, Santo Domingo Tel. +1 (809) 566 81 21 Fax +1 (809) 227 88 08 E-Mail: [email protected] www.indotec.gov.do

Renewable Energy Growth Assistance Entity(REGAE) Luis Guillermo Local PRONATURA Paseo de Los Periodistas No. 4 Ensanche Miraflores, Santo Domingo Tel. +1 (809) 688 60 92 Fax +1 (809) 688 87 74 E-Mail: [email protected]

Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos(INDRHI)Centro de los Héroes Edificio Nuevo del INDRHI Santo Domingo Tel. +1 (809) 532 32 71 www.indrhi.gov.do

National Rural Electric Cooperative Association(NRECA)Direktor: Jame Vancoevering Calle Rafael Augusto Sánchez No. 51A Ensanche Piantini, Santo Domingo Tel. +1 (809) 541 48 25 Fax +1 (809) 683 86 08 E-Mail: [email protected] www.nreca.org

Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ)Proyecto “Fomento de Energías Renovables en laRepública Dominicana” www.gtz.de/dominican-republic

Deutsch-Dominikanische Industrie- und HandelskammerDirektor: Thomas Kirbach Centro-Dominicano-AlemánCalle Isabel la Católica No. 212Zona Colonial, Santo DomingoTel. +1 (809) 688 67 00 Fax +1 (809) 687 96 81 E-Mail: [email protected] www.ahkzakk.com/repúblicadominicana

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6 Kolumbien

6 Kolumbien1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Die kolumbianischen Statistiken sprechen von effektiver Nettokapazität. Die mittlere tägliche Verfügbarkeit aller Verbundkraftwerke liegt aufgrund von Wartungsarbeiten etwa um 1.700 MW unter diesem Wert.

2 Die Werte für Wasserkraft beinhalten auch kleinere, dezentrale Kraftwerke (2005: 391 MW). Die Rubrik ”Andere“ umfasst Kraft-Wärme-Kopplung sowie Eigenerzeugung.

3 Die Abhängigkeit von Wasserkraft, die Anfang der 1990er Jahre noch bei rund 78% lag, hat sich allerdings bereits deutlich verringert.4 Die kolumbianische Statistik ist beim Begriff ”kleine Wasserkraft“ nicht ganz trennscharf. In der Regel fallen darunter alle Anlagen mit

weniger als 20 MW. Allerdings wird in der Auflistung zu Großanlagen auch ein Wasserkraftwerk mit nur 5 MW aufgeführt.


Installierte Kapazitäten Die installierte Erzeugungskapazität1 im Verbundnetzbetrug Ende 2005 rund 13.330 MW. Sie lag damitgeringfügig niedriger als Ende 2002 (13.468 MW).67% der installierten Kapazität basiert auf Wasser-kraft, der Rest auf thermischer Energie.

Abb. 1: Erzeugungskapazitäten im Verbundnetz; Kolumbien; 2001-2005; MW2

Die frühere fast komplette Abhängigkeit von Wasser-kraft und (in geringem Maße) Kohle bei der Stromer-zeugung, wurde in den neunziger Jahren durch dieInbetriebnahme einer Reihe von Gaskraftwerken auf-gehoben. Trotz dieses dominierenden Zuwachses vonGaskraftwerken ist der kolumbianische Kraftwerks-park weiterhin deutlich von der Wasserkraft geprägt,deren Abhängigkeit von klimatischen Effekten aller-dings zu schwankenden Erzeugungsbeiträgen zwischenden einzelnen Jahren führt und erheblich auf die Preis-situation für Elektrizität einwirkt.3 Der Kraftwerksmixdürfte in den nächsten Jahren wieder durch eine wachsende Dominanz von Wasserkraft geprägt sein.

Insgesamt speisen derzeit 31 größere Wasserkraftwerkemit Leistungen über 20 MW und 20 thermische Kraft-werke mit zum Teil mehreren ErzeugungsblöckenStrom in das Verbundnetz ein.

Rund 97% der installierten Leistung wird von der zentralen Laststeuerung aus geregelt, während vorallem kleine Wasserkraftanlagen4 mit Einspeisung indas Verbundnetz (rund 380 MW) sowie der einzigeWindpark keinem Lastmanagement unterworfen sind.

StromerzeugungNach einer Rezession Ende der 90er Jahre, die sich auf den Stromsektor mit Verbrauchsrückgängen aus-wirkten, ist seit Beginn des Jahrzehnts wieder ein deut-liches Nachfragewachstum zu verzeichnen. In 2005betrug die Stromerzeugung im Verbundnetz (SistemaInterconectado Nacional – SIN) 50.415 GWh. Sie lagdamit um 3,7% höher als 2004. Größere Wasserkraft-werke trugen hierzu mit 72% (36.377 GWh) bei,Kleinwasserkraftanlagen mit 9%. Gasbetriebene Er-zeuger hatten einen Anteil von 14% (6.980 GWh),Kohle von 4% (2.086 GWh). Heizkraftwerke undWindkraft trugen 0,2% bzw. 0,1% bei. Vor allem auf-grund guter hydrologischer Bedingungen und wegender Stilllegung einzelner thermischer Kraftwerke lagder Anteil von mit Wasserkraft erzeugtem Strom in2004 und 2005 deutlich höher als in den Vorjahren.

Abb. 2: Netto-Stromerzeugung im Verbundnetz nachPrimärenergieträgern; Kolumbien; 2001–2005; GWh

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02000

40006000

800010000

12000

1400016000

2001 2002 2003 2004 2005

MMWW

Wasserkraftwerke Gaskraftwerke Kohlekraftwerke Andere

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

2001 2002 2003 2004 2005

GWh

Wasserkraft Erdgas Kohle Andere

Kolumbien ist in der komfortablen Lage, seine Strom-produktion bislang weitgehend ohne Rohstoffimportegewährleisten zu können. Das südamerikanische Landist größter Kohleproduzent und -exporteur des Konti-nents und führt auch Öl aus, insbesondere in die USA.Mittelfristig wird Kolumbien aber aufgrund seinerbegrenzten Reserven an Erdöl und Erdgas zu einemNetto-Importeur werden.

Stromübertragung Das überregionale Übertragungssystem (Sistema deTransmisión Nacional – STN) setzt sich aus zwei Netzenzusammen, eines an der nördlichen Atlantikküste undeines zur Versorgung im Kernland, die beide durchQuertrassen miteinander verbunden sind. Das STNbesteht aus drei Spannungsstufen (110 kV; 220 kV und500 kV) mit einer gesamten Länge von rund 15.000 km.5

Anfang 2007 wurde eine weitere 500-kV-Über-tragungsleitung zwischen der Atlantikküste (Bolívar)und Bogotá mit einer Länge von rund 1.000 km inBetrieb genommen, die durch einen privaten Investorgebaut wurde.

Es besteht eine Verbindung mit dem Übertragungsnetzin Venezuela, die allerdings bislang kaum genutztwird. In 2003 nahmen zwei neue Verbindungsleitungenzwischen Ecuador und Kolumbien den Betrieb auf. Siesind Teil des Abkommens zwischen den fünf Anden-Staaten (Bolivien, Kolumbien, Ecuador, Peru undVenezuela), die mittelfristig ihre Strommärkte in einensupraregionalen Strommarkt integrieren wollen. 2005wurde über diese Trasse vorwiegend Strom in RichtungEcuador exportiert (4.570 GWh), während nur eingeringes Volumen importiert wurde (132 GWh).

Auch 2005 lagen die technischen und nicht-technischenStromverluste bei einem sehr hohen Wert von mehr als23%. Davon machten die Verluste im Verbundnetz nur2,5% aus, der Rest entfiel auf die Verteilungsebene.

StromverbrauchDer Stromverbrauch Kolumbiens nimmt nach einerkurzen wirtschaftlichen Rezession seit der Jahrtausend-wende kontinuierlich zu und erreichte 2005 rund 38,4 TWh. Es wird darüber hinaus geschätzt, dass einBedarf von weiteren etwa 10 TWh gegenwärtig nichtbedient werden konnten.

Abb. 3: Entwicklung des Stromverbrauchs 2001-2005;Kolumbien; GWh

In der Tendenz ist der Anteil des Verbrauchs der Pri-vathaushalte von 48% in 1999 auf 42% in 2005zurückgegangen (Abb. 4).

Abb. 4: Stromverbrauch nach Abnehmergruppen;

Kolumbien; 2005; %6

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5 Nicht an das öffentliche Übertragungsnetz angeschlossen sind die kontinentalen Regionen Amazonas, Antioquia, Arauca, Caquetá, Casanare, Cauca, Chocó, Guainía, Guaviare, Meta, Nariño, Putumayo, Vaupés, Vichada und die beiden Inseln San Andrés und Providencia.

6 Quelle: Comunidad Andina (CAN), 2004.88

34846,2

36841,2

33886,633594,8

38353,5

31000

32000

33000

34000

35000

36000

37000

38000

39000

2001 2002 2003 2004 2005

GWh

Haushalte42%

Industrie31%

Gewerbe18%

Straßen-beleuchtung

3% Andere2%Öffentliche Einr.

4%

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7 Die weiteren Eigentümer sind: Empresa de Energía de Bogotá – EEB, Corporación Eléctrica de la Costa Atlántica – CORELCA, Empresas Públicas de Medellín – EEPPM, Empresa de Energía del Pacífico – EPSA, Electrificadora de Santander – ESSA, Distasa S.A., Central Hidroeléctrica de Caldas – CHEC, Centrales, Eléctricas de Norte de Santander – CENS, Central Hidroeléctrica de Betania – CHB und Electrificadora de Boyacá – EBSA.

Die Spitzenlast ist seit 1999 im Mittel um 2,7% proJahr gestiegen. Bei einer verfügbaren Verbundnetz-kapazität von etwa 11.000 MW Ende 2005 betrug die Höchstlast im Dezember 2005 nur 8.638 MW(plus 3,7% gegenüber dem Vorjahr). Die bestehendeLeistungsreserve kann in Zeiten geringer Nieder-schläge jedoch deutlich schrumpfen, sodass bei einerweiteren Belebung der Stromnachfrage selbst Versor-gungsengpässe nicht ausgeschlossen sind. Bis 2014 wird ein Anstieg der Stromerzeugung auf67.365 GWh prognostiziert. Der Spitzenbedarf solldann bei 12.085 MW liegen.

StrompreiseDie Strompreise variieren erheblich zwischen den ein-zelnen Versorgungsunternehmen. Sie lagen beispiels-weise für Haushalte in einem Bereich von 3,5-8,3€-ct(98 bis 230 Pesos) pro kWh, für Industriebetriebe zwischen 3,3 und 14,2€-ct (92 und 394 Pesos) und für das Gewerbe zwischen 2,1 und 15,0€-ct (58 und417 Pesos) pro kWh. Die Durchschnittstarife im In-dustriebereich liegen deutlich über denen fast alleranderen lateinamerikanischen Länder. Für Dezember 2003 wurde der Preisanteil, der auf dieStromerzeugung entfällt, auf 1,9€-ct/kWh beziffert.

AusbauplanungNach der letzten vorliegenden Energiestatistik von2005 befinden sich etwa 10.500 MW zusätzlicherKraftwerkskapazität in Bau oder Planung – darunterrund 1.230 MW in thermischen Kraftwerken, von denenin 2006 bereits 186 MW in Betrieb genommenwurden, 8.730 MW in großen Wasserkraftwerkensowie knapp 470 MW in mittleren und kleinerenWasserkraftanlagen.

6.2 Marktakteure

Die Akteursstruktur des kolumbianischen Strommarktesstellte sich Ende 2005 folgendermaßen dar: Im Bereichder Stromerzeugung waren 50 Unternehmen aktiv,55% aller Erzeugungskapazitäten lagen in privaterHand. Im Stromhandel waren 74, im Bereich der Über-tragung (überregional und regional) waren 11 Unter-nehmen am Markt. Im Verbundnetz (Sistema Inter-conectado Nacional – SIN) arbeiteten insgesamt 75 re-gulierte Unternehmen, davon waren nur drei komplettvertikal integriert, d.h. auf allen Ebenen (Erzeugung,Transport, Verteilung, Verkauf) tätig: EEPPM, EPSAund ESSA.

StromerzeugerGrößte Stromerzeuger sind EEPPM mit etwa 2.600 MWinstallierter Kraftwerkskapazität, EMGESA mit rund2.250 MW und ISAGEN mit etwa 2.100 MW.

Übertragungs- und VerteilungsnetzbetreiberDas überregionale Übertragungssystem (Sistema deTransmisión Nacional – STN) ist auf sieben Gesell-schaften aufgeteilt, die im Laufe des vertikalen Des-integrationsprozesses teilweise aus den früheren EVUhervorgegangen sind, darunter das Unternehmen Inter-conexión Eléctrica S.A. (ISA) mit einer Beteiligung vonetwa 70% am Gesamtnetz.7 Vier dieser Gesellschaften(ISA, TRANSELECTRA, EEB und DISTASA) sindausschließlich in der Stromübertragung tätig. ISA, ander der kolumbianische Staat 2005 noch 59% derAnteile hielt, ist als ehemals zentrale Netzgesellschaftfür die Koordinierung, Operation und Verwaltung desVerbundnetzes zuständig. Einige der Miteigentümerdes STN sind ebenfalls Aktionäre bei ISA (z.B. EmpresasPúblicas de Medellín – EEPPM mit 10,6%). Die regio-nalen und lokalen Netze sind den Verteilungsunter-nehmen zugeordnet, an denen Stromerzeuger mit biszu 20% beteiligt sein können.

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8 Die Zugangsbedingungen für Stromerzeuger sind in der Resolution CREG-030 von 1996 enthalten. Generelle Aussagen zu den gesetzlichen Anforderungen für regionale Stromüberträger und lokale Verteiler enthalten die Resolutionen CREG-003 von 1994 und CREG-099 von 1997.

9 Alle Stromhändler, die direkt Endverbraucher mit Strom aus dem Verbundnetz beliefern, sind zu einem Ankauf des Stroms über den MEM verpflichtet. Anlagenbetreiber mit 10 bis 20 MW können sich freiwillig am MEM beteiligen, solche mit weniger als 10 MW sind grundsätzlichvom MEM ausgeschlossen. Selbstversorger können das Verbundnetz nutzen, um Ersatz- oder Zusatzstrom zu erhalten. Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen können sich selbst oder andere mit Strom und Wärme für industrielle oder gewerbliche Zwecke beliefern.

Seit mehreren Jahren ist die kolumbianische Strom-wirtschaft mit Angriffen der Guerilla auf das Verbund-netz konfrontiert, was zum Teil erhebliche Versor-gungsprobleme aufwirft. In 2005 wurden 227 Attackenauf Hochspannungsmasten gemeldet. Mehrere Stromexportierende Regionen wurden von den Verbraucher-märkten abgeschnitten. Die anhaltenden Probleme inder Stromversorgung haben dazu beigetragen, dasseinige geplante Privatisierungen vorläufig unterbro-chen wurden.

Weitere Akteure

RegulierungskommissionMit der Regulierung des Elektrizitätsmarktes ist einnationaler Ausschuss (Comisión de Regulación deEnergía y Gas – CREG) beauftragt. Dieser regelt dieRahmenbedingungen für ein effizientes Elektrizitätsan-gebot, die schrittweise Liberalisierung des Strommarktes,die Normenbestimmungen für den Großhandelsmarkt,den freien Netzzugang, die Übertragungs- und Ver-teilungsentgelte, die Tarife für regulierte Endverbraucher,die Wahrung der Verbraucherinteressen sowie Fragender vertikalen Desintegration der Elektrizitätswirtschaft.

Planungseinheit im EnergieministeriumDie staatlichen Aufgaben wurden mit der Reform desStromsektors im Wesentlichen auf planende Funktioneneingeschränkt. Für die Analyse des zukünftigen Ener-giebedarfs und entsprechender Angebotssituationen sowie zur Aufstellung des Nationalen Energieplans(“Plan Energético Nacional”) und des Planes zur Er-weiterung des Stromsektors (“Plan de Expansión delSector Eléctrico”) ist die Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) im Ministerium für Bergbau undIndustrie zuständig. Diese Planung hat jedoch nur nochanalytischen Charakter und ist nicht mehr bindendeVorgabe für die Ausbauvorhaben.


Restrukturierung Mit der Verabschiedung des Gesetzes zur Organisationder öffentlichen Dienstleistungen (Gesetz 142 vom11.7.1994, Régimen de Servicios Públicos Domiciliarios)und des Elektrizitätsgesetzes 143 vom 11.7.1994 (Ley Eléctrica) wurde eine Reform des Sektors eingeleitet.Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Vertrieb vonStrom wurden getrennt, das frühere regionale Monopolder Versorgungsunternehmen aufgelöst. In Bereichen,in denen kein natürliches Monopol vorliegt, also Er-zeugung und Vertrieb, wurde freier Wettbewerb einge-führt, die anderen Bereiche werden staatlich geregeltund überwacht.

Die Betreiber des Verbundnetzes, die regionalen Übertragungsunternehmen (Sistema de TransmisiónRegional – STR) und lokale Stromverteiler (Sistema deDistribución Local – SDL) müssen ihre Netze jedemNutzer und Erzeuger gegenüber öffnen (diskriminie-rungsfreier Zugang).8 Zudem wurde eine umfassendePrivatisierung eingeleitet, die alle Bereiche der Strom-wirtschaft tangiert und noch nicht abgeschlossen ist.Der Zubau von Kraftwerkskapazitäten steht im Rahmensonstiger gesetzlicher Regelungen jedem wirtschaftlichenAkteur offen.

Großhandelsmarkt Erzeuger, deren Anlagen in das nationale Verbundsystemliefern und über mindestens 20 MW verfügen, sind verpflichtet, sich an dem seit 1995 bestehenden Groß-handelsmarkt (Mercado de Energía Mayorista – MEM)zu beteiligen (Resolution CREG-054 von 1994).9 DieErzeuger müssen stündliche Gebote für den nächstenTag an das nationale Dispatchzentrum in Medellínmelden und werden entsprechend ihrem Preisangebotin die Lastverteilung aufgenommen. Hierbei gibt es keineVorzugsbehandlung für bestimmte Kraftwerkstypen.

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1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenZur Vermeidung einer dominanten Stellung am Marktdarf kein Stromlieferant mehr als 20% der Gesamter-zeugung bereitstellen, unter Einbeziehung der Kapital-beteiligung an anderen Erzeugungsunternehmen.Nachfrager können keine direkten Gebote an den Poolabgeben. Der Poolbetreiber stellt die Angebote dergeschätzten Nachfrage gegenüber und bestimmt diestündlichen Poolpreise. Weiterverteiler und zugelasseneGroßverbraucher können mit den Erzeugern bilateraleVerträge abschließen, die zur Abrechnung beim Pool-betreiber registriert werden müssen.

Der Stromhandel basiert im Wesentlichen auf lang-fristigen Verträgen. Die kolumbianische Strombörse istdurch eine unsichere und stark schwankende Preis-situation gekennzeichnet, die durch die starke Abhängig-keit der Wasserkraft von günstigen Niederschlagsbe-dingungen bestimmt wird. So liegt der durchschnittlichePreis langfristiger Verträge in trockenen Zeiten regel-mäßig unter den Börsen-(Pool-)Preisen, in regenreichenJahren bzw. Monaten darüber. So lag der mittlere Preis bilateraler Verträge in 2005 bei 2,6 €-ct/kWh (71 Pesos/kWh) und damit niedriger als der Poolpreis,der durchschnittlich 2,8 €-ct/kWh (76,5 Pesos/kWh)betrug. Im feuchten Monat Juni allerdings lag derPoolpreis bei nur 2,1€-ct/kWh (59,5 Pesos/kWh),während für langfristige Verträge 2,5 €-ct/kWh (68,7 Pesos/kWh) verlangt wurden.

Nicht regulierte Verbraucher Seit dem 1.1.2000 besteht für alle Endverbraucher miteinem Leistungsbedarf von mindestens 100 kW odereiner Stromabnahme von mindestens 55 MWh/Monatkeine Regulierungsbindung mehr, d.h. diese könnenunmittelbar mit den Erzeugern Strombezugsverträgeabschließen.


In einem Entwicklungsplan für alternative Energien(“Plan de Desarrollo Nacional de las Energías Alternativas”) wurden bereits im Jahr 1995 Maßnahmenvorgeschlagen, die zu einer Stärkung der Nutzungerneuerbarer Energiequellen beitragen sollten. In derPraxis blieben diese Ankündigungen jedoch Lippenbe-kenntnisse ohne erkennbare Wirkung.

Nationale Energiepläne Auch der Nationale Energieplan von 1997 (“Plan Energético Nacional”) unterstrich die Bedeutung derregenerativen Energien und hob hervor, dass diesezumindest im Bereich der Stromerzeugung bis dato nursehr unzureichend genutzt wurden. Allerdings wies derNationale Energieplan von 1997 den erneuerbarenEnergiequellen – mit Ausnahme der Großwasserkraft –eher ein Nischendasein im Bereich städtischer odernicht elektrifizierter Randgebiete oder im Umfeldländlicher und isolierter Ansiedlungen zu. Dies hatsich auch im Nationalen Energieplan von 2003 nichtgeändert, der noch stärker als zuvor eine forcierte Nutzung von Erdgas und Kohle empfiehlt und inBezug auf erneuerbare Energien lediglich den Ausbauder kleinen Wasserkraft sowie Pilotprojekte im Bereichanderer erneuerbarer Energien nahelegt.

Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien von 2001Mit dem Gesetz 697 vom 3.10.2001 hat die kolumbia-nische Regierung einen Rahmen zur Förderung derNutzung erneuerbarer Energiequellen geschaffen,indem die Einrichtung eines Programms zur rationel-len Energieverwendung und zum Einsatz regenerativerEnergien (Programa de Uso Racional y Eficiente de laEnergía y demás formas de Energía No Convencionales– PROURE) unter Federführung des Ministeriums fürBergbau und Energie vorgesehen wurde.

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Im Rahmen dieses Programms sollen auch politischeRichtlinien und Strategien sowie Instrumente zur Förderung nicht-konventioneller Energieträger ent-wickelt werden, wobei der Schwerpunkt auf Regionenliegt, die über keine Stromversorgung verfügen. Unter-nehmen, die Komponenten zur Nutzung erneuerbarerEnergien fertigen oder importieren, sollten besondereUnterstützungen erhalten.

Mit dem Dekret 3683 vom 19.12.2003 wurde dasGesetz zur Umsetzung gebracht. Eingerichtet wurdeeine überinstitutionelle Kommission (CIURE), dievom MME geleitet wird und der die Ministerien fürUmwelt und Außenhandel, die RegulierungsbehördeCREG, das kolumbianische Institut für Wissenschaftund Technologieentwicklung (Colciencias), die Energie-planungseinheit (UPME) sowie andere eingeladeneInstitutionen angehören.

Steuerbefreiung Erste konkrete Fördermaßnahme im Zusammenhangmit PROURE ist eine Regelung im Rahmen des Ge-setzes 788 vom 27.12.2002, wodurch der Verkauf vonStrom aus Windenergie, Biomasse oder agrarischenReststoffen für 15 Jahre von der Einkommensteuerbefreit wird, sofern die Verkäufer folgende Kriterienerfüllen: Teilnahme am CO2-Zertifikatehandel gemäßdem Kyoto-Protokoll sowie Reinvestition von minde-stens 50% der Verkaufserlöse des Zertifikatehandels insoziale Projekte innerhalb des Versorgungsgebietes desErzeugungsunternehmens. Laut Artikel 95 ist zudemdie Einfuhr von Anlagen und Komponenten, die demZertifikatehandel zugute kommen, von der Mehrwert-steuer befreit.

Mit Gesetz 818 und Dekret 3172 von 2003 wurdenferner Steuerabschreibungen für alle Investitionenbeschlossen, die dem Umweltschutz dienen. Um sichhierfür zu qualifizieren, muss der Projektentwicklerallerdings ein entsprechendes Zertifikat vom Umwelt-ministerium ausgestellt bekommen.

Fonds zur Elektrifizierung netzferner RegionenBereits mit dem Gesetz 633 (2000) und dem Dekret2884 (2001) wurde ein Fonds für die finanzielle Hilfebei der Elektrifizierung in Zonen außerhalb der Reich-weite des Verbundnetzes eingerichtet (FAZNI). DieserFonds wird seit Juli 2003 aus der Abgabe von einemPeso auf jede Kilowattstunde, die im Verbundnetz ver-kauft wird, gespeist und dient auch Projekten, die einesolche Elektrifizierung auf der Basis von erneuerbarenEnergien, z.B. durch Installation einer Wasserkraft-anlage, realisieren.

Andere Anreizsysteme mit spezifischer Fokussierungauf die Nutzung erneuerbarer Energien, insbesonderefür solche Anlagen, die in das Verbundnetz einspeisen,sind bisher nicht in Kraft, da die Regierung vornehm-lich auf eine wettbewerbsorientierte Politik in der Ent-wicklung der Elektrizitätswirtschaft setzt.

Clean Development Mechanism Kolumbien hat die Bestimmungen des Kyoto-Proto-kolls mit dem Gesetz 629, das am 30.11.2001 verab-schiedet wurde, in nationales Recht umgesetzt. SeitMai 2002 ist die Designated National Authority(DNA) beim Ministerium für Umwelt, Wohnen undLandesentwicklung untergebracht. Mit den Resolutionen1812421 und 1812422 von 2005 wurden die Treib-hausgasfaktoren festgelegt, die bei Projekten unter-schiedlicher Größenordnung auf der Basis erneuerbarerEnergien zur Geltung kommen, wenn diese in das Ver-bundnetz einspeisen. Es ist erklärtes Ziel, zumindesteinen Teil der Investitionen für CDM-Projekte in Vor-haben zur Verbesserung der ländlichen Elektrifizierungunter Nutzung erneuerbarer Energien zu lenken, um solängerfristig unter anderem die geschätzten mehr als1.000 kleinen Stromgeneratoren auf Dieselbasis zurInselversorgung in ländlichen Regionen abzulösen.

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10 Siehe Abschnitt ”Windenergie“.11 Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.12 Unter 20 MW.

Beim CDM-Exekutivboard wurden bislang außer demWindpark Jepirachi10 drei Wasserkraftprojekte regi-striert, und zwar das Projekt Agua Fresca im Departa-mento Antioquia mit einer Leistung von 7,5 MW undeiner jährlichen Erzeugung von 63,3 GWh, das ProjektSanta Ana, das in die Trinkwasserversorgung vonBogotá integriert werden und 13,4 MW leisten soll,sowie zwei Anlagen am Fluss La Herradura ebenfalls imDepartamento Antioquia mit einer Leistung von 19,8bzw. 11,7 MW.


Abgesehen von der Nutzung der Wasserkraft auch imkleineren Maßstab ist die Verbreitung entsprechenderTechnologien auf Basis erneuerbarer Energien selbst beider Elektrifizierung ländlicher Regionen in Kolumbiendeutlich geringer als in anderen Ländern Lateinamerikas.Dazu haben unter anderem der geringe finanzielleSpielraum des Staates und die teilweise fehlende Kon-trolle der Zentralgewalt über weite ländliche Regionenmit beigetragen.

Eine statistische Erfassung der Nutzung erneuerbarerEnergien in isolierten Netzen oder zur Selbstversor-gung fehlt weitgehend, sodass an dieser Stelle keinegenauen Angaben zum Umfang des Einsatzes entspre-chender Technologien gemacht werden können. Aller-dings enthält der nationale Energieplan von 2003zumindest eine knappe Einschätzung zur Nutzungerneuerbarer Energien in Kolumbien, worauf die folgenden Angaben teilweise beruhen.

WasserkraftAufgrund der geografischen Gegebenheiten und hoherjährlicher Niederschläge in weiten Teilen des Landesbietet Kolumbien sehr gute Bedingungen für die Nutzung von Wasserkraft. Anfang 2007 erarbeitenUPME und das nationale meteorologische InstitutIDEAM11 einen ersten hydroenergetischen Atlas.

Im Jahre 2005 war Wasserkraft im Bereich der Strom-erzeugung sowohl in Bezug auf die installierte Kapa-zität (67%) als auch hinsichtlich der Stromproduktion(rund 82%) der mit Abstand wichtigste Energieträger.Die Nutzung von Wasserkraft zur Stromerzeugungfindet in Kolumbien etwa seit 1920 statt; man ver-sorgte auf diesem Weg zunächst Siedlungen an derAtlantikküste mit Strom. In den 1960er Jahren decktedie Mehrheit der größeren Gemeinden im Landesinnerenihren Strombedarf mittels Eigenerzeugung in Formvon Kleinwasserkraftwerken.

Das älteste im Verbundnetz betriebene Wasserkraftwerkstammt von 1957. Ab den 1960er Jahren entstandendann zahlreiche Großprojekte mit oftmals weit reichenden sozialen und ökologischen Auswirkungensowie der Notwendigkeit, ausländisches Kapital einzu-binden. Dies und der fortschreitende Anschluss derStädte und Gemeinden an das Verbundnetz hatte dieStilllegung der Mehrzahl kleiner Wasserkraftanlagenzur Folge, die sich nicht mehr rentabel betreibenließen. Als größte Anlage wurde 1988 das Wasser-kraftwerk San Carlos in der Provinz Antioquia mit1.240 MW in Betrieb genommen. Seit Anfang diesesJahrzehnts sind drei weitere Großanlagen mit Leistungenzwischen 344 und 411 MW hinzugekommen.

Aufgrund des hohen Anteils des Stromsektors an derAuslandsverschuldung, der gestiegenen Kosten derStromübertragung und -verteilung sowie verstärktenBemühungen hinsichtlich der ländlichen Elektrifizie-rung wird eine Revitalisierung der Kleinwasserkraft12

angestrebt. Ende 2005 befanden sich knapp 400 MWKapazität verteilt auf gut 70 Erzeugungsstätten imVerbundnetz.

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13 Dazu hatte UPME gemeinsam mit dem kolumbianischen Umweltministerium die notwendigen Berechnungen zum Verkauf von Emissionszertifikaten durchgeführt und dem PCF vorgelegt. Der PCF billigte anschließend sowohl die zugrunde gelegte Berechnungsmethode als auch das daraus resultierende Reduktionsvolumen.

WindenergieIn 2006 wurde von UPME und dem meteorologischenInstitut IDEAM ein erster Windatlas vorgelegt, der aufLangzeitmessungen an mehr als 100 Referenzstandortenberuht. Kolumbien verfügt regional über gute bis sehrgute Windbedingungen. Als attraktivste Windregiongilt die Halbinsel La Guajira im äußersten NordenKolumbiens mit mittleren Windgeschwindigkeitenvon bis zu 11 m/s in 10m Höhe. Auch der Küsten-streifen südwestlich hiervon in den DepartamentosMagdalena und Atlántico weist gute Standorte zurWindnutzung auf. Günstige Windregime zeigenaußerdem die Bergregionen in den DepartamentosCésar, Norte de Santander und Santander und die Karibikinseln San Andrés und Providencia.

Das bisher einzige in Betrieb befindliche Windkraft-projekt Kolumbiens ist das Jepírachi-Vorhaben desErzeugungs- und Versorgungsunternehmens EmpresasPúblicas de Medellín (EEPPM) in der Region AltaGuajira an der Karibikküste, das mit Unterstützungder GTZ realisiert wurde. Der Standort befindet sich inder Nähe des Steinkohlehafens Puerto Bolívar mitZugang zum nationalen Hochspannungsnetz. EEPPMprüft derzeit auch die Errichtung eines zweiten Wind-parks in etwa gleicher Größenordnung, der unweit desersten Standortes errichtet werden würde.

Jepírachi-Windpark Der Jepírachi-Windpark wurde im Dezember 2003 inBetrieb genommen und verfügt über 19,5 MW Leistung (bestehend aus 15 Starkwindanlagen vom TypN 60 der Firma Nordex). Der Jahresertrag wurde mit68 GWh erwartet, entsprechend einem Leistungsfaktorvon 40%. Dabei wurde aufgrund von Windmessungenvon einer mittleren Geschwindigkeit von fast 10 m/s in50 m Höhe ausgegangen. Allerdings lieferte der Parkim Jahr 2004 nur knapp 52 GWh und im Jahr 2005lediglich 49,5 GWh. Die Verfügbarkeit der Anlagenwar aufgrund technischer Probleme durch hohe Temperaturen sowie durch Netzinstabilitäten zeitweiligerheblich eingeschränkt.

Zur Errichtung des Windparks investierte EEPPM27,8 Mio. US$. Das Projekt wird finanziell durch dieWeltbank im Rahmen des “Prototype Carbon Fund”(PCF) mit bis zu 3,2 Mio. US$ für die Vermeidung voninsgesamt 800.000 t CO2-Emissionen bis 2012 unter-stützt.13 Die Auszahlung dieses Zuschusses erfolgtdabei in regelmäßigen Abständen nach Vorlage vonEmissionszertifikaten durch EEPPM beim PCF gemäßden CDM-Anforderungen. Die Stromerzeugungskostenwerden trotz der guten Windverhältnisse auf rund 49 US$/MWh veranschlagt, was sich auch durch dieKosten des Netzanschlusses über eine 8 km langeTrasse erklärt. Um einen wirtschaftlichen Betrieb zu ermöglichen, wurde der Windpark zudem vomKolumbianischen Wissenschafts- und TechnologieratCOLCIENCIAS als “technisches Innovationsprojekt”anerkannt, was EEPPM erlaubte, die Investitionskostenmit dem zu versteuernden Gewinn zu verrechnen.

GTZ-Aktivitäten im Rahmen des TERNA Programms Die Vorbereitung des seit 1998 in Planung befindlichenVorhabens wurde im Rahmen des TERNA-Programmsvon der GTZ unterstützt. Seit Mai 2000 betriebEEPPM eine Windmessstation nahe dem vorgesehenenStandort. Nach dreijährigen Windmessungen wurdefür die Guajira-Region ein nutzbares Windpotenzialvon rund 5 GW ermittelt. Die GTZ hat EEPPM bei der Auswahl des Standortes, bei den Windmessungenund bei der Bewertung der technischen und finanziellenMöglichkeiten im Rahmen von Windertrags- undMachbarkeitsstudien unterstützt. Zudem hat die GTZEEPPM bei der Erstellung und Auswertung der Aus-schreibung des Windparks beraten. Im Dezember 2003wurden die ersten Anlagen des 19,5-MW-Windparksin Betrieb genommen.

94

6 Kolumbien

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenBiomasseKolumbien verfügt über reiche Ressourcen an Bio-masse, die energetisch genutzt werden könnten. Aller-dings gibt es bislang keine systematische Erfassungdieser möglichen Energieträger. Für 2007/08 sehenUPME, IDEAM und COLCIENCIAS die Erarbeitungeines ersten Atlas zur Erfassung der Energiepotenzialeaus Biomasse vor.

Der (dokumentierte) Beitrag der Biomasse zur Strom-produktion in Kolumbien ist bisher sehr gering. AlsRohstoff dient hierzu meist Bagasse aus Zuckerrohr,die in der Regel in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagenzum Einsatz kommt. Die kumulierte Leistung dieserAnlagen liegt bei etwa 25 MW. Zählt man auch zuge-feuerte Biomasse zur Stromerzeugung hinzu (etwaBagasse in Kohlekraftwerken), erhöht sich die Kapazitätum ca. 100 MW. Darüber hinaus werden verschiedeneagroindustrielle Reststoffe wie Trester, Schalen vonReis oder anderem Getreide zur Wärmegewinnungeingesetzt.

SolarenergieIn 2005 wurde von UPME und dem meteorologischenInstitut die Neufassung eines Solaratlas vorgelegt, dererstmals 1993 publiziert wurde. Kolumbien verfügtdemnach über hervorragende solare Einstrahlungsbe-dingungen mit Werten zwischen 4,0 und 4,25 kWh/m2

pro Tag in den südwestlichen Landesteilen sowie an derPazifikküste und zwischen 5,5 und 5,75 kWh/m2 proTag in der Region Guajira. Dies entspricht 58-84% derWerte von Saudi-Arabien, dem Land mit der höchstenSonneneinstrahlung weltweit. Trotzdem kommt demEinsatz der Solarenergie zur Stromgewinnung durchSolar-Home-Systeme (SHS) selbst in entlegenen GebietenKolumbiens oder zur Warmwasserbereitung durchSolarkollektoren bisher nur marginale Bedeutung zu.

Laut Nationalem Energieplan von 2003 sind bisher nurrund 2 MW an Photovoltaikleistung in Kolumbien inBetrieb. Eine größere Photovoltaikanlage wurde 1995im Bezirk Vichada zur Versorgung einer kleinen An-siedlung mit Schule und Gesundheitsposten installiert.Im Oktober 2003 veranlasste der EnergieversorgerEmpresa Antioqueña de Energía S.A. (EADE), einTochterunternehmen der Empresas Públicas deMedellín (EEPPM), eine Ausschreibung von 60 kleinenPV-Systemen für Dorfschulen in seinem Versorgungs-gebiet. Jede Anlage konnte zu einem Preis von500.000 Pesos (etwa 156 € ) erworben werden. Mitdieser Maßnahme wollte EADE vor allem das Interessean SHS wecken.

Geothermie Trotz mehrerer Vorstudien zur Nutzung der Geothermieinnerhalb der letzten 35 Jahre und ersten Probe-bohrungen des Unternehmens Geoenergía Andina S.A.(GESA) im Jahre 1997 wurde das ErdwärmepotenzialKolumbiens bisher kaum genutzt. Der Grund hierfürliegt vor allem in der Verfügbarkeit anderer heimischerEnergieressourcen, insbesondere der Kohle. Gegenwärtigbesteht die einzige Form der Nutzung geothermischerVorkommen in Kolumbien in der Verwendung heißenQuellwassers für den Betrieb von Heilbädern.

95

6 Kolumbien

14 Siehe www.ipse.gov.co.


In den vom Verbundnetz erreichten Zonen (zonas inter-conectadas) liegt die Anzahl der angeschlossenenStromkunden bei 90% und soll bis 2019 auf annähernd100% erhöht werden. In den verbundnetz-fernenRegionen (zonas no interconectadas – ZNI) liegt derElektrifizierungsgrad derzeit bei 75,5%.

1999 hat das Ministerium für Bergbau und Energiemittels des Instituts für Planung und Förderung vonEnergielösungen für netzferne Regionen (Instituto dePlanificación y Promoción de Soluciones Energéticaspara las Zonas No Interconectadas – IPSE)14 die Durch-führung von 93 Projekten zur ländlichen Elektrifi-zierung eingeleitet. Diese Projekte konzentrieren sichauf die Erweiterung bestehender Netze und den Aufbauvon Insellösungen, vornehmlich durch Installation vonDieselgeneratoren.

Inzwischen wird in Zusammenhang mit dem Pro-gramm PROURE von einem verstärkten Einsatzerneuerbarer Energien auch zur ländlichen Elektrifi-zierung gesprochen, allerdings kommt die Umsetzungnur schleppend voran.

Währungskurs (Februar 2007):100 Kolumbianische Pesos (COP) = 0.03605 Euro (EUR) 1 EUR = 2.774 COP

6.7 Literatur

• Energy Information Administration(US Department of Energy):Country Analysis Briefs Colombia, June 2006

• Interconexi_n El_ctrica S.A. (ISA):Informe anual 2005

• Korneffel, Peter: Gro_er Bruder Wind, in:Neue Energie, 2003 (8), S. 80-84

• Larsen, Erik; Dyner, Isaac; Bedoya, Leonardo;Franco, Carlos Jaime:Lessons from deregulation in Colombia: successes,failures and the way ahead, in: Energy Policy 2003,article in press

• MME:Atlas de Radiación Solar de Colombia, Bogotá 2005

• MME/UPME:Boletín Estadístio de Minas y Energía 1999-2005

• Rodriguez M., Humberto(Universidad Nacional de Colombia):Generación de Energía Eléctrica en la Costa Atlánticacon Aerogeneradores, Bogotá, o.D.

• UPME:Informe de Gestión 2005

• UPME:Manual de Aplicación de la Energía Eólica,Bogotá 2006

• UPME:Plan Energético Nacional 2003-2020

• UPME:Plan de Expansión de Referencia – Generación,Transmission, 2006-2020

96

6.8 Kontakte

Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) Carrera 50 No. 26-00BogotáTel. +57 (1) 222 06 01 Fax +57 (1) 221 95 37 E-Mail: [email protected] www.upme.gov.co

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) Carrera 7 No. 71-52 Bogotá Tel. +57 (1) 312 20 20 Fax +57 (1) 312 19 00 E-Mail: [email protected]

Interconexion Electrica S.A. E.S.P (ISA) Calle 12 Sur No. 18-168 Medellín Tel. +57 (4) 325 22 70 Fax +57 (4) 317 08 48 E-Mail: [email protected]

Empresas Públicas de Medellín E.S.P. (EEPPM) Unidad Planeación Generación Eléctrica Carrera 58 No. 42-125 Medellín Tel. +57 (4) 380 42 30 Fax +57 (4) 380 67 95 E-Mail: [email protected] www.eeppm.com

Deutsch-Kolumbianische Industrie- und Handelskammer Cámara de Industria y Comercio Colombo-Alemana Post: Apartados Aéreos 91 527, 91 528 Büro: Carrera 13 No. 93-40, piso 4 Bogotá Tel. +57 (1) 623 33 30Fax +57 (1) 623 33 08E-Mail: [email protected] www.ahk-colombia.com

Botschaft der Republik Kolumbien Kurfürstenstraße 84 10787 Berlin Tel. +49 (30) 26 39 61-0 Fax +49 (30) 26 39 61-25 E-Mail: [email protected]

Botschaft der Bundesrepublik DeutschlandCarrera 69 No. 25B-44Edificio “World Business Port”, Piso 7BogotáTel. +57 (1) 423 26 00Fax: +57 (1) 429 31 45www.bogota.diplo.de

6 Kolumbien


97

Dampfkraftwerke

GuD-Kraftwerke

Gasturbinen

Dieselgeneratoren

Kombikraftwerke

Wasserkraft

Geothermie

Windkraft

Kernkraft

Kohle

Gesamt

7 Mexiko

7 Mexiko 1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Heizkraftwerke dienen in der Regel ebenfalls der Eigenversorgung bzw. der direkten Strom- und Wärmelieferung industrieller Abnehmer insbesondere in der Erdölindustrie, werden jedoch statistisch getrennt erfasst.

2 SIN = Sistema Interconectado Nacional, Verbundsystem ohne die unabhängigen Netze von Baja California (Lastspitze 1.909 MW in 2005), Baja California Sur (264 MW) und Inselnetze (24MW).

3 Quelle: SENER, Balance nacional de energía 2005, México D.F. 2006.


Installierte Kapazitäten Die Gesamtkapazität aller Stromerzeuger in Mexiko(inkl. Export) lag Ende 2005 bei 53.858 MW (+0,6%gegenüber dem Vorjahr). Daran hatten die staatlichenVersorger Comisión Federal de Electricidad (CFE) undLuz y Fuerza del Centro (LFC) einen Anteil von etwa70% bzw. 1,6% (zusammen 38.247 MW), unabhängigeStromversorger von rund 15%, Eigenerzeuger undHeizkraftwerke1 von 11% (zusammen 7.236 MW) sowieExport von 2,5%.

Öffentliche VersorgungDie Erzeugungsleistung für die öffentliche Versorgung(ohne Selbstversorgung und KWK aber inkl. der von denstaatlichen Versorgern unter Vertrag genommenenunabhängigen Stromproduzenten) lag Ende 2005 bei46.534 MW, verteilt auf 192 Kraftwerksstandorte.Hierzu trugen unabhängige Stromproduzenten mitLieferverträgen knapp 18% bei (8.287 MW, aus-schließlich aus GuD-Kraftwerken). Der Erzeugungs-park setzte sich zu 23 % aus Wasserkraftwerken, zu28% aus gasbefeuerten GuD-Kraftwerken, zu 47% ausanderen thermischen Kraftwerken und zu 2% aus Geo-thermie und Windkraft zusammen. Die Gesamtleistungverringerte sich in 2005 leicht gegenüber dem Vorjahr.Die Spitzenlast im nationalen Verbundnetz der öffent-lichen Versorgung (SIN2) lag in 2005 bei 31.268 MW.

Tab 1: Erzeugungskapazität – öffentliche StromversorgungMexiko (CFE, LFC und unabhängige Strom-lieferanten); 2001–2005; MW3

Der Leistungszuwachs in den letzten Jahren ist vorallem auf den Markteintritt unabhängiger Erzeugungs-unternehmen zurückzuführen, die sich fast ausschließlichin ausländischem Besitz befinden.

StromerzeugungDie Gesamtstromerzeugung betrug 248,0 TWh in 2005.Dazu trugen die Versorger CFE und LFC 69,2% bei,die unabhängigen Stromproduzenten 19,1%, Selbst-versorger 5,8%, industrielle Heizkraftwerke 2,9%,Export 2,5% und Eigenerzeuger mit Altverträgen (usospropios continuos) 0,6%.

99

2002

14.283

7.343

2.890

144

2.100

9.608

843

2

1.365

2.600

41.178

2001

14.283

5.188

2.381

143

2.100

9.619

838

2

1.365

2.600

38.519

2003

14.283

10.604

2.890

143

2.100

9.608

960

2

1.365

2.600

44.554

2004

13.983

12.401

2.818

153

2.100

10.530

960

2

1.365

2.600

46.552

2005

12.935

13.256

2.599

182

2.100

10.536

960

2

1.365

2.600

46.534

Die Bruttostromproduktion der öffentlichen Versorgunglag in 2005 bei 219,0 TWh (plus 5,0% gegenüber demVorjahr), 71% davon lieferten fossil befeuerte Kraft-werke. 21,6% (47,4 TWh) wurde von unabhängigenStromproduzenten bereit gestellt (gegenüber nur 0,6%in 2000). Die Bruttoerzeugung aus Kraftwerken vonCFE und LFC betrug in 2005 knapp 171,7 TWh. Ins-besondere der Beitrag von gasbetriebenen GuD-Kraft-werken zur Stromerzeugung hat sich in den letztenJahren stark erhöht (von 9% in 2000 auf mehr als 33 %in 2005) und wird auch in den kommenden Jahrenweiter zunehmen. Nach dem letzten Ausbauplan sollallerdings versucht werden, den Gasanteil bei der Er-zeugungskapazität auf 50% zu begrenzen.

Tab 2: Bruttostromerzeugung für die öffentliche Versorgung; Mexiko; GWh, %; 2002–2005

Stromübertragung und -verteilungDas Hochspannungsnetz zur Stromübertragung (> 150 kV) im Besitz von CFE erstreckte sich Ende März2006 über knapp 46,700 km. Das gesamte Übertra-gungsnetz befindet sich gemeinsam mit dem Vertei-lungsnetz zu 96% im Besitz von CFE und zu 4% imVerantwortungsbereich von LFC. Die Netze der Pro-vinzen Baja California und Baja California Sur sindnicht mit dem nationalen Verbundnetz gekoppelt.Außerdem werden in abgelegenen Regionen nocheinige isolierte Netze betrieben.

VerlusteDie Verluste im Bereich Übertragung und Verteilungsind hoch und lagen im Jahr 2005 bei zusammen17,8%. Für das Verteilungsnetz von LFC werden für2005 Verluste von mehr als 30% angegeben. Dabeidürften insbesondere nicht-technische Verluste eineRolle spielen.

7 Mexiko

100

GWh

79.820

44.836

6.434

0

13.873

30.360

9.651

16.085

201.059

2002 2003 2004

%

39,7

22,3

3,2

0

6,9

15,1

4,8

8,0

100,0

GWh

74.501

54.960

6.921

0

13.842

26.055

10.585

16.692

203.555

Dampfkraftwerke

GuD-Kraftwerke

Gasturbinen

Motoren

Kombikraftwerke

Wasserkraft

Geothermie

Windkraft

Kernkraft

Kohle

Gesamt

GWh

65.111

73.381

1.385

780

14.275

27.609

7.299

5

10.805

18.380

219.000

%

31,8

34,7

1,3

0,3

3,8

15,1

4,4

8,6

100,0

%

29,7

33,5

0,6

0,4

6,5

12,6

3,3

0,0

4,9

8,4

100,0

GWh

66.346

72.396

2.712

626

7.928

31.504

9.180

17.943

208.634

%

36,6

27,0

3,4

0

6,8

12,8

5,2

8,2

100,0

2005

Haushalte

Handel

Dienstleistungen

Landwirtschaft

Mittlere Industrie

Großindustrie

Gesamt

7 Mexiko


4 Dazu addiert sich der wachsende Anteil von Selbstversorgung in diesem Bereich.5 Datenquelle: CFE, SENER.

Export und Import von Strom Ein Stromaustausch besteht über mehrere Verbindungenmit den US-amerikanischen Bundesstaaten Kalifornien,Texas und Arizona im Norden sowie über eine Ver-bindung mit Belize im Süden. Eine weitere geplanteTrasse nach Guatemala ist bislang nicht fertig gestellt.Der Stromhandel erreichte in 2005 bei Exporten vonknapp 1.300 GWh und nur geringfügigen Importen(93 GWh) einen deutlichen Bilanzüberschuss. Seit2000 ist der Stromimport signifikant zurückgegangen,während andererseits der Export im selben Maße wuchs.

StromverbrauchInklusive Eigenerzeugung lag der nationale Stromver-brauch in 2005 bei 191,3 TWh und damit um 4 %höher als im Vorjahr. Von CFE und LFC zusammenwurden in 2005 rund 169,8 TWh Strom verkauft. Dermittlere Zuwachs beim Stromverbrauch (öffentlicheVersorgung) lag im Zeitraum 1995-2005 bei 4,7% proJahr und damit deutlich über dem Anstieg des Brutto-inlandprodukts von im Mittel 2,7%. Seit 2000 ist derStromverbrauch allerdings nur noch verhalten gestiegen.Während die etwa 25,5 Mio. privaten Haushalte in2005 ein Viertel des Strombedarfs konsumierten, flossenfast 60% der Elektrizität in den Verbrauch von nur181.000 industriellen Kunden4 sowie rund 8% in denBereich Handel und etwa 5% in den landwirtschaft-lichen Sektor.

Tab 3: Stromverbrauch und mittlere Preise der öffentlichen Versorgung in Mexiko; 2005; TWh; %; €-ct/kWh5

Weitere 21,6 TWh Strom wurden in 2005 aus der Eigen-erzeugung bezogen und verbraucht.

StrompreiseDie Stromtarife für Endkunden werden vom Wirtschafts-ministerium festgelegt und monatlich in Bezug auf dieInflationsrate und die Entwicklung der Brennstoffpreiseangepasst. Sie lagen im Mittel des Jahres 2005 durch-schnittlich bei umgerechnet 7,0 €-ct/kWh. Im Laufe desJahres 2006 wurden die Tarife außer für Haushalte, Land-wirtschaft und Großindustrie in allen Verbrauchssek-toren deutlich angehoben. Im Bereich Gewerbe, für dendie höchsten Strompreise verlangt werden, lagen sie imOktober 2006 bereits im Schnitt bei über 20€-ct/kWh.

Haushalte mit niedrigem Verbrauch und die Landwirt-schaft (Bewässerung) genießen tarifliche Privilegien.Die Haushaltstarife sind progressiv gestaffelt und vari-ieren je nach Verbrauchs- und Klimazone. Sie lagen in2005 im Mittel bei 6,5€-ct/kWh. Beim industriellenVerbrauch, dessen mittlerer Strompreis dem der Haus-halte fast gleicht, werden je nach Region unterschiedlicheLeistungstarife fällig. Auch wird für die abgenommeneArbeit nach Verbrauchszeiten im Tagesverlauf unter-schieden, für die ebenfalls nach Regionen differenzierteTarife zu zahlen sind. Keinerlei tarifliche Festlegungenbestehen für netzferne Regionen mit eigenständigerStromversorgung.

101

StromverkaufKunden

Anzahl in Tausend

ca. 25.500

3.056

158

107

181

ca. 29.000

TWh

42,5

13,0

6,4

8,1

61,9

37,8

169,8

%

25,0

7,7

3,8

4,8

36,5

22,3

100,0

MittlererVerbrauch

kWh/Kunde

1.670

4.250

40.500

75.700

551.000

5.855

MittlerePreise

€-ct/kWh

6,4

10,2

14,6

3,1

7,5

5,4

7,0

7 Mexiko

6 Öffentliche Versorgung und Eigenversorgung.7 Mexikos Energiepolitik sieht einen weiteren Umbau zahlreicher Kraftwerke von Erdöl- auf Erdgasfeuerung vor. Neue Kapazitäten werden

vornehmlich mit Erdgas betrieben. Der Anteil von Erdgas an der gesamten Stromerzeugung soll sich nach derzeitigen Prognosen bis 2010 auf 52% erhöhen. Dazu kommen etwa 4.300 MW Zuwachs bei Selbstversorgern und in Kraft-Wärme-Kopplung.

8 Die Bruttostromerzeugung im Jahr 2005 betrug 215,6 TWh incl. Lieferung unabhängiger Produzenten.9 Davon 9.266 MW unabhängige Stromerzeuger.10 Pemex hat alleine etwa 2.100 MW Kraftwerkskapazität installiert.

Insgesamt sind die Tarifeinnahmen trotz Anpassungennach wie vor nicht kostendeckend, sodass von staatlicherSeite hohe Subventionen in die Elektrizitätswirtschaftfließen, die vor allem ärmeren Bevölkerungsschichtenund der Landbevölkerung zugute kommen. So lag bei-spielsweise der Kostendeckungsgrad bei Haushalten in2002 trotz Tariferhöhungen für CFE bei nur 50%, imFall von LFC betrug er sogar nur 34 %. In 2005 decktendie Einnahmen von CFE und LFC insgesamt nur 67%der Erzeugungskosten. Zum Ausgleich wurden imgleichen Jahr etwa 6,5 Mrd.€ (93 Mrd. Pesos) Sub-ventionen aus dem Staatsbudget gezahlt, die zu zwei Dritteln die durch die niedrigen Haushaltstarife ver-ursachten Defizite ausgleichen mussten.

AusbauplanungDas Energieministerium prognostiziert die Zuwachsratebeim nationalen Strombedarf zwischen 2005 und 2015auf im Mittel 4,8% pro Jahr, d.h. von 191,3 TWh6 imJahr 2005 auf 304,7 TWh im Jahr 2015, davon279 TWh für die öffentliche Versorgung. Um mitdieser Entwicklung Schritt zu halten, müsste die Strom-erzeugungskapazität für die öffentliche Versorgung imgleichen Zeitraum um rund 20 GW bzw. um fast 40%gegenüber 2005 auf 66.600 MW im Jahr 2015 zu-nehmen. Zur Abdeckung des Mehrbedarfs und alsErsatz für stillzulegende Kraftwerke wären innerhalbdes Planungszeitraums 24 GW zuzubauen, darunterunter anderem mehr als 11.000-MW-GuD-Kraftwerkeund rund 2.400-MW-Wasserkraftwerke.7 Bestandteildes Zubauplans sind auch sechs Windparks in Oaxacamit zusammen rund 600 MW.

7.2 Marktakteure

Energieversorgungsunternehmen CFE und LFC Fast der gesamte Stromsektor Mexikos wird seit derNationalisierung im Jahr 1960 von den staatlichenVersorgern Comisión Federal de Electricidad (CFE) mitderzeit knapp 24 Mio. Kunden und Luz y Fuerza delCentro (LFC) mit gut 5 Mio. Kunden beherrscht (2005).CFE und LFC sind entweder selbst Eigentümer derKraftwerke oder vereinbaren mit privaten Anlagenbe-treibern Stromlieferverträge über längere Zeiträume.Daneben haben in den vergangenen zehn Jahren vorallem industrielle Verbraucher Erzeugungsanlagen zurEigenversorgung installiert.

CFE deckt etwa 92% des gesamten nationalen Strom-bedarfs8, LFC – mit Kunden vorwiegend in der Haupt-stadt – trägt weniger als 1% bei. CFE hatte Ende September 2006 eine Leistung (inkl. unabhängigerLieferanten) von 46.672 MW.9 LFC verfügte im April2006 nur über knapp 880 MW Erzeugungskapazität(281 MW Wasserkraft, 224 MW thermische Kraftwerke,374 MW Gasturbinen), beliefert aber in Mexiko-Stadtund den Nachbarregionen mehr als ein Sechstel allerStromkunden im Land. Der hierfür benötigte Stromwird von CFE zugekauft. Neben den beiden staatlichen Versorgern, die vertikalintegriert sind, und den unabhängigen Stromprodu-zenten, die ausschließlich die öffentliche Versorgungvon CFE bedienen, sind weitere Akteure auf dem mexikanischen Strommarkt nur im Rahmen der Eigen-versorgung bei der Versorgung abgelegener Kommunenund zum Export von Elektrizität tätig. Ein Großteildieser sonstigen Stromerzeugung entfällt auf die staat-liche Erdölgesellschaft Petróleos Mexicanos (Pemex)mit etwa 4% der Gesamtstromproduktion10 und aufprivate Erzeuger (3%).

102

7 Mexiko


11 Die Aufgaben sind im Ley de la Comisión Reguladora de Energía vom 31.10.1995 definiert (letzte novellierte Fassung vom 23.1.1998).12 Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, Diario Oficial de la Federación de 23 de Diciembre de 1992; Reglamento de la Ley del

Servicio Público de Energía Eléctrica, Diario Oficial de la Federación de 31 de Mayo de 1993.13 Kraft-Wärme-Kopplung wird in Mexiko vorwiegend im Bereich der Erdölindustrie eingesetzt.14 Als unabhängige Stromerzeuger gelten nur Anlagen mit mehr als 30 MW, die ausschließlich zum Verkauf an CFE oder für den Export

produzieren.

Weitere Akteure

Staatliche Institutionen Die Leitlinien der Energiepolitik sowie Zukunftsstra-tegien und Projektionen für den Elektrizitätsbereichwerden vom Energieministerium (Secretaría de Energía– SENER) ausgearbeitet, das auch die Tarifpolitikbeaufsichtigt. Konkrete Ausbauplanungen für denStrombereich auf der Umsetzungsebene werden vonder CFE entwickelt, die dem Ministerium untersteht.

Alle Anlagen zur Stromerzeugung von Selbstversorgernund unabhängigen Produzenten müssen von der Re-gulierungsbehörde für Energie (Comisión Reguladorade Energía – CRE) genehmigt werden, die dem Energie-ministerium zugeordnet und auch für den Gassektorzuständig ist.11 Bis Ende 2005 hatte CRE insgesamt494 Stromerzeugungsgenehmigungen über insgesamt21.733 MW erteilt. Davon befanden sich 463 Anlagen(knapp 94%) mit einer Gesamtleistung von 16.800 inBetrieb. Leistung und Stromerzeugung von Selbstver-sorgern und unabhängigen Produzenten lagen in 2005jeweils bei knapp 44% der für CFE und LFC genanntenDaten, womit die Bedeutung dieses Bereichs für diemexikanische Elektrizitätswirtschaft unterstrichen wird.

Wesentliche forschungs- und studienbezogene Aufgabenerfüllt das Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE),das innerhalb der “Division de Energías Alternas” überein Referat für Geothermie (Gerencia de Geotermia)sowie über ein Referat für nicht-konventionelle Energien(Gerencia de Energías No Convencionales) verfügt.Letzteres beschäftigt sich vor allem mit Windenergie,Biomassenutzung und ländlicher Elektrifizierung durchEinsatz von Photovoltaik.


Mit der Novellierung des Gesetzes für die öffentlicheStromversorgung von 1992 und der zugehörigen Ver-ordnung wurde die öffentliche Stromversorgung als ex-klusives Recht staatlicher Unternehmen bestätigt.12 DasRecht zur Übertragung und Verteilung von Elektrizitätund zum Verkauf an Endverbraucher ist ausschließlichden beiden staatlichen Versorgern vorbehalten.

Beteiligung des Privatsektors Erstmals wurden jedoch mit der Novellierung Investi-tionen des Privatsektors bei der Stromerzeugung zuge-lassen, nachdem die öffentlichen Investitionen in denStromsektor Ende der 1980er Jahre deutlich zurückge-gangen waren. Private Unternehmen können damittätig werden im Falle der Eigenversorgung, bei Kraft-Wärme-Kopplung,13 als Kleinproduzenten (≤30 MW),als unabhängige Stromerzeuger,14 zur Versorgung abge-legener Kommunen mit weniger als 1 MW Leistungs-bedarf (s. Kapitel zur ländlichen Elektrifizierung) sowiebeim Stromexport und -import zum Eigenverbrauch.

Seit 2000 ist zudem die Betriebsführung von öffentlichfinanzierten Kraftwerken sowie der Bau und Betriebvon privat finanzierten Kraftwerken durch unabhängigeStromproduzenten möglich, sofern diese ausschließlichdie öffentliche Versorgung bedienen. Dadurch konntenin den letzten Jahren erhebliche Investitionen aus demPrivatsektor mobilisiert werden. Mitte 2006 wurdenbereits 19 Kraftwerke von unabhängigen Produzentenbetrieben.

Alle Pläne zur Erweiterung der Versorgungskapazitätenvon CFE müssen vom Energieministerium bewilligtwerden. Dieses kann zur Einbindung von unab-hängigen Stromproduzenten mit einer Mindestkapazitätvon 30 MW die Durchführung einer Ausschreibunganordnen. Strombezugsverträge, die im Zuge der Aus-schreibungen abgeschlossen werden, haben eine Laufzeitvon 20 bis 25 Jahren.

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7 Mexiko

15 Siehe Diario Oficial de la Federación vom 24.5.2001 und Pressemitteilung des Energieministeriums vom 17.6.2001.16 Kleinproduzenten wurden gesondert aufgenommen, um insbesondere den Einsatz von erneuerbaren Energien zu stimulieren. Aufgrund der

ansonsten ungünstigen Rahmenbedingungen erwies sich diese Erwartung jedoch als falsch.17 Bereits das Engagement ausländischer unabhängiger Stromerzeuger trifft teilweise auf heftigen politischen Widerstand.104

Eigenversorgung und Kleinproduzenten Erlaubt ist auch die industrielle, gewerbliche und kom-munale Eigen- bzw. Selbstversorgung durch privateStromproduzenten. In jedem Fall muss allerdings derStromabnehmer (also z.B. eine Kommune) zumindestpro forma mit an der stromproduzierenden Gesellschaftbeteiligt sein. Dabei besteht auch die Möglichkeit einerNutzung des öffentlichen Übertragungsnetzes, falls derErzeugungsstandort entfernt vom Verbrauchsort liegt.Zur Eigenversorgung können mehrere Unternehmenauch ein gemeinsames Tochterunternehmen gründen.Nicht für die eigene Versorgung zum Zeitpunkt derErzeugung genutzter Strom kann optional zu 85% derkurzfristigen Grenzkosten (der effizientesten Erzeugungs-einheit) an die CFE verkauft, oder in einen virtuellenSpeicher eingespeist und zu einem späteren Zeitpunktin gleichem Umfang von CFE bezogen werden. In denletzten Jahren hat vor allem die Eigenversorgung imDienstleistungsbereich erheblich zugenommen.

Alleiniger Ankäufer von Überschussstrom ist die CFE.Umgekehrt sind die Eigenversorger im Falle eines Aus-falls ihrer Anlagen darauf angewiesen, Reservestrombei CFE zu kaufen.

Nach einer Neuregelung vom Mai 2001 sind Selbstver-sorger mit Anlagen über 40 MW berechtigt, die Erzeu-gung aus bis zu 50% ihrer Kapazität in das öffentlicheNetz einzuspeisen. Betreiber von weniger als 40 MWkönnen bis zu 20 MW der öffentlichen Versorgung zurVerfügung stellen.15 CFE muss den gelieferten Stromzu 85% der kurzfristigen Grenzkosten der effizientestenErzeugungseinheit im System abnehmen. Sobald dieErzeugungsgenehmigung vorliegt, kann der Anlagen-betreiber mit CFE ein Netzanschlussabkommen ab-schließen, für das im Jahr 2001 ein Regelwerk aufge-stellt wurde (Resolution 140/2001).

Kleinproduzenten verkaufen ihren Strom ausschließlichan CFE oder LFC und erhalten keine Vergütungen fürgesicherte Leistungen. Kleinproduzenten bis zu 1 MWkönnen auch Strom an Inselnetze liefern.16

Beteiligung ausländischer Firmen In den Sektoren der Stromwirtschaft, die nicht direktzur öffentlichen Stromversorgung gehören, können sichausländische Firmen zu 100% beteiligen. Bei mehr als49% ist allerdings die Zustimmung der ComisiónNacional de Inversiones Extranjeras (Nationale Kommission für Auslandsinvestitionen) erforderlich.

Weitergehende Reform des Elektrizitätssektors Einvernehmen besteht darin, dass das Kapital für denweiteren Ausbau des Stromsektors nur mit Hilfe derPrivatwirtschaft aufgebracht werden kann. Ein Gesetzes-paket zur Reform der Elektrizitätswirtschaft und zurweiteren Öffnung in Richtung privater Stromerzeugungwurde dem Senat von Seiten der Regierung im August2002 vorgelegt. Im Zentrum der Neustrukturierungstanden die Schaffung eines Großhandelsmarktes sowiedie Trennung (“unbundling”) von Übertragung undVerteilung. Auch die Aufgaben der Regulierungs-behörde sollten in diesem Zusammenhang neu geordnetwerden. CFE sollte in eine Holdinggesellschaft um-gewandelt werden und im Wesentlichen für dasÜbertragungsnetz und die verbleibenden Kraftwerkeverantwortlich sein, während die Zulassung von privatenKonzessionären auch auf der Verteilungsebene ernst-haft erwogen wurde.

Das Vorhaben stieß jedoch im Kongress auf erheblichenWiderstand und konnte während der Regierungszeitvon Präsident Fox (bis 2006) nicht umgesetzt werden,obwohl eine Privatisierung der beiden staatlichen Ver-sorgungsunternehmen ausdrücklich ausgeschlossenwurde. Befürchtet wird insbesondere eine wachsendeausländische Dominanz im Strommarkt.17 Es bleibtabzuwarten, inwieweit die neue Regierung unter FelipeCalderón, die für sechs Jahre seit Dezember 2006 im Amt ist, signifikante Änderungen im Stromsektordurchsetzen kann.

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18 Diario Oficial de la Federación, 1° de diciembre 2004: Modificación al Artículo 40, Fracción XII de la Ley de Impuesto sobre la Renta.19 Ley para el Aprovechamiento de las Fuentes Renovables de Energía (LAFRE).20 Ley para el desarrollo y promoción de los bioenergéticos.21 Gaceta Parlamentaria, Cámara de Diputados, número 2241-II, jueves 26 de abril de 2007.


Eine fehlende Vorrangstellung für nicht-konventionelleerneuerbare Energien und der Mangel an eigenständigenRegelwerken erschwerten in der Vergangenheit dengroßflächigen Einsatz erneuerbarer Energien. Dabeisind die Monopolstellungen der staatlichen Versorgerund der politisch verordnete Zwang, Strom zu Niedrigst-kosten und nach Möglichkeit nur von “sicheren” Er-zeugungsquellen anzukaufen bzw. zu produzieren,wesentliche Hemmnisse. Unklare oder fehlendeBestimmungen im Bau- und Planungsrecht sowiemangelnde Erfahrung bei Behörden und Entwicklernließen größere Vorhaben bereits im Ansatz scheitern.Die angebotenen Vergütungen ermöglichten in derRegel keinen wirtschaftlichen Betrieb, zumal für nichtgesicherte Leistung Abschläge in Kauf zu nehmen waren.

Seit Anfang 2005 besteht für Investitionen in erneuerbareEnergieprojekte die Möglichkeit einer beschleunigtenAbschreibung zu 100% im ersten Jahr. Die Anlagenmüssen mindestens fünf Jahre in Betrieb bleiben undproduktiven Zwecken dienen.18

Darüber hinaus wurde Ende 2005 im Unterhaus desKongresses (Cámera de Diputados) ein Gesetz fürerneuerbare Energien beschlossen19, das vom Senat inder letzten Legislaturperiode allerdings noch nichtbewilligt wurde. Dieses Gesetz beinhaltet im Kern,dass bis 2012 erneuerbare Energien ohne große Wasser-kraft mindestens 8% zum Stromaufkommen beitragensollen. Hierzu ist vorgesehen, dass Strom aus derartigenEnergiequellen mit Vorrang ins Netz eingespeist wird.Außerdem wird die Schaffung eines besonderen Finan-zierungsmechanismus beabsichtigt (“FonVerde”), mitdem für ausgereifte Energietechnologien ein zu-sätzlicher Produktionsbonus (zu den vermiedenenKosten) aus dem staatlichen Haushaltsbudget bereit-gestellt werden soll.

Parallel zu diesem Gesetz wurde ein Gesetzesvorhabenzur Förderung von Bioenergie20 (vornehmlich Biokraft-stoffen) in den Kongress eingebracht, dessen Vorschriftensich teilweise mit den zuvor genannten Regelungenüberlappen. Dieses Vorhaben, das sich vornehmlichmit der Förderung der Landwirtschaft durch Ein-führung von Biokraftstoffen beschäftigt, wurde EndeApril 2007 endgültig verabschiedet.21 Inwieweit dasallgemeine Gesetz für erneuerbare Energien (LAFRE)im Herbst 2007 verabschiedet wird, hängt davon ab,ob man sich im Kongress auf die erforderlichen Ände-rungen zur Eliminierung der Überlappungen mit demGesetz zur Förderung der Bioenergie verständigen kann.

COFERZur Unterstützung der Regierungspolitik wurde 1997ein Beirat zur Nutzung erneuerbarer Energiequellengebildet (Consejo Consultivo para el Fomento de lasEnergías Renovables – COFER), dem alle wesentlichenstaatlichen und nicht staatlichen Institutionen an-gehören. Der Beirat arbeitet unter der Aufsicht undKoordination der 1989 gegründeten nationalen Kom-mission für Energieeinsparung (Comisión Nacionalpara el Ahorro de Energía – CONAE) in Verbindungmit dem nationalen Verband für Solarenergie (ANES).Neben regelmäßigen Arbeitstreffen hat der Beirat verschiedene fachliche Arbeitsgruppen zu einzelnenThemenbereichen eingerichtet.

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22 Resolution RES/140/2001.23 Programa Sectorial de Energía 2001-2006.

Regelungen für intermittierenden Strom aus erneuer-baren Energien Im September 2001 veröffentlichte die Regulierungs-behörde CRE besondere Regelungen zur Festlegungder Transportentgelte und zu anderen spezifischenFragen bei der Einspeisung und Übertragung vonintermittierendem Strom aus erneuerbaren Energien(Wasserkraft, Solar- und Windenergie).22 Demnachmuss CFE

• den produzierten Strom mit Vorrang in sein Netz aufnehmen,

• Rabatte für den Stromtransport und Netzanschlussvon zwischen 50 und 70% für Betreiber von Anlagen mit mehr als 500 kW einräumen,

• Selbstversorgern Strom in gleicher Menge zu anderem Zeitpunkt liefern, sofern der ins Netzeingespeiste Strom nicht unmittelbar benötigt wird.

Auf der Basis dieser Regelungen wurden Modellver-träge für Vereinbarungen zwischen Einspeisern undCFE zur Netzkopplung entwickelt. Anfang 2006 hatdie Regulierungsbehörde neue Vertragsentwürfe vorge-legt, nach denen nun auch bei intermittierender Ein-speisung nicht nur Energie, sondern auch Leistung ver-gütet wird, und zwar auf der Basis des monatlichenDurchschnitts der zur Spitzenlastzeit gelieferten Energie.

Aktuelle und mittelfristige Entwicklung erneuerbarerEnergienAnfang 2002 veröffentlichte die Regierung im Rahmenihrer nationalen Entwicklungsstrategie ein Sektorpapierzur Entwicklung des mexikanischen Energiemarktesbis 2006.23 Dieses Papier hält die Schaffung eines jähr-lichen Programms zur Förderung erneuerbarer Energien,die Änderung gesetzlicher Rahmenbedingungen unddie Einrichtung eines nationalen Förderfonds für erfor-derlich, um die angestrebten Ziele erreichen zu können.Der Sektorplan für die aktuelle Legislaturperiode wirdEnde 2007 auf den Internetseiten von SENER verfüg-bar sein.

Bis zum Jahr 2006 sollte der Einsatz erneuerbarer Energien im Stromsektor gegenüber 2000 verdoppeltwerden. Nicht-konventionelle erneuerbare Energiensollten zum Ausbauplan von CFE mit einer Gesamt-leistung von 1.000 MW beitragen, zusätzlich zu den1.776 MW, die in Form zumeist großer Wasserkraft-anlagen bereits als Stromerzeugungskapazitäten auf derBasis erneuerbarer Energien vorgesehen waren. Im vor-gegebenen Zeitraum konnten diese Ziele allerdingsnicht erreicht werden. Gegenüber 2002 dürften sichdie Beiträge erneuerbarer Energien (bei vergleichbarenhydrologischen Bedingungen) auch im Jahr 2006 kaumverändert haben.

International geförderte Projekte

GEF-Vorhaben zur Förderung der WindenergieEin GEF-Vorhaben zur Unterstützung der Zielsetzungenim Windbereich unter dem Titel “Action Plan forRemoving Barriers to the Full-Scale Implementation ofWind Power in Mexico, Phase I” befindet sich seitAnfang 2004 in der Umsetzung. Das Projekt beinhalteteine Revision des regulativen Rahmens, die Schulungvon Entscheidungsträgern und technischem Personaldurch Einrichtung eines regionalen Windtechnik-zentrums in Oaxaca (inklusive eines Testfeldes), dieweitere Erfassung von Windressourcen sowie die Aus-arbeitung von Machbarkeitsstudien zur Vorbereitungvon drei kommerziellen 15- bis 20-MW-Windparks.Die GEF-Förderung beläuft sich auf 4,7 Mio. US$.Erhebliche Verzögerungen beim Grunderwerb für dasTestfeld sind verantwortlich dafür, dass das Wind-zentrum voraussichtlich erst im Herbst 2007 seinenBetrieb aufnehmen wird.

Anfang 2007 begann die Umsetzungsphase einesgroßen GEF-unterstützten Vorhabens unter dem Titel“Large-Scale Renewable Energy Development Project”.Das Projekt sieht die Entwicklung von Ausschrei-bungsmodellen für Großprojekte zur Stromerzeugungaus erneuerbaren Energien vor, die von unabhängigenProduzenten betrieben werden, sowie die Einrichtungeines Fonds zur Subventionierung des erzeugten Stromsüber einen Anfangszeitraum von fünf Jahren.

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24 Für nähere Informationen siehe auch www.gtz.org.mx./bcs/index.htm.25 Für den öffentlichen Stromverbund liegt die durchschnittliche Emission bei etwa 550 kg CO2/MWh.26 Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales27 Comité Mexicano para Proyectos de Reducción de Emisiones y de Captura de Gases de Efecto invernadora.28 Diario Oficial, 27 octubre 2005, pp. 42-45

In der ersten Phase soll mit 25 Mio. US$ ein Wind-vorhaben mit rund 100 MW Erzeugungskapazität (La Venta III) durch einen unabhängigen Stromprodu-zenten zur Umsetzung gebracht werden.

Es wird erwartet, dass der vorgesehene Zuschuss von1,1 US-ct/kWh (insgesamt 20,4 Mio. US$) in derPhase I auf ca. 0,8 US-ct/kWh in der Folgephase redu-ziert werden kann, für die weitere 45 Mio. US $ vorge-sehen sind. Das Vorhaben soll sich in der ersten Phaseauf das zuvor genannte Windkraftprojekt konzentrierenund im weiteren Verlauf auch Kleinwasserkraft undBiomasse einbeziehen.

GTZ-Projekt zur Förderung erneuerbarer EnergienSeit April 2005 unterstützt die GTZ die mexikanischeRegierung mit einem Vorhaben zur Förderung erneuer-barer Energien (PROMOVER) beim Aufbau eines effizienten und sich selbst tragenden Marktes fürerneuerbare Energien. Dabei wird sowohl mit Akteurendes öffentlichen Sektors, vor allem auf Bundesebene, als auch mit dem Privatsektor zusammengearbeitet.Die Schwerpunkte der Kooperation liegen auf folgendenAktionslinien:• Politik- und Strategieentwicklung (zunächst mit

Schwerpunkt Biokraftstoffe);• Beratung zu gesetzlichen und regulatorischen

Rahmenbedingungen;• Markt- und Projektentwicklung (zunächst mit

Schwerpunkt auf solarthermischer Warmwasserbe-reitung);

Das Vorhaben kooperiert primär mit dem Energie-ministerium (SENER), der Regulierungsbehörde fürEnergie (CRE), der Nationalen Energieeinsparkom-mission (CONAE), sowie dem Umweltministerium(SEMARNAT). Bei allen Aktivitäten wird eine engeKooperation mit der deutschen und europäischenIndustrie angestrebt, um diese in sich neu öffnendeMärkte unmittelbar mit einzubeziehen. Die erste Phasedes Vorhabens läuft bis März 2009.24

Clean Development Mechanism Mexiko ist der Klimarahmenkonvention 1994 beige-treten und hat das Kyoto-Protokoll im September2000 ratifiziert. Damit sind die Voraussetzungen zurTeilnahme am Clean Development Mechanism (CDM)gegeben.

Mexiko gehört neben Chile und Brasilien zu den viel-versprechendsten Standorten für CDM-Projekte in Lateinamerika. Die mexikanische Baseline (CO2-Emis-sionen bei üblicher Technologie) ist wegen der hohenKohlenstoffintensität für Erneuerbare-Energien-Pro-jekte mit Stromerzeugung günstig.25 Nach einer Schätzung des Instituto Nacional de Ecología (INE)beläuft sich das in Mexiko mögliche Emissionsreduk-tionspotenzial für den Zeitraum 2008 bis 2012 auf rund 81 Mio. t CO2 pro Jahr. Bis Mitte Dezember 2006,d.h. innerhalb einer Jahresfrist, waren bereits 61 Pro-jekte aus dem Umfeld erneuerbarer Energien beimUNFCCC registriert, darunter alleine 34 gleichartigeVorhaben zur Nutzung von Biogas bei Schweinefarmen.

Die Designated National Autority (DNA) ist demUmweltministerium SEMARNAT26 unterstellt undsetzt sich aus Vertretern von fünf Ministerien zusammen(Comisión Intersecretarial de Cambio Climático, gebildetim April 2005). Die wesentlichen Aufgaben werdenvon einem Komitee getragen (COMEGEI27), das derDNA untersteht und sich bereits im Januar 2004 konstituierte. Regelungen zur Erlangung der auf natio-naler Ebene erforderlichen Genehmigung für CDM-Projekte (Carta de Aprobación) wurden im Oktober2005 festgelegt und veröffentlicht.28

Parallel zu dieser Struktur wurde im Energieministerium(SENER) ein Comité de Cambio Climático gebildet, demneben SENER alle wichtigen Behörden, Institute undUnternehmen des Energiesektors angehören. Das Komi-tee versteht sich als Koordinationsstelle zwischen SENERund SEMARNAT für Analyse, Definition und Monito-ring von Aktivitäten und Politiken in Bezug auf Klima-wandel und CDM in der nationalen Energiewirtschaft.Zudem soll es CDM-Projekte auch selber generieren.

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29 Diese Vorhaben dienen in erster Linie der schadlosen Beseitigung von Methangasen. Die Erzeugung von Strom ist nur eine ergänzende Option.

Es gibt gegenwärtig noch keine speziellen steuerlichenAnreizmechanismen bzw. Zusatz- oder Ausnahmerege-lungen für CDM-Projekte. Die DNA ist bemüht, beimFinanzministerium eine Befreiung der durch die Emis-sionszertifikate generierten zusätzlichen Einnahmenvon der Einkommensteuer zu erwirken.

Tab 4: Projekte mit einer „Carta de Aprobación” der mexikanischen DNA COMEGEI, Stand: August 2006

108

Beschreibung

Kleinwasserkraft

Methangasnutzung

Biogas mit KWK

6 Projekte zur Stromerzeugungaus Deponiegas

Deponiegas

Windenergie

MW

15

15

8

30

k.A.

k.A.

1

20

2-4

2-5

200

164

249

Akteure

Entwickler: Impulsora Nacional de Electricidad(INELEC)

Sponsor: Corporación Mexicana de Hidroelectricidad(Comexhidro)

AgCert

Econergy Mexico

Sistemas de Energía Internacional (SEISA)

Biogas Technology S.A.

Gamesa Energía

TEG Energía (Tochter von CEMEX México)

Projekte

B. Juárez (Oaxaca)

Chilatán (Michoacán)

Trojes (Michoacán)

El Gallo (Guerrero)

44 Schweinefarmen29

32 Rinderfarmen

Lebensmittelindustrie(Mexiko D.F.)

Monterrey II, Tijuara,Guadalajara, León, Torreón, Los Mochis

Aguascalientes

Ecatepec

Bii Nee Stipa II – La Ventosa

Bii Nee Stipa III – La Ventosa

Eurus (La Venta/Oaxaca)

Status(Dez. 2006)

k.A.

k.A.

registriert bei UNFCCC


34 Projekte registriert

21 Projekte registriert


k.A.




Under review

Geschätzte Emissions-reduktion p.a.

(t CO2e)

40.769

51.794

22.562

65.704

2.422.000

444.000

7.300

ca. 600.000

ca. 163.000

ca. 209.000

350.000

ca. 291.000

600.234


Trotz günstiger klimatischer und geografischer Be-dingungen tragen erneuerbare Energien derzeit nur gut7% zum Primäraufkommen Mexikos bei. Davon entfälltein erheblicher Anteil auf die nicht-nachhaltig bewirt-schafteten Energieträger Holz30 und Großwasserkraft.Wasserkraft und Geothermie haben zusammen gegen-wärtig einen Anteil von etwa 16% an der Stromer-zeugung (ohne Selbstversorgung). Dieser Anteil wird inden nächsten zehn Jahren voraussichtlich zurückgehen,wobei Wasserkraft zunehmend zur Abdeckung vonSpitzenlasten genutzt werden soll.

Bis Oktober 2006 waren von CRE 55 Genehmigungenfür Stromerzeugungsvorhaben zur Selbstversorgungoder zum Export auf der Basis erneuerbarer Energieerteilt. Davon befanden sich 39 Anlagen bereits inBetrieb. Sofern vor allem die ausstehenden Wasser- undWindkraftanlagen realisiert werden, sind in nächsterZeit alleine in diesem Bereich (nicht-öffentliche Strom-versorgung) weitere knapp 1.400 MW Leistung zuerwarten.

Tab 5: Stromerzeugende Anlagen mit CER-Genehmigung, die erneuerbare Energien verwenden (ohne Anlagender staatlichen Versorger), Stand: Oktober 2006

WasserkraftEnde 2005 wurden zur öffentlichen Versorgung imVerbundnetz 79 Wasserkraftwerke mit zusammen10.536 MW betrieben. Damit wurden in 2005 beimittleren Niederschlägen 27,6 TWh Strom produziert.Der Anteil von 13,3% an der Gesamtstromerzeugungwird trotz eines geplanten Zubaus von 3.700 MW biszum Jahr 2016 auf weniger als 10% zurückgehen.

Die ungenutzten Wasserressourcen werden auf11.500 MW beziffert, darunter geschätzte 3.250 MWmit jeweils weniger als 10 MW.34 Kleinwasserkraft-werke mit bis zu 30 MW waren in früheren Zeitenzahlreich vertreten, wurden jedoch nach und nach ausgenehmigungsrechtlichen oder anderen Gründen auf-gegeben. CFE war in diesem Sektor mehr als 30 Jahrelang so gut wie nicht mit neuen Anlagen aktiv. Als eineder wenigen Anlagen in jüngerer Zeit wurde im September 2005 eine Kleinanlage mit 2 MW für dieöffentliche Versorgung neu in Betrieb genommen.

Ende 2000 waren nur sieben Kleinwasserkraftwerkemit insgesamt 84 MW installiert. Bis Oktober 2006waren von CRE zur Selbstversorgung und zum Exportinsgesamt 159 MW mit einer mittleren Jahrespro-duktion von 627 GWh bewilligt, davon sind nur rund 59 MW bislang in Betrieb.

Das nationale Wassergesetz (Ley de Aguas Nacionales)räumt privaten Investoren grundsätzlich die Möglichkeitein, Wasserrechte zu erhalten. Die nationale Wasser-behörde (CNA) vergibt für Wasserkraftprojekte zurEigenversorgung Konzessionen zur Wassernutzung für25 Jahre.

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30 Schätzungsweise 6 Mio. Haushalte nutzen derzeit noch Brennholz als Hauptenergiequelle.31 Einschließlich Anlagen, die teilweise mit fossilen Energieträgern gespeist werden.32 Einschließlich Anlagen, die zusätzlich mit Öl befeuert werden.33 Einschließlich Anlagen, die teilweise mit Erdgas befeuert werden.34 CFE spricht sogar von einem Gesamtpotenzial von 52.000 MW und somit von einer gegenwärtigen Potenzialausschöpfung von nur etwa 20%. 109

CRE-Genehmigungen

Anzahl

9

13

28

5

55

Leistung (MW)

1.252,5

159,0

299,6

95,3

1.806,4

Energie (GWh/a)

4.821

627

597

722

6.767

In Betrieb (bzw. inaktiv)

Anzahl

0

7

27

5

39

Leistung

0

58,7

259,5

95,3

413,5

Energieträger

Wind

Wasser31

Bagasse32

Biogas33

Gesamt

35 Siehe hierzu den mit amerikanischer Hilfe durch das National Renewable Energy Laboratory erstellten Wind Energy Resource Atlas of Oaxaca von August 2003.

36 Andere Schätzungen gehen teilweise von weitaus höheren Zahlen aus. CFE nennt dagegen ein nationales Windpotenzial von 2.900 MW.37 Quelle: CFE.38 Windmessungen wurden von IIE auch an fünf weiteren Standorten in der Region durchgeführt: Juchitán, Salina Cruz, Tehuantepec,

La Venta, Unión Hidalgo.

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WindenergieMexiko weist eine Reihe von Regionen mit guten bissehr guten Windbedingungen auf. Nennenswerte Ressourcen sind insbesondere in den BundesstaatenOaxaca im Süden35, Zacatecas im Hochland, Tamaulipasund Veracruz an der Küste des Golf von Mexico, ent-lang der Pazifikküste der Halbinsel von Baja California,an der Küstenlinie von Quintana Roo am KaribischenMeer und im Bundesstaat Hidalgo nördlich von MexicoCity zu finden. Alleine für die Region La Ventosa imBundesstaat Oaxaca, die mittlere Windgeschwindig-keiten von 7 bis 10 m/s auf 50 Meter Höhe aufweist,wird ein nutzbares Potenzial von 2.000 MW genannt,für das gesamte Land wird die Kapazität bei Nutzungnur der besten Standorte auf mindestens 7.000 MWbeziffert.36

Abb 1: Windpotenzial nach Regionen; Mexiko37

Bisherige Erfahrungen Mitte 1984 nahm CFE das Demonstrationsprojekt La Venta I mit 7 Windkraftanlagen und einer Gesamt-kapazität von 1,6 MW im Süden des Isthmus vonTehuantepec, 30 km nordöstlich der Stadt Juchitán imBundesstaat Oaxaca, in Betrieb. An diesem Standortwurden vom IIE bereits seit 1984 Windmessungendurchgeführt.38 Eine weitere Einzelanlage von 600 kWwurde von CFE Ende 1998 bei der Ortschaft GuerreroNegro im Bundesstaat Baja California Sur in Betriebgenommen. Diese Anlage wird in einem städtischenInselnetz betrieben, das ansonsten von Dieselgeneratorenversorgt wird. Darüber hinaus gibt es mehrere Er-fahrungen mit hybriden (Wind/PV) oder multivalenten(Wind/PV/Diesel) Systemen, die im letzten Jahrzehntinstalliert wurden.

Im Oktober 2006 nahm CFE den ersten größeren Wind-park mit 83,3 MW (La Venta II) in Oaxaca in Betrieb.Der Park besteht aus 98 Turbinen des spanischen Herstellers Gamesa mit jeweils 850 kW Leistung.

Geplante WindparksWeitere fünf Windparks (La Venta III und Oaxaca I-IV)mit jeweils rund 100 MW sollen in den nächsten Jahren(2008-2012) durch unabhängige Stromproduzentenrealisiert werden und Strom für die öffentliche Versor-gung liefern. CFE wird hierfür optionale Standorte füreine Laufzeit von 20 Jahren anbieten, die erforderlichenUmweltstudien und Bodenprüfungen durchführen, dieWegerechte klären und den Netzzugang sicherstellen.

Der erste derartige Windpark (La Venta III, 101,4 MW)wurde im September 2006 ausgeschrieben und soll mitder oben dargestellten produktionsabhängigen Prämieaus der GEF-Förderung bedacht werden. Eine Ent-scheidung zum Auswahlprozess ist für Februar/März2007 vorgesehen, die Betriebsaufnahme soll bis Ende2008 erfolgen. Die Realisierung der anderen geplantenWindparks wird wesentlich von der Schaffung desgeplanten nationalen Fonds zur Abdeckung möglicherMehrkosten abhängen.

110

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39 Quelle: CRE-Statistik, Stand Oktober 2006.

Weitere Großvorhaben, die der kommunalen oderindustriellen Selbstversorgung oder dem Stromexportdienen sollen und somit auf Initiative unabhängigerStromproduzenten gestartet wurden, befinden sich inder Vorbereitung. Bislang ist noch bei keinem der miteiner stromrechtlichen Genehmigung ausgestattetenProjekte mit dem Bau begonnen worden, die für2006/2007 vorgesehenen Inbetriebnahmen werdendeshalb nicht einzuhalten sein. Nur für den WindparkEurus liegt auch eine nationale Bewilligung als CDM-Projekt vor.

Tab 5: Von CRE bewilligte Windkraftprojekte privater Investoren zur Selbstversorgung oder für den Export; Mexiko39

Projekte für die industrielle Selbstversorgung werden inder Regel mit einem Abschlag der Stromverkaufspreisevon 5 bis 20% gegenüber dem allgemeinen CFE-Tarifkalkuliert. Bei den zuvor erwähnten CDM-Vorhabenwird davon ausgegangen, dass sich unter diesen Be-dingungen eine wirtschaftlich interessante Rendite nurdurch Verkauf von Emissionszertifikaten erzielen lässt.

BiomasseBiomasse könnte über die Verwendung von landwirt-schaftlichen Restprodukten hinaus in sehr viel größe-rem Umfang als bisher zum Einsatz kommen. Relevantist insbesondere die Stromerzeugung aus Deponiegas,die Erzeugung von Biogas in der landwirtschaftlichenTierhaltung sowie die verbesserte Nutzung von organi-schen Reststoffen (Bagasse) in der Zuckerindustrie.

111

Projekt

Fuerza Eólica del Istmo

Baja California 2000

Fuerza Eólica de Baja California

Eléctrica del Valle de México

Parques Ecológicos de México

Eoliatec del Istmo

Vientos del Istmo

Eurus

Bii Nee Stipa

Gesamt

Leistung (MW)

100,0

10,0

300,0

180,0

102,5

163,7

120,0

250,0

26,3

1.252,5

CRE-Genehmigung erteilt

Jan. 1998

Jan. 1998

Juli 2002

Sept. 2001

Sept. 2002

März 2005

Dez. 2005

Juli 2005

Sept. 2005

Modalität und Abnehmer

Kommunale Selbstversorgung


Export


Industrielle Selbstversorgung



Selbstversorgung Zementwerke

Selbstversorgung Lebensmittelindustrie

Standort

Oaxaca

Baja California

Baja California

Oaxaca

Oaxaca

Oaxaca

Oaxaca

Oaxaca

Oaxaca

Betriebsbeginn vorgesehen

31.12.2009

31.12.2007

31.12.2006

31.12.2007

31.03.2007

31.10.2007

17.09.2007

30.06.2010

01.02.2007

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40 Auch hier gehen die Potenzialschätzungen weit auseinander. Eine andere Quelle spricht von einem Stromerzeugungspotenzial von mehr als 800 MW, die alleine bei Abschöpfung der Mülldeponien in den zehn wichtigsten Städten erschlossen werden könnten.

41 Der Rest verteilte sich auf Inselanlagen im kommerziellen und Dienstleistungssektor, wurde z.B. verwendet für Telekommunikation, Ölplattformen, als Kathodenschutz für Pipelines, zur Straßenbeleuchtung, für Verkehrsanlagen, Wasserpumpen und andere Anwendungszwecke.

BiomassepotenzialIIE schätzt das Potenzial von Strom aus der Nutzungvon Zuckerrohrbagasse auf 1.000 MW. Bei Einsatzmittlerer Technologie lassen sich unter Abzug der fürden Produktionsprozess erforderlichen Energiemengenmindestens 100 kWh pro Tonne Zuckerrohr an dasöffentliche Netz liefern, somit auf der Basis der Ernteer-träge von 2004/2005 (51 Mio. t) wenigstens 5.100 GWhpro Jahr. Bislang wird erst in 27 von insgesamt 58 Zuckerfabriken Bagasse zur Eigenversorgung mitStrom genutzt, allerdings zumeist in Verbindung mitSchweröl (224 MW) und bis auf eine Anlage wurdenalle vor 1992 installiert. Gegenwärtig befindet sich nureine neue Anlage mit 40 MW im Bau.

Darüber hinaus könnten schätzungsweise (IIE) etwa160 MW durch Verwendung von Deponiegas aus Haus-müll in zahlreichen Städten in einem zehnjährigenZeitraum erschlossen werden.40 Die Grundlage bilden44,600 Tonnen Abfälle (2000) mit einem hohen orga-nischen Anteil, die täglich auf den 51 Mülldeponiendes Landes entsorgt werden. Als erstes derartiges Vor-haben in Mexiko und ganz Lateinamerika wurde imSeptember 2003 eine Anlage von 8 MW auf einerMülldeponie bei der Stadt Monterrey im BundesstaatNuevo León in Betrieb genommen, die mit 5 Mio. US$GEF-Mitteln kofinanziert wurde. Der Strom dient indiesem Fall zur Eigenversorgung städtischer Einrich-tungen und Unternehmen. Zwei Anlagen zur Gewin-nung von Klärgas befinden sich in Monterrey bereitsseit 1997 in Betrieb. Für das Jahr 2020 wird davon aus-gegangen, dass sich 44 MW durch Deponiegasge-winnung auf Müllkippen und 29 MW durch Klärgas-erzeugung in Mexiko bereitstellen ließen.

In 2005 schloss SENER eine Studie über die Nutzungvon Biogas in der Rinder- und Schweinehaltung ab. Siezeigt, dass Vorhaben dieser Art äußerst rentabel sindund sich gut für den Handel mit Emissionszertifikatenim Rahmen von CDM eignen. In den Städten Chihuahua und Querétaro hat SENER zudem mitUnterstützung von Weltbank/ESMAP Untersuchungenzur Nutzung von Biogas durchgeführt.

SolarenergieMexiko verfügt mit 5 kWh/m2 pro Tag über sehr hohemittlere solare Einstrahlungswerte. Auf 70 % der Flächeliegt die Einstrahlung bei mehr als 17 MJ/m2d, in einigenLandesteilen sogar über 19 MJ/m2d.

PhotovoltaikDie gesamte installierte Photovoltaikleistung wird auf18,7 MW beziffert (Ende 2005) und verteilt sich weitüberwiegend auf netzferne Anwendungen im häusli-chen (ca. 14 MW) und nicht-häuslichen (ca. 4,7 MW)Bereich.41 In 2005 wurden lediglich PV-Anlagen miteiner Gesamtleistung von etwas über 0,5 MW instal-liert, darunter 242 Wasserpumpsysteme für den länd-lichen Bereich.

Einzelne netzgekoppelte Photovoltaiksysteme mitjeweiligen Leistungen bis 2 kW wurden in den letztenJahren von IIE als Pilotvorhaben installiert. Die ersteprivat initiierte PV-Anlage auf einem Gebäude mitNetzeinspeisung und 30 kW Leistung wurde imDezember 2005 in Mexiko-City in Betrieb genommen.Im Oktober 2006 wurden in der Stadt Mexicali in BajaCalifornia erstmals in einer größeren Siedlung Wohn-häuser mit netzgekoppelten PV-Anlagen von jeweils 1 kW ausgestattet. Die bislang installierten 57 Systemesollen einen “Net-Metering“-Vertrag erhalten, der kurzvor der offiziellen Verabschiedung durch die CRE stehtund anschließend landesweit Gültigkeit für derartigeAnlagen erlangen würde.

Die Sektorstrategie für den Energieausbau 2001-2006weist darauf hin, dass im Programm zur ländlichenElektrifizierung von 1.200 vorrangigen indigenenGemeinden etwa 860 eine PV-Basisversorgung erhaltenkönnten, sodass insgesamt eine Leistung von 22 MWzu installieren wäre. IIE beziffert das Potenzial für netz-ferne Anlagen insgesamt auf etwa 10 bis 20 MW für dienächsten zehn Jahre.

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7 Mexiko

42 Norma Solar, Gaceta Oficial del D.F., 7.4.200643 Für nähere Informationen siehe http://iga.igg.cnr.it/mexico.php.

Im Programm “Erneuerbare Energien für die Landwirt-schaft“, das das Landwirtschaftsministerium über dasVorhaben FIRCO von 1999 bis 2006 mit Unterstüt-zung von GEF durchführte und das Gesamtausgabenvon 35 Mio. US$ vorsah, war die Installation von rund 1.150 PV-Modulen zum Wasserpumpen und für dieKühlung agrarischer Produkte geplant (siehe unten).

Solarthermische StromerzeugungIn Vorbereitung befindet sich mit Unterstützung vonGEF/Weltbank eine Kombination aus einer gasbetrie-benen GuD-Anlage von 480 MW und einer solarther-mischen Stromerzeugung mit Parabolrinnen, die einemaximale Leistung von 31 MW erbringen und in derWüste von Agua Prieta im Bundesstaat Sonora direktan der Grenze zu den USA errichtet werden soll. DieWeltbank hat für den Solarteil Anfang Oktober 2006einen Zuschuss von 49,35 Mio. US$ aus GEF-Mittelnbewilligt. GEF wird damit fast 95% zu den Gesamt-kosten des solaren Teils beisteuern. Eine Ausschreibungfür dieses von CFE betriebene Vorhaben startete imJuni 2006 und sollte noch vor Jahresende entschiedenwerden. Die gesamte Anlage soll im Frühjahr 2009 inBetrieb genommen werden.

Frühere Versuche, ein vergleichbares Projekt durch einenunabhängigen Stromproduzenten realisieren zu lassen,waren vornehmlich an Finanzierungsfragen gescheitert.

Solarthermische Warmwasserbereitung Ende 2006 waren schätzungsweise 842.000 m2 Kollek-torfläche zur Warmwasserbereitung installiert.

Im Hauptstadtbezirk (Distrito Federal) bahnt sich eingrößerer Durchbruch auf der Basis einer neuen Rechts-norm an, die neu errichtete und grundlegend renovierteBauten mit gewerblicher Warmwassernutzung seitApril 2006 dazu verpflichtet, mindestens 30% desEnergiebedarfs zur Wassererhitzung aus Solarenergiebereitzustellen.42 Zur Erleichterung lockt der Regie-rungsdistrikt mit steuerlichen Anreizen. Abgesehendavon räumt das nationale Steuergesetz auch die Mög-lichkeit der beschleunigten Abschreibung bei gewerblich

genutzten Anlagen ein. Mitte 2007 wird voraussichtlichdie Umsetzung eines von der CONAE und mit Unter-stützung des oben genannten GTZ Vorhabens erarbei-tetes nationales Förderprogramm für Solarkollektorenlanciert werden.

Geothermie Geothermische Quellen, deren Temperaturniveau für eine Stromerzeugung ausreichend ist, sind an ver-schiedenen Stellen des Landes lokalisierbar. In 2005wurden rd. 7.300 GWh Strom aus geothermischenQuellen mit einer kombinierten Kraftwerksleistungvon 960 MW gewonnen. Alle derzeitigen Anlagenwerden vom staatlichen Versorger CFE betrieben. Die Erzeugungskosten werden mit 4-7 US-ct/kWhangegeben.

Baja CaliforniaIm Bundesstaat Baja California steht in Cerro Prieto,wo 1973 das erste geothermische Kraftwerk seinenBetrieb aufnahm, gegenwärtig eine elektrische Leistungvon insgesamt 720 MW zur Verfügung, womit sich in2005 alleine gut 5,5 TWh Strom erzeugen ließen.43

Damit trugen geothermische Energien aus dieserQuelle zu mehr als 50% zur Deckung des Strombedarfsvon Baja California bei, dessen Netz unabhängig vomRest des Landes betrieben wird.

Los Azufres, Los Humeros und weiterer AusbauWeitere geothermische Potenziale von mindestens 380 MW sind in Los Azufres im Bundesstaat Michoacán und in Los Humeros im Bundesstaat Pueblanachgewiesen. Die installierte Leistung in Los Humerosbeträgt derzeit 35 MW. Zuletzt ging in 2003 das bis-lang größte Kraftwerk Los Azufres II mit 107 MW inBetrieb, dessen geothermische Quellen vulkanischenUrsprungs sind. Damit erreicht die installierte elek-trische Kapazität an diesem Standort insgesamt 195 MW, womit sich in 2005 rund 1.450 GWh Stromerzeugen ließen.

113

7 Mexiko

44 Quelle: eigene Zusammenstellung.45 Die Netzanschlusskosten liegen im Bereich zwischen 1.000 und 4.200 US$ pro Haushalt.

Zusätzliche Quellen mit geschätzten mehr als 1.500 MWkönnten in den nächsten Jahren ausgebaut werden,allerdings ist in der mittelfristigen Planung bis 2014nur ein Zubau von 125 MW vorgesehen (siehe Tab. 6).

Tab 6: Geothermische Kraftwerke in Mexiko; MW, GWh; 200544


Derzeit sind etwa 94,5% der Gesamtbevölkerung (vonca. 108 Mio. in 2006) bzw. 99% der städtischen Ein-wohner und 85% der Landbevölkerung an die allgemeineStromversorgung angeschlossen. In einzelnen südlichenBundesstaaten liegt die Elektrifizierungsrate bei unter90%. Die verbleibenden knapp 6 Mio. Einwohner ohneStrom verteilen sich auf etwa 89.000 kleinere Ansied-lungen mit jeweils weniger als 2.500 Einwohnern innetzfernen oder schwer zugänglichen Regionen.

Besonders unzureichend ist der Versorgungsgrad beiKommunen mit weniger als 100 Einwohnern undeinem hohen Anteil verstreut liegender Anwesen sowieim Fall ländlicher indigener Gemeinschaften. Da dieBevölkerung in diesen Regionen stark wächst und diejährliche Anschlussrate seit 1995 beständig sinkt, wirdsogar von einem Anwachsen der nicht mit Strom ver-sorgten Bevölkerung ausgegangen.

Die für die Elektrifizierung bereitgestellten staatlichenGelder sind seit 1997 kontinuierlich zurückgegangen.Gleichzeitig wurde die Entscheidung für die Ausgaben-verteilung bei Infrastrukturvorhaben durch die Dezen-tralisierungspolitik von 1996 von der zentralen Ebeneauf die Bundesstaaten und Kommunen verlagert. Somitwurde auch die Entscheidung über die ländliche Elek-trifizierung von CFE auf die lokalen Verwaltungenübertragen, wobei diesen häufig die entsprechendenKompetenzen fehlten. Als Folge ist seit Mitte derneunziger Jahre die Elektrifizierungsrate praktischunverändert.

Es wird grob geschätzt, dass zumindest in den südlichenLandesteilen für etwa 50% der Haushalte nur eine netz-ferne Elektrifizierung infrage kommt45, wobei diesebevorzugt durch erneuerbare Energien erfolgen soll.

Das mexikanische Elektrizitätsgesetz begünstigt dieSelbstversorgung ländlicher Gemeinden aus Anlagenmit maximal 1 MW, indem es für diese keine strom-rechtliche Genehmigung fordert. An entsprechendenErzeugungsgesellschaften können sich kommunaleEinrichtungen oder lokale Kooperativen oder gemischt

114

Stromerzeugung 2005bzw. erwartet (GWh)

5.521

1.449

292

37

813

207

k.A.

k.A.

k.A.

621

MW

720

195

35

10

100

25

21

50

9

75

In Betrieb

Cerro Prieto I-IV in Mexicali (Baja California)

Los Azufres I und II in CD Hidalgo (Michoacán)

Los Humeros I (Puebla)

Tres Virgenes in Mulegé (Baja California Sur)

Geplante Betriebsaufnahme bis 2010

Cerro Prieto V

Los Humeros II

Weitere Projekte in Planung

Los Humeros Binario

Los Azufres III

Los Azufres Binario

Cerritos Colorados (Jalisco)

7 Mexiko

46 Integrated Energy Services Project for Small Localities in Rural Mexico.47 Erreicht werden mit dem Vorhaben weniger als 5% der knapp 4.700 Kommunen in diesen südlichen Bundesstaaten, für die nur eine

netzferne Elektrifizierung infrage kommt.48 Die Gesamtkosten werden auf 96,5 Mio. US$ beziffert.49 Der Prozentsatz derartiger Haushalte ist besonders hoch in den ländlich strukturierten Bundesstaaten Oaxaca, Chiapas, Tabasco und Zacatecas.

privat-öffentliche Eigentümer beteiligen. Ein reinprivatwirtschaftlicher Besitz ist nicht möglich. Zudemschafft auch das Wassernutzungsgesetz Vorrechte fürNutzungen zur Stromerzeugung mit weniger als0,5 MW Leistung: sofern der Eingriff in den Wasserlaufminimal bleibt, ist keine wasserrechtliche Konzessionerforderlich.

Projekt “Integrierte Energiedienstleistungen für kleineländliche Kommunen” 2006-2011Im Sektorprogramm 2001-2006 war die Elektrifizie-rung von mindestens 50.000 Haushalten in besondersmarginalisierten isolierten Kommunen vorgesehen.Damit sollte die Elektrifizierungsrate auf 97% gesteigertwerden. Außerdem sollten 250 Einrichtungen imGesundheits-, Bildungs- und Telekommunikationsbe-reich mit Hilfe des Privatsektors elektrifiziert werden.Die Vorbereitung eines entsprechenden Programms46

wurde inzwischen abgeschlossen, die Durchführung istnun allerdings erst für den Zeitraum 2006-2011 vor-gesehen.

Ausgestattet wird dieses Programm, das sich auf dieProvinzen Chiapas, Guerrero, Oaxaca und Veracruzkonzentriert47, unter anderem mit jeweils 15 Mio. US$aus Krediten der International Bank for Reconstructionand Development (IBRD/Weltbank) und Zuschüssendes GEF.48 Beteiligen wird sich an der Durchführungauch die Global Village Energy Partnership (GVEP),die auch bereits in vorbereitende Studien eingebundenwar. Mit der GEF-Finanzierung sollen ausschließlichVorhaben gefördert werden, die zur netzfernen Elektri-fizierung unter Einsatz erneuerbarer Energien beitragen.Dabei stehen Kommunen und Ansiedlungen mit 50 bis500 Haushalten im Vordergrund. Eingesetzt werdensollen sowohl PV-Systeme (für mind. 50% aller Kom-munen bzw. ca. 35.000 Haushalte) als auch Kleinwind-kraftanlagen (ca. 15% der Haushalte) zur Versorgungeinzelner Verbraucher sowie in begrenztem MaßeKleinstwasserkraftwerke und biomassegefeuerte Gene-ratoren zur Belieferung kleiner Inselnetze.

Elektrifizierung mit SolaranlagenMexiko verfügt über umfangreiche Erfahrungen beimEinsatz von Photovoltaiksystemen zur Basiselektrifi-zierung. Bereits in den achtziger und neunziger Jahreninvestierte die mexikanische Regierung innerhalb derProgramme Pronasol und Progresa erhebliche Mittelzur Installation von PV-Anlagen bei Haushalten undöffentlichen Einrichtungen (alleine im Programm Pro-nasol wurden 40.000 Solarsysteme installiert). Vor allemim letzten Jahrzehnt hat diese Art der Stromversorgungin netzfernen Gebieten gegenüber dem traditionellenEinsatz von Dieselgeneratoren stark aufgeholt. Bis heutewurden zudem 20.000 Solar-Home-Systeme (SHS)ohne jegliche staatliche Unterstützung an privateNutzer verkauft.

Darüber hinaus hat die Regierung seit Anfang der1990er Jahre innerhalb mehrerer Programme zur Ver-besserung der Infrastruktur in armen ländlichen Kom-munen auch Maßnahmen zur Versorgung mit Stromdurchgeführt. In verschiedenen Teilen des Landes wurdenkommunale Gebäude und Haushalte ohne Strom-anschluss und ohne Perspektive einer Netzanbindungmit PV-Anlagen zur Grundversorgung (Beleuchtung/Kommunikation) ausgerüstet.49 Insgesamt wurden indiesem Rahmen neben SHS Hunderte anderer Systemezum Wasserpumpen, für soziale Zwecke und zur Ver-sorgung von Mini-Stromnetzen eingesetzt. Allerdingshaben sich aufgrund mangelnder Wartung und unzu-reichender lokaler Ausbildung viele Photovoltaikanlagennicht dauerhaft bewährt.

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7 Mexiko

50 Fideicomiso de Riesgo Compartido.

Erneuerbare Energien in der LandwirtschaftDie Elektrifizierung durch Nutzung erneuerbarerEnergien in der Landwirtschaft wird durch die sogenannte FIRCO-Initiative50 des Landwirtschaftsmini-steriums unterstützt. Zuschüsse werden gewährt für dieAnschaffung von Wasserpumpen und den Antrieblandwirtschaftlicher Geräte, so auch durch Wind- undSolarenergie. Die Überwindung der relativ großen Bar-rieren bei der Umsetzung dieses Programms, das insbe-sondere die Produktivität der etwa 600.000 bäuerlichenBetriebe ohne Stromversorgung erhöhen soll, wurdeseit 1999 mit Hilfe eines GEF-unterstützten Vorhabens(“Renewable Energy for Agriculture“, Zuschuss von 8,9 Mio. US$) angegangen, das im März 2006 ausliefund voraussichtlich fortgesetzt werden soll. Als größteEinzelkomponente war in diesem Programm die Instal-lation von 1.150 solarbetriebenen Wasserpumpen, von55 Windpumpsystemen und von 24 solarbetriebenenKühltanks für Milch vorgesehen.

Währungskurs (12.12.2006):1 Mexikanischer Peso (MXN) = 0,07 Euro (EUR); 1 EUR = 14,27 MXN

7.7 Literatur

• Arvizu, José L., Saldana, Jaime L.: Central Eléctrica de Biogas de Bioenergía de NuevoLeón, in: Boletín IIE, Enero-Marzo 2005

• Asociación Nacional de Energía Solar (ANES):Resumen Ejecutivo del Estudio de Mercado de las Fuentes de Energía Renovable en el Sector Agropecuario, Mayo de 2006

• Borja Díaz, Marco A. et al.(Instituto de Investigaciones Eléctricas): Primer Documento del Proyecto Eoloeléctrico del Corredor Eólico del Istmo de Tehuantepec, 2005

• Comisión Federal de Electricidad – CFE: Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2005-2014, Documento Ejecutivo

• Comisión Federal de Electricidad – CFE: Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2007-2016, 2006

• Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE): Guía de gestiones para implementar en México plantas de generación eléctrica que utilicen energíasrenovables, 2004, www.layerlin.com

• Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE)/GTZ/SENER: Alternativas Financieras para la Promoción del Uso de Calentadores Solares de Agua (CSA) en el Sector Doméstico Mexicano, Oktober 2006

• Comisión Reguladora de Energía (CRE):Guia para solicitar permisos de generación, exportación e importación de energía eléctrica, o.D.

• Comisión Reguladora de Energía (CRE):unter anderem verschiedene zweimonatliche Bulletins(“info-CRE”) der Regulierungsbehörde CRE (www.cre.gob.mx)

116

7 Mexiko

• Energy Information Administration (US Department of Energy): Country Analysis Briefs Mexico, December 2005

• Geothermal Resources Council (GRC): 30 Years of Geothermal Electric Generation in Mexico, in: GRC Bulletin September/October 2003

• GVEP: In-depth analysis of case studies on Rural Electrification in Mexico, November 2005

• Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE): Boletín, Octubre-Diciembre del 2003: Generación distribuida

• International Energy Agency (Cooperative Programme on Photovoltaic Power Systems): Mexico, Photovoltaic technology status and prospects, Contribution to the Annual report 2005 (by Electrical Research Institute IIE) (www.iea-pvps.org/ar05/mex.htm)

• National Renewable Energy Laboratory (NREL): Wind Energy Resource Atlas of Oaxaca, August 2003

• Red Mexicana de Bioenergía: Libro Blanco de Bioenergía en México, Junio 2005

• Secretaría de Energía: Programa Sectorial de Energía 2001–2006

• Secretaría de Energía: Prospectiva del Sector Eléctrico 2006-2015, México D.F. 2006

• Secretaría de Energía: Quinto Informe de Evaluación del PROSENER (Programa Sectorial de Energía), 2006

• Secretaría de Energía:Statistiken zum Stromsektor

• Secretaría de Energía: Subsecretaría de Planeación y Desarrollo Tecnológico,Balance nacional de energía 2005, México 2006

• Secretaría de Energía/GTZ:Energías Renovables para al Desarrollo Sustentable en México – Renewable Energies for Sustainable Development in Mexico, Enero 2006

• Secretaría de Energía/GTZ: Fuentes Renovables de Energía, Noviembre 2006

• Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales/Institut Nacional de Ecología: México Tercera Comunicación Nacional ante la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, Octubre 2006

• Universidad Autónoma Metropolitana (UNAM): Una visión al 2030 de la utilización de las Energías Renovables en México, 15 de agosto 2005 (inkl. zahlreicher themenspezifischer Studien im Anhang)

• Worldbank: GEF Project Brief on a proposed loan and grant from the Global Environment Facility Trust Fund for an Integrated Energy Services Project, February 9, 2006

• Worldbank: Project Appraisal Document (PAD) on a proposed grant from the Global Environment Trust Fund for a Large-Scale Renewable Energy Development Project, June 8, 2006

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7 Mexiko

7.8 Kontakte

Asociación Nacional de Energía Solar A.C. (ANES)Calzada Acoxpa no. 524 Desp. 506-BCol. Prado Coapa 14350 México, D.F.Delegación Tlalpan Tel./Fax +52 (55) 56 84 41 62E-Mail: [email protected]

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía(CONAE)Rio Lerma 302Col. Cuauhtémuc06500 México, D.F.Delegación CuauhtémucTel. +52 (55) 30 00 10 00www.conae.gob.mx

Comisión Reguladora de Energía (CRE)www.cre.gob.mx

Comisión Federal de Electricidad (CFE)www.cfe.gob.mx

Luz y Fuerza del Centro (LFC)Melchor Ocampo 171Col. TlaxpanaDelegación Miguel Hidalgo11379 México, D.F.www.lfc.gob.mx

Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)Gerencia de Energía No-ConvencionalesAv. Reforma 113Colonia Palmira62490 Temixco, MorelosTel./Fax +52 (777) 362 38 06genc.iie.org.mx/genc/index2.html

Secretaría de Energía (SENER)Insurgentes Sur No. 890Col. Del Valle03100 México, D.F.Tel. +52 (55) 54 48 60 12Fax +52 (55) 54 48 60 13E-Mail: [email protected] www.energia.gob.mx

Centro de Investigación en Energía (CIE-UNAM)Privada Xochicalc s/n62580 Temixco, MorelosTel. +52 (777) 325 00 52Fax +52 (777) 325 00 18www.cie.unam.mx

GTZ-Cooperación Técnica AlemanaPromoción de Energias Renovables (Promover)c/o Edificio SENER – Secretaría de EnergíaAv. Insurgentes Sur 890, 9o piso, oficina 0902Col. Del Valle03100 México, D.F.Tel. +52 (55) 50 00 60 00 ext. 1088Fax +52 (55) 50 00 60 00, ext. 2160E-Mail: [email protected]/mexico

Deutsch-Mexikanische Industrie- und Handelskammer (CAMEXA)Cámara Mexicano-Alemana de Comercio e Industria, A.C.German CentreAv. Santa Fe 170Col. Lomas de Sta. Fe01210 Ciudad de México, D.F.Tel. +52 (55) 15 00 59 00Fax +52 (55) 55 96 76 95E-Mail: [email protected]

118

7 Mexiko

Botschaft Mexikos in DeutschlandKlingelhöferstr. 310785 BerlinTel. +49 (30) 269 323-0Fax +49 (30) 269 323 325E-Mail: [email protected]

Botschaft Deutschlands in MexikoHoracio 1506Colonia Polanco11510 México, D.F.Tel. +52 (55) 52 83 22 00Fax +52 (55) 52 81 25 88E-Mail: [email protected]

DNA/COMEGEI (SEMARNAT)C. Miguel Angel Cervantes SánchezDirector General Adjunto para Proyectos de Cambio ClimáticoBlvd. Adolfo Ruíz Cortines 4209, piso 4Fracc. Jardines en la Montaña14210 México, D.F.Tel. +52 (55) 52 90 09 87 (dir.)Fax +52 (55) 56 28 07 94E-Mail: [email protected] (Umweltministerium)

Red Mexicana de Bioenergía (REMBIO)Antigua Carretera a Pátzcuaro 8701 Col. Ex-Hacienda de San José de la Huerta 58190 Morelia, Michoacánwww.rembio.org

119

8 Nicaragua

8 Nicaragua1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: Statistiken des Energie-Institutes (Instituto Nicaragüense de Energía – INE).2 Ebda.


Installierte Kapazitäten Ende 2006 lag die nominal installierte Erzeugerleistungim nationalen Verbundnetz bei 751,2 MW, währenddie effektiv verfügbare Leistung nur 588,6 MWbetrug, wovon 62 % auf Öl, 14 % auf Bagasse, 17% aufWasserkraft und 7% auf geothermischer Energie be-ruhten.1 Die Differenz zwischen nominal und effektivverfügbarer Leistung wird durch den schlechten technischen Zustand einiger thermischer Kraftwerkesowie durch den Ausfall von geothermischen Quellenverursacht.

Im Fall der Kraft-Wärme-Kopplung mittels Bagasseentspricht die effektiv ins Verbundnetz eingespeisteLeistung der Differenz zwischen nominal installierterLeistung und dem Eigenverbrauch für die Zuckerpro-duktion (Siehe Tab. 1).

Tab 1: Installierte nominale und effektive Leistung pro Erzeugungsquelle in Nicaragua; MW; 2006

SpotmarktIm Jahr 2006 kam es in Nicaragua aufgrund fehlenderInvestitionen in den Kapazitätsausbau, niedriger Ver-fügbarkeit von thermischen Kraftwerkskapazitäten,extrem niedrigen Wasserstandes in den Stauseen undsteigenden Ölpreisen zu einer akuten Energiekrise mithäufigen Stromrationierungen, die alle Verbraucher-gruppen betrafen. Der fehlende rechtzeitige Ausbauder Erzeugungskapazitäten erwies sich hierbei alsHauptursache dieser Energiekrise und verursachteeinen extremen Anstieg der Strompreise am Spot-markt. Dort lag der durchschnittliche Arbeitspreis in2006 bei 158 US $/MWh und der Leistungspreis bei168 US $/MW.

StromerzeugungDie Netto-Stromerzeugung 2006 betrug 2.829 GWh.Die Stromerzeugung durch staatliche Kraftwerke hattedaran einen Anteil von gut 19% und die durch privateKraftwerke von 81%, wobei die derzeitige Stromerzeu-gung des Landes zum überwiegenden Teil auf Ölbasiert.2

Die Wasserkraftwerke des Stromerzeugers HIDROGESAbefinden sich in der Provinz Jinotega im Norden desLandes, die Stromerzeuger CENSA, ORMAT, GEOSAund PENSA in der Provinz Leon und EEC sowie dieZuckerfabriken Monte Rosa und NSEL in der ProvinzChinandega. GECSA und Tipitapa Power befinden sichin der Provinz Managua.

121

Nominal

432,5

126,8

104,4

87,5

751,2

Effektiv

367,6

81,0

98,2

41,7

588,6

MW

Kraftwerke

Thermisch (auf Öl-Basis)

Kraft-Wärme-Kopplung (auf Basis von Zuckerrohrbagasse)

Wasserkraft

Geothermisch

Gesamtes Verbundnetz

Tab. 2: Netto-Stromerzeugung pro Energieversorger inGWh; Nicaragua; 2006

Stromübertragung und -verteilungDas nationale Stromnetz in Nicaragua besteht aus demnationalen Verbundnetz (Sistema InterconectadoNacional – SIN), welches etwa die Hälfte des Landesmit der höchsten Verbraucherdichte abdeckt, sowie ausInselnetzen, die in den meisten Fällen von Diesel-generatoren versorgt werden.

StromverbrauchIm Zeitraum Januar bis November 2006 erreichte derStromverbrauch 1.716 GWh, woran der Haushaltssektormit 34%, der gewerbliche Sektor mit knapp 31% undder Industriesektor mit gut 20% beteiligt waren.

Tab. 3: Stromverbrauch pro Sektor in Nicaragua;

GWh, %; 20063

StromtarifeDie Stromtarife ergeben sich sowohl aus bestehendenStromlieferverträgen als auch durch Angebot undNachfrage am Spotmarkt, dessen Anteil etwa 9-11%beträgt. Eine Ausnahme machte das Jahr 2005, in demder Spotmarkt einen Anteil von 25% erreichte.

Bei den Stromtarifen für Endkunden machen die Aus-gaben für Brennstoffe (Öl und Ölderivate) ca. 70% derGesamtkosten aus.

Tab. 4: Durchschnittliche Stromtarife pro Verbrauchssektorin US$/kWh; Nicaragua; 20064

8 Nicaragua

3 Ebda.4 Quelle: Eigene Berechnungen aus Statistiken des Energiesektors. Der Durchschnittstarif wird errechnet aus dem Quotienten aus dem

Stromverkaufserlös und der fakturierten Energiemenge. 122

Stromerzeugung

GWh

547,6

299,2

248,3

2281,1

314,2

528,4

225,6

547,0

420,2

93,9

100,4

51,4

2.828,7

Verbundnetz

Staatliche Stromerzeuger

Hidroeléctrica S.A. (HIDROGESA)

Eléctrica Central S.A. (GECSA)

Private Stromerzeuger

Corporación Eléctrica de Nicaragua S.A. (CENSA)

Empresa Energética Corinto (EEC)

Generadora Momotombo S.A. (GEMOSA)

Generadora Eléctrica de Occidente S.A. (GEOSA)

Tipitapa Power

Ingenio Monte Rosa

Nicaragua Sugar State (NSEL)

Polaris Energy S.A (PENSA)

Gesamte Stromerzeugung im Verbundnetz SIN

GWh

580,5

523,6

345,0

59,5

64,9

137,5

1.716,0

%

33,8

30,5

20,4

3,5

3,8

8,0

100,0

Januar - November 2006Sektor

Haushalte

Handel

Industrie

Bewässerung

Straßenbeleuchtung

Pumpen (Wasserversorgung)

Gesamtverbrauch

Stromtarif

US$/kWh

0,15

0,18

0,14

0,12

0,12

Sektor

Haushalte

Handel und Gewerbe

Industrie

Bewässerung

Pumpen (Wasserversorgung)

8 Nicaragua


5 Plan Indicativo de la Expansión de la Generación 2005-2016.6 Polaris verlor kürzlich (zumindest vorrübergehend) die Erzeugungslizenz wegen technischer Probleme mit den bestehenden Anlagen.

AusbauplanungDas kürzlich neu geschaffene Ministerium für Energieund Bergbau (Ministerio de Energía y Minas, vorher:Nationale Energiekommission CNE), ist zuständig fürdie Ausbauplanung der Stromerzeugungskapazitäten.Im Mai 2005 legte die damalige CNE den Indikativ-Plan für den Ausbau der Erzeugungskapazitäten fürden Zeitraum 2005-2016 vor.5 Dieser Plan analysiertzwei Szenarien für die Entwicklung eines zentralameri-kanischen Verbundsystems (SIEPAC):

(I) Szenario “Integration”: Dieses Szenario geht davon aus, dass durch neue Pro-jekte sowie durch den Zusammenschluss bestehendernationaler Netze ein einheitliches Verbundsystem aufregionaler Ebene entsteht. Dieses Szenario ist jedochsehr unrealistisch, da es die völlige Integration allerbestehenden Netze über die Ländergrenzen hinausbedingen würde.

(II) Szenario “Koordinierter Betrieb isolierter Netze”:In diesem Szenario geht man davon aus, dass die mittel-amerikanischen Länder ihre Stromnetze individuell jenach Nachfrage eigenständig entwickeln, jedoch inkoordinierter Form über die Ländergrenzen hinwegbetreiben könnten.

8.2 Marktakteure

StromerzeugungsunternehmenDie Stromerzeugung in Nicaragua wird durch staatlicheund private Energieversorger sichergestellt.

Das staatliche Unternehmen ENEL ENEL (Empresa Nicaragüense de Electricidad) ist dasstaatliche Energieversorgungsunternehmen und ver-einigt als Holding unter sich den StromerzeugerHIDROGESA, der das einzige Wasserkraftwerk betreibt,und den Stromproduzenten GECSA, der auf ÖlbasisStrom erzeugt. Des Weiteren besitzt und betreibt ENELdie Inselsysteme des Landes (meist auf Dieselbasis). Zur-zeit plant ENEL neue Kraftwerkskapazitäten auf derBasis von Wasserkraft.

Private StromerzeugerGEMOSA, ein geothermisches Kraftwerk, ist an denprivaten Stromerzeuger ORMAT verpachtet, währenddie Firma GEOSA, Betreiberin von zwei thermischenKraftwerken auf Ölbasis, in 2006 privatisiert wurde.

Die folgende Tabelle zeigt die installierten Stromer-zeugungskapazitäten privater Stromerzeuger, die seitder Liberalisierung des Stromsektors 1992 in Betriebgegangen sind.

Tab. 5: Installierte Kapazität privater Stromerzeuger in Nicaragua; MW

Die effektive Leistung von 60 MW der beiden Zucker-fabriken NSEL und IMR ist die maximale Leistung, diewährend der Zuckerrohrernte ins Verbundnetz SINeingespeist werden kann. Diese Leistung verringertsich zum Ende der Zuckerohrernte hin aufgrundabnehmender Verfügbarkeit an Bagasse.

123

nominal

63,9

74,0

52,2

59,3

67,5

10,0

326,9

effektiv

56,9

70,5

50,9

30,0

30,0

7,5

245,7

Betriebs-aufnahme

1997

1999

1999

1999

2002

2005

Leistung (MW)Private Stromerzeuger

Corporación Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA)

Empresa Energética Corinto (ENRON)

Tipitapa Power Company

Nicaragua Sugar EstatesLimited (NSEL)

Monte Rosa, S.A. (IMR)

Polaris Energy Nicaragua, S.A. (PENSA)6

Gesamt

8 Nicaragua

7 Ehemals ENTRESA.

Stromübertragungs- und -verteilungsunternehmen

Unión Fenosa Im September 2000 wurden die beiden staatlichenStromverteilungsunternehmen an die spanische FirmaUnión Fenosa verkauft, die damit eine einheitlicheLizenz für die Stromverteilung in ihrem Konzessions-gebiet erhielt.

Unión Fenosa besitzt keine Konzession in den RegionenAtlántico Norte und Atlántico Sur sowie in Teilen derProvinzen Jinotega, Matagalpa, Chontones und Río SanJuan. Es handelt sich dabei um ländliche Gebiete ge-ringer Besiedlungsdichte mit schwierigem Zugangsowie einer geringen Stromnachfrage. Einige dieserländlichen Kommunen werden von ENEL oder staatlichunabhängigen Organisationen mit kleinen Diesel-aggregaten versorgt.

ENATREL ENATREL (Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica7)ist das staatliche Stromübertragungsunternehmen, dasStrom über 69 kV-Leitungen (einschließlich der Um-spannwerke) an nationale und internationale Abnehmerüberträgt.

CNDC CNDC (Centro Nacional de Despacho de Carga) ist derNetzbetreiber des nationalen Verbundnetzes SIN undeine Organisationseinheit von ENATREL.

Wirtschaftliche Situation der Stromerzeuger Die Preisbildung für Strom erfolgt auf dem Markt fürStromlieferverträge und einem Spotmarkt. Der Spot-markt berücksichtigt dabei die marginalen Kosten derstündlichen Stromnachfrage (coste marginal horario).Das nationale Energieinstitut INE berechnet dieGroßhandelspreise für Energie und Leistung für dieMonate November bis Oktober einer Jahresperiode aufder Basis der bestehenden Stromlieferverträge und derPreise auf dem Spotmarkt. Diese vorläufigen Groß-handelspreise werden alle 12 Monate neu kalkuliert

und ab Mai des Folgejahres auf die Tarife angewendet.Falls die monatlich akkumulierte Abweichung zwischenvorhergesehenen und tatsächlichen Strompreisen mehrals 10% beträgt, werden die Tarife angepasst.

Tarifanpassungen, die wegen steigender Ölpreise vomStromverteilungsunternehmen zwar ständig beantragt,von der Regulierungsbehörde aber nicht entsprechendin Höhe und Zeitraum bewilligt wurden, führen lautAussage des Stromverteilers zu einem finanziellen Defizit, welches wiederum zur Aussetzung der Zahlungenan die Stromerzeuger führt und bei diesen letztlich zur Rationierung und Abschaltung von KraftwerkenAnlass gibt.


Nachdem der Stromsektor in Nicaragua 13 Jahre langunverändert in staatlicher Hand war, wurde 1992 eineprivatwirtschaftliche Stromerzeugung zugelassen, wobeider Staat als “single buyer” auftrat.

1998 wurde mit der Inkraftsetzung eines neuen Elektri-zitätsgesetzes (Ley 272: “Ley de la Industria Eléctrica”)eine grundlegende Umstrukturierung des Energiesektorseingeleitet. Erzeugung, Übertragung und Verteilung(einschließlich des Verkaufs) von Elektrizität wurdenaufgeteilt und die Erzeugung und Verteilung (ein-schließlich des Verkaufs) privatisiert, während die Über-tragung beim Staatsunternehmen ENATREL verblieb.

Die Reform umfasste auch die Einführung einesGroßhandelsmarktes für Strom (mercado mayorista),den Stromhandel zwischen Erzeugern und Verteilern,zwischen Erzeugern und Großabnehmern und denHandel auf dem Spotmarkt. Das Gesetz Nr. 272 ver-fügte die Aufteilung des staatlichen EnergieversorgersENEL in separate wirtschaftliche Unternehmen fürErzeugung (GEMOSA, GEOSA, HIDROGESA undGECSA), für Stromübertragung (ENTRESA, neuer-dings ENATREL) und -verteilung (DISNORTE undDISSUR).

124

8 Nicaragua

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenDas Gesetz bestimmte das Nicaraguanische Energie-institut (INE, Instituto Nacional de Energía) zur Re-gulierungsbehörde für den Energiesektor mit denHauptfunktionen Erarbeitung und Durchsetzung tech-nischer Normen, Überwachung der Einhaltung desStromgesetzes und dessen Bestimmungen, Überwachungdes Strommarktes, Schutz der Rechte der Konsumenten,Vergabe von Lizenzen und Konzessionen, Genehmigungvon Tarifen für regulierte Verbraucher sowie Schlich-tung von Disputen zwischen den Marktteilnehmern.

Des Weiteren führte das Gesetz zur Gründung derNationalen Energiekommission (CNE, ComisiónNacional de Energía), deren Hauptfunktion die For-mulierung der Energiepolitik auf der Basis der Indika-tivplanung des Energiesektors ist.

Im Januar 2007 wurde von der neuen Regierung mitder Inkraftsetzung des Gesetzes 290 ein neues Ministe-rium für Energie und Bergbau geschaffen, welches dieCNE in allen ihren Funktionen ersetzt und auch einigeFunktionen des INE übernimmt, wie z.B. die Vergabevon Lizenzen und Konzessionen sowie die Genehmigungder technischen Normen und Standards für die SektorenElektrizität und Kohlenwasserstoffe.


Gesetz zur Stromerzeugung mit erneuerbaren EnergienDas Gesetz Nr. 532 zur Förderung der Stromerzeugungmit erneuerbaren Energien (Ley No. 532: Para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables) regelt die Förderung von Wasserkraft,Geothermie, Windenergie, Sonnenergie und Biomassemit folgenden Anreizmechanismen:

• Befreiung von der Mehrwertsteuer auf Ausrüstungenund Zubehörteile für erneuerbare Energien-Projektevon der Vorbereitung bis zur Konstruktion des Kraftwerkes und Übertragungsleitungen bis zur nächsten Trafostation (Art. 7.2.).

• Befreiung von der Einkommensteuer (impuesto sobre la renta) für sieben Jahre vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlagen zur Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien. Die Erlöse durch den Verkauf von Zertifikaten im Rahmen des Emissions-handels bleiben ebenfalls steuerfrei für den gleichenZeitraum (Art. 7.3.).

• Teilweise Befreiung von kommunalen Abgaben auferzielte Einnahmen durch den Betrieb der Anlagenfür die Dauer von zehn Jahren, und zwar nach folgendem Schema, (Art. 7.4):- Befreiung von 75% dieser Steuern für die ersten

drei Jahre;- Befreiung von 50% dieser Steuern für die

nachfolgenden fünf Jahre;- Befreiung von 25% dieser Steuern für die

letzten zwei Jahre.

• Befreiung von Steuern auf die Nutzung von natürlichen Ressourcen – wie sie für geothermischeProjekte erhoben werden oder wie sie im neuen Wassergesetz vorgesehen werden – für die ersten fünf Jahre nach Inbetriebnahme der Anlagen (Art. 7.5).

• Die Erzeuger von Elektrizität mittels erneuerbarer Energien haben die Wahl, den Strom durch Strom-lieferverträge oder auf dem Spotmarkt zu verkaufen.Die Stromlieferverträge haben eine Mindestlaufzeitvon zehn Jahren. Das Gesetz verpflichtet die Stromverteilungsunternehmen, Strom aus erneuer-baren Energien vorrangig abzunehmen und erteilt INE das Recht, Mindestmengen an Stromliefe-rungen festzulegen. (Art. 12 und 13).

• Um Gleichheit bei der Auswertung von Aus-schreibungen herzustellen, müssen Anbieter von Strom aus thermischen Energiequellen die Brenn-stoffkosten ohne Steuerbefreiungen in ihre Offerten aufnehmen. (Art. 15).

125

8 Nicaragua

8 Die CNE wurde durch das Ministerium für Energie und Bergbau ersetzt. Im Folgenden wird jedoch weiterhin der Begriff CNE benutzt, da die Untersuchungen zu erneuerbaren Energien allesamt von der früheren CNE durchgeführt wurden.

9 BID/CNE: Políticas Energéticas Indicativas, Borrador, Managua, Nicaragua, Agosto 2001.10 Thomas Scheutzlich: Policy Strategy for the Promotion of Renewable Energy – Situation and Perspective of Hydroelectric Generation in

Nicaragua, ESMAP-Studie im Auftrag der Weltbank, Nicaragua 2004.126

• Die Spotmarktpreise für Strom aus erneuerbaren Energien sind festgelegt mit einer Bandbreite von 55 bis 65 US$/MWh. Diese Bandbreite kann von INE auf der Grundlage der Energiepolitik des Energieministeriums aktualisiert werden (vorher CNE). (Art. 16).

• Die Erzeuger von Elektrizität mittels erneuerbarer Energien müssen die Regelungen hinsichtlich der erforderlichen Back-up-Kapazitäten und anderer Hilfsdienstleistungen (“reserva rodante y servicios auxiliares”) einhalten, die in den Betriebsnormen festgelegt sind. Die ersten 20 MW an installierter Leitung mittels Windenergie sind ausgenommen vom Nachweis der dynamischen Netzstabilität, müssen jedoch die sonstigen Anforderungen erfüllen,die für die Einspeisung ins Verbundnetz SIN gelten.

Clean Development Mechanism In Nicaragua wurden bisher neun Energieprojekteunter CDM bei der DNA (Designated National Authority) angemeldet, die dem Umwelt-Ministerium(Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales(MARENA) untersteht. Drei dieser Projekte befindensich in fortgeschrittenem Stadium der Verhandlungenmit interessierten Käufern der Zertifikate, die in derersten Jahreshälfte 2007 abgeschlossen werden könnten.


Die CNE8 schätzt das technisch und wirtschaftlichnutzbare Potenzial an erneuerbaren Energien (Wasser-kraft, Windkraft und Geothermie) auf etwa 4.500 MW.Trotz dieses enormen Potenzials nutzt Nicaragua bishernur einen vergleichsweise geringen Teil davon.

WasserkraftDie Wasserkraft ist der am besten untersuchte und dokumentierte Sektor erneuerbarer Energien inNicaragua. Studien aus den 80er Jahren (z.B. Master-plan 1980) und spätere Aktualisierungen weisen einWasserkraftpotenzial von 3.760 MW aus.9

Eine Untersuchung der CNE hinsichtlich bekannterpotenzieller Wasserkraftstandorte geht von einemBruttopotenzial von rund 3.280 MW aus, wie die nach-folgende Tabelle zeigt.10

Anzahl identifizierter

Standorte

30

14

22

38

104

Anteil am identifizierten

Gesamtpotenzial(%)

29

13,5

21

36,5

100

Potenzial in diesem Leistungsbereich

(MW)

10

60

416

2.796

3.282

Anteil des Leistungsbereichs am

Gesamtpotenzial(%)

0,3

1,8

12,7

85,2

100

Anmerkungen

30 Klein-Wasser-kraftanlagen

identifiziert im UNDP Projekt, einschl. zweierPERZA-Projekte

Daten von CNE und aus anderen Studien

Leistungsbereich(MW)

0,1-1

1-10

10-25

25-272

Gesamt

Tab. 6: Identifizierte Wasserkraftstandorte und geschätztes Potenzial; Nicaragua; MW, %

8 Nicaragua


11 Ebda. 12 Energizing Development - ein Projekt der holländischen Regierung, das von der GTZ implementiert wird.13 Policy Strategy for the Promotion of Renewable Energy in Nicaragua, Teilstudie Windkraft, ESMAP- Studie im Auftrag der Weltbank,

Nicaragua 2004.14 Der SWERA-Länderbericht für Nicaragua kann abgerufen werden unter http://swera.unep.net.15 Hierbei handelt es sich um vorläufige Lizenzen für einen begrenzten Zeitraum (i.d.R. zwei Jahre) zur Durchführung von Standortuntersuchungen

und Windmessungen.

Das geschätzte jährliche Bruttoerzeugungspotenzialaus Wasserkraft beträgt ca. 33.000 GWh. Davonwerden jedoch nur etwa 9.500 GWh als technisch und6.500 GWh als derzeit wirtschaftlich jährlich nutzba-res Energiepotenzial eingestuft. Die derzeit installierteWasserkraftkapazität beträgt nur ca. 100 MW oder 5%des verfügbaren Potenzials.11

Aus den zahlreichen Untersuchungen und Studien hatdie CNE eine Liste von 24 Projekten mit Leistungenvon 7 bis 33 MW und einem gesamten Potenzial vonca. 490 MW als aussichtsreich für die Realisierungerstellt. Weiterhin wurden von CNE 12 Großprojektemit Leistungen von 41 bis 425 MW identifiziert, darunter das Projekt Copalar mit 350 MW und dasProjekt Tumarin mit 425 MW.

Die CNE (bzw. das neu gegründete Ministerium fürEnergie und Bergbau) führt derzeit ein Projekt durch,in welchem 30 Projekte von 100 kW bis ca. 5 MWidentifiziert und auf Pre-Feasibilityniveau untersuchtworden sind. Drei dieser Projekte befinden sich derzeitim Bau mit Kofinanzierung durch GEF/UNDP undCOSUDE.

Ein viertes Projekt, El Naranjo, wird in 2007 mit Kofinanzierung durch das Projekt EnDev-Nicaragua12

realisiert.

WindenergieBisher kann das Windkraftpotenzial in Nicaragua nurgrob geschätzt werden. Die CNE, bzw. das jetzigeEnergieministerium führt derzeit mit Hilfe von inter-nationalen Organisationen Potenzialabschätzungendurch. Eine Untersuchung zum Windkraftpotenzialund Windenergiemarkt wurde 2003-2004 im Rahmeneiner ESMAP-Studie der Weltbank durchgeführt.13

Im Oktober 2002 unterzeichnete die CNE ein Ab-kommen mit UNEP über die Ermittlung des Wind-kraftpotenzials und die Erarbeitung eines Solar- undWindatlas. Das UNEP-Projekt Solar and Wind EnergyResource Assessment (SWERA), das zurzeit mit CNEdurchgeführt wird, trug bereits zur Mobilisierung derweiter unten aufgeführten Investitionsprojekte imWindenergiesektor bei.14

Die Winddaten bestätigen Nicaragua gute bis exzellenteWindenergieressourcen (Klasse 4-7) insbesondere inden bereits erwähnten südlichen Regionen um Rivas,Nicaraguasee und den darin liegenden Inseln, denhügeligen Regionen um Managua und Juigalpa, imWesten des Landes nördlich von Managua sowie inOffshore-Gebieten der südlichen Pazifikküste bei Rivas.Mittlere bis gute Windbedingungen (Klasse 3-4) weisendie Karibikküste und vorgelagerte Inseln auf.

Von SWERA werden weiterhin Impulse für Investitions-entscheidungen und die Formulierung der nationalenEnergiepolitik und Entwicklungsstrategien erwartet.

Bisherige Windmessprogramme haben ein Gebiet voninsgesamt 76 km2 identifiziert mit Windgeschwindig-keiten von über 8 m/s (in 10 m Höhe). Das sich daraus er-gebende theoretisch nutzbare Potenzial beträgt 760 MW.

Aufgrund dieser Resourcen haben verschiedene privateUnternehmen Explorationslizenzen15 bei INE beantragtund führen bereits Windmessungen für Investitions-vorhaben in folgenden Regionen durch: 1. El Crucero (seit Oktober 2003)2. El Sauce (seit Februar 2004)3. Isla de Ometepe (im Nicaraguasee)4. Hato Grande 5. Grenada (seit Februar 2004)6. Corn Island (seit Juli 2004)7. Zona del Istmo de Rivas (Juigalpa und Rivas

im Süden an der Grenze zu Costa Rica)

127

8 Nicaragua

16 Quelle: Guía del inversionista-CNE (Investitions-Leitfaden der CNE).17 Solar and Wind Energy Ressource Assessment18 UNEP: United Nations Environment Programme.19 Quelle: Guía del inversionista-CNE (Investitions-Leitfaden der CNE).20 PERZA: Proyecto de Eléctrificación Rural en Zonas Aísladas.

Derzeit gibt es zwei Windenergieprojekte, für die Wind-messungen vorliegen und die sich bereits im Planungs-stadium befinden:

1. Das Projekt Amayo mit einer geplanten Leistung von 40 MW der Firma ENISA – CDC, das sich auf dem Istmo de Rivas befindet.

2. Das Projekt Hato Grande mit einer geplanten Leistung von 20 bis 25 MW der Firma VENTUS S.A in Chontales.

Unión Fenosa hat den Ankauf der Stromproduktionvon insgesamt 40 MW installierter Windleistungzugesagt und der nationale Wasserversorger EmpresaNicaragüense de Acueductos y Alcantarillados (ENACAL)hat angekündigt, 20 MW Windenergie abzunehmen.

BiomasseBiomasse ist neben Wasserkraft mit einem Aufkommenvon geschätzten 42 Mio. Tonnen pro Jahr eine der wich-tigsten erneuerbaren Energieressourcen in Nicaragua.Diese Biomasse fällt in Form von land- und forstwirt-schaftlichen Abfällen an. Außerdem wird mit einemerheblichen, noch nicht quantifizierten Potenzial imBereich der Kraft-Wärme-Kopplung von Zuckerrohr-Bagasse gerechnet sowie mit bedeutenden Mengen anAbfällen von Eucalyptus-Holz.

In Nicaragua erzeugen nur zwei Unternehmen Stromaus Biomasse in größerem Umfang zur Einspeisung insVerbundnetz SIN. Dies sind die beiden ZuckerfabrikenNSEL und Monte Rosa. Die folgende Tabelle gibt einenÜberblick über das geschätzte Biomassepotenzial inNicaragua.16

Tab. 7: Geschätztes Biomassepotenzial; Nicaragua; t/Jahr

SolarenergieDie CNE hat mit Unterstützung des SWERA17 – Pro-gramms von UNEP18 das solare Einstrahlungspotenzialuntersucht und einen Solaratlas erstellt. Danach befindetsich die Zone mit der stärksten Einstrahlung im Nord-westen des Landes, insbesondere in den Provinzen Leónund Chinandega.19

Zurzeit befinden sich die Investitionskosten für Solar(PV) – Anlagen noch auf einem hohen Niveau im Vergleich zu anderen RE-Technologien. Das führtdazu, dass größere Photovoltaikprojekte bei ca. fünf-fach höheren Investitionskosten pro MW gegenüberWasserkraft oder Windkraftprojekten nicht oder nurunter besonderen Bedingungen wirtschaftlich sind.

Dennoch sind derzeit einige PV-Projekte in ländlichenGegenden ohne Wasserkraft- oder Windkraftpotenzialin der Umsetzung.

Projekt PERZA20

Seit April 2005 befindet sich ein Programm zur Ent-wicklung des Solarenergiemarktes in Durchführung,das durch einen Kredit der Weltbank und einen Zu-schuss durch GEF finanziert wird. Das Projektvolumenbeträgt 2,9 Mio US $. Es hat die Versorgung von ca. 18.000 Einwohnern im gesamten Land mit Solar-strom zum Ziel.

128

Landwirt-schaftliche

Abfälle

16 Mio.

Forstwirt-schaftliche

Abfälle

29 Mio.

Verbrauch anBrennholz

2,9

VerfügbareBiomasse für andereZwecke

42,1

t/Jahr

Oberfläche

ha

11.855.800

8 Nicaragua


21 RAAN: Región Autónoma del Atlántico Norte.22 Policy Strategy for the Promotion of Renewable Energy in Nicaragua, Teilstudie Geothermie, ESMAP-Studie im Auftrag der Weltbank,

Nicaragua 2004.

Teilprojekt “Francia Sirpi”Im November 2006 begann die Durchführung des Pro-jektes Francia Sirpi, das ebenfalls mit Mitteln der Welt-bank und des GEF im Umfang von ca. 215.000 US$finanziert wird. Gegenstand des Projektes ist eine Batterieladestation auf der Basis von Solarstrom in der Region RAAN21, von deren Stromerträgen etwa2.200 potenzielle Nutzer profitieren werden.

Teilprojekt “San Juan de Nicaragua”Dieses Projekt wird ebenfalls mit Mitteln aus einemKredit der Weltbank und des GEF finanziert. DerKredit beträgt 315.000 US$, mit dem ein Solar-Diesel-Hybridsystem finanziert wird, das 2007 in Betriebgehen soll.

PV-Projekt der IDB (Proyecto Sistemas Fotovoltaicos)Dieses Projekt wird finanziert von der Inter-Amerika-nischen Entwicklungsbank (IDB) und befindet sich inWaspán (Region RAAN). Es wird 1.422 Familien mitindividuellen Solar-Home-Systemen versorgen, die voneiner privaten Firma installiert, gewartet und verwaltetwerden.

GeothermieObwohl Nicaragua ein enormes geothermisches Poten-zial hat, wurde dieses bisher nicht vollständig identifi-ziert. Vorläufige Studien gehen von einer Reserve vonca. 1.500 MW aus. Eine Potenzial- und Marktunter-suchung wurde 2003-2004 im Rahmen einer ESMAP-Studie der Weltbank durchgeführt.22

In 1999 und 2000 hat das INE zwei Lizenzen zur Pro-jektimplementierung vergeben. Im März 2006 wurdenLizenzen für die Exploration der Projekte El Hoyo-Monte Galán und Managua-Chiltepe an das KonsortiumGeotérmico GeoNica vergeben, das gemeinsam von derFirma Compañía Geotérmica Salvadoreña LaGeo unddem italienischen Stromversorger ENEL gebildet wurde.

Zukünftige Projekte

WasserkraftIn den folgenden Tabellen sind Projekte aufgelistet, dieim Investitionsleitfaden der CNE aufgeführt sind(Guía del Inversionista-CNE, 2003) und in den nächstenJahren dem Privatsektor zur Realisierung angebotenwerden sollen. Der rechtliche Rahmen für die Beteili-gung des Privatsektors wurde in den letzten Jahrenschrittweise erheblich verbessert, sodass die Chancenfür eine Realisierung aus diesem Portfolio durchausgegeben sind.

Tab. 8: Wasserkraftprojekte > 30 MW; Nicaragua

129

Leistung in MW

425

119

260

350

62

203

63

41

54

102

48

94

1.821

Projekt

Tumarín

Mojolka

Brito

Copalar

Valentin

Pintada

Kuikuinita

Paraska

Kayaska

Piedra Fina

Paso Real

Tendido

Gesamtleistung

8 Nicaragua

Tab. 9: Andere Wasserkraftprojekte; Nicaragua; MW

Tab. 10: Geothermische Projekte in Durchführung;Nicaragua; MW

WindenergieDer regionale Entwicklungsrat (Consejo de DesarrolloDepartemental) in Estelí hat Interesse geäußert, in derRegion von San Nicolas südlich von Estelí ein Wind-kraftprojekt zu identifizieren und voranzutreiben.Nähere Einzelheiten sind noch nicht bekannt.

Die Nationale Universität (UNI – Universidad deIngeniería) in Managua beabsichtigt die Erarbeitungeines detaillierten nationalen Windatlas und vonMachbarkeitsstudien für acht kommerzielle Windparksin den Gemeinden El Sauce, San Nicolas, Matagalpa, Rancho Grande, Chontales, Puerto Cabezas,Bluefields und Corn Island.


Die CNE hat einen Nationalen Plan für ländliche Elek-trifizierung (Plan Nacional de Electrificación Rural-PLANER) für den Zeitraum 2003-2013 erstellt, dessenHauptziel die Anhebung der nationalen Elektrifizie-rungsrate von 55% (2003) auf 71% (2013) ist. Fürdessen Umsetzung wurde ein Investitionsvolumen von270,4 Mio. US$ vorgesehen, wobei die Regionen Prio-rität besitzen, in denen keine Konzessionen für PV-und/oder Wasserkraftprojekte vergeben werden. DieseGeldmittel sollen aus bilateralen und multilateralenQuellen kommen und durch den Entwicklungsfondsfür die Nationale Elektrizitätsindustrie (Fondo para elDesarrollo de la Industria Eléctrica Nacional – FODIEN)verwaltet werden. Die bis heute realisierten Investitionenin der ländlichen Elektrifizierung sind zum größtenTeil in Netzerweiterungsprojekte in Konzessionsgebietenvon Unión FENOSA geflossen.

Das Energieministerium Nicaraguas setzt die nationaleEnergiepolitik der CNE mit den folgenden Zielen fort:• Die Entwicklung des nationalen Plans für ländliche

Elektrifizierung (Plan Nacional de Electrificación Rural – PLANER). Priorität haben die Regionen, in denen das Potenzial zur Erhöhung der Produktivität am größten ist.

130

Leistung in MW

200

150

350

Projekt

El Hoyo Monte Gala

Managua Chiltepe

Gesamtleistung

Leistung in MW

9

19

8

33

5

7

14

30

18

22

18

22

26

20

18

22

31

23

19

25

27

24

17

33

490

Projekte

Namasli

Coco Torres

Kinunu

Kayasla

Daka

Arrawas

Esquirin

Paso Real

Santa Elisa

Lipo

Zopilota

Quililon

Sofana

Loro

Bosayan

Posa Brújula

Consuelo

Pajarito

La Estrella

Piedra Pintada

El Salto

Pantasma

Larreynaga

La Sirena

Gesamtleistung

• Reformen in den Richtlinien des Entwicklungsfondsfür die Nationale Elektrizitätsindustrie (Fondo para el Desarrollo de la Industria Eléctrica Nacional – FODIEN) werden durchgeführt mit dem Ziel, internationale Mittel für die Umsetzungnachhaltig und transparent zu akquirieren.

• Mittel für die Durchführung des Elektrifizierungs-programms PLANER werden aus dem Staats-haushalt zugewiesen und durch den Entwicklungs-fonds FODIEN verwaltet.

• Eine Preis- und Subventionspolitik für ländliche Gebiete wird angestrebt, um direkte und transparente Subventionen für ländliche Elektrifi-zierungsprojekte vergeben zu können.

• Die Nutzung erneuerbarer Energiequellen für die ländliche Elektrifizierung wird gefördert.

• Die Einführung neuer Normen im Elektrizitäts-sektor, die den besonderen Bedingungen der ländlichen Elektrifizierung und netzferner Insel-systeme gerecht werden.

Die oben erwähnten Maßnahmen wurden von der CNEinitiiert und gefördert. Allerdings wurden sie entwedernoch nicht von der Regierung bewilligt – insbesonderesolche Maßnahmen, die direkte Subventionen und denEinsatz staatlicher Geldmittel verlangen – oder siewurden noch nicht von den entsprechenden Behördenumgesetzt.

Ländliche ElektrifizierungsprojekteIm Rahmen des ländlichen ElektrifizierungsprogrammesPLANER werden sowohl Projekte der konventionellenNetzerweiterung als auch solche auf der Basis erneuer-barer Energien durchgeführt.

Projekte der Netzerweiterung:Puerto Cabezas: Das Ziel dieses Projekts ist die Verbes-serung der Qualität der Stromversorgung in PuertoCabezas und 12 angrenzenden Gemeinden. Das Budgetbeträgt 1.925.000 US$.

Ländliche Elektrifizierung in sechs Provinzen: Indiesem Projekt sollen die Elektrizitätsnetze erweitertwerden und somit 33 Gemeinden (1.294 Haushalte;7.551 Einwohner) in 5 Provinzen (Estelí, Matagalpa,Jinotega, Madriz y Boaco) ans Netz angeschlossenwerden. Das Budget beträgt 1.750.000 US $.

Entwicklung der Milchwirtschaft in Boaco und Chontales: Ziel dieses Projekts ist die Förderung derProduktivität in der Region durch Verbesserung tech-nologischer Prozesse und die Einführung neuer Alter-nativen. Vorgesehen ist eine Stromversorgung auf kommerziellem Niveau (120/240 V) für 19 Molkereienin den Gemeinden Boaco und Chontales und die Elek-trifizierung von 13 Gemeinden, die im Umfeld der vor-gesehenen Netzleitungen angesiedelt sind. Das Gesamt-budget beträgt 3.000.000 US$.

Produktive Zonen des Konzessionsgebietes: DiesesProgramm hat zum Ziel, die Elektrifizierungsrate inländlichen Gebieten signifikant zu steigern, insbesonderein Orten, die ein Potenzial für wirtschaftliche Entwick-lung nachweisen können. Vorgesehen ist eine Netz-erweiterung um 278 km in den Provinzen des RAAS, Río San Juan, Boaco und Chontales. Annähernd38.000 Menschen in 163 Gemeinden sollen davon pro-fitieren. Das Budget für dieses Programm beträgt4.750.000 US$.

Ländlicher Elektrifizierungsfonds (Fondo ElectrificaciónRural – FAROL-ER): Projektgebiet ist der NordenNicaraguas mit den Provinzen Nueva Segovia, Jinotega,Matagalpa, Madriz und Estela, und das Konzessions-gebiet DISNORTE. Dabei sollen ebenfalls ländlicheGebiete mit hohem wirtschaftlichem Entwicklungs-potenzial bevorzugt werden.

8 Nicaragua


131

8 Nicaragua

Elektrifizierungsprojekte mit Nutzung erneuerbarer Energien:Folgende Wasserkraftwerke werden in Rahmen desUNDP/GEF-Vorhabens “Uso Productivo por medio deMinicentrales Hidroeléctricas” realisiert und von GEF/UNDP und COSUDE (Schweizerische Regierung) sowieteilweise aus dem GTZ-Projekt “EnDev Nicaragua”finanziert:

• Kleinwasserkraftwerk Rio Bravo: Das Projekt hat eine installierte Leistung von 170 kW und befindet sich in der Region Waslala-RAAN. Die Installation der Wasserkraftanlage begann in 2006.Sie wird im ersten Halbjahr 2007 in Betrieb gehen.

• Kleinwasserkraftwerk Bilampí: Das Projekt hat eine installierte elektrische Leistung von 300 kW und befindet sich im Departamento de Matagalpa. Die Installation der Wasserkraftanlage begann ebenfalls in 2006 und wird im ersten Halbjahr 2007in Betrieb gehen.

• Kleinwasserkraftwerk El Najanja: Das Projekt hat eine installierte elektrische Leistung von 210 kW und befindet sich in der Gemeinde El Najanja in der Region Waslala-RAAN. Die Investition in die Wasserkraftanlage wird im Rahmen des GTZ-Pro-jekts “EnDev Nicaragua” kofinanziert. Die Um-setzung des Vorhabens soll in 2007 beginnen.

• Kleinwasserkraftwerk El Bote: Das Projekt hat eine installierte elektrische Leistung von 900 kW und befindet sich in der Matagalpa, Region Waslala-RAAN. Die Installation der Wasserkraft-anlage begann bereits in 2004, sie ist seit Beginn 2007 in Betrieb. Das Projekt wurde von der Schweizerischen Regierung kofinanziert.

• Kleinwasserkraftwerk Salto Kepí: Das Projekt hat eine installierte elektrische Leistung von 1,5MW und befindet sich in der Gemeinde Mulukukú in der Provinz Paiwas, Region RAAN. Das Projekt soll in 2007 realisiert werden.

• Kleinwasserkraftwerk Salto Molejones: Das Projekthat eine installierte elektrische Leistung von 630kWund befindet sich im Norden der Gemeinde La Esperanza in der Region RAAS. Das Projekt soll ebenfalls in 2007 realisiert werden.

Weitere Projekte der ländlichen Elektrifizierung basie-ren auf Photovoltaik und werden zurzeit im Rahmender bereits weiter oben beschriebenen Projekte PERZA(WB), “Francia Sirpi” (WB/GEF), “San Juan de Nicaragua” (WB/GEF) und des “Proyecto SistemasFotovoltaicos” der IDB in Waspán (Region RAAN)durchgeführt.

Wechselkurs (6. Mai 2007):1 Nicaraguanischer Cordoba (NIO) =0,0418 Euro (EUR)

8.7 Literatur

• BID/CNE:Políticas Energéticas Indicativas, Borrador,Managua, Nicaragua, Agosto 2001

• Comisi_n Nacional de Energ_a (CNE):Guía del Inversionista (Investionsführer der CNE),Nicaragua 2003

• Comisi_n Nacional de Energ_a (CNE):Plan Indicativo 2005-2016, Nicaragua 2005

• Dussan, Manuel I.:Opciones de política para la reforma del sectoreléctrico, Nicaragua (o. J.)

• ECLAC:Renewable Energy Sources in Latin America andthe Caribbean: Situation and Policy Proposals,Santiago de Chile, April 2004

• Instituto Nicarag_ense de Energ_a (INE):Plan Maestro de Desarrollo Eléctrico 1977-2000,Consorcio Ieco – Laymeyer, Managua, 1980

• INE:Proyecto Rio Viejo – Master Plan, Swedpower/Norconsult International, Managua 1996

132

8 Nicaragua

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen• IFC:

Nicaragua – Assessment of Hydroelectric GenerationAlternatives, Final Report by SWECO International,April 2001

• Plan Maestro de Geotermia, Managua, o. J.

• Scheutzlich, Thomas:Policy Strategy for the Promotion of RenewableEnergy – Situation and Perspective of HydroelectricGeneration in Nicaragua, ESMAP-Studie im Auftragder Weltbank, Nicaragua 2004

• SWERA (Solar and Wind Energy ResourceAssessment):SWERA-Windatlas Nicaragua,http://swera.unep.net/typo3conf/ext/metadata_tool/archive/download/camwindreport_R4_242.pdf

8.8 Kontakte

Ministerio de Energía y Minas (vormals: Comisión Nacional de Energía CNE)Portón Hospital Bautista,1 c. Abajo, 125 vrs. Al lagoManaguaTel. + 505 (222) 5576Fax. + 505 (222) 4629 www.cne.gob.ni.

Instituto Nicaragüense de Energía (INE) Edificio PETRONIC,ManaguaTel. + 505 (222) 5611/222 5559www.ine.gob.ni.

Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC)ManaguaTel. + 505 (276) 0501/0553Fax + 505 (276) 3326www.cndc.org.ni

GTZ NicaraguaDr. Edgar KöpsellMASRENACE – GTZ-Büro NicaraguaBolonia, de la Optica NicaragüenseManaguaTel. + 505 (255) 0530 bis 32E-Mail: [email protected]

COSUDE (Schweizerische EZ)Sra. Maria Antonia ZelayaDe La Clinica las Plamas 1 c. AbajoManagua Tel. + 505 (266) 3010E-Mail: [email protected]

PNUD Nicaragua Programa de las Naciones Unidas para el DesarrolloApartado 3260 Managua Tel. + 505 (266) 17 01Fax + 505 (266) 69 09E-Mail: [email protected]/

Empresa Nicaraguense de Eléctricidad (ENEL)Pista Juan Pablo II e intersección Ave. BolivarSr. Mario José Torres L. ManaguaTel. + 505 (277) 41 66Fax. + 505 (267) 43 77E-Mail: [email protected]

Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL)Intersección Avenida Bolívar y Pista Juan Pablo II.ManaguaTel. + 505 (277) 41 59www.entresa.com.ni

133

9 Karibik

Karibische Staaten

9.1.1 Energiesektor in den ausgewählten Karibikstaaten – Zusammenfassung

Die im Folgenden vorgestellten Karibikstaaten umfassendie vier Windward-Inselstaaten Barbados, Grenada,Saint Lucia, Saint Vincent und die Grenadinen (SVG)sowie die zu den Leeward-Inseln zählende Insel Dominica.Während Barbados ca. 160 km östlich außerhalb desAntillenbogens liegt und eine relativ trockene und flacheKalksteininsel ist, sind die übrigen Inseln vulkanischenUrsprungs. Sie weisen eine ausgeprägte, teilweise schroffeBerglandschaft mit recht hohen (>2000 mm pro Jahr)Niederschlägen auf und verfügen (außer Grenada) überein erhebliches geothermisches Potenzial. Alle be-schriebenen Inseln sind den aus nordöstlicher Richtungkommenden Passatwinden ausgesetzt und weisen somitein sehr gutes Windkraftpotenzial auf.

Den Inseln (bis auf Dominica) ist weiterhin gemein,dass sie jeweils von einem nationalen Energiever-sorgungsunternehmen (EVU) versorgt werden, welchesdas Monopol auf die Erzeugung, Übertragung, Verteilungund den Verkauf besitzt. Während in Dominica derEnergiesektor seit 2007 (teil-) liberalisiert ist, befindetsich der Energiesektor der anderen Länder noch imUmbruch. In den nächsten Jahren werden Reformenerwartet, die den Strommarkt vor allem für Investitionendurch unabhängige Stromerzeuger öffnen werden. Auf-grund hoher Strompreise und sich verbessernder Rahmenbedingungen sind für Investitionen auf allenInseln die Sektoren Windenergie und Solarenergie undauf einigen Inseln Geothermie sowie Wasserkraft amattraktivsten.

Die folgende Tabelle gibt eine Übersicht über denEnergiesektor der ausgewählten OECS-Länder undBarbados.

135

Barbados

280.000

432

BL&P

2028

239,1

2 kW (PV)

154,2

0% (15%*)

100%

885,0

0,24 (2006)

Dominica

74.000

750

DOMLEC

2015 (neu, ab 2007)

23,5

7,6 (Wasserkraft)

14,4

35-40%

99%

67,8

0,37 (2006)

Grenada

100.000

344

GRENLEC

2073

45,1

15 kW (PV)80 kW (Wind)

24,0

0%

99,5%

131,6

0,30 (2006)

St. Lucia

160.000

616

LUCELEC

2045

65,8

Keine

49,2

0%

99%

323,6

0,26 (2006)

SVG

118.000

389

VINLEC

2033

39,98

5,7 (Wasserkraft)

20,6

19-27%

99%

103,7

0,28 (2004)

Einwohnerzahl (ca.)

Fläche (km2)

EVU

Universal – Lizenz bis

Installierte Leistung(MW)

Installierte RE-Leistung (MW)

Spitzenlast (MW)

RE-Anteil

Elektrifizierungsgrad

Stromverkauf in 2005(GWh)

Stromtarife(US$/kWh)

Strom-Sektor

* Durch die Nutzung von solaren Warmwasserbereitern tragen erneuerbare Energien mit ca. 15% zur Energieversorgung bei.

Tab. 1: Übersicht über den Energiesektor in den ausgewählten Karibikstaaten1

Die Energieversorgung in der Region hängt zu mehr als90% von importierten fossilen Brennstoffen ab. Diemeisten karibischen Inseln, mit Ausnahme von Trinidadund Tobago, verfügen über keine oder sehr begrenzteÖl-, Gas- und/oder Kohlevorkommen. Folglich werdenin einigen Ländern, wie z.B. in Grenada, bis zur Hälftealler Exporteinkünfte für den Import fossiler Brenn-stoffe aufgewendet. Im Rahmen des PetroCaribe-Abkommens von 2005 bietet Venezuela den Bezug vonRohöl und Erdölprodukten zu Vorzugskonditionen an.Dieses Abkommen ist von der Mehrheit der Karibik-staaten unterzeichnet worden. St. Lucia und Barbadossind dem Abkommen bisher nicht beigetreten.

Die Wirtschaft der meisten Karibikstaaten basierthauptsächlich auf Einnahmen aus Tourismus undAgrarexporten sowie auf Transferleistungen durch imAusland beschäftigte Arbeitskräfte. EnergieintensiveIndustrien gibt es lediglich auf den größeren Inseln wieJamaika, Trinidad und Tobago.

Die vergleichsweise bereits sehr hohen Stromtarifeeskalierten während des Ölpreisanstiegs in 2005/2006und erreichten Werte von 0,24 US$/kWh (Barbados)bis 0,37 US$/kWh (Dominica).2 Damit zählen dieseTarife zu den weltweit höchsten Tarifen; sie beinhaltendie in der Karibik üblichen, auf den Basistarif aufge-schlagenen, Brennstoffzuschläge (fuel surcharges).

9 Karibik

1 Thomas Scheutzlich: German Contribution to the (CREDP/GTZ), Vortrag auf dem Caribbean Environmental Forum (CEF-3), Antigua, 05.-09.06.2006.

2 Trinidad und Tobago’s Stromtarife sind mit ca. 0,04 US$/kWh sehr niedrig, was auf die eigenen Vorkommen an Öl und Gas zurückzuführen ist. 136

Barbados

im Entwurf

nein

2012: 10% desnationalen Ver-

brauchs, 2026: 20%des nationalen

Stromverbrauchs

nein

mit Unterlizenz des EVU

nein

eigene Erzeugungbevorzugt

Einkommenssteuer-erleichterung,Befreiung vonImportsteuer

Dominica

in Bearbeitung

Entwurf, noch nichtverabschiedet

2008: 48% derinstallierten Strom-erzeugungsleistung

2015: 65-70% der installierten

Leistung

ja

ja, bis 20 kW ohne Lizenz

ja

reguliert durchneues Gesetz

Steuerfreiheit fürimportierte Geräteund Komponenten

Grenada

nein


nein


ja, Netmetering bis 10 kW

nur Netmetering bis10 kW und nachEinzelprüfung

eigene Erzeugungund netmetering

Steuerfreiheit fürHotels beim Importvon Geräten undKomponenten

St. Lucia

im Entwurf

verabschiedet vomKabinett

2007: 10% der Spitzenlast


ja, aber nur netzfern

nein

eigene Erzeugungbevorzugt

Einkommenssteuer-erleichterung,Befreiung vonImportsteuer

SVG

im Entwurf


nein


ja, aber nurnetzfern

nein

Erzeugung undBereitschaft zum

Ankauf

Fall-zu-Fall-Entscheidung

(Antragsprinzip)

Nationale Energiepolitik

Nationaler Energie-Aktionsplan

RE-Zielvorgaben

IPPs erlaubt

Eigene Strom-erzeugung erlaubt

Einspeisung durch IPPgesetzlich geregelt

Position des EVUgegenüber Einspeisungvon RE

Anreizmechanismenfür Solare Warm-wasserbereiter

Strom-Sektor

Aktuelle RE-Politik

9 Karibik


3 Die Caribbean Community (CARICOM) hat 15 Mitgliedsstaaten.4 CAWEI – Caribbean Wind Energy Initiative. 5 PDF – Partnership Dialogue Facility ist ein Förderinstrument der EU Energy Initiative (EU EI). 6 CARILEC – Vereinigung der karibischen Energieversorgungsunternehmen mit Sitz in St. Lucia.

9.1.2 Status der erneuerbaren Energieträgerin den ausgewählten Karibikstaaten – Zusammenfassung

Trotz der hohen Potenziale an Wind- und Solarenergieund in geringerem Maße Wasserkraft, Geothermiesowie Biomasseressourcen-, beträgt der Anteil dererneuerbaren Energien an der Stromerzeugung in derCARICOM3- Region bisher lediglich ca. 3%.

Der Grund für diese außerordentlich niedrige Nutzungerneuerbarer Energien liegt hauptsächlich an denungünstigen politischen und rechtlichen Rahmenbe-dingungen, die ein Bündel von Barrieren bedingen, wiez.B. das Monopol nationaler Versorgungsunternehmen inallen untersuchten Ländern, fehlende Anreize für dieRE-Nutzung bzw. fehlende Sanktionen bei Nicht-Nutzung, damit das Fehlen von Investitionen durchunabhängige Stromerzeuger, aber auch die Unkenntnisder Versorgungsfirmen hinsichtlich RE-Technologienund fehlende Planungs- und Wartungskapazitäten fürRE-Anlagen.

Die starken Ölpreissteigerungen in 2005/2006 habengravierende Folgen hauptsächlich für die Stromkunden,an die die Ölpreissteigerungen meist direkt über denBrennstoffzuschlag weitergegeben werden, sowie fürdie Regierungen, die sich mit enorm gestiegenenDevisenausgaben für den Ölimport auseinandersetzenmüssen. Der zunehmende Druck von Regierungen undVerbrauchern führte dazu, dass die nationalen Strom-versorger sich für die Nutzung von RE-Technologienund deren Potenziale geöffnet haben und nunmehr mitunterschiedlicher Intensität und Geschwindigkeit RE-Projekte vorantreiben.

Da die meisten Länder keinen Engpass bei den instal-lierten Erzeugungskapazitäten haben, sondern eher diehohen Stromgestehungskosten reduzieren wollen/müssen,kommt den RE-Technologien vor allem eine “fuelsaver”-Funktion zu und dient nicht vorrangig der Schaffungneuer Erzeugerkapazitäten.

Regionale Programme zum Ausbau der erneuerbarenEnergien Die hier skizzierte Problemlage bildet die Basis für dasCaribbean Renewable Energy Development Programme(CREDP), das von GEF/UNDP und der deutschen Bundesregierung (BMZ) seit 2003 mit insgesamt ca. 7 Mio. US$ finanziert und vom CARICOM Sekreta-riat in Guyana, koordiniert wird. Ziel des Vorhabens, andem sich 11 der 15 CARICOM-Mitgliedsländer be-teiligen, ist die Beseitigung oben genannter Barrieren,wobei in der derzeitigen Programmphase die Beratungder Regierungen der OECS-Staaten (Organization ofEastern Caribbean States) bei der Schaffung vorteilhafterund gesicherter rechtlicher Rahmenbedingungen sowiedie Identifizierung und Unterstützung konkreter RE-Projekte bis zur Investitionsreife im Vordergrundstehen. Im Rahmen des Gesamtvorhabens konzentriertsich der Projektteil CREDP/GTZ auf die sieben LänderDominica, Grenada, Jamaika, St. Lucia, St. Vincent andthe Grenadines sowie St. Kitts and Nevis und Barbados(die beiden letzteren nur im Windbereich).

CAWEI4 ist eine regionale Initiative, die vom CREDP/GTZ-Projekt initiiert, und von der EU Energy Initiative(EU EI/PDF5) kofinanziert und von CARILEC6 koordi-niert wird. Ziel ist die Bündelung und gemeinsame inter-nationale Ausschreibung möglichst vieler Windparks inder Karibik, um die Transaktions-, Wartungs- und Reparaturkosten für den Lieferanten durch Größen-vorteile (‚economies of scale’) zu minimieren.

CAWEI bietet außerdem eine Plattform für den Aus-tausch von Fachwissen und Erfahrungen unter denStromversorgern, die bereits Windparks betreiben oderplanen. Im Rahmen von CAWEI wurden kürzlichregional gültige Ausschreibungsunterlagen für die in-ternationale Ausschreibung von drei Windparks fertig-gestellt. Sie werden derzeit unter den teilnehmendenEVUs diskutiert. Unter anderem werden auch die spezifischen Bedingungen der Karibik (kleine und teilsschwache Inselnetze, geringe Leistungen, Wirbel-stürme, Erosion durch Salzwasser etc.) in den Aus-schreibungsunterlagen besonders behandelt.

137

9 Karibik

7 Außer in St. Vincent und Dominica gibt es erhebliche Wasserkraftpotenziale in Guyana, Surinam, Belize, Cuba und Jamaica. 8 Vidal, 2004.

Über den beschriebenen Rahmen hinaus interessierensich auch die Versorger in anderen Ländern für dieErrichtung von (weiteren) Windparks, so z.B. Jamaika,Kuba, Dominica, Grenada, St. Kitts & Nevis, Anguilla,Montserrat, Guyana und Surinam. Diese geplantenWindenergieprojekte können im Prinzip mit der künf-tigen Unterstützung durch CAWEI rechnen.

Ein weiteres regionales Programm ist ein von UNEP/OAS (Organization of American States) unterstütztesProgramm zur Nutzung geothermischer Energie inDominica, St. Lucia und St. Kitts und Nevis.

Der aktuelle Stand der Nutzung erneuerbarer Energie-träger wird im Folgenden summarisch für die fünfuntersuchten Länder dargestellt.

WasserkraftWasserkraftpotenziale existieren nur in einigen Karibik-staaten.7 Von den hier untersuchten Ländern verfügenlediglich Dominica und SVG über ein nennenswertesPotenzial.

Schon 1952 wurde das erste Wasserkraftwerk in Dominica installiert, und in den 1960er Jahren wurdeder Energiebedarf des Landes zu ca. 90% durch Wasser-kraft abgedeckt. Dieser Prozentsatz verminderte sichdrastisch über die Jahre durch den vermehrten Einsatzvon Diesel, durch Wassermangel in Trockenzeiten,Überalterung einiger Anlagen und technische Pro-bleme. Die installierte Kapazität (6 MW) ist nichtganzjährig verfügbar und sinkt bis auf 3,6 MW in derTrockenperiode.

Ein beträchtlicher Rückgang erfolgte im Jahr 2001durch den Zuwachs an Dieselerzeugung, aufgrund derschnellen Netz- und Bedarfserweiterung.8

Heute gibt es in Dominica drei Wasserkraftwerke ineiner Kaskadenanordnung mit einer installiertenGesamtleistung von 7,6 MW, von der allerdings nur 6 MW technisch verfügbar sind. Sie wurden zwischen1965 und 1988 gebaut.

CREDP/GTZ erarbeitete in 2005 eine Machbarkeits-studie für die Rehabilitierung und Erweiterung derStromerzeugerkapazität für die zwei Kraftwerke OldTrafalgar und Padu in Dominica. Die Studie wies nach,dass ein derartiges Projekt technisch und wirtschaftlichsinnvoll und machbar ist. Bisher wurde der Vorschlagjedoch von dem Besitzer der Anlagen (EVU DOMLEC)nicht aufgegriffen.

Durch die Ende 2006 erfolgte Änderung des “ElectricitySupply Act” (ESA) wird es in Zukunft voraussichtlichverstärkt unabhängige Stromerzeuger und Selbstver-sorger geben. So besteht Interesse an der Eigenstrom-versorgung aus Wasserkraft für ein touristisches Ressortan der Ostküste sowie für Industriebetriebe und amkommerziellen Betrieb von Wasserkraftwerken durchunabhängige Erzeuger.

Ein konkretes Projekt, für welches CREDP/GTZ derzeit die Machbarkeitsstudie für die Wasserbehörde(DOWASCO) erstellt, ist das “Newtown”-Projekt,welches eine existierende Trinkwasserleitung nutzenkann, um ca. 150 kW Leistung zu erzeugen. Die finan-zielle Machbarkeit ist hervorragend, und es ist zuerwarten, dass DOWASCO dieses Projekt implemen-tieren wird.

Das von CREDP/GTZ konservativ geschätzte unge-nutzte Wasserkraftpotenzial in Dominica liegt bei ca. 5 bis 10 MW.

Die Insel St. Vincent hat ca. 5,2MW installierte Leistungin Wasserkraftwerken, die zwischen 19 und 27% dergesamten Stromerzeugung decken (vor allem abhängigvon der jährlichen Niederschlagsmenge). Der Beitragder Wasserkraft ist mit den Jahren gefallen, von 80%in den frühen 1970er Jahren. Es handelt sich um Lauf-wasserkraftwerke, die sich an den South Rivers an derOstküste (0,9 MW), in Cumberland an der Westküste(3,7 MW) und in Richmond an der Westküste (1,2 MW) befinden.

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9 CDB - Caribbean Development Bank, OECS – Organisation of Eastern Caribbean States, OAS – Organization of American States.10 Am 24.2.2007 fand die letzte öffentliche Anhörung dazu in Barbados statt.

Auch in St. Vincent hat CREDP/GTZ in 2005 eineMachbarkeitsstudie durchgeführt und darin die tech-nische und wirtschaftliche Durchführbarkeit der Reha-bilitierung und Optimierung der beiden Wasserkraft-anlagen Richmond und South River aufgezeigt. DerAufsichtsrat des Versorgers VINLEC hat 2006 zuge-stimmt, dieses Projekt in Angriff zu nehmen. Bis EndeApril 2007 läuft noch eine von VINLEC veröffentlichteinternationale Präqualifikation zu diesem Vorhaben.

Das verfügbare, aber noch nicht erschlossene Wasser-kraftpotenzial in St. Vincent liegt in der Größenordnungvon 5 bis 8 MW.

Über eine kleine Wasserkraftreserve von ca. 150 kWverfügt St. Lucia mit dem Millet-Staudamm. EineMachbarkeitsstudie zur Nutzung des überschüssigenWassers zusammen mit der Nutzung der ökologischenMindestrestwassermenge bewies die technische undwirtschaftliche Durchführbarkeit. Die Studie wurde andie Wasserbehörde in St. Lucia (WASCO) weitergeleitet,bisher ist jedoch diesbezüglich noch keine Entscheidunggefallen. Dieses Projekt ist ein reines “Fuel-Saver”-Pro-jekt und könnte WASCO helfen, die Betriebskostender Pumpstationen zu senken.

In Grenada wurden in den 1980er Jahren Studien übermögliche Wasserkraftpotenziale durchgeführt, die aberkeine Potenziale von mehr als ca. 500 kW ergaben.

WindenergieWindenergie ist eine RE-Technologie, die gleichermaßenin fast allen Karibikstaaten genutzt werden kann, wenn-gleich mit standortbedingten Unterschieden beim Ertrag.

Während bereits seit den 1990er Jahren Windparks inCuracao (Niederländische Antillen) sowie in Guadeloupein Betrieb sind, wurde der erste Windpark in der englischsprachigen Karibik Mitte 2004 in Jamaika(Wigton Windfarm, 20 MW) in Betrieb genommen. InMontserrat (britisches Überseeterritorium) existierteeine 250-kW-Turbine bis zum Ausbruch eines Vul-kans, der die Anlage vernichtete.

In der Ostkaribik wurden Windmessungen und Stand-ortsuchen bereits seit den 1980er Jahren von regionalenund internationalen Organisationen (CDB, OECS,OAS9) unterstützt und durchgeführt. Oftmals sindjedoch damals identifizierte Standorte heute bebautund damit nicht mehr verfügbar. Das technisch nutz-bare Windpotenzial wird praktisch nur durch die zuläs-sige Penetrationsrate im gegebenen Inselnetz sowiedurch die Verfügbarkeit geeigneter Standorte limitiert,wobei sich der Mangel an letzteren insbesondere aufkleinen Inseln oft als eine kaum zu überwindende Bar-riere herausgestellt hat.

Derzeit befinden sich drei Windparkprojekte in Barbados(Lamberts, ca. 11 MW), St. Lucia (Sugar Mill, 12 MW)und St. Vincent (Ribishi Point, 7 MW) in der Planung.Die drei Stromversorger Barbados Light & Power(BL&P), LUCELEC und VINLEC haben sich im Rahmender Caribbean Wind Energy Initiative (CAWEI)zusammengeschlossen, um durch eine gemeinsameinternationale Ausschreibung ihrer Windparks miteiner Gesamtleistung von 30 MW eine ‚kritischeMasse’ zu erzeugen, die die Aufmerksamkeit der inter-nationalen Windindustrie weckt.

Barbados ist am weitesten fortgeschritten mit der Realisierung des Windparks, der ca. 26-30 GWh im Jahrerzeugen kann. Eine Umweltverträglichkeitsprüfungwurde in 2006 durchgeführt und ist inzwischen ab-geschlossen.10

In Dominica und Grenada sind die beiden VersorgerDOMLEC und GRENLEC mit Standortsuchen undWindmessungen befasst, die nach erfolgreichemAbschluss zur Realisierung von kleineren Windparksin der Größenordnung von 5-8 MW führen sollen.

In Grenada wurde im März 2007 eine 80-kW-Wind-kraftturbine auf dem Gelände eines Ferienressorts ander Ostküste bei Paradise Bay errichtet, die den Kom-plex in Verbindung mit einem Dieselgenerator voraus-sichtlich ab Mai 2007 versorgen soll. GRENLEC hat inAussicht gestellt, den Überschussstrom abzukaufen.

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11 So der Premierminister von SVG, Dr. Ralph Gonsalves, bei einem Treffen im März 2007.140

BiomasseIn Barbados ist die Hauptquelle für Biomasse Bagasse,welche für die Kraft-Wärme-Kopplung in den Zucker-fabriken genutzt wird. Diese Nutzung erfolgt nur saisonal. Zusätzlich wurde die Möglichkeit eruiert,mittels Zuckerrohr Ethanol zu produzieren. Von derRegierung wurde eine Machbarkeitsstudie für einenAusbau der Stromerzeugung durch Bagasseeinsatz inAuftrag gegeben; Ziel ist die Bereitstellung von 30 MWelektrischer Energie für die öffentliche Versorgung.

BiotreibstoffeBiotreibstoffe für Stromerzeugung und den Transport-sektor sind auch in der Karibik ein Thema mit zu-nehmender Wichtigkeit. So gibt es aktuell Überlegungenin St. Vincent, gemeinsam mit Guyana die Jatropha-Pflanze (Purgiernuss) in Guyana zu kultivieren unddaraus Treibstoff zu gewinnen und gemeinsam zu ver-markten.11

SolarenergieMit einer Netzabdeckung von fast 100% ist die Solar-energie zur Stromerzeugung (bisher) in den betrachtetenLändern nur eine Nischentechnologie.

Wie auf anderen karibischen Inseln, erreicht in Barbadosdie Sonneneinstrahlung eine Größenordnung von ca.5,6 kWh/m2 pro Tag. In der Vergangenheit hat Barbadosbereits verschiedene PV-Anlagen installiert, von denendie größte ein 17,3-kW-System im Harrison’s Cave imInnern der Insel ist.

Einen interessanten Ansatz gibt es in Grenada, wo dieprivate PV-Firma GRENSOL PV-Anlagen vertreibtund wodurch eine kürzlich mit dem Versorger GRENLECerzielte Einigung Strom aus Anlagen von bis zu 10 kWin das Netz mittels Netmetering eingespeist werdenkann. In 2006 wurden drei derartige Systeme (3,3 kWp,2,3 kWp und 1,3 kWp) installiert, zwei weitere Anla-gen sind für die erste Jahreshälfte 2007 vorgesehen.

Barbados ist das Land mit der höchsten Zahl installiertersolarer Warmwasserbereiter (Solar Water Heaters =SWH) in der Karibik und nimmt auch weltweit einenbeachtlichen Platz in der Nutzung dieser Technologieein. In 2005 waren laut Schätzungen 35.000 Systeme inGebrauch (NREL, 2005), wodurch ca. 6,5 Mio. US$pro Jahr an importiertem Erdöl eingespart wurden. DieSWHs werden lokal von drei Gesellschaften hergestelltund gehören mittlerweile zur Standardausstattung beiNeubauten auf der Insel.

Weitere solare Nutzungen sind zu finden bei: (I) Pro-jekten zur solaren Destillation, vor allem bei Ausbil-dungsinstitutionen, wo solar betriebene Destillierungs-anlagen zur Herstellung von destilliertem Wasser eingesetzt werden; (II) der Solartrocknung von Erntegut.

Eine von CREDP/GTZ durchgeführte Marktstudieüber solare Warmwasserbereitung auf drei Inseln(Dominica, St. Lucia, St. Vincent) ergab eine erheblicheNachfrage für solare Warmwasserbereitung insbesondereim Hotel- und Tourismusgewerbe.

GeothermieAufgrund der starken vulkanischen Aktivität gibt esein großes geothermisches Potenzial in Dominica. Verschiedene Studien der letzten Jahre haben interessanteStandorte vor allem im Südteil der Insel ausgemacht,wie z.B. Wotten Waven, Boiling Lake und Soufrière.Eine Studie von Electricitè de France (EdF) aus den 1980er Jahren zeigt ausreichendes Potenzial für Anlagenvon bis zu 100 MW-Leistung hauptsächlich im Südender Insel, andere Studien schätzen das erschließbarePotenzial sogar auf 300 MW. Falls diese Ressourcenerschlossen würden, könnte Dominica mittels Unter-seekabel zum Energieexporteur insbesondere für die be-nachbarten Inseln Guadeloupe und Martinique werden.

9 Karibik

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenOAS und andere Partner betreiben die Förderung undErkundung von Dominicas geothermischen Ressourcenim “Eastern Caribbean Geothermal Development Project” (Geo-Caraïbes), das in 2005 begann. Es handeltsich dabei um eine regionale Initiative, die nebenDominica auch St. Lucia und St. Kitts einbezieht unddurch die Global Environment Facility (GEF) finan-ziert wird. Ihr Ziel ist es, Rahmenbedingungen für diegewerbliche Nutzung der Geothermie in der östlichenKaribik zu schaffen. Sie richtet sich auf technischeAspekte (z.B. Potenzialermittlung), auf den rechtlichenRahmen (z.B. Gesetzes- und Politikreform sowie Stärkung lokaler Einrichtungen) und auf finanzielleBereiche (z.B. Auflegung eines Risikofonds für Geo-thermiebohrungen).

Aufgrund der hohen vulkanischen Aktivität ist geo-thermische Energie wahrscheinlich eine der wichtigstenerneuerbaren Energieressourcen in St. Lucia. In denletzten zwei Dekaden wurden hierzu mehrere Explora-tionsprogramme durchgeführt. Diese bestätigten dieExistenz geothermischer Ressourcen, die ein substan-tieller Bestandteil des Energieträgermix für die Strom-erzeugung auf der Insel sein könnten. Trotz dieserErkenntnisse wurden Pläne zur weiteren Erkundungdieser Potenziale jedoch bislang nicht weiter verfolgt.Jedoch wurde im Jahre 2004 eine Absichtserklärungzwischen der Regierung und einer kanadischen Firma(United Network of the Eastern Caribbean – UNEC)unterschrieben, um insbesondere im Gebiet vonSoufriere geothermische Quellen zu erschließen.

Zukünftige Projekte in der RegionCREDP verfügt über ein Portfolio mit ca. 23 Projekten,die eine erste Sichtung durchlaufen haben und im Ver-lauf der nächsten Jahre realisiert werden sollen. Siebendieser Projekte (drei Windkraftprojekte, vier Wasser-kraftprojekte) werden derzeit von CREDP/GTZ be-arbeitet.

Im Windkraftbereich könnten weitere Projekte vorallem durch bislang abwartende EVUs vorangetriebenwerden. Hierbei geht es vor allem um DOMLEC(Dominica), GRENLEC (Grenada), NEVLEC (Nevis)und ANGLEC (Anguilla). Jamaika plant eine Er-weiterung des bestehenden Wigton-Windparks umweitere ca. 15 MW.

In Dominica hat eine einheimische InvestorengruppeCREDP/GTZ um Unterstützung bei der Standortsucheund Projektplanung für ein Wasserkraftwerk ersucht.

Bereits existierende Pläne für die Etablierung einesCentre of Excellence für erneuerbare Energien in Barbados wurden unter dem ‚Government of BarbadosMillennium Project’ wieder aufgegriffen. Das Zentrumsoll zur Forschung, Entwicklung, Fortbildung undInformationsverbreitung auf allen Gebieten der erneuer-baren Energien genutzt werden.

Die Aktivitäten des gesamten CREDP-Programms,einschließlich des von GEF-UNDP finanzierten Teils,können unter www.caricom.org recherchiert werden.

9.1.3 Literatur – Allgemein

• CREDP/GTZ:Followup mission on renewable energy policy in theCaribbean (St. Lucia, Dominica, St. Vincent andJamaica), Final Report, October 2-19-2004

• CREDP/GTZ:German contribution to the CREDP/GTZ,Paper presented at Caribbean Environmental Forum,June 2006

• CREDP/GTZ and CARILEC:The status of energy policy in selected Caribbeancountries, 2005

• ECLAC:Renewable Energy Sources in Latin America andthe Caribbean: Situation and Policy Proposals,Santiago de Chile, April 2004

141

9 Karibik

Barbados

• ESMAP:OECS Energy Issues and Options, 2006

• Lambrides, M.:Eastern Caribbean Geothermal Development Project(Geo-Caraïbes), Organization of American StatesPresentation, 2005

• Menke, C.:Investment in renewable energy and energyefficiency: Does it pay back? Paper presented atThird Caribbean Environmental Forum &Exhibition (CEF-3), Antigua and Barbuda,June 5-9th, 2006

9.2.1 Elektrizitätsmarkt

Barbados hat, im Gegensatz zu den anderen Karibik-inseln (außer Trinidad), eigene begrenzte Erdölressourcen,die neben importierten fossilen Brennstoffen zur Deckungdes Energiebedarfs einschließlich Stromerzeugunggenutzt werden. Die Kosten für den Erdölimport be-trugen in 2005 ca. 140 Mio.€ (350 Mio. BD$) unddamit erheblich mehr als in den vorhergehenden Jahren.Durch die extensive Nutzung von solaren Warmwasser-bereitern anstatt der sonst üblichen elektrischen Gerätetragen erneuerbare Energien mit ca. 15% zur Energie-versorgung bei.

Installierte KapazitätenIm Jahr 2005 betrug die gesamte installierte Erzeuger-leistung 239,1 MW; die Spitzenlast lag bei 154,2 MW.Durch den Ersatz älterer Erzeugungsanlagen mit einerLeistung von ca. 31 MW durch zwei neue Generatorenmit einer Leistung von je 30 MW im Mai 2005 wurdeein Nettozuwachs von 14% der Gesamtleistungerreicht. Durch die effizienteren Generatoren, die ‚lowgrade’-Schweröl als Brennstoff nutzen, konnten dieAuswirkungen der steigenden Erdölpreise gemindertwerden.

Stromerzeugung Die primär genutzten Generatoren für die Stromer-zeugung sind Dieselgeneratoren, die mit Schwerölbetrieben werden. Gasturbinen werden für Spitzenzeitenund zur Reserve vorgehalten. Die erzeugte Strommengedurch BL&P betrug in 2005 953,4 GWh. Dies bedeuteteinen Zuwachs von 6,4% im Vergleich zum Vorjahrund liegt somit über dem durchschnittlichen Zuwachsvon 4,1% der vorangegangenen fünf Jahre.

142

9 Karibik


12 Quelle: BL&P Ltd. Jahresbericht 2005.13 Quelle: Sealy, 2006.14 www.blpc.com.bb.15 Zu allen Tarifen ist die gesetzliche Mehrwertsteuer in Höhe von 15% hinzuzurechnen. 16 BL&P Ltd., Jahresbericht 2005.

StromverbrauchIm Jahr 2005 zahlten alle Verbraucher zusammen 172 Mio. US$ für 885 GWh. Der Stromverbrauch derHaushalte stieg von 2004 um ca. 6,5% auf 294 GWh(Abb.1), ein ähnlicher Zuwachs (6,4%) wurde im ge-werblichen Stromverbrauch verzeichnet, der 591GWhbetrug.12 Weitere wichtige Abnehmer sind der öffent-liche Sektor sowie die Hotelbranche mit einem jeweiligenAnteil von 15% am Gesamtverbrauch.13

Abb. 1: Stromverbrauch pro Sektor für Barbados; GWh; 2001-2005

StrompreiseAufgrund des globalen Preisanstiegs des Erdöls zwischen2004 und 2006 betragen die Brennstoffkosten in-zwischen mehr als 45% der Gesamtausgaben des EVU.Im Jahr 2005 stieg die Tarifanpassung aufgrund desBrennstoffzuschlags bei den Stromrechnungen vonJanuar bis Dezember um ca. 31%. Der Wert derAnpassung für Oktober und November 2006 betrug9,4 bzw. 8,9 US-ct/kWh.14

Der Stromtarif für Haushalte sieht eine monatlicheGrundgebühr15 von 1,52 US$ vor und folgende Tarif-klassen:

Tab. 2: Stromtarife in Barbados in US-ct/kWh

Zusätzlich zu den Basistarifen wird der Brennstoff-zuschlag berechnet. Kleine kommerzielle Verbraucherunterliegen einer ähnlichen Tarifstruktur; sie zahlenmonatliche Bereitstellungsgebühren in Höhe von 2,54 US$/kVA sowie einen verbrauchsabhängigenBasistarif von 0,115 US$/kWh. Größeren Verbrauchernwird keine Grundgebühr berechnet; sie zahlen eineBereitstellungsgebühr von 1,52 US$/kVA und einenverbrauchsabhängigen Basistarif von 9,95 US-ct/kWh.

Die Tarife in Barbados sind damit am unteren Ende derStrompreise in der Region angesiedelt, was u. a. auf dieeigenen Ölreserven zurückzuführen ist.

AusbauplanungKapazitätserweiterungen und Aufrüstungen des Ver-teilernetzes auf der Insel finden statt, um den zuneh-menden Strombedarf zu decken und die Versorgungs-sicherheit und Effizienz zu steigern. Zusätzliche Erzeu-gungskapazitäten von 240 MW (Gasturbinen undlangsam laufende Dieselgeneratoren) werden derzeit in‚Trents Plantation’, St. Lucy, geplant. Dieser Kapa-zitätsausbau wird über die nächsten 20 Jahre verteilterfolgen und beginnt 2008 mit der Installation einer30-MW-Gasturbine. Weiterhin wird eine neue Zucker-fabrik von vornherein auf Kraft-Wärme-Kopplungausgelegt werden.16

Ein Windpark mit ca. 10 MW Leistung befindet sichin der Planung und soll noch 2007 mit Unterstützungdes Caribbean Renewable Energy Development Pro-gramme (CREDP/GTZ) international ausgeschriebenwerden.

143

Basis-Tarif (US-ct/kWh)

8,93

9,95

10,96

Monatlicher Stromverbrauch

Bis 100 kWh

Bis 900 kWh

über 1000 kWh

0

100

200

300

400

500

600

GWh

2001 2002 2003 2004 2005

Jahr

Haushalte Gewerbe

9 Karibik

17 B.L.&P Ltd. Northern Expansion – BL&P news article: www.blpc.com.bb/wattsnew.cfm?ID=24.18 Die Spannung in den existierenden Hochspannungsleitungen beträgt 24,9 kV mit Ausnahme einer unterirdischen Übertragungsleitung mit 69 kV.19 Barbados Light and Power: Our History (www.blpc.com.bb/aboutus/history/history5.cfm).

Der nationale Stromversorger BL&P Ltd. hat ca. 41 Mio. US$17 für die Umrüstung und den Neubau vonUnterstationen sowie die Installation neuer 132-kV-Übertragungsleitungen zum Transport großer Strom-mengen zwischen den südlichen und nördlichen Regionendes Landes bereitgestellt.18

9.2.2 Marktakteure

The Barbados Light & Power Company Ltd.Der Energieversorger Barbados Light & Power CompanyLtd. (BL&P) hat für die Stromerzeugung, -übertragungund -verteilung auf Barbados eine Universallizenz bis2028. BL&P ist eine Gesellschaft mit beschränkterHaftung, die überwiegend dem lokalen National Insu-rance Board (28%) und der Canadian InternationalPower Co. Ltd. (37%)19 gehört.

Weitere Akteure

Fair Trade Commission (FTC)2001 wurde der FTC die Verantwortung für die Re-gulierung der unterschiedlichen Stromversorgungs-unternehmen auf Barbados übertragen. Ihre Funktionist es, sicherzustellen, dass regulierte Stromversorgungs-gesellschaften wie BL&P die Auflagen des UtilitiesRegulation Act sowie andere Gesetze bzgl. Verbraucher-schutz und fairer Konkurrenz befolgen.

Die FTC hat vor kurzem Servicestandards herausgegeben,welche den Betrieb des StromversorgungsunternehmensBL&P bestimmen; diese beinhalten auch einen Standardzur Stromqualität.

Ministerium für Energie und öffentliche StromversorgungsunternehmenDas Ministerium für Energie und öffentliche Stromver-sorgungsunternehmen ist für Entscheidungen verant-wortlich, die Energie und natürliche Ressourcen,öffentliche Stromversorgungsunternehmen, die NationalPetroleum Corporation und die Barbados National OilCompany betreffen.

9.2.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

Der Energiesektor wird vom Electric Light and PowerAct (1899) bestimmt und durch den Fair Trading Commission Act, Cap. 2000-31 und den UtilitiesRegulation Act, Cap 2000-30 reguliert.

Innerhalb der geltenden gesetzlichen Regelungen istnicht vorgesehen, dass unabhängige GesellschaftenStrom erzeugen, da das Stromversorgungsunternehmenüber ein Monopol zur Erzeugung, Übertragung undVerteilung des Stroms verfügt. Das Gesetz erlaubt zwardie Erzeugung von Strom für den Eigenbedarf, verbietetallerdings dessen Verkauf bzw. Einspeisung in dasStromnetz.

Die Tarife für die Stromversorgung werden aufgrundder Vorschriften im Utilities Regulation Act festgelegt;dafür ist die FTC verantwortlich. Das Gesetz legt diePrinzipien, Tarife und Servicestandards fest, nimmtAnpassungen vor und überwacht die Umsetzung desGesetzes durch die Betreiber.

9.2.4 Förderpolitik für erneuerbare Energien

Für Barbados liegt eine Energiepolitik im Entwurf vor,die unter der Leitung des zuständigen Ministeriums fürEnergie und öffentliche Stromversorgungsunternehmenerarbeitet wurde. Darin hat sich die Regierung als ehr-geiziges Ziel gesetzt, dass erneuerbare Energien bis2012 mit mehr als 30% zum Primärenergiebedarf derInsel beitragen sollen.

Zusätzlich soll die Energiepolitik folgende zwei Zieleverfolgen:1. Die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen soll

mittels einer Fokussierung auf erneuerbare Energien reduziert werden.

2. Forschung und Entwicklung auf dem Gebiet der Energieeffizienz, Erdöl- und Erdgas-Exploration und erneuerbare Energien sollen gefördert werden (Sealy, 2006).

144

Einzelne Bestimmungen innerhalb der Steuerordnungfördern erneuerbare Energie, dies gilt vorrangig fürsolare Warmwasserbereiter. Im Fiscal Incentive Act von1974 wurden Importvorteile und Steuerbefreiungenfür Hersteller derartiger Anlagen gewährt. SteuerlicheBegünstigungen bestehen auch für die Installation vonsolaren Warmwasserbereitern unter dem 1984 IncomeTax Amendment: die Kosten eines solchen Systemskönnen direkt und in voller Höhe von der Einkommens-steuer abgezogen werden. Außerdem wird eine 60%igeVerbrauchssteuer auf alle elektrischen Wassererhitzererhoben, wodurch deren Kauf unattraktiv wird.

Clean Development MechanismBarbados hat das Kyoto-Protokoll im August 2000unterzeichnet und eine DNA (Designated NationalAuthority) eingerichtet. Energieprojekte unter CDMsind bisher noch nicht angemeldet worden.

9.2.5 Literatur

• Barbados Government Information Service:Energy Conservation

• Barbados Light and Power Company Limited:Annual Report, 2005

• Barbados Light & Power Company Limited:Environmental Impact Assessment Study forProposed Low Speed Diesel Plant at Trents,St. Lucy, TC51603, February 2006

• CREDP – Caribbean Renewable EnergyDevelopment Project:Volume II, Country Report Barbados,Projekt-Consult GmbH, March 2000

• Fair Trading Commission:Decision on Standards of Service for the BarbadosLight and Power Company Limited.,No. FTC/UR/2006-2, February 2006

• Fair Trading Commission:Act. Chapter 326B

• Government of Barbados:Economic and financial policies of the Governmentof Barbados, presented by the Rt. Hon.Owen Arthur, Minister of Finance, January 16, 2006

• Sealy, H.:The role of hydrogen in the economy of a smallisland developing state like Barbados, InternationalSeminar on the Hydrogen Economy for SustainableDevelopment, September 28-29, 2006,Reykjavik, Iceland

9.2.6 Kontakte

The Barbados Light & Power Co. Ltd (BL&P)The GarrisonSt. MichaelBarbados, W.I. Tel. +1 (246) 430 43 00/ 436 18 00Fax +1 (246) 429 60 00www.blpc.com.bb

Fair Trade CommissionChief Executive OfficerFair Trading CommissionManor Lodge, Lodge HillSt. MichaelBarbadosTel. +1 (246) 424 02 60Fax +1 (246) 424 03 00E-Mail: [email protected]/index.htm

Ministry of Energy and Public Utilities2nd Floor NPC Building WildeyBarbadosTel. +1 (246) 429 87 26/427 86 15

9 Karibik


145

20 Scheutzlich, Thomas, 2005.21 DOMLEC verlor mit der Inkraftsetzung des neuen Stromgesetzes sein bisheriges Monopol in allen Bereichen.

9 Karibik

Dominica

Designated National Authority (DNA)Ministry of Housing, Lands and Environment 1st Floor, S.P. Musson Building Hincks Street Bridgetown Barbados Zuständig:Mr. Lionel Nurse ([email protected]) Permanent Secretary Tel. +1 (246) 467 57 12 Fax +1 (246) 437 88 59


Dominicas Stromerzeugung basiert sowohl auf demImport fossiler Brennstoffe als auch auf der Nutzunglokaler Wasserkraft. Die Stromproduktion durch Wasser-kraft beträgt ca. 33% der Gesamterzeugung (2005).Ungenutzte Wasserkraftreserven, Windenergie, Geo-thermie und Solarenergie bilden die Grundlage dafür,dass Dominica seine gesamte Stromerzeugung faktischauf erneuerbare Energien umstellen und sogar zumExportland für Elektrizität werden könnte.20 Zurzeitgibt es Unterstützung vom Caribbean Renewable EnergyDevelopment Programme (CREDP/GTZ/UNDP) undvon GeoCaribe, ein Geothermieprojekt, welches vonGEF-UNEP und OAS unterstützt wird.

Installierte KapazitätenDie installierte Erzeugerleistung der Dominica Electri-city Service Company (DOMLEC)21 betrug 23,5 MW in 2005, von denen 7,6 MW durch Wasserkraft erzeugtwurden. Die gesicherte Erzeugerleistung betrug14,8 MW, von der 3,2 MW (Trockenzeit) aus Wasser-kraftnutzung stammen. Die Spitzenlast in 2005 betrug14,4 MW.

Kapazitätserweiterungen2005 stockte DOMLEC seine Erzeugungskapazitätmittels eines Dieselgenerators um 3 MW auf und sollte2006 noch weitere 3 MW ergänzen, was bisher jedochnoch nicht erfolgte.

Die technischen und nicht-technischen Stromverlustein der Zeit von 2000-2005 waren mit durchschnittlich17,3% vergleichsweise hoch (LUCELEC: ca. 10%) undsind hauptsächlich auf Verluste im Niederspannungs-netz zurückzuführen. DOMLEC hat deshalb eineStudie beauftragt, um die Ursachen zu identifizierenund ein Programm zur Reduzierung dieser Verluste zuentwickeln. Eingeleitete Gegenmaßnahmen umfassenden Ersatz von Niederspannungsleitungen unddefekten Kondensatoren sowie die Leistungsverringe-rung von nicht ausgelasteten Transformatoren.

146

9 Karibik


22 DOMLEC: Jahresbericht 200523 1 imperial gallon = 4,55 Liter.

Teile der alten Schaltanlage der Padu-Wasserkraft-anlage wurden bereits ersetzt und in ein “meter re-placement programme (MRP)” umgesetzt.

Des Weiteren wurden in 2005 etwa 3000 Prepaid-Zähler installiert; weitere 2000 sollten bis Ende 2006montiert sein.

Stromerzeugung Zwischen 2004 und 2006 ist die Stromerzeugung um6,3% gestiegen, was hauptsächlich auf eine Zunahmeder Produktion basierend auf Diesel (plus 22,6%)zurückgeht, während der Anteil von Wasserkraft um17% sank. Der Grund für diesen Rückgang wird zumeinen in geringeren durchschnittlichen Niederschlägenund andererseits in technischen Problemen bei einerder Wasserkraftanlagen gesehen.

Eine von CREDP/GTZ in 2005 erarbeitete Machbar-keitsstudie zeigt die technischen und wirtschaftlichenMöglichkeiten auf, die bestehenden Wasserkraftanlagenzu rehabilitieren und deren Kapazität zu erweitern.Bisher wurde diese Option von DOMLEC jedoch nichtumgesetzt.

StromverbrauchDer Stromverkauf stieg in 2004 um 5,9% und in 2005um 2,1%, während in 2003 noch eine Abnahme um 2,3% infolge einer Rezession in der WirtschaftDominicas (Rückgang des Tourismus’) zu verzeichnenwar.

Die Verbraucher zahlten in 2005 23 Mio. US$ für 67,8 GWh Strom; dies entspricht einem durchschnitt-lichen Erlös von etwa 0,34 US$/kWh mit einemZuwachs von 2% gegenüber 2004. Die Sektoren Haus-halte und Gewerbe wiesen mit 1 % bzw. 4% einen Ver-brauchszuwachs auf, während sich der Stromkonsum inIndustrie und Hotelwesen verringerte. Dieser Rückgangwird dem gestiegenen Brennstoffpreis zugeschrieben,der wiederum die Eigenstromerzeugung einiger Strom-kunden bewirkte.22

Abb. 2: Stromverbrauch in verschiedenen Sektoren inDominica; MWh; 2001-2005

StrompreiseDie Stromtarife in Dominica zählen zu den höchstenStrompreisen in der Region. Der durchschnittlicheStromtarif eines Haushalts liegt bei 0,37 US$/kWh;davon beträgt der Brennstoffkostenzuschlag ca. 0,17 US$/kWh. In 2005 betrugen die Brennstoffkostenfür die Stromerzeugung mehr als 50% der Gesamt-kosten, was einem Zuwachs von 46% im Vergleichzu 2004 entspricht.

Trotz der Bemühungen von DOMLEC wurde diegesetzlich vorgeschriebene Brennstoffeffizienz von17,5 kWh/gallon23 im Durchschnitt der letzten 5 Jahremit 17,4 kWh/gallon nicht ganz erreicht.

147

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

MWh

2001 2002 2003 2004 2005

Jahr

Haushalte Gewerbe Industrie Hotels

9 Karibik

24 CREDP/GTZ unterstützt die Regierung Dominicas bei der Einrichtung der Regulierungsbehörde sowie bei der Formulierung der Energiepolitik.

9.3.2 Marktakteure

Dominica Electricity Services Limited (DOMLEC)DOMLEC ist bisher der einzige Stromversorger auf derInsel. Haupteigentümer ist die Firma WRB EnterpriseInc. mit Sitz in Florida. Mit der Verabschiedung desneuen Electricity Supply Act im November 2006 wurdedie Monopolsituation von DOMLEC geändert und derMarkt für unabhängige Stromversorger geöffnet.

Weitere Akteure

Ministry of Housing, Lands, Telecommunications,Energy and PortsDas Ministry of Housing, Lands, Telecommunications,Energy and Ports (Ministerium für Wohnungswesen,Land/Grundbesitz, Telekommunikation, Energie undHäfen) ist für die Formulierung der Energiepolitik inDominica zuständig.

Ministry of Public Work and Public Utilities Das Ministry of Public Work and Public Utilities(Ministerium für öffentliche Arbeiten und öffentlicheVersorgungsunternehmen) ist für den Betrieb deröffentlichen Versorgungsunternehmen DOWASCO(Wasser) und DOMLEC (Strom) zuständig.


Der Stromsektor wird durch den kürzlich geändertenElectricity Supply Act (ESA) reguliert. Der neue ESAwurde im November 2006 durch das Parlament verab-schiedet und trat im Januar 2007 in Kraft.

Das neue Energiegesetz von 2006 ersetzt den ESA von1996, welcher DOMLEC eine Universallizenz bis 2025gewährt hatte. Eigenerzeugung durch andere Gesell-schaften war unter dem bisherigen Gesetz nur mit einerErlaubnis von DOMLEC möglich. Die neue gesetzlicheRegelung hebt nunmehr die Monopolposition vonDOMLEC auf, indem es den Energiemarkt für Unter-nehmen öffnet, die Interesse an Erzeugung, Verteilungund Vermarktung von Strom auf der Insel haben.

Ein Schlüsselelement des ESA 2006 ist die Einrichtungeiner Regulierungsbehörde (Independent RegulatoryCommission – IRC), deren Verantwortung u.a. darinbesteht, alle Stromunternehmen und Lizenznehmer zuregulieren, die Interessen der Marktteilnehmer zuwahren und die Stromtarife zu genehmigen.


Parallel zur Einsetzung der Regulierungsbehörde bereitetdie Nationale Energiekommission die Formulierungeiner Energiepolitik vor, die den politischen Willen unddie langfristige Vision der Regierung wiedergebenwird.24

Unter der ‚Global Sustainable Energy Islands Initiative’(GSEII) wurde ein Plan für eine nachhaltige Energie-politik (Sustainable Energy Plan – SEP) entworfen,dessen offizielle Verabschiedung durch die Regierungjedoch bislang ausblieb. Der Plan enthält u. a. Maß-nahmen zur Förderung von erneuerbaren Energien, umden nationalen Energiemix zu diversifizieren, sowie zurErhöhung der Energieeffizienz.

148

9 Karibik

25 The Eastern Caribbean Geothermal Development Project (Geo-Caraïbes).

Obwohl die Regierung noch keine spezielle RE-Förder-politik formuliert hat, sind bereits alle RE-Systeme vonImportsteuern sowie von der Mehrwertsteuer befreit.

Das neue Elektrizitätsgesetz vom November 2006erklärt nunmehr die Nutzung erneuerbarer Energienals eines der Ziele der Energiepolitik der Regierung.Im Einzelnen werden folgende Ziele verfolgt:

a. Optimierung der bisherigen Nutzung und weitererAusbau der Wasserkraftressourcen.

b. Entwicklung der Solarenergie – die Regierung hat bereits in eine kleine PV-Anlage investiert (im Morne Diablotin National Park) und betrachtetsolarthermische Anlagen (Warmwasser) als wichtigenBeitrag zur Minderung des Stromverbrauchs.

c. Die Entwicklung der Windenergie-Ressourcen, vor allem als “Fuel Saver”.

d. Teilnahme an einem Geothermie Projekt25 – eine GEF-finanzierte und OAS-koordinierte subregionaleInitiative, die Dominica, St. Lucia und St.Kitts & Nevis umfasst, mit dem Ziel, die geothermischen Ressourcen zu analysieren und zu erschließen.

Clean Development MechanismIn Dominica befinden sich Maßnahmen unter CDMnoch in einem sehr frühen Stadium. Dominica hat dasKyoto-Protokoll im Januar 2005 unterzeichnet, abernoch keine DNA (Designated National Authority) ein-gerichtet. Energieprojekte unter CDM sind bisher nochnicht angemeldet worden.

9.3.5 Literatur

• Budget address for Fiscal Year 2005/2006:“Towards growth and social protection.”The Honorable Roosevelt Skerrit,Prime Minister of Dominica

• Commonwealth of Dominica:Electricity Supply Act 10, November 2006

• DOMLEC:Annual Report, 2005

• Scheutzlich, Thomas, 2005:Hydro Power in the Caribbean and NeighborhoodRegion – Experiences and Potentials,Hydropower Seminar, Dominica, June 2005

• Vidal, N.:Introduction to DOMLEC Hydroelectric Operations,Paper presented at Hydroelectric Seminar Dominica,June 2005

9.3.6 Kontakte

Dominica Electricity Services Limited (DOMLEC)P.O. Box 1593 RoseauCommonwealth of DominicaTel. +1 (767) 255 60 00/448 26 81Fax +1 (767) 448 53 07E-Mail: [email protected]

The Ministry of Housing, Lands, Telecommunications,Energy and Ports Government HeadquartersRoseauCommonwealth of DominicaTel. +1 (767) 448 24 01Fax +1 (767) 448 48 07E-Mail: [email protected]

149

9 Karibik

Grenada

The Ministry of Public Works and Public HousingGovernment HeadquartersRoseauCommonwealth of DominicaTel. +1 (767) 448 24 01Fax +1 (767) 448 48 07E-Mail: [email protected]


Wie in den meisten karibischen Staaten ist auch dieEnergieversorgung Grenadas fast vollständig vom Importfossiler Brennstoffe abhängig. Durchschnittlich dieHälfte aller Exporteinkünfte wird für den Import fossilerBrennstoffe aufgewendet. Die Energieimporte machenwiederum ca. 11% aller Einfuhren aus. Diese Situationverschärfte sich durch die stark steigenden Ölpreiseüber die letzten Jahre hinweg. Grenada verfügt wie diemeisten anderen Karibikinseln über Wind- und Solar-energieressourcen sowie zusätzlich über Biomasserest-stoffe aus der Muskatnussproduktion. Grenada Electricity Services Ltd. (GRENLEC) ist dereinzige Energieversorger für Grenada, Carriacou undPetit Martinique mit einer Universallizenz bis 2073.Während es bisher keinen kommerziellen Ansatz gab,die RE-Ressourcen zu nutzen, befasst sich GRENLECseit 2006 mit der Vorbereitung eines Windparks mitca. 5 MW. Der Plan, einen kleinen Windpark mit 900 kW Leistung auf der Insel Carriacou zu errichten,musste aufgegeben werden, da keine geeignete Flächevon GRENLEC erworben werden konnte. Derzeit istGRENLEC dabei, seine firmeninterne Politik in Bezugauf Netmetering und Eigenstromerzeugung neu zudefinieren. Ebenfalls seit 2006 bietet die Fa. GRENSOL Photo-voltaik-Anlagen an, von denen sie bereits fünf Systememit bis zu 9kW Leistung installiert hat. Das im Südosten der Insel gelegene Hotel Paradise Bayhat im März 2007 eine 80-kW-Windkraftanlage desholländischen Herstellers WES installiert. Die Anlagewird zunächst im Inselbetrieb in Kopplung mit einemDieselgenerator betrieben werden. GRENLEC hat inAussicht gestellt, den Überschussstrom zu kaufen.

150

9 Karibik

Installierte Kapazitäten Anfang 2007 betrug die Stromerzeugungskapazität45,1 MW mit einer Spitzenlast von 24 MW. DieseSpitzenlast beträgt aufgrund der katastrophalen Aus-wirkungen des Hurrikans “Ivan” (September 2004) nur92% der mittleren Last von 2004. Zwar stellte sicheine Erholung ein, die jedoch nicht das Niveau des Vor-jahres erreichen konnte. Hurrikan “Emily” streifte in2005 wiederum Grenada, wirkte sich aber hauptsäch-lich auf die kleinere Insel Carriacou aus.

KapazitätserweiterungenDie meisten Maßnahmen auf dem Gebiet der Strom-versorgung in der Zeit von Mitte 2004 bis 2006 warennicht in erster Linie Kapazitätserweiterungen oderAufrüstungen, sondern lediglich Wiederaufbaumaß-nahmen des durch den Hurrikan ‚Ivan’ völlig zerstörtenStromnetzes. Diese Arbeiten wurden im April 2005abgeschlossen.

Dennoch konnte GRENLEC durch die Inbetriebnahmevon zwei 8-MW-Dieselgeneratoren und eines Über-tragungsnetzes im Süden der Insel eine effektive Kapa-zitätserweiterung erreichen. Eine neue 33-kV-Mittel-spannungsleitung trägt der erwarteten erhöhtenStromnachfrage Rechnung, sie wird bis zur Fertigstel-lung des Netzes allerdings nur mit 11 kV gespeist.

StromerzeugungGRENLEC setzt zur Stromerzeugung ausschließlichDieselgeneratoren ein. Die erzeugte Strommenge beliefsich im Jahre 2005 auf insgesamt 147,3 GWh, eineZunahme um 8,3% im Vergleich zum Vorjahr, jedocheine Abnahme um 7,4% gegenüber 2003 (159,2 GWh)bzw. “Vor-Ivan-Niveau”.

StromverbrauchGRENLEC verkaufte in 2005 insgesamt 131,6 GWhStrom für 39 Mio. US$. Der Verbrauch stieg im Ver-gleich zum Vorjahr um 3,3% im Haushaltsbereich, um4,5% im gewerblichen und um 24,1 % im industriellenBereich (Abb. 4). Die Stromnachfragesteigerung imindustriellen Bereich war mit 7,4% die höchste in derNach-Hurrikan-Periode.

Die technischen und nicht-technischen Verluste betrugenin 2005 nur 10,7%, was eine substantielle Verbesserunggegenüber dem durchschnittlichen “Vor-Ivan-Niveau”von 13,2% (2000-2003) bedeutet.

Abb. 3: Stromverbrauch nach Sektoren in Grenada; GWh; 2001-2005

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GWh

2001 2002 2003 2004 2005

Jahr

Haushalte Gewerbe Industrie

9 Karibik

26 WRB ist auch Hauptanteilseigner des EVU DOMLEC in Dominica. 27 National Roundtable on Draft National Climate Change Policy and Action Plan, 5. April 2007.

StrompreiseDie durchschnittlichen Elektrizitätskosten für Haus-haltskunden in Grenada sind mit ca. 0,30 US$/kWh(2006) sehr hoch, wobei die übliche Anwendung desBrennstoffzuschlages die Gesamtelektrizitätskosten inden letzten Jahren deutlich erhöhte. Im Jahre 2003betrug der Zuschlag ca. 40% der durchschnittlichenBasis-Stromtarife. Dieser Prozentsatz stieg erheblichim Zuge der globalen Ölpreisentwicklung zwischen2004 und 2006. Im Jahre 2005 führte der Anstieg derÖlpreise zu einer Erhöhung des Brennstoffzuschlagsum 42,7%, der an die Verbraucher weitergegeben wurde.Der Zuschlag stieg von durchschnittlich 97 US$/MWhin 2004 auf 139 US$/MWh in 2005.

9.4.2 Marktakteure

The Grenada Electricity Services Ltd (GRENLEC)GRENLEC hat eine Universallizenz für die Erzeugung,Übertragung und Verteilung von Strom mit einer Gültigkeit bis 2073. GRENLEC befindet sich in Privat-besitz. Hauptanteilseigner mit über 50% der Anteileist die in Florida ansässige Firma WRB EnterprisesInc., während Angestellte, lokale Investoren und dieRegierung von Grenada kleinere Anteile besitzen.26

Weitere Akteure

Ministry of Agriculture, Lands, Forestry, Fisheries,Public Utilities, Energy and the Marketing and National Importing Board (MNIB)Das MNIB ist für den Energiesektor und Politikformu-lierungen in diesem Bereich zuständig. Es ist das einzigeMinisterium innerhalb der OECS-Staaten, das ein eigenesEnergieressort innerhalb der Regierungsbehördenunterhält.

Ministry of Finance and Planning Das Ministerium ist u.a. zuständig für die Formulierungund Umsetzung des ‚National Climate Change Policyand Action Plan’, der unterem anderem die Liberali-sierung des Energiesektors vorsieht.


Der Elektrizitätssektor wird nach der “Elektrizitätsver-sorgungs-Verordnung” von 1960 geregelt sowie nachdem Electricity Supply Act von 1974 (ESA). Seit 1993ist GRENLEC zusätzlich für die Stromversorgung vonCarriacou und Petite Martinique verantwortlich.

Eine Verordnung von 1961 erlaubt die Eigenstrom-erzeugung durch individuelle Personen, jedoch nur mitGenehmigung von GRENLEC und bei Zustimmungder Regierung. Dies gilt auch für die anderen Markt-aktivitäten (Übertragung, Verteilung und/oder Elektrizi-tätsverkauf sowie Erzeugung). Seit 2001 wird an einemneuen Elektrizitätsgesetz gearbeitet, das aber bishernur als Entwurf existiert.


Es gibt bisher keine offizielle Energiepolitik seitens derRegierung. Doch gibt es einen Anreiz für die Nutzungregenerativer Energiequellen, wonach die Regierungalternative Energieprodukte, inkl. Solar- und Windener-giesysteme, von der generellen Verbrauchssteuer befreit.

Bereits 2001 wurde der Entwurf eines Energieaktions-planes (Sustainable Energy Action Plans – SEP) durchdie ‚Global Sustainable Energy Islands Initiative’ (GSEII)erstellt, der eine Strategie zur Förderung regenerativerEnergien vorsieht. Dieser Plan wurde jedoch bishernicht von der Regierung verabschiedet und folglichwurden die darin vorgeschlagenen Maßnahmen nichtoder nur punktuell und adhoc umgesetzt.

Seit einigen Jahren wird ein ‚National Climate ChangePolicy and Action Plan’ öffentlich diskutiert, der insbe-sondere nach der durch den Wirbelsturm ‚Ivan’ in 2004hervorgerufenen Katastrophe an Aktualität gewonnenhat. Ein Entwurf dieses Plans liegt vor und wurdeabschließend im April 2007 vor Verabschiedung durchdie Regierung diskutiert.27

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9 Karibik

Dieser Plan bezeichnet das Monopol von GRENLECsowie noch teilweise vorhandene hohe Steuern auf RE-Komponenten und energieeffizienten Geräten als diegrößten Hindernisse für die Reduzierung von Treib-hausgasen und fordert daher die Liberalisierung desEnergiesektors und umfassende Maßnahmen zur Förde-rung erneuerbarer Energien.

Die angestrebte Liberalisierung des Energiesektors siehtu. a. vor, dass Lizenzen für die Stromerzeugung, -über-tragung und -versorgung an unabhängige Betreibervergeben werden können. Der Erzeugung von Elektri-zität aus erneuerbaren Energien soll Vorrang einge-räumt werden. Auch ist die Schaffung eines Fonds zurFörderung erneuerbare Energien vorgesehen.

Clean Development MechanismIn Grenada befinden sich Maßnahmen unter CDMnoch in einem sehr frühen Stadium. Grenada hat dasKyoto-Protokoll im August 2002 unterzeichnet, abernoch keine DNA (Designated National Authority) ein-gerichtet. Energieprojekte unter CDM sind bisher nochnicht angemeldet worden.

9.4.5 Literatur

• Burkhardt, D.:Grenada goes green: Photovoltaic electricity –The situation in Grenada, Paper presented atCARILEC/CREDP/GTZ RE Seminar on Biofuelsand Solar Energy Symposium, November 23-24,2006

• Government of Grenada:Grenada 2005 Budget Speech Presented by Hon.Anthony Boatswain Minister of Finance To TheHouse of Representatives April 11, 2005“Rebuilding a Better Grenada for All.” 2005

• Green, M.:Solar Powered Chocolate Factory,Home Power No. 87, February/March 2002

• GRENLEC:Annual Report, 2005

• GSEII:The Global Sustainable Energy Initiative.GSEII Newsletter, Spring 2006.

• Spears, J.:Earth Home: Self sufficient integrated housing forsustainable community development, EEBA,October 2006

9.4.6 Kontakte

Ministry of Works, Communication and Public UtilitiesMinisterial Complex, Tanteen St. George’sGrenadaTel. +1 (473) 440 22 71E-Mail: [email protected]

GRENLEC Ltd. Halifax StreetSt. George’sGrenadaTel. +1 (473) 440 94 25Fax +1 (473) 440 66 73E-Mail: [email protected]

Grenada Solar Power Ltd.P.O. Box 3521St. George’sGrenadaTel. +1 (473) 444 25 77www.grensol.com

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9 Karibik

Saint Lucia


Wie in den meisten karibischen Staaten, basiert dieStromerzeugung in St. Lucia vollständig auf fossilenBrennstoffen. St. Lucia importierte für die Deckungseines Energiebedarfs in 2005 ca. 120.700 Barrel Öl.

Trotz des sehr großen Potenzials an erneuerbaren Energie-quellen in Form von Windenergie, Geothermie undSolarenergie werden erneuerbare Energien bislang nurmarginal im Bereich der solaren Warmwasserbereitunggenutzt. Auch in St. Lucia ist das Potenzial an erneuer-baren Energien noch nicht vollständig quantifiziert.

Installierte KapazitätenSt. Lucia Electricity Services Ltd. (LUCELEC) ist bisherder einzige Stromversorger auf St. Lucia und besitztnoch eine Universallizenz bis 2045. Im Jahre 2005betrug die gesamte installierte Stromerzeugungsleistung65,8 MW (nur Diesel), nachdem am Jahresanfang einneuer Dieselgenerator mit einer Leistung von 10,2 MWin Betrieb genommen wurde. In 2005 betrug die Last-spitze 49,2 MW und lag damit um 5,6% höher als in2004.

KapazitätserweiterungenDas 11-kV-Verteilungsnetz wurde in den letztenJahren entlang der Westküste und im Norden der Inselmassiv ausgebaut. Auch wurden bereits Vorkehrungenzur zukünftigen Errichtung einer 66-kV-Übertragungs-leitung getroffen.

Im Rahmen der Elektrifizierung ländlicher Gemeindenim Landesinnern wurde das Verteilernetzwerk erweitertund dessen Kapazität an vielen Stellen verstärkt. Wiealle hier untersuchten Inseln weist auch St. Lucia einensehr hohen Elektrifizierungsgrad auf (ca. 98%).

StromerzeugungDie primäre Energiequelle für die Stromerzeugung inSt. Lucia ist importierter Dieselkraftstoff. LUCELECverfolgt jedoch die Option, Windenergie zu nutzen mitdem Ziel, erhebliche Einsparungen an fossilen Brenn-stoffen zu erzielen (“Fuel-Saver”-Funktion) und damit,wenn auch nicht kurzfristig zur Senkung, so doch zur Stabilisierung der Stromkosten für die Verbraucherbeizutragen.

Im Jahr 2005 betrug die Gesamtstromerzeugung 323,6 GWh; das ist ein Zuwachs um 4,9% im Vergleichzu 2004.

StromverbrauchDie meisten Verbrauchssektoren weisen einen stetigsteigenden Energieverbrauch auf, insbesondere dergewerbliche Sektor, dessen Verbrauch in den letztenfünf Jahren überproportional zunahm. Der Verbrauchim gewerblichen Sektor stieg um 4,6% (158,5 GWh),gefolgt vom Haushaltssektor mit einer Zunahme um2,9% (98,9 GWh); lediglich der industrielle Sektorverzeichnete kein wesentliches Wachstum mit einerZunahme von nur ca. 1% (12,5 GWh).

Die technischen und nicht-technischen Verluste betru-gen in 2005 10,2% und lagen damit nur geringfügigüber dem Planziel von 10%.

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9 Karibik

28 LUCELEC: Jahresbericht 2005.29 Caribbean Basin Power Fund.

Abb. 4: Verbrauch nach Sektoren in St. Lucia; GWh; 1995-2004

StrompreiseDie durchschnittlichen Elektrizitätskosten sind auch inSt. Lucia mit 0,26 US$/kWh für den Haushaltssektorsehr hoch. Wie auf den anderen Karibikinseln, die denSchwankungen der globalen Ölpreise unterworfensind, ist ein hoher Prozentsatz der Elektrizitätskostendurch die Brennstoffkosten bedingt, die in 2005durchschnittlich 2,81 US$/gallon, bzw. 0,618 US$/lbetrugen. 45% der Gesamtkosten der Elektrizitätspro-duktion in 2006 wurden für den Import von Diesel auf-gewendet.28

AusbauplanungDer Elektrizitätssektor erfordert durch den vermutlichwachsenden Tourismus auch künftig den raschenAusbau von Stromerzeugungskapazitäten. Die Strom-reserve betrug 2005 noch 26%, soll jedoch im Laufe desJahres 2007 auf 29% gesteigert werden. Ein weiterer10,2-MW-Generator soll in 2007 in Betrieb gehen.

9.5.2 Marktakteure

The St. Lucia Electricity Services Limited (LUCELEC)LUCELEC ist ein börsennotiertes Unternehmen. Eigen-tümer sind u.a. auch staatliche Institutionen, diezusammen über 40% halten. Die wesentlichen Anteils-eigner in 2005 waren:

Tab. 3: Zusammensetzung des Aktienkapitals vonLUCELEC in %

Der Rest der Anteile befindet sich im Streubesitz lokalerund regionaler Investoren.

Weitere Akteure

Ministry of Economic Affairs, Economic Planning,National Development and Public Service Das nach den Wahlen vom 11.12.2006 neu gegründeteMinisterium of Economic Affairs, Economic Planning,National Development and Public Service ist u.a. fürdie Entwicklung der Energiepolitik und die Energie-planung zuständig.

Ministry of Communications, Works, Transport andPublic UtilitiesDas Ministry of Communications, Works, Transportand Public Utilities ist für das nationale EVULUCELEC zuständig.

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Prozentsatz

20%

20%

16,79%

16,33%

12,44%

Aktionär

CBPF Saint Lucia Ltd29

First Citizens Bank Ltd. of Trinidad & Tobago

National Insurance Corporationof St. Lucia (NIC)

Castries City Council

Government of St. Lucia

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

GWh

1995 1997 1999 2001 2003 2005

JahrHaushalte Gewerbe Industrie

9 Karibik


Laut der Stromversorgungsverordnung von 1964 hatLUCELEC die Universallizenz zur Erzeugung, Über-tragung, Verteilung und zum Verkauf von Elektrizitätbis 2045. Die Verordnung von 1964 wurde 1994 durchden Electricity Supply Act ersetzt, doch wurde dieexklusive Lizenz von LUCELEC beibehalten. Zwarerlaubt die ESA 1994 die Eigenerzeugung, jedoch nurunter Genehmigung einer Sub-Lizenz seitens LUCELECund unter bestimmten Vorgaben und Bedingungen.


Im Jahre 2001 sprach sich die Regierung für eine nach-haltige Energiepolitik aus, welche Planziele zur Nutzungerneuerbarer Energiequellen im Elektrizitätssektor undzur Senkung der geplanten Elektrizitätsnachfragevorgab. Ein ‚Sustainable Energy Action Plan’ (SEP)wurde mit Unterstützung der ‚Global SustainableEnergy Islands Initiative’ (GSEII) erarbeitet und vonder Regierung verabschiedet. Für die Jahre 2005 und2010 wurden darin Quoten für erneuerbare Energienbei der Stromerzeugung festgelegt: 5 MW (7%) bzw.17 MW (20%).

Als eine der bisherigen Maßnahmen hat die RegierungAnreize zur Förderung der Nutzung solarer Wasserbe-reiter dadurch geschaffen, dass die Kosten für dieseGeräte steuerlich abgesetzt werden können.

Bisher konnte jedoch das für 2005 festgelegte Ziel imBereich erneuerbarer Energien nicht eingehaltenwerden. LUCELEC war es – trotz Hilfe der Regierung– nicht gelungen, das für einen Windpark ausgewählteGelände zu erwerben oder zu pachten. LUCELECbekundet weiterhin sein Bemühen um die Einhaltungeines 10%-Anteils an regenerativen Energien bei derStromerzeugung nunmehr im Jahre 2007. Dafür sollein 12,6-MW-Windpark an einem alternativen Stan-dort an der südöstlichen Küste der Insel errichtetwerden. Dieser Standort mit einer durchschnittlichenWindgeschwindigkeit von deutlich über 7 m/s ist invielfacher Hinsicht hervorragend geeignet.

Daher hat das CREDP/GTZ-Projekt der Regierungempfohlen, die gesamte Region für die weitere Wind-parkentwicklung zu reservieren, was einen stufenweisenAusbau auf bis zu 40 MW erlauben würde.

Die seit 11.12.2006 im Amt befindliche neue Regierungerklärte, dass sie die Politik der Vorgängerregierungfortführen und die Nutzung erneuerbarer Energiequellenfördern will und arbeitet hierbei eng mit dem CaribbeanRenewable Energy Development Programme (CREDP/GTZ) zusammen.

Clean Development MechanismSt. Lucia hat das Kyoto-Protokoll in 2003 unterzeichnetund hat eine DNA (Designated National Authority)eingerichtet. Energieprojekte unter CDM sind bishernoch nicht angemeldet worden.

9.5.5 Literatur

• Government of St. Lucia:St. Lucia: 2005 Economic and Social Review, 2005

• Morgan, F.D.:Geothermal Resource Prospecting in the QualibouCaldera, Saint Lucia, Geo-Caraibes Technical Team &Massachusetts Institute of Technology, 2006

• Ministry of Physical Development,Environment and Housing:Saint Lucia Energy Sector Policy and Strategy(A Green Paper for Discussion), May 2003

• Reece, O.:Status of Lucelec’s Wind Energy Initiatives.Paper presented at CARILEC/CREDP/GTZ RESeminar on Biofuels and Solar Energy Symposium,November 23-24, 2006.

• St. Lucia Electricity Services Limited:Annual Report 2005

156

9 Karibik

9.5.6 Kontakte

Ministry of Communications, Works, Transport and Public Utilities UnionCastries St. LuciaTel. +1 (758) 468 43 00Fax +1 (758) 453 769 E-Mail: [email protected]

Ministry of Economic Affairs, Economic Planning,National Development and Public Service 3rd Floor, Greaham Louisy Administrative Building Waterfront Castries St. LuciaTel. +1 (758) 468 22 02/468 22 05/468 44 09 Fax +1 (758) 453 13 05/452 25 06 E-Mail: [email protected] or [email protected]

Organisation of Eastern Caribbean States (OECS)Morne FortuneP.O. Box 1383CastriesSt. LuciaTel. +1 (758) 453 62 08Fax +1 (758) 452 21 94www.oecs.org

CARILECAn Association of Electric UtilitiesDesire Avenue, Sans SouciP.O. Box CP 5907CastriesSt. LuciaTel. +1 (758) 452 01 40/1Fax +1 (758) 452 01 42www.carilec.com

CREDP/GTZc/o Caribbean Environmental Health InstituteThe Morne, P.O. Box 1111CastriesSaint LuciaTel. +1 (758) 458 14 25Fax +1 (758) 453 27 21E-Mail: [email protected]

Designated National Authority (DNA) for the CDMMinistry of Economic Affairs, Economic Planning,National Development and Public Service 3rd Floor, Greaham Louisy Administrative Building Waterfront, Castries Tel. +1 (758) 468 22 02/468 22 05/468 44 09 Fax +1 (758) 453 13 05/452 25 06

Mr. Donovan Williams (E-Mail: [email protected] )Permanent Secretary Tel. +1 (758) 468 44 19/468 44 18 Fax +1 (758) 452 25 06/451 69 58

157

9 Karibik

30 Alle installierte Leistung auf den kleinen Inseln besteht aus Dieselgeneratoren; Wasserkraftwerke sind nur auf St. Vincent installiert.

St. Vincent und die Grenadinen


Die Stromerzeugung von St. Vincent und den Grenadinen(SVG) hängt ebenfalls und überwiegend vom Importfossiler Energieträger ab. Allerdings verfügt St. Vincentauf der Hauptinsel über Wasserkraftreserven, derenNutzung in drei Wasserkraftwerken derzeit ca. 20%der Stromproduktion abdecken. Wie auch die anderenWindward-Inseln verfügt SVG des Weiteren über her-vorragende Windbedingungen und sehr wahrscheinlichauch über geothermische Ressourcen, die allerdingsnoch nicht untersucht worden sind. Weiterhin verfügtdie Hauptinsel über ungenutzte Wasserkraftpotenziale.

Installierte KapazitätenSt. Vincent Electricity Services Ltd (VINLEC) ist dereinzige Stromversorger auf der Hauptinsel und vierweiteren kleineren Inseln. Die Universallizenz fürVINLEC endet in 2033. Es gibt des Weiteren privateEnergieversorger auf den privaten, zu den Grenadinengehörenden Inseln Mystique und Palm Islands.

Die insgesamt installierte Erzeugungsleistung desEnergieversorgers LUCLEC in 2006 betrug knapp40 MW, wobei 85% der Leistung von Dieselgeneratorenund die verbleibenden 15% von Wasserkraftanlagengedeckt wurden VINLEC’s Anlagen sind über dieHauptinsel St. Vincent und die kleineren Inseln ver-teilt, sodass die Nennleistung sich für die einzelnenStandorte wie folgt darstellt:

Tab. 4: Von VINLEC betriebene Inselnetze auf Saint Vincentund den Grenadinen; MW

Die Leistung der Wasserkraftanlagen auf St. Vincentweist die üblichen saisonalen Schwankungen in derWasserverfügbarkeit auf, mit verfügbarer Kapazitätvon bis zu 5 MW zwischen Juni und Dezember (Regen-saison). Die Wasserkraftanlagen arbeiten während dieserPeriode als Grundlastkraftwerke, doch fällt die Kapa-zität auf 2,5 MW in der Zeit von Januar bis März(Trockenzeit).

Die höchste Spitzenlast in 2005 lag bei 20,6 MW, waseinen Anstieg von 11% zum Vorjahr bedeutet. DieserAnstieg ist weitgehend auf den starken Anstieg derNachfrage auf der Hauptinsel St. Vincent zurück-zuführen.

KapazitätserweiterungenErweiterungen der Erzeugungskapazität wurden alsFolge der wirtschaftlichen Entwicklung in SVG not-wendig. In 2003 nahm VINLEC erstmals auf der InselMayreau ein Stromnetz und ein Dieselkraftwerk mit180 kW Leistung in Betrieb. In 2004 erwarb VINLECdas Dieselkraftwerk auf der Insel Canouan, das sichvorher im Besitz der Regierung befand, jedoch vonVINLEC betrieben wurde. Seit Ende 2006 ist ein Diesel-generator von 8 MW am neuen KraftwerksstandortLowmans Bay auf St. Vincent in Betrieb.

158

Leistung in MW

33,2

2,2

1,3

3,1

0,1830

Standorte

St. Vincent

Bequia

Union Island

Canouan

Mayreau

9 Karibik

StromerzeugungDie gesamte Stromerzeugung in 2005 betrug120,7 GWh, 23% davon kamen aus Wasserkraftanlagen.Seit 1999 ist die Energieerzeugung stetig um durch-schnittlich 4,8% gestiegen (1999-2003).

StromverbrauchDer Haushalts- und Gewerbesektor zeigten in 2004einen Anstieg von 7% und 21% (der Gewerbesektorerlebte starkes Wachstum), während im Industriesektorein Rückgang von 6% zu verzeichnen war.

Abb. 5: Stromverbrauch nach Endverbrauchern für St. Vincent und die Grenadinen; GWh; 1999–2004

Systemverluste (technische und nicht-technische)betrugen in 2005 nur 9,8%, was eine konstante Ab-nahme seit 1999 bedeutet. Die Verluste sind damitniedriger als die der anderen Inseln in den OECS-Ländern.

StrompreiseDie Stromkunden zahlten in 2004 29,3 Mio. US$ für103,7 GWh verbrauchte Elektrizität. Die Kosten be-inhalten die Anpassung der Brennstoffkosten, wasdurchschnittliche Stromkosten von ca. 0,28 US$/kWhbedeutet. In 2006 dürften die durchschnittlichenKosten aufgrund des Brennstoffzuschlags deutlichüber 0,3 US$/kWh gelegen haben.

Die Basistarife für Strom sind laut VINLEC seit vielenJahren konstant, die effektiven Tarife schwankenjedoch durch den Brennstoffzuschlag. In 2004 lagen siebei ca. 0,28 US$/kWh, wobei der Brennstoffzuschlag36% der Stromkosten darstellte, ein Anstieg von 5%gegenüber 2003. Die hohen Ölpreise führten in 2005und 2006 zu Stromkosten in der Schwankungsbreitevon 0,3 bis 0,34 US$/kWh.

Die (seit Jahren konstanten) Basis-Stromtarife werdenin der folgenden Tabelle erläutert:

Tab. 5: Basis-Stromtarife in St. Vincent und den Grenadinen in US$ bzw. US-ct

Der (schwankende) Brennstoffzuschlag ist allen Tarifennoch zuzuschlagen.

159

16,0 US-ct/kWh

18,9 US-ct/kWh

1,90 US$/Monat

18,11 US-ct/kWh

5,70 US$/kVA

4,50 US$/Monat

16,6 US-ct/kWh

4,5 US$/kVA

21,3 US-ct/kWh

Haushalte

≤ 50 kWh

> 50 kWh

Grundgebühr

Gewerbe

Arbeit

Leistung

Grundgebühr

Industrie

Arbeit

Leistung

Straßenbeleuchtung

Arbeit

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

GWh

1999 2000 2001 2002 2003 2004

Jahr

Haushalte Gewerbe Industrie

9 Karibik

31 CREDP/GTZ: Draft National Energy Action Plan, SVG, 2006.

AusbauplanungFür April 2007 ist eine Vergrößerung der Erzeugungs-kapazität auf der Insel Bequia um 0,4 MW vorgesehen.Für 2008/2009 wird mit der Inbetriebnahme eineszweiten Dieselgenerators mit 8 bis 10 MW am Standortdes neuen Kraftwerkes Lowmans Bay an der Südwest-küste von St. Vincent gerechnet. Lowmans Bay bietetAusbaureserven von 18 MW, die in den nächsten Jahrenbedarfsweise zugebaut werden.

VINLEC wird wie andere EVUs in der Region vomCaribbean Renewable Energy Development Programme(CREDP/GTZ) beraten. Gegenstand der Unterstützungist die Rehabilitierung und Erweiterung von zwei Wasserkraftanlagen, für die bereits im Februar 2007eine internationale Ausschreibung lanciert wurde.Diese Erweiterung und Rehabilitierung bringt einenKapazitätszuwachs von ca. 0,8 MW und erhöht dieerzeugte Energiemenge pro Anlage um ca. 30 bis 40%.

Des Weiteren bereitet VINLEC mit der Unterstützungvon CREDP die Errichtung eines 7-MW-Windparks ander Südostküste am Standort Ribishi Point vor. Beibeiden Vorhaben, dem Wasserkraft- und dem Windkraft-projekt, steht der “Fuel-Saver”-Aspekt im Vordergrund.

9.6.2 Marktakteure

St. Vincent Electricity Services Limited (VINLEC)VINLEC befindet sich vollständig im staatlichenBesitz und ist bisher die einzige Institution, die für dieEnergieversorgung in SVG verantwortlich ist.

Weitere Akteure

Ministry of Telecommunication, Science, Technologyand IndustryDas Ministerium für Telekommunikation, Wissenschaft,Technologie und Industrie ist verantwortlich für Energie-angelegenheiten in SVG, insbesondere für alternativeEnergien sowie Energiepolitik.

Ministry of Transport and WorksDas Ministerium für Transport, Arbeit und Wohnenleitet die Entwicklung und Verteilung von Energie-reserven in SVG.


Das Energieversorgungsgesetz (Electricity Supply Act,ESA) von 1973 erteilte VINLEC die Universal-Lizenz,Elektrizität bis 2033 in SVG zu erzeugen, zu übertragenund zu verteilen.

Unter dem ESA können auch andere UnternehmenStrom erzeugen, übertragen und verteilen, jedoch nurmit Zustimmung von VINLEC oder als Lizenznehmervon VINLEC und nach Zustimmung des zuständigenMinisters. Erzeugung zum Eigenverbrauch ist mitZustimmung von VINLEC erlaubt.

Laut dem ESA sind alle Ausrüstungsgegenstände (z.B. Maschinen, Verbrauchsmaterial, Ersatzteileetc.), die in der Energieerzeugung, -transmission und -verteilung benötigt werden, von Zöllen und allenanderen Importauflagen ausgenommen. Außerdemwurden VINLEC unter dem ESA die Wasserrechte fürdie drei Wasserkraftwerke kostenlos erteilt.

Die Regierung von SVG ist nach eigenen Angaben offenfür eine Liberalisierung des Energiesektors nach demModell, wie es in Dominica kürzlich beschlossen wurde.


Es gab bislang noch keine besonderen Initiativen zurFörderung von Stromerzeugung aus regenerativenEnergiequellen in SVG, außer in Einzelfällen durchZollbefreiung bei Importen von Komponenten für RE-Anlagen.

Zurzeit wird mit Unterstützung von CREDP/GTZ die Formulierung einer Energiepolitik vorbereitet. Ebenfalls liegt ein Entwurf eines National EnergyAction Plan vor.31

160

9 Karibik

Clean Development MechanismIn St. Vincent und den Grenadinen (SVG) befindensich Maßnahmen unter CDM noch in einem sehrfrühen Stadium. SVG hat das Kyoto-Protokoll imDezember 2002 unterzeichnet, aber noch keine DNA(Designated National Authority) eingerichtet. Ener-gieprojekte unter CDM sind bisher noch nicht ange-meldet worden.

9.6.5 Literatur

• CREDP/GTZ:Preparation of wind power projects at Dominica,St. Lucia and St. Vincent, September 2005

• Deane, L.:Hydro Power Development in the Caribbean:The Case of St. Vincent, Options for Upgrade,New Sites. Hydropower Seminar, Dominica,June 2005

• Gonsalves, R.:2007 Budget Address “On the Cups of AdvancedEconomic Take-off: Further Fiscal Consolidationand Tax Reform, Presented to the House ofAssembly on December 11, 2006

• VINLEC:Financial Statements for the year endedDecember 31, 2004

9.6.6 Kontakte

National Energy Committeec/o Ministry of National SecurityPrime Minister’s OfficeFinancial ComplexKingstownSt. VincentTel. +1 (784) 458 17 03Fax +1 (784) 457 21 52E-Mail: [email protected]

Ministry of TelecommunicationScience, Technology and IndustryEgmont StreetKingstownTel. +1 (784) 456 12 23Fax +1 (784) 457 28 80

The St. Vincent Electricity Services Limited (VINLEC)Pauls Ave., Box 856KingstownTel. +1 (784) 456 17 01Fax +1 (784) 456 24 36E-Mail: [email protected]

161

10 Ägypten

10 Ägypten1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: Egyptian Electricity Holding Company (EEHC).


Installierte Kapazitäten Ende 2005 waren in Ägypten Kraftwerkskapazitätenmit einer Gesamtleistung von 20.593 MW installiert.Im Vergleich zum Vorjahr (20.168 MW) hat die instal-lierte Leistung damit um 2% zugenommen. Die Er-zeugungskapazitäten der staatlichen ägyptischen Elek-trizitätsholding EEHC setzten sich 2005 folgender-maßen zusammen: konventionelle Dampfkraftwerke62%, GuD-Kraftwerke 14%, Gasturbinenkraftwerke8%, Wasserkraftwerke 15% und Windkraftanlagen1%. Drei privatwirtschaftliche Elektrizitätsunternehmentragen seit 2003 eine zusätzliche installierte Leistungvon 2.049 MW (10% der landesweiten Gesamtleistung)aus drei gasbefeuerten Dampfkraftwerken bei.

Tab. 1: Installierte Leistung nach Erzeugungsart; Kraftwerke am Verbundnetz; 2000-2005; MW1

Die ehemals herausragende Bedeutung des Assuan-Staudamms für die Stromversorgung Ägyptens hat inden letzten 30 Jahren stark abgenommen. 1978 konntenmit der Jahresproduktion des 2.100-MW-Wasserkraft-werks (8.153 GWh) noch 54% des ägyptischen Strom-bedarfs gedeckt werden. Auch wenn die Erzeugung desKraftwerks bis 2005 auf gut 9 TWh/a gesteigert werdenkonnte – für die gesamte nationale Stromproduktionvon 101 TWh spielt der Staudamm keine zentraleRolle mehr.

34 stromerzeugende Anlagen in entlegenen Gegendensind nicht an das Verbundnetz angeschlossen. Sie ver-sorgen lokale Abnehmer, zu denen auch touristischeEinrichtungen gehören. Zusammen haben diese Anlageneine Leistung von 280 MW und produzierten 2005 rund 303 GWh Strom.

Der Fünfjahresplan für die Zeit von 2002 bis 2007ging von einem jährlichen Leistungszuwachs des Kraft-werksparks von 7,5% aus. Es wurden 5.610 MW neueKraftwerksleistung geplant, von denen 4.500 MW alsGuD-Kraftwerke (mit jeweils 1.500 MW in Kairo undNubaria und je 750 MW in Talkha und El-Kurimat)umgesetzt wurden.

StromerzeugungFür die Erzeugung des Stroms zur öffentlichen Versor-gung sind vorrangig vier regionale sowie ein fürWasserkraft zuständiges Unternehmen verantwortlich,die aus der Aufspaltung des früheren zentralen Strom-versorgers hervorgegangen sind und der staatlichenEgyptian Electricity Holding Company (EEHC)zugehören. In 2005 wurden in den Kraftwerken dieserfünf Erzeuger rund 87 TWh Strom produziert.

Zusätzlich wurden 13.200 GWh von unabhängigenStromproduzenten erzeugt, 523 GWh im WindparkZafarana produziert sowie 69 GWh aus der Überschuss-produktion von Industrieunternehmen eingekauft. Ins-gesamt ergibt dies eine landesweite Stromproduktion fürdie öffentliche Versorgung von rund 101 TWh.

163

Gasturbinen

GuD-Kraftwerke

Dampf

Wasser

Wind

Privatsektor(Dampf)

Gesamt

Installierte Leistung (MW)

2000

715

2.605

8.498

2.745

68

14.631

2001

715

2.605

9.158

2.745

68

15.291

2002

715

2.605

10.525

2.745

68

683

17.341

2003

1055

2.605

11.203

2.745

98

2.049

19.755

2004

1.019

2.605

11.610

2.745

140

2.049

20.168

2005

1.519

2.605

11.535

2.745

140

2.049

20.593

Tab. 2: Stromproduktion für öffentliche Versorgung nach Erzeugungsart; 2004, 2005; GWh2

Zwischen 2001 und 2006 hat die Stromproduktion deröffentlichen Versorgung um durchschnittlich 7,8% proJahr zugenommen.

Tab. 3: Entwicklung der Stromproduktion (inkl. Wind undunabhängige Stromproduzenten); 2001-2006; GWh4

Da Ägypten bei sinkender Rohölproduktion seine Erd-gasförderung stark ausbauen konnte, ist das Landbemüht, bei der Stromproduktion möglichst viel Erdgas einzusetzen. 76% des Brennstoffverbrauchs desägyptischen Kraftwerksparks entfielen in 2005 aufErdgas.

Stromübertragung und -verteilungFür die Übertragung des Stroms ist landesweit diestaatliche Egyptian Electricity Transmission Company(EETC) zuständig, die der Elektrizitätsholding EEHCuntersteht. Mit einem nationalen Lastverteilzentrumund regionalen Kontrollzentren sorgt das Unternehmendafür, dass der erzeugte Strom über ein landesweitesNetz von Hochspannungsleitungen die regionalen bzw.lokalen Verteilungsunternehmen erreicht.

Tab. 4: Das ägyptische Übertragungsnetz in Zahlen; 20055

Seit 1998 ist das ägyptische Stromnetz mit den Netzender Nachbarstaaten Libyen und Jordanien verbunden.Seit 2000 ist auch Syrien an diesen internationalenNetzverbund angeschlossen. Die Netzverknüpfung hatden Austausch von Strom zwischen den einzelnenMärkten ermöglicht und damit zu einer höheren Stabi-lität der Einzelnetze beigetragen. Laut EETC hat siesich technisch und ökonomisch bewährt.

Tab. 5: Austausch mit den Nachbarnetzen; 20056

10 Ägypten

2 ebda.3 Bezieht sich auf den Abrechnungszeitraum 2005/2006.4 Quelle: EEHC.5 ebda.6 Quelle: ebda. und North African / Middle East / European Electricity Cooperation & African Interconnection Report (NREA).164

2004GWh

50.781

564

16.603

67.948

13.019

368

81.335

77

13.501

94.913

2005GWh

54.300

3.360

16.900

74.560

12.644

523

87.727

69

13.200

100.996

Veränderungin %

+ 6,9

+ 496

+ 1,8

+ 9,7

- 2,9

+ 42,1

+ 7,9

- 11

- 2,2

+ 6,4

Sektor

konv. Dampfkraftwerke

Gasturbinen

GuD-Kraftwerke

Thermische gesamt

Wasserkraft

Wind (Zafarana)

Summe Gesamtnetz

Zukauf aus Industrie

Unabhängige Stromerzeuger

Gesamtsumme

Libyen

220

150

123

104

19

Jordanien

400

250

750

70

680

Verbindungsspannung [kV]

max. Kapazität [MW]

Stromexport [GWh]

Stromimport [GWh]

Differenz (Exportüberschuss) [GWh]

Jahr

Stromproduktion[GWh]

2001

77.956

2002

83.003

2003

88.951

2004

94.913

2005

100.996

20063

108.690

TransformatorKapazität [MVA]

Gesamtlänge derLeitungen [km]

500 kV

7.765

2.262

400 kV

k.A.

33

220 kV

25.240

13.920

132 kV

3.491

2.467

66 kV

31.170

16.248

33 kV

1.783

2.725

10 Ägypten


7 Siehe Abschnitt "Marktakteure/Staatliche Elektrizitätsunternehmen".8 Die Differenz zur Stromproduktion besteht vorwiegend aus technischen und nicht-technischen Verlusten (Stromdiebstahl).

Über die Höhe liegen keine genaueren Angaben vor.9 Quelle: Egyptian Electricity Holding Company (EEHC).10 ebda.

Im November 2002 wurde Ägypten als Standort für dasinternationale Koordinations- und Kontrollzentrumbenannt, das die Verteilung des Stroms in einem ge-planten integrierten mediterranen Verbundnetz managensoll. Neben den bereits genannten Ländern sollen folgende Staaten an diesem Netzverbund teilhaben:Libanon, Irak, Türkei, Tunesien, Algerien und Marokko.

Im Zuge der Restrukturierung des ägyptischen Elek-trizitätssektors7 wurden ab 2001 neun regional bzw.lokal zuständige Unternehmen mit der Verteilung desStroms an die Endkunden beauftragt. Die Stromverteilerbetreiben jeweils eigene Netze mit Mittel- und Niederspannungsleitungen. Sie sind außerdem für denBetrieb von Inselnetzen zuständig, die nicht an dasägyptische Verbundnetz angeschlossen sind. Landesweitaufsummiert unterhielten die Verteilungsunternehmenin 2005 129.647 km Mittelspannungs- und 213.960 kmNiederspannungsleitungen.

StromverbrauchDer jährliche Stromverbrauch pro Kopf liegt in Ägyptenbei etwa 850 kWh. Gliedert man die Endkunden derVerteilungsunternehmen nach Sektoren, ergibt sichfolgendes Bild für den landesweit verkauften Strom:

Tab. 6: Kundenstruktur und Stromverkauf der ägyptischenVerteilungsunternehmen; 20059

Entwicklung der SpitzenlastZwischen 2001 und 2005 ist die jährliche Spitzenlastim ägyptischen Verbundnetz um insgesamt etwa 27% gewachsen. In 2004 und 2005 wurde am 19. bzw.20. Juni zwischen 21 Uhr und 22 Uhr jeweils der Jahreshöchststand der Stromnachfrage erreicht.

Tab. 7: Entwicklung der Spitzenlast im Verbundnetz; 2001-200610

StrompreiseDie Strompreise in Ägypten gehören weltweit zu denniedrigsten. Niederspannungskunden zahlen durch-schnittlich 2,0 €-ct (0,148 EGP) pro kWh, währendHochspannungskunden im Schnitt 1,5€-ct (0,111 EGP)pro kWh entrichten müssen. Die Preise werden von derägyptischen Regierung per Kabinettsbeschluss festge-legt und gelten gleichermaßen für alle Regionen. 90%der Haushalte beziehen Strom, dessen Preis weniger als50% der Erzeugungskosten ausmacht.

Im Oktober 2004 wurden einige Stromtarife erstmalsseit 1992 angehoben und zwar um durchschnittlich8,6%. Für jedes der fünf Folgejahre wurden weiterePreiserhöhungen von je 5% für alle Stromkunden fest-gelegt. Mit diesem Schritt soll der Stromtarif graduellan die Erzeugungskosten angepasst werden, allerdingsdürften die Erhöhungen bei Inflationsraten von gegen-wärtig mehr als 5% pro Jahr hierzu nicht ausreichen.

Auffällig sind die stark progressiv gegliederten Tarif-stufen für Haushalts- und Gewerbekunden.

165

Anzahl der Kunden

415.171

60.402

165.424

15.687.337

1.176.203

330.205

k.A.

17.834.742

%

2,2

0,3

0,6

86,0

9,1

1,5

VerkaufterStrom [GWh]

13.609

2.646

8.181

31.312

2.127

3.219

5.919

67.0138

%

20,3

3,9

12,2

46,7

3,2

4,8

8,9

100,0

Industrie

Landwirtschaft

Regierung/Behörden

Haushalte

Gewerbe

Sonstige

Straßenbeleuchtung

Summe

Spitzenlast inMW

2001

12.376

2002

13.326

2003

14.401

2004

14.735

2005

15.678

2006

17.300

10 Ägypten

11 Quelle: Egyptian Electric Utility and Consumer Protection Regulatory Agency.12 Grundlage war das Gesetz Nr. 164 aus dem Jahr 2000: "Transferring the Egyptian Electricity Authority into an Egyptian Joint Stock Company".

Tab. 8: Stromtarife der öffentlichen Versorgung; Stand Dezember 2006; in €-ct/kWh und Millim/kWh11

Ausbauplanung Die staatliche Elektrizitätsholding Egyptian ElectricityHolding Company (EEHC) geht für 2012 von einerSpitzenlast von 23.800 MW aus. Für den Zeitraum von2008 bis 2012 sollen neue Kraftwerkskapazitäten ineinem Umfang von fast 7.000 MW geschaffen werden.5.250 MW sind als GuD-Kraftwerke und 1.675 MWals klassische, mit Gas befeuerte Dampfkraftwerkegeplant.

Im Juni 2002 gab das ägyptische Ministerium für Elek-trizität und Energie bekannt, dass Ägypten den Baueines Kernkraftwerks an der Mittelmeerküste, 150 kmwestlich von Alexandria plane. In Zusammenarbeit mitder internationalen Atomenergiebehörde (IAEA) wurdenStudien über die Auslegung und den Typ des Kraft-werks, das auch der Meerwasserentsalzung dienen soll,angefertigt. Nach Aussagen des zuständigen Ministersvom September 2006 ist die Errichtung des Kernkraft-werks mit 1.000 MW in El-Dabaa vorgesehen. DieAnlage soll bis 2015 ans Netz gehen.

10.2 Marktakteure

Staatliche ElektrizitätsunternehmenBis zur Verstaatlichung des Sektors Anfang der sechzigerJahre wurde die Stromversorgung in Ägypten von privatwirtschaftlichen Unternehmen betrieben. Mit derZusammenlegung der Teilbereiche Produktion, Trans-port und Verteilung unter dem Dach einer einzigenstaatlichen Agentur war 1965 die staatliche Bündelungdes gesamten Stromsektors abgeschlossen.

Seit Ende der siebziger Jahre gab es erste Tendenzen zueiner Dezentralisierung und Regionalisierung imBetrieb der bis dahin monolithischen früheren “EgyptElectricity Authority” (EEA).

1998 entstanden sieben regionale Stromversorger, diejeweils für Produktion und Verteilung von Strom inihrer Region verantwortlich waren. Die EEA fungierteals Muttergesellschaft dieser regionalen Elektrizitäts-unternehmen und blieb verantwortlich für den landes-weiten Transport des Stroms.

Im Zuge einer Reform zur Öffnung des Stromsektors fürprivate Investoren wurden im Jahre 200012 die BereicheProduktion, Übertragung und Verteilung unterneh-mensrechtlich voneinander getrennt und teilweise regio-nalisiert. Daraus entstanden 13 einzelne Unternehmen,und zwar vier Betreibergesellschaften für thermischeKraftwerke, ein Betreiber für die Wasserkraftwerke, einlandesweites Strom-Transportunternehmen und siebenlokale bzw. regionale Verteilungsunternehmen.

166

Strompreis €-ct/kWh

1,52

1,83

1,76

2,50

0,68

1,37

1,86

2,68

3,83

4,68

2,91

4,23

5,38

6,66

6,99

2,94

4,87

Strompreis Millim/kWh

111

134

129

183

50

100

136

196

280

342

213

309

393

487

511

215

356

Tarifgruppe

Hochspannung (220/132 kV)

Hochspannung (66/33 kV)

Wohnungsbaugesellschaften

Mittelspannung ( 22/11/6,6 kV) und Niederspannung ( 380/220 V)Abnahme > 500 kW(monatl. Leistungspreis: 1,18 €/kW)

Arbeitspreis

Haushalte (kWh/Monat)

0-50

51-200

201-350

351-650

651-1000

> 1000

Gewerbe (kWh/Monat)

0-100

101-250

251-600

601-1000

> 1000

Verwaltung und Kliniken

Öffentliche Beleuchtung

10 Ägypten


13 Die NREA – eigentlich ein Forschungsinstitut – tritt auch als Betreiberin des Windparks Zafarana auf und ist hier deshalb als Erzeugungsunternehmen aufgeführt.

14 Quelle: EEHC.

Zwei dieser Verteilungsunternehmen wurden in denFolgejahren nochmals aufgespaltet, so dass zurzeit 15 (+1)13 staatliche Stromunternehmen existieren, dieder staatlichen Egyptian Electricity Holding Company(EEHC) zugeordnet sind: Fünf Unternehmen für denKraftwerksbetrieb, ein landesweites Stromtransport-unternehmen sowie neun Verteilungsgesellschaften.Die Holding selbst untersteht der Aufsicht des ägyptischen Energieministeriums (MEE).

Tab. 9: Übersicht staatliche Elektrizitätsunternehmenunter dem Dach der EEHC; 200514

Privatwirtschaftliche ElektrizitätsunternehmenNeben den Unternehmen der öffentlichen Versorgungsind einige private Unternehmen im Stromsektoraktiv: drei unabhängige Kraftwerksbetreiber, drei pri-vate vertikal integrierte Elektrizitätsgesellschaften amRoten Meer sowie drei kleinere private Stromunterneh-men, die angeschlossen an das Verbundnetz Strom pro-duzieren beziehungsweise verteilen und lokal in denRegionen Kairo und Alexandria agieren.

167

Hauptsitz

Alexandria

Al-Dakahleya

Kairo

Giza

Assuan

Kairo

Kairo

Alexandria

Kairo

Kairo

Damnhour

Tanta

Mansoura

Assuan

Minia

Ismailia

installierte Leistung[MW]

4.024

4.819

3.681

1.968

2.783

140

37.655

Transformatorkapazität[MVA]

3.413

9.172

7.283

2.905

2.717

3.105

3.001

3.116

3.901

Leitungsnetz[km]

37

erzeugte Leistung [GWh]

17.274

24.256

21.926

11.104

12.644

523

Stromabsatz[GWh]

6.330

16.178

13.232

4.930

6.578

7.182

5.966

6.895

12.643

Erzeugungsunternehmen

West Delta Generation Company

East Delta Electricity Generation Company

Cairo Electricity Generation Company

Upper Egypt Electricity Generation Company

Hydro Plants Electricity Generation Company (Staudämme)

New and Renewable Energy Authority – NREA (Windkraft)

Transportunternehmen

Egyptian Electricity Transmission Company

Verteilungsunternehmen

Alexandria Electricity Distribution Company

South Cairo Distribution Company

North Cairo Electricity Distribution Company

El Behaira Electricity Distribution Company

South Delta Electricity Distribution Company

North Delta Electricity Distribution Company

Upper Egypt Electricity Distribution Company

Middle Egypt Electricity Distribution Company

Canal Electricity Distribution Company

10 Ägypten

15 Build Own Operate Transfer – eine Eigentumsübertragung an EEHC ist nach Ablauf von 20 Betriebsjahren vorgesehen. 16 Die Investoren waren InterGen (ein Joint-Venture von Shell und Bechtel), Edison und EdF (Electricité de France).

2006 wurden die beiden Anlagen in Suez und Port Said von der EdF an das malaysische Unternehmen Powertek verkauft.17 Quelle: EEHC.18 ebda.19 Grundlage war das Dekret Nr. 326 aus dem Jahr 1997 "Establishing The Electric Utility and Consumer Protection Regulatory Agency".168

Vor allem die Anforderungen internationaler Geldgeberbewegten Ägypten in den neunziger Jahren dazu,seinen Elektrizitätssektor für private Investoren zuöffnen. 1998 wurde ein Vertrag über den Bau einesersten privat betriebenen Kraftwerks mit ausländischenInvestoren nach dem BOOT-Prinzip15 geschlossen.1999 folgten Abschlüsse über zwei weitere Kraft-werke.16 Mit insgesamt 2.049 MW sind die drei prak-tisch baugleichen gasbefeuerten Dampfkraftwerke, die2002 (Sidi Krir) bzw. 2003 (Suez & Port Said) ihrenBetrieb aufnahmen, für etwa 10% der landesweitinstallierten Leistung verantwortlich.

Tab. 10: Übersicht unabhängiger Stromerzeuger; MW, GWh; 200517

Die folgende Tabelle führt weitere privatwirtschaftlicheUnternehmen auf, die mit der Erzeugung und Verteilung von Strom befasst sind.

Tab. 11: Übersicht privater Produktions- und Verteilungsunternehmen; 200518

Weitere Akteure

Regulierungsbehörde EEUCPRADie Regulierungsbehörde für den Elektrizitätssektorwurde 1997 per Dekret ins Leben gerufen.19

Die Egyptian Electric Utility and Consumer ProtectionRegulatory Agency (EEUCPRA) hat ihren Sitz in Kairound besteht formal seit 1998. Erst 2002 mit der Ernen-nung des ersten Geschäftsführers hat die Agentur ihrenBetrieb tatsächlich aufgenommen. Offiziell geleitet wirdsie vom Minister für Elektrizität und Energie, was ihreUnabhängigkeit von staatlichen Instanzen relativiert.

installierteLeistung [MW]

683,0

683,0

682,5

Jahresproduktion

[GWh]

3.850

4.300

4.600

Erzeugungsunternehmen

Port Said East Power Company

Suez Gulf Power Company

Sidi Krir Generating Company

Verteilungs-kapazität

[MVA]

30

108

10

8

8

8

17

Verteilungs-unternehmen

Egyptian Chinese Joint Venture Company for Investment

Unternehmen mitErzeugung und Verteilung

Global Energy Company

Alexandria Carbon Black Co. SAE

Om El Goreifat Company

National ElectricityTechnology Company(Kahraba)

Mirage Company

Sendeian Company for Paper Industry

installierteLeistung

[MW]

13,0

23,8

7,0

6,4

6,8

14

Jahreseigen-produktion

[GWh]

0,12

128

13

42

9,35

99

Strom-absatz[GWh]

3

119

6

13

42

28

99

10 Ägypten


20 Allerdings hat sie keinen direkten Einfluss auf die Tarifgestaltung. Die Stromtarife werden durch die ägyptische Regierung per Kabinettsbeschluss festgelegt.

Das Aufgabenfeld der Regulierungsbehörde ist inerster Linie auf den Interessenausgleich zwischenStromproduzenten, Stromanbietern und Endkundenausgerichtet. Sie soll die zuverlässige langfristige Ver-sorgung mit elektrischer Energie sicherstellen und denUmweltschutz und die Betriebssicherheit im Strom-sektor fördern und kontrollieren. Sie vergibt fernerLizenzen für den Bau und den Betrieb von Anlagen zurStromproduktion, zum Transport und zur Verteilungsowie für den Stromhandel.

Ein erklärtes Ziel der Behörde ist es, Voraussetzungenfür einen marktwirtschaftlichen Wettbewerb imRahmen der bestehenden Gesetze zu schaffen und dieBildung privatwirtschaftlicher Monopole auf demStromsektor zu verhindern. Diesem selbst gesetztenAnspruch scheint die Behörde allerdings aufgrund desgegenwärtigen Primats der ägyptischen Politik fürnationale staatliche Lösungen beim weiteren Ausbaudes Stromsektors nicht gerecht werden zu können.

Als weitere Aufgaben für EEUCPRA werden genannt:

• Bewertung der Pläne zum Ausbau des Kraftwerksparks und zur Erweiterung des Stromnetzes, um sicherzustellen, dass sich die Kapazitäten entsprechend der Nachfrage entwickeln.

• Kontrolle der Kosten für Stromproduktion, -transport und -verteilung.

• Sicherstellen, dass die Profite aus der Strompro-duktion ausreichen, um eine solide Basis für die Weiterentwicklung der Kraftwerkskapazitätenzu bieten.20

• Überwachung des nationalen Koordinations- und Kontrollzentrums, das für eine optimale landesweite Verteilung des produzierten Stromssorgen soll und die Interessen aller angeschlossenenBetreiber berücksichtigen soll.

• Qualitätssicherung der technischen und admini-strativen Dienstleistungen, die den Endkunden angeboten werden.

Akteure im Bereich erneuerbarer EnergienEine Reihe ägyptischer Organisationen setzt sich fürdie verstärkte Nutzung von erneuerbaren Energien undfür höhere Energieeffizienz ein.

New and Renewable Energy Authority (NREA)Die Agentur wurde 1986 durch das Elektrizitäts- undEnergieministerium gegründet, um die Aktivitätenzur Förderung der erneuerbaren Energien und derEnergieeffizienz zu bündeln. Zu ihren Aufgaben gehörtdie Entwicklung von Technologien zur Nutzungerneuerbarer Ressourcen im kommerziellen Maßstab.Ihre Tätigkeit soll langfristig die Abhängigkeit vonfossilen Brennstoffen verringern und die Umwelt vorschädlichen Einflüssen schützen.

Die NREA soll zusammen mit anderen zuständigenägyptischen und internationalen Institutionen Pro-gramme zur Nutzung erneuerbarer Ressourcen ent-wickeln und umsetzen. Zu ihren Aktivitäten gehörtedie Erstellung eines Windatlas für ganz Ägypten, fürden seit 1991 Daten gesammelt wurden und derAnfang 2006 der Öffentlichkeit vorgestellt wurde. DieNREA unterhält außerdem Windkraftanlagen, die inder Vergangenheit vorwiegend als Demonstrationspro-jekte dienten: ein Wind/Diesel-Hybrid-System imGouvernement Matrouh und den 5,2-MW-WindparkHurghada am Roten Meer, der seit 1993 im Betrieb istund bei dem verschiedene Windturbinen internationalerHersteller zum Einsatz kamen.

Neben diesen Test- und Modellanlagen ist die NREAauch kommerzielle Betreiberin der Windparks in Zafa-rana am Golf von Suez. Außer ihren Aktivitäten aufdem Windsektor treibt die Agentur vor allem solar-thermische Forschungsprojekte voran und ist auf demGebiet der Biomassenutzung aktiv. Darüber hinausverfügt die NREA über ein Labor-Zentrum zur Prü-fung und Zertifizierung von Geräten und Ausrüstun-gen zur Nutzung erneuerbarer Energieressourcen. Siebietet Weiterbildung an, organisiert Workshops understellt Studien – auch in Kooperation mit internatio-nalen Partnerorganisationen.

169

10 Ägypten

Organization for Energy Conservation & Planning (OEP)Diese 1983 per Dekret gegründete staatliche Organi-sation befasst sich mit der langfristigen Energieplanungfür Ägypten. Seit Anfang der neunziger Jahre beschäf-tigen sich die dort versammelten Experten vermehrtmit Fragen der Energieeffizienz. Die OEP führt Energie-Audits im öffentlichen Sektor und bei Firmen durch.Die Organisation sieht sich selbst als Vermittlerinzwischen den Anliegen einer nachhaltigen Entwicklungund anderen nationalen Interessen. Mit verschiedenenPublikationen zum Energiesparen wendet sie sich direktan die ägyptische Öffentlichkeit.

Egyptian Solar Energy SocietyDie ESES ist ein nichtstaatlicher Zusammenschluss vonMenschen, die auf dem Feld der erneuerbaren Energienarbeiten. Mitglieder aus den Bereichen Herstellung,Entwicklung und Anwendung versuchen gemeinsam,erneuerbare Energien als starken Industriesektor zu etablieren. Seit 1986 veranstaltet die ESES im Dreijahresrhythmus die international ausgerichteteASRE-Konferenz in Kairo. Gefördert durch GEF-Mittelbegannen Mitglieder der ESES mit der Entwicklungvon windgetriebenen Wasserpumpen. Heute werdendiese Pumpen von einer ägyptischen Firma in Lizenzgebaut und erfolgreich vertrieben. Die ESES veranstaltetnationale Konferenzen, Workshops und Weiterbil-dungsmaßnahmen und gibt regelmäßig eigene Publi-kationen heraus. Außerdem vertritt die GesellschaftÄgypten bei der International Solar Energy Society(ISES).


Reform des ElektrizitätssektorsDer klar staatlich dominierte Strommarkt hat bis auf ge-ringe Konzessionen bislang allen weitergehenden Be-mühungen zur Liberalisierung und Privatisierung wider-standen. 1996 erschien das Gesetz Nr. 100, in dessenArtikel 7 festgelegt ist, dass lokale und internationaleInvestoren eine Konzession zum Bau und zum Betriebvon Kraftwerken erhalten können. 1997 folgte ein neuesInvestitionsgesetz, das verschiedene Anreizmechanis-men, wie staatliche Garantien für Investoren, enthielt.

Gleichzeitig mit den Vertragsverhandlungen zur Strom-lieferung aus privat errichteten Kraftwerken wurdeEnde der 1990er Jahre der Verkauf von Aktien dersieben staatlichen Monopolversorger an der ägyptischenBörse vorbereitet. Aufgrund mangelnden Interesses beiden Investoren wurde dieser Plan jedoch nicht umgesetzt.

Der bisher letzte deutliche Reformschritt folgte im Jahr2000, als die staatliche EEA in die “Egyptian ElectricityHolding Company” (EEHC) umgewandelt wurde.Diese Umwandlung wird als Schritt hin zu mehr unter-nehmerischem Handeln gesehen, weil die EEHCzukünftige Projekte aus dem eigenen Budget und ohnestaatliche Intervention finanzieren soll.

Teil dieser Umwandlung war auch die Aufspaltung derbisher vertikal integrierten Versorgungsunternehmenin einzelne Unternehmen (siehe oben). Jedes dieserUnternehmen ist als eigenständiges Unternehmen mitautonomer Geschäftsführung und separater Bilanzierungorganisiert. Ein interner Bieter-Pool für den Austauschvon Strom zwischen den Firmen soll marktwirtschaftlicheAnreize hervorbringen.

Die Schaffung der EEHC war als neuer Anlauf zur Privatisierung ihrer Tochterunternehmen geplant.Bisher sind aber keine Anteile der Staatsunternehmenveräußert worden. Durch die EEHC kontrolliert dieägyptische Regierung weiterhin 90% der Strompro-duktion und hält ihr Monopol auf Stromtransport und-verteilung aufrecht.

170

10 Ägypten


21 Neben der Nutzung der Großwasserkraft.22 GEF Project ID 1040.

Quersubventionierung ist ein verbreitetes Phänomenauf dem ägyptischen Strommarkt, obwohl die Eindäm-mung dieser Praxis erklärtes Ziel ist. Der staatlicheEinfluss wird auch dadurch deutlich, dass der Energie-minister gleichzeitig Vorsitzender der EEHC ist.

Trotz der bislang nur zögerlichen Reformbemühungenhält die Regierung an Plänen fest, zukünftig einenStrommarkt zu etablieren, auf dem direkte, frei ausge-handelte, bilaterale Verträge zwischen Stromverbrau-chern und Stromproduzenten möglich werden. Außer-dem soll das Transportnetz für die Durchleitung vonStrom geöffnet werden. Unabhängige Stromproduzentensollten Zugang zum Strommarkt haben, ohne sichdurch langfristige Vereinbarungen für mehrere Jahr-zehnte an die EEHC binden zu müssen.

In diesem Rahmen hat die Regulierungsbehörde vorge-schlagen, dass anfangs 70 große industrielle Stromver-braucher 20% ihres jährlich wachsenden zusätzlichenStrombedarfs durch direkte Verträge mit Stromprodu-zenten decken könnten. Dadurch sollten allmählich flexiblere Verhältnisse auf dem ägyptischen Strommarkteingeführt werden. Das Energieministerium verweigertjedoch bislang die Genehmigung für eine derartigeMarktöffnung mit der Begründung, dass weder dieKraftwerksbetreiber noch die Endkunden ausreichendauf eine solche Flexibilisierung vorbereitet seien.

Die EEHC selbst gibt für die Zukunft eine Reihe vonReformzielen an. Bis 2009 sollen kostendeckendeStromtarife eingeführt sein. Ein unabhängiger Strom-händler soll für Wettbewerb bei der Belieferung vonGroßkunden sorgen. Die Verteilungsgesellschaftensollen kommerzialisiert und ihre Geschäftspraktikenreorganisiert werden.

Gegenwärtig ist von keiner Seite eine weitere Aus-schreibung für Privatinvestitionen im Kraftwerksbe-reich vorgesehen. Auch für den boomenden Windsektorgibt es keinerlei Anzeichen, dass private Investoren zurBeteiligung an neuen Projekten eingeladen werden.


Das ägyptische Elektrizitäts- und Energieministeriumbeschäftigt sich bereits seit den siebziger Jahren miterneuerbaren Energieressourcen. In den achtzigerJahren wurde eine Strategie für erneuerbare Energie alsTeil der nationalen Energieplanung entwickelt. DieseStrategie wurde vor dem Hintergrund der sich ent-wickelnden Möglichkeiten für den Einsatz erneuerbarerEnergien immer wieder angepasst. Aktuell wird ange-strebt, bis 2010 drei Prozent des Elektrizitätsbedarfsaus erneuerbaren Energien21 zu decken. Dabei sollenvor allem Wind- und Solarenergie zum Einsatzkommen.

Internationale FörderungIm Auftrag des Bundesministeriums für wirtschaftlicheZusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) unterstütztdie deutsche Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) imRahmen der finanziellen Zusammenarbeit mit Ägypteneine Reihe von Projekten im Energiesektor. Dazugehören Informations- und Ausbildungsinitiativen zuerneuerbaren Energien, der Bau von Kleinwasserkraft-werken, Windparks in Zafarana und Gabal El-Zayt, dieökologische Verbesserung bestehender Kraftwerkesowie die Rehabilitierung von Umspannwerken undder Generatoren am Assuan-Staudamm.

Zurzeit laufen die Planungen für ein internationales“Center of Excellence for Renewable Energies”, das inÄgypten entstehen soll und durch die dort geplantenForschungs- und Weiterbildungsaktivitäten die Ent-wicklung der erneuerbaren Energien in den RegionenNaher Osten und Nordafrika voranbringen soll.

Im Rahmen von GEF-Vorhaben wurden in den letztenzehn Jahren Finanzmittel in einem Umfang von rund 70 Mio. US$ für Energie- und Klimaschutzprojekte inÄgypten bewilligt. Den Großteil davon, mehr als 50 Mio. US$, macht die 2004 zugesagte Förderung22

für das solarthermische Hybrid-Kraftwerk (150 MW)in Kuraymat aus.

171

10 Ägypten

23 "National Strategy Studies Program" war eine gemeinsame Initiative der Weltbank und der Schweizer Regierung.24 Egypt National Strategy Study on the Clean Development Mechanism [www.cdmegypt.org/NSS.htm].25 Siehe: www.cdmegypt.org/publications.htm.26 Stand Januar 2007.27 Quelle: Egyptian Electricity Holding Company (EEHC).

Clean Development Mechanism Ägypten hat das Kyoto-Protokoll am 15.03.1999unterschrieben und am 12.01.2005 ratifiziert.Bereits 1997 wurde mit Unterstützung des “NationalStrategy Studies Program”23 eine Studie durchgeführt,welche die Berücksichtigung von Umwelt- und Klima-schutzaspekten bei zukünftigen Entwicklungen auf demEnergiesektor fördern sollte. Diese Studie war die Grund-lage für eine nationale ägyptische CDM-Strategie24, dieim Oktober 2002 beschlossen wurde. Diese Strategiebeinhaltete den Aufbau der notwendigen administrativenRahmenbedingungen für CDM-Vorhaben sowie einPortfolio von möglichen CDM-Projekten im Land, dasdie Basis für einen möglichst unverzüglichen Start inÄgypten bieten sollte.

2005 wurde die “Designated National Authority”(DNA) als Ansprechstelle etabliert, die für alle CDM-spezifischen Fragen zuständig ist. Sie ist bei der ägyptischen Umweltbehörde (Egyptian EnvironmentalAffairs Agency – EEAA) angesiedelt.

Mittlerweile wurde eine Reihe von rechtlichen, techno-logischen, sozialen und ökologischen Kriterien ausge-arbeitet, denen ein CDM-Projekt gerecht werden muss.Diese lassen sich im “Guide Book for Project Developers”nachlesen, das über die Webseite der DNA verfügbarist.25 In diesem Handbuch finden sich auch viele weitere nützliche Informationen für Planer, die inÄgypten CDM-Projekte durchführen wollen.

Beim CDM-Executive Board sind bisher26 zwei ägyptische CDM-Projekte registriert, darunter ein Depo-niegasvorhaben in Alexandria, mit dem die jährlichenTreibhausgasemissionen um ein CO2-Äquivalent vonrund 371.000 t reduziert werden können.

Die ägyptische DNA präsentiert in ihrem CDM-Port-folio 22 weitere mögliche Projekte aus den Bereichen:Erneuerbare Energie (fünf Projekte), Industrie (vierProjekte), Energieeffizienz (sechs Projekte), Brennstoff-wechsel (sechs Projekte) sowie Aufforstung (ein Projekt).


Wenngleich Ägypten mit dem landeseigenen Erdgasbei der Stromerzeugung bisher stark auf fossile Energie-träger setzt, kann das Land auf fast allen Gebieten dererneuerbaren Energien Aktivitäten vorweisen.

WasserkraftWasserkraft wird in Ägypten seit 1960 zur Erzeugungvon Elektrizität genutzt. Der erste Nildamm beiAssuan war hauptsächlich zur Regulierung des Wasser-standes zu Bewässerungszwecken errichtet worden.1967 nahm das Kraftwerk am sieben Kilometer südlichgelegenen neuen Assuan-Hochdamm seinen Betriebauf. 1985 wurde ein drittes Kraftwerk in Assuan inBetrieb genommen, 1995 gefolgt von einer Nil-Staustufebei Esna (ca. 50 km südlich von Luxor). 2005 wurden12,5% des in Ägypten produzierten Stroms aus Wasserkraft gewonnen, das waren 12.644 GWh.

Tab. 12: Stromproduktion ägyptischer Wasserkraftwerke;2004, 2005; GWh27

Zukünftige Wasserkraftprojekte sind bisher mit einerLeistung von insgesamt 114,5 MW geplant. Ein neuesKraftwerk in Naga Hammady mit 64 MW soll 2008fertig gestellt werden. In Zefta und Assuit entstehenneue Wasserkraftwerke mit 5,5 beziehungsweise 32 MW.Die Fertigstellung eines weiteren Kraftwerks in Kanatermit 13 MW ist für Ende 2009 vorgesehen.

172

2004

9.374

1.492

1.690

446

17

13.019

GWh

2005

9.049

1.497

1.663

420

15

12.644

Anlage

Assuan Hochdamm

Assuan I

Assuan II

Esna

Naga Hamady

Summe

10 Ägypten


28 UNEP-Risø Centre (United Nations Environment Programme), Prospects for renewable energy technologies in the Middle East and North Africa region, Sami Kamel, UNEP-Risø Centre, Denmark, April 2004.

29 Rosetta Branch, Dairout, El Azab, Tamiya.30 Mortensen et al. (2005), Wind Atlas for Egypt, Measurements and Modelling 1991-2005, und auch www.windatlas.dk/Egypt/About.html.31 Wind Atlas Analysis and Application Program (Windmodellierungsmethode mit feiner räumlicher Auflösung, basierend auf Messwerten).32 Karlsruhe Atmospheric Mesoscale Model

(Windmodellierungsmethode mit mittlerer räumlicher Auflösung, basierend auf numerischen Klimasimulationen).33 Quelle: NREA, OME.34 Mortensen et al. (2003), Wind Atlas for the Gulf of Suez. Measurements and Modelling 1991-2001.

Klein- und KleinstwasserkraftwerkeEine UNEP-Studie28 von April 2004 weist auf diePotenziale von Klein- und Kleinstwasserkraftwerkenbis maximal 30 MW in Ägypten hin. Das Terrain amNil und einigen seiner Nebenflüsse ist an bestimmtenStellen für solche Kraftwerke geeignet. Neben denbereits oben erwähnten Anlagen listet die Studie nochvier weitere mögliche Standorte für Kleinanlagen29 auf,die zusammen eine geschätzte Erzeugungsleistung von7,4 MW haben könnten. Die Studie verweist auf 15mögliche Standorte mit jeweiligen Leistungen von 150bis 1.200 kW. Gemeinsam könnten diese Anlagenknapp 50 GWh pro Jahr erzeugen.

Windenergie

Potenzial der WindkraftÄgypten bietet für Windenergie hervorragende Stand-ortbedingungen, da vor allem in den Küstenregionenhohe Windgeschwindigkeiten auftreten und die dünneBesiedlung dieser Gebiete bei gleichzeitig relativ leichterZugänglichkeit der Aufstellung größerer Windparkskeine großen Schwierigkeiten bereitet. Durch die Auf-nahme von Windstrom in das Erzeugungsportfoliowird die Energiebereitstellung bei Abnahme des Wasser-kraftanteils insgesamt diversifiziert. Alle Windenergie-projekte wurden in der Vergangenheit von NREA realisiert und betriebstechnisch begleitet. Eine Beteili-gung privater Investoren wird vorläufig nicht angestrebt.

Es liegt ein ausführlicher Windatlas30 vor. Die zugrundeliegenden Messungen wurden zwischen 1998 und 2005durchgeführt. Der Atlas entstand als Gemeinschafts-produktion von NREA, dem nationalen Meteorolo-gischen Amt (Egyptian Meteorological Authority-EMA)und dem dänischen UNEP-Forschungszentrum Risø.Ziel des Projekts war eine solide meteorologische Basiszur Bewertung der im Land vorhandenen Windres-sourcen.

Besonderes Augenmerk galt dabei sechs viel ver-sprechenden Regionen: der Nordwestküste, der Nordostküste, dem Golf von Aqaba, dem Golf vonSuez, dem Roten Meer und den westlichen Wüstenre-gionen. Neben diesen Datensätzen bietet der Atlasauch einen Überblick über die ägyptischen Windver-hältnisse anhand von Windmodellen und gibt detail-lierte Hinweise zur Standortfestlegung für mittlereund große Windparks anhand meteorologischerErkenntnisse.

Tab. 13: Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten an ausgewählten Standorten in Ägypten; m/s33

Für den Golf von Suez liegt seit 2003 ein eigenerWindatlas34 vor, für den die NREA zusammen mitdem UNEP-Forschungszentrum Risø von 1991 bis2001 an 13 Messstellen rund um den Golf Daten erhobenhat. Für die unbewohnten Wüstenregionen westlichdes Golfs konnte eine mögliche Gesamtkapazität von20.000 MW für Windkraftprojekte ausgemacht werden.Dort werden in 10 Metern Höhe durchschnittlicheWindgeschwindigkeiten von über 7 m/s. gemessen. InHöhen von 50 bis 60 Metern ist mit Windenergiedichtenvon 430 bis 1.000 W/m2 auszugehen.

173

WAsP31

9,9

5,8

7,7

13,7

m/s

KAMM32

7

6

8

9,5

Assuan

Dakhla

Kosseir

Sharm el-Sheikh

35 Quelle: NREA.36 A.S. Ahmed Shata, R. Hanitsch (2005), Evaluation of wind energy potential and electricity generation on the coast of the Mediterranean Sea

in Egypt, Faculty of Electrical Engineering and Computer Science, Institute of Energy and Automation Technology, Technical University Berlin.37 Bezogen auf den Abrechnungszeitraum 2005/2006.38 Quelle: Global Wind/2005 Report (Global Wind Energy Council).

10 Ägypten

Tab. 14: Durchschnittliche Windgeschwindigkeiten an ausgewählten Standorten am Golf von Suez; m/s; gemessen in 25 Metern Höhe35

In einer Kurzstudie36 wurden die meteorologischenDaten von zehn Wetterstationen entlang der Mittel-meerküste ausgewertet. Drei Standorte – Sidi Barrani,Mersa Matruh und El Dabaa – weisen demnach durch-schnittliche Windgeschwindigkeiten von 5 bis 6 m/saus und erscheinen damit als Standorte für Windkraft-anlagen geeignet. Dort liegt die Windenergiedichte inHöhen zwischen 30 und 50 Metern bei Werten zwischen180 bis 230 bzw. 260 bis 330 W/m2. Eine Modell-rechnung für eine 1-MW-Turbine am Standort El Dabaaergab einen jährlichen Ertrag von gut 2,7 GWh.

Windpark HurghadaEin erster Windpark mit 42 Turbinen unterschiedlicherHersteller im Leistungsbereich von 100 und 300 kWwurde 1992 bei Hurghada am Roten Meer errichtet.Die insgesamt 5,2 MW befinden sich in unmittelbarerNachbarschaft zu einem Windtechnologiezentrum mitdrei kleinen Testanlagen und wurden ab 1993 sukzes-sive mit dem örtlichen Versorgungsnetz der Stadt ver-bunden.

Tab. 15: Entwicklung der Windkraft in Ägypten; MW, GWh; 2000-200638

Windpark ZafaranaMit dem Windprojekt in Zafarana am Golf von Suez istÄgypten 2001 in die Nutzung der Windkraft zur Ein-speisung in das Verbundnetz eingestiegen. Per Dekretwurde ein Gebiet von 80 km2 für Windkraftprojektevon NREA bereitgestellt. In einer ersten Stufe wurdenan diesem Standort bis 2004 u.a. mit deutscher finan-zieller und technischer Hilfe 140 MW installiert, dieim Zeitraum 2005/06 zusammen mit den Anlagen inHurghada 552 GWh Strom produzierten.

Mit weiterer internationaler Unterstützung wurden bis2003 Anlagen mit insgesamt 60 MW ans Netz ge-bracht. Die kalkulierte jährliche Produktion dieserAnlagen beträgt etwa 210 GWh bei einem Kapazitäts-faktor von 40%. Parallel zu diesem Vorhaben wurdenim März 2001 bzw. im Juni 2004 weitere Anlagen mit zusammen 33 bzw. 47 MW installiert, die durchKredite der deutschen Kreditanstalt für Wiederaufbau(KfW) finanziert wurden. Die erwartete Jahrespro-duktion dieser Anlagen beträgt insgesamt 305 GWhbei einem Kapazitätsfaktor von 43,5%. 2006 ist einweiterer Komplex mit 85 MW errichtet und in Betriebgenommen worden. Hier sollen jährlich 320 GWh fürdas nationale Netz produziert werden. Alle bislang indas Verbundnetz einspeisenden Anlagen werden mit1,7€-ct/kWh (0,12 EGP/kWh) vergütet. Trotz günstigerWindbedingungen dürfte damit kein kostendeckenderBetrieb möglich sein. Eine neue Ausbaustufe mit nocheinmal 80 MW wird derzeit fertig gestellt und ebenfallsmit einem KfW-Kredit über 75 Mio. Euro finanziert.Die Inbetriebnahme ist für Anfang 2008 vorgesehen.

m/s

7,5

8,8

7,5-9,2

8,4

10,0

5,6

10,3-10,8

6,7

Region

Ras Sedr

Abu Aldarag

Zafarana

St. Paul

Ras Ghareb

El-Tour

El-Zayt

Hurghada

Jahr

installierte Leistung [MW]

jährliche Produktion[GWh]

2000

5

k.A.

2001

38

k.A.

2002

68

224

2003

98

214

2004

145

387

2005

145

533

2006

230

55237

174

10 Ägypten


39 Quelle: EEHC, NREA.40 Wirtschaftsdünger sind organische Reststoffe, die in der Landwirtschaft anfallen, zum Beispiel Gülle, Jauche und Mist.

Bei diesem Vorhaben wird erstmals ein privates Unter-nehmen den Betrieb und die Wartung für anfänglichfünf Jahre übernehmen. Ebenfalls am Standort Zafaranasollen zwei weitere Windkraftprojekte mit je 120 MWentwickelt, werden. Die ersten Inbetriebnahmen sindfür Ende 2008 vorgesehen. Für alle neu gebauten Anlagen ist eine Teilfinanzierung durch Verkauf vonEmissionszertifikaten über CDM geplant. Für einigeWindparks hat die ägyptische DNA bereits die Bewil-ligung erteilt, Verträge zum Ankauf der Zertifikatewurden abgeschlossen.

Weitere AusbaupläneAm Golf El-Zayt, ebenfalls am Roten Meer gelegen, isteine weitere Region (700 km2) für den Bau von Wind-parks im Umfang von bis zu 3.000 MW ausgewiesenworden. In dieser Gegend werden mittlere Windge-schwindigkeiten von 10,5 m/s erreicht.

Mit Unterstützung der KfW-Entwicklungsbank solldort anfänglich ein 80-MW-Windpark entstehen. Hierfürwird gegenwärtig eine Machbarkeitsstudie angefertigt,die im Oktober 2007 abgeschlossen sein soll.

Für einen weiteren Komplex mit 220 MW Leistung,der mit internationaler Unterstützung entstehen soll,liegt bereits eine entsprechende Studie vor.

Die Planungen von NREA sehen bis 2011 eine instal-lierte Gesamtleistung von 1.050 MW vor. Für 2021/22wird eine Windkapazität von insgesamt 5.000 MWangestrebt.

Tab. 16: Entwicklung der Windkraft an den StandortenZafarana und El-Zayt bis 201039

Biomasse Die ägyptische Landbevölkerung gewinnt 76% dergenutzten Energie aus dem Verbrennen von Pflanzen-resten und getrocknetem Dung. In den traditionellenÖfen wird nur ein sehr schlechter Wirkungsgrad (5-10%) bei der Nutzung der Biomasse erreicht. WürdenPflanzenrückstände zusammen mit dem Wirtschafts-dünger40 stattdessen zu Biogas umgesetzt, ließe sichdie vorhandene Biomasse erheblich effizienter nutzen.

Die Basaisa Community Development Association(Basaisa-IRTECTAP), das Agricultural Research Center(ARC) und die Abteilung für Technologietransfer desNational Agricultural Research Project (NARP-TTC)haben deswegen ein Programm entwickelt, das dieVorteile von Biogas bei der Landbevölkerung bekanntmachen soll. Im Rahmen dieses Programms wurdenEnde der 1990er Jahre 18 kleine Fermenter für Familienund zwei Biogasanlagen für größere Bauernhöfe gebautund 40 Personen für den Betrieb von Biogasanlagengeschult.

Solarenergie Ägypten bietet durch seine Lage im nordafrikanischenSonnengürtel beste Voraussetzungen für die Nutzungder Solarenergie. Laut einem 1991 erschienenen Solaratlaserreicht die direkte Sonneneinstrahlung von Nordennach Süden Werte zwischen 2.000 kWh im Nordenund 3.200 kWh pro Quadratmeter und Jahr im Süden.Die tägliche Sonnenscheindauer beträgt 9 bis 11 Stundenmit nur wenigen bewölkten Tagen im Jahr.

PhotovoltaikInsgesamt sind in Ägypten dezentrale PV-Systeme miteiner Leistung von 4 bis 4,5 MW im Einsatz. Dabeiwird PV-Technologie in verschiedenen Bereichen ein-gesetzt. 2005 verteilte sich die Leistung wie folgt:Kommunikation 40%, Beleuchtung 33%, Entsalzenvon Wasser 12%, Beleuchtung von Werbung 10%,Kathodischer Korrosionsschutz 3% und Wasser-pumpen 2%.

175

Jahr

zusätzliche Kapazität [MW]

Standort

GesamtleistungWindkraft [MW]

Erwartete Strom-produktion [GWh]

120 80 60

490

1.930

430

1.690

60 80 220

850

3.350

2007/2008

Zafarana Gabal El-Zayt

2009

630

2.480

2010

10 Ägypten

41 Siehe: GTZ Energy News No. 4, January 2007.

In Kooperation mit dem italienischen Umweltschutz-ministerium plant die New and Renewable EnergyAuthority (NREA) ein Projekt zur solaren Elektrifi-zierung von vier entlegenen Ansiedlungen im Gouver-nement Matrouh, die nicht an das landesweite Strom-netz angeschlossen sind. Dort sollen PV-Anlagen miteiner Gesamtleistung von 43 kW installiert werden.Weitere Informationen zu diesem Projekt finden sichim Abschnitt über die ländliche Elektrifizierung.

Kombiniertes solarthermisches KraftwerkNeunzig Kilometer südlich von Kairo entsteht inKuraymat ein kombiniertes GuD- und solarthermischesKraftwerk.

Die Anlage besteht aus zwei mit Erdgas befeuertenTurbinen mit je 41,5 MW elektrischer Leistung, zweiDampferzeugern, die die Hitze aus dem Abgas der Gas-turbinen nutzen, und einer Dampfturbine, die 68 MWleistet. Neben dem konventionellen Kraftwerksblockentsteht ein Feld mit Parabolrinnen zur solarthermischenStromerzeugung, das eine maximale elektrische Leistung von 30 MW erbringen kann. An der gesamtenJahresstromproduktion von knapp 1.000 GWh wirddie Solarenergie mit 6,6% beteiligt sein. Der vermiedeneCO2-Ausstoß wird auf rund 38.000 t/a beziffert. DasKraftwerk entsteht im Rahmen eines Weltbank/GEF-Programms, das die kommerzielle Nutzung solarther-mischer Stromerzeugung in Gang bringen soll. Für dasProjekt in Ägypten steht ein Zuschuss von 50 Mio. US$an GEF-Mitteln zur Verfügung. Die Erschließungs-arbeiten am zukünftigen Standort sind abgeschlossen.Eine Umweltverträglichkeitsprüfung wurde von derägyptischen Umweltbehörde positiv beschieden. DieInbetriebnahme ist für Mitte 2009 geplant.

Solarthermische WarmwasserbereitungNach Angaben der New & Renewable Energy Autho-rity (NREA) sind in Ägypten 200.000 solare Warm-wassersysteme installiert. Es existieren nationale Standards für die Anlagen und acht lokale Unternehmenarbeiten auf dem Feld der solarthermischen Warm-wasserbereitung. Da die Anschaffungskosten aber höherals bei den preiswert verfügbaren Gas- und Elektroboilernsind, setzen sich die solaren Systeme nicht auf breiterFront durch. NREA wirbt deswegen gezielt für denEinsatz dieser Technik.

SOLATERM-ProjektDas SOLATERM-Projekt hat sich der verstärkten Ver-breitung von solarthermischen Anlagen im südlichenMittelmeerraum zur Aufgabe gemacht. 18 Partnerorga-nisationen aus acht südlichen Mittelmeerländern undfünf europäischen Ländern wollen zusammen dieRahmenbedingungen für den Einsatz von Solarthermie-anlagen verbessern und die Forschung vorantreiben.SOLATERM wird aus EU-Geldern finanziert und hatein Gesamtbudget von 800.000 €. Geleitet wird dieInitiative von der Deutschen Gesellschaft für TechnischeZusammenarbeit (GTZ). Von ägyptischer Seite nehmenNREA und das Center for the Environment and Development for Arab Region and Europe (CEDARE)teil. Das Projekt ist im November 2006 angelaufen undauf 24 Monate angelegt.41 Nach Schätzungen vonSOLATERM bringen es Algerien, Ägypten, Marokkound Tunesien zusammen auf eine installierte Kollek-torfläche von bisher nur 500.000 m2, wovon der größteTeil in Ägypten montiert ist. Das tatsächliche Potenzialdieser Technologie liegt aber viel höher.

Solarthermie-Pilotanlage in der IndustrieMit Unterstützung des African Development Fund hateine ägyptische Pharmafirma eine Solar-Anlage zurDampferzeugung gebaut. 1.900 m2 Kollektorfläche er-zeugen 1,3 t Dampf pro Stunde, der bei einem Druckvon 8 bar mit einer Temperatur von 175°C zur Verfü-gung steht. Der Anteil der vor Ort gefertigten Kompo-nenten beträgt 70%. Dazu gehören auch die versiegeltenParabolrinnen, die als Kollektoren zum Einsatz kommen.

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10 Ägypten

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen10.6 Ländliche Elektrifizierung

Mit einer landesweiten Elektrifizierungsquote von99% verfügt in Ägypten auch der größte Teil der länd-lichen Bevölkerung über Zugang zum Stromnetz. Fürdie verbleibenden entlegenen Ansiedlungen wird diedezentrale Nutzung erneuerbarer Energien als Alter-native zu einer Netzanbindung in Betracht gezogen.

Im Rahmen eines Gemeinschaftsprojektes von NREAmit dem Gouvernement Nord-Sinai, der ägyptischenUmweltbehörde, der Agentur für ländliche Elektrifi-zierung (REA) und dem italienischen Umweltminis-terium sollen vier Dörfer mit je etwa 25 Haushaltenmit Photovoltaikanlagen ausgestattet werden. Das Vor-haben soll zeigen, wie auch potenzielle Stromkunden inentlegenen Regionen wirtschaftlich mit Elektrizitätversorgt werden können.

Betroffen sind etwa 1.000 Menschen. Neben denWohnhäusern sollen auch Schulen, Moscheen undGesundheitszentren und Straßenlaternen mit Solar-strom versorgt werden. Die Investitionssumme beträgtrund 500.000 €. Insgesamt sollen PV-Module mit einerLeistung von 43 kW installiert werden. Diese sollenjährlich rund 78.000 kWh Energie produzieren. Übereinen Zeitraum von 20 Jahren ergeben sich so Kostenvon 0,10 € pro kWh. Bei einer vergleichbaren Versor-gung mit Dieselgeneratoren würden etwa dieselbenKosten pro kWh anfallen.

Wechselkurs (19. Januar 2007):1 Ägyptisches Pfund (EGP) = 0,14 Euro (EUR)1 EUR = 7,31 EGP

10.7 Literatur

• Abd El-Kawy Saleh, Laila: Institutional Development in Renewable Energy – A Model for Developing Countries, Ministry of Electricity and Energy, New and Renewable EnergyAuthority, Egypt 2004

• Ahmad, G.E.: Feasibility study of brackish water desalination in the Egyptian deserts and rural regions using PV systems, Solar Energy Department, National Research Centre, Cairo 2002

• Arab Republic of Egypt, Ministry of State for Environmental Affairs: Egypt CDM Perspectives & Opportunities, 2004

• Arab Republic of Egypt, Ministry of State for Environmental Affairs: Egypt Guidebook for CDM Project Developers, 2004

• Eberhard, Anton & Gratwick, Katharine: The Egyptian IPP Experience, Center for Environmental Science and Policy, Stanford University, Stanford USA, 2005

• Egyptian Electricity Holding Company (EEHC): Annual Report 2004/2005, Cairo 2006

• Global Wind Energy Council: Global Wind – 2005 Report, Brussels, 2006

• Government of The Arab Republic of Egypt, United Nations Development Programme: Bioenergy for Sustainable Rural Development (UNDP Project Document), 2006

• Georgy Youssef, Laila, New & Renewable Energy Authority: North African/Middle East/European Electricity Cooperation & African Interconnection, Egypt 2004

177

10 Ägypten

• El-Haggar Salah M., Ghribi Mounir, Longo Gennaro: Agricultural Waste as an Energy Source in Developing Countries – A case study in Egypt on theutilization of agricultural waste through complexes, The American University in Cairo, Cairo 2006

• Kamel, Sami: Prospects for renewable energy technologies in the Middle East And North Africa Region, United Nations Environment Programme, UNEP/Risø Centre, Roskilde 2004

• Mortensen et al.: Wind Atlas for Egypt, Measurements and Modelling 1991-2005, New and Renewable EnergyAuthority, Egyptian Meteorological Authority and Risø National Laboratory, Roskilde 2005

• Mortensen et al.: Wind Atlas for the Gulf of Suez. Measurements andModelling 1991-2001, New and Renewable EnergyAuthority, Cairo, and Risø National Laboratory, Roskilde 2003

• New & Renewable Energy Authority: Annual Report 2004/2005, Cairo, Egypt 2006

• Observatoire Méditerranéen de l’Energie: Annual Report 2005, France 2006

• Quteishat, Koussai, Abu-Arabi, Mousa: Promotion of Solar Desalination in the MENA Region, Middle East Desalination Research Center, Muscat (Oman) 2004

• Saad El-Din, Prof. Dr. Attia, UNEP/Risø Centre: Potential for CDM in Egypt, 2006

• Shata, A.S. Ahmed: Evaluation of wind energy potential and electricity generation on the coast of Mediterranean Sea in Egypt, Faculty of Electrical Engineering and Com-puter Science, Institute of Energy and Automation Technology, Technical University Berlin, 2006

• Shata, A.S. Ahmed: The potential of electricity generation on the East coast of Red Sea in Egypt, Institute of Energy and Automation Technology, Faculty of Electrical Engineering and Computer Science, Technical University Berlin, 2006

• El Sayed, Mohamed A.H.: Solar supported steam production for power generation in Egypt, Faculty of Engineering, Electrical Power and Machines Department, Cairo University, Giza 2005

• El Sayed, Mohamed A.H:Substitution potential of wind energy in Egypt, Electrical Power and Machines Department, Cairo University, Giza 2002

• US-AID: Technical assistance to power sector, Egypt, TAPS Contract Final Report, Washington 2005

178

10 Ägypten

10.8 Kontakte

New and Renewable Energy Authority (NREA)Ext. of Abbas El-Akkad St. Hay El-ZohourP.O. Box: 4544 Masakin Dobbat Elsaff, El-Hay El-SadesNasr City, Cairo, EgyptTel. +202 (271) 31 74/76Fax +202 (271) 71 73E-Mail: [email protected]

Egyptian Electricity Holding CompanyDr. Mohamed M. Awad (Chairman)Ramssis St., Abbassia, CairoP.O. Box 222Tel. +202 (261) 64 87/63 06Fax +202 (261) 65 12www.egelec.com

Egyptian Electric Utility and Consumer Protection Regulatory Agency(Regulierungsbehörde)1 Engineer Maher Abaza St.behind Elseka El-Hadid Club, Nasr CityCairo, EgyptP.O. Box: 71 Panorama October 73Postal Code: 11811E-Mail: [email protected]

Botschaft von ÄgyptenStauffenbergstraße 6 10785 BerlinTel. +49 (30) 477 54 7-0Fax +49 (30) 477 10 49www.aegyptische-botschaft.de

Deutsch-Arabische Industrie- und HandelskammerP.O. Box 38511511 AtabaCairo, EgyptTel. +202 (336) 81 83 Fax +202 (336) 8026/87 86E-Mail: [email protected]

Organisation for Energy PlanningDr. Hani Alnakeeb (Chairman)32 Mahmoud Khairy St.Nasr City, Cairo, EgyptTel. +202 (262) 63 49/402 43 11/403 01 53Fax +202 (403) 76 23E-Mail: [email protected]

Egyptian Solar Energy Society (ESES)Dr. Mahmoud ShabanDokki, EgyptTel. +202 (345) 28 50Fax +202 (556) 12 36E-Mail: [email protected]

Egyptian Environmental Affairs AgencyClimate Change UnitNational Focal Point Dr. Eng. El-Sayed Sabry MansourCoordinator of Egyptian DNA30 Misr-Helwan road, MaadiCairo, EgyptTel. +202 (525) 64 52Fax +202 (525) 64 81E-Mail: [email protected]

KfW-Büro CairoManagers: Jan Blum, Walid Abdel Rahim4D El Gezira Street, Zamalek 11211Cairo, EgyptTel. +202 (736) 95 25/74 96Fax +202 (736) 37 02E-Mail: [email protected]

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11 Äthiopien

11 Äthiopien1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: EEPCo 2006.2 Eine Netzkarte steht im Internet unter swera.unep.net zur Verfügung.3 Siehe dazu auch Kapitel „Ländliche Elektrifizierung“.4 NEPAD (The New Partnership for Africa’s Development) ist eine von der Afrikanischen Union ins Leben gerufene Initiative mit dem Ziel

der wirtschaftlichen und sozialen Entwicklung des Kontinents. Unter anderem fördert sie mit ideellen und politischen Mitteln Infrastrukturprojekte im Energiebereich (www.nepad.org).


Installierte Kapazitäten Die gesamte installierte Erzeugungskapazität in Äthiopien betrug Ende 2006 rund 752 MW. Knapp670 MW davon sind in Wasserkraftwerken installiert,7,3 MW in einer geothermischen Anlage sowie etwa 75 MW in Dieselgeneratoren.

StromerzeugungDie tatsächliche Stromproduktion basiert zu 98% aufWasserkraft. Weitere 2% werden von meist kleinerenDieselgeneratoren erzeugt. Im fiskalischen Jahr 2003-2004 wurden von der staatlichen GesellschaftEEPCo (Ethiopian Electric Power Corporation) 2.318 GWh Strom erzeugt. Dies entspricht einer Stei-gerung von etwa 37% gegenüber dem Jahr 1999/2000.Der Löwenanteil entfiel dabei mit 2.279 GWh auf dieWasserkraft.

Tab. 1: Entwicklung der Stromproduktion nach Erzeugungsarten in GWh/Jahr; Äthiopien; 1999/2000-2003/20041

Stromübertragung und -verteilungDie netzgekoppelte Stromversorgung wird von EEPCobetrieben. Etwa 98% der verkauften Strommenge wirdüber das so genannte Interconneted System (ICS)bereitgestellt. Das ICS erstreckt sich über das gesamteLandesgebiet mit Ausnahme des Südostens. Allerdingsist die Stromversorgung nicht flächendeckend. Nahezualle großen Wasserkraftanlagen sind im ICS ange-schlossen.2 Weitere 2% werden über mehrere Insel-netze im so genannten Self Contained System (SCS)abgewickelt, wobei die Produktion durch Dieselgene-ratoren und drei kleine Wasserkraftwerke erfolgt.

Äthiopien verfügt über etwa 6.000 km Hochspan-nungsleitungen im Übertragungsnetz (230 kV/132 kV/66 kV/45 kV) und 22.000 km Mittel- und Nieder-spannungsleitungen im Verteilungsnetz (15 kV/380 V/220 V). Derzeit laufen verschiedene Programme zurErweiterung des Stromnetzes. Allein zwischen 2002und 2006 hat EEPCo ca. 400 Ortschaften neu ansStromnetz angeschlossen. Bis 2010 soll ein landesweiterElektrifizierungsgrad von 50% erreicht werden.3

Neben den Ausbaumaßnahmen zur Elektrifizierungländlicher Gebiete werden Projekte zur Netzanbindungmit dem Ausland vorangetrieben. Ab dem Jahre 2010möchte Äthiopien zum Netto-Exporteur von Elektrizitätwerden. Am weitesten fortgeschritten ist der Bau derVerbindung nach Djibouti. Der Afrikanische Ent-wicklungsfonds hat dafür in 2005 einen Kredit von 59 Mio. US$ gewährt. Der Ausbau soll bis 2009 voll-endet sein.

Die Anbindung an das kenianische Netz wurde Ende2006 beschlossen und soll bis 2014 realisiert werden,Die Finanzierung erfolgt durch Kredite von der AfricanDevelopment Bank, Arab Bank, European InvestmentBank und East African Development Bank sowie durchdas Regional-Programm NEPAD (New Partnership forAfrica’s Development).4 Eine weitere Verbindung inden Sudan befindet sich in der Planung.

181

GWh

2000/2001

1.789,8

16,9

5,1

1.811,8

1999/2000

1.645,8

23,0

20

1.688,8

2001/2002

1.991,8

16,6

1

2.009,4

2002/2003

2.023,6

40,1

0

2.063,7

2003/2004

2.279,0

38,8

0

2.317,8

Jahr

Wasserkraft

Diesel

Geothermie

Gesamt

StromverbrauchDie Elektrizitätsversorgung in Äthiopien ist extremrückständig. Äthiopien hat mit 28 kWh pro Kopf undJahr weltweit eine der niedrigsten Raten im Stromver-brauch. Nur ca. 15% der Bevölkerung haben Zugangzum Stromnetz. Auf dem Land, wo etwa 85% der 77 Mio. Einwohner Äthiopiens leben, liegt die Zahl beinur 1%. Auf die Hauptstadt Addis Ababa entfallenetwa 50% des Gesamtverbrauchs, weitere 20% auf diezweitgrößte Stadt Nazareth. Der Stromverbrauch lagim fiskalischen Jahr 2003/2004 bei 1.846,7 GWh.

Tab. 2: Verkaufte Strommenge von EEPCo in GWh; Äthiopien; 1999/2000-2003/20045

EEPCo belieferte nach eigenen Angaben Mitte desJahres 2004 gut 777.000 Endverbraucher. Rund 85%der Kunden von EEPCo sind private Haushalte, 14%gehören zum Bereich Handel und nur 1,3% entfallenauf die Industrie. Auf die Straßenbeleuchtung entfallenlediglich 0,2%.

Die jährliche Wachstumsrate beim Stromverbrauchbetrug zwischen 1992 und 2002 rund 3%. Im Rahmendes Ausbaus der Energieinfrastruktur ist in naherZukunft mit einer erheblichen Steigerung der Strom-nachfrage zu rechnen.

Tab. 3: Anzahl der Konsumenten von EEPCo; 1999/2000-2003/20046

StrompreiseDer durchschnittliche Stromerlös von EEPCo lag überviele Jahre stabil bei etwa 5 US$-Cents/kWh und inAnbetracht der derzeitigen Investitionen in die Energie-infrastruktur damit weit unter den Bereitstellungs-kosten.7 Von ausländischen Beratern und Geldgebern,wie z.B. der Weltbank, wurde daher wiederholt eine Erhöhung des Strompreises angeraten. ImJuni 2006 wurde der Tarif um 22% auf im Mittel 6,2 US$-Cents/kWh angehoben, was jedoch als immernoch nicht ausreichend angesehen wird.

AusbauplanungDer Elektrizitätsmarkt in Äthiopien befindet sich derzeit in einem starken Wandlungsprozess. Unteranderem durch den Bau mehrerer großer Wasserkraft-werke sollen die Kapazitäten und der landesweiteElektrifizierungsgrad in den kommenden Jahren massiverhöht werden.

11 Äthiopien

5 Quelle: EEPCo 2006.6 Quelle: EEPCo 2006.7 Die Herstellungskosten mit Dieselgeneratoren werden auf zwischen 13 und 25 US$-Cents/kWh geschätzt. Bei neueren Wasserkraftwerken

werden zwischen 3 und 4 US$-Cents/kWh veranschlagt. Hinzuzurechnen sind die anfallenden Kosten für den Transport und die Verteilung desStroms. Hohe Ausgaben hat EEPCo derzeit aufgrund des Ausbaus des Stromnetzes und den Investitionen in die Energieinfrastruktur.182

GWh

2001/2002

1.621,4

2000/2001

1.413,0

2002/2003

1.706,8

2003/2004

1.846,7

1999/2000

1.375,8

Anzahl der Konsumenten

2000/2001

534.106

81.794

970

8.121

94

411

625.496

1999/2000

508.407

78.899

918

7.926

89

398

596.637

2001/2002

559.205

85.913

1.043

8.180

99

445

654.885

2002/2003

597.976

90.167

1.207

8.444

96

470

698.360

2003/2004

667.100

98.837

1.352

9.106

104

508

777.007

Haushalte

Handel

Straßenbe-leuchtung

Industrie

Großindustrie

EEPCo(intern)

Gesamt

11 Äthiopien


8 Quellen: Proclamation No. 86/1997; Rural Electrification Strategy 2002 (Ministry of Infrastructure). 9 Proclamation No. 269/2002.

11.2 Marktakteure

Die Stromerzeugung, das Stromnetz und die Energie-versorgung werden in Äthiopien weitgehend staatlichkontrolliert. Eine wichtige Rolle spielen außerdeminternationale Geberorganisationen bei der Finanzierungvon Großprojekten. Als zentraler Marktakteur agiertEEPCo.

Ethiopian Electric Power Corporation (EEPCo) Die äthiopische Elektrizitätsgesellschaft EEPCo ist einstaatliches Unternehmen. Es zeichnet im Stromsektorverantwortlich für die Bereiche der Produktion, Trans-port, Verteilung und Versorgung. EEPCo ist dieSchlüsselinstitution für die Schaffung neuer netzge-koppelter Kraftwerkskapazitäten.

Weitere Akteure

Ministerien Verschiedene Ministerien sind direkt oder indirekt fürden Energiesektor zuständig. Zentraler Akteur ist dasMinisterium für Bergbau und Energie (Ministry ofMines and Energy). Es ist zuständig für die nationaleEnergiepolitik und den Ausbau der Elektrizitätsver-sorgung. Ihm unterstehen EEPCo und die EthiopianElectricity Agency (EEA). Daneben spielt bei der länd-lichen Elektrifizierung auch das Ministerium für länd-liche Entwicklung eine Rolle. Das Ministerium fürWasserressourcen ist verantwortlich für den Schutz unddie Nutzung der nationalen Wasservorkommen. Auf-grund der großen Bedeutung der Wasserkraft hatdieses Ministerium eine herausgehobene Bedeutung fürden äthiopischen Stromsektor.

Ethiopian Electricity Agency (EEA)Die äthiopische Regulierungsbehörde für den Strom-sektor, EEA, besteht seit 1997. Zu ihren Aufgabenzählen die Preisregulierung, die Zulassung und Kon-trolle unabhängiger Stromerzeuger, die Genehmigungvon “power purchase agreements” (PPAs) sowie dieRegelung des Netzzugangs für private Akteure. Außer-dem gehören dazu die Organisation von Programmenim Bereich der ländlichen Elektrifizierung sowie dieSchaffung von Rahmenbedingungen für private In-vestoren. Allerdings kann die EEA diese Aufgabenbisher aufgrund von strukturellen und personellenDefiziten noch nicht vollständig wahrnehmen.8

Ethiopean Science and Technology Agency (ESTA)Die ESTA ist als staatliche Institution im BereichWissenschaft und Technologie dem Bildungsministeriumunterstellt. Unter anderem unterhält die ESTA seit1994 eine Abteilung für Bergbau, Wasser und Energie,die in Zusammenarbeit mit schwedischen Geberorga-nisationen ein Programm zur Forschung im Bereich derPhotovoltaik und Solarthermie durchgeführt hat.

Ethiopian Rural Energy Development and Promotion Centre (EREDPC)Darüber hinaus existieren im Bereich der ländlichenElektrifizierung eine Reihe von jüngeren Institutionen,die meist von externen Gebern mit finanziellen undpersonellen Ressourcen gefördert werden. Im Jahre2002 wurde das EREDPC gegründet. Es unterstehtdem Ministerium für ländliche Entwicklung undbefasst sich in Zusammenarbeit mit Nicht-Regie-rungsinstitutionen mit Maßnahmen zur Verbreitungerneuerbarer Energiequellen im ländlichen Raum.Ferner erstellt es Studien über den Energiebedarf sowieüber die kulturellen, technischen und ökonomischenKonditionen für die Elektrifizierung von ländlichenGebieten.9

183

11 Äthiopien

10 Als investitionshemmend erweisen sich vor allem die in der Verfassung verankerte Unzulässigkeit privaten Grundbesitzes, die politische und soziale Instabilität, die Korruption, institutionelle Defizite sowie der relativ niedrige Strompreis.

Internationale InstitutionenÄthiopien ist in hohem Maße von internationaler Hilfeabhängig. Im Jahre 2004 betrug der Anteil der Entwicklungshilfezahlungen am Bruttoinlandsprodukt22,3%. Dies betrifft in besonderem Umfang auchfinanzielle und technische Hilfen für Infrastrukturmaß-nahmen im Energiesektor. Zu den wichtigsten Institu-tionen in diesem Bereich zählen die Global Environ-mental Facility (GEF), die Weltbank, der InternationaleWährungsfonds, die Europäische Investitionsbanksowie die Afrikanische Entwicklungsbank. WeitereOrganisationen, die im Energiesektor tätig sind, sindz.B. die Austrian Development Agency (ADA), dieDeutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit(GTZ), die Italienische EntwicklungshilfeorganisationDGCS sowie die britische EDS (Energy for SustainableDevelopment).


Gesetze/VerordnungenDie äthiopische Regierung hat seit Ende der 1990erJahre zahlreiche Verordnungen erlassen, die auf eineLiberalisierung des Energiemarktes hinwirken. Mit derSchaffung der Regulierungsbehörde EEA wurde dieGrundlage für die Öffnung des Strommarktes gelegt.Gemäß der Proclamation No. 86/1997 ist diese unteranderem zuständig für die Festlegung der Tarife unddie Regelung des Zugangs von privaten Akteuren zumStromnetz. Im selben Jahr wurde mit der ProclamationNo. 37/1997 privaten einheimischen Investoren dieStromproduktion und Netzeinspeisung mit Anlagen-kapazitäten von bis zu 25 MW ermöglicht. Investitionenin Kraftwerke mit einer Kapazität von über 25 MWsind auch ausländischen Akteuren erlaubt. Mit denVerordnungen “Council of Ministers Regulation” No. 7/1996 und No. 36/1998 wurden zusätzlicheSteuererleichterungen und verbesserte Einfuhrbe-stimmungen als Investitionsanreize für private Investi-tionen geschaffen. Gleichwohl wird der Elektrizitäts-sektor bis heute vom Staat kontrolliert. Private Investi-tionen sehen sich zahlreichen Restriktionen gegenüber.10

RegierungszieleDie Energiepolitik erfährt seit einigen Jahren in Äthiopien eine hohe Priorität auf der politischenAgenda. Erklärtes Ziel der Regierung ist der massiveAusbau der Infrastruktur im Energiebereich. Einenwichtigen Referenzrahmen hinsichtlich der Regie-rungsziele und der Entwicklungen im Strommarktbilden die Fünfjahrespläne “Power Sector DevelopmentProgram” 2000-2005 und 2005-2010 von EEPCo.

Der Fünfjahresplan 2000-2005 sah unter anderem vor,die Erzeugungskapazitäten von 327 MW im Jahre 2000bis 2005 zu verdoppeln, die Anzahl der ans Stromnetzangebundenen Städte von 458 auf 651 zu erhöhen undden Anteil der Bevölkerung mit Zugang zum Stromnetzvon 13 auf 17% anzuheben. Zumindest hinsichtlichdes Ausbaus der Kapazitäten auf etwa 750 MW bisEnde 2006 wurden diese Ziele übererfüllt, was als Indizfür den Willen der Regierung zur Realisierung ihrerVorhaben angesehen werden kann.

Gemäß den Entwicklungszielen bis 2010 sollen 50%der Haushalte an das Stromnetz angeschlossen werden.Die Kapazitäten sollen dafür insbesondere durch denBau von zusätzlichen Wasserkraftwerken auf über4.000 MW erweitert werden. Der Stromkonsum dürftevon etwa 2.300 GWh im Jahr 2004 auf 6.978 GWh imJahr 2010 steigen. Außerdem strebt die Regierung bis2010 an, zum Netto-Exporteur von Elektrizität zuwerden. In den vergangenen Jahren hat die äthiopischeRegierung zwar unter Beweis gestellt, dass sie denAusbau der Elektrizitätsversorgung ernst nimmt undmassiv vorantreibt, jedoch muss bezweifelt werden,dass die überaus ambitionierten Ziele – insbesonderehinsichtlich der ländlichen Elektrifizierung – im veranschlagten Zeitraum erreicht werden können.

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11 Äthiopien


11 Proclamation No. 317/2003; ethiopiaref.energyprojects.net.


Eine systematische staatliche Förderpolitik für erneuer-bare Energieträger existiert in Äthiopien bisher nicht.Dabei ist zu erwähnen, dass der Anteil fossiler Energie-träger bei der Stromproduktion ohnehin nur bei etwa2% liegt und in den kommenden Jahren weiter sinkenwird. In Kooperation mit ausländischen Partnerorgani-sationen und im Rahmen der Programme zur ländlichenElektrifizierung werden alternative Energiequellenjedoch oftmals berücksichtigt. Darüber hinaus bestehtvon Seiten EEPCos ein gesteigertes Interesse an alter-nativen Energieträgern als kostengünstige Alternativezu Dieselgeneratoren und einer Möglichkeit, die Strom-versorgung zu diversifizieren.

Rural Electrification Fund (REF)Aus dem Strategieplan der äthiopischen Regierung zurländlichen Elektrifizierung im Jahre 2002 gingen weitereInstitutionen hervor. Der Rural Electrification Fund(REF) besteht seit 2003. Der REF wird von Weltbankund GEF im Rahmen des “Energy Access Program”mit 15 Mio. US$ finanziert. Es ermöglicht die Kredit-vergabe und Förderung von Energieprojekten im länd-lichen Raum in Zusammenarbeit mit privaten Akteurenund Kommunen. Formell wird er vom Rural Electrifi-cation Board (REB) und dem Rural Electrification Executive Secretariat (REES) verwaltet.

Der REB bestimmt die Kriterien für die Projekt-förderung und koordiniert die Zusammenarbeit mitanderen Programmen. Zudem entscheidet das Gremium über die eingereichten Projektvorschläge.Mitglieder des REB sind Mitarbeiter der Ministerienfür Wasserressourcen sowie Bergbau und Energie, derEEA, des EREDPC und Vertreter aus dem Privatsektor.11

Aus den Mitteln des REF werden Projekte zur ländlichenElektrifizierung mit 85% der Kosten bezuschusst.Erneuerbare Energiequellen erhalten einen erhöhtenZuschuss von 95%. Die meisten geförderten Projektebasieren allerdings auf Stromgewinnung mit Diesel-generatoren.

Clean Development Mechanism Äthiopien hat das Kyoto-Protokoll am 14. April 2005ratifiziert. Die für CDM zuständige Institution inÄthiopien ist die Environmental Protection Authority(EPA). Der Zertifikatehandel als Förderinstrumentspielt in der Energiebranche bisher keine Rolle. Beim Exekutivbüro des UNFCCC sind noch keine Projekte angemeldet. Aufgrund des hohen Anteils der emissionsfreien Wasserkraft bei der Strompro-duktion liegt der spezifische Emissionsfaktor bei nur16,92 t CO2/GWh. Die potentielle finanzielle Förderungim Rahmen des CDM fällt daher relativ gering aus.Möglicherweise soll bei den geplanten Windparks in Mesobo-Harena und Ashegoda dennoch das CDM-Instrumentarium genutzt werden.


Während die intensive Nutzung von Großwasserkraftdie Basis der landesweiten Stromversorgung bildet,kommen erneuerbare Energiequellen zur dezentralenStromproduktion bisher ausschließlich punktuell zumEinsatz.

WasserkraftDie Wasserkraft hat in Äthiopien eine überragendeBedeutung. 98% der Stromgeneration gehen auf ihrKonto. Ende 2006 betrug die gesamte installierteKapazität 668,8 MW. Das theoretische Potenzial wirdmit etwa 30.000 MW auf ein Vielfaches der bisherigenNutzung geschätzt. Insgesamt könnten jährlich bis zu160.000 GWh Strom produziert werden. Als besondersvorteilhaft gilt das Relief des Landes mit großenHöhenunterschieden. Der durchschnittliche jährlicheNiederschlag beträgt zwischen 2.400 mm im Südwestenund 150 mm im Norden des Landes. Allerdings unter-liegt der durchschnittliche Niederschlag von Jahr zu Jahr erheblichen Schwankungen bis hin zu wieder-kehrenden Dürreperioden.

185

11 Äthiopien

12 Dabei handelt es sich um Schätzungen, da zahlreiche der Projekte sich erst in der Planungsphase befinden. Entsprechend variieren die Angaben hinsichtlich der Inbetriebnahme und der erwarteten Kapazitäten je nach Quelle.

13 Quelle: EEPCo 2006, bfai 2006.186

Im Rahmen des aktuellen Fünfjahresplans von EEPCosowie in weiteren Projekten ist der Ausbau der Kapa-zitäten bis 2013 auf etwa 4.300 MW vorgesehen.12

Derzeit befinden sich mehrere Großprojekte in der Planung oder im Bau.

Kraftwerke

Tab. 3: Kapazität und Inbetriebnahme von Wasserkraftwerken in Äthiopien; MW13

Das Wasserkraftwerk Gilgel Gibe I wurde im Februar2004 ans Netz genommen. Es hat eine Kapazität von184 MW. Finanziert wurde das Projekt durch EEPCo,die Weltbank, die österreichische Regierung sowie dieEuropäische Investitionsbank. In direkter Nachbar-schaft entsteht derzeit das Kraftwerk Gilgel Gibe II miteiner geplanten Kapazität von 420 MW und einer

Stromproduktion von 1.500 GWh/a. Es soll bis 2008fertig gestellt werden. Die Kosten in Höhe von 490 Mio.€ werden zu ca. 50% von der äthiopischenRegierung übernommen, etwa ein Drittel zahlt deritalienische Staat und etwa 16% werden über einenKredit der Europäischen Investitionsbank finanziert.Durch den Bau einer 400-kV-Übertragungsleitung wirdder Anschluss an das Stromnetz von EEPCo zur Versor-gung der Hauptstadt Addis Abeba vorgenommen.

Die Wasserkraftanlage in Beles soll bis Ende 2009 fertig gestellt werden. Die Gesamtkosten der 453-MW-Anlage werden mit 520 Mio.€ veranschlagt.Einen Anteil von 400 Mio.€ finanziert die italienischeRegierung in Form von direkten Zuwendungen undKrediten. Der Bau des Kraftwerks Tekeze mit einerKapazität von 300 MW soll bis 2010 abgeschlossenwerden. Verantwortlich für den Bau ist seit 2002 einchinesisches Joint Venture bestehend aus China NationalWater Resources and Hydropower Engineering Company (CWHEC) und China Gezhouba Water andPower (Group) Ltd.

Unter chinesischer Federführung entsteht auch dasKraftwerk Ficha-Amerti-Neshe. Im Dezember 2006hat EEPCo ein Abkommen mit der China GezhoubaGroup Corporation (CGGC) unterzeichnet. Die Leistungsoll etwa 96 MW betragen. Die Arbeiten sollen bisAnfang 2010 abgeschlossen werden. Die Kosten in Höhevon etwa 104 Mio.€ übernimmt zu 85% die chinesischeRegierung.

Das mit Abstand größte Vorhaben ist Gilgel Gibe IIImit einer Kapazität von 1.870 MW. Das Kraftwerk sollbis 2013 gebaut werden und rund 1,39 Mrd.€ kosten.Die Finanzierung soll durch die äthiopische Regierungund internationale Geber, wie die Weltbank, erfolgen.

Weitere geplante Großprojekte sind Chemoga Yeda (ca. 440 MW), Halale Worbesa (436 MW), Aleltu East(189 MW), Kara Dombe/Blue Nile und Gojeb mit 150 MW.

Kapazität(MW)

43,2

32,0

32,0

134,0

153,0

11,4

73,0

184,0

6,2

668,8

480,0

453,0

300,0

436,0

96,0

1870,0

4303,8

Inbetriebnahme(*geplant)

1960

1966

1971

1973, 2003

1988

1964

2001

2004

1991, 1992, 1994

2008*

2009*

2010*

2010*

2010*

2013*

Kraftwerk (*geplant oder im Bau)

Koka

Awash II

Awash III

Finchaa

Melka Wakana

Tis Abay I

Tis Abay II

Gilgel Gibe

3 Anlagen im SCS insg.:

Installierte Leistung Ende 2006

Gilgel Gibe II*

Beles*

Tekeze*

Halale Worbesa*

Ficha-Amerti-Neshe*

Gilgel Gibe III*

Geplante installierte Leistung bis 2013

11 Äthiopien


14 2003 hat die Weltbank in Kooperation mit der GEF, der Europäischen Investitionsbank und der Regierung von Äthiopien das Energy Access Project mit einer Laufzeit von fünf Jahren lanciert. Die gesamten zur Verfügung gestellten Mittel betragen 183,79 Mio US$. Die Ziele des Projektes sehen unter anderem institutionelle Fördermaßnahmen sowie den Ausbau der Energieinfrastruktur vor. Die von der GEF unterstützten Maßnahmen im Rahmen des Programmes haben dabei einen Fokus auf erneuerbare Energiequellen.

15 Dalelo, Aklilu, Rural Electrification in Ethiopia: Opportunities and Bottelnecks, Addis Ababa University, Department of Geography and Environmental Education, 2002.

16 Die National Meteorological Services Agency (NMSA) ist verantwortlich für die Generierung und Archivierung von Klimadaten. Dazu gehören auch die Messung von Winddaten und Sonneneinstrahlung, wobei die verfügbaren Informationen der NMSA älteren Datums und häufig unpräzise sind.

17 Dieser soll voraussichtlich ab Mai 2007 unter www.swera.unep.net zur Verfügung stehen.

KleinwasserkraftDie kleine Wasserkraft spielt neben diesen Groß-projekten eine untergeordnete Rolle. Im SCS-Netz von EEPCo sind drei Anlagen mit unter 5 MW ange-schlossen. Aus dem großen ungenutzten Potenzial derWasserkraft ergeben sich prinzipiell auch umfangreicheEinsatzmöglichkeiten für kleine Wasserkraftwerke.Vor allem abseits des Elektrizitätsnetzes von EEPCogibt es eine hohe Zahl von guten Standorten, die naheam Verbraucher liegen. Programme zur Förderung der kleinen Wasserkraft werden von der Austrian Development Agency (ADA), der Weltbank, derGlobal Environmental Facility (GEF)14 sowie der IrishAid unterstützt.

WindenergieBisher existieren keine kommerziellen Windkraftanlagenzur Stromproduktion. Seit Januar 2007 versorgt eine2,5-kW-Anlage ein Krankenhaus und weitere öffentlicheGebäude im Dorf Debo mit Strom. Das Projekt ist voneiner kirchlichen Gemeinde aus Sachsen realisiertworden. Bis 2012 plant EEPCo den Bau von Anlagenmit einer Gesamtkapazität von 200 MW. Damit solldie Abhängigkeit von der Wasserkraft verringertwerden. Zudem wird aufgrund des gegenwärtigenumfangreichen Netzausbaus ab dem Jahr 2008 miteiner Versorgungslücke gerechnet. Die Windkraft gilt dabei zur kurzfristigen Erhöhung der Kapazitätender Stromerzeugung als mögliche Alternative zum Einsatz von zusätzlichen Dieselgeneratoren. Sie wird inÄthiopien darüber hinaus langfristig als möglicheErgänzung zur Wasserkraft gesehen, da beide Energie-formen ihr Potenzial antizyklisch entfalten. StarkeWinde gibt es demnach vor allem in der Trockenzeit.

WindatlantenDas theoretische Gesamtpotenzial der Windkraft inÄthiopien wird auf 10.000 MW geschätzt.15 GuteWindstandorte gibt es vor allem im Osten und Nordendes Landes. Erste ungenaue Messungen wurden bereitsin den 1970er und 1980er Jahren von NMSA (NationalMeteorological Services Agency)16 vorgenommen.Gegenwärtig arbeitet das SWERA-Programm vonUNEP (Solar and Wind Energy Resource Assessment)an einem Windatlas für Äthiopien.17 Nach vorläufigenErgebnissen liegt die jährliche durchschnittlicheWindgeschwindigkeit zwischen 3,5 m/s im Westen desLandes und über 5 m/s im Osten. Allerdings ist dieseRegion nicht vom Stromnetz von EEPCo erschlossen.Bei diesen Kennzahlen handelt es sich jedoch lediglichum Mittelwerte, in denen geeignete Standorte mitlokaler Windverstärkung nicht erfasst werden. Die aus-führlichste, standortgebundene Erfassung von Wind-ressourcen erfolgte bisher im Rahmen des TERNA-Windenergieprogramms der GTZ. EEPCo plant für diekommenden Jahre weitere Messungen an verschiedenenStandorten.

GTZ-TERNA-WindprogrammDie GTZ arbeitet im Rahmen des TERNA-Windpro-gramms in Kooperation mit EEPCo an der Planungzweier netzgekoppelter Windparks mit einer Kapazitätvon jeweils 40 bis 60 MW. Die Vorarbeiten begannenim Dezember 2004 und sind vorerst bis Juni 2007befristet. Das Projekt umfasst die Auswahl geeigneterStandorte, Windmessungen, die Evaluation von Wind-potenzialen sowie die Erstellung von Machbarkeits-studien. Darüber hinaus werden in Kooperation mit der Austrian Development Agency (ADA) Aus-bildungsprogramme realisiert.

187

11 Äthiopien

18 Quelle: GTZ, Wind Energy Programme TERNA – Ethiopia, 2006.

Eine erste Stufe des Projektes sah die Identifizierungvon zehn Standorten und dortige Windmessungen inzehn Metern Höhe vor. Beginn der Messungen war im Januar 2005 an den Standorten Mesobo-Harena,Ashegoda, Maymekden, Gondar (Bilagig), Harar (Ghiorgis Meda), Nazret (Sire Ababune), Debre Berhan(Beryu Meda), Sululta (Gorodima), Bahir Dar Substationsowie Nefas Meewcha (Ergebnisse der Messungen ansieben Standorten siehe Abbildung).

Monthly Wind Speed in m/s

Abb. 1: Durchschnittliche monatliche Windgeschwindigkeitin m/s an ausgewählten Standorten-Messungen im Rahmen des GTZ TERNA Windprogramms im Jahr 200518

Für vier ausgewählte Standorte (Mesobo-Harena, Ashegoda, Nazareth und Gondar) wurden weitere Mes-sungen über 12 Monate in 40 Metern Höhe mit Ergeb-nissen zwischen 6,9 m/s in Harena und 9,4 m/s inNazareth durchgeführt. Auf dieser Basis hat die GTZfür die Standorte Ashegoda und Harena im Laufe desJahres 2006 jeweils Machbarkeitsstudien erstellenlassen. Die Arbeiten am Standort Gondar wurden aufgrund des geringsten Platzangebotes zunächstzurückgestellt.

Standort AshegodaDer Standort Ashegoda liegt auf 2.400 Meter über demMeeresspiegel im nördlichen Hochland Äthiopiens.Die Messungen in 40 Metern Höhe ergaben eine durch-schnittliche Windgeschwindigkeit von 8,11 m/s. Bei einer Nabenhöhe von 57 bis 60 Metern und einerinstallierten Leistung von 68,8 bis 73,1 MW wird miteiner möglichen jährlichen Stromgeneration von zwischen 197,4 und 240,0 GWh je nach Anlagentypgerechnet. Mit einem erwarteten Kapazitätsfaktor von31,0 bis 37,7% wird unter Berücksichtigung derdünnen Höhenluft ein sehr guter Wert erreicht. DieNetzanbindung soll mit einer 230-kV-Leitung erfolgen.Die ermittelten Produktionskosten werden mit etwa 6 US$-Cents/kWh angegeben. Sie liegen damit im Vergleich zu den alternativ verfügbaren Energieformenetwa doppelt so hoch wie die Wasserkraft und halb so hoch wie Dieselgeneratoren. Die GTZ-Studie empfiehlt die Realisierung des Projektes.

Standorte Mesobo-Harena und NazarethEine zweite Machbarkeitsstudie wurde in Mesobo-Harena durchgeführt. Der Standort liegt ebenfalls im Norden des Landes auf einer Höhe von 2320 bis2430 Metern. Die Netzanbindung kann hier über eine132-kV-Leitung erfolgen. Die Ergebnisse der Studiefallen etwas schlechter aus als in Ashegoda. Die Wind-messungen in einer Höhe von 40 Metern ergaben einenWert von 6,88 m/s. Der potentielle Jahresertrag fürdiesen Standort wird bei einer installierten Leistungvon 48,8 bis 51 MW je nach Anlagentyp mit 85,1 bis99,1 GWh angegeben. Der erwartete Kapazitätsfaktorliegt bei 19,9 bis 23,4%. Entsprechend werden die Produktionskosten für eine Kilowattstunde auf zwischen8,73 und 10,54 US$-Cents geschätzt. Daraus leitet dieGTZ-Studie eine verhaltene Empfehlung für den Bau des Windparks ab. Die Suche nach alternativen,produktiveren Standorten wird jedoch empfohlen. In Nazareth führt EEPCo derzeit in Eigenregie mitUnterstützung der GTZ eine dritte Machbarkeitsstudiedurch.

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11 Äthiopien


19 Ein Solaratlas ist unter swera.unep.net online abrufbar.20 Die Stiftung Sonnenenergie engagiert sich mit entwicklungspolitischen Projekten in verschiedenen afrikanischen Ländern für die

Förderung der erneuerbaren Energien. Das Schwerpunktland ist Äthiopien (www.stiftung-solarenergie.de).

Für die Finanzierung der beiden vorgesehenen Wind-parks sucht EEPCo derzeit nach Unterstützung durchinternationale Geberorganisationen. Die Machbarkeits-studien wurden allen relevanten Finanzierungsin-stitutionen zur Verfügung gestellt.

BiomasseDie Nutzung von Biomasse zur netzgekoppelten Verstromung spielt in Äthiopien bisher keine Rolle.Stromproduktion für die Eigenverwendung gibt es invier Zuckerfabriken seit den 1950er Jahren. Die FinchaaSugar Factory (FSF) verfügt seit 1998 über die größteund neueste Anlage mit einer Kapazität von 7 MW.Die Überkapazitäten von 3,6 MW könnten ins Strom-netz eingespeist werden. Entsprechende Absichts-erklärungen zwischen FSF und EEPCo hat es gegeben.Insgesamt könnten von Seiten der Zuckerfabriken biszu 30 MW zur Lieferung an das Netz bereitgestelltwerden. Bisher wurden diese Projekte jedoch nicht realisiert.

SolarenergieDie Photovoltaik (PV) und die Solarthermie spielen inÄthiopien bisher eine untergeordnete Rolle. Die durch-schnittliche tägliche Sonneneinstrahlung in Äthiopienbeträgt 5,26 kWh/m2. Sie variiert übers Jahr zwischen4,55 kWh/m2 während der Regenzeit im Juli und 5,55 kWh/m2 im Februar und März. GeographischeUnterschiede bewegen sich zwischen 4,25 kWh/m2

in der Region Gambella im Westen des Landes und6,25 kWh/m2 in der Region Tigray im Norden.19

PhotovoltaikDie installierte Leistung im Bereich der Photovoltaikwird auf 1,2 MWp geschätzt. Der Großteil entfällt dabeiauf Installationen zu telekommunikativen Zwecken.Darüber hinaus arbeiten einige Nicht-Regierungsorga-nisationen und internationale Organisationen mitSolar-Home-Systemen (SHS) zur Elektrifizierung vonHaushalten, Schulen und öffentlichen Einrichtungen.

Die Stiftung Solarenergie hat seit 2005 zwei Dörfer inÄthiopien mit Solarpaneelen ausgestattet. 2006 wurdemit ihrer Hilfe das Solar-Competence-Center in AddisAbeba gegründet, dessen Ziel die weitere Verbreitungerneuerbarer Energien ist.20

Ein mit 4,93 Mio. US$ ausgestattetes Programm der Weltbank mit finanzieller Unterstützung durchGEF-Mittel zur Förderung erneuerbarer Energien imRahmen des Energy Access Projektes beinhaltet auchdie Installation von mehreren Hundert Anlagen imGesamtumfang von etwa 400 kWp. Das 2003 gestarteteund noch bis 2008 laufende Vorhaben soll auch zurSchaffung von dauerhaften Vertriebsstrukturen für PV-Systeme beitragen.

SolarthermieDie Solarthermie wird bisher nur in Ausnahmen vonHotels und einigen nicht-staatlichen Institutionen zurWassererwärmung genutzt. Vor allem in ländlichenGebieten gilt die Kaufkraft für diese Technik als zugering. Eine Förderung besteht nicht.

Geothermie Das Potenzial der Geothermie in Äthiopien wird aufrund 700 MW geschätzt. Die Vorkommen liegen in der Region des African Rift Valley. Dort wurden ineiner Tiefe von 1.300 bis 2.500 Metern Temperaturenzwischen 50°C bis 300°C gemessen. Das erste undbisher einzige geothermische Stromkraftwerk liegt inAluto-Langano und hat eine Kapazität von 7,3 MW. Es war ab 1999 im Netz von EEPCo in Betrieb, musstejedoch seit 2002 aufgrund mangelnder technischerWartung abgeschaltet werden. Außer diesem Pilotpro-jekt wird die Geothermie zur Stromerzeugung bishernicht genutzt. Die Bundesanstalt für Geowissenschaftenund Rohstoffe (BGR) führt derzeit in Zusammenarbeitmit dem äthiopischen geologischen Dienst ein Projektzur Untersuchung von Vorkommen in der Region Afardurch.

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11 Äthiopien

21 15% der Äthiopier werden zur städtischen Bevölkerung gezählt. Als Städte gelten etwa 1000 Ortschaften mit jeweils mehr als 2000 Haushalten. Die restlichen 85% der Bevölkerung leben in dörflichen Strukturen auf dem Land.


ElektrifizierungsgradEin markantes Kennzeichen des äthiopischen Energie-marktes ist der extrem niedrige Elektrifizierungsgrad,der auf dem Land nur bei etwa 1% liegt. Der Anteil von15% der Menschen, die in Äthiopien derzeit über einenZugang zur Elektrizität verfügen, ist fast ausschließlichder städtischen Bevölkerung des Landes zuzuordnen.21

Die Energieversorgung basiert im ländlichen Raum fastzu 100% auf traditioneller Biomasse. Holz hat dabeimit etwa 82% mit Abstand die größte Bedeutung.Daneben werden auch Dung (9,4%) und Pflanzenreste(8,4%) genutzt. Als negative Begleiteffekte dieser Formder Energienutzung gelten die massive Abholzung, der Rückgang der Biodiversität, die mangelnde Wasserqualität sowie die Bodenerosion. Zudem führtdie hohe Abhängigkeit von Biomasse insbesondere imZusammenhang mit Dürreperioden zu Versorgungs-problemen.

Für die lokale Stromversorgung jenseits des ICS-Netzesvon EEPCo werden Dieselgeneratoren als gängige Artder Energieversorgung genutzt.

Im Sinne einer sozialen und wirtschaftlichen Entwick-lung des ländlichen Raumes forciert die äthiopischeRegierung in Zusammenarbeit mit internationalenGeberorganisationen verschiedene Maßnahmen zurländlichen Elektrifizierung. Die Programme sindeingebettet in den von der äthiopischen Regierung formulierten Leitsatz der agrargestützten Industriali-sierung, der so genannten Agricultural Development-Led Industrialization Strategy (ADLI). Gleichwohlhaben erneuerbare Energien jenseits der großen Wasserkraft dabei nur eine untergeordnete Bedeutung.

Sustainable Development and Poverty Reduction Program (SDPRP)Die äthiopische Regierung hat im Juli 2002 unterFederführung des Ministeriums für Finanzen undWirtschaftliche Entwicklung (MoFED) ein Programmzur Armutsreduzierung – Sustainable Development forPoverty Reduction Program (SDPRP) – vorgelegt.Darin wird die Bedeutung des Ausbaus der ländlichenEnergieversorgung für die Entwicklung des Landes aus-drücklich betont.

Rural Electrification StrategyEbenfalls im Jahre 2002 hat das Ministerium für Infrastruktur ein Strategiepapier zur ländlichenElektrifizierung herausgebracht. Darin werden derAusbau des Stromnetzes, die Schaffung von netzfernenSystemen, der Einsatz erneuerbarer Energien sowie derAufbau eines institutionellen Rahmens als Ziele benannt.

Die Aktivitäten des Rural Electrifications Funds (REF)gehen auf die Rural Electrification Strategy zurück. ImRahmen des Energy Access Project der Weltbank stehendem REF Mittel in Höhe von 15 Mio. US$ zur Ver-fügung. 2006 hat der Rural Electrification Board(REB) erstmals die Förderung von Projekten bekanntgegeben. Aus den 31 von Kooperativen, Kommunen undprivaten Unternehmen eingereichten Projekten wurden15 bewilligt. Bei 14 der 15 ausgewählten Projekte istdie Nutzung von Dieselgeneratoren vorgesehen. Erneuer-bare Energien spielen so gut wie keine Rolle. Die Weiter-führung des Projektes ist zunächst bis 2009 geplant.

Universal Electrification Access Program (UEAP)Im Februar 2006 hat EEPCo im Auftrag der Regierungunter dem Titel Universal Electrification Access Program (UEAP) das bisher umfassendste Programmzum ambitionierten Ausbau der Elektrizitätsversorgunglanciert. Das Programm ist eingebettet in die aktuelleFünfjahresstrategie der Regierung für den Stromsektorfür den Zeitraum bis 2010.

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Tab. 4: Entwicklung und Anzahl neuer ans Stromnetz angeschlossener Ortschaften; Äthiopien; 2002-200622

Im Rahmen des UEAP sollen 7.542 Städte, Dörfer undöffentliche Einrichtungen einen Zugang zum Stromnetzerhalten. Bis 2010 soll der Anteil der Bevölkerung mitAnbindung an das Stromnetz von EEPCo auf 50% steigen. Die Kosten zur Verwirklichung aller imRahmen des UEAP anvisierten Ziele werden auf 1,3 Mrd. US$ geschätzt.

Bis 2009 ist vorgesehen, dass weitere 200 ländlicheSiedlungen an das nationale Stromnetz angeschlossenwerden. Die Kosten für die nötigen Investitionen für diesen Projektabschnitt belaufen sich auf rund 177 Mio. US$. Einen Anteil von 100 Mio. US$ hat dieWeltbank im Rahmen des Ethiopian Electricity Access(Rural) Expansion Project Mitte 2006 zugesagt, weitere 77 Mio. US$ werden vom äthiopischen Staataufgebracht.

Eine weitere Finanzierungshilfe lässt die Weltbank der-zeit offen. Zwar hat der staatliche EnergieversorgerEEPCo sein Potenzial bei der Verwirklichung derambitionierten Ziele in den vergangenen Jahren unterBeweis gestellt, jedoch bleiben Zweifel an der Wirt-schaftlichkeit der Zielvorgaben. Dies gilt insbesonderehinsichtlich der zu niedrigen Strompreise angesichtsder umfangreichen Expansion des Netzes.

Die Afrikanische Entwicklungsbank (AfDB) fördertdas äthiopische Elektrifizierungsprogramm mit einemKredit in Höhe von 131 Mio. US$. Der Kredit wurdeim Dezember 2006 bewilligt. Das Projekt startetAnfang 2007 und soll eine Dauer von 48 Monatenhaben. Geplant ist unter anderem der Bau einer 280 km langen Hochspannungsleitung und mehrererTausend Kilometer Niedrigspannungsleitungen. Insgesamt sollen 235 Ortschaften mit knapp 2 Mio.Einwohnern in den Regionen Akesta-Alem Ketemaund Nekemte-Gendo ans Stromnetz angeschlossenwerden.

Wechselkurs (Ende Januar 2007):1 Äthopischer Birr (ETB) = 0,08 Euro (EUR)1 US-Dollar (USD) = 8,77 ETB

11 Äthiopien


22 Quelle: Worldbank, Electricity Access Expansion, Project Information Document, Oktober 2006. 191

Jahr

Anzahl der Städte mitneuem Zugang zumStromnetz/Jahr

Gesamtzahl der Städtemit Zugang zum Stromnetz

2002

23

492

2003

66

558

2004

74

632

2005

32

664

2006

227

891

11 Äthiopien

11.7 Literatur

• Austrian Development Cooperation: Ethiopia – Subprogram Energy 2004-2006, 2004

• Bundesagentur für Außenwirtschaft (bfai): Äthiopien – Wirtschaftsentwicklung 2004-2005, März 2006

• Bundesagentur für Außenwirtschaft (bfai): Äthiopien plant massiven Ausbau der Stromerzeugung, März 2006

• Dalelo, Aklilu:Rural Electrification in Ethiopia: Opportunities and Bottelnecks, Addis Ababa University, Department of Geographyand Environmental Education, 2002

• Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH:TERNA Wind Energy Programme, Ethiopia, Wind Data Evaluation after 12 Months, April 2006

• Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH:TERNA Wind Energy Programme, Feasibility Study for Wind Park Development in Ethiopia and Capacity Building – Mesobo-Harena Wind Park Site,Final Report, August 2006

• Deutsche Gesellschaftfür Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH: TERNA Wind Energy Programme, Feasibility Study for Wind Park Development in Ethiopia and Capacity Building – Ashegoda Wind Park Site, Final Report, August 2006

• EEPCo: Universal Electrification Access Program (UEAP), Februar 2006

• EEPCo: EEPCo in Brief, www.eepco.gov.et, April 2004

• Hailu, Girma: Energy Law Ethiopia, Leuven, Belgium, 2000

• Hankins, Mark & Shanko, Melessew:A Background Study of the Role of PV and Micro-Hydro for Off-Grid Rural Electrification, The World Bank Africa Regional Office, April 2002

• Ministry of Infrastructure:Rural Electrification Strategy, Mai 2002

• Walelu, Kebede: Ethiopian Electric Power Corporation (EEPCo): Wind Energy Projects in Ethiopia, Oktober 2006

• Wolde-Ghiorgis, Woldemariam: Renewable Energy for Rural Development in Ethiopia: The Case for New Energy Policies and Institutional Reform, Addis Ababa University, 2004

• Wolde-Ghiorgis, Woldemariam: The Potential Contribution of Renewables in Ethiopia’s Energy Sector: An Analysis of Geothermal and Cogeneration Technologies, 2004

• Worldbank: Electricity Access Expansion, Project Information Document, Oktober 2006

192

11 Äthiopien

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen11.8 Kontakte

Ethiopian Science and Technology Agency (ESTA)Mines, Energy and Water DepartmentP.O. Box 2490, ESTC Addis AbabaTel. +251 (11) 15 69 166Fax +251 (11) 15 72 715E-Mail: [email protected] www.estc.gov.et/Mines,%20Water%20and%20Energy.htm

Ethiopian Electric and Power Corporation (EEPCo)P.O. Box 1233 Addis AbabaTel. +251 (01)-56 00 42 Fax +251 (01) 55 08 22 E-Mail: [email protected]

Ethiopian Electricity Agency (EEA)P. O. Box 486Addis AbabaTel. +251 (11) 53 68 9Fax +251 (11) 51 78 74www.ethioelectricagency.org

Botschaft von Äthiopien in DeutschlandBoothstrasse 20a12207 BerlinTel. +49 (30) 77 20 6-0Fax +49 (30) 77 20 626 E-Mail: [email protected]

Deutsche Botschaft in ÄthiopienP. O. Box 660Addis AbabaTel. +251 (11) 12 35 139 Fax +251 (11) 12 35 152www.addis-abeba.diplo.de

Deutsche Gesellschaft für Technische ZusammenarbeitGmbH (GTZ)Ansprechpartner: Dr. Claus BätkeTel. +49 (619) 67 91 917Fax +49 (619) 67 94 619E-Mail: [email protected]üroadresseGTZ OfficeGerman House of CooperationCasa Inchis, Kirkos Sub City, Kebele 18P.O. Box 12631Addis AbabaTel. +25 (11) 51 80 200E-Mail: [email protected]/de/weltweit/afrika/576.htm

WeltbankWORBEK HOUSE Africa Avenue , Bole RoadWoreda 17, Kebele 19House # 402/3P.O. Box 5515Addis AbabaTel. +251 (1) 62 77 00E-Mail: [email protected]/et

Ethiopian Chamber of CommerceP.O. Box 517Addis Ababa Tel. +251 (11) 55 18 240Fax +251 (11) 55 17 699E-Mail: [email protected]

African Development BankEthiopia Country Office (ETCO) Sevita Building, 7th FloorAfrica Avenue (close to Addis Ababa InternationalAirport) P.O. Box 25543 Code 100Addis Ababawww.afdb.org/portal/page?_pageid=313,167057&_dad=portal&_schema=PORTAL

193

11 Äthiopien

National Meteorological Services Agency (NMSA)P.O.Box 1090Tel. +251 (1) 51 22 99/61 57 79Fax +251 (1) 51 70 66E-Mail: [email protected] Ababahttp://geoinfo.uneca.org/geoinfo/ethiopia/nmsa.html

Environmental Protection Authority (EPA)P.O. Box 12760 Gurd SholaAddis Ababa, EthiopiaTel. +251 (1) 46 46 07/46 48 80/46 38 43 E-Mail: [email protected] www.epa.gov.et

Ethiopian Rural Energy Development and Promotion Center (EREDPC)P.O. Box 8063 Ras Lulseged Street, Mexico Square Addis Ababa Tel. +251 (1) 15 36 89/15 16 04 Fax +251 (1) 51 78 74/50 77 34E-Mail: [email protected]

194

12 Jordanien

12 Jordanien1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: NEPCO.2 Produktion für das Verbundnetz durch Kraftwerke des nationalen Stromerzeugers plus Produktion für den Eigenbedarf von Selbstversorgern

plus Einspeisung aus der Produktion von Selbstversorgern in das Verbundnetz.3 Enthalten sind sowohl Stromerzeuger aus der Industrie, die Strom an das Verbundnetz abgeben, als auch reine Selbstversorger.4 Quelle: NEPCO.


Installierte Kapazitäten In 2005 wurde das jordanische Verbundnetz durch eineinstallierte Kraftwerkskapazität von 1.873 MW ver-sorgt. Gegenüber dem Vorjahr (1.643 MW) ist damitdie Leistung um 14% gestiegen. Die gesamte landes-weit verfügbare Kraftwerksleistung, einschließlich dervereinbarten Importkapazitäten, betrug im gleichenJahr 2.019 MW (Tab. 1).

Neben den Kraftwerken der beiden staatlich dominiertenStromerzeuger gibt es eine Reihe von Industrieunter-nehmen, die Strom in Eigenanlagen produzieren.Einige davon speisen überschüssigen Strom in das jordanische Verbundnetz ein. Außerdem steht zusätzlicheKapazität durch eine Kopplung mit dem ägyptischenund dem syrischen Stromnetz bereit. Die vier größtenKraftwerke sind das Kraftwerk in Akaba (Dampfkraft-werk, 656 MW), das Hussein-Kraftwerk in Zerqa(Dampfkraftwerk, 396 MW), die Anlage in Rehab(dieselbetriebene Gasturbine, 353 MW) sowie ein neuesKombi-GuD-Kraftwerk in Al-Risha.

Tab. 1: Installierte Kraftwerksleistung und verfügbareKapazität (inkl. Import) in Jordanien; 2001-2005; MW1

StromerzeugungDer 2005 in Jordanien erzeugte Strom2 in Höhe von rund 9.650 GWh stammte zu 82,5% aus Dampfkraft-werken. 6,7% kamen aus Gasturbinenkraftwerken, diemit Erdgas befeuert wurden. Weitere 3,5% aus dieselbe-triebenen Kraftwerken und Dieselgeneratoren. Knapp6% entstammten dem bisher einzigen GuD-Kraftwerkin Al-Risha.

Erneuerbare Energieträger haben nur einen geringenAnteil an der Stromproduktion. Wasserkraft war 2005für 0,6% (57 GWh) der erzeugten Strommenge verant-wortlich. Biogas (5 GWh) und Windkraft (3 GWh)machten je weniger als 0,1% aus. Die Menge desStroms, der landesweit in Dieselgeneratoren hergestelltwurde (73 GWh oder 0,7%), übertrifft die Strommengeaus Wasserkraft, Windkraft und Biogas (zusammen 65 GWh).

Tab. 2: Stromproduktion in Jordanien nach Art der Erzeugung; 2000-2005; GWh4

195

MW

2002

1.013

43

353

120

12

1,4

1

1.643

1.788

2001

1.013

43

353

120

10

1,4

1

1.541

k.A.

2003

1.013

43

353

120

12

1,4

1

1.643

1.788

2004

1.013

43

353

120

12

1,4

1

1.643

1.789

2005

1.013

43

353

150

300

12

1,4

1

1.873

2.019

Dampfkraftwerke

Dieselgeneratoren

Gasturbine (Diesel)

Gasturbine (Erdgas)

GuD

Wasserkraft

Wind

Biogas

Installierte Leistung(gesamt)

Verfügbare Kapazität,inkl. Import

GWh

2002

7.630

6.771

3

115

680

53

3

5

502

434

68

8.132

2001

7.144

6.240

1

83

769

43

3

5

405

364

41

7.549

2003

7.489

6.430

1

262

746

41

3

6

505

428

77

7.994

2004

8.471

7.168

1

464

776

53

3

6

496

422

74

8.967

2005

9.138

7.524

2

341

648

558

57

3

5

516

445

71

9.654

Elektrizitätssektor

Dampfkraftwerke

Dieselgeneratoren

Gasturbinen (Diesel)

Gasturbinen (Erdgas)

GuD

Wasserkraft

Wind

Biogas

Industriesektor3

Dampfkraftwerke

Dieselgeneratoren

Summe

Da die Menge des in Jordanien produzierten Stroms seiteinigen Jahren nicht zur Bedarfsdeckung ausreicht,wird zusätzlich elektrische Energie aus Ägypten undSyrien bezogen. 2005 wurden 982 GWh zugekauft, dassind gut 9% des Stroms, der in Jordanien insgesamt zurVerfügung stand. Im Land selbst wird Strom durch diebeiden staatseigenen Stromerzeuger CEGCO undSEPGCO, durch industrielle Selbstversorger sowieIndustrieunternehmen produziert. Die zwischen 2001und 2005 importierten sowie durch die verschiedenenAkteure in Jordanien produzierten Strommengen sindin der nachfolgenden Tabelle aufgelistet.

Tab. 3: Erzeugte und importierte Strommengen in

Jordanien; 2001-2005 in GWh5

BrennstoffversorgungJordanien selbst hat bisher keine nennenswerten Erdöl-vorkommen erschließen können. Bis zum Beginn desdritten Golfkrieges (2003) bezog das Land zu sehr günstigen Konditionen6 Erdöl aus dem Irak. Nachdemdiese Vorzugsbedingungen nicht mehr zur Verfügungstanden, musste Jordanien Erdöl zu Weltmarktpreisenbeschaffen. Kuwait und Saudi-Arabien sind seit 2003 dieHauptöllieferanten. Da Raffinerieprodukte noch immerzu subventionierten Preisen an die Endverbraucherabgegeben werden, entstehen für den jordanischenStaatshaushalt hohe Belastungen.7

Jordaniens einziges Erdgasvorkommen liegt bei Rishaim Nordosten des Landes an der Grenze zum Irak. Dasdort geförderte Erdgas (derzeit ca. 700.000 m3 pro Tag)versorgt vor allem das benachbarte GuD-Kraftwerk,das 2005 in Betrieb ging. Seit 2003 liefert Ägyptenüber eine Pipeline durch den Golf von Akaba zusätzli-ches Erdgas nach Jordanien. Seitdem wurde ein Groß-teil vormals schwerölbetriebener Kraftwerke auf Erdgasumgestellt. Vor allen Dingen aus diesem Grund hatsich der Erdgasverbrauch in der Zeit von 2003 bis 2005auf etwa 1,5 Mrd. Kubikmeter pro Jahr erhöht.

Die Verteilung auf die drei zur Stromerzeugunggenutzten fossilen Brennstoffe sah 2005 folgender-maßen aus: Erdgas 58%, Schweröl 32% und Diesel10%. Die nachfolgende Tabelle stellt den Anteil derStromproduktion am landesweiten Brennstoffverbrauchin Jordanien dar.

12 Jordanien

5 Quelle: NEPCO.6 Ein Teil dieser Ölimporte aus dem Irak stand zu vergünstigten Preisen zur Verfügung, teilweise waren die Öllieferungen kostenlos.7 2005 machten diese Kosten etwas 7% des Bruttosozialprodukts aus.196

GWh

2002

8.150

7.615

95

10

93

10

5

322

304

93

153

15

43

8.454

8,2%

2001

7.616

7.132

115

25

65

7

5

267

200

87

97

16

7.816

5,3%

2003

8.651

7.468

96

10

84

15

6

972

315

92

156

16

51

8.966

6,1%

2004

9.483

8.449

96

10

80

16

6

788

38

310

83

163

16

48

9.793

9,2%

2005

10.314

9.086

30

101

6

87

17

5

741

241

322

91

166

15

50

10.636

8,6%

Verbundsystem insgesamt

CEGCO

SEPGCO

Potash Co.

Cement Factory

Indo-Jordan Chemicals Co.

King Talal Dam

Jordan Biogas Company

Importierter Strom aus Ägypten

Importierter Strom aus Syrien

Andere Industrieunternehmeninsgesamt

Refinery

Fertilizer Co.

Hussein Iron Factory

United Iron & Steal Manufacturing Co.

Summe

Wachstumsrate

12 Jordanien


8 Quelle: NEPCO; toe = ton(s) of oil equivalent, Tonne(n) Rohöleinheit (1 toe = 41,87 GJ = 11,63 MWh).9 Quelle: NEPCO.10 Hochspannungsleitungen 400 kV und 132 kV, inklusive Importe.11 Ohne die Netzwerke von Industrieunternehmen.12 Quelle: NEPCO.

Tab. 4: Brennstoffverbrauch zur Stromerzeugung; 2000-2005; in 1000 toe8

Stromübertragung und -verteilungDas nationale jordanische Verbundnetz stellt denStromtransport von den Kraftwerken zu den Verteiler-stationen und Umspannwerken in den unterschiedlichenRegionen des Königreichs sicher. Dabei kommen Leitungen mit 400 kV und 132 kV zum Einsatz. DieTopografie des Netzes ist sternförmig mit einer klarerkennbaren Nord-Süd-Achse, nur dort verläuft eine400-kV-Leitung, die von Akaba im Süden über Ammanbis hinauf zur syrischen Grenzen führt. Lediglich rundum die Hauptstadt ist das Netz ringförmig angelegt.

Das Netz ist im Norden über eine 230-kV- und eine400-kV-Leitung mit dem syrischen Stromnetz ver-bunden. Im Süden gibt es eine 400-kV-Verbindungzum ägyptischen Netz. Das Verbundnetz speist dielokalen Verteilungssysteme, über die fast die gesamteBevölkerung Jordaniens mit Strom versorgt wird. DieGesamtlänge der installierten Hochspannungsleitungen(132 kV und 400 kV) beträgt rund 3.400 km.

In der folgenden Tabelle ist der Ausbaustand des jordanischen Transportnetzes in den Jahren 2000 und2005 dargestellt.

Tab. 5: Entwicklung des Transportnetzes in Jordanien;

2000, 2005; km9

Tabelle 6 gibt die Verluste bei der Stromproduktionfür das jordanische Verbundnetz, beim landesweitenTransport und bei der Verteilung an die Stromkundenwieder (ohne Selbstversorger).

Tab. 6: Verluste im jordanischen Stromsektor

(Verbundnetz); 2000, 2005; GWh12

197

Ttoe

2002

1.802

1.802

145

1.947

5.299

36,7%

2001

1.701

1.701

119

1.820

5.150

35,3%

2003

1.845

1.845

141

1.986

5.774

34,4%

2004

2.113

2.113

139

2.252

6.489

34,7%

2005

2.249

2.240

9

144

2.393

7.008

34,1%

Elektrizitätssektor

CEGCO

SEPGCO

Industriesektor (inkl. Selbstversorger)

Für Stromerzeugung insgesamt

Brennstoffverbrauch landesweit

Anteil der Stromerzeugungam Gesamtbrennstoffver-brauch

GWh

2000

7.125

6.639

6,8

6.535

6.321

3,3

5.646

5.038

10,8

7.170

5.872

18,1

Erzeugungsverluste

Transportverluste10

Verteilungsverluste11

Verluste des gesamten Verbundsystems

2005

9.332

8.756

6,2

9.557

9.221

3,5

8.416

7.431

11,7

10.314

8.417

18,4

Erzeugter Strom

Aus Kraftwerken ins Netzabgegebener Strom

Verlust [%]

Ins Netz eingespeister Strom(inkl. Stromimporte)

Verkaufter Strom (an Verteilungsunternehmen)

Verlust [%]

Abgegebene Energie

Verkaufte Energie (an Endkunden)

Verlust [%]

Erzeugte und zugekaufteEnergie

Genutzter Strom

Verlust [%]

km

2005

871

17

2.512

17

2000

809

17

2.200

17

Zahlen

400 kV

230 kV

132 kV

66 kV

12 Jordanien

13 Quelle: NEPCO.14 Ebda. 15 Ebda.

Stromverbrauch und SpitzenlastDie Spitzenlast lag landesweit (inkl. Selbstversorger) in 2005 bei 1.751 MW. Gegenüber dem Vorjahr (1.555 MW) war das ein Anstieg um 12,6%. Im jordanischen Verbundnetz wurde 2005 eine Spitzenlastvon 1.710 MW erreicht, was einem Anstieg von knapp13% gegenüber dem Vorjahr (1.515 MW) entspricht.

Die Verteilung der Last auf die einzelnen Kraftwerks-typen war 2005 zum Zeitpunkt der Spitzenlast im Ver-bundsystem (1.710 MW) folgende: Dampfkraftwerke57%, Dieselturbinen 22%, Erdgasturbinen 4%, andereErzeuger 2%, Importe aus Syrien und Ägypten 15%.Zwischen 2000 und 2005 ist die Spitzenlast jährlichum durchschnittlich 7,7% gewachsen.

Der Stromverbrauch belief sich 2005 landesweit auf8.712 GWh und ist damit gegenüber dem Vorjahr umknapp 8% gestiegen. Die Steigerungsrate im Jahrzuvor (2003 auf 2004) betrug gut 10%. Im Jahr 2005betrug der durchschnittliche Pro-Kopf-Verbrauch1.939 kWh (2004: 1.830 kWh).

Aufgeschlüsselt nach Sektoren stellt sich der Stromver-brauch folgendermaßen dar:

Tab. 7: Entwicklung des Stromverbrauchs in Jordanien nach Sektoren; 2000-2005; GWh13

Die Prognosen des staatlichen Stromversorgers NEPCOsagen für das Jahr 2020 eine Stromnachfrage von etwa20.700 GWh voraus, was einer Verdopplung gegenüberdem Verbrauch von 2005 entspräche.

Tab. 8: Entwicklung der nachgefragten Strommenge im jordanischen Strommarkt; geschätzt; 2008-2020; GWh14

Jordaniens nationaler Stromversorger NEPCO gehtdavon aus, dass sich die Nachfrage nach elektrischerLeistung bis 2020 in etwa folgendermaßen entwickelt:

Tab. 9: Entwicklung der Leistungsnachfrage auf dem jordanischen Strommarkt; geschätzt; MW; 2008-202015

StrompreiseIm Juni 2002 wurden die Stromtarife in Jordanien daserste Mal seit Mai 1996 leicht angehoben. 2003 und2004 folgten weitere moderate Preiserhöhungen. Dieletzte Tarifanpassung fand im Juli 2005 statt. DasPreisgefüge ist grob in zwei Bereiche geteilt – Großab-nehmer und Endkunden. Die Großabnehmer, zu denenneben Industrieunternehmen auch die lokalen Strom-versorger gehören, zahlen einen Leistungspreis für jedesKilowatt ihrer maximalen Leistungsabnahme. Dazukommt ein Arbeitspreis, der nachts geringer ist alstagsüber.

Die Tarife für Endabnehmer unterscheiden zwischengewerblichen Kunden und privaten Haushalten. DerStrompreis für Haushalte steigt progressiv mit derMenge des abgenommenen Stroms. Bei beiden End-kundengruppen wird ein monatlicher Mindestbe-trag von 1,10€ (Haushalte) beziehungsweise 1,37€ (Gewerbe) angesetzt.

198

GWh

Wasser-pumpen

990

981

1.045

1.104

1.261

1.298

Gewerbe

805

880

971

1.047

1.190

1.316

Straßen-beleuchtung

173

178

190

201

213

247

Andere

210

219

237

213

201

201

Summe

6.133

6.392

6.906

7.330

8.089

8.712

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Haus-halte

1.981

2.110

2.270

2.471

2.745

2.989

Industrie

1.974

2.024

2.193

2.294

2.479

2.659

2009

13.608

5,6

2008

12.887

6,2

2010

14.299

5,1

2015

17.739

4,4

2020

20.697

3,1

nachgefragte Strommenge[GWh]

jährliche Steigerungsrate[%]

2009

2230

5,6%

2008

2112

6,0%

2010

2339

4,9%

2015

2856

4,1%

2020

3289

2,9%

maximale Stromnachfrage [MW]

jährliche Steigerungsrate

12 Jordanien


16 Quelle: NEPCO.17 In der Zeit von 1977 bis 1997 ist die erzeugte Strommenge jährlich um durchschnittlich 12% gewachsen.

In 2006 ging das Energieministerium von einem Wachstum von jährlich über 5% bis 2010 aus.18 Die Jordan Electricity Authority (JEA) bestand als nationale Elektrizitätsbehörde seit 1967.

Tab. 10: Entwicklung der Strompreise in Jordanien; 1996-2005; Preise in Euro16

.

12.2 Marktakteure

In Anbetracht der jährlich steigenden Stromnach-frage17 und der zentralen Rolle der Elektrizitätsversor-gung für die gesamte wirtschaftliche Entwicklungbeschloss die jordanische Regierung 1997 eine Re-strukturierung des Sektors. Vorrangiges Ziel der Reformwar eine Erhöhung der Effizienz und Leistungsfähigkeitder jordanischen Stromwirtschaft, die unter anderemdurch eine Öffnung des jordanischen Strommarktesund Beteiligung privater Investoren beim weiterenAusbau des Stromsektors erreicht werden sollte. Im Zugedieser Maßnahmen fand eine Entflechtung der dreiBereiche Stromproduktion, -transport und -verteilungstatt. Anstelle der staatlichen Behörde JEA18, die bisdahin auf allen Ebenen allein zuständig war, entstandeneinzelne Unternehmen, die jeweils nur auf einem Teil-bereich tätig sind.

Stromerzeugungsunternehmen

Central Electricity Generating Company (CEGCO)Die Aktiengesellschaft, die in dieser Form seit 1999besteht, betreibt die meisten der jordanischen Kraft-werke. 2005 stammten 94% des in Jordanien produ-zierten Stroms aus Kraftwerken von CEGCO. Diegesamte produzierte Elektrizität wird an NEPCO ver-kauft. Diese ist neben der jordanischen Regierung, dieselbst 75% der CEGCO-Aktien hält, auch einzige weitere Anteilseignerin des nationalen Stromerzeugers.

Samra Electric Power Generating Company (SEPGCO)Die Aktiengesellschaft, die sich bisher komplett imEigentum des jordanischen Staates befindet, wurde2003 gegründet. Sie ist für den Betrieb des GuD-Kraftwerke in Al-Risha verantwortlich. Das Energie-ministerium hat SEPGCO 2005 mit dem Bau einesweiteren 100-MW-Dampfkraftwerks beauftragt. Diejordanische Regierung plant die Privatisierung desUnternehmens im Rahmen eines internationalen Aus-schreibungsverfahrens.

199

2002-2003

2,63

0,034

0,023

2,63

0,053

0,037

0,034

0,060

0,070

0,088

0,068

0,042

0,066

0,042

0,027

seit 2005

2,63

0,037

0,026

2,63

0,053

0,037

0,034

0,065

0,073

0,090

0,069

0,045

0,066

0,044

0,033

Großabnehmer

Stromversorger

Leistungspreis (€/kW/Monat)

Tagestarif (€/kWh)

Nachttarif (€/kWh)

Großindustrie

Leistungspreis (€/kW/Monat)

Tagestarif (€/kWh)

Nachttarif (€/kWh)

Endkunden (ohne Großabnehmer)

Private Haushalte

1-160 kWh (€/kWh)

161-300 kWh (€/kWh)

301-500 kWh (€/kWh)

über 500 kWh (€/kWh)

Gewerbe

Kleinindustrie

Hotels

Wasserpumpen

Straßenbeleuchtung

1996-2002

2,63

0,032

0,021

2,63

0,052

0,035

0,033

0,057

0,066

0,082

0,066

0,040

0,066

0,037

0,022

12 Jordanien

200

Stromübertragungsunternehmen

National Electric Power Company (NEPCO)Das nationale Stromunternehmen National ElectricPower Company (NEPCO) ist als Aktiengesellschaftorganisiert, deren Kapital sich vollständig im Besitzder Regierung befindet. Ihr Auftrag ist der Ausbau undBetrieb des landesweiten Transportnetzes. NEPCOkauft den Strom als “single buyer” von den Erzeugern,um diesen an die Betreiber der Verteilungsnetze weiterzuverkaufen. Das Unternehmen betreibt einnationales Lastverteilungszentrum, um die Anpassungzwischen Strombedarf und -bereitstellung zu regeln.

Verteilungsunternehmen

Jordan Electric Power Company (JEPCO)Das Verteilungsunternehmen belieferte 2005 rund739.000 Endkunden in den vier Gouvernements Capi-tal, Zarqa, Madaba, und Balqa mit Strom. Das waren4.793 GWh oder 55% der landesweit verbrauchtenStrommenge. Das Unternehmen besteht seit 1947 alsAktiengesellschaft. Die fünfzigjährige Konzessionsver-einbarung, welche die Geschäftsgrundlage von JEPCObildet, läuft 2012 aus.

Irbid District Electricity Company (IDECO)Dieses Verteilungsunternehmen belieferte 2005 circa251.000 Kunden in den vier Gouvernements Irbid,Mafraq, Jerash und Ajloun mit Strom (1.210 GWh).Rund 14% des in Jordanien verbrauchten Stromswurden durch das Netz von IDECO an Endkundenabgegeben. Die Konzession von IDECO läuft bereits2011 aus. Gegründet wurde IDECO 1961 als privat-wirtschaftliches Versorgungsunternehmen. NEPCO hältbisher noch 55% der Firmenanteile, von denen sie sichaber im Zuge einer weiteren Privatisierung der Strom-versorgung trennen will.

Electricity Distribution Company (EDCO)In den Regionen des Landes, für die weder JEPCO nochIDECO eine Konzession besitzen, werden die Endkundenvon EDCO beliefert. 2005 waren das 139.000 Kunden,an die 1.427 GWh geliefert wurden oder gut 16% desjordanischen Gesamtverbrauchs. EDCO ist als Versor-gungsunternehmen aus der Entflechtung der jorda-nischen Elektrizitätsbehörde hervorgegangen. DasUnternehmen befindet sich im Staatsbesitz und soll imRahmen der Privatisierung des Sektors veräußert werden.

Weitere Akteure im Energiesektor

Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR)Das Ministerium gibt die Ziele und politischenRahmenbedingungen für die Entwicklung des Energie-markts vor. Zentrale Aufgabe ist es, die fortdauerndeEntwicklung des Landes durch ausreichende Verfüg-barkeit von Energie zu ermöglichen. Dies soll zu mög-lichst geringen Kosten und gleichzeitig unter Einhal-tung hoher Standards geschehen. Dazu sollen auch ausländische Investoren für die Bereiche Stromer-zeugung, Ölförderung und Erschließung anderer lokalverfügbarer Energiequellen gewonnen werden.

Electricity Sector Regulatory CommissionDiese 2001 eingerichtete unabhängige Institution hateine ganze Reihe von Aufgaben. Einerseits legt sie dieStromtarife und die Gebühren für Dienstleistungen imZusammenhang mit dem Verkauf von Strom fest.Andererseits vergibt sie Lizenzen an Stromerzeuger und-verteiler und überwacht die Einhaltung der Lizenzbe-dingungen. Weiter soll sie dazu beitragen, Streitigkeitenzwischen Betreibern und Stromkunden möglichst güt-lich zu schlichten. Auch bei Unstimmigkeiten zwischenzwei Betreibern von Stromerzeugungs- oder Verteilungs-unternehmen soll die Kommission vermitteln.

In allen Belangen des Elektrizitätssektors soll sie daraufachten, dass die Interessen der Allgemeinheit gewahrtbleiben. Dazu kann sie sowohl beratend tätig werden,als auch öffentlich Stellung nehmen.

12 Jordanien


19 Studien von 1997 gingen von einem jährlichen Investitionsvolumen zwischen 65 und 156 Mio. US$ pro Jahr bis 2015 aus, je nach gewähltem Szenario.

National Energy Research Center (NERC)Das Zentrum wurde 1998 geschaffen, um die wissen-schaftliche Forschung auf dem Gebiet der erneuerbarenEnergien und der effizienten Energienutzung voranzu-treiben. Außerdem soll das Zentrum Möglichkeitenerforschen, den in Jordanien reichlich vorhandenenÖlschiefer zur Energiegewinnung nutzbar zu machen.Schließlich gehören die Ausbildung und der Technolo-gietransfer auf den angesprochenen Forschungsgebietenzu den Aufgaben des Zentrums. Das NERC kooperiertdabei unter anderem mit dem Energieministerium, derRoyal Scientific Society und der Natural ResourcesAuthority. Der Energieminister ist gleichzeitig Vor-sitzender des Zentrums.


Entwicklung des StromsektorsSeit 1967 war in Jordanien die Jordan Electricity Authority (JEA) für die Produktion und den landes-weiten Transport von elektrischer Energie verantwort-lich. In den Regionen, in denen die Belieferung derEndkunden nicht durch eine der beiden konzessioniertenStromversorger JEPCO oder IDECO erfolgte, war JEAüberdies auch für die Verteilung des Stroms bis zumEndkunden zuständig.

Mangelnde finanzielle und administrative Unab-hängigkeit, das Fehlen von Eigenverantwortung undmarktwirtschaftlicher Ausrichtung sowie eine unzu-reichende Tarifstruktur führten zu einer Reihe von Pro-blemen. Investitionsentscheidungen wurden von einerRegierungskommission getroffen und nicht nach kauf-männischen Gesichtspunkten. Die Personalpolitik orientierte sich an staatlichen Vorgaben, die denBedürfnissen des Stromsektors nicht gerecht wurden.Schließlich führte die staatliche Tarifpolitik zu jährlichenVerlusten, weil die Strompreise nicht kostendeckendausgestaltet waren. Gleichzeitig förderte die Tarifstrukturerhebliche Quersubventionen zwischen einzelnen Kundengruppen. Diese Subventionen wiederum setztenfalsche Preissignale und sorgten für eine Verzerrung desStrommarkts.

Der jährlich stark wachsende Strombedarf machteumfangreiche Investitionen19 zum Ausbau des Kraft-werksparks und zur Erweiterung des Stromnetzes not-wendig, die für den jordanischen Staatshaushalt alleineeine große Belastung dargestellt hätten.

Liberalisierung

Ziele Mitte der neunziger Jahre beschloss die Regierung eine Umstrukturierung des Elektrizitätssektors, die inmehreren Stufen ablaufen sollte und bisher nicht abge-schlossen ist. Sie verfolgt dabei folgende Ziele: • Effiziente und zuverlässig verfügbare Strompro-

duktion, welche die allgemeine langfristige Ent-wicklung des Landes unterstützt, indem sie Elek-trizität zu wirtschaftlichen Konditionen bereitstellt.

• Der Stromsektor soll den Staatshaushalt nicht weiter durch jährliche Verluste belasten und selbst die nötigen Mittel aufbringen oder einwerben, die für eine Instandhaltung und Weiterentwicklung der Anlagen und Netze nötig sind.

• Der Betrieb und die Regulierung des Stromsektorssollen so umgebaut werden, dass der Wettbewerb gefördert wird und private Investoren für einen Einstieg in den jordanischen Strommarkt gewonnenwerden können.

Um diese Ziele zu erreichen, orientiert sich das Reform-programm an folgenden Prinzipien:• Dem Anwerben von privaten Investoren für den

Ausbau des Stromsektors kommt eine hohe Priorität zu. Sie sollen helfen, einen wachsenden Bedarf zu befriedigen.

• Restrukturierung und Privatisierung von Staats-betrieben, wo dies sinnvoll ist, um unabhängige, wirtschaftlich tragfähige Einrichtungen zu schaffen.

• Einführung von unabhängigen Stromproduzenten.• Einrichtung eines Regulierungssystems, das zuver-

lässige, transparente und nachvollziehbare Grund-regeln für alle Teilnehmer auf dem Stromsektor aufstellt.

• Förderung vom Umwelt- und Sicherheitsstandardsund Energieeffizienz.

201

12 Jordanien

20 Tochter der US-amerikanischen AES Corporation.21 Temporary Law No. (64) for the Year 2003/General Electricity Law.

UmsetzungDie Restrukturierung fand in drei Phasen statt. In der 1. Phase (1994 bis 1996) wurden folgende Maß-nahmen umgesetzt: Anpassung der Gesetzgebung füreine Liberalisierung des Elektrizitätssektors; Trennungvon legislativer Ausgestaltung, Regulierung und Betriebdes Stromsektors; Umwandlung der Strombehörde JEAin eine Aktiengesellschaft (NEPCO), die nach markt-wirtschaftlichen Gesichtspunkten operiert; Einrichtungder Regulierungsbehörde für die Festlegung von Strom-tarifen und schließlich Einführung einer gesetzlichenGrundlage für unabhängige Stromproduzenten.

In der 2. Phase (1996 bis 2001) wurde Folgendeserreicht: Entflechtung von NEPCO in einzelne Betriebefür Produktion (CEGCO), Transport (weiterhinNEPCO) und Verteilung (EDCO). NEPCO bleibt imStaatsbesitz und behält und betreibt die Anlagen fürden Transport und die landesweite Lastverteilung.Erweiterung der Aufgaben der Regulierungsbehördeauf die Vergabe von Lizenzen an Betreiber von Strom-produktions- und Verteilungsunternehmen, Schutz derRechte und Interessen von Stromkunden, Einrichtungvon Leistungsstandards und die Genehmigung vonInvestitionsprogrammen.

Die 3. Phase (seit 2001) besteht aus der Privatisierungvon NEPCO und ihrer Tochtergesellschaften für Strom-erzeugung und -verteilung. Dies soll entweder durch denVerkauf von Aktien erreicht werden, oder durch die Ver-äußerung von Anteilen an strategische Partner.

Im März 2004 verabschiedete das jordanische Kabinetteinen Beschluss, demzufolge die staatlichen Anteile anden Verteilungsunternehmen EDCO und IDECOgenauso veräußert werden sollen, wie 51% der Anteilean dem nationalen Produktionsunternehmen CEGCO,das bisher komplett in Staatsbesitz war. Der erste Ver-such einer Veräußerung der Anteile im Rahmen einerinternationalen Ausschreibung in 2005 schlug mangelspassender Bieter fehl. Nach einer erneuten Ausschreibungwurden Verhandlungen mit Investoren aus Amman(JD Capital), Kuwait (Kharafi National) und Dubai(Abraaj Capital) aufgenommen. Im Januar 2007 sprachensich 64 jordanische Abgeordnete in einem Memorandum

gegen einen Verkauf von CEGCO aus. Stattdessen forderten sie eine Erhöhung der Strompreise um 0,54€-ct/kWh (5 Fils), um das defizitäre Staatsunter-nehmen zu sanieren.

Die Regierung versucht seit langem, Verträge mitunabhängigen Stromproduzenten für die Erweiterungdes jordanischen Kraftwerksparks abzuschließen,kommt dabei jedoch nur langsam voran. Eine Reihevon möglichen Projekten wurde wieder aufgegeben.Für den Zeitraum bis 2015 sucht die jordanischeRegierung private Investoren für den Bau und Betriebneuer Kraftwerke, die zusammen etwa 1.500 MWzusätzliche Leistung bereitstellen sollen.

Ende 2005 gab Jordanien die erste erfolgreiche Kon-zessionsvergabe für ein nicht-staatliches Kraftwerks-vorhaben bekannt. In der Nähe von Amman entstehtein GuD-Kraftwerk mit einer geplanten Leistung von280-400 MW. Das 280 Mio. US$-Projekt, hinter demdie Firma AES Oasis mit Sitz in Dubai20 gemeinsammit japanischen Partnern (Mitsui & Company) steht,soll 2008 ans Netz gehen. Nach Regierungsangabenexistieren Pläne für ein zweites Projekt eines unabhän-gigen Betreibers mit noch einmal 280-400 MW, das2010 die Stromproduktion aufnehmen soll.

Die Vergabe von Lizenzen wird im allgemeinen Elek-trizitätsgesetz21 ab Artikel 28 geregelt. Die Regulie-rungsbehörde vergibt demnach Lizenzen an Firmen, dieElektrizität produzieren, verteilen oder handeln wollen.Ohne Lizenz dürfen Produktionsanlagen bis zu einerLeistung von einem Megawatt operieren. Lokale Ver-sorgungsnetze dürfen bis zu einer Leistung von 100 kWohne Lizenz betrieben werden, ebenso Anlagen, dielediglich der Eigenversorgung mit Strom dienen.Stromversorger oder Zwischenhändler, die Strom auseinem Kraftwerk mit einer Kapazität von mehr als 5 MWbeziehen wollen, dürfen entsprechende Lieferverträgenur nach einer öffentlichen Ausschreibung abschließen(Artikel 35). Diese Regeln gelten gleichermaßen fürkonventionelle thermische Kraftwerke wie für Anlagen,die Strom aus erneuerbaren Energien herstellen.

202

12 Jordanien


22 Weitere Informationen sind im Internet unter: www.jordan-explorer.com/Investment/Investment_Promotion_Law1.asp verfügbar.23 GEF Council Work Program Submission, Jordan, Promotion of a Wind Power Market, GEFSEC Project Id: 2555.


Zuständige InstitutionenDie jordanische Regierung hat sich zu einer Förderungder erneuerbaren Energien bekannt und die Zuständig-keiten in ihrem allgemeinen Elektrizitätsgesetz von2003 geregelt. Laut Artikel 3 hat das Ministry ofEnergy and Mineral Resources (MEMR) die Aufgabeund die notwendigen Befugnisse, die Nutzung erneu-erbarer Energien zur Stromerzeugung in Jordanien zufördern. Innerhalb des MEMR sind die Abteilungen fürerneuerbare Energien sowie für Energieeinsparung undUmweltschutz für die Planung und Umsetzung vonProjekten mit erneuerbaren Energien im kommerziellenMaßstab zuständig.

Mit dem National Energy Research Center (NERC)wurde 1998 ein Forschungszentrum geschaffen, das fürForschung und Entwicklung, für Studien, die Um-setzung von Pilotanlagen, die Standardisierung, denTechnologietransfer und für Ausbildung verantwortlichist. Die Stromunternehmen führen ihre Aktivitäten aufdem Gebiet der erneuerbaren Energien eigenverant-wortlich durch. Dasselbe gilt für die Universitäten desLandes.

Langfristige PlanungIm Dezember 2004 hat die jordanische Regierungeinen langfristigen Entwicklungsplan für die Energie-versorgung des Landes verabschiedet. Dieser sieht fürdie Zeit bis 2025 Investitionen von rund 3 Mrd. US$ fürden Energiesektor vor. In diesem Plan ist vorgesehen,zur Energieversorgung verstärkt erneuerbare Ressourcenheranzuziehen. Dabei werden Wind- und Solarenergieund die Nutzung von Biomasse besonders hervorge-hoben. Um den geplanten Anteil von 2% für erneuerbareEnergie an der nationalen Energiebilanz zu erreichen,sind laut Entwicklungsplan Investitionen in einemUmfang von 480 Mio. US$ nötig. Wie hoch daran derAnteil ist, den private Investoren übernehmen sollen,und in welchem Rahmen die Regierung benötigteMittel beisteuern wird, geht aus dem Plan nicht hervor.

Das Energieministerium plant nach eigenen Angabeneine Reihe von Maßnahmen, welche die Entwicklungerneuerbarer Energien in Jordanien beschleunigensollen. Dazu gehören ein neues Gesetz für erneuerbareEnergien, bisher nicht näher spezifizierte Anreizme-chanismen sowie neue Karten zum Wind- und Sonnen-energiepotenzial. Außerdem ist im Gespräch, eine Sonderabgabe, die bisher zur Förderung der Elektrifi-zierung des ländlichen Raums erhoben wurde, umzu-widmen.

Das jordanische Gesetz No. 16 (“Investment PromotionLaw”) bietet eine Reihe von Vergünstigungen für Inve-storen, die Industrieanlagen, beispielsweise Windparks,in Jordanien errichten. So können Anlagenbauteile undErsatzteile zu 100% von Zoll, Gebühren und Steuernausgenommen werden. Je nach Standort der Anlagesind zehn Jahre lang Steuervergünstigungen zwischen25% und 75% auf die Einkommens- und “Social-Service”-Steuer möglich.22

Internationale Förderung Die jordanischen Regierung hat 2004 einen Antrag23

auf 6 Mio. US$ Zuschuss der Globalen Umweltfazilität(GEF/Weltbank) für ein Entwicklungsvorhaben imBereich Windenergie eingereicht. Im Rahmen des“Promotion of a Wind Power Market Project” sollenunter anderem Hemmnisse, die einer kommerziellenNutzung der Windenergie in Jordanien im Wege stehen,beseitigt werden. Ziel ist einerseits, die legislativenund administrativen Voraussetzungen für die Nutzungerneuerbarer Energien zu verbessern. Andererseits sollim Zuge des Vorhabens ein 60-MW-Windpark ent-stehen, der durch privatwirtschaftliche Investorenfinanziert werden soll. Bewilligt wurden bislang aller-dings nur 350.000 US$ für Vorstudien.

203

12 Jordanien

24 Projektname: Jordan Sustainable Development of Renewable Energy Resources and Promotion of Energy Efficiency, Projekt ID: Japanese PHRD Grant/TF052920.

25 Quelle: REN 21 IAP Actions and Report, Accelerating the Development of Renewable Energy in Jordan, www.ren21.net/iap/commitment2.asp?id=93.

Die japanische Regierung fördert24 seit 2005 im Rahmendes “Policy and Human Resources Development Fund”(PHRD) der Weltbank zusammen mit der jordanischenRegierung vier Studien, die sich mit den Potenzialender erneuerbaren Energien in Jordanien beschäftigen.Der japanische Anteil beträgt 1 Mio. US$, währendJordanien weitere 312.000 US$ beisteuert. Ein beson-derer Schwerpunkt liegt auch hier auf dem Windsektor.Darüber hinaus fördert die United States Trade andDevelopment Agency (USTDA) eine Machbarkeitsstu-die zur Erweiterung der bestehenden Windparks inHofa und Al-Ibrahimiya mit 180.000 US $.25

Clean Development Mechanism Jordanien hat im Januar 2003 als drittes arabischesLand das Kyoto-Protokoll unterzeichnet und bekenntsich zu seiner Verantwortung, bei der gesellschaftlichenund ökonomischen Entwicklung des Landes Rücksichtauf den Klimaschutz zu nehmen. Bis zum Februar 2007sind noch keine jordanischen Klimaschutzprojektebeim UNFCCC eingereicht worden.

Die “Designated National Authority” (DNA) für CDMist dem Umweltministerium zugeordnet. Dieses suchtderzeit Investoren für zwei mögliche CDM-Projekte. Inbeiden Fällen soll die Einsparung klimaschädlicherGase aus der Um- bzw. Aufrüstung bestehender Kraft-werke mit GuD- bzw. Erdgastechnologie resultieren. In-wieweit es sich dabei um “zusätzliche” Maßnahmen imSinne der CDM-Regeln handelt, legt das Ministeriumallerdings nicht dar.

Ein Indikator dafür, dass die Voraussetzungen für Jordaniens Teilnahme an den internationalen Klima-schutzmechanismen noch nicht in vollem Umfang ge-geben sind, ist eine Zusatzförderung über 100.000 US$,die das jordanische Umweltministerium 2005 ausGEF-Mitteln erhalten hat. Ziel der Zuwendung ist dieSchaffung weiterer Kapazitäten, damit Jordanienseinen Mitteilungspflichten im Rahmen des UNFCCCnachkommen kann.


Die Nutzung erneuerbarer Energieträger ist mit einemAnteil von weniger als 1% an der nationalen Stromer-zeugung in Jordanien bislang marginal. Potenziale zurStromerzeugung aus erneuerbaren Energien weist dasLand vornehmlich in den Bereichen Windkraft undSolarenergie auf.

WasserkraftJordanien verfügt nicht in nennenswertem Umfangüber Fließgewässer, die sich für den Bau von Wasser-kraftwerken eignen. Einzig am King Talal-Damm amFluss Zarqa steht eine Anlage mit einer Leistung von 5 MW. Eine weitere Wasserkraftanlage nutzt mit einerTurbine die Fallhöhe des zurückfließenden Kühl-wassers, das für ein thermisches Kraftwerk in Akaba ausdem Meer entnommen wird. Im Jahr 2005 haben diebeiden Anlagen zusammen 57 GWh Strom erzeugtund waren damit für 0,59 % der landesweit produziertenElektrizität zuständig.

Windenergie

Potenzial der Windkraft In Jordanien gibt es eine Reihe von Regionen mitWindgeschwindigkeiten, die sich für die Erzeugungvon Strom eignen. Die Gebiete mit dem größtenPotenzial liegen im Norden und im Süden des Landes.Abhängig von den vorherrschenden Windgeschwindig-keiten lassen sich einzelne Regionen des Landes in dreiKategorien einordnen: unter 4 m/s, zwischen 4 und 6 m/s und über 6 m/s. Besonders attraktive Standorteder dritten Kategorie finden sich in Hofa im Nordwestendes Landes, in Fjeij bei Showbak und in Wadi Araba beiAkaba im Süden.

204

WindmessungenSeit 1989 liegt für Jordanien ein Windatlas26 vor, dervom dänischen Forschungszentrum Risø zusammen mitjordanischen Behörden erstellt wurde. Nach Angabendes Energieministeriums wird der Windatlas durchErgebnisse aktueller Messungen ergänzt. Das “JordanMeteorological Department” betreibt fünfzehn fest installierte Wetterstationen, deren Messergebnisse enthalten Angaben zu Windgeschwindigkeit und-richtung und sind online27 verfügbar.

Die Deutsche Gesellschaft für technische Zusammen-arbeit (GTZ) hat an zwei möglichen Standorten fürWindparks (Akaba, Shawbak) in Jordanien Wind-messungen durchgeführt und die Ergebnisse dieserErhebungen Ende 2001 veröffentlicht. An beiden Standorten konnten mittlere Windgeschwindigkeitenvon über 6,5 m/s in einer Höhe von 50 Metern ermitteltwerden.28 Für den Standort Akaba liegt außerdem seit2002 eine CDM-Baseline-Studie29 (im Auftrag derGTZ) für einen privat finanzierten Windpark mit einerLeistung von 25 MW vor. Auch für den Standort Shawbak hat die GTZ eine Studie30 anfertigen lassen,welche die Eignung der dort geplanten Anlage für denCDM untersucht. Auch hier wird von einem privatfinanzierten Windpark mit 25 MW ausgegangen.

Die Schweizer Firma “interwind” führt seit Juni 2003Windmessungen an vierzehn Standorten in ländlichenRegionen Jordaniens durch. Die Untersuchungenerfolgen im Auftrag der kanadischen Firma “RSWInternational” und sollen ermitteln, inwieweit sich dieWindkraft zur dezentralen Stromversorgung ländlicherGebiete eignet. Bei den Messungen kommen Mastenmit einer Höhe von 50 Metern zum Einsatz. In 2004wurden Ergebnisse31 von Windmessungen in Tafilaveröffentlicht. Dort konnten nur Windgeschwindig-keiten von 4,4 m/s32 ermittelt werden.

WindparksIn Jordanien sind bisher zwei Windparks in Betrieb,die Strom in das landesweite Netz einspeisen. Der erstehat eine Kapazität von 320 kW (4x80 kW) und wurde1998 in Ibrahimyya bei Hofa als Pilotprojekt zusammenmit einer dänischen Firma realisiert. Der zweite wurde1996 in Hofa fertiggestellt (gefördert mit Mitteln ausdem deutschen Eldorado-Programm) und hat eineKapazität von 1,2 MW (5x225 kW). Beide Windparkswerden von der CEGCO betrieben und produzierten2005 zusammen jährlich etwa 3 GWh Strom.

AusbaupläneDas Energieministerium sucht seit 2002 für die beidenviel versprechenden Standorte in Fjeij bei Shawbak undWadi Araba bei Akaba Investoren für Projekte unab-hängiger Stromproduzenten, die auf der Grundlage vonBOO-Vereinbarungen (Build-Own-Operate) entstehensollen. An beiden Standorten sollen Windparks miteiner Leistung von jeweils 25-30 MW zur Einspeisungin das Verbundnetz errichtet werden. Die Investitions-summe wird auf 60-70 Mio. US$ geschätzt. Eineöffentliche Ausschreibung ist 2005 erfolgt, blieb aberbisher erfolglos.

12 Jordanien


26 Højstrup, J. (1989): Wind Atlas for Jordan. Risø National Laboratory, Ministry of Energy and Mineral Resources, Jordan Electrical Authority, and Jordan Meteorological Department.

27 Siehe unter: met.jometeo.gov.jo.28 Die Autoren empfahlen jedoch aufgrund fehlender Eindeutigkeit der vorliegenden Messdaten weitere Studien, bevor eine endgültige

Standortentscheidung getroffen werden kann.29 Wartmann 2002, "TERNA Wind Energy Project, Jordan – Wind Park Aqaba".30 Wartmann 2002, "TERNA Wind Energy Project, Jordan – Wind Park Shawbak". 31 Eyad S. Hrayshat, Wind availability and its potentials for electricity generation in Tafila, Jordan, Al-Balqa Applied University, Tafila, Jordan.32 In der Quelle finden sich keine Angaben über die Höhe, für die diese Windgeschwindigkeiten gelten. 205

12 Jordanien

BiomasseAufgrund des ariden Klimas ist die Vegetation in Jordanien eher gering. Der Nutzung von pflanzlicherBiomasse sind deswegen Grenzen gesetzt. Das Verbrennenvon pflanzlicher Biomasse dient in ländlichen Regionenin geringem Umfang zum Kochen und Heizen und istdie Hauptenergiequelle der Beduinen in der Wüste.Ein großes Energiepotenzial steckt in Siedlungsabfällen,dessen organischer Anteil bei etwa 60% liegt und derenMenge auf jährlich 1,1 Mio. Tonnen geschätzt wird.Pro Kopf fallen somit täglich zwischen 0,35 und 0,95 kgAbfall an, der einen oberen Heizwert von 7-11 MJ/kgaufweist. Die Werte variieren in Abhängigkeit von derJahreszeit und sind in städtischen und ländlichenRegionen unterschiedlich.

Biogasnutzung In Zusammenarbeit mit dem United Nations Develop-ment Programme (UNDP) wurde ein Projekt zur Nutzung des anfallenden Methangases der städtischenAbfalldeponie in Amman entwickelt. Mit Hilfe derGlobal Environmental Facility (2,5 Mio. US$) und derdänischen Entwicklungsagentur DANIDA (1,5 Mio. US$)wurde eine Anlage finanziert, welche die in der Deponieentstehenden Gase auffängt und damit in einem Gene-rator mit einer Leistung von 1 MW Strom für das Ver-bundnetz produziert. Die Anlage ist seit 2000 inBetrieb. Jährlich werden dort rund 5 GWh Strom produ-ziert. Betrieben wird die Anlage von der Jordan BiogasCompany, einer Aktiengesellschaft, die der CentralElectricity Generation Company (CEGCO) zusammenmit der Greater Amman Municipality (GAM) gehört.

Solarenergie Jordanien ist ein sehr sonnenreiches Land. Die durch-schnittliche tägliche Sonneneinstrahlung beträgt 5,5 kWh/m2. Die jährliche Sonnenscheindauer liegt bei2.900 Stunden. Trotzdem wird bisher die Sonnenenergieaußer zum Erwärmen von Wasser für den Hausge-brauch kaum genutzt.

Photovoltaik Nach Aussagen des Umweltministeriums gibt es eineVielzahl möglicher Anwendungen bei der Versorgungkleiner Ansiedlungen und touristischer Anlagen sowiein der Landwirtschaft, bei denen dank der hohen Sonneneinstrahlung PV-Anlagen als Alternative zueiner Anbindung an das Stromnetz wirtschaftlich sinn-voll zum Einsatz kommen könnten. Die Photovoltaikwird in Jordanien jedoch kaum zur Stromgewinnunggenutzt. Landesweit sind nur etwa 100 PV-Systeme inentlegenen Gegenden als Inselanlagen installiert. Siebetreiben Wasserpumpen oder versorgen Telekommu-nikationsanlagen, Schulen und andere Einrichtungenmit Strom. Gemeinsam verfügen sie über eine Kapa-zität von 184 kWP.

SolarthermieJordanien verfügt über einen voll entwickelten Marktfür solare Warmwasserbereiter. Zumeist kommenSolarsysteme nach dem Thermosyphon-Prinzip zumEinsatz, die von mehr als 20 lokalen Herstellerfirmenvor Ort produziert werden. Ein typisches Systembesteht aus drei Sonnenkollektoren mit einer Flächevon drei bis vier Quadratmetern und Vorratstanks, diezwischen 150 und 1.000 Litern fassen. Etwa ein Viertelder jordanischen Wohnhäuser (rund 220.000 Einheiten)sind mit einer solarthermischen Warmwasseranlageausgerüstet. Nach Schätzungen des Energieministeri-ums beträgt die gesamte Kollektorfläche ca. 1 Mio.Quadratmeter, von denen ein großer Teil bereits in denachtziger Jahren installiert wurde. Jährlich kommenetwas 10.000 Quadratmeter hinzu. Ein nationaler Planzur weiteren Entwicklung der Solarthermie, der imRahmen des Europa-Mittelmeerabkommens (MEDA)formuliert wurde, sieht eine Steigerung der jährlich neuinstallierten Kollektorfläche auf 44.000 Quadratmetervor. Die Solarthermie soll dabei zukünftig verstärkt auchzur Unterstützung der Gebäudeheizung genutzt werden.

206

12 Jordanien


33 Quelle: NEPCO 2006.

Geothermie Geothermale Vorkommen sind in Jordanien haupt-sächlich in zwei Regionen ausgemacht worden: Sowohldie Quellen an der Ostflanke des Jordantals als auch dieVorkommen auf der Hochebene östlich der StadtMadaba weisen allerdings nur vergleichsweise niedrigeTemperaturen unterhalb von 100°C auf. Damit lassensie sich nicht zur Stromgewinnung einsetzen undwerden weiterhin nur thermisch für Schwimmbäderund zum Beheizen von Gewächshäusern genutzt.

Meerwasserentsalzung mit erneuerbaren EnergienDas National Renewable Energy Laboratory (NREL)des US-amerikanischen Energieministeriums hat 2003zusammen mit dem jordanischen Ministry of Waterand Irrigation, der Palestinian Water Authority (PWA)und dem israelischen Technologieinstitut Technion einModellprojekt zur mobilen Meerwasserentsalzungumgesetzt. Es wurden zwei Anlagen in Betrieb ge-nommen, bei denen auf einem fahrbaren Anhänger einMembranfilter und Vorratstanks montiert sind. DieStromversorgung der Anlage kann entweder aus demNetz oder per Dieselgenerator erfolgen oder über eine16 kW-Photovoltaikanlage, die für diesen Zweck ange-passt wurde.


ElektrifizierungsgradDas gut ausgebaute Versorgungsnetz des Landes belie-fert auch in ländlichen Regionen einen Großteil derBevölkerung mit Strom. Lediglich einige entlegeneAnsiedlungen verfügen bis heute nicht über einenNetzanschluss.

Tab. 11: Entwicklung der Elektrifizierung des ländlichen Raums in Jordanien; 2000-200533

Programm zur ländlichen Elektrifizierung Das Rural Electrification Project (REP) ist eine Abteilung des Energieministeriums und besteht seit1992. Damals hatte die Regierung eine zusätzlicheAbgabe von 0,11€-ct (1 Fils) auf jede verbrauchteKilowattstunde beschlossen. 1997 wurde die Abgabeauf 0,22€-ct (2 Fils) angehoben. Das auf diesem Wegeerhobene Geld kommt der ländlichen Elektrifizierungzugute.

Seit 2002 läuft ein Programm, das die Stromversor-gung der Bevölkerung in entlegenen Regionen, weitabvom nationalen Elektrizitätsnetz, mit Hilfe von PV-Anlagen fördern soll. Insbesondere einkommens-schwachen Bevölkerungskreisen auf dem Land solldabei Zugang zu Elektrizität ermöglicht werden. ImRahmen dieses Programms wurden in einem kleinenDorf neun PV-Anlagen (Solar-Home-Systeme) installiert,die in den betroffenen Haushalten zur Beleuchtungund zum Betrieb von Radios und Fernsehern genutztwerden.

Wechselkurs (August 2007)1 Jordanischer Dinar (JOD) = 1,03 Euro (EUR)1 EUR = 0,97 JOD

207

Jahr

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Bevölkerung insgesamt

[1000 Einwohner]

landes-weit

4.820

4.940

5.070

5.200

5.350

5.485

ländlicheRegionen

1.743

1.737

1.854

1.908

1.970

2.019

Bevölkerung mit Strom versorgt[1000 Einwohner]

landes-weit

4.815

4.935

5.065

5.195

5.345

5.480

ländlicheRegionen

1.736

1.732

1.850

1.904

1.966

2.015

Anteil der versorgtenBevölkerung

[%]

landes-weit

99,9

99,9

99,9

99,9

99,9

99,9

ländlicheRegionen

99,6

99,7

99,8

99,8

99,8

99,8

12 Jordanien

12.7 Literatur

• Abdulla, F. et al: Status of Jordan Renewable Energy Sector:Problems, Needs and Challenges, Al-Nimr, School of Engineering, Jordan University of Scienceand Technology, Irbid, Jordan 2004

• Alnaser, W.E. et al: First solar radiation atlas for the Arab world, Physics Department, University of Bahrain, College of Science, Bahrain, 2003

• Arafeh, M., Aburas, R. & Kharbat, F.: The National Electric Power Company (NEPCO), The privatization of the electricity supply industry in Jordan, Amman, 1999

• Fayez Shridah, Eng. Khalid, Director of Renewable Energy Dept. Ministry of Energy and Mineral Resources: Policy Instruments for the Renewable Energy in Jordan, The Middle East and North Africa Renewable Energy Conference (MENAREC), Jemen, 2004

• Habali, S. & Ta'ani, M.: Renewable Energy Systems Application In Jordan, Mechanical Engineering Department, Faculty of Engineering and Technology, The University of Jordan, Amman Jordan, 2005

• Kommission der europäischen Gemeinschaften: Europäische Nachbarschaftspolitik – Länderbericht Jordanien, Brüssel, 2004

• Ministry of Energy and Mineral Resources: Temporary Law No. (64) for the Year 2003 General Electricity Law, Jordan, 2003

• Ministry of Environment: National Capacity Self Assessment for Global Environmental Management (NCSA) – Jordan, Environmental Profile of Jordan 2006, Jordan, 2006

• Mönnich, K. & Strack, M.: Report on the Analysis of the Wind Conditions at the Site Aqaba, Jordan, Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ), Eschborn, 2001

• Mönnich, K. & Strack, M.: Report on the Analysis of the Wind Conditions at the Site Shawbak, Jordan, Deutsche Gesellschaft fürTechnische Zusammenarbeit GmbH (GTZ), Eschborn, 2001

• National Electric Power Company (NEPCO): Annual Report 2005, Jordan, 2006

• Wartmann, S. Ch.: Fraunhofer Institute Systems and Innovation Research (ISI), Preliminary CDM and Baseline-Study for the TERNA Wind Energy Project, Jordan – Wind Park Aqaba, Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ), Eschborn, 2002

• Wartmann, S. Ch.: Fraunhofer Institute Systems and Innovation Research (ISI), Preliminary CDM and Baseline-Study for the TERNA Wind Energy Project, Jordan – Wind Park Shawbak, Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ), Eschborn, 2002

208

12 Jordanien

12.8 Kontakte

Amman Chamber of CommerceP.O. Box 287Amman 11118Tel. +962 (6) 566 61 51-4Fax +962 (6) 566 61 55E-Mail: [email protected]

Electricity Regulation Commission Postadresse: P.O. Box 1865Amman 11821Büroadresse: AmmanSweifieh – Building of Ministry of Energy and Mineral Resources5th & 6th Floors Tel. +962 (6) 580 50 00Fax +962 (6) 580 50 03E-Mail: [email protected]

Ministry of Energy & Mineral ResourcesGeneralsekretär: Eng. Khaldoun QutishatP.O. Box 140027Amman 11814Tel. +962 (6) 586 33 26Fax +962 (6) 586 57 14E-Mail: [email protected]

National Electric Power Co. (NEPCO)P.O. Box 2310 Amman 11181Tel. +962 (6) 585 86 15Fax +962 (6) 581 83 36E-Mail: [email protected] Service: [email protected]

Ministry of Planning and International Cooperation3rd circle, Zahran St. 1st turn on the right P.O. Box 555 Amman 11118 Tel. +962 (6) 464 44 66Fax +962 (6) 464 9341/464 22 47E-Mail: [email protected]

Royal Scientific Society P.O. Box 1438 Al-Jubaiha 11941 Hashemite Kingdom of JordanTel. +962 (6) 534 4701 Fax +962 (6) 534 05 20E-Mail: [email protected]

Natural Resources AuthorityP.O. Box 7Amman 11118Tel. +962 (6) 585 76 00/585 76 12Fax +962 (6) 581 18 66

National Energy Research CenterPostadresse: P.O. Box 1945, Al-Jubaiha, Amman 11941Büroadresse: Campus of Royal Scientific Society Ahmed Tarawneh StreetAmmanTel. +962 (6) 533 80 42Fax +962 (6) 533 80 43E-Mail: [email protected]äsident Malek Kabariti: [email protected] General Information: [email protected]

Central Electricity Generating Co. (CEGCO) P.O. Box 2564Amman 11953Tel. +962 (6) 534 00 08Fax +962 (6) 534 08 00 E-Mail: [email protected]

209

13 Marokko

13 Marokko1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: ONE.2 Quelle: ONE.3 Zwei 400-kV-Leitungen, eine dritte ist in Planung.


Installierte Kapazitäten Ende 2005 waren in Marokko Kraftwerkskapazitäteninstalliert, die zusammen eine Leistung von 5.252 MWerbringen können. Darunter sind thermische Kraftwerkemit einer Leistung von 3.469 MW (66%). Aus Wasser-kraft steht eine installierte Leistung von 1.729 MW(33%) zur Verfügung. Die verbleibenden 54 MW (1%)stammen aus Windkraftanlagen.

Von besonderer Bedeutung für die Stromversorgung istdas Kohlekraftwerk Jorf Lasfar, das sich in Händen einesschweizerisch-amerikanischen Konsortiums befindetund mit 1.356 MW installierter Leistung als größtesprivates Kraftwerk Afrikas gilt. Im Jahr 2004 wurdendort 9.936 GWh Strom produziert. Das sind 60% dergesamten marokkanischen Stromproduktion, bei einemca. 29%igen Anteil der installierten Gesamtleistung.Die in Jorf Lasfar genutzte Kohle wird hauptsächlichaus Südafrika importiert. In Marokko selbst gibt eskaum nennenswerte Kohlevorkommen. Die Erträgeder einzigen landeseigenen Kohlenmine in Jerada sindrückläufig.

Im Netz des nationalen Stromversorgers Office Nationalde l’Electricité (ONE) hat sich die installierte Leistungin den letzten Jahren folgendermaßen entwickelt:

Tab. 1: Installierte Leistung nach Energieträgern; ONE und unabhängige Stromproduzenten; Marokko; 2000-2005; MW1

Zusätzlich zu der im Land installierten Leistung kannbei Bedarf über ein Seekabel nach Spanien auf weitere700 MW zurückgegriffen werden.

StromerzeugungIm Jahr 2004 wurden durch den öffentlichen VersorgerONE und zwei unabhängige Stromproduzenten insge-samt 16.383 GWh Strom produziert. Die thermischeStromerzeugung basiert zu 86% auf der Verbrennungvon Importkohle und zu 14% auf Erdöl (Importe ausSaudi Arabien, Iran, Irak und Nigeria). Wasserkraft istzu 10% und Windkraft zu 1% an der Stromversorgungbeteiligt. Zusätzlich zu dem im Land produziertenStrom wurden noch 1.555 GWh aus Spanien bezogen.

Tab. 2: Brutto-Stromproduktion nach Energieträgern;Marokko; 2002-2004; GWh2

Stromübertragung und -verteilung Das Übertragungsnetz des staatlichen StromversorgersONE bestand 2004 aus 17.532 km Hochspannungs-leitungen. Es deckt das gesamte Land ab und ist überregionale Verbindungen mit dem algerischen3 und spanischen Leitungsnetz verknüpft. Die Kapazität desSeekabels zwischen Marokko und Spanien betrug bisher700 MW. Ein 117 Mio. teures Projekt zur Verdopplungdieser Kapazität auf 1.400 MW steht kurz vor der Voll-endung und wird damit zu einer zunehmenden Ver-knüpfung des europäischen und nordafrikanischenStrommarktes über die beiden Länder Marokko undSpanien hinaus beitragen.

211

Thermisch

Wasserkraft

Wind

Gesamt

MW

2000

3.168

1.167

54

4.389

2001

3.168

1.167

54

4.389

2002

3.168

1.167

54

4.389

2003

3.189

1.167

54

4.410

2004

3.096

1.498

54

4.648

2005

3.469

1.729

54

5.252

Thermisch

Wasserkraft

Wind

Aus Import

Gesamt

GWh

2000

10.771

705

65

2.363

13.904

2001

12.091

856

207

1.564

14.718

2002

13.068

842

194

1.392

15.496

2003

13.657

1.441

187

1.455

16.752

2004

14.584

1.600

199

1.555

17.938

Das Verteilungsnetz setzte sich aus 40.560 km Mittel-spannungs- und 112.017 km Niederspannungsleitungenzusammen. Für die Lieferung des Stroms an die End-verbraucher sind je nach Region entweder ONE direkt,eine von sieben lokalen Kommunalverwaltungen odereines von vier Privatunternehmen (wie in den StädtenCasablanca, Agadir, Tanger und Rabat) zuständig.2004 wurden 49% des verkauften Stroms durch dieseelf lokalen Verteilungsbetriebe an die Endkundenabgegeben.

Seit dem Jahr 2004 läuft ein dreijähriger Aktionsplan,der die Qualität des marokkanischen Stromnetzes ver-bessern soll. Im ersten Jahr dieses Programms konntedie Ausfallzeit pro Kunde bereits um 22% gesenktwerden. Die Übertragungsverluste lagen in 2004 bei5,5%. Zusammen mit Verteilungsverlusten ergibt sichfür den nationalen Stromversorger ONE ein Gesamt-verlust von knapp 11%.

Stromverbrauch Die durch den staatlichen marokkanischen Stromver-sorger ONE verkaufte Strommenge lag im Jahr 2005bei 17.627 GWh, gegenüber 16.288 GWh im Jahr 2004. Aufgrund des Wirtschaftswachstums undsteigenden Lebensstandards in Marokko, ist die Strom-nachfrage von 1995 bis 2005 mit einer jährlichen Rate von durchschnittlich 6,5 % gewachsen. Diemarokkanische Regierung geht bis zum Jahr 2015sogar von einer jährlichen Wachstumsrate von 7,5 % aus.Nach Schätzungen des ONE wird der nationale Strom-bedarf 2015 bei 35-40 TWh liegen.

Tab. 3: Stromverkauf aus ONE-Produktion und Import nachAbnehmern; Marokko; 2001-2005; GWh4

StrompreiseDie Strompreise für die Endverbraucher werden, außerfür Kunden, die ihren Strom bei den privaten Stroman-bietern beziehen, per Dekret vom marokkanischen Premierminister festgelegt. Im Niederspannungsbereichgelten je nach Nutzungsart5 und Abnahmemenge unter-schiedliche Tarife. Die Arbeitspreise für private Haushalte begannen 2004 etwa bei 0,08 €/kWh (0,84 DH/kWh) für die ersten 100 kWh und stiegendann progressiv mit wachsendem Stromkonsum bis0,12 €/kWh (1,35 DH/kWh) für den Verbrauch jenseitsvon 500 kWh. Für die ländlichen Regionen sind diePreise nach maximaler Anschlussleistung gestaffelt undliegen etwas höher. Die Stromtarife für private Ver-braucher sind seit 1996 nominal konstant geblieben.

Bei der Mittelspannung richten sich die Preise nach der Uhrzeit, zu der der Strom nachgefragt wird. FürMittelspannungskunden kostet die Kilowattstunde(Arbeitspreis, netto) zwischen 0,04 € (0,42 DH) zuZeiten niedriger Stromnachfrage (nach 23h) und 0,08 € (0,92 DH) zu Spitzenlastzeiten. Für Landwirtegilt ein eigener vergünstigter Tarif, der zusätzlich vonder Jahreszeit abhängig ist.

13 Marokko

4 Quelle: ONE.5 Haushalte, Gewerbe, Verwaltung, Straßenbeleuchtung, Motorenantrieb.212

Direktverkauf an Haushalte

DienstleistungenIndustrieLandwirtschaftVerwaltung

Verkauf über lokale Stromanbieter

Gesamt

GWh

2001

k.A.

4103.062695167

6.908

13.452

2002

1.630

4363.213676166

7.228

14.085

2003

1.846

8213.578817504

7.646

15.214

2004

2.041

8813.894943546

7.984

16.288

2005

2.316

k.A.

8.474

17.627

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenIm Hochspannungsbereich erlauben drei Tarifoptionenden Kunden, die preisgünstigste Kombination ausLeistungspreis und Arbeitspreis zu wählen. Dabeiliegen die Leistungspreise pro kW je nach Dauer derAbnahme zwischen 18,36 € (204 DH) und 102,69 €

(1.141 DH). Die Arbeitspreise für Hochspannungs-kunden sind ebenfalls vom Zeitpunkt der Abnahmeabhängig und liegen netto pro kWh zwischen 0,03 €

(0,35 DH) und 0,11€ (1,19 DH) zur Spitzenlastzeit.

Zwischen 1997 und 2004 sind die Nettostrompreiseim Mittelspannungsbereich um 44% und für Hoch-spannungskunden um 36% gesunken. Die marokka-nische Regierung hat diese Preissenkungen durch eineReform des Steuersystems möglich gemacht, die am1.1.2004 in Kraft getreten ist. Durch die gesunkenenStromtarife ist die marokkanische Wirtschaft alleine in2004 in einem Umfang von 80 Mio.€ (890 Mio. DH)entlastet worden.

Der Deckungsgrad der langfristigen gesamtwirtschaft-lichen Grenzkosten der Stromversorgung weist in denletzten Jahren eine zurückgehende Tendenz auf undliegt derzeit bei schätzungsweise 80%. Die Stromtarifesind im regionalen Vergleich hoch.

13.2 Marktakteure

Office National de l’Electricité (ONE)Das Office National de l’Electricité (ONE) ist alsstaatlicher marokkanischer Stromversorger das markt-beherrschende Unternehmen im Elektrizitätssektor.Mit seinen 9.000 Mitarbeitern ist es in den BereichenStromerzeugung, Übertragung und Verteilung tätig.2005 erreichte das ONE damit einen Umsatz von 1,08 Mrd.€ (12 Mrd. DH). Die Anzahl der Kundenbetrug rund 3.000.000, sie wächst bisher jährlich imSchnitt um 10%.

Auf der Liste der umsatzstärksten Unternehmen Marokkos 2006 belegt das ONE landesweit den viertenPlatz. Andere Unternehmen aus dem Energiesektorbelegen in dieser Rangliste die Plätze 13 (Lydec), 30 (Redal) und 40 (Amendis). Alle drei sind lokale Versorgungsunternehmen, die in den Großstädten Casablanca, Rabat, Tangier und Tétouan neben derTrinkwasserversorgung auch Strom aus dem Netz desONE an ihre Endkunden verkaufen.

ONE liefert rund 50% der in Marokko verbrauchtenElektrizität direkt an Endkunden aus. Die andereHälfte wird von öffentlichen und privaten lokalenStromanbietern verkauft, die ihren Strom jedoch wiederum vom ONE beziehen. Dabei ist die Verteilungso, dass ONE eher Kunden in den ländlichen Regionendirekt mit Strom beliefert, während die kommunalenund privaten Distributoren primär in den Städten aktivsind. Obwohl die Liberalisierung des Strommarktessowohl auf der Angebotsseite als auch beim Verkaufunabhängige Stromproduzenten und eine Versorgungvon Endkunden durch unabhängige Stromanbieterermöglicht, führt an ONE als “single buyer” und Be-treiber des Übertragungsnetzes bisher kein Weg vorbei.

Im Bereich erneuerbarer Energien ist ONE vor allemauf dem Gebiet der Wasserkraft (Eigentümer aller 26 Wasserkraftwerke) und Windkraft tätig. Der Bauneuer Wasserkraftwerke und zweier neuer Windparksist in Planung.

213

13 Marokko

6 Die Anlage wurde nach Fertigstellung zum Betrieb an die Compagnie Eolienne de Détroit (CED) übergeben.7 Guide du marché, Stand 12/2006, http://www.amisole.com/.

Außer ONE gibt es in Marokko zwei Privatunternehmen,die als unabhängige Stromproduzenten jeweils eineigenes Kraftwerk beziehungsweise einen Windparkbetreiben:

Jorf Lasfar Electricity Company (JLEC)Ein Konsortium aus dem schweizerischen UnternehmenABB und der US-Firma CMS Energy Corporationbetreibt das 1,3 GW-Kohlekraftwerk in Jorf Lasfar,einem Industriehafen an der Atlantikküste Marokkos,15 km südlich von Jadida. Rund 60 % des in Marokkoproduzierten Stroms kommen aus der Anlage diesesKonsortiums.

Compagnie Eolienne de Détroit (CED)Die Compagnie Eolienne de Détroit (CED) besitzt undbetreibt den Windpark Al Koudia in Tetouan mit einerLeistung von 50 MW. Die Anteile an der CED gehörenzu 49 % der Electricité de France (EDF), zu 35,5% der Paribas Merchant Bank und zu 15,5% Germa Consulting, dem Initiator des Projekts.

Weitere Akteure

Akteure im Bereich der erneuerbaren EnergieLa Compagnie Du VentDer französische Windkraftdienstleister war für denBau des ersten und bisher einzigen größeren netzge-bundenen Windparks in Marokko (Al Koudia naheTetouan, 50 MW) verantwortlich.6 Ein zweites großesWindkraftprojekt mit 10,2 MW für das Zementwerkder Firma “Lafarge Ciments” in Laayoune wird eben-falls von der “Compagnie Du Vent” durchgeführt. DasUnternehmen, das seit 1991 besteht, hat mit seinenheute 55 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern außer inMarokko bisher hauptsächlich Windkraftprojekte inFrankreich realisiert. Zu den angebotenen Leistungengehören Windmessungen und Standortstudien, Planungund Entwicklung von Windparks sowie deren Betriebund Wartung.

L'Association Marocaine des Industries Solaires et Eoliennes (AMISOLE)Der Verband der Solar- und Windkraftunternehmenbündelt die Interessen von Firmen und Einzelpersonen,die professionell auf dem Gebiet der erneuerbarenEnergien tätig sind. 1987 gegründet, vertritt derVerband heute etwa 40 Firmen mit mehreren HundertMitarbeitern. AMISOLE steht als Verband allen Interessierten offen, deren Aktivitäten schwerpunkt-mäßig auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien inMarokko liegen.

EinzelunternehmenDie Marktübersicht des Branchenverbandes AMISOLE7

führt 26 marokkanische Unternehmen auf, die imBereich Photovoltaik tätig sind. Im Bereich Solar-thermie sind es 14. Außerdem sind dort zwei Wind-kraftfirmen und ein Planungsbüro aufgelistet. NachAussagen von AMISOLE stellen etwa 20 Firmen einfachePV-Anlagen aus importierten Zulieferteilen zusammen.Daneben gibt es mehrere Unternehmen, die Solar-anlagen importieren und sie auf dem marokkanischenMarkt verkaufen.

Ein etabliertes lokales Solarunternehmen ist Afrisol SA(Mitglied der “bp solar”-Gruppe). Das 1987 gegründeteUnternehmen vertreibt Solarsysteme der Marke Solarex(USA). Seit 1998 ist Afrisol als “Master Distributor”von Solarex in der Region Maghreb/Westafrika auch inanderen afrikanischen Ländern tätig. Afrisol liefert seit2003 im Rahmen des Programms zur ländlichen Elektrifizierung (PERG) Solar-Home-Systems des Typs“SunBox” an zukünftige Solarstromkunden von ONE.Weitere wichtige Solarunternehmen in Marokko sindSunLight Power Maroc (SPM), Noor Web und TotalEnergie Maroc.

214

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenCentre d'Information sur l'Energie Durable etl'Environnement (CIEDE)Das CIEDE ist ein Projekt des Umweltministeriums.Es arbeitet ergänzend zu den Aktivitäten der Admini-stration auf den Gebieten Energie und Klimawandel.Seine Hauptaufgabe besteht im Erarbeiten, Sammelnund Verbreiten von Informationen über die nachhaltigeNutzung von Energie und über die Auswirkungen, diedie Energiegewinnung auf die Umwelt hat. Das Zentruminformiert über die Entwicklung beim Klimaschutzund bei der nachhaltigen Entwicklung. Außerdem solles über neue Kooperations- und Finanzierungsmög-lichkeiten für Akteure auf den Gebieten Umwelt,Energie und Entwicklung informieren und den Tech-nologietransfer fördern.

Centre de Développement des Energies Renouvelables (CDER)Dem Ministerium für Energie und Bergbau unter-geordnet ist das 1982 gegründete Zentrum für die Entwicklung erneuerbarer Energien (Centre deDéveloppement des Energies Renouvelables, CDER).Die Aktivitäten von CDER umfassen die Durch-führung von Studien, Verbreitung von Wissen, dieQualitätskontrolle von Anlagen (vor allem von PV-Systemen) und die Ausbildung von Spezialisten imBereich der erneuerbaren Energien.

Maisons de l’Energie et de l’EnvironnementDie marokkanische Regierung fördert in Zusammenar-beit mit dem ONE die Einrichtung von so genannten“Maisons de l’Energie et de l’Environnement”. Diese“Maisons” (franz. für Haus) sind Kleinunternehmen inländlichen Gebieten, welche die lokalen Haushalte beider Planung ihrer Energieversorgung unterstützen. DieEinrichtung dieser Beratungsstellen wird vom CDERzusammen mit dem Entwicklungsprogramm der Ver-einten Nationen (UNDP) technisch und finanziellunterstützt. Bis jetzt sind nahezu 100 solcher Unter-nehmen gegründet worden.


Öffnung des StrommarktesSeit 1963 ist das ONE als Unternehmen öffentlichenRechts, das dem Ministerium für Energie und Bergbauuntersteht, für die Produktion und den Transport vonStrom in Marokko verantwortlich und fungiert als “single buyer”. Seit 1994 können Kraftwerke über10 MW auch durch Privatunternehmen gebaut undbetrieben werden, unter der Bedingung, dass das Pro-jekt öffentlich ausgeschrieben und die gesamte Strom-produktion an ONE verkauft wird. Diese Öffnung des Strommarktes wird im Gesetz 2-94-503 vom 23. September 1994 geregelt.

Geplante LiberalisierungMarokko will den Stromkunden im Land möglichstbald Elektrizität zu international konkurrenzfähigenPreisen anbieten. Als Maßstab gelten die Preise dereuropäischen Stromversorger und besonders der spanischeMarkt. In einer Grundsatzentscheidung hat die Leitungdes ONE 2001 beschlossen, dass dieses Ziel durch eineschrittweise weitere Öffnung des marokkanischenElektrizitätsmarktes erreicht werden soll.

Angestrebt wird eine Zweiteilung des marokkanischenStrommarktes in ein offenes und ein reguliertes Markt-segment. Auf dem offenen Markt werden unabhängigeStromproduzenten Elektrizität produzieren und direktan “berechtigte Endkunden” verkaufen können. Be-rechtigt sind vorerst jene Kunden, für die Strom einebesondere wirtschaftliche Bedeutung hat und die vonflexibleren wettbewerbsorientierten Strompreisen pro-fitieren können. Die Konditionen können dann direktzwischen Produzent und Abnehmer ausgehandeltwerden. So genannte “berechtige Endkunden” könntenalso auf dem offenen Markt ihre Stromlieferanten freiwählen. Für diesen offenen Markt ist die Einrichtungeiner Energiebörse geplant, an der Strom nach denRegeln von Angebot und Nachfrage gehandelt werdensoll.

215

13 Marokko

8 Senkung der Stromkosten für die Endkunden, Elektrifizierung des gesamten Landes bis 2008, Öffnung des Marktes für internationale Investoren, Diversifikation der Energiequellen.

9 Project ID P099618.

Berechtigte Unternehmen sollen ihren Strom auch vonreinen Zwischenhändlern oder von internationalenAnbietern aus dem Ausland beziehen können, soferndas im Rahmen der Kopplung an die Nachbarnetzemöglich ist. Die Quote der “berechtigten Endkunden”mit Zugang zu dem offenen Marktsegment soll schritt-weise angehoben werden.

Wer nicht zum Kreis der Berechtigten gehört, beziehtseinen Strom zu staatlich festgelegten Preisen weiter-hin aus dem regulierten Markt. Langfristig soll dieserdie Stromversorgung der privaten Haushalte mitNiederspannung zu Preisen sichern, die durch den Staatvorgegeben werden. Der Zugang möglichst aller Menschen in Marokko zu bezahlbarem Strom ist eingemeinsames gesellschaftliches Anliegen, für das dermarokkanische Staat auch weiterhin die Verantwortungübernehmen will.

Die Liberalisierung des marokkanischen Strommarktesist keine radikale Umwälzung bestehender Strukturen,sondern bewegt sich entlang langfristiger strategischerZiele8 und trägt nach Einschätzung der Verantwortlichendazu bei, diese schneller zu erreichen.

Im April 2006 hat die marokkanische Regierung einenKreditantrag9 über 100 Mio. US$ bei der Weltbank/International Bank for Reconstruction and Develop-ment (IBRD) zur Unterstützung bei der Reform desgesamten Energiesektors – inkl. der Liberalisierung desStromsektors – gestellt.


Aktionsplan für erneuerbare EnergienDas Ministerium für Energie und Bergbau (Ministèrede l’Energie et des Mines) hat seine Anstrengungen aufdem Gebiet der erneuerbaren Energien in einemAktionsplan für die Zeit bis 2015 zusammengefasst.Dessen vier Hauptziele sind: Versorgungssicherheit, verbesserter Zugang der Bevölkerung zu Energie, Stärkung der Konkurrenzfähigkeit des Produktionssek-tors und Schutz der Umwelt.

Als Ziel des Aktionsplans sollen bis 2015 Windparksmit einer Gesamtleistung von 600 MW am Netz sein.Es sollen 400.000 m2 Solarkollektoren für die Erzeugung von Warmwasser installiert werden und150.000 Haushalte auf dem Land dezentral mit erneu-erbarer Energie versorgt sein. Insgesamt soll durch dasAktionsprogramm der energetische Gegenwert vonrund 500.000 t Öl (5,8 TWh) eingespart werden.

Das Programm zur ländlichen Elektrifizierung istebenso Teil dieses Aktionsplans wie die Bemühungenum den Einsatz energieeffizienterer Technik in Haus-halten, öffentlichen Gebäuden und in der Industrie. Einweiterer Baustein ist die Schaffung von so genannten“Energie-Häusern”, lokalen Beratungszentren, die denBürgern vor Ort Informationen und Angebote zumEnergiesparen unterbreiten.

Durchleitung für Strom aus erneuerbaren EnergienSeit September 2006 können Unternehmen, die alsSelbstversorger Strom aus erneuerbaren Energien produzieren, diesen durch das landesweite Hoch-spannungsnetz der ONE von den Kraftwerksstandortenzu ihren eigenen Produktionsstätten weiterleiten. DerNetzbetreiber berechnet dafür bis 2011 eine Durch-leitungsgebühr von 0,5 €-ct/kWh (6 cDH/kWh). Nach 2011 steigt die Gebühr auf 0,7 €-ct/kWh(8 cDH/kWh). Überschüssiger Strom, den die Selbst-versorger nicht verbrauchen, kann an das öffentlicheNetz abgegeben werden und wird zu einem Preis ver-gütet, der 20 % über den üblichen Ankaufspreisen liegt.

216

13 Marokko


10 UNDP Project ID Nummer: MOR/02/M08.

Als erstes marokkanisches Unternehmen hat imNovember 2006 der Konzern “Ciments du Maroc” mitdem ONE eine Vereinbarung auf Basis dieser Regelunggetroffen. “Ciments du Maroc” will zukünftig Strom, derin dem geplanten firmeneigenen Windpark (10 MW)in Tetouan produziert und nicht in der benachbartenZementfabrik verbraucht wird, durch das Netz des ONEzu anderen Produktionsstandorten im Land leiten.

Weitere fiskalische AnreizeAuslandsinvestitionen in den Umweltsektor unterliegenin Marokko grundsätzlich keiner Beschränkung. Fürdie Einfuhr bestimmter Komponenten zur Nutzungerneuerbarer Energien sind die Einfuhrzölle erheblichreduziert (auf 2,5% statt 10%). Dies gilt jedoch nur,wenn die eingeführten Güter nicht auch im Land selbsthergestellt werden.

Internationale FördermaßnahmenMarokko ist ein Schwerpunktpartnerland der deutschenEntwicklungszusammenarbeit. Seit 1961 sind insgesamt1,2 Mrd. € deutsche Fördermittel nach Marokko ge-flossen. In den 1970er- und 1980er-Jahren konzen-trierte sich die finanzielle Zusammenarbeit der Kredit-anstalt für Wiederaufbau (KfW) auf dem Energiesektorzunächst auf die Erschließung der Wasserkraftpotenziale.Heute werden darüber hinaus die Bereiche Windkraftund Photovoltaik gefördert. Das KfW-Projekt “Wind-park Tanger” war das erste geberfinanzierte Windenergie-vorhaben in Marokko. Es hat den Weg für weitereWindkraftprojekte geebnet. Vorbereitende Wind-messungen dafür wurden 1992-1994 im Rahmen desSpecial Energy Programme der GTZ im NordenMarokkos durchgeführt. Bei der Förderung von PV-Projekten zur ländlichen Elektrifizierung durch dieKfW wurden schon früh private Unternehmen zurWartung der Anlagen eingebunden.

Im Rahmen einer Reise der deutschen Entwicklungs-ministerin nach Marokko wurde im September 2006 inRabat die Förderung eines 33-MW-Wasserkraftwerksin Tilougguit (Hoher Atlas) in Höhe von 35 Mio. €

zugesagt.

Auch andere internationale Förderorganisationen sindin Marokko tätig. So fördert die Weltbank die Moder-nisierung des Energiesektors mit einem Kredit über100 Mio US$. Die Deutsche Gesellschaft für technischeZusammenarbeit (GTZ) berät seit Januar 2007 dasCDER und das Energieministerium in Marokko bei derEntwicklung eines Gesetzes für erneuerbare Energien.Die Beratung der GTZ ist auch das Ergebnis erfolgterGeberkoordination und als Teil des „DevelopmentPolicy Loan” der Weltbank zu sehen. Die Beratunggeht vom Entwurf eines Gesetzes aus, das von derWeltbank im Oktober 2006 vorgestellt wurde und indessen Rahmen der Bereich Wind besonders behandeltwird; die anderen Bereiche wie Solarthermie, Biogasetc. werden durch die GTZ-Beratung abgedeckt. DieErgebnisse der Studie sollten bis Mai 2007 vorliegen.Ab 2008 soll darüber hinaus die GTZ die neu zu schaffende Organisation zur Förderung erneuerbarerEnergien in Marokko durch ein dreijähriges „capacitydevelopment”– Vorhaben beraten und dessen Aufbaubegleiten. Außerdem ist die Weltbank zusammen mitder African Development Bank an der Finanzierungeines solarthermischen Kombikraftwerks beteiligt.

Clean Development MechanismNachdem Marokko 2002 das Kyoto-Protokoll ratifi-ziert hat, ist es dem Land rasch gelungen, gut funktio-nierende administrative Rahmenbedingungen zurDurchführung von CDM-Projekten zu schaffen. ImRahmen eines international geförderten Projekts10, das2005 abgeschlossen werden konnte, wurde eine nationaleCDM-Strategie entwickelt. Die marokkanische “Designated National Authority” (DNA) wurde bereitsim September 2002 gegründet und ist beim Ministe-rium für Raumordnung, Wasser und Umwelt (Ministère de l’Aménagement du Territoire, de l’Eau etde l’Environnement – MATEE) angesiedelt. Außerdemgibt es laut DNA im Land elf weitere Beratungsunter-nehmen oder freie Consultants, die auf die Begleitungvon CDM-Projekten und die Erstellung der Dokumen-tationen spezialisiert sind. Die marokkanische DNAkonnte im April 2006 40 Projekte in ihrem Portfoliovorweisen, die zusammen eine Einsparsumme von jährlich 5 Mio. t CO2 ermöglichen würden.

217

13 Marokko

11 Vgl. Abschnitt: Status der erneuerbaren Energieträger.12 Die Designated Operational Entity (DOE) ist das für das Projekt zuständige unabhängige Prüf- und Zertifizierungsunternehmen. 13 Quelle: UNFCCC, Stand: 12/2006.14 Siehe: www.mdpmaroc.com, Stand: 12/2006.

Damit ist das CDM-Potenzial des Landes aber beiweitem nicht ausgeschöpft. Das Land verfügt auf derAngebotsseite weiterhin über einen großen Vorrat anungenutzten erneuerbaren Energiequellen.11

Bis Dezember 2006 sind drei marokkanische CDM-Projekte beim CDM-Executive Board (EB) registriertworden: zwei Windparks und ein Vorhaben zur Elektrifizierung des ländlichen Raumes.

Tab. 4: Registrierte marokkanische CDM-Projekte; 2004-200613

Zwei weitere Regenerativenergieprojekte wurdenbisher von der zuständigen marokkanischen Behörde(DNA) auf Basis des Project Design Documents (PDD)zugelassen. Bis Ende 2006 wurden sie jedoch nichtbeim UNFCCC zur Registrierung vorgelegt. Es handeltsich dabei um ein Windkraftwerk (10 MW) in Tan Tanzum Betrieb einer Meerwasserentsalzungsanlage des“Office National d’Eau Potable” (ONEP) sowie eineDeponiegasanlage der Stadt.

Auf der Webseite der marokkanischen DNA14 sind darüber hinaus 16 weitere Projekte aufgelistet, die dorterfolgreich eine Projektskizze (PIN) vorgelegt habenund von den Investoren weiter vorangetrieben werden.Darunter befinden sich mehrere Windparks, zwei Wasserkraftwerke, ein Biodieselprojekt, mehrere Bio-gasanlagen im Bereich der Abfallwirtschaft und einProjekt zur Effizienzverbesserung bei der öffentlichenBeleuchtung.

218

Registriert

23.09.2005

29.10.2005

28.04.2006

Inbetriebnahme

2005

2008(geplant)

2004(erster von vier

Teilen)

Baukosten

rd. 10 Mio. US$

rd. 90 Mio. US$

rd. 208 Mio. Euro

DOE12

DNV

DNV

TÜV Süd

jährliche Einsparung

28.600 t CO2e

150.000 t CO2e

39.000 t CO2e

Projekt

10,2-MW-Windfarm in Tétouan zur Energieversorgung einesZementwerkes des französischenKonzerns Lafarge

60-MW-Windkraftwerks in Essaouira des staatlichen Stromverorgers ONE

Programm des ONE zur ländlichen Elektrifizierung mit netzunabhängigen Photovoltaikanlagen (rd. 105.000 Solar Home Systems)

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen13.5 Status der erneuerbaren Energieträger

Die größten Potenziale zur Nutzung erneuerbarerEnergieträger liegen in Marokko in den BereichenWind- und Wasserkraft sowie Solarenergie. WährendWasserkraft bereits einen Anteil von 10% an der natio-nalen Stromerzeugung hat und erste Windparks gebautsind, befindet sich die Nutzung von Solarenergie nochin den Anfängen.

WasserkraftDas zur Stromproduktion technisch nutzbare Wasser-kraftpotenzial Marokkos wird auf 2.500 MW bei einerjährlichen Stromproduktion von 4.600 GWh geschätzt,wovon bisher nur ca. 40% erschlossen sind. Bis 2015soll dieser Erschließungsgrad auf 68% erhöht werden.Aufgrund von starken Variationen in der Nieder-schlagsmenge schwankt der Beitrag von Wasserkraft an der jährlichen nationalen Stromproduktion zwischen 5 und 10%.

Der staatliche Stromversorger ONE betrieb Ende 2005insgesamt 26 Wasserkraftwerke, die zusammen eineinstallierte Leistung von 1.265 MW aufweisen. Dazukommt noch das Pumpspeicherkraftwerk von Afourer,das zu Spitzenlastzeiten zusätzlich 470 MW an dasNetz abgeben kann. Mit Hilfe eines zinsverbilligtenKfW-Darlehens über 27 Mio.€ soll die veraltete Steuer-technik von mindestens zehn älteren Wasserkraftwerkenerneuert werden. Dies soll eine zentralisierte Fern-steuerung der Anlagen ermöglichen.

Das ONE baut seinen Kraftwerkspark an Wasserkraft-anlagen stetig aus. Für 2007 ist die Inbetriebnahmevon zwei neuen Kraftwerken in der Region Khénifrageplant. Die Anlage in Tanafnit am Fluss Oum-Er-Rbia wird mit 2 x 9 MW Generatorleistungausgestattet sein. Das Kraftwerk El Borj liegt direktunterhalb am selben Gewässer und wird eine instal-lierte Leistung von 2 x 13 MW aufweisen. Der gesamteKraftwerkskomplex mit seinen insgesamt 44 MW solleine jährliche Strommenge von 212 GWh produzieren.Die Kosten von 8,5 Mio.€ (95 Mio. DH) werden ge-meinsam vom ONE und der deutschen KfW finanziert.

Ein weiteres Vorhaben in Planung ist ein Laufwasser-kraftwerk in Tilougguit am Oberlauf des Flusses AssifAhancal mit einer Ausbauleistung von 33 MW mitTagesspeicher. Die KfW fördert dieses Vorhaben mit35 Mio. €. Die ausschreibungsreife Planung sowie die Ausschreibungsunterlagen wurden durch das französische Ingenieurbüro Coyne und Bellier erarbeitet.Außerdem liegt eine Machbarkeitsstudie vor, die ersteUntersuchungen zu den erwarteten Umweltwirkungendes Projekts enthält. Da die Bauzeit etwa drei Jahre beträgt, wird die Inbetriebnahme der Anlagefrühestens 2009 erfolgen können.

KleinwasserkraftAuch im Bereich der Kleinwasserkraft (bis 300 kW)verfügt Marokko über ein hohes Potenzial. Im Rahmendes Programms zur Nutzung von Kleinwasserkraftan-lagen zur ländlichen Elektrifizierung wurde durch dasONE 2004 die Erzeugungsanlage “Oum Er Rbia” miteiner Leistung von 220 kW in Betrieb genommen.Jährlich soll es 2.000 MWh Strom produzieren unddamit ein Inselnetz mit 18 Dörfern (556 Haushalte)versorgen. Zuvor wurde bereits 2002 eine Kleinwasser-anlage in Askaw mit 200 kW Leistung in Betriebgenommen. Die Investitionskosten werden bei diesemProgramm sowohl von den elektrifizierten Haushaltenals auch von den lokalen Kommunen sowie dem ONEgetragen. Weitere derartige Anlagen sind geplant, dieWirtschaftlichkeit von verschiedenen Standorten wirdmomentan durch ONE und CDER evaluiert.

PumpspeicherkraftwerkIn der Nähe von Beni Mellal/Afourer ist seit Ende 2004ein 470-MW-Pumpspeicherkraftwerk zur Spitzenlast-abdeckung in Betrieb. Das Projekt wurde von der Euro-päischen Investitionsbank (EIB) und dem ArabischenFonds für Wirtschaftliche und Soziale Entwicklung(FADES) finanziell unterstützt. Das Kraftwerk wurdevon Alstom (Frankreich/Marokko) und SGTM(Marokko) gebaut.

219

13 Marokko

15 Erste Ergebnisse wurden im März 1995 vom CDER im Bericht "Le Gisement Eolien du Maroc" veröffentlicht.16 Für weitere Informationen siehe www.saharawind.com.17 Benjamin Jargstorf, Wind Regimes of Africa – Comparative Evaluation of Wind Data from Selected Countries, 05/2004,

Factor 4 Energy Projects GmbH.18 Nur Produktion für den Eigenbedarf des Konzerns.

Windenergie Marokko verfügt über gute bis sehr gute Windbe-dingungen mit mittleren Windgeschwindigkeiten von stellenweise mehr als 11 m/s und hat somit einerhebliches nutzbares Windpotenzial. Das Gesamtpo-tenzial für Windkraft wird vom CDER auf 6.000 MWgeschätzt. Die marokkanische Regierung plant, biszum Jahr 2010 den Anteil von Windkraft an derStromproduktion auf 4 % zu steigern.

Potenzial der Windkraft Zwischen 1991 und 1994 wurde durch CDER imRahmen eines Windenergie-Evaluierungsprogrammsmit finanzieller Unterstützung der GTZ das Windpo-tenzial an der Atlantikküste und im Nordosten mess-technisch erfasst.15 In einer zweiten Phase – von 1997bis 2000 – wurden die Potenziale von ausgewähltenStandorten an der Atlantikküste untersucht. In einerdritten Phase – von 2001 bis 2010 – werden dieGebirgsregionen Atlas und Rif evaluiert.

Die bisherigen Messungen haben bestätigt, dass Marokkomehrere Gebiete mit einem ausgezeichneten Potenzialfür die Nutzung der Windkraft vorweisen kann, vorallem die Regionen Tanger, Ksar Sghir und Tétouan(mit mittleren jährlichen Windgeschwindigkeiten von8 bis 11 m/s in 10 m Höhe) sowie die Regionen Dakhla,Laâyoune, Tarfaya und Essaouira (mit Windgeschwin-digkeiten zwischen 7 und 8,5 m/s in 10 m Höhe). ImRahmen des Projekts “Saharawind”, welches sich mitder Erschließung des Windpotenzials in Nordwest-Afrika für die Energieversorgung Europas beschäftigt,wurden Windmessungen vorgenommen sowie dieMöglichkeiten einer Hochspannungs-Stromleitungzwischen Marokko und Westeuropa untersucht.16

Die im Mai 2004 veröffentlichte InWEnt-Studie17

“Wind Regimes of Africa” enthält ein ausführlichesKapitel zu den Windkonditionen in Marokko.

Windparks

Tab. 5: Gebaute und geplante Windparks; Marokko

Ende 2000 wurde ein 3,5-MW-Windpark am StandortAl Koudia Al Baïda (Tlat Taghramt in der ProvinzTétouan, 40 km östlich von Tanger) errichtet, dessenKosten rund 6 Mio.€ betrugen. Die KfW hat für dieses Vorhaben mit deutscher Anlagentechnik (Enercon) einen niedrig verzinsten Kredit über 4,35 Mio.€ zur Verfügung gestellt. Der Windparkwird vom ONE betrieben.

Ein weiterer Windpark von 50 MW am gleichen Standort, für den die Europäische Investitionsbankeinen Kredit in Höhe von 24,4 Mio.€ bereitgestellthat, ist im August 2000 ans Netz gegangen. Der Erzeu-gungspreis ist mit 3,7-5,5 €-ct/kWh (0,4-0,6 DH/kWh)kalkuliert worden. 84 Windgeneratoren der FirmaVestas mit jeweils 600 kW installierter Leistungwurden für die “Compagnie Eolienne de Détroit”(CED) für etwa 45,7 Mio.€ errichtet. Das Vorhaben istein rein privates Projekt auf der Basis eines BOT-Ver-trages mit ONE, an das der Windpark nach 20 Jahrenvollständig übergeben wird.

220

Windpark

Al Koudia

Al Koudia

Tétouan

Tanger

Essaouira

Finanzierung

KfW

EuropeanInvestment

Bank

LafargeCiments

EuropeanInvestmentBank und

KfW

KfW

Betreiber

ONE

CED

LafargeCiments18

ONE

ONE

Kapazität[MW]

3,5

50

10,2

140

60

Inbetrieb-nahme

03/2001

08/2000

09/2005

Ende 2008

2008

durchschn.Jahres-

produktion[GWh]

k.A.

226

38

510

210

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenAusbaupläneWeitere Windparks mit insgesamt 200 MW sollen diePotenziale der Region von Tanger im Norden Marokkosund einer Region an der Atlantikküste, in der Nähe derStadt Essaouira, nutzen.

Der geplante Tanger-Windpark besteht aus den Stand-orten Sendouk (65 MW) und Dhar Saadane (75 MW).Nach einer ergebnislosen internationalen Ausschreibunghat sich ONE im Februar 2003 dazu entschlossen, denWindpark Tanger in Eigenregie zu bauen. Finanziertwird dieses Projekt aus Krediten der European Invest-ment Bank (80 Mio.€) und der KfW (50 Mio.€).

Ein zweiter Windpark über 60 MW soll an der Atlantikküste Marokkos, 15 km südlich der Stadt Essaouira, entstehen. Das 83 Mio. € teure Projektwird unter anderem durch einen Kredit der KfW inHöhe von 50 Mio. € unterstützt. Der Windpark wirdvoraussichtlich 210 GWh Strom pro Jahr produzierenund soll ebenfalls von ONE betrieben werden.

Für einen Windpark mit 60 MW bei der Stadt Taza, dieetwa 100 km östlich von Fez liegt, hat das ONE bereitsWindmessungen und eine Studie über möglicheUmweltauswirkungen durchgeführt. Die Pläne für denBau eines weiteren 60-MW-Windparks im Süden (inder Nähe der Stadt Tarfaya) werden momentan vonONE nicht weiter verfolgt.

Dezentrale Nutzung der Windkraft Windkraft wird ebenfalls in geringerem Umfang zurländlichen dezentralen Elektrifizierung eingesetzt. So wurden beispielsweise in der Provinz Essaouira zweiWindkraftanlagen mit 25 kW und eine weitere mit 15 kW Leistung installiert, die zusammen 123 Haus-halte mit Strom versorgen. Nach Angaben des CDERgibt es momentan nahezu 300 netzunabhängige Windkraftanlagen sowie ca. 5.000 windkraftbetriebenePumpen in Marokko.

Auch Industrieunternehmen beginnen mit der dezen-tralen Nutzung der Windenergie. Eine Krabbenfabrikin Tanger nutzt beispielsweise zwei gebrauchte 80 kW-Turbinen zur Deckung eines Teils des eigenen Strom-bedarfs. Die generalüberholten Anlagen wurden imJuni 2005 durch ein niederländisches Unternehmengeliefert und montiert. Dank einer durchschnittlichenWindgeschwindigkeit vor Ort von 6,5 m/s werden diebeiden Anlagen voraussichtlich 386.000 kWh Strompro Jahr liefern. Überschüssig produzierte Energie wirdin das öffentliche Netz abgegeben.

Biomasse Fast ein Drittel des gesamten Energiebedarfs vonMarokko wird durch Biomasse gedeckt. Das meistedavon entfällt auf die traditionelle Nutzung von Bio-masse in Form von Brennholz oder Holzkohle für Heiz-und Kochzwecke. Marokko verfügt über Waldgebietevon ca. 5 Mio. Hektar Fläche. Der hohe Verbrauch anHolz für energetische Zwecke (ca. 11 Mio. t pro Jahr)kann allerdings nicht nachhaltig gedeckt werden undträgt mit dazu bei, dass über 30.000 Hektar Wald proJahr verloren gehen. Die marokkanische Regierung fördert deshalb die Einführung effizienter Technologienzur Nutzung von Brennholz sowie die Substitutiondurch andere Energieträger.

Biogasnutzung Täglich fallen in Marokko rund 8.000 t an Haushalts-abfällen und ca. 1,1 Mio. m3 Abwasser an, die für dieErzeugung von Deponie- bzw. Klärgas verwendetwerden könnten. Außerdem nutzbar wären tierischeund pflanzliche Abfälle aus der Landwirtschaft. MitUnterstützung der GTZ wurden in der Vergangenheitangepasste Biogasanlagen entwickelt, das Potenzial dergeplanten Großkläranlage der Stadt Agadir wird mitHilfe der GTZ (Messprogramm) von der RAMSAdurchgeführt. Die EIB hat die Finanzierung der Mach-barkeitsstudie für eine Biogasanlage in Aussichtgestellt. Der Branchenverband AMISOLE schätzt dieAnzahl der momentan in Marokko installierten Biogas-anlagen auf etwa 20 Kleinanlagen. In Rabat und Fez istaußerdem die Produktion von Biogas aus Haushaltsab-fällen geplant.

221

13 Marokko

19 Nähere Informationen siehe www.pvmti.com.

SolarenergieTrotz hervorragender solarer Einstrahlungsbedin-gungen – die tägliche Sonneneinstrahlung liegt beidurchschnittlich 5 kWh/m2 und es gibt mehr als300 Sonnentage im Jahr – steht die Nutzung von Solar-energie zur netzgebundenen Stromerzeugung in Marokkonoch am Anfang ihrer Entwicklung. Als Pilot- undModellprojekt befindet sich lediglich eine 1 kWp-PV-Anlage am Netz.

PERG SolaireGute Fortschritte macht die Elektrifizierungskam-pagne mit Solar-Home-Systemen (SHS), die Teil desmarokkanischen Programms zur ländlichen Elektrifi-zierung (PERG) ist. Die erste Phase des Programms,bei der 16.000 Haushalte mit SHS ausgestattetwurden, konnte 2005 abgeschlossen worden. In derzweiten Phase, die bis 2008 läuft, sollen weitere 37.000Haushalte mit einer eigenen PV-Anlagen ausgerüstetwerden. Den Zuschlag für die zweite Tranche diesesProgramms erhielt erneut die Firma Temasol, eingemeinsames Unternehmen von Total Energie undElectricité de France (EDF).

Photovoltaic Market Transformation Initiative (PVMTI)Ein wichtiges Programm im Bereich der Solarenergieist die “Photovoltaic Market Transformation Initiative”(PVMTI), ein 1998 von der GEF und der InternationalFinance Corporation (IFC) aufgelegtes Vorhaben zurEntwicklung der nationalen Märkte für PV-Systeme inIndien, Kenia und Marokko.19 Das Programm sieht fürMarokko ein Investitionsvolumen von 5 Mio. US$ vor.Ein Teil dieser Mittel wurde bereits an zwei Unter-nehmen vergeben: Das erste Unternehmen ist dasmarokkanische Finanzunternehmen Salafin SA, dem imJuni 2002 insgesamt 1 Mio. US$ für ein Kreditpro-gramm zur Förderung von Solaranlagen zur Verfügunggestellt wurde. Die Solaranlagen werden von Afrisol SAgeliefert, installiert und gewartet. Das zweite Vorhabenist ein Mikrofinanzprojekt der Association Al Amana,für das die IFC 0,72 Mio. US$ in Form von Garantienund Darlehen zur Verfügung stellt.

Im Rahmen dieses Projekts sollen Kleinkredite für den Kauf von Solaranlagen in der Region Taroudantangeboten werden. Die Lieferung der Solaranlagenübernimmt das marokkanische PV-Unternehmen Noor Web.

SolarthermieDas Promasol-Programm zur Förderung von Thermo-solaranlagen zur Wassererwärmung hat dazu beigetragen,dass die Zahl der installierten Anlagen von 21.700 in1997 bis 2004 auf 111.300 angestiegen ist. Eine Initia-tive des italienischen Umweltministeriums (MEDREP)fördert die Entwicklung eines marokkanischen Marktesfür solare Warmwasserbereiter.

Solarthermisches KraftwerkGefördert durch einen GEF-Zuschuss über 43Mio.€und einen Kredit der “African Development Bank”über 136 Mio.€ soll im Osten Marokkos bei AïnBeni Mathar, ca. 90 km südlich der Stadt Oujda, einKraftwerk errichtet werden, das eine konventionelleGuD-Turbine mit einem thermischen Parabolrinnen-Solarkraftwerk verbindet. Über 200.000m2 Spiegel-fläche sollen das Sonnenlicht einfangen und thermischnutzbar machen. Die Gesamtleistung ist auf 240 MWausgelegt, davon sollen etwa 30 MW aus Solarenergieerzeugt werden. Jährlich wird das Kraftwerk 1.590 GWhStrom erzeugen, 55 GWh werden rechnerisch demSolarkraftwerk zuzuordnen sein. Der Solaranteil an derGesamtproduktion wird damit knapp 3,5 % betragen.

Der Brennstoff für die Gasturbine soll aus der vonAlgerien nach Europa führenden Pipeline bezogenwerden. Eine 1998 abgeschlossene und von der Euro-päischen Investitionsbank (EIB) finanzierte Machbar-keitsstudie bezifferte die Kosten auf 213 Mio.€. DieDifferenz zwischen der zugesagten Kreditsumme undden Gesamtkosten wird ONE übernehmen, die dasKraftwerk dann auch betreiben wird. 2004 wurde lautONE mit der Ausschreibung für das Projekt begonnen,die Fertigstellung des Kraftwerks ist für 2009 geplant.

222

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenGeothermieDas geothermische Potenzial Marokkos ist kaumerforscht. Marokkos geothermische Ressourcen kon-zentrieren sich auf den Nordosten des Landes und Teileder Sahara. Die Vorkommen sind relativ gering, könntenaber nach Angaben der International Geothermal Asso-ciation (IGA) zu Heizzwecken genutzt werden.

Meerwasserentsalzung mit erneuerbaren EnergienDie marokkanische Wasserbehörde “Office Nationald’Eau Potable” (ONEP) plant zur Versorgung der StadtTan Tan, die im Süden des Landes an der Atlantikküsteliegt, eine Meerwasser-Entsalzungsanlage, die durcheinen 10-MW-Windpark mit Strom versorgt werdensoll. Das Projekt soll nach seiner Fertigstellung 2007zunächst 6.000 m3 entsalztes Wasser pro Tag liefernund bis 2015 stufenweise eine Kapazität von 11.000 m3

erreichen. Im April 2006 war das Bieterverfahren fürdie Anlage in Vorbereitung. Für Betrieb und Wartungwird ein eigenständiges Unternehmen verantwortlichsein, das vom ONEP Abnahmegarantien für das produ-zierte Wasser erhält. Das Projekt soll für den “CleanDevelopment Mechanism” (CDM) angemeldet werden.Die marokkanische DNA hat ihre Zustimmung dafürbereits erteilt, beim UNFCCC wurde aber bisher nochkeine Registrierung beantragt.


ElektrifizierungsgradMarokko hat in den letzten Jahren große Fortschrittebei der Anbindung seiner Bevölkerung an das Strom-netz gemacht. 1995 hat ONE im marokkanischenRegierungsrat ein nationales Elektrifizierungsprogramm“Programme pour l’Electrification Rurale Global”(PERG) vorgestellt und dieses 1996 gestartet. DerElektrifizierungsgrad der ländlichen Gebiete, der vordem Start des Programms 1995 noch bei 18% lag, stiegbis Ende 2005 auf 82%. Auch weit vom Stromnetz ent-fernte Siedlungen erhalten mit Hilfe von erneuerbarenEnergien zumindest eine dezentrale Basisversorgungmit Strom.

Im Rahmen des PERG-Programms sind bis Ende 2005nach Angaben des ONE bereits 21.689 Dörfer bezie-hungsweise 1.392.954 Haushalte mit Elektrizität ver-sorgt worden. Die marokkanische Regierung strebt dievollständige Elektrifizierung des Landes bis 2007 an.

Programm zur ländlichen ElektrifizierungZuständig für die ländliche Elektrifizierung ist dasONE in Zusammenarbeit mit den zuständigenGemeindeverwaltungen. Internationale Geldgeber, dasONE und die Nutzer finanzieren die Elektrifizierungs-maßnahmen gemeinsam.

Die Rolle des Privatsektors bei der ländlichen dezen-tralen Elektrifizierung ist in den letzten Jahren weitergewachsen. Privatunternehmen übernehmen dieBeschaffung, Montage und Wartung der Solaranlagen.Dafür ziehen sie nach Inbetriebnahme regelmäßigGebühren von den Nutzern ein. Das ONE unterstütztdie zukünftigen Stromkunden lediglich bei der Finanzierung der Anlage. Im Rahmen seines neuen“Fee for Service”-Ansatzes hat ONE die technischeSeite der ländlichen Elektrifizierung komplett an Pri-vatunternehmen abgegeben.

223

13 Marokko

Solar-Home-Systeme und "Fee for Service"-VerträgeFinanziell beteiligt sich ONE mit einer Subvention von389 bis 1.598€ (4.320 bis 17.760 DH) für jedesinstallierte Solar-Home-System. Voraussetzung ist einVertrag zwischen ONE und dem jeweiligen ausführendenSolarunternehmen. Dabei werden SHS mit Leistungenvon 50, 75, 100 und 200 Watt gefördert. Der Haushalt,in dem das SHS installiert wird, zahlt dann in Ratenüber einen Zeitraum von 10 Jahren den Restbetrag andas durchführende Unternehmen. Während dieser 10 Jahre bleibt ONE Eigentümer des SHS, erst danachgeht es in den Besitz des Haushaltes über. Das Solarun-ternehmen ist für die Installation des SHS und fürdessen Wartung zuständig.

Ein Teilprojekt der Kampagne zur ländlichen Elektrifi-zierung, das nach diesem Prinzip funktioniert, ist dasTEMASOL-Programm, das in 24 marokkanischen Pro-vinzen 370.000 Menschen in 53.000 Haushalte mitStrom aus PV-Systemen versorgen soll. Dahinter stehteine Kooperation des ONE mit zwei Konzernen (Electricité de France und Total Energie), die von derdeutschen KfW, der französischen Entwicklungsagentur(AFD) und dem French Fund for World Environment(FFEM) mitfinanziert wird.

Die Kosten, die auf die Haushalte zukommen, setzensich bei diesem Programm aus einem einmaligenAnschlusspreis von 63-360 € (700-4.000 DH) und einermonatlichen Gebühr von 5,85-13,50 € (65-150 DH)zusammen, je nach Leistung der installierten Anlage.

Dezentrale ländliche Elektrifizierung mit erneuerbarenEnergieträgernIm Gegensatz zu einem 1996 ausgelaufenen Vorgän-gerprogramm namens PNER bezieht PERG auch einenetzunabhängige Elektrifizierung von abseits der Verteilungsnetze gelegenen Gemeinden und Dörfernmit ein. Dieser Programmteil zur dezentralen Elektri-fizierung startete im Jahr 2000 und fördert vor allemden Einsatz von SHS, aber auch von Kleinstwasser-kraftwerken und kleinen Windkraftanlagen.

In der Provinz Essaouira wurden an 2 StandortenHybrid-Inselnetze installiert. Dabei kommen Wind-kraftanlagen in Kombination mit Dieselgeneratorenzum Einsatz. In Sidi Kaouiki leisten zwei Windkraft-anlagen je 25 kW und ein Dieselgenerator 30 kW. In Moulay Bouzerktoun sind es 15 kW-Windkraft undein 15 kW-Diesel. Nach Schätzungen des Centre deDéveloppement des Energies Renouvelables (CDER)existieren in Marokko etwa 300 netzunabhängigeWindkraftanlagen.

Wechselkurs (Dez. 2006): 1 Marokkanischer Dirham (DH) = 0,09 Euro (EUR)

13.7 Literatur

• Afriwea: Press Release, Two WES18 – 80 kW wind turbinesfor a shrimp processing farm in Tangiers, Marokko, 06/2005

• Arabic News: Morocco’s renewable energy sector boosted by three international agreements, Marokko, 12/2004

• Breuer, Siegfried (Bundesagentur für Außenwirtschaft-bfai): CDM-Markt kompakt – Marokko, 05/2006

• BMZ – Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung: Kleine Solaranlage, große Wirkung: Strom für entlegene Dörfer, 2004

• Eichhammer, Wolfgang et al.: Assessment of the Worldbank – GEF Strategy for the market development of concentrating solar thermal power, 05/2005

• Jalil Bennani in Aujourd’hui – Le Maroc vom 09.09.2005: Reflexion sur une nouvelle politique, Marokko, 09/2005

224

13 Marokko

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen• Jargstorf, Benjamin Factor 4

Energy Projects GmbH: Wind Regimes of Africa – Comparative Evaluation of Wind Data from Selected Countries, 05/2004

• Manuel Antonio Leandro Reguillo: Les énergies renouvelables au maroc – Le rôle du CDER dans leur développement, Marokko, 11/2004

• Marsiske, Hans-Arthur in Financial Times Deutschland vom 16.11.2005: Wechselstrom aus der Wüste, 11/2005

• Neidlein, Hans-Christoph: Grüne Energie: Marokko setzt auf Zusammenarbeit mit Europa, Europa digital, 02/2005

• Office National de l’Electricité (ONE): Annual Report 2003, Marokko, 2005

• Office National de l’Electricité (ONE): Annual Report 2004, Marokko, 2006

• Pfeiffer, Tom in Reuters/PlanetArc, 20.7.2006: Morocco Pushes Renewable Energy as Oil Prices Soar, 07/2006

• Rimi, Abdelkrim: First assessment of geothermal ressources in Morocco, 2000

• Senhagi, Faouzi (GERER, Maroc): Financing the development of the renewable energy in the mediterranean region – Baseline study for Morocco; United Nations Environment Programme(UNEP), 05/2003

• Zejli, D. et al.:Quel avenir pour l’énergie éolienne au Maroc?, 2005

13.8 Kontakte

Office National de l’Electricité (ONE)Head Office 65, rue Othman Ben Affane20000 Casablanca Maroc Tel. +212 (22) 66 80 80 Fax +212 (22) 22 00 38 www.one.org.ma

Ministère de l’Energie et des Mines (MEM)La Direction de l’EnergieRue Abou Marouane Essaadi – Haut AgdalRabatTel. +212 (37) 68 88 30Fax +212 (37) 68 88 31E-Mail: [email protected]

Centre de Développement des Energies Renouvelables (CDER)Rue Machaar El Haram Quartier Issil, B.P. 509Marrakech Tel. +212 (24) 30 98 14/22Fax +212 (24) 30 97 95E-Mail: [email protected]/

Association Marocaine de Gestion et d’Economied’Energie (AMGEE)Route Cotière SAMIRMohammediaTel. +212 (23) 31 22 40/41/42Fax +212 (23) 31 22 66

Association Marocaine de l’Industrie Solaire(AMISOL)5, rue de MideltRabatMoroccoTel. +212 (37) 76 89 61/62/63Fax +212 (37) 76 89 64

225

13 Marokko

Deutsche Industrie- und Handelskammer in MarokkoChambre Allemande de Commerce et d’Industrie au Maroc140, Bd. Zerktouni6. Etage20000 CasablancaTel. +212 (22) 42 94 00/01Fax +212 (22) 47 53 99E-Mail: [email protected]

Photovoltaic Market Transformation Initiative(PVMTI) – Morocco Mohamed Aboufirassc/o Resing9, lot. Mejjat, Rue GharnataB.P.: 1569 MarrakechHay Mohammadi – 40007 MarocTel. +212 (44) 32 98 20Fax +212 (44) 32 98 19E-Mail: [email protected]

Botschaft des Königreichs MarokkoNiederwallstr. 3910117 BerlinTel. +49 (30) 20 61 24 0Fax +49 (30) 20 61 24 20E-Mail: [email protected] www.maec.gov.ma/berlin/

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ)Büro MarokkoBüroleitung: Frau Dr. Brigitte Heuel-Rolf2, Avenue Tour HassanRabat HassanMarokkoTel. +212 (37) 20 45 17Fax +212 (37) 20 45 19E-Mail: [email protected]/marokko

GTZ – Umweltprogramm Marokko Programmleiter : Mohamed El-KhawadTel. +212 (37) 68 07 10Fax +212 (37) 68 07 11E-Mail: [email protected]

Botschaft der Bundesrepublik Deutschland in Marokko7, Zankat MadnineB.P. 23510000 RabatTel. +212 (37) 70 96 62

226

14 Namibia

14 Namibia1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 2005: 1703 GWh Stromimporte bei 1.660 GWh Eigenproduktion2 Quelle: NamPower3 Quelle: NamPower


Installierte Kapazitäten Drei Kraftwerke und das Verbundnetz mit den Nach-barstaaten versorgen das landesweite Stromnetz vonNamibia. Das Wasserkraftwerk in Ruacana stellt mit seinen 249 MW den Großteil der landeseigenenKapazität zur Verfügung. Daneben existieren nochzwei thermische Kraftwerke: das Kohlekraftwerk “Van Eck” bei Windhoek mit 120 MW und das Kraft-werk “Paratus” bei Walvis Bay, das mit vier Diesel-generatoren 24 MW leisten kann.

Die beiden thermischen Kraftwerke waren nur als Zwischenlösung installiert worden, weil das Wasser-kraftwerk in Ruacana erheblich später fertiggestelltwurde als geplant. Nach den ursprünglichen Planungensollte es das ganze Land mit Strom versorgen. Da dieStromnachfrage jedoch seitdem stark angewachsen ist,sind heute alle drei Kraftwerke in Betrieb und zusätzlichmuss jährlich etwa die Hälfte1 des landesweit ver-brauchten Stroms aus dem Ausland zugekauft werden.

Da der zugekaufte Strom aus Südafrika preiswerter istals die Produktion in den eigenen thermischen Kraft-werken, wird auf diese nur in Zeiten besonders hoherNachfrage zurückgegriffen. Die Verknüpfungen mitden benachbarten Stromnetzen weisen eine Kapazitätvon 600 MW auf. Die landesweit verfügbare Kapazitätist seit 1999 unverändert und im Folgenden tabel-larisch dargestellt.

Tab. 1: Verfügbare Leistung nach Quellen; Namibia; 1999-2006; MW2

StromerzeugungÜber die Verteilung der produzierten und importiertenStrommenge auf einzelne Kraftwerkstypen oder Ener-gieträger liegen keine Zahlen vor. Nach Angaben desstaatlichen Stromversorgers NamPower von 2006laufen die beiden thermischen Kraftwerke lediglich im“Stand-by”-Betrieb und werden nur in Ausnahmefällenzum Abdecken von Spitzenlasten genutzt. Deswegenist davon auszugehen, dass der überwiegende Teil des inNamibia produzierten Stroms aus dem Wasserkraft-werk in Ruacana stammt.

Namibia beteiligt sich am Southern African PowerPool (SAPP), einem internationalen Netzverbund, indem sich Länder der Southern African DevelopmentCommunity (SADC) zusammengeschlossen haben.Bisher findet ein Austausch mit Stromversorgern ausSambia (ZESCO), Simbabwe (ZESA), Botsuana (STEM),Angola und Südafrika (Eskom) statt. Die nachfolgendeTabelle liefert eine Zusammenstellung des in und fürNamibia produzierten Stroms.

Tab. 2: Produktion für das namibische Netz; 2001-2005; GWh3

227

249 MW

120 MW

24 MW

600 MW

993 MW

Ruacana, Wasserkraft

Van Eck, Kohlekraftwerk, Windhoek

Paratus, Dieselgeneratoren, Walvis Bay

Verknüpfung mit Nachbarnetzen

Gesamt

GWh

2002

1.429

21

921

-

-

2.371

2001

1.211

21

1.045

-

-

2.277

2003

1.421

21

988

-

36

2.466

2004

1.379

9

1.423

87

47

2.945

2005

1.660

23

1.514

158

8

3.363

Stromproduktion

NamPower (Namibia)

Zesco (Sambia)

Eskom (Süd Afrika)

Zesa (Simbabwe)

STEM (Botsuana)

Summe

Stromübertragung und -verteilungNamibia verfügt über ein gut ausgebautes Netz vonÜbertragungsleitungen, die sich ausgehend von derHauptstadt Windhoek sternförmig in alle besiedeltenRegionen des Landes erstrecken. Die Haupttrasse desNetzes hat eine Nord-Süd-Ausrichtung. Das liegt daran,dass die beiden wichtigsten Stromquellen mit demWasserkraftwerk Ruacana ganz im Norden, beziehungs-weise mit dem Übergang zum südafrikanischen Netzganz im Süden des Landes liegen.

Tab. 3: Entwicklung des Stromübertragungs- und verteilungsnetzes in Namibia; 2001-2005; km4

In den fünf Jahren von 2000 bis 2004 konnten dieÜbertragungsverluste des namibischen Stromnetzesvon 9,8% auf 5,1% verringert werden.

StromverbrauchDie Stromnachfrage in Namibia ist in den letztenJahren stark gestiegen. Dazu hat vor allem die Inbe-triebnahme der “Skorpion”-Zinkmine in 2004 im Südwesten des Landes beigetragen. Zusammen mit denangeschlossenen Erzaufbereitungsanlagen ist sie für rund25% des landesweiten Stromverbrauchs verantwortlich.

Tab. 4: Menge des Verkauften Stroms; Namibia; 2001-2005; GWh5

Auch auf die Entwicklung der Spitzenlast hat nebendem Anstieg der Kundenzahl vor allem die Inbetrieb-nahme der “Skorpion”-Mine in 2004 großen Einfluss.

Tab. 5: Spitzenlast; Namibia; 2001-2005; MW6

14 Namibia

4 Quelle: NamPower.5 Quelle: NamPower.6 Quelle: NamPower.228

km

2002

988

521

1.664

1.388

14.194

2001

735

521

1.664

1.166

13.223

2003

988

521

1.958

1.462

16.357

2004

988

521

1.958

1.588

20.762

2005

988

521

1.958

1.656

22.072

Übertragungs- und Verteilungsleitungen

400 kV

330 kV

220 kV

132 kV

66 kV und darunter

GWh

2002

2.082

-

4

6

44

2.136

2001

1.981

-

2

5

62

2.050

2003

2.117

76

7

10

36

2.246

2004

2.301

471

8

12

3

2.795

2005

2.349

596

12

16

3

2.976

Verkaufter Strom

Kunden in Namibia

Skorpion-Zinkmine

Botsuana

Angola

Eskom (Südafrika)

Summe

MW

2002

348

348

2001

332

332

2003

371

371

2004

389

461

2005

400

491

Spitzenlast

ohne Skorpion-Mine

inkl. Skorpion-Mine

14 Namibia


7 Quelle: Electricity Control Board8 www.ecb.org.na9 Quelle: NamPower Preisliste 2006/2007

StrompreiseDie Preise für Stromendkunden variieren in Namibialeicht von Region zu Region. Sie setzen sich aus einemLeistungspreis und einem Arbeitspreis zusammen.Manche der regionalen Anbieter erheben zusätzlichnoch eine monatliche Servicegebühr. Außerdem wirdauf jede verkaufte kWh eine Abgabe von umgerechnet0,048€-cent (0,0045 N$) erhoben, die zur Finanzierungder namibischen Regulierungsbehörde dient.

Tab. 6: Endkunden Strompreise in Euro; Namibia; 2006/20077

Die lokalen Versorger legen die Preise für ihre Ver-sorgungsregion selbst fest und reichen sie bei der Re-gulierungsbehörde zur Genehmigung ein. Nachdemdiese die Preise genehmigt hat, sind sie über die Webseite der Behörde einsehbar.8

Die Versorger beziehen ihren Strom bisher ausschließlichvom staatlichen Stromproduzenten NamPower. Dieserberechnet ihnen dafür umgerechnet 0,021€ pro kWh.9

Im Juli 2005 war der Preis um 9,5% angehoben worden.

Zukünftige Entwicklung und AusbauplanungFür das Jahr 2011 geht das staatliche Stromver-sorgungsunternehmen NamPower von einer Spitzenlastvon etwa 600 MW aus. Der südafrikanische Stromer-zeuger Eskom, der bisher große Teile des in Namibiabenötigten Stroms liefert, hat angekündigt, dass seineKapazitäten wegen der steigenden Nachfrage im eigenenLand zukünftig nicht mehr zur Verfügung stehen. Umunabhängiger von Stromimporten zu werden und dieVersorgung des Landes langfristig mit eigenen Kraft-werkskapazitäten sicherstellen zu können, strebt dieRegierung von Namibia eine höhere Selbstver-sorgungsquote an und hat deswegen vom Energiemini-sterium unterschiedliche Optionen zur Ausweitung derStromproduktion im eigenen Land untersuchen lassen.

Zwei große Staudammprojekte erwiesen sich als zulangwierig, da dazu Vereinbarungen mit betroffenenNachbarländern hätten ausgehandelt werden müssen.Deswegen ist, nach Angaben von NamPower, die Entscheidung für die Erschließung des ErdgasfeldesKudu 130 km vor der Küste Namibias gefallen. Eine170 km lange Pipeline wird das gewonnene Gas nach Oranjemund bringen, wo schrittweise zwei Gaskraft-werke mit je 400 MW entstehen sollen. Dank derzusätzlichen Kapazität wäre Namibia dann sogar in derLage, Strom in den Southern African Power Pool(SAPP) zu exportieren. Nach Aussagen von NamPowervon Dezember 2006 könnte bereits in 2007 mit demBau der Gaskraftwerke begonnen werden. Ende 2010soll das erste Kraftwerk dann in Betrieb genommenwerden.

229

€

Grootfontein (CENO-RED)

0,259

0,083

5,400

9,719

0,075

32,397

City of Windhoek

0,544

0,037

-

7,559

0,037

-

Lüderitz Stadtverwaltung

0,270

0,062

-

9,499

0,045

-

Haushaltskunden 220 V

Grundpreis pro Ampere

Arbeitspreis pro kWh

Servicegebühr

Industriekunden

Leistungspreis pro kVA

Arbeitspreis pro kWh

Grundgebühr

14 Namibia

10 Bis 1993 hieß das Unternehmen South West African Water and Electricity Corporation (SWAWEC). Ursprünglich war die SWAWEC ein hundertprozentiges Tochterunternehmen der Industrial Development Corporation of South Africa.

11 Es ist davon auszugehen, dass NamPower diese direkten Kunden in den nächsten ein bis zwei Jahren an eines der noch zu etablierenden REDs abgeben wird, um sich ganz aus der Stromverteilung zurückzuziehen.

12 Über die weiteren Beteiligungen liegen keine Informationen vor.

14.2 Marktakteure

NamPowerDer staatliche Stromversorger Namibias besteht seit196410 und ist heute eine Aktiengesellschaft, deren einziger Anteilseigner die Regierung Namibias ist. Erbeschäftigt rund 900 Mitarbeiter und betreibt die dreiKraftwerke des Landes sowie das landesweite Leitungs-netz. Einige Kunden, die außerhalb der Reichweitelokaler Stromversorger liegen, beliefert das Unternehmenbisher noch direkt mit Strom. Zumeist sind diesFarmen oder Minen.11 NamPower ist Mitglied imSAPP, über den es Strom aus dem Ausland einkauftoder ihn dorthin verkauft. Dafür hat das Unternehmeneinen eigenen Geschäftsbereich eingerichtet.

Regional Electricity Distributors (REDs)Die lokale Versorgung der Endkunden war in Namibiabisher über die kommunale Verwaltung organisiert.Die jeweiligen Stadtverwaltungen belieferten ihre Bürgermit Strom, den sie beim staatlichen StromversorgerNamPower einkauften. Die Preisgestaltung war den lokalen Behörden freigestellt, was diese teilweise zu Quersubventionen für andere öffentliche Dienst-leistungen auf Kosten der Stromkunden nutzten.

Im Zuge der Restrukturierung des namibischen Strom-sektors, die seit 2000 läuft und 2007 abgeschlossenwird, wurden die kommunalen Stromversorger in fünfgroßen Versorgungsunternehmen zusammengefasst.Diese regionalen Stromversorgungsunternehmen agierenals eigenständige Wirtschaftsunternehmen nach markt-wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Dabei werden siedurch das Electricity Control Board reguliert, das beispielsweise die Endkundenpreise genehmigen mussoder Standards für die Versorgung vorgibt.

Die bisherigen kommunalen Stromversorger werden indem Umfang Anteilseigner an den neu entstehendenREDs, wie sie in der entsprechenden Region bisher ander Stromverteilung beteiligt waren. NamPower wirdvorerst mit durchschnittlich je 28% an den fünf neuenUnternehmen beteiligt sein.12 Drei der fünf REDs(NORED seit 2002, Erongo RED und CENORED seit2005) haben bisher ihren Betrieb aufgenommen. In denRegionen der beiden verbleibenden REDs (SouthernRED und Central RED) im Süden des Landes ist dieZusammenlegung der kommunalen Versorger zu regio-nalen Unternehmen in vollem Gange.

Weitere Akteure

Electricity Control Board (ECB)Die namibische Regulierungsbehörde wurde entspre-chend den Vorgaben des Electricity Act (Act 2 of 2000)etabliert, um die Unternehmen des Stromsektors zuregulieren und eine Entwicklung des Strommarktessicherzustellen, welche die Interessen aller Beteiligtenwiderspiegelt.

Das ECB vergibt die vorgeschriebenen Lizenzen an alle Akteure, die sich in Namibia mit der Erzeugung,dem Transport, der Verteilung, dem Handel und demIm- oder Export von Strom beschäftigen. Die dazu notwendigen Vergabeverfahren wurden innerhalb desECB etabliert und werden erfolgreich angewandt. Die wichtigsten Lizenznehmer nach der Restrukturie-rung des Stromsektors sind bisher NamPower und diefünf REDs.

230

14 Namibia


13 Beispielsweise hat das Ministerium an einige REDs Lizenzen mit längeren Laufzeiten vergeben, als das ECB dies vorgeschlagen hatte. 14 Study of the Restructuring of the Namibian Electricity Supply Industry (ESI) (2000).

Der Unabhängigkeit des ECB sind dadurch Grenzengesetzt, dass die endgültige Bewilligung einer Lizenzdurch das Energieministerium erfolgt. Das ECB legtdiesem lediglich Vorschläge vor, nachdem es die einge-gangenen Lizenzanträge geprüft und bewertet hat.Dass das Ministerium in einigen Fällen von den Vor-schlägen der Experten aus dem ECB abgewichen ist13,lässt den Schluss zu, dass es in einzelnen Fragen zurEntwicklung des Stromsektors zwischen Ministeriumund dem ECB durchaus abweichende Ansichten gibt.

Das ECB wird von einem “Board of Directors” mit fünfMitgliedern geleitet, die vom Energieminister für vierJahre ernannt werden. Das technische Sekretariat erledigtdie regelmäßig anfallenden Aufgaben, die das ECBgemäß seiner Statuten hat. Dazu gehören die Vergabevon Lizenzen, Genehmigung von Tarifen, Sicherstellungder Versorgungsqualität, das Schlichten in Konfliktfällenund die Unterstützung der Restrukturierung des namibischen Energiesektors.


Gesetzliche GrundlagenDas Energieministerium hat 1998 mit einem “White Paper on Energy Policy” den Rahmen für diezukünftige Entwicklung des Elektrizitätssektors vorgegeben. Auf Basis dieses Papiers wurde eineStudie14 durchgeführt, die 2000 veröffentlicht wurdeund die Grundlage für das ebenfalls 2000 verabschiedeteElektrizitätsgesetz, den Electricity Act (Act 2 of 2000),lieferte. Die Restrukturierung des Elektrizitätssektorsbasiert ebenfalls auf den Vorgaben des White Paper von1998, das damit noch immer die Grundlage für dieEnergiepolitik Namibias darstellt.

Das Energieministerium ist weiterhin für die Fest-legung der politischen Rahmenvorgaben verantwortlich,welche die Arbeitsgrundlage für die Tätigkeit des ECBbilden. Es entscheidet über Empfehlungen, die ihmdurch das ECB unterbreitet werden.

Restrukturierung des ElektrizitätssektorsIn 2000 hat der staatliche Stromversorger NamPowereine Restrukturierung seines Geschäftsbetriebes be-gonnen, die mit der Etablierung der beiden fehlendenREDs im Süden des Landes in 2007 abgeschlossen seinwird. Seitdem beschränkt sich das bisher vertikal integrierte Unternehmen auf die drei untereinanderabgegrenzten Kernbereiche Stromproduktion, -trans-port und -handel.

Der Stromhandel verbleibt bei dem Staatsunternehmenals eigener Geschäftsbereich, der eng mit demGeschäftsfeld Stromtransport verknüpft ist. NamPowerübernimmt damit die Rolle eines “single buyer” fürden namibischen Strommarkt.

Über die genaue Auslegung der Aufgaben, die ein“single buyer” für den namibischen Stromsektor über-nehmen soll, gibt es bisher noch Meinungsverschieden-heiten zwischen dem Energieministerium und demECB. Für das ECB ist das “single buyer”-Modell einÜbergang zu einem weiter liberalisierten Strommarkt,auf dem Produzenten und Versorger direkte Lieferver-träge miteinander abschließen können.

NamPower wiederum ist der Ansicht, dass sich das“single buyer”-Modell nicht für den namibischenStrommarkt eignet. Wie sich der Markt zukünftig entwickelt, bleibt abzuwarten. Durch die enge Ver-knüpfung des Stromhandels mit den beiden anderenGeschäftsfeldern von NamPower (Produktion undTransport) dominiert der Staatskonzern zurzeit denStrommarkt.

Mit Abschluss der Restrukturierung wird NamPowerseine bisherigen Aktivitäten als Stromversorger ein-stellen. Anlagen und Kunden werden an die neuenregionalen Versorgungsunternehmen (REDs) übergeben.

Eine weitere Aufspaltung der einzelnen Geschäftsbe-reiche von NamPower in eigenständige Unternehmenist zurzeit ebenso wenig geplant wie eine Privatisie-rung des Staatskonzerns.

231

14 Namibia

15 Seit 2005 ist auch die Finanzierung einer solarthermischen Warmwasseranlage durch diesen Fonds möglich. 232

Möglichkeiten für unabhängige StromproduzentenDas Energieministerium hat sich im Rahmen von politischen Stellungnahmen klar für einen offenen,marktwirtschaftlich orientierten und transparentenStrommarkt ausgesprochen, der ein attraktives Umfeldfür Investitionen durch den privaten Sektor bieten soll.Über das Lizenzmodell, das durch das ECB umgesetztwird, besteht für unabhängige Akteure ein offenerZugang zum namibischen Strommarkt. UnabhängigeStromproduzenten können den erzeugten Strom in das Netz von NamPower einspeisen. Über die dabeianfallenden Transportgebühren macht der staatlicheStromkonzern allerdings ebenso wenig konkrete An-gaben wie über die Höhe der Vergütung im Falle desAnkaufs von Strom.

Politische oder juristische Gründe stehen einer Teilnahme am namibischen Strommarkt nicht imWege. Das Fehlen eines wirklich unabhängigen “singlebuyer” macht die Ertragschancen für unabhängigeStromproduzenten aber schwer kalkulierbar. Zu sehrbleiben mögliche Anbieter darauf angewiesen, welcheStrompreise NamPower für angemessen hält und zu welchen Konditionen es den Strom abnimmt.Da NamPower selbst Kraftwerke betreibt, kann es alsStromhändler in einen Interessenkonflikt geraten, dadem Unternehmen vermutlich zuerst an einer profitablenAuslastung der eigenen Kapazitäten gelegen sein wird.


FörderprogrammeDie politischen Rahmenvorgaben für die Förderungerneuerbarer Energie finden sich in dem bereitserwähnten “White Paper on Energy Policy” von 1998.Dort werden die Planung und die institutionelle Förderung der Nutzung von regenerativen Energie-quellen und die rationale Energienutzung behandelt,ohne jedoch konkrete Durchführungsbestimmungenzu benennen.

2001 hat die Regierung im Rahmen eines Projektesmit dem Namen “Namibia Renewable Energy Programme” mit Unterstützung der UNEP Richt-linien für ein geplantes nationales Rahmenprogrammzur Förderung erneuerbarer Energien entwickelt, dasdie Ziele der Regierung ebenso beinhalten soll, wie dieMaßnahmen, die zum Erreichen dieser Ziele umgesetztwerden müssen. Die Verabschiedung eines entspre-chenden Programms durch die Regierung steht aller-dings noch aus.

NamPower hat im Juli 2006 eine neue Unterabteilungeingerichtet, die sich mit der Förderung erneuerbarerEnergien beschäftigt. Einerseits sollen dort Strategienfür die Zusammenarbeit mit Produzenten erneuerbarerEnergie im Rahmen von Joint-Ventures entwickeltwerden, andererseits sollen Strom-Abnahmeverträgemit solchen Produzenten zustande kommen. Entwicklerund Investoren von Projekten auf Basis von erneuer-baren Energien, sind eingeladen, ihre Pläne dort zu präsentieren.

Das Energieministerium stellt zur Förderung dererneuerbaren Energien besonders im ländlichen Raumseit 1996 Geld für einen so genannten “Solar RevolvingFund” bereit. Über den Fonds kann die Anschaffungvon Solar-Home-Systemen15 finanziert werden. DieRückzahlung erfolgt über fünf Jahre bei einem Zinssatzvon 5%. Seit 2005 wird der Rotationsfonds durch die in Windhoek ansässige Firma Konga Investment(Pty) Ltd. verwaltet.

Internationale Fördermaßnahmen Seit 2004 läuft das “Barrier Removal to Namibian Renewable Energy Programme” (NAMREP) der namibischen Regierung, das durch UNDP/GEF unter-stützt wird. Das Programm verfolgt zwei Hauptziele:Einerseits soll mit Hilfe von Photovoltaik-Anlagen dieStromversorgung der ländlichen Gebiete jenseits desöffentlichen Stromnetzes verbessert werden. Anderer-seits soll der vermehrte Einsatz von Solarthermieanlagenfür Warmwasser dabei helfen, Energie aus fossilenQuellen einzusparen und Namibias Abhängigkeit vonEnergieimporten zu reduzieren.

14 Namibia


16 Quelle: Ministry of Mines and Energy - Directorate of Energy.

Das Projekt läuft in zwei Phasen ab. Phase I, die 2006weitestgehend abgeschlossen wurde, widmete sich derBeseitigung von organisatorischen und technischenHemmnissen, die der Verbreitung von Solartechnologienim Wege stehen. Diese Hemmnisse waren vor allemdas fehlende Wissen über Technik und Marktchancender Solartechnologie.

Damit wurde die Voraussetzung für die zweite Phasegeschaffen, welche die Verbreitung von Solartechno-logien beschleunigen soll, indem das Angebot an Anlagen und die Finanzierungsmöglichkeiten besser anden Bedarf der Abnehmer angepasst werden sollen.Verschiedene Komponenten sollen zum Erfolg desNAMREP-Programms beitragen: Fortbildung, Be-hebung institutioneller, finanzieller und technischerHemmnisse, Förderung des öffentlichen Bewusstseinsund der gesellschaftlichen Akzeptanz sowie die Ent-wicklung von Demonstrations- und Pilotanlagen. DieFörderung für dieses Programm betrug 2,7 Mio. US$für die erste Phase, während für die Folgephase 2,6 Mio. US$ vorgesehen sind.

Auch die dänische Entwicklungsagentur DANIDAarbeitet im Rahmen ihres bilateralen “Special Environ-mental Assistance”-Programms mit Namibia zusammen.Ziele des Programms sind unter anderem die nach-haltige Produktion und Nutzung von Energie. Im Jahr2004 startete DANIDA das auf drei Jahre angelegtenamibische Renewable Energy and Energy EfficiencyCapacity Building Project (REECAP), das ein Volumenvon rund 1,1 Mio.€ umfasst und die Bevölkerung inden Städten und auf dem Land über Möglichkeitenerneuerbarer Energien informieren und sie für rationaleEnergienutzung sensibilisieren soll.

Clean Development Mechanism Namibia hat zwar das Kyoto-Protokoll am 4.9.2003ratifiziert, bisher aber keine “Designated National Authority” (DNA) eingerichtet. Damit können inNamibia vorerst keine CDM-Vorhaben umgesetztwerden. Es liegen bisher auch keine Pläne für CDM-Projekte mit erneuerbaren Energien vor.


Das Großwasserkraftwerk Ruacana stellt den Haupt-anteil der nationalen StromerzeugungskapazitätenNamibias. Die Nutzung der vorhandenen Potenziale anWind- und Solarenergie sowie Biomasse zur Stromer-zeugung im Land ist noch marginal.

WasserkraftNamibia bezieht einen Großteil seines Stroms aus dem249-MW-Wasserkraftwerk Ruacana am Kunenefluss,der die Grenze zu Angola bildet. Um sich angesichtsschwindender Leistungsreserven bei der Stromver-sorgung ein Bild vom Potenzial der Wasserkraft für dieStromproduktion in Namibia machen zu können, hatdie Regierung im Rahmen einer ausführlichen Studieeinen “Hydro Power Master Plan” erstellen lassen.Darin sind zwölf mögliche Standorte für weitereWasserkraftwerke aufgeführt. Zusammen können diebetrachteten Standorte eine maximal jährliche Leistungvon 6.932 GWh erbringen. 5.500 GWh davon könnenlaut der im Master Plan zugrunde gelegten Kosten-struktur zu Kosten von unter 0,027€ pro KWh pro-duziert werden.

Tab. 7: Potenzial der Wasserkraft in MW und GWh; Namibia16

233

Leistung [MW]

58

30

340

225

230

125

170

80

19

29

44

30

Produktion [GWh]

225

115

1.724

1.120

1.170

630

855

410

150

151

227

155

Projektname

Ondurusu

Zebra

Epupa

Baynes

Marien

Hartman

Hombolo

Mcha

Divundu A

Onseep B

Vioolsdrift

Aussenkehr

14 Namibia

17 Quelle: Ministry of Mines and Energy – Directorate of Energy.18 Jargstorf, Benjamin, Wind Regimes of Africa - Comparative Evaluation of Wind Data from Selected Countries, InWEnt Division Environment,

Energy and Water, Berlin, 2004.

NamPower hat für zwei der Großprojekte (Epupa undBaynes) weiterführende Studien und Planungen erstellt.Seit 2006 die Entscheidung für das Kudu-Erdgaspro-jekt gefallen ist, werden die großen Staudammvorhabenvon NamPower nicht weiter verfolgt. Auch das kleinereLaufwasserprojekt “Popa Falls” (Divundu A / 19 MW)am Okavangofluss ganz im Nordosten des Landes wird von NamPower vorerst nicht umgesetzt. Für“Popa Falls” liegen ein Umweltgutachten und tech-nische Studien vor, die den Bau eines Wehrs mit einerHöhe von 9,75 m vorsehen. Die Bauzeit würde etwadrei Jahre betragen und die geschätzten Kosten liegenbei 33 Mio.€. Soweit ausreichende internationale Fördermittel und/oder privates Investitionskapital zurVerfügung stehen, kann dieses Vorhaben laut NamPowerals Projekt eines unabhängigen Stromproduzentenumgesetzt werden.

Windenergie

Potenzial der Windkraft Im Rahmen eines 1993 gestarteten GTZ-Förderpro-gramms namens “Promotion of the Use of RenewableEnergy Sources in Namibia” wurden die Windver-hältnisse in Namibia untersucht.

An zwei vielversprechenden Standorten an der namibischen Atlantikküste (Walvis Bay und Lüderitz)wurden 1996 im Auftrag der GTZ zusammen mit demstaatlichen Stromerzeuger NamPower ausführlicheWindmessungen durchgeführt. Die Studien solltenklären, ob sich die gewählten Standorte für die Er-richtung von Windparks eignen. Dabei wurdenmeteorologische und technische Gesichtspunkteebenso berücksichtigt wie ökonomische Überlegungenund Fragen der Infrastruktur.

Tab. 8: Windpotenzial in 50 Metern Höhe für zwei Standorte in Namibia17

Die InWEnt-Publikation “Wind Regimes of Africa”18

geht in einem Kapitel auf die namibischen Windver-hältnisse ein. Dort werden die Messdaten der beidenStandortstudien ausgewertet. Demnach verfügt Namibiaentlang seiner Atlantikküste über exzellente Wind-energiepotenziale.

WindkraftanlagenDie erste in Namibia installierte Windkraftanlage isteine zwölf Jahre alte, gebrauchte 220 kW Turbine, diedank einer Förderung der dänischen Entwicklungs-hilfeagentur DANIDA Ende 2005 elf Kilometer östlich von Walvis Bay in der Wüste aufgestellt wurde.Der erzeugte Strom wird in das Netz des regionalenStromversorgers ErongoRED eingespeist.

Geplante WindparksAngesichts der vorliegenden Messergebnisse und Standortstudien und nach Durchführung einesUmweltgutachtens entschied sich der staatliche Strom-versorger NamPower für den Bau eines Windparks beiLüderitz. Im Rahmen eines Pilotprojektes war eineAnlage mit einer Kapazität von 3 MW geplant, diespäter bis zu einer Leistung von 20 MW ausgebautwerden sollte. Im Dezember 2001 verweigerte jedochdas namibische Electricity Control Board aus öko-nomischen Gründen dem Projekt die notwendigeLizenz. Im März 2003 berief die namibische Regierungein Projektentwicklungsteam, das einerseits der Regie-rung helfen soll, klare Richtlinien für die Strompro-duktion aus Windkraft festzulegen.

234

Standort

Walvis Bay"Saltworks"

Lüderitz"Golf Course"

WindgeschwindigkeitJahresdurchschnitt

m/s

6,8

7,5

EnergiedichtekWh/m2/a

3.047

4.936

Weinbull Parameter

A,k

A=7,73k=2,17

A=8,4k=1,70

14 Namibia


19 “National Steering Committee on the National Biomass Energy Conservation Program” unter der Leitung des Energieministeriums.

Andererseits soll das Team den Bau des Windparks inLüderitz vorantreiben. Bisher ist nicht abzusehen, obund wann die Anlage in Betrieb genommen werdenkann.

Anfang 2007 wurde bekannt, dass ein dänischer InvestorWindparks von insgesamt 92 MW plant. 70 Turbinensollen an der Grossen Bucht außerhalb von Lüderitzaufgestellt werden, jeweils 16 bei Oranjemund und ander Walvis Bay. Die Gesamtinvestition wird auf knapp100 Mio. € beziffert, zu deren Finanzierung unteranderem die dänische Regierung beitragen soll. EinLizenzantrag zur Stromerzeugung wurde bereits beiECB eingereicht. Für die Stromerzeugung wird mitKosten von 2,6€-ct/kWh (N$ 0,24/kWh) gerechnet,bei Lieferung an NamPower erwartet der Betreiber eineVergütung von 3,8€-ct/kWh (N$ 0,35/kWh). ErsteTurbinen sollen bereits im Oktober 2007 aufgestelltwerden, die volle Leistung bis 2009 ans Netz gehen.

BiomasseNach Angaben des namibischen Energieministeriumsnutzen etwa 80% der ländlichen Bevölkerung Bio-masse als ihre hauptsächliche Energiequelle und zwarfast ausschließlich in Form von Brennholz zum Kochenund Heizen. Auch landesweit beruhen 15 bis 20% derlandesweit genutzten Primärenergie auf dem Einsatzvon Holz. Seit 1998 existiert ein nationaler Lenkungs-ausschuss19, der Pläne für eine nachhaltige Nutzungder vorhandenen Biomasseressourcen entwickelt.

Biogasnutzung Das Nationale Biogas Programm wurde im Juni 2000ins Leben gerufen. Es wird gemeinsam vom Energie-ministerium und dem Landwirtschaftsministeriumverwaltet. Dank einer Förderung durch die indischeRegierung konnten im Rahmen eines Modellprojekteszehn kleine Biogas-Fermenter (3 bis 5m3) in Namibiaaufgestellt werden, mit denen allerdings kein Stromproduziert wird.

SolarenergieGroße Teile Namibias weisen eine tägliche Sonnenein-strahlung von über 6 kWh pro m3 auf. Auch die sonnen-ärmeren Küstenregionen können noch mit Werten umdie 5,5 kWh pro m3 und Tag aufwarten. Die durch-schnittliche tägliche Sonnenscheindauer liegt dank landesweit über 300 Sonnentagen im Jahr fast imganzen Land zischen neun und zehn Stunden. Damit hat Namibia exzellente meteorologischeVoraussetzungen für die Nutzung der Solarenergie.

Im Rahmen des oben beschriebenen NAMREP-Programms hat die namibische Regierung einigesunternommen, um die Voraussetzungen für die Nutzungvon Solarenergie in Namibia zu verbessern. Dabei konzentriert sie sich auf drei Technologien: Solar-Home-Systeme, photovoltaisch angetriebene Wasser-pumpen für Brunnen und solarthermische Erzeugungvon heißem Wasser. Für diese drei Hauptanwendungender Solarenergie wurden im Rahmen des NAMREP-Programms Marktanalysen, Einsatzszenarien, Machbar-keitsstudien und technische Handreichungen entwickelt.

PhotovoltaikIm Zuge des mittlerweile ausgelaufenen “Home Power!”–Programms der Regierung wurden bis 2003 für etwa600 bis 700 Haushalte in ländlichen Regionen, diekeinen Anschluss an das Stromnetz haben, solare Klein-systeme installiert. Für die Finanzierung solcher Anlagengewährt weiterhin der oben beschriebene “Solar Revolving Fund” zinsgünstige Kleinkredite. LautAngaben des Energieministeriums sind bis Juli 2006über 1000 Solar-Home-Systeme in Namibia installiertworden. Eine netzgekoppelte Photovoltaikanlage miteiner Leistung von 5 kWP wurde 2004 am HabitatResearch and Development Centre of Namibia in-stalliert. Sie speist Elektrizität in das Netz des lokalenStromversorgers ein. Darüber, wie dieser vergütet wirdund zu welchen Konditionen die Einspeisung erfolgt,liegen keine Informationen vor.

235

14 Namibia

20 Siehe: Ministry Of Mines And Energy – Directorate Of Energy, Baseline Study: Barrier Removal To Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP) Final Report, Namibia, 2005, Seite 50.

SolarthermieEtwa 3.200 solarthermische Anlagen zur Wasserer-wärmung waren 2005 in Namibia installiert. ZweiDrittel davon, rund 2.100 Anlagen, werden von privatenHaushalten genutzt. Damit verfügen etwa 2,3% dernamibischen Haushalte, in denen überhaupt heißesWasser genutzt wird, über eine thermische Solaranlage.Der Rest der Anlagen versorgt Firmengebäude oderöffentliche Einrichtungen. Von 2000 bis 2005 ist derAbsatz von thermischen Solaranlagen jährlich umdurchschnittlich 16% gewachsen. Jedes Jahr werdenetwa 200 neue Anlagen installiert.

Derzeit wird der landeseigene Markt als noch zu kleinfür eine landeseigene Produktion eingeschätzt. FünfFirmen importieren thermische Solaranlagen aus dem Ausland und sechs Dienstleister haben sich auf die Installation der Systeme spezialisiert. Neben dengeringen Strompreisen werden die hohen Anschaf-fungskosten als Haupthindernis für die weitere Ver-breitung von thermischen Solaranlagen genannt. Seit2005 können durch den “Solar Revolving Fund”, dendas Energieministeriums zur Förderung erneuerbarerEnergien bereitstellt, nicht mehr nur PV-, sondern auchsolarthermische Anlagen finanziert werden.


Elektrifizierungsgrad72% der namibischen Bevölkerung, also knapp 1,5 Mio.Menschen, leben in den ländlichen Gebieten des Landes.Von den 2.855 Dörfern, die es in Namibia gibt, sindbisher rund 2.400 ohne Anschluss an das landesweiteStromnetz. 131 davon liegen in ausgewiesenen netzfernenGebieten. Der Rest soll nach Plänen des Energie-ministeriums innerhalb der nächsten 20 Jahre an dasNetz angeschlossen werden. Seit der UnabhängigkeitNamibias von Südafrika 1990 wurden im Rahmen derländlichen Elektrifizierung rund 8.330 Haushalte in400 Ansiedlungen neu an das Stromnetz angeschlossen.

Programm zur ländlichen Elektrifizierung Seit 1990 gibt es in Namibia ein Programm zur ländlichen Elektrifizierung. Der Rural Electricity Distribution Master Plan aus dem Jahr 2000 erfasst allenoch zu elektrifizierenden zukünftigen Stromkunden desLandes. Der Master Plan beinhaltet sowohl Planungenfür die netzgebundene als auch für die dezentrale Elek-trifizierung mithilfe erneuerbarer Energien. Bei derländlichen Elektrifizierung mit Solaranlagen kamenbisher unterschiedliche organisatorische Ansätze zurAnwendung. Der größte Teil der PV-Anlagen wurdevon den Besitzern selbst erworben und im Rahmen des“Home Power!”-Programms über den weiter obenerwähnten “Solar Revolving Fund” finanziert.

Im Dorf Ovitoto wurde 2002 ein Fee-for-Service Modellgetestet. Rund 100 Haushalte wurden mit Solaranlagenausgestattet. Über ein Prepaid-System wurde dabei nurder jeweils genutzte Strom bezahlt. Wartung undAbrechnung der Systeme haben aber sich im dünnbesiedelten Namibia als nicht wirtschaftlich durch-führbar erwiesen. 2004 wurden die Anlagen in 'normale'Solar-Home-Systeme umgewandelt, für welche dieNutzer monatlich eine festgelegte Rate zahlen, bis dieAnlagen in ihr Eigentum übergehen.

InselnetzeÜber den Einsatz von Solar-Home-Systemen hinausgibt es in Namibia einige netzferne Regionen, die sichgut für eine Elektrifizierung mit einem kleinen solarenInselnetz eignen.20 Dabei bietet sich die Kombinationmit anderen Stromquellen, wie Windkraft oder Diesel-generatoren, an. Die Gobabeb Desert Research Stationim Namib Naukluft Park hat 2004 eine PV-Diesel-Hybridanlage in Betrieb genommen, die 26 kWP

leistet und ein kleines Netz mit 25 Verbrauchern speist.

Wechselkurs (15.02.2007):1 Namibischer Dollar (NAD) = 0.10799 Euro (EUR) 1 EUR = 9.25983 NAD

236

14 Namibia


• Dierks, Dr. Klaus: Renewable Energies In Namibia – Future Demand for Renewable Energies, Namibia, 2001

• Energy Policy Committee of the Ministry of Mines and Energy: White Paper on Energy Policy, Namibia, 1998

• Heita, Martin: Namibia’s Energy Sector – An Overview, Ministry of Mines and Energy, Windhoek, Namibia, 2002

• Jargstorf, Benjamin: Wind Regimes of Africa – Comparative Evaluation of Wind Data from Selected Countries, InWEnt Division Environment, Energy and Water,Berlin, 2004

• Ministry of Mines and Energy: Annual Report 2005/6, Namibia, 2006

• Ministry of Mines and Energy: Barrier removal to Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP), Assessment of feasibility for the replacement of electrical water heaters with solar water heaters – Final Report, Namibia, 2005

• Ministry of Mines and Energy: Barrier Removal To Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP), Code of Practice and Register of Products for Namibian Solar Energy Technologies, Namibia, 2006

• Ministry of Mines and Energy: Barrier Removal To Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP), Feasibility Assessment forthe Replacement of Diesel Water Pumps with SolarWater Pumps – Final Report, Namibia, 2006

• Ministry of Mines and Energy – Directorate Of Energy: Baseline Study – Barrier Removal To Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP) Final Report, Namibia, 2005

• Ministry of Mines and Energy – Republic of Namibia: Study of the Restructuring of the Namibian Electricty Supply Industry, Windhoek, Namibia, 2001

• NamPower: Annual Report 2005, Namibia, 2006

• Republic of Namibia: Electricty Act (Act 2 of 2000), Namibia, 2000

• United Nations Development Programme: Republic Of Namibia, Barrier Removal to Namibian Renewable Energy Programme (NAMREP) Phase II, Namibia 2006

• U.S. Trade and Development Agency: Namibia IPP and Investment Market Framework Technical Assistance, Volume I: Final Report, Washington, DC, USA, 2006

237

14 Namibia

14.8 Kontakte

Bundesagentur für Außenwirtschaft (BFAI)Ansprechpartnerin Namibia: Fr. Katrin DickerAgrippastr. 87-93 50676 KölnTel. +49 (221) 205 74 92E-Mail: [email protected]

Deutsche Gesellschaft für technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ)GTZ Office Windhoek88, John Meinert St.WindhoekTel. +264 (61) 22 24 47Fax +264 (61) 22 24 27E-Mail: [email protected]/de/weltweit/afrika/592.htmPostanschrift: P.O. Box 8016, Bachbrecht, Windhoek

Ministry of Mines and Energy (MME)1, Aviation RoadPrivate Bag 13297WindhoekTel. +264 (61) 28 48 111Fax +264 (61) 23 86 43E-Mail: [email protected]

Namibia Power Corporation (Proprietary) Limited(NamPower)15, Luther StreetP.O. Box 2864WindhoekTel. +264 (61) 20 54 111Fax +264 (61) 23 28 05

United Nations Development ProgramSanlam Centre154, Independence AvenuePrivate Bag 13329WindhoekTel. +264 (61) 20 46 111Fax +264 (61) 20 46 203E-Mail: [email protected]

Botschaft der Bundesrepublik Deutschland in NamibiaSanlam Centre154, Independence AvenueWindhoekTel. +264 (61) 27 31 00Fax +264 (61) 27 32 22 981E-Mail: [email protected]

Botschaft der Republik NamibiaWichmannstr. 5D-10787 Berlin Tel. +49 (30) 25 40 95-0Fax +49 (30) 25 40 95 55E-Mail: [email protected]

238

15 Südafrika

15 Südafrika1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Die nominale Kapazität aller Kraftwerke liegt bei 42 GW.2 Dieses industrielle GuD-Kraftwerk mit elektrischer Leistung von 27,5 MW liefert Strom und Wärme für eine Papierfabrik.3 1.4.2005-31.3.2006, frühere Statistiken beziehen sich jeweils auf das Kalenderjahr.4 Quelle: Eskom, Annual Report 2006. Der Wert für 2005/2006 umfasst den Zeitraum 1.4.2005 bis 31.3.2006.


Installierte Kapazitäten Die in Südafrika installierte Stromerzeugungskapazitätbelief sich im Jahr 2006 auf insgesamt ca. 43 GW. Dersüdafrikanische Stromversorger Eskom ist mit einerinstallierten Nettokapazität von 39.810 MW (2006)einer der größten Stromversorger der Welt.1 Davonentfallen 90% auf Kohle- (35.607 MW), 4% auf Kern-kraft- (1.800 MW) und 6% auf Wasserkraftwerke(2.000 MW) sowie Gasturbinen (342 MW). Über zu-sätzliche Erzeugungskapazitäten verfügen private Strom-produzenten (ca. 1.390 MW lizenziert Ende 2004, über-wiegend industrielle Eigennutzer) und kommunaleVersorger (1.825 MW lizenziert Ende 2004). Außerdemist Eskom mit 1.600 MW am Wasserkraftwerk CahoraBassa in Mosambik beteiligt.

Der Spitzenbedarf im Verbundnetz von Eskom lag imAbrechnungsjahr 2005/2006 bei 33.461 MW. Durcheine neue Gaspipeline von Mosambik nach Südafrikawird sich zunehmend auch Erdgas als wichtigerEnergieträger zur Stromerzeugung etablieren. Ein erstesgasbetriebenes Heizkraftwerk wurde im Juli 2006 inRichards Bay in Betrieb genommen.2 Eine weitereAnlage in Newcastle soll im ersten Vierteljahr 2007 dieEnergieerzeugung aufnehmen.

StromerzeugungIm Jahr2005/20063 betrug die Netto-Stromerzeugungvon Eskom 221 TWh, davon 205,8 TWh aus Kohle-kraftwerken, 1,1 TWh aus Laufwasserkraftwerken, 2,9 TWh aus Pumpspeicherwerken sowie 11,3 TWhaus nuklearer Erzeugung.

Tab. 1: Netto-Stromerzeugung Eskom; Südafrika; 2000-2006; GWh4

Eskom produziert Strom für den heimischen Marktsowie für einige benachbarte Staaten. Der Stromimportaus den Nachbarländern (vor allem aus Mosambik) istin den letzten Jahren allerdings deutlich stärker als derExport gewachsen, so dass in 2005 bereits fast eine aus-gewogene Bilanz bestand (es wurden 9.200 GWhimportiert und rund 12.900 GWh exportiert). Für dieZukunft ist vorgesehen, verstärkt Importe zur Be-deckung des wachsenden Strombedarfs zu nutzen.

In 2004 wurden von einer nationalen (öffentlichen)Brutto-Stromerzeugung von 230 TWh 3,2% von privaten Erzeugern geliefert (7,4 TWh), weitere 0,8%von kommunalen Versorgern (1,2 TWh), der Rest ent-stammte den Eskom-Kraftwerken. Rund 363 GWhwurden von privaten Erzeugern für den Eigenbedarfverbraucht.

239

GWh

2001

175.223

2.061

1.587

10.719

0

2000

172.362

1.343

2.591

13.010

0

2002

181.651

2.357

1.738

11.991

0

2003

194.046

777

2.732

12.663

0

2004

202.171

720

2.981

14.280

0

2005/06

205.837

1.141

2.867

11.293

78

Kohle

Wasserkraft

Pumpspei-cherkraft-werke

Atomkraft-werke

Gasturbinen

Stromübertragung und -verteilungAls Besitzer und Betreiber des Übertragungsnetzesfungiert Eskom. Das Übertragungsnetz umfasst dieSpannungsstufen zwischen 132 und 785 kV und istgrößtenteils über 60 Jahre alt, was in naher Zukunfterhebliche Instandhaltungsinvestitionen erforderlichmacht. Neben dem inländischen Ausbau des Netzessoll in Zukunft die Netzinfrastruktur für den Strom-austausch mit den Nachbarländern erweitert werden.Südafrika ist wichtiges Mitglied im Southern AfricanPower Pool (SAPP) und hat damit Zugang zu vergleichs-weise kostengünstigen und sicheren Versorgungsquellenaußerhalb seiner Grenzen.5 Die Übertragungsverlustelagen im Berichtszeitraum 2005/2005 bei vergleichs-weise niedrigen 8,2%.

ElektrifizierungsgradWährend im Jahr 1994 nur ein Drittel der Haushaltemit Strom versorgt wurde, waren es Ende März 2006bereits etwa 72%. Derzeit sind noch rund 3,4 Mio. süd-afrikanische Haushalte ohne Stromversorgung. AchtProvinzen haben eine Elektrifizierungsrate von mehrals 70%, während nur zwei Provinzen darunter liegen.6

StromverbrauchDer Stromverbrauch durch Verkauf von Eskom lag imAbrechnungsjahr 2005/2006 bei 208,3 TWh. Zwi-schen 2000 und 2005/06 lag das durchschnittlicheWachstum der Stromnachfrage bei 3,1%. Knapp 40%des Stroms wurde an weiterverteilende Unternehmengeliefert, der Rest direkt an Endabnehmer veräußert.Insgesamt werden derzeit mehr als 8 Mio. Kunden mitStrom versorgt, davon jeweils etwa die Hälfte direktvon Eskom einerseits bzw. kommunalen und anderenVerteilungsunternehmen andererseits. BedeutendsteStromverbrauchssektoren sind Industrie, insbesondereAluminiumhersteller und Bergbau.

Die guten Konjunkturaussichten lassen erwarten, dassdie Stromnachfrage langfristig um jährlich 4,2% bzw.etwa 1.500 MW wächst.

Abb. 1: Stromverbrauch nach Sektoren; Südafrika; 2004; GWh7

StrompreiseAuch wenn die Stromerzeugungskosten aufgrund derkostengünstig zur Verfügung stehenden einheimischenKohleressourcen mit weniger als 1,5 €-ct/kWh zu den weltweit niedrigsten gehören, so zeigen sich docherhebliche Unterschiede der Tarife zwischen den Ver-teilungsunternehmen und den verschiedenen Ver-brauchergruppen.

Für die Kunden von Eskom und den kommunalen Versorgern ergaben sich in 2004 bzw. in 2005/2006(nur Eskom) die folgenden durchschnittlichen Preise:

Tab. 2: Durchschnittliche Strompreise (netto); Südafrika;2004 und 2005/06; ZAR-ct/kWh, €-ct/kwh9

15 Südafrika

5 Eskom und weitere afrikanische Stromversorger planen den Bau von Wasserkraftwerken am Kongo-Fluss. Der wasserreichste Strom Afrikas hat ein geschätztes Energiepotenzial von 100 GW. Eine 3.000 km lange Überlandleitung bis nach Südafrika ist Teil des Projektes.

6 Die Provinz Kwa Zulu Natal mit 64% und die Provinz Eastern Cape mit 55%.7 Quelle: Digest of South African Energy Statistics, 2005. Department of Minerals and Energy.8 Diese Gruppe umfasst unter anderem Straßenbeleuchtung sowie Exporte durch die Verteilungsunternehmen.9 Quelle: National Electricity Regulator: Electricity Supply Statistics 2004.240

ZAR-ct/kWh

31,13

28,82

28,45

22,13

18,31

15,37

23,45

21,82

Stromverteiler inkl. Eskom 2004

ZAR-ct/kWh

32,86

40,08

22,69

20,25

14,75

16,19

16,13

17,05

Nur Eskom 2005/2006

Landwirtschaft

Haushalte

Gewerbe

Transport

Industrie

Bergbau

Andere8

Weiterverteiler

Durchschnitt(mengenge-wichtet)

54%

3%

2%

11%

17%

13%Industrie und Bergbau

Transport

Landwirtschaft

Gewerbe

Haushalte

Sonstiges

€-ct/kWh

3,42

3,17

3,13

2,43

2,01

1,69

2,58

2,40

€-ct/kWh

3,61

4,41

2,50

2,23

1,62

1,78

1,77

1,88

15 Südafrika


10 Etliche Verteiler haben nur einige Hundert bis ein paar Tausend Kunden.

Insgesamt sind in Südafrika mehr als 2000 verschiedeneTarife in Kraft, wobei die Preise zwischen 2,1€-ct/kWh(0,19 ZAR/kWh) und 7,8€-ct/kWh (0,71 ZAR/kWh)liegen.

Vom Regulierer wurde in 2005 eine Tariferhöhung fürEskom oberhalb der Inflationsrate genehmigt. Der durch-schnittliche Strompreis (inkl. Abgabe) an Weiterverteilerstieg damit am 1.4.2006 von 1,76 auf 1,87 €-ct/kWh(16,04 auf 17,05 ZAR-ct/kWh). Diese Erhöhung ist dererste Schritt einer dreistufigen jährlichen Preiserhöhungmit Erhöhungen von im Mittel etwa 5%/a. Damit hat dieRegulierungsbehörde erstmals für Eskom eine jährlichePreisanpassung über drei Jahre bewilligt. Diese länger-fristige Tarifanhebung wurde mit der Notwendigkeit stabiler und vorhersehbarer Preise angesichts von Investi-tionserfordernissen für den Kraftwerksausbau begründet.

Für Haushalte mit sehr geringem Einkommen hatEskom eine kostenlose Basisstromversorgung eingeführt,die mit 50 kWh pro Monat bemessen wird. Hierzu wirdmit den Kommunen ein Vertrag abgeschlossen, die ihrer-seits die Bedürftigkeit der Antragsteller prüfen müssen.In 2004 konnten mehr als 3 Mio. Haushalte diesen Service in Anspruch nehmen. Allerdings wurde Anfang2006 geschätzt, dass erst 27% aller bedürftigen Haus-halte der freie Basistarif gewährt wurde.

AusbauplanungTrotz wachsender Stromnachfrage hat Eskom in denletzten Jahren keine neuen Kraftwerkskapazitäten ansNetz gebracht. Angesichts erwarteter Versorgungseng-pässe ab 2007 verkündete Eskom im Jahr 2004, dassdrei stillgelegte Kohle-Kraftwerke mit insgesamt3.800 MW schrittweise bis 2011 wieder in Betriebgenommen würden. Nach Prognosen wird der Strom-bedarf langfristig um 4,2% jährlich wachsen und zu-sätzliche Kraftwerkskapazitäten von mehr als 1.500 MWpro Jahr erforderlich machen. Bis jetzt sind bereits neueKohle-Kraftwerke im Umfang von 6.000 MW festgeplant. Es wird ferner davon ausgegangen, dass imZeitraum 2007-2009 etwa 1.000 MW mit Heizkraft-werken auf Basis erneuerbarer Energien und Müllver-brennung realisiert werden könnten.

15.2 Marktakteure

EskomEskom ist das dominierende Stromversorgungsunter-nehmen auf dem afrikanischen Kontinent. Es ist fastvollständig für die Stromerzeugung in Südafrika, zu100% für die Stromübertragung und (noch) für einenerheblichen Teil der Stromverteilung verantwortlich.

Unabhängige Stromerzeuger Unabhängige Stromerzeuger führen zurzeit noch einSchattendasein. Ihr Anteil an der gesamten Stromer-zeugung beträgt nur ca. 3%. Insbesondere Regenerativ-stromproduzenten konnten in der Vergangenheit auf-grund der niedrigen Strompreise von Eskom und derfehlenden staatlichen Unterstützung kaum zur Geltungkommen. Die südafrikanische Regierung hat allerdingsfür die kommenden Jahre eine verstärkte Unterstützunginsbesondere für solche privaten Erzeuger angekündigt,die Strom aus erneuerbaren Energien gewinnen.

VerteilungssektorDer Verteilungssektor, der durch Eskom und kommu-nale Unternehmen gebildet wird, ist bislang durch einegroße Zahl von Akteuren gekennzeichnet. Viele der185 kommunalen und sonstigen Verteiler (Jahr 2004)können jedoch aufgrund einer geringen Kunden-anzahl10 und niedriger Tarife nicht effizient undkostendeckend wirtschaften.

Nach einem Beschluss des Regierungskabinetts im Mai2001 wurde eine Restrukturierung auf der Vertei-lungsebene eingeleitet, sodass zukünftig nur noch sechsstädtische und ein überregionaler ländlicher Verteiler(Regional Electricity Distributors – REDs) mit jeweilseinheitlicher Tarifstruktur den Strom an die Endkun-den liefern werden. Hierfür werden die kommunalenVerteiler mit dem zu Eskom gehörenden Verteilungs-netz verschmolzen. Im Gefolge des “Electricity Distri-bution Industry Restructuring Act” wurde zur Umset-zung dieser Reform eine staatliche Holding gebildet(Electricity Distribution Industry Holdings – EDIH).

241

15 Südafrika

11 Bis zum 1.4.1995 als Electricity Control Board benannt.12 Act No. 40 of 2004, in Kraft seit 15.9.2005.13 Formal erfolgte die Zusammenlegung bereits zum 1.10.2005.14 Act No. 4 of 2006.

Als erste Verteilungsgesellschaft innerhalb dieser Holding nahm der Regionalverteiler RED One in derProvinz Kapstadt zum 1.7.2005 den Betrieb auf. Etwabis 2009 soll der Restrukturierungsprozess im Ver-teilungssektor abgeschlossen sein.

Weitere Akteure

Department of Minerals and Energy (DME)Das Department of Minerals and Energy (DME) ist alszuständiges Ministerium die wichtigste politischeInstitution für den Stromsektor. Es trägt Verantwortungfür die Energieplanung, entwickelt Leitlinien zur Energiepolitik und legt Programme zur Entwicklungdes Energiesektors auf. Es kümmert sich darüber hinauswesentlich um die Ausschreibung von Vorhaben zurStromerzeugung unter Beteiligung unabhängiger Produzenten.

Department of Public Enterprises (DPE)Das Department of Public Enterprises (DPE) hat dieAufsicht über alle staatseigenen Betriebe. Dazu gehörtals größtes Unternehmen auch der StromversorgerEskom. In dieser Funktion arbeitet DPE eng mit demfür Energiepolitik zuständigen DME und der Regulie-rungsbehörde zusammen, um optimale Bedingungenfür die staatseigenen Betriebe und für die Wirtschaftinsgesamt sicherzustellen.

National Energy Regulator South Africa (NERSA)Seit Juli 2006 ist der frühere “National ElectricityRegulator (NER)”11 auf der Basis des Energy RegulatorAct 200412 nicht nur für den Stromsektor, sondern füralle leitungsgebundenen Energieträger, d.h. auch fürÖl und Gas, zuständig und wurde in “National EnergyRegulator South Africa (NERSA)” umbenannt.13 DerVorstand wird zwar vom DME ernannt, arbeitet jedochunabhängig. Zentrale Aufgabe des NERSA ist dieLizenzerteilung für Stromübertragung, -verteilung und-erzeugung sowie die Überwachung und Zulassung vonTarifen. Finanziert wird die Behörde durch eineAbgabe, die von den Stromerzeugern zu entrichten istund an alle Stromverbraucher als Kostenfaktor weiter-gereicht werden kann.

Seit Inkrafttreten des neuen Electricity RegulationAct14 im August 2006 benötigen alle Stromerzeu-gungsanlagen eine Lizenz. Ausnahmen gibt es lediglichfür die Stromerzeugung zur Selbstversorgung und fürnicht-gewerbliche Stromerzeugung ohne Netzkopplung.

Mit Stand 2004 hatte NER insgesamt 15 Lizenzen zurStromerzeugung vergeben: eine für Eskom, 9 für Kom-munen sowie fünf für private Erzeuger (vorwiegendZuckerbetriebe mit Bagassenutzung). Insgesamt er-streckten sich diese Lizenzen auf 51 Kraftwerke. Vonden 17 Kohlekraftwerken gehören 10 zu Eskom, vierKommunen und drei privaten Erzeugern. Von den 10 Wasserkraftwerken befinden sich sechs in Besitz vonEskom, drei im Eigentum von Kommunen und eineAnlage wird privat betrieben. Von sieben Gasturbinengehören zwei zu Eskom und fünf zu Kommunen.

242

15 Südafrika


15 “Policy Framework: An Accelerated Agenda towards the Restructuring of State-Owned Enterprises“, August 2000.16 10% der Erzeugungskapazität sollen dabei im Rahmen des “Black Economic Empowerment“ an Unternehmen im Besitz von farbigen

Südafrikanern gehen.17 Department of Minerals and Energy, Implementation Strategy for Renewable Energy in South Africa, Draft 2, February 2000 sowie Strategy

for Renewable Energy in South Africa, Consensus Draft, 19 March 2001.18 Mtoe: Millionen Tonnen Öläquivalent


Weißbuch zur EnergiepolitikDas im Dezember 1998 von der Regierung vorgelegteWeißbuch zur Energiepolitik legt die wichtigstenenergiepolitischen Ziele dar und ist zudem das grund-legende Strategiepapier zur Liberalisierung und Priva-tisierung des Stromsektors. Kernpunkte sind die freieWahl des Stromversorgers durch die Kunden, die Ein-führung des Wettbewerbs insbesondere im Erzeu-gungssektor, eine stärkere Partizipation des privatenSektors und ein offener, diskriminierungsfreier Zugangzum Transportsystem.

Reform von EskomDie Privatisierung und Entflechtung von Eskom wird ineinem gesetzlichen Rahmenplan des Ministeriums fürÖffentliche Betriebe (Department of Public Enterprises)dargestellt.15 Seit Juli 2002 operiert Eskom als Aktien-gesellschaft, wobei Stromerzeugung, -übertragung und-verteilung separate Geschäftsbereiche bilden. Ange-sichts der erwarteten Stromengpässe wurde derursprüngliche Plan, dass Eskom bis 2006 30% seinerErzeugungskapazität veräußern und vorerst selbstkeine neuen Kapazitäten aufbauen sollte, zunächstzurückgestellt.16 Aber auch ohne Teilprivatisierungvon Eskom hält die Regierung an dem Plan fest,zukünftig 30% des Strommarktes unabhängigen Pro-duzenten zu überlassen. Langfristig soll zudem dasÜbertragungsnetz an ein eigenständiges Unternehmenim Besitz des Staates übergehen.

Energy ActIn 2004 wurde der Entwurf eines Rahmengesetzes fürden Energiesektor vorgelegt (Energy Bill). DiesesGesetz, das bisher nicht verabschiedet wurde, sieht dieGründung eines Nationalen Energierates, die Anlegungeiner systematischen Energiestatistik, die Einführungeiner regelmäßig aktualisierten integrierten Energie-planung, sowie Programme für Energieeffizienz, erneuer-bare Energien und Energieforschung vor.

Mit der nationalen Energieeffizienzstrategie von 2004wurde zudem eine Reduzierung des Endenergiebedarfsum 12% bis 2015 angestrebt. Es zeichnet sich jedochab, dass diese Verbrauchsminderung nicht erreichtwerden wird.


Weißbuch zu erneuerbaren EnergienEntsprechend dem Weißbuch zur Energiepolitik von1998 will die südafrikanische Regierung eine konzen-trierte Förderung für die Entwicklung, Demonstrationund Umsetzung von erneuerbaren Energiequellen für Anwendungen im kleinen und großen Maßstab her-beiführen. Ein erstes Strategiepapier zum Einsatzerneuerbarer Energien wurde in 2000 vorgelegt.17 EineKonkretisierung erfolgte im Weißbuch zu erneuerbarenEnergien, das im November 2003 beschlossen wurde.

Mit der Verabschiedung dieses Papiers hat sich die Re-gierung auf eine schrittweise Ausweitung der Nutzungerneuerbarer Energien bis auf 10 TWh (bzw. 0,8 Mtoe18)im Jahr 2013 festgelegt. Dies umfasst Stromerzeugungaus Wind, Sonne, Biomasse und kleiner Wasserkraftwie auch solarthermische Wasserbereitung und denEinsatz von Biokraftstoffen. Neben der Ankündigungvon finanziellen Anreizen, die durch nationale undinternationale Programme bereitgestellt werden sollen,wird der Aufbau eines umfassenden regulativen Rahmensunter Einbezug angemessener Tarifstrukturen gefordert.Ein Strategiepapier zur Umsetzung wurde zuletzt fürSeptember 2005 angekündigt, ist jedoch immer nochnicht veröffentlicht worden. In Diskussion befindetsich auch die Einführung eines Einspeisegesetzes, mitdem Vergütungsregelungen für an das Netz geliefertenStrom aus erneuerbaren Energiequellen festgelegtwürden.

243

15 Südafrika

19 Siehe Abschnitt „Ländliche Elektrifizierung“.20 Weitere Informationen siehe www.cef.org.za.21 Siehe Abschnitt “Windenergie“.22 Dieses Vorhaben ist auch als CDM-Projekt angemeldet worden.244

Nationale Förderprogramme Eine nennenswerte Förderung erneuerbarer Energienzur Stromerzeugung erfolgt seit 1994 vorwiegend imRahmen von Elektrifizierungsprogrammen für ländlicheGebiete im Zusammenhang mit netzfernen Applika-tionen.19

Besondere Regelungen für die Lieferung und Ver-gütung von Strom aus erneuerbaren Energiequellenbestehen gegenwärtig noch nicht. Das Weißbuch zuerneuerbaren Energien sieht ein Ausschreibungsmodellmit langfristigen Einspeiseverträgen (“Power PurchaseAgreements”) vor. Konkrete Rahmenbedingungensollen durch NERSA ausgearbeitet werden. Im Rahmender weiteren Strategieentwicklung ist jedoch vorge-sehen, auch alternative Vergütungsmodelle in Betrachtzu ziehen. Bei aktuellen Strompreisen von 1,6 bis 4,4€-ct/kWh (Eskom) wird der Stromerzeugung aufBasis regenerativer Energiequellen allerdings gegen-wärtig nur ein geringer Spielraum eingeräumt. Länger-fristig wird hingegen erwartet, dass sich die mittlerenErzeugungskosten aufgrund des Kraftwerkszubauserhöhen werden, so dass sich die Wettbewerbsfähigkeiterneuerbarer Stromproduktion verbessert.

Ein dezidiertes Förderprogramm für erneuerbare Energien wurde erstmals für das Finanzjahr 2005/2006vom Energieministerium aufgelegt und soll bis2007/2008 mit einem Gesamtbudget von 1,6 Mio.€(14,2 Mio. Rand) fortgesetzt werden. Die im ersten Jahrzur Verfügung stehenden 0,5 Mio.€ (4,5 Mio. Rand)konnten allerdings bis auf einen sehr kleinen Anteil ausadministrativen Gründen nicht ausgeteilt werden. AlsVorgabe gilt, dass die Projekte eine minimale Leistungvon 1 MW (oder ein entsprechendes Äquivalent bei derJahresproduktion flüssiger Kraftstoffe) haben müssen.Zur Abwicklung des Programms wurde im DME dasRenewable Energy Finance and Subsidy Office(REFSO) eingerichtet.

SABRE-Gen-Program1998 startete Eskom ein Programm, um die Einsatz-möglichkeiten erneuerbarer Energien zur netzgekop-pelten Stromerzeugung in großem Maßstab zu eruierenund in Demonstrationsvorhaben zu testen. Das “South African Bulk Renewable Energy Generation”(SABRE-Gen)-Programm hat vier Komponenten:• Biomassenutzung (SABRE-Gen – BioEnergy)• solarthermische Stromerzeugung

(SABRE-Gen – Solar Thermal Electric)• Nutzung der Wellenenergie vor den Küsten

(SABRE-Gen – Wave)• Windenergienutzung (SABRE-Gen – Wind).

Central Energy Fund und andere nationale FinanzierungsgeberDer 1997 gegründete Central Energy Fund (CEF) zieltinsbesondere auf die Schaffung eines universellenZugangs zu modernen Energieformen, einen verstärktenEinsatz erneuerbarer Energien sowie auf die Entwick-lung eines lokalen Gasmarktes.20 Zur Förderung undRisikoübernahme bei der Entwicklung und Demon-stration neuer Energietechnologien wurde im Januardem CEF die Energy Development Corporation (EDC)angegliedert.

Ein erstes größeres Förderprojekt stellt die Investi-tionsbeteiligung am Darling Windpark dar.21 Der CEF(bzw. EDC) ist außerdem ausführende Institution fürein laufendes GEF-unterstütztes Projekt im solarther-mischen Bereich. Im Wasserkraftbereich hat EDC eineVereinbarung mit dem privaten Investor NuPlanet zurGründung eines unabhängigen Stromproduzenten fürdie Nutzung von Wasserenergie abgeschlossen. Diegemeinsame Tochterfirma Bethlehem Hydro wird eineWasserkraftanlage von insgesamt 3,9 MW errichtenund betreiben.22

15 Südafrika


23 Nähere Informationen finden sich beim DME unter www.dme.gov.za.24 Das Finanzvolumen beläuft sich auf 165 Mio. US$. Davon sollen 103 Mio. US$ durch Private, je 6 Mio. US$ durch GEF und die

südafrikanische Regierung sowie 50 Mio. US$ durch den PCF bereitgestellt werden.25 Lt. Jahresbericht 2006 von Eskom wurden im Berichtszeitraum 920g CO2 pro erzeugter Kilowattstunde Strom emittiert.26 Quelle: UNFCCC 2006.

Zur CEF-Gruppe gehört auch das South African NationalEnergy Research Institute (SANERI), das im Oktober2004 durch ministerielle Direktive gegründet wurde.Das Institut lässt Forschungsarbeiten im Energiebe-reich – so auch zu erneuerbaren Energien – vorwiegendvon Dritten ausführen und verfügte in 2006/07 übereinen Etat von umgerechnet 4,2 Mio. €.

Weitere Finanzierungshilfen bieten die DevelopmentBank of Southern Africa (DBSA), die Industrial Development Corporation und das Department of Tradeand Industry an.

Dänisch-südafrikanisches ProgrammDurch die Kooperation der südafrikanischen und derdänischen Regierung wurde im August 2001 das vier-jährige Projekt “Capacity Building Project in EnergyEfficiency and Renewable Energy” (CaBEERE) ange-stoßen. Neben der Strategieentwicklung für die Ver-breitung von erneuerbaren Energien und möglicherUmsetzungsmaßnahmen auf politischer Ebene standendie Umsetzung von konkreten Projekten, der Aufbaueiner Datenbank mit Serviceunternehmen sowie die Er-stellung von grundlegenden Sektorstudien im Zentrumder Betrachtung.23

Aussicht auf Weltbank-VorhabenNoch in der Vorbereitungsphase befindet sich ein Vor-haben mit Unterstützung des GEF mit der Bezeichnung“Renewable Energy Market Transformation” (REMT).Neben der institutionellen Befähigung stehen die netz-gekoppelte Stromerzeugung und die Stromproduktionder Zucker- sowie der Papierindustrie für den Eigenbe-darf im Vordergrund. Ein Großteil der finanziellenRessourcen soll aus dem Prototype Carbon Fund (PCF)kommen.24

Clean Development Mechanism Südafrika ist dem Kyoto-Protokoll im Juli 2002 beige-treten. Aufgrund der bislang fast ausschließlich aufKohle basierenden Stromerzeugung weist Südafrikamit einer CO2-Emission von über 9t pro Kopf relativhohe Werte im internationalen Vergleich auf und bietetdamit gute Voraussetzungen für CDM-Projekte.25

Erfolgversprechende Anwendungsmöglichkeiten werdeninsbesondere bei kleinen Projekten im Bereich dererneuerbaren Stromerzeugung gesehen.

Für Klimapolitik zuständig ist das “Department ofEnvironmental Affairs and Tourism” (DEAT). EineDesignated National Authority (DNA) zur Bewilligungvon CDM-Vorhaben auf nationaler Ebene wurde Ende2004 innerhalb des DME eingerichtet.

Bis Mitte 2006 wurden bei DNA 20 Projekte zur vorläufigen Beurteilung und 12 Vorhaben zur Be-willigung eingereicht. Sechs der Projekte beschäftigensich mit der Methangasnutzung auf Mülldeponien, dreimit der Nutzung von Biogas und vier mit der Nutzunganderer erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung.Drei Vorhaben wurden mittlerweile vom ExecutiveBoard des UNFCCC als CDM-Projekte registriert.

Tab. 3: CDM-Projekte mit UNFCCC-Registrierung in Südafrika26

245

Datum der UNFCCC-Registrierung

27.08.2005

29.09.2006

15.12.2006

ÄquivalenteCO2-Minderung

pro Jahr

Abhängig vonProjektumsetzung

29.310

68.833

Projekt-Titel

Kuyasa low-cost urbanhousing energy upgradeproject, Khayelitsha (Cape Town; South Africa)

PetroSA Biogas to EnergyProject

Durban Landfill-gas-to-electricity project – Mariannhill and La Mercy Landfills

15 Südafrika

27 Diese private Anlage befindet sich in Nelspruit in der Provinz Mpurnalanga und hat sich als wirtschaftlich rentables Projekt erwiesen.28 Nähere Informationen zu Potenzialen und Ressourcen werden in der “South African Renewable Energy Resource Database“ (SARERD) zur

Verfügung gestellt: www.csir.co.za/environmentek/sarerd/index.html.29 Quelle: DME: Green Power – Business Opportunities in South Africa for Renewable Energy Independent Power Producers. 2003.

Im Weißbuch für erneuerbare Energien wird das Potenzial mit 11 TWh angegeben.30 Quelle: Datenbank SARERD.31 Traditionell wird die Windenergie vorwiegend in Windmühlen zum Wasserpumpen genutzt, von denen gegenwärtig über 20.000 Anlagen in

Betrieb sind und mit ca. 12 MW drei Viertel der installierten Kapazität ausmachen. Vgl. DME – Department of Minerals and Energy: Baseline Study on Wind Energy in South Africa; Final Report; Capacity Building in Energy Efficiency and Renewable Energy Program; Februar 2003.


Erneuerbare Energien haben derzeit einen Anteil vonca. 9% am Primärenergieaufkommen Südafrikas. Ambedeutendsten ist dabei die traditionelle Nutzung vonBiomasse (z.B. Feuerholz) für das Kochen und Heizen.

Zur Stromerzeugung tragen erneuerbare Energien (imWesentlichen Wasserkraft) mit nur knapp einem Pro-zent bei. Erneuerbare Energien kommen in Südafrikavorwiegend in netzfernen Anlagen zur Anwendung.Fehlende Förderbedingungen und die kostengünstigeVerstromung der Kohle erweisen sich als wesentlicheHemmnisse für netzgekoppelte Systeme.

WasserkraftDie installierte (nominale) Kapazität von Laufwasser-kraftwerken im Jahr 2005 betrug 668 MW, davon ent-fielen 661 MW auf Eskom, vorwiegend in zwei großenWasserkraftwerken. Von sechs kleinen Wasserkraft-werken (<10 MW) mit einer Gesamtkapazität von 15 MW befanden sich zwei im Eigentum von Eskom,drei waren im Besitz von kommunalen Versorgern. Daseinzige private Kleinwasserkraftwerk hat eine Kapa-zität von 3 MW.27 Die insgesamt installierten Kleinst-Wasserkraftanlagen umfassen eine Kapazität von schätzungsweise 0,4 MW.

WasserkraftpotenzialGeringe Regenfälle, oftmals nur saisonal auftretenderWasserfluss sowie häufig vorkommende Dürren und Überschwemmungen limitieren das Wasserkraft-potenzial.28 Das realisierbare Potenzial für Wasserkraft-anlagen unter 50 MW beträgt ca. 9,9 TWh. PotenzielleStandorte für Mikro-Wasserkraftanlagen, die vorwiegendam Eastern Escarpment lokalisiert sind, werden mit3.500-5.000 beziffert.29

In vereinzelten Fällen kommen kleine Anlagen imRahmen der ländlichen Elektrifizierung zum Zuge. Esbleibt abzuwarten, inwieweit die angekündigte Strategiezur Förderung erneuerbarer Energien spezielle Wasser-kraftkomponenten enthält.

WindenergieDas Windpotenzial ist insbesondere im Bereich deslangen Küstenstreifens und der inländischen Randstufen(“escarpments”) gut. Ein Windatlas wurde erstmals imJahr 1995 vom DME veröffentlicht. Mit Unterstützungder EU wurden Ende der 1990er Jahre Messungen inder Eastern-Cape-Provinz durchgeführt. An einer Viel-zahl von Standorten wurde eine durchschnittlicheWindgeschwindigkeit von 6 m/s gemessen. Am CapePoint werden mittlere Spitzenwindgeschwindigkeitenvon 9 m/s erreicht. Ein neuer Windatlas, basierend aufdetaillierteren Daten, wird im Rahmen des SABRE-Gen-Programms von Eskom erstellt. Das jährlicheWindenergiepotenzial wird auf 26 TWh geschätzt.30

Installierte und geplante WindparksNur ein Pilot-Windpark von Eskom in Klipheuwel, 50 km von Kapstadt entfernt, bestehend aus drei Wind-turbinen unterschiedlicher Hersteller (mit 660, 750 und1.750 kW), speist zurzeit Strom in das Verbundnetzein. Dieser Standort weist allerdings keine günstigenWindbedingungen auf. Ansonsten kommen Wind-kraftanlagen zur Stromerzeugung in kleinen Dorfnetzen(insgesamt ca. 45 kW) und netzfernen Einzelanlagen(insgesamt ca. 500 kW) zum Einsatz.31

246

15 Südafrika


32 Siehe unter anderem: DME, Baseline Study on Wind Energy in South Africa. Final Report. Capacity Building in Energy Efficiency and Renewable Energy Program. February 2003. Oder auch Winkler, Harald; Renewable energy policy in South Africa: Policy options for renewable electricity; Energy Policy; Online-Version 2003.

33 Dazu zählt das Lubisi Dam Community Project, in dem in Kombination mit PV-Anlagen zwei importierte 2,2-KW-Kleinwindkraftanlagen installiert wurden. Im Hluleka Nature Reserve unterstützen zwei 2,5-KW-Windkraftanlagen sowie PV-Systeme und Dieselgeneratoren die Strom- und Wasserversorgung einer kleinen Siedlung.

Ein erstes größeres privat realisiertes Windkraftprojektin der Nähe von Darling (Westküste) mit einer Kapa-zität von 5,2 MW soll nach längerem Planungsvorlauf(der Standort wurde bereits 1997 ausgewählt) nun in2007 realisiert werden. Bei einer mittleren Windge-schwindigkeit von 7,5 m/s in 50 m Höhe und einemKapazitätsfaktor von 30% wird die jährliche Strom-produktion auf 13,3 GWh veranschlagt.

Im Rahmen eines langfristigen “Power Purchase Agreement” (20 Jahre) wird die Stadt Kapstadt denStrom abnehmen und mit einer Prämie zusätzlich zuden normalen Bezugskosten vergüten. Die Stadt willdamit ihrer selbst gesetzten Verpflichtung nachkommen,den Anteil von Strom aus erneuerbaren Quellen biszum Jahr 2020 auf 20% zu erhöhen. Über das stadt-eigene Verteilungsunternehmen wird der Windstrom als“Green Electricity” zu entsprechenden Preiskonditionenan interessierte Konsumenten weitergeleitet. Aufgrundseines Demonstrationscharakters beteiligt sich an demVorhaben mit 2,1 Mio.€ (19,3 Mio. Rand) auch diebeim Central Energy Fund beheimatete Energy Development Corporation. Bei erfolgreichem Betriebund entsprechender Nachfrage nach “grünem” Stromsoll der Windpark mit weiteren sechs Turbinen auf 13 MW erweitert werden.

Weiterhin werden Voruntersuchungen auf einem ehemaligen Militärstandort auf der Farm Langefontaindurchgeführt. Es bestehen Überlegungen, dort 50 Tur-binen der 2,3-MW-Klasse zu errichten.32 Neben diesenGroßprojekten wird auch die Anwendung von kleinenWindkraftanlagen in Mini-Netzen, oftmals im Hybrid-Betrieb mit PV-oder Dieselanlagen, untersucht.33

Im Hinblick auf das Regierungsziel, bis 2013 10.000 GWh aus erneuerbaren Energien bereitzustellen,spielt Windenergie allerdings kaum keine Rolle.

Windenergie-Programm von UNDP/GEFDie Nutzung der Windkraft in Südafrika befindet sichdemnach noch in der Pilot- bzw. Demonstrationsphase.Mit Hilfe internationaler Organisationen soll nun einFörderrahmen für netzgekoppelte Windkraftanlagenentwickelt werden. Hier setzt das August 2001 ange-laufene “South Africa Wind Energy Programme”(SAWEP) von UNDP/GEF an, das in Kooperation mit der dänischen Organisation DANCED (DanishCooperation for Environment and Development)durchgeführt wird (Gesamtkosten 10,9 Mio. US$,GEF-Zuschuss 2,3 Mio. US$).

Im Vordergrund der ersten Phase, die im Dezember2006 zu Ende ging, stand die Politikberatung bezüglicheines regulativen Umfeldes für die unabhängige Strom-erzeugung, die Entwicklung von Finanzierungsmecha-nismen und die Unterstützung von lokalen Projektent-wicklern. Erfolgreich verhandelt wurde in diesem Zusammenhang mit Eskom ein Power Wheeling Agreement, das die Konditionen für den Transport vonWindstrom über das Eskom-Stromnetz festlegt.Außerdem wurden Beiträge zu Windmessungen, zurDurchführung von Umweltstudien, zur Finanzierungund zum Netzzugang geleistet. Das Vorhaben soll nunin einer dreijährigen zweiten Phase fortgeführt werdenund dann zum Bau von Windparks mit einer Gesamt-leistung von etwa 45 MW beitragen.

247

15 Südafrika

34 Jährlich werden rund 7 Mio. t Bagasse produziert. Bei den unter Verwendung von modernen GuD-Anlagen erzielten 200 kWh/t würde sich ein Potenzial von 1.400 GWh ergeben.

35 Siehe Datenbank SARERD.36 Neuer Name: eThikwini.37 Siehe Datenbank SARERD.38 Das Elektrifizierungsprogramm mit erneuerbaren Energiequellen für ländliche Krankenhäuser wird vom

Independent Development Trust (IDT) geleitet.

BiomasseGemessen am Primärenergieaufkommen, nimmt Bio-masse in der Form von Brennholz, Holzabfällen, Dung,Bagasse und Holzkohle eine herausragende Stellungein. Zum Energieverbrauch der Haushalte tragen dieseEnergieträger zu 60% bei.

Relevant für die Stromerzeugung ist bislang nurZuckerrohrbagasse, die 2004 mit 414 GWh bzw. ca 0,2% zur gesamten Stromerzeugung beigetragenhat. Mit Bagasse werden direkt in den ZuckerfabrikenHeizkraftwerke betrieben, wobei derzeit der Stromgrößtenteils dem Eigenverbrauch (221 GWh) dientund zu einem geringeren Teil ins Netz eingespeist wird(192 GWh). Im Jahr 2004 hatten fünf mit Bagassebetriebene Anlagen mit einer Gesamtleistung von 105 MW eine Lizenz, allesamt im Besitz von unab-hängigen Stromerzeugern.

Biomasse-Potenziale Zurzeit (Stand 2004) wird nur etwa ein Viertel desStromerzeugungspotenzials von Bagasse genutzt.34

Zusätzlich könnte die Verwertung der Abfälle vonSägewerken und Papierfabriken mit jährlich 7.600 bzw.4.500 GWh zur Stromversorgung beitragen. Das jähr-liche Energiepotenzial von Ernterückständen beträgt341GJ, und Rückstände aus der Tierzucht könntenmit rund 5.600 GWh einen Beitrag zur Stromerzeugungleisten.35

Biogas Die Gewinnung von Biogas durch Abwässer oder Müllist bisher kaum zur Geltung gekommen, birgt aberdurchaus Potenziale. Der Energiegehalt der im Jahr1990 angefallenen Abfälle von Haushalten und Industriebelief sich auf 40,5 PJ. Das durch Abwässer gewonneneMethan könnte jährlich mit 36 MWh zur Stromver-sorgung beitragen.

Im Portfolio des Prototype Carbon Fund (PCF) derWeltbank befindet sich ein südafrikanisches Deponiegas-Projekt. In der Stadt Durban36 werden nach erfolgreicherProjektumsetzung durch die Verstromung von Methangas in zwei Deponien CO2-Zertifikate erwirt-schaftet, deren Verkauf an den PCF vertraglich besiegeltwurde. Das aufgefangene Gas soll anfänglich in Gene-ratoren mit jeweils 0,5 MW verstromt werden. Beigünstiger Ausbeute wird eine spätere Kapazitätsver-dopplung nicht ausgeschlossen.

SolarenergieMit einer durchschnittlichen täglichen Solarstrahlungvon 4,5 bis 6,5 kWh/m2 ergeben sich in Südafrika sehrgute Bedingungen für solarenergetische Anwendun-gen. Die Solarstrahlungswerte wurden in einer Daten-bank erfasst und in einer Karte publiziert.37

Solarelektrische NutzungDie insgesamt installierte PV-Kapazität liegt bei ca. 12 MWp, wovon nur etwa 150 kW auf netzgebundeneSysteme zurückgehen. Neben Solar-Home-Systemen(SHS) kommen dezentrale Anlagen für Telekommuni-kation und Wasserpumpen sowie für Schulen undKrankenhäuser zum Einsatz.

Eine nicht-netzgekoppelte Elektrifizierung von 16.400Schulen und von ca. 2.000 Krankenhäusern durchEskom sollte bis 2005 erfolgen. Dabei sollten Schulenmit einer durchschnittlichen PV-Leistung von 500 Wausgestattet werden, während für ländliche Kranken-häuser größere Systeme vorgesehen wurden.38 DieFinanzierung wird über nationale und internationaleFörderungen realisiert. Die KfW hat sich an diesemProgrammteil mit 9,5 Mio.€ beteiligt.

248

Konzessionsprogramm für 350.000 Solar-Home-Systeme Ein wesentliches Element des Förderprogramms zurElektrifizierung ländlicher Regionen39 stellt die Bereit-stellung von kleinen PV-Systemen für Inselversorgungenin Gegenden dar, deren Anschluss an das Verbundnetzaus wirtschaftlichen Gründen nicht sinnvoll ist.

Anfang 1999 wurde ein Förderprogramm gestartet,durch das insgesamt 350.000 SHS mit jeweils etwa 50 Wp installiert werden sollen. In sieben Regionensollen jeweils 50.000 Systeme von je einem durch eineAusschreibung zu ermittelnden privaten Konzessionärinstalliert und betreut werden, in dessen Eigentum dieSHS verbleiben. Zwischen 60 und 80% der Investitions-kosten wird durch Zuschüsse in Höhe von 3.500 Randgedeckt. Während in der Eastern Cape Provinz die ver-bleibenden Kosten von den Nutzern in vollem Umfangüber Gebühren (58 Rand pro Monat) getragen werdenmüssen (Fee-for-Service), werden in anderen Provinzenaus einem staatlichen Fördertopf 40 Rand pro Nutzerzugezahlt. Trotz dieser erheblichen Förderung werdenSHS aufgrund schlechter früherer Erfahrungen in einigenFällen nur in Haushalten mit regelmäßigem Einkommeninstalliert. Die Bezahlung der Monatsgebühr erfolgt inder Regel vorab und erlaubt erst nach Tätigung dieFreischaltung der Stromversorgung.

Bislang wurden in folgenden Regionen Konzessionenvergeben:• Solar Vision Ltd. (nördliches Limpopo)• Nuon-Raps Utility Ltd.40 im nördlichen

Kwazulu-Natal (8.000 Systeme 2005-2006)• KES KwaZulu Energy Services Company

(65% EDF, 35% Total Fina Elf) in Interior Kwazulu-Natal: 15.000 Haushalte bis Ende 2006; rund 10.000 Haushalte waren bis Ende 2005 ausgestattet.

• Shell-Eskom im nördlichen Teil von Eastern Cape und im südlichen Kwazulu-Natal

• Renewable Energy Africa (zentrales Eastern Cape)

Einer der ersten Konzessionäre war das Joint VentureShell-Eskom. Von diesem wurde in einer ersten Phasein den Jahren 1999 und 2000 die Elektrifizierung von6.000 Haushalten in der Eastern-Cape-Provinz inAngriff genommen. In 2002 waren von den 6.000Systemen nur noch 4.700 in Betrieb. Den Haushaltenwurden die so genannten Powerhouse-Systeme gegeneine Einmalzahlung von 16,50 € (150 Rand) zur Verfü-gung gestellt. Die Nutzer müssen zur Aktivierung desSystems für rund 7 € eine Magnetkarte kaufen. Nach rund 30 Tagen ist das Guthaben auf der Karte ver-braucht und diese muss neu aufgeladen werden. In denGebühren ist auch die komplette Wartung des Systems,inklusive Batteriewechsel, enthalten. Sozioökonomischeund technische Faktoren haben allerdings einen reibungslosen Ablauf behindert.41

Die KfW beteiligt sich mit 15,9 Mio.€ an den In-vestitionskosten für 27.000 SHS in den GebietenEastern Cape und North West Province. Ein Vertragmit einem Konzessionspartner wurde jedoch bislangnicht abgeschlossen.

Solarthermische NutzungDie bisherige solarthermische Nutzung ist trotz derhohen solaren Tages-Einstrahlungen von im Mittel 4,5 bis 6 kWh/m2 marginal. Ursächlich sind dafür inerster Linie die sehr niedrigen und teilweise subventio-nierten Strompreise, die den Einsatz elektrischer Warm-wasserbereitung unterstützen. Andererseits besteht einwachsendes Interesse, die durch elektrische Warm-wassergeräte verursachten tageszeitlichen Lastspitzenunter anderem durch solare Heizgeräte abzubauen. Bislang werden fast ausschließlich unverglaste Solar-absorber zur Beheizung von Swimmingpools eingesetzt,während der Markt mit verglasten Kollektoren zurBrauchwassererwärmung weitgehend brachliegt.

15 Südafrika


39 Siehe Abschnitt “Ländliche Elektrifizierung“.40 Ein Joint-venture des holländischen Energieversorgers Nuon und der südafrikanischen Rural Area Power Solutions Ltd. (RAPS).41 Als problematisch haben sich die vielen Diebstähle und die mangelnde Zahlungsbereitschaft erwiesen. Zudem zeigte sich die Prepaid-

Kartentechnik als kompliziert und fehlerhaft. Bei Shell bestehen Überlegungen für ein neues Vertriebsmodell (Neue Energie, 09/2003, S. 110). 249

42 Gesamtkosten 5,43 Mio.€, GEF-Zuschuss 0,73 Mio.€.

15 Südafrika

Ein Vorhaben mit dem Titel “Solar Water Heaters(SWHs) for low-income housing in peri-urban areas”mit Zuschüssen aus dem GEF befindet sich in derDurchführung .42 Diesem Projekt gingen Pilotvorhabenmit 100 kostengünstigen solaren Warmwasseranlagenin Townships von Durban und Johannesburg voraus.Mit dem laufenden Projekt, das vom Central EnergyFund umgesetzt wird, sollen neben der Ausweitung dessolarthermischen Marktes auch die Standards bei derFertigung und Installation angehoben und geeigneteFinanzierungsmechanismen platziert werden.

Als ein erster Schritt wurde eine Marktanalyse durch-geführt. Außerdem wurden neue Standards für die Kollektorherstellung sowie für die Ausbildung vonInstallateuren entwickelt und ein Teststand zur Qualitätssicherung und Zertifizierung von Kollektorenerworben. In einer ersten Projektphase sollen nun 500 Solarsysteme vornehmlich auf neu errichtetenHäusern installiert werden. Für eine zweite Phase istdie Ausrüstung mit 9.000 Anlagen vorgesehen. DasVorhaben wird in enger Abstimmung mit dem Pro-gramm FINESSE (Financing Energy Services for SmallScale Energy Use) abgewickelt.

Ebenfalls eine Ausrüstung mit solarthermischen Anlagenin “low-income” Townships von Kapstadt wird miteinem bereits registrierten CDM-Vorhaben angestrebt.Dabei geht es um die nachträgliche Ausstattung beibestehenden Gebäuden ebenso wie um die Installationbei potenziell mehreren Tausend neuen Wohnhäusern.In einem ersten Schritt sollen rund 2.300 Systeme montiert werden. Für Mitte 2007 wird das Inkrafttreteneiner Verordnung für Kapstadt erwartet, die die Aus-stattung neuer Gebäude mit solaren Warmwasserbe-reitern zur Pflicht machen würde.

Auch ESKOM beschäftigt sich in einem Forschungs-vorhaben mit dem Nutzen solarer Warmwasserbereitungund strebt ein Demand-Side-Management-Vorhabenfür den häuslichen Sektor an, um elektrische Spitzenlasteinzusparen.


Die Quote ländlicher Haushalte mit Elektrizität stiegvon 21% in 1995 auf 54% in 2005. Die meisten nichtelektrifizierten Haushalte liegen in den ProvinzenKwa-Zulu Natal und Eastern Cape.

Integriertes nationales Elektrifizierungsprogramm Das seit 2001 laufende “Integrated National Electrification Programme” (INEP), für das seit April2002 das DME zuständig ist, vereint die frühergetrennten Elektrifizierungsmaßnahmen von NER undEskom. Bis 2012 soll für alle Haushalte eine Stromver-sorgung bereitgestellt werden. Die Finanzierung desElektrifizierungsprogramms erfolgt neben internatio-nalen Gebern über den National Electrification Fund,der direkt vom Staatshaushalt gespeist wird und unterder Obhut des DME steht.

Im Finanzjahr 2004/2005 standen aus diesem Programm mehr als 110 Mio. € (1 Mrd. Rand) zur Ver-fügung, womit mehr als 217.000 Haushalte sowie rund2.300 Schulen und Gesundheitszentren elektrifiziertwerden konnten. Nur ein sehr kleiner Teil (22,4 Mio.Rand = 2,5 Mio. € ) wurde für Solar-Home-Systemebei Privathaushalten aufgewendet (siehe oben). In 2004wurden von Eskom alleine rund 170.000 neue An-schlüsse geschaffen, mehr als 74% davon für ländlicheHaushalte.

250

15 Südafrika

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenIm Finanzjahr 2005/2006 lag das Budget bei knapp130 Mio. € (1,2 Mrd. Rand). Damit konnten gut151.300 Haushalte, fast 500 Schulen und 28 Gesund-heitszentren an das Stromnetz angeschlossen werden.Fast 6,6 Mio. € (60 Mio. Rand) wurden für die nicht-netzgekoppelte Versorgung von Haushalten in denProvinzen Kwazula Natal und Limpopo aufgewendet.Das eigentlich für diese Zwecke vorgesehene Budgetvon fast 8,8 Mio.€ (80 Mio. Rand) konnte nicht aus-geschöpft werden, unter anderem weil auf dem Welt-markt nicht ausreichend Solarmodule zur Verfügungstanden.

Für das Finanzjahr 2006/07 standen fast 154 Mio.€(1,4 Mrd. Rand) für die Elektrifizierung zur Verfügung,darunter 43 Mio.€ (391 Mio. Rand) für direkte Trans-fers an die Kommunen.

Währungskurs (Dezember 2006): 1 Südafrikanischer Rand (ZAR) = 0,11 Euro (EUR)

15.7 Literatur

• Banks, Douglas und Schäffler, Jason: The potential contribution of renewable energy in South Africa, Draft Update Report, February 2006

• Bfai: Energiewirtschaft Südafrika 2006, Juli 2006

• City of Cape Town: Draft Energy and Climate Change Strategy, 2005

• Department of Minerals and Energy: Annual Report 2004/05 und Annual Report 2005/2006

• Department of Minerals and Energy/Capacity Building in Energy Efficiency and Renewable Energy (CaBEERE): Landfill Gas Resources for Power Generation in South Africa, November 2004

• Department of Minerals and Energy/Capacity Building in Energy Efficiency and Renewable Energy (CaBEERE): Specification of Wind Monitoring Programme for South Africa, October 2004

• DME – Department of Minerals and Energy: Baseline Study on Wind Energy in South Africa, Final Report, Capacity Building in Energy Efficiency and Renewable Energy Program, February 2003

• DME – Department of Minerals and Energy: Green Power – Business Opportunities in South Africa for Renewable Energy Independent Power Producers, 2003

• DME – Department of Minerals and Energy: White Paper on Renewable Energy. November 2003

• DME – Department of Minerals and Energy: Digest of South African Energy Statistics 2005

251

15 Südafrika

• ESKOM: Annual Report 2006

• ESKOM:Integrated and prioritized Capacity Expansion Plan,August 2006 (presentation)

• Government Gazette: Republic of South Africa, vol. 478 of 6 April 2005, Energy Regulator Act

• Government Gazette: Republic of South Africa, vol. 493 of 5 July 2006, Electricity Regulation Act

• Green, William (africapractice): Carbon Finance for South Africa – an investor’s guide, 2006

• Holm, Dieter:Market Survey of Solar Water Heating in South Africa for the Energy Development Corporation (EDC) of the Central Energy Fund (CEF), May 2005

• Minister of Minerals and Energy: Draft National Energy Bill, 15 September 2004

• NER – National Electricity Regulator: Annual Report 2004/2005 und Annual Report 2005/2006

• NER – National Electricity Regulator: Electricity Supply Statistics 2004 for South Africa

• NER – National Electricity Regulator:Lighting up South Africa 2002

• Prasad, Gisela and Visagie, Eugene: Renewable energy technologies for poverty alleviation– Initial assessment report: South Africa, June 2005(Energy Research Centre, University of Cape Town)

• Republic of South Africa: Draft National Energy Bill, version 3, 15 September 2004

• United Nations Industrial Development Organization (UNIDO): CDM Investor Guide South Africa, 2003

• US Department of Energy, Energy Information Administration: Country Analysis Briefs: South Africa, February 2006

• Winkler, Harald: Renewable energy policy in South Africa: Policy options for renewable electricity, Energy Policy, Online-Version 2003

• Winkler, Harald (editor, Energy Research Center/University of Cape Town), Energy policies for sustainable development in South Africa, Options for the Future, April 2006

252

15 Südafrika

15.8 Kontakte

Department of Minerals and EnergyPrivate Bag X59Pretoria 0001Tel. +27 (12) 317 80 00Fax +27 (12) 322 34 16www.dme.gov.za

National Energy Regulator of South Africa (NERSA)P.O. Box 40343Arcadia 0007Tel. +27 (12) 401 46 00Fax +27 (12) 401 47 00E-Mail: [email protected]

GTZ Office PretoriaP.O. Box 12732Hatfield 0028Tel. +27 (12) 342 01 81Fax +27 (12) 342 01 85E-Mail: [email protected]

African Wind Energy Association (AfriWEA)P.O. Box 313Darling 7345Tel./Fax +27 (22) 492 30 95E-Mail: [email protected]

South African National Energy Association (SANEA)P.O. Box 868Ferndale 2160Tel. +27 (11) 789 13 84Fax +27 (11) 789 13 85www.sanea.org.za

Energy Research CentreUniversity of Cape Town Private BagRondebusch 7701Tel. +27 (21) 650 32 30Fax +27 (21) 650 28 30E-Mail: [email protected]

ESKOMMegawatt ParkP.O. Box 1091Johannesburg 2001Tel. +27 (11) 800 81 11Fax +27 (11) 800 43 38E-Mail: [email protected]

Central Energy Fund (CEF)P.O. Box 786141Sandton 2146Tel. +27 (11) 280 03 00Fax +27 (11) 880 98 03E-Mail: [email protected]

Sustainable Energy Society of Southern Africa(SESSA)P.O. Box 868Ferndale 2160Tel. +27 (12) 789 13 84Fax +27 (12) 789 13 85E-Mail: [email protected]

Deutsche Industrie- und Handelskammer fürdas südliche AfrikaP.O. Box 87078Houghton, 2041Tel. +27 (11) 486 27 75Fax +27 (11) 486 36 25E-Mail: [email protected]

253

15 Südafrika

Development Bank of Southern AfricaP.O. Box 1234Halfway HouseMidrand 1685Tel. +27 (11) 313 39 11Fax +27 (11) 313 30 86www.dbsa.org

Industrial Development Corporation of South Africa Ltd.P.O. Box 784055Sandton 2146Tel. +27 (11) 269 30 00Fax +27 (11) 269 31 16www.idc.co.za

Botschaft der Republik Südafrika in DeutschlandTiergartenstr. 1810785 BerlinTel. +49 (30) 220 73-0Fax +49 (30) 220 73-190E-mail: [email protected]

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16 Tunesien

16 Tunesien1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG).2 Independent Power Producer (IPP).3 Quelle: STEG Jahresbericht 2005.4 Das Erdgas, das im Lande vorkommt, wird vertragsmäßig von internationalen Unternehmen ausgebeutet und sein Preis richtet sich nach dem

Dollarkurs. Dieser Preis ist mit einem Abschlag von 15% an die Ölpreise auf den internationalen Märkten gekoppelt. Das in den thermischenKraftwerken eingesetzte Erdöl und Erdgas stammt bislang überwiegend aus tunesischen Quellen. Doch muss Tunesien insgesamt 60% seinesBedarfs an Erdöl- und -derivaten einführen.

5 Quelle: L’Energie No. 68, Oktober/November 2006.6 Quelle: Tunesisches Statistikamt 2006.


Installierte Kapazitäten Die installierte Kraftwerksleistung in Tunesien betrug2005 rund 3.300 MW. Dabei entfielen 3.170 MW (97%)auf thermische Kraftwerke, 62 MW (2%) auf Wasser-kraft und 20 MW (unter 1%) auf Windkraftanlagen.

Tab. 1: Installierte Kraftwerksleistung; Tunesien; 2002-2005; MW3

Der staatliche Stromversorger Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG) setzt bei der Strompro-duktion seit Jahren vorwiegend auf Gaskraftwerke, diemit Erdgas aus landeseigenen Vorkommen sowie ausImporten aus Algerien befeuert werden.4 11% derinstallierten Leistung besteht aus kombinierten Gas-und Dampfturbinen-Kraftwerken (GuD). UnabhängigeStromproduzenten, die Strom in das öffentliche Netzeinspeisen, stellen ca. 500 MW oder 15% der landes-weit verfügbaren Leistung.

Die Spitzenlast der öffentlichen Versorgung lag 2005bei 2.172 MW. Sie wächst seit 2001 jährlich um etwa100 MW.

Bis 2011 soll die gesamte Kraftwerkskapazität auf4.400 MW ausgeweitet werden, um die wachsendeStromnachfrage zu decken. Neben neuen thermischenKraftwerken soll nach Vorstellungen der Regierung dieFörderung erneuerbarer Energien dazu beitragen, dienötige Produktionsleistung zur Verfügung zu stellen.

StromerzeugungDie jährliche Stromproduktion in Tunesien betrug2005 etwa 13.000 GWh. Etwa 7% davon entfallen aufdie Eigenproduktion von Selbstversorgern. Der Reststammt aus den Kraftwerken des öffentlichen Netzes,incl. unabhängiger Stromproduzenten (IPPs). 80% destunesischen Stroms wurden 2005 aus Erdgas herge-stellt, 20% aus Schweröl.5 76% des in 2005 in Tunesienverbrauchten Erdgases gingen in die Produktion vonelektrischem Strom, 24% wurden von der Industrieund den Haushalten verbraucht.

Tab. 2: Stromproduktion (inkl. IPP und Eigenproduktion)und -verbrauch; Tunesien; 2001-2005; GWh6

Stromübertragung und -verteilungTunesien verfügt über ein gut ausgebautes Stromnetz,an das über 99% der Haushalte des Landes angeschlossensind. Im Jahr 2005 bestand das von STEG betriebeneÜbertragungssystem aus rund 5.300 km Hochspan-nungsleitungen, 46.000 km Mittelspannungsleitungenund 84.000 km Leitungen für Niederspannung. Überdie Netze von Algerien und Marokko ist es mit demeuropäischen Stromnetz verbunden. Nach Osten ist dastunesische Stromnetz mit Libyen gekoppelt. Angestrebtwird ein nordafrikanisches Verbundnetz, das überÄgypten und Jordanien bis nach Syrien reichen würde.

255

MW

2002

1.145

364

804

62

10

2.385

471

2.856

2003

1.145

364

804

62

19

2.394

498

2.892

2004

1.145

364

922

62

19

2.512

498

3.010

2005

1.145

364

1.163

62

19

2.753

498

3.251

Produktion (GWh)

Verbrauch (GWh)

2001

10.853

8.751

2002

11.281

9.085

2003

11.830

9.542

2004

12.454

9.991

2005

13.006

10.353

Kraftwerkstyp

Thermisches Dampfkraftwerk

GuD

Gasturbine

Wasserkraft

Windkraft

STEG1 gesamt

IPP2

Gesamtleistung landesweit

StromverbrauchFast alle der 2,7 Mio. Stromkunden der STEG sind an Niederspannungsleitungen angeschlossen, nur14.000 Kunden an Mittelspannung, und 18 Kundennutzen einen Hochspannungsanschluss. Zusammenverbrauchten sie in 2005 10.353 GWh Strom. Knapp57% davon (5.948 GWh) wurden als Hoch- und Mittel-spannung an Geschäftskunden aus den Sektoren Industrie (3.714 GWh), Landwirtschaft (350 GWh),Infrastruktur (420 GWh), Transport (237 GWh), Tourismus (607 GWh) und Dienstleistung(620 GWh)geliefert. Die restlichen 43% gingen als Niederspannungan Endverbraucher, vornehmlich im Gewerbe undhäuslichen Bereich.

Der gewachsene Lebensstandard hat zu einem deutlichenAnstieg des Verbrauchs der privaten Haushalte geführtmit einem Zuwachs von 30% in den Jahren 2000 bis2005. 90% der Haushalte verfügen über TV-Geräte.Kühlschränke sind in 82% aller Haushalte zu finden,sie sind für etwa 40% des privaten Stromverbrauchsverantwortlich. Durch die gezielte Förderung vonStromsparmassnahmen durch Energie-Audits in derIndustrie und die Verbreitung energieeffizienter Haus-haltsgeräte konnte der Stromverbrauch im Jahr 2005um etwa 370 GWh reduziert werden. Im Zuge derUmsetzung des XI. Fünfjahresplanes soll diese Ein-sparung bis 2011 auf 2.300 GWh pro Jahr gesteigertwerden, was knapp 18% des für 2011 prognostiziertenStromverbrauchs von 13.000 GWh entspricht.

StrompreiseDie Festlegung der Strompreise erfolgt durch das Ministerium für Industrie, Energie und kleine undmittlere Unternehmen auf Grundlage eines Vorschlages,den die STEG einreicht. Die Stromtarife sind im inter-nationalen Vergleich niedrig. Sie gliedern sich zumeinen nach verschiedenen Spannungsstufen und Nutzungsarten7, zum anderen nach dem Zeitpunkt derAbnahme. Im Niederspannungsbereich weist die Tarif-struktur eine progressive Komponente auf.8

Tab. 3: Standardstromtarife, Arbeitspreis (ohne Steuern);Tunesien; 2006; €-ct/kWh9

Über eine 20%ige Subvention des Erdgaspreisesgelingt es der tunesischen Regierung, die Strompreiseniedrig zu halten. Die Kosten für diesen staatlichenZuschuss steigen seit einigen Jahren mit den Welt-marktpreisen für Rohöl stark an und belasten den tunesischen Haushalt zunehmend. So mussten 2005etwa 930 Mio.€ (1,5 Mrd. Tunesische Dinar), das sindetwa 15% der Staatsausgaben oder 4% des Brutto-inlandsproduktes, für die Ausgleichszahlungen zurEnergiepreisstabilisierung aufgewendet werden.

16 Tunesien

7 Beispielsweise Haushalt, Landwirtschaft, Bewässerung, Klimatisierung.8 Eine detaillierte Übersicht über die geltenden Tarife bietet die Webseite des staatlichen tunesischen Energieversorgers. Siehe: www.steg.com.tn.9 Quelle: STEG 2006.256

Tagtarif €-ct/kWh

3,41

4,96

4,01

6,72

Nachttarif €-ct/kWh

2,66

4,96

4,01

6,72

Hochspannungsbereich

Mittelspannungsbereich

Niederspannungsbereich

0-50 kWh/Monat

> 50 kWh/Monat

16 Tunesien


10 Gesetz Nr. 99-93 vom 17.8.1999: Portant promulgation du code des hydricarbures.

16.2 Marktakteure

STEG – Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz Die Stromversorgung Tunesiens wird durch das staats-eigene Unternehmen STEG dominiert, das dem Ministerium für Industrie und Energie untersteht. Bisheute ist sie (bis auf die autonomen Stromversorger) fürdie Belieferung der tunesischen Kunden mit Strom undGas verantwortlich. Neben den Leitungsnetzenbetreibt STEG den Großteil der tunesischen Kraft-werke und fördert bei vier der fünf landeseigenen Gas-vorkommen das Erdgas selbst.

Angesichts der hohen Wachstumsraten bei der Strom-nachfrage hat die STEG seit 1996 ihr staatliches Mono-pol bei der Stromerzeugung verloren, während anderer-seits der Markt für unabhängige Stromproduzenten (IPP)geöffnet wurde. IPP-Projekte sind nach dem Dekret 96-1125 zugelassen, müssen allerdings im Rahmen einerinternationalen Ausschreibung vergeben werden. Seit1999 ist es zudem Gasförderunternehmen erlaubt, ohneein vorangehendes Bieterverfahren Gaskraftwerke zubetreiben und die erzeugte Elektrizität an die STEG zuverkaufen.10 Trotz der Öffnung des Erzeugungsmarktesgehörten auch in 2005 noch 85% der landesweitenStromerzeugungskapazitäten zur STEG, während nur15% von unabhängigen Produzenten betrieben wurden.

Weitere Akteure

Ministerium für Industrie und Energie; CSPIE und CIPIE Das Ministerium für Industrie und Energie bzw. dessenGeneraldirektion für Energie erstellt Pläne für denAusbau der Energieinfrastruktur und setzt die von derRegierung beschlossene Energiepolitik um. DemMinisterium sind die meisten staatlichen Akteure imEnergiebereich unterstellt. Dazu gehören auch zweiKommissionen: die “Commission Supérieure de la Production Indépendante d’Electricité” (CSPIE) unddie „Commission Interdépartementale de la ProductionIndépendante d’Electricité” (CIPIE), die beide 1996gegründet wurden. Für die Nutzung der Wasserkraftist das Ministerium für Landwirtschaft, Umwelt undWasserressourcen zuständig.

Die CSPIE entscheidet über Modalitäten und Auswahl-kriterien bei Ausschreibungen und vergibt Zuschlägean unabhängige Stromproduzenten. Sie befindet außer-dem über die Gewährung von Steueranreizen für Investoren. Die interministerielle CIPIE arbeitet derCSPIE zu, indem sie Projekte zur Ausschreibung aus-wählt, Bieterverfahren vorbereitet, Angebote auswertet,die vertraglichen Verhandlungen zwischen dem unab-hängigen Produzenten und dem Energieministeriumbegleitet und die Gewährung staatlicher Anreize aufeiner Fall-zu-Fall-Basis sicherstellt.

Energieagentur ANME Die frühere tunesische Agentur für erneuerbare Energien ANER “Agence Nationale des EnergiesRenouvelables” wurde 1985 gegründet. Mit demGesetz Nr. 2004-72 vom 2.8.2004 trat die nationaletunesische Energieagentur “Agence Nationale pour laMaîtrise de l'Energie” (ANME) ihre Nachfolge an undübernahm alle ihre Funktionen. Die ANME unterstehtdem Ministerium für Industrie und Energie und istbeauftragt, dessen politische Vorgaben in der Praxisumzusetzen. Dazu gehört die langfristige Sicherungder tunesischen Energieversorgung. Die Agentur solleinerseits auf eine umfassende Steigerung der Energie-effizienz hinwirken, andererseits kümmert sie sich umdie Erschließung neuer Energiequellen. Ihre Tätigkeitenreichen dabei von wissenschaftlicher Forschung undder Anfertigung von Studien über die Ausbildung vonFachleuten und die Sensibilisierung der Bevölkerungbis hin zu internationaler Zusammenarbeit. Erneuer-bare Energien bilden einen Schwerpunkt ihrer Arbeit.Die Agentur hat etwa 100 Mitarbeiter und wird einer-seits aus dem tunesischen Staatshaushalt, andererseitsdurch Spenden und externe Kreditgeber finanziert. Seit2003 unterstützt die Gesellschaft für TechnischeZusammenarbeit (GTZ) die ANME im Rahmen desProjektes „Förderung der Erneuerbaren Energien undder Rationellen Energienutzung” in den Bereichen Pla-nung, Projektmanagement, Qualitätssicherung und zuFragen neuer Technologien der Energieeinsparung undder Nutzung erneuerbarer Energiequellen.

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16 Tunesien

11 Kontakt: Dipl.-Ing. Mohamed Cherif, Firmenpool-Manager, [email protected].

Internationales Zentrum für Umwelttechnologien CITET 1996 wurde das CITET “Centre International deTechnologies de l’Environnement de Tunis” gegründet,das die Verbreitung und Förderung von Umwelttechno-logien zur Aufgabe hat. Es untersteht dem tunesischenUmweltministerium. Neben einer Reihe von Beratungs-und Fortbildungsaktivitäten stehen dort auch Labor-und Entwicklungskapazitäten zur Verfügung. EineBibliothek und ein umfangreiches Online-Angebotdienen der Dokumentation und Verbreitung vonumweltspezifischen Informationen. Das CITET ist aneinigen, auch internationalen, Kooperationsprojektenbeteiligt. Zusammen mit dem CITET und zwei weiterendeutschen Partnern betreibt die Deutsche Gesellschaftfür Technische Zusammenarbeit (GTZ) in Tunis den“IHK/GTZ-Firmenpool Umwelttechnik” der es sichzum Ziel gemacht hat, mittelständische europäischeUnternehmen aus dem Bereich Umwelttechnik beimMarkteinstieg in Tunesien und anderen Maghreb-Staatenzu unterstützen. Die Zielgruppe sind Unternehmenmit einem zumindest mittelfristigen Interesse an derFörderung von weitergehenden Kooperationen mittunesischen Partnern (wie z.B. Lizenzvergabe, Techno-logiekooperationen oder Gemeinschaftsunternehmen).11


Seit Anfang der achtziger Jahre trägt die tunesischeRegierung durch ihre Gesetzgebung dazu bei, die rascheökonomische und soziale Entwicklung des Landes durcheine angemessene Energiepolitik zu unterstützen. Im Jahr2000 reichten die landeseigenen Öl- und Gasvorkommenerstmals nicht mehr aus, um den im Zuge des Wirt-schaftswachstums gestiegenen Energiebedarf zu decken.An die Stelle einer zusätzlichen Finanzierungsmöglich-keit des tunesischen Wirtschaftswachstums durch Ener-gie-Exporterlöse trat eine Abhängigkeit vom internatio-nalen Rohölpreis. In der Folge entwickelte die Regierungab 2001 verstärkt Strategien zur rationellen Nutzung vonEnergie sowie zur Diversifizierung des Energieangebots.Neben der Verabschiedung von neuen Gesetzen und präsidialen Erlassen wurde auch der institutionelle, finan-zielle und organisatorische Rahmen für eine nachhaltigeEnergienutzung deutlich verbessert. Nachfolgend sinddie beiden wichtigsten Elemente aufgeführt.

Gesetz 2004-72Im Gesetz Nr. 2004-72 über die rationelle Energie-nutzung wird der sinnvolle Umgang mit Energie alsnationale Priorität und wichtigstes Element einer nach-haltigen Entwicklung festgelegt. Es werden dreiHauptziele genannt: Energieeinsparung, Förderungerneuerbarer Energien und Substitution bisher genutzterEnergieformen, wo dies technische, ökonomische undökologische Vorteile bietet.

In Artikel 14 werden vier Felder aus dem Bereich dererneuerbaren Energie als Schwerpunkte eines nationalenFörderprogramms aufgezählt:1. den Ausbau der Windkraft zur Stromerzeugung,2. die Schaffung von Anreizen zur Nutzung der

Solarthermie,3. Nutzung der Sonnenenergie zur weiteren Elektrifi-

zierung des ländlichen Raumes, zur Bewässerung und zur Meerwasserentsalzung,

4. die Anregung zur verstärkten energetischen Nutzung von Produktionsrückständen, von geothermischen Quellen und zum Einsatz kleiner Wasserkraftwerke.

258

16 Tunesien

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenGesetz 96-27 Mit einem Gesetz zur Entmonopolisierung des staatlichen Energieversorgers STEG von 1996(Nr. 96-27) wurde das Tor für privatwirtschaftlichesEngagement im Stromsektor geöffnet. Privaten Gesell-schaften ist es damit grundsätzlich erlaubt, im Ergebniseines Bieterverfahrens Strom zu erzeugen und an STEG als “single buyer” zu verkaufen. Die näherenKonditionen und Modalitäten zur Erteilung von Konzessionen an private Erzeuger wurden in der Verordnung Nr. 9661125 vom 20.6.1996 festgelegt.

Trotz dieser ersten Schritte in Richtung Marktöffnungist der Stromsektor in Tunesien noch immer weit-gehend staatlicher Kontrolle unterworfen und nurgering auf Wettbewerb orientiert. Die Einspeisung vonElektrizität aus erneuerbaren Energiequellen in dasSTEG-Netz ist bisher – wie bei konventionellen Kraftwerken – ebenfalls nur auf Grundlage von Aus-schreibungen und individuellen Verträgen zwischenden privaten Produzenten und STEG möglich.

Für die Bedingungen und Tarife, zu denen unab-hängige Stromproduzenten ihren Strom in das Netz derSTEG einspeisen können, gibt es bisher keine einheit-liche Regelung. Private Betreiber müssen diese Fragemit der STEG von Fall zu Fall vertraglich regeln. BeiUnternehmen, bei denen die Stromproduktion lediglicheine Nebentätigkeit ihres Geschäftsbetriebes darstellt,ist die STEG im Allgemeinen bereit, ihren über-schüssigen Strom abzukaufen. Stellt die Strompro-duktion die Haupttätigkeit des Unternehmens dar, istdie STEG nicht verpflichtet, den Strom abzunehmen.Sie kann dies jedoch im Rahmen einer individuellenvertraglichen Lösung tun.


Die tunesische Energieagentur ANME nennt zweiSchwerpunkte ihrer Arbeit zur Förderung erneuerbarerEnergien: Solarthermie zur Wassererwärmung undWindkraft zur Stromerzeugung. Auf dem Gebiet der Solarthermie strebt die Regierung bis 2009 eineinstallierte Kollektorfläche von 500.000 m2 an. Seit2005 läuft dazu das Förderprogramm “PROSOL”. Bei der Windkraft sollen die vorhandenen Kapazitäten(20 MW) bis 2009 auf 155 MW ausgebaut werden.Dabei setzt die Regierung auf private Investoren undinternationale Förderung, für die sie auch im Rahmendes CDM günstige Bedingungen schaffen will.

Fiskalische und weitere Anreize Bisher gibt es in Tunesien keine speziellen Förder-gesetze für die Stromproduktion aus erneuerbarenEnergien. Investoren können aber grundsätzlich in denGenuss von Steuer- und Zollerleichterungen kommen.Zölle können von einem allgemeinen Satz von 18% bisauf den minimalen Satz von 10% abgesenkt werden.Die Mehrwertsteuer kann im Fall von importiertenGütern, sofern diese nicht im Land gefertigt werdenkönnen, sowie für lokal hergestellte Kapitalgüter gänzlich entfallen. Außerdem können in spezifischenFällen die Einkommensteuern für bis zu fünf Jahrenerlassen und Investitionszuschüsse gewährt werden.

Der tunesische Staat kann sich außerdem an den Kostenfür den Ausbau der Infrastruktur beteiligen. Wenn einProjekt nach der Größe der Investitionssumme oder derAnzahl der in Tunesien geschaffenen Arbeitsplätze alsbesonders wichtig erachtet wird, kann der Staat zudemdas benötigte Grundstück zu einem symbolischen Preiszur Verfügung stellen. Die Entscheidung über solcheVergünstigungen trifft CSPIE.

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16 Tunesien

12 Stand: Dezember 2006, http://cdm.unfccc.int/Projects.13 Amous, Samir, Strategie nationale pour la mise en oeuvre du mecanisme pour le developpement propre en tunisie, Rapport final,

Ministere de l’environnement et du developpement durable, Tunesien 2005.14 Quelle: International Small-Hydro Atlas.260

Clean Development Mechanism Obwohl Tunesien in der Umwelt- und Energiepolitikals Vorbild für andere afrikanische Länder gilt, steht derCDM-Sektor bislang noch am Anfang der Entwicklung.Bis dato gibt es nur zwei beim CDM Executive Boarderfolgreich registrierte Deponiegas-Projekte, die zu-sammen mit Italien als Partnerland umgesetzt werden.12

Die tunesischen Behörden haben die Chancen des CDMjedoch erkannt und planen eine massive Ausweitungdiesbezüglicher Aktivitäten. Bis 2011 sehen die Planungen Projekte vor, die zusammen eine Ein-sparung von 12,7 Mio. t CO2-Äquivalenten realisierensollen. Die geplanten Treibhausgas-Minderungen sollenjeweils etwa zur Hälfte im Energie- und im Abfallsektorerreicht werden. Nach der CDM-Strategie der Regierungsollen bis 2011 etwa 360 Projekte entwickelt werden,was durchschnittlich 60 neuen Projekten pro Jahr entspricht. Im Fokus der Bemühungen sollen folgendeBereiche stehen: Abfallwirtschaft, Windkraft, Kraft-Wärme-Kopplung, Energieeffizienz bei Großver-brauchern, Brennstoffwechsel, industrielle Prozess-technik und Optimierung der Öl- und Gasförderung.13

Die tunesische Designated National Authority (DNA)für den CDM ist beim Umweltministerium angesiedeltund seit Mitte 2006 mit offiziellen Statuten und einerGeschäftsordnung versehen. Bisher sind keine Informa-tionen zum Genehmigungsverfahren für Projektent-wickler und Zertifikaterwerber verfügbar.

Die tunesische Energieagentur ANME ist ein kompe-tenter Gesprächspartner für CDM-Vorhaben, sie kanndie Entwicklung von CDM-Projekten auch finanziellunterstützen.

Die GTZ berät Tunesien seit Anfang 2006 beimAufbau von Kapazitäten für die Durchführung vonCDM-Aktivitäten. Als Teil dieser Initiative sollen auchwichtige Projektträger, wie der nationale Energiever-sorger STEG, die staatliche Groupe Chimique Tunisienund das ebenfalls staatliche Erdölunternehmen Entreprise Tunisienne d'Activités Pétrolières (ETAP)eingebunden werden.

Der größte Teil der zukünftigen CDM-Projekte inTunesien wird voraussichtlich in Zusammenarbeit mit einem dieser drei Hauptakteure des tunesischenIndustrie- und Energiesektors durchgeführt werden.


Die Nutzung erneuerbarer Energien zur Stromge-winnung steht in Tunesien – von der zentralen Strom-gewinnung aus Wasserkraft abgesehen – noch in denAnfängen. Ein Hauptaugenmerk richtet sich zurzeitauf die Windenergie. Außerdem gewinnt die Nutzungvon Solarenergie zu thermischen Zwecken an Bedeutung.

WasserkraftIn 2005 wurden 145 GWh Strom aus Wasserkrafterzeugt, das sind 1,6% der Gesamtproduktion desstaatlichen Energieversorgers STEG. Mit 62 MW machtdie Wasserkraft etwa 2% der landesweit installiertenLeistung aus.

Der Sidi-Salem-Staudamm ist die wichtigste Wasser-kraftanlage Tunesiens und seit 1982 in Betrieb. Er pro-duziert bei einer installierten Leistung von 36 MW einejährliche Strommenge von 40 GWh.

Beim geplanten Ausbau der erneuerbaren Energiensollen zukünftig besonders Kleinwasserkraftanlagenzum Einsatz kommen. Im Rahmen eines Entwick-lungsprogramms sind neun Standorte für solche Anla-gen identifiziert worden: Barbara (3 MW), Sidi Saad(1.750 kW), Siliana (850 kW), Bejaoua (750 kW),Medjez el Bab (250 kW), Nebhana (500 kW), Sejnane(1 MW), Bouhertma (1,2 MW) and Khanguet Zezia(650 kW). Das gesamte Programm soll eine Leistungvon 10 MW (60 GWh/a) umfassen. Laut einer Studievon 1993 liegt das gesamte Potential der Wasserkraftin Tunesien bei etwa 1.000 GWh pro Jahr, wovon abernur etwas ein Viertel technisch sinnvoll nutzbar ist.14

16 Tunesien


15 Quelle: Global Environment Facility: Development of On-grid Wind Electricity in Tunisia for the 10th Plan.16 Quelle: African Wind Energy Association – AfriWEA.17 Zum Beispiel am Standort Jebel Sidi Abderrahmane in der Region Cap Bon, wo von STEG durchschnittliche Windgeschwindigkeiten von über

10 m/s in 45m Höhe gemessen wurden, sowie am Standort Métline in der Region Bizerte mit durchschnittlich 9 m/s in 30m Höhe.

WindenergieDie verstärkte Nutzung der Windenergie ist seit 2001ein erklärtes Hauptziel des tunesischen Energie-Ent-wicklungsprogramms. Dennoch verfügt Tunesien bishernoch nicht über einen landesweiten Windatlas. Ein solcher ist aber in Vorbereitung. Messstationen dafürsind bereits installiert. Die nationale EnergieagenturANME hat mit internationaler Unterstützung eineReihe von Pilotmessungen durchgeführt, die Tunesiengute Voraussetzungen für die Nutzung der Windenergiebescheinigen. Das Gesamtpotential “on-shore” wirdauf rund 1.000 MW geschätzt.15

Bei Standortanalysen im Norden und Nordosten desLandes konnten Potenziale von 300 MW in Regionenmit Windgeschwindigkeiten zwischen 7 und 10 m/saufgezeigt werden.16

Obwohl bereits Anfang der 1980er Jahre in Tunesienerste Erfahrungen mit Kleinanlagen gesammelt werdenkonnten, steht die kommerzielle Nutzung der Wind-kraft zur Stromerzeugung erst am Beginn. Windenergiewurde in der Vergangenheit hauptsächlich dezentraleingesetzt, beispielsweise zu Pumpzwecken bei derFeldbewässerung in entlegenen Regionen.

Windpark Sidi Daoud Bisher ist lediglich ein Windpark in Sidi Daoud (Gouvernement Nabeul) am Cap Bon errichtet wordenund seit 2000 in Betrieb. Die Windgeschwindigkeit andiesem Standort beträgt im Jahresmittel 8,4 m/s in 30 m Höhe. Finanziert wurden die Anlagen zu 20% ausEigenmitteln der STEG und zu 80% aus einem spanischen Kredit. Den Zuschlag für die schlüsselfertigeErrichtung der Turbinen im Wert von 9,7 Mio. US$bekam der spanische Hersteller MADE. Der Wind-park, der von der STEG betrieben wird, besaß anfangsmit 32 Turbinen zu je 330 kW Leistung eine Erzeu-gungskapazität von insgesamt 10,6 MW. In 2002konnten damit rund 30 GWh Strom erzeugt werden.2003 wurde der Windpark für 8,2 Mio. US$ um zwölfTurbinen mit insgesamt 8,7 MW erweitert.

Er verfügt nun über insgesamt knapp 20 MW Erzeugungskapazität und stellt damit etwa 0,6% derlandesweit installierten Leistung dar. 2005 wurdendort 42,4 GWh Strom erzeugt. Das sind knapp 0,5%der landesweiten Gesamtproduktion. Für 2007 plantdie STEG eine zweite Erweiterung um 34 MW. Die installierte Gesamtleistung der Anlage wird indieser dritten Ausbaustufe 55 MW betragen. Seit ihrerInbetriebnahme lag die nachgewiesene technische Verfügbarkeit der Anlage bei über 95%.

StandortanalysenZur Untersuchung möglicher weiterer Standorte fürWindparks in Tunesien wurden und werden derzeitMessungen durchgeführt, finanziert oder gefördert von unterschiedlichen Organisationen (STEG, GTZ,private Unternehmen).17 Die GTZ hat gemeinsam mitANER drei Standorte genauer auf ihre Eignung fürWindparks untersucht. Dabei handelt es sich um dieOrte Enfida an der Ostküste, Zargis südlich der InselDjerba und Cap Negro an der Nordküste. Mit Unter-stützung von UNDP wurden Standorte auf der Halbinsel Cap Bon, eine Hochebene südlich des OrtesThala im Zentrum des Landes sowie ein Standort nahe dem Ort Kebeli im Süden Tunesiens untersucht.Daneben wird der Einsatz von Windgeneratoren für die Eigenstromerzeugung von industriellen Großver-brauchern vorbereitet. In einem ersten Schritt werdenfür 8 Zementwerke die notwendigen Messungendurchgeführt, um dann durch Windgeneratoren aufoder nahe dem Firmengelände deren Eigenbedarf inHöhe von 60 bis 80 MW zu decken.

261

16 Tunesien

18 GEF Project ID 967, UNDP PMIS ID 2129.19 ANER Groupement ALCOR-Axenne: Etude Stratégique sur le Développement des Energies Renouvelables en Tunisie Aux Horizons

2010-2020-2030, Tunis 2004.

Internationale Projekte Seit 2001 lief in Tunesien ein Projekt mit internationa-len Partnern zur Stärkung der fachlichen Kapazitätenim Windbereich. Dieses Vorhaben zielte auf die Ent-wicklung von netzgekoppelten und netzfernen Wind-kraftanlagen (inklusive einer teilweisen Untersuchungder Windpotenziale) und sollte die regulatorischenRahmenbedingungen analysieren. In diesem Zusam-menhang wurde von der kanadischen ConsultingfirmaHélimax zusammen mit einem lokalen Partner in 2003eine strategische Studie zum Windausbau abgeschlossen.Bereits zuvor wurden ebenfalls von Hélimax eine Wirtschaftsstudie zum möglichen Aufbau einer Wind-industrie in Tunesien, ein Ausbildungshandbuch zurWindenergie sowie eine Baseline-Studie für ein CDM-Projekt im Windbereich erstellt. In Folge dieser Ini-tiative wurde 2003 ein offizielles GEF-Förderprojekt18

beschlossen.

UNDP/GEF-Vorhaben in Kooperation mit der GTZ Im November 2003 wurde von UNDP die Durch-führung eines auf acht Jahre angelegten Vorhabens mitGEF-Unterstützung unter dem Titel “Development ofOn-Grid Wind Electricity in Tunisia for the 10th Plan”beschlossen. Das Vorhaben begann 2004 und wird inKooperation mit der GTZ durchgeführt. Im Rahmendieses Projektes, das auf eine großflächige Nutzung vonWindenergie abzielt, sollen Privatinvestitionen imWindbereich von mehr als 100 Mio. US$ getätigtwerden. Die Förderung durch den GEF beläuft sich auf10,25 Mio. US$.

Die institutionellen, regulativen und operationellenKapazitäten der wesentlichen Institutionen sollendurch technische Assistenz gestärkt werden. Die in den kommenden Jahren zu errichtende Kapazität von100 MW soll eine produktionsabhängige finanzielleFörderung in den ersten fünf Betriebsjahren erhalten.Basierend auf vermiedenen Kosten von 0,037 TD/kWhund einer Verfügbarkeit des Windparks von 35% wird aktuell mit Mehrkosten von 2 bis 3 US-ct/kWhgerechnet, die zu etwa einem Viertel aus GEF-Mittelngetragen werden sollen.

Die tunesische Regierung erwartet, dass private Investoren in der Lage sind, die verbleibenden Mehr-kosten durch subventionierte Exportkredite oder durchEmissionszertifikate zu finanzieren. Die Regierung willihren eigenen Beitrag zur Schließung der Finan-zierungslücke auf Steuerbegünstigungen beschränken.

Der in das Gesamtvorhaben einfließende Förderanteilder GTZ besteht aus der Standortanalyse, der Beratungder tunesischen Regierung in Fragen der Netzinte-gration, der Tarifgestaltung sowie der Vorbereitungund Begleitung des Bieterverfahrens. Außerdem willdie GTZ durch technische Unterstützung einheimischerHersteller dazu beitragen, dass eine hohe Quote lokalerWertschöpfung erreicht wird.

Zukünftige Windpläne Die tunesische Regierung plant als Teil des 10. Ent-wicklungsplans (2003-2007) die Erstellung von Wind-parks mit einer Kapazität von ca. 120 MW. Für denZeitraum 2008-2011 ist im 11. Entwicklungsplan die Errichtung von weiteren 200 MW durch privateInvestoren auf rein wettbewerblicher Basis vorgesehen.

Eine strategische Studie zur Entwicklung der erneuer-baren Energien in Tunesien, die im Jahr 2004 im Auftrag der ANER durchgeführt wurde, gibt eineAbschätzung des Potenzials, das in der Windenergiegesehen wird.19

262

16 Tunesien


20 Quelle ANER, 2004.21 Genauere Angaben zu diesen PV-Projekten finden sich im Abschnitt über ländliche Elektrifizierung. Perspektiven: Im 10. Entwicklungsplan

sind staatliche Ausgaben von etwa 19,3 Mio. € für die Förderung und Nutzung regenerativer Energien und die Entwicklung eines Energieeffizienzprogramms vorgesehen.

Tab. 4: Abschätzung des Windenergiepotenzials; Tunesien20

Ausschreibung für drei neue AnlagenIm Dezember 2006 endete die Frist einer internationalenAusschreibung (N° 2006 E 4025) der STEG für dreineue Windparks in Métline, Kochbate und Ben Aouf.Zusammen sollen die Anlagen eine Kapazität von 120 MW erreichen. Gegenstand der Ausschreibungsind einerseits die schlüsselfertige Erstellung der Anlagenund andererseits ein fünfjähriger Betreibervertrag.

BiomasseAnlagen zur direkten Verstromung von Biomasse gibtes in Tunesien kaum. In Hammam Sousse wird seit Juli 2000 in tunesisch-chinesischer Kooperation eineAnlage betrieben, die Biogas aus Abfällen der Geflügel-zucht im Industriemaßstab produziert und verstromt.Die Anlage kann drei Tonnen Geflügelmist pro Tagverarbeiten und erzeugt daraus ungefähr 200 m3

Biogas, die in 300 kWh Strom umgewandelt werden.Zu Ausbildungszwecken wurde eine kleine Biogas-anlage in einer Rinderzucht in Sidi Thabet errichtet.Das Biogasprogramm der nationalen Energieagenturerwähnt darüber hinaus 50 Kleinanlagen zur Produktionvon Biogas, die im Nordwesten des Landes realisiertwurden.

SolarenergieDie jährliche Sonneneinstrahlung in Tunesien liegtzwischen 1.500 und 1.900 kWh/m2. Die solare Ein-strahlungsdauer beträgt 2.800 bis 3.200 Stunden/Jahroder 255 Tage/Jahr. Damit herrschen gute Voraus-setzungen für die Nutzung von Solarenergie.

PhotovoltaikSeit dem 8. Entwicklungsplan (1992-1996) gibt es einnationales Programm zur ländlichen Elektrifizierungmit Photovoltaikanlagen. Seitdem wurden 11.000 ab-gelegene Höfe elektrifiziert und 200 ländliche Schulenmit Solarstrom versorgt. Weiterhin wurden solar-stromgetriebene Oberflächenbrunnen und öffentlicheBeleuchtungsanlagen installiert.21 2.000 zusätzliche An-siedlungen sollen zukünftig mit PV-Anlagen versorgtwerden. Außerdem sollen weitere Anwendungen fürSolarstrom in der Wasserversorgung und -entsalzungentwickelt werden.

SolarthermieSeit 1982 werden in Tunesien Solarthermieanlagen zurHeißwasserbereitung installiert. Bis Mitte der 1990erJahre war eine Kollektorfläche von 30.000 m2 erreicht.Qualitätsprobleme und fehlender Wettbewerb führtenzum Erlahmen der Nachfrage. Die vorhandene Kapa-zität entfällt zu 80% auf private Haushalte, der Rest istin öffentlichen Gebäuden wie Hotels, Krankenhäusernund Kasernen installiert.

263

2030

1840

4,6

14,0

2,8

186,0

37

Windkraft

installierte Leistung [MW]

Produktion [TWh/a]

eingesparte Primärenergie [TWh/a]

resultierende CO2-Einsparung [Mio. t CO2e]

eingesparte Primärenergie (aggregiert) [TWh]

resultierende CO2-Einsparung(aggregiert) [Mio. t CO2e]

2010

310

10,5

2

2020

1130

2,8

8,1

1,5

64,0

13

16 Tunesien

22 Siehe Gesetz Nr. 2004-72 unter “Gesetzliche Rahmenbedingungen”.23 Mouldi Ben Mohamed, The utilization of geothermal energy in agriculture in Kebili region, Southern Tunisia.

Mit dem Gesetz Nr. 2004-7222 wird der Ausbau derSolarthermie als eine der beiden vornehmlichen Ent-wicklungsziele des nationalen Energieprogramms aus-gerufen. Seit 2005 läuft das nationale Förderkreditpro-gramm “PROSOL”, das Tunesien bis 2011 zu einerinstallierten Kollektorfläche von 700.000 m2 verhelfensoll. Der Staat subventioniert Solarthermieanlagendirekt mit 59 € je m2 (100 TD/m2) bis zu einer Höchst-summe von 236 € (400 TD). Für den Restbetrag ist einevergünstigte Kreditfinanzierung möglich, die überfünf Jahre zurückgezahlt wird. Das Inkasso übernimmtder staatliche Energieversorger STEG zusammen mit derStromrechnung. Als begleitende Maßnahme staatlicher-seits fällt für die Installation der Anlagen keine Mehr-wertsteuer an. In 2005 wurden dank dieses Programms23.000 m3 neue Kollektorfläche im Wohnungssektorinstalliert. Für 2006 wurden 45.000 m2 angestrebt.Das PROSOL-Kreditprogramm ist Teil des Mediter-ranean Renewable Energy Programme (MEDREP),das die italienische Regierung mit 7 Mio. US$ ausge-stattet hat. Das United Nations Environment Pro-gramme (UNEP) steuert 2 Mio. US$ bei, dank dererder Kreditzinssatz von marktüblichen 14% auf 7% fürdie Finanzierung von Solarthermieanlagen gesenktwerden kann. Dank der Rückzahlungsgarantien durchdie STEG konnten 2005 lokale Banken umgerechnet5,7 Mio. US$ an Kleinkrediten zur Förderung vonSolarthermieanlagen vergeben.

Geothermie Die im Süden des Landes in der Region Kebili vorkom-menden geothermischen Quellen haben eine eher nied-rige Temperatur zwischen 30°C und 80°C. Bis 45°Cwerden sie direkt zur Bewässerung von etwa 16.000 haOasen eingesetzt. Heißeres Wasser wird vorher noch in Rieseltürmen abgekühlt. Außerdem dienen die ther-mischen Quellen zum Heizen von Gewächshäusern, miteiner Gesamtfläche von über 100 ha. Nach Schätzungender International Geothermal Association (IGA) wirddabei eine thermische Leistung von 25,4 MWt genutzt.Das entspricht einer jährlichen Energiemenge von rund60,9 GWh/a. Für die Stromerzeugung spielt die Geo-thermie bisher keine Rolle, da die vorgefundenen Wassertemperaturen zu niedrig sind.23


ElektrifizierungsgradNach Schätzung des staatlichen Stromversorgers STEGlag die Elektrifizierungsquote für ganz Tunesien in2005 bei 99,1%. Im ländlichen Raum lag sie bei98,1%. Am schlechtesten ist die Netzabdeckung imSüdosten des Landes, wo die Quote bei rund 96,5%liegt. Die hohe Anschlussquote ist das Ergebnis stetigerstaatlicher Bemühungen in den letzten 30 Jahren. So lag in den 1970er Jahren die Quote bei nur 6% undum 1990 war erst etwas die Hälfte der Landbevölkerungan das Stromnetz angeschlossen. Komplementär zumNetzausbau hat auch die Installation von über 11.000dezentralen PV Anlagen mit zu der hohen Elektrifizie-rungsquote beigetragen.

Elektrifizierungsprogramme und -projekteEin 1995 auf Basis nationaler und internationaler Förderung gestartetes Programm zur dezentralen länd-lichen Elektrifizierung stellt Haushalten in ländlichenGebieten Solar-Home-Systeme (SHS) mit einer Leistungvon jeweils 100 Wp zur Verfügung. Um die Funktio-nalität der Anlagen und der Versorgungsinfrastrukturlangfristig zu erhalten, wurden parallel Schulungsmaß-nahmen zu den Themen Service, Wartung undAnlagenüberwachung durchgeführt.

In einem Demonstrationsprojekt wurde die GemeindeKsar Ghilène in einem Wüstengebiet im südlichenTunesien mit einem zentralen Photovoltaiksystemelektrifiziert. Solarenergie wird hier zur Wasseraufbe-reitung, zum Telefonieren und für die Beleuchtunggenutzt.

Wechselkurs (Sept. 2006): 1 Tunesischer Dinar (TD) = 0,59 Euro (EUR);1 US-Dollar (USD) = 1,34 TD

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16 Tunesien


• Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Energie(ANME):Evolution of the Solar Water Heaters’s market inTunisia, 2003

• Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Energie(ANME):Naceur Hammami – Directeur des Énergiesrenouvelables, Marché des CES en TunisieLe programme PROSOL TUNISIE, 2005

• Amous, Samir:Strategie nationale pour la mise en oeuvre dumecanisme pour le developpement propre entunisie, Rapport final, Ministere de l’environnementet du developpement durable, Tunesien 2005

• Ben Abdallah, Moncef, Maîtrise de l’énergie:l’approche tunisienne, in:Liaison Énergie-Francophonie 2006

• Ben Mohamed, Mouldi:The utilization of geothermal energy in agriculturein Kebili region, Southern Tunisia, 2003

• Breuer, Siegfried, Bundesagentur fürAußenwirtschaft (bfai), DEG –Deutsche Investitions- undEntwicklungsgesellschaft mbH:CDM-Markt kompakt – Tunesien, August 2006

• Bundesagentur für Außenwirtschaft (bfai):Hoher Ölpreis bewegt Tunesien zur Diversifizierungder Energiebasis, Mai 2004

• Global Environment Facility (GEF):United Nations Environment Programme (UNEP)and Sustainable Energy Finance, Juni 2006

• Haarpaintner, Dr. Guido:Solarenergie in Tunesien – Markt und Perspektiven,Mai 2005

• Khalfallah, Ezzeddine(Directeur Général ANME,Tunisie):Les énergies renouvelables en Tunisie: enjeux etperspectives, in Liaison Énergie-Francophonie 2005

• Kraut, Sandra:Windenergie in Tunesien/Energie éolienne enTunisie, Partenaire & Développement Hiver 2006

• Ounalli, Ahmed (STEG):Aspects Institutionnels et Financiers de l’Expérienced’Electrification Rurale: Cas de la Tunisie, 2006

• Republique Tunisienne:La loi no2004-72 du 02 aout 2004 relativ a lamaitrise de l’energie, 2004

• Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG):Jahresbericht 2005

• Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG):Appel d’offres international (N° 2006 E 4025), 2006

• United Nations Development Programme (UNEP),Global Environment Facility (GEF):Project Brief, Development of On-grid WindElectricity in Tunisia for the 10th Plan, 2004

• Wenzel, Klaus, GTZ/CITET:Firmenpool Umwelttechnik Tunesien/Maghreb,Mai 2005

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16 Tunesien

16.8 Kontakte

Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG)38 rue Kamel Attaturk 1080 Tunis Postanschrift: B.P. 190, 1080 Tunis cedexTel. +216 (71) 341 311 Fax +216 (71) 330 174/349 981/341 401www.steg.com.tn

Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Énergie (ANME) 3, Rue 8000 Mont Plaisir 1073 Tunis Tel. +216 (71) 78 77 00 Fax +216 (71) 78 46 24 E-Mail: [email protected]

Centre International des Technologies de l’Environnement de Tunis (CITET)Boulevard LAYDER Yesser ARAFAT 1080 Tunis Tel. +216 (1) 206 646 Fax +216 (1) 206 655 www.citet.nat.tn

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) Büro Tunesien Centre Babel, Entrée Olivier 12, rue du Lac Turkana 2045 Berges du Lac de Tunis, Tunisie Tel. +216 (71) 860 320/860 935/861 741 Fax +216 (71) 860 719 E-Mail: [email protected] www.gtz.de/tunisie

Ministere de l’Environnement et du Developpement DurableCentre Urbain Nord 1080 El – Menzah Tel. +216 (71) 704 000 Fax +216 (71) 704 340 E-Mail: [email protected] www.environnement.nat.tn

Ministere de l’Industrie et de l’Energie et des Petites et Moyennes Entreprises Immeuble Beya 40 rue 8011, Montplaisir 1002 Tunis Tel. +216 (71) 791 132/842 343/894 216 Fax +216 (71) 782 742 E-Mail: [email protected]

Ministere du Developpement et de la Cooperation InternationalePlace Ali Zouaoui 1069 Tunis Tel. +216 (71) 240 133/350 753 E-Mail: [email protected]

Botschaft der Bundesrepublik Deutschland in Tunesien 1, Rue el Hamra, Mutuelleville 1002 Tunis Belvédère Tel. +216 (71) 78 64 55 Fax +216 (71) 78 82 42 www.tunis.diplo.de

Botschaft der Tunesischen Republik Lindenallee 16 14050 Berlin Tel. +49 (30) 3 64 10 70 Fax +49 (30) 30 82 06 83

Deutsch-Tunesische Industrie- und HandelskammerImmeuble "le Dôme" 1. Stock, Rue du Lac Léman 1053 Les Berges Du Lac Tel. +216 (71) 965 280 Fax +216 (71) 964 553 E-Mail: [email protected] www.ahktunis.org

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17 Bangladesch

17 Bangladesch1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Die verfügbaren Kraftwerkskapazitäten werden von Experten allerdings mit 3,2 GW weitaus geringer eingeschätzt. Hintergrund sind u.a. als veraltet geltende Kraftwerke. Zurzeit sind allein 23 der insgesamt 102 Kraftwerkseinheiten nicht in Betrieb.

2 Quelle: BPDP – Bangladesh Power Development Board 2006. Die Datenerhebungen staatlicher Institutionen in Bangladesch beziehen sich auf Haushaltsjahre, die jeweils am 30. Juni enden.

3 Quelle: BPDB – Bangladesh Power Development Board 2006.4 Die Trennlinie zwischen dem östlichen und westlichen Teil des Landes bildet der Fluss Jamuna.5 Alle derzeit genutzten Erdgasfelder liegen im Ostteil des Landes, sowie 21 der insgesamt 22 bekannten Lagerstätten.

Entsprechend günstiger gestalten sich auch die Stromerzeugungskosten im Osten: 2001 lagen sie zwischen 0,68-1,01€-ct/kWh. Im Westteil des Landes variierten sie zwischen 0,97-6,98€-ct/kWh.


Installierte Kapazitäten Im Juni 2005 beliefen sich die Stromerzeugungskapa-zitäten in Bangladesch auf 4,995 GW. Knapp 5%beruhten auf der Nutzung von Wasserkraft, über 95%basierten auf konventioneller thermischer Energie-nutzung, z.B. in Form von Dampfturbinen, die alleinin 48% aller Kraftwerke zum Einsatz kommen. Alswichtigster Energieträger des Landes bestimmt dieNutzung von heimischem Erdgas – mit einem Anteilvon 85,5% – die Kraftwerkslandschaft. Erdöl undDiesel stellten 2005 knapp 10% der eingesetztenEnergieträger, sie werden zu 90 % importiert. Mitte2006 erreichten die installierten Stromerzeugungs-kapazitäten nach vorläufigen Angaben rund 5,3 GW.1

Abb. 1: Stromerzeugungskapazitäten in MW; Bangladesch; 1999-20052

StromerzeugungDie Stromerzeugung Bangladeschs erreichte im Bilanz-jahr 2005/2006 knapp 23 TWh, und erhöhte sichdamit gegenüber dem Vorjahr um 7,5%.

Abb. 2: Stromerzeugung in TWh; Bangladesch; 2002/03-2005/063

Der Großteil des Stroms in Bangladesch wird im östlichen Teil4 des Landes produziert, in dem sich dieheimischen Gasvorkommen befinden.5 Allein 61%aller Kraftwerke sind in der Region Dhaka angesiedelt.Die Stromerzeugung im Westteil des Landes basiert aufimportiertem Erdöl und Diesel.

267

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

MW

Thermisch Wasserkraft

18,42 20,06 21,1622,74

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

2002/03 2003/04 2004/05 2005/06

TWh

Stromübertragung und -verteilungTrotz einer verhältnismäßig hohen Siedlungsdichtezeigt sich der Aufbau einer zentralen Stromversorgungin Bangladesch als schwieriges Unterfangen. Nach Aus-sagen der Weltbank haben nur 32%6 der BevölkerungZugang zu Elektrizität, vornehmlich im östlichenBereich des Landes, der als weiter entwickelt gilt. Dasstaatlich betriebene Stromnetz umfasst Übertragungs-netze (132 und 230 kV) mit einer Länge von rund 6.000 km und einer Durchleitungskapazität derUmspannstationen von 8.830 MW. Die Verteilungs-netze (33 kV und weniger) umfassen insgesamt knapp210.000 km.7 Über eine 230-kV-Leitung wird kosten-günstiger Strom aus dem Osten des Landes in denWesten transferiert. Die Netzverluste auf Übertra-gungsebene haben sich mit zuletzt 3,5% (2005/06) inden letzten Jahren wenig verändert. Die technischenVerluste auf Verteilungsebene sind seit 2003 um fast15% zurückgegangen, mit 19,1% (2005/06) jedochnach wie vor erheblich.

Finanzielle Verluste im Kraftwerksbetrieb haben dieMöglichkeiten für einen die Stromversorgung stabili-sierenden Netzausbau in den letzten Jahren erheblicheingeschränkt. Aktuelle Pläne halten an einem viel-schichtigen Ausbau existierender Übertragungsnetzein weiten Teilen des Landes fest – Bestandteil ist u.a.die Errichtung einer 400-kV-Leitung zwischen denUmspannstationen Meghnaghat und Aminbazar zurverbesserten Versorgung der Dhaka Region.

In Gebieten abseits des zentralen Stromnetzes gibt esauch einige Inselsysteme auf Basis von Dieselgeneratorenoder erneuerbaren Energiesystemen.

StromverbrauchMit 134 kWh/Jahr gehört der Stromverbrauch proKopf zu den niedrigsten in der Welt. 2006 erreichte derStromverbrauch insgesamt 20,95 TWh. Nach Zahlenvon 2001 ist der Hauptabnehmer die Industrie (44%),gefolgt von Privathaushalten (41%), Handel (8%) undLandwirtschaft mit 5% (Andere 2 %).

Bangladesch verzeichnet eine äußert hohe Rate anStromdiebstahl. In 2004 wurden nur 55-60 % des ver-brauchten Stroms bezahlt.8

StrompreiseDie Strompreise werden in Bangladesch maßgeblichvon dem staatlichen Stromversorger “Bangladesh PowerDevelopment Board“ (BPDB) beeinflusst, dem einGroßteil der Kraftwerkskapazitäten und das gesamteÜbertragungsnetz untersteht. Das BPDB verkauftStrom einerseits an Verteilungsgesellschaften, die dieVersorgung der Endkunden in weiten Teil des Landesübernehmen, andererseits direkt an Stromendkunden.Im Schnitt liegen die Stromtarife für Kunden in länd-lichen Regionen über denen in städtischen Gebieten.Hintergrund ist eine vergleichsweise hohe Grundge-bühr9, die Stromabnehmer in ländlichen Regionen zumfinanziellen Ausgleich struktureller Schwierigkeitender ländlichen Elektrifizierung zahlen.

Im Frühjahr 2007 ist eine Erhöhung der Stromtarifevorgenommen worden.10 Kleinverbraucher müssen auf-grund der Preisanhebung zukünftig 5% und Großab-nehmer 10% mehr zu zahlen. Privathaushalte in länd-lichen Regionen sind von der Tariferhöhung aus-genommen. Für solche in städtischen Regionen gilt diese Befreiung ebenfalls, solange sie weniger als100 kWh/Jahr verbrauchen.

17 Bangladesch

6 Diese Zahl setzt sich aus einem geringen Elektrifizierungsgrad in den ländlichen Regionen (2000: 19%) und einem verhältnismäßig hohen Elektrifizierungsgrad der Städte (2000: 80%) zusammen.

7 Die Verteilungsnetze (33 kV und niedriger) teilen sich auf in rund 43.000 km staatlich betriebene und weitere von rund 167.000 km Länge. 8 Beeinflusst durch die hohen Verlustraten halten sich ausländische Investoren mir einem Engagement im Energiesektor Bangladeschs zurück.9 Eine monatliche Grundgebühr zwischen 6€-ct und 4,5€ pro Monat zahlen alle Kunden des BPDB neben den Stromtarifen pro kWh.

Die ländlichen Kunden zahlen 4,5€ pro Monat. 10 Diese Maßnahme dürfte u.a. eine Reaktion auf die finanziell angespannte Situation des BPDB sein, der in den letzten Jahren erhebliche

Schulden angehäuft hat, was auf verschiedene Aspekte zurückzuführen ist: Stromverkaufspreise, die unter den Erzeugungskosten liegen, hoheNetzverluste (z.B. durch Netzausfälle, Stromdiebstahl), nicht bezahlte Stromrechnungen.268

17 Bangladesch


11 Quelle: BPDP – Bangladesh Power Development Board 2003, Daily News Bangladesh 2007. 12 In der Hauptstadt Dhaka kam es 2006 teilweise 10-mal täglich zu Stromausfällen. Um die Energieversorgung trotz vorhandener Defizite

zu bewerkstelligen, hat sich der staatliche Stromversorger BPDB für ein Rotationssystem entschieden, bei dem die einzelnen Stromverteilungseinheiten nacheinander vom Netz genommen werden.

13 Diese Angaben sind Bestandteil des Masterplans 2005-2025 – ein Update des Masterplans von 1995. 14 12 der 21 nachgewiesenen Erdgasfelder werden bislang genutzt. Schätzungen von Experten bezüglich der Endlichkeit der vorhandenen

Gasreserven bewegen sich in einer Spannweite zwischen den Jahren 2020-2050.

Tab. 1: Strompreise nach Kundengruppen des staatlichenStromversorgers BPDB in €-ct/kWh; Bangladesch; 2003, 200711

AusbauplanungDie existierende Elektrizitätsversorgung in Bangladeschgilt als unzuverlässig und krisenbehaftet. Eine 24-stün-dige Stromverfügbarkeit ist für viele Kunden nichtgewährleistet.12 Um den vorhandenen Bedarf an Stormzu decken, wird ein Ausbau der Erzeugungskapazitätenund Verteilungssysteme als unerlässlich angesehen.

Bis zum Jahr 2025 ist ein Zubau von 20.495 MWinstallierter Leistung geplant13 – fast ausschließlichüber steigende Nutzung heimischer Erdgasquellen.14

Um sich neben der intensiven Erdgasnutzung ein zweitesStandbein für eine national unabhängige Elektrizitäts-versorgung aufzubauen, hat die Regierung im Jahr2003 mit der Förderung von Kohle aus heimischenVorkommen begonnen. Das erste Kohlekraftwerk (250 MW) ging im Frühjahr 2006 in Betrieb. WeitereKraftwerke sollen folgen – die geschätzten erschließbarenKohlereserven liegen bei 2,514 Mio. Tonnen, aus-reichend für die langfristige Versorgung von Erzeu-gungskapazitäten von 4.000 MW. Da das heimischeWasserkraftpotenzial weitgehend ausgeschöpft ist,schlagen aktuelle Regierungspläne außerdem den Bauvon Großstaudämmen im benachbarten Bhutan für dieeigene Stromversorgung vor. Die Kosten für denAusbau der Kapazitäten und Übertragungssystemewill die Regierung aus Mitteln staatlicher Stromversor-ger, internationaler Geber sowie durch Investitionendes Privatsektors abdecken.

17.2 Marktakteure

Bis 1977 war der staatliche Stromversorger “BangladeshPower Development Board“ (BPDP) als einzige In-stitution für die Bereiche der Stromerzeugung, -über-tragung und -verteilung zuständig. Nach wie vor istdas BPDB auf allen Marktebenen direkt oder indirektinvolviert, doch ist Bewegung in den staatlich organi-sierten Elektrizitätssektor gekommen. 2004 wurde vonRegierungsseite die Umwandlung der BPDP in eineHoldinggesellschaft beschlossen, die allerdings bislangnoch nicht vollzogen wurde.

269

Tarif in €-ct/kWh seit Sept.

2003

2,793,355,58

2,05

4,275,98

3,4

5,859,07

4,04

3,57

2,37

2,42

2,29-2,7

Tarif in €-ct/kWh

ab Frühjahr2007

2,793,55,86

2,15

4,496,27

3,57

5,929,15

4,24

3,74

2,6

2,66

2,52-2,97

Direktverbraucher/ Verteilungsgesellschaften

Privathaushalte

Landwirtschaftliche Be- und Entwässerung

Kleinindustrie

Gewerbe

öffentl./gemeinnützigeEinrichtungen

“Dhaka Electric Supply Authority“ (DESA)

“Dhaka Electric Supply Company“ (DESCO)

“Rural Electrification Board“ (REB)

Verbrauchs-bereich

000-100 kWh101-400 kWh> 400 kWh

Pauschal

PauschalHochlastzeit

außerhalb derHochlastzeit

PauschalHochlastzeit

außerhalb derHochlastzeit

Pauschal

17 Bangladesch

15 Ein Beispiel für einen unabhängigen Produzenten ist die “Rural Power Company Ltd“ (RPC) mit installierten Kapazitäten von 140 MW (4 x 35 kW). Sie erzeugt Strom für den ländlichen Raum. Ein Unternehmensanteil von 28% gehört dem “Rural Elekctrification Board“ (REB), 72% sind im Besitz der ländlichen Elektrizitätskooperativen “Palli Biddut Samities“ (PBS).

16 Die Regierung hofft, in naher Zukunft rund 500 MW aus industrieller Eigenerzeugung für die öffentliche Stromversorgung zu gewinnen. Auf ein erstes Angebot an die Selbstversorger gab es jedoch keine positive Rückmeldung.

17 Diese PBSs binden die Verbraucher, die zu ihrem jeweiligen Zuständigkeitsbereich gehören, in ihre Aktivitäten ein. Das betrifft bspw. die Planung und das Management eines Verteilungsnetzwerkes.

Stromerzeugungsunternehmen Das BPDB hat an der Stromerzeugung einen Anteil vonüber 70%. Darunter fallen auch die ersten gegründetenBPDB-Tochtergesellschaften, wie die “Ashuganj PowerCompany“ (APS), die auf die Umwandlung des staat-lichen Kraftwerkes “Ashuganj“ in eine Kapitalgesell-schaft im Jahr 2002 zurückgeht. Seit 1996 sind außer-dem privatwirtschaftlich operierende unabhängigeStromerzeuger zugelassen. Zwischen 1998 und 2005nahmen insgesamt 7 Kraftwerke unabhängiger Produ-zenten mit insgesamt mehr als 1.290 MW installierterLeistung den Betrieb auf – vornehmlich auf der Basisvon Erdgas.15 Damit erreichten sie einen Anteil an denStromerzeugungskapazitäten von 26%. Der Bau weitererKraftwerke durch nicht-staatliche oder gemischtwirt-schaftliche Erzeuger mit einer Gesamtleistung vonmehr als 1.590 MW ist in Planung.

Selbstversorger kommen in Bangladesch auf installierteKapazitäten von 1,1 GW. Versuche der Regierung, siein die öffentliche Stromversorgung einzubinden, sindbislang erfolglos geblieben.16

Stromübertragungsgesellschaft PGCBDer Betrieb und Ausbau des gesamten Übertragungs-netzes obliegt seit 1996 der als Tochter von BPDPgegründeten Übertragungsgesellschaft “Power GridCompany of Bangladesh” (PGCB).

StromverteilungsunternehmenIm Jahr 1977 wurde eine eigene Institution zur länd-lichen Elektrifizierung – das “Rural ElectrificationBoard“ (REB) – gegründet. Das REB ist damit beauf-tragt, die Stromverteilung und Versorgung in länd-lichen Regionen über Elektrifizierungskooperativen –so genannte “Palli Biddut Samities“ (PBSs) – zu über-nehmen. Mittlerweile arbeitet das REB mit insgesamt70 PBSs zusammen, die genossenschaftlich organisiertsind.17 Neben der Stromverteilung sollen die PBSs auchzunehmend Bereiche der Stromerzeugung übernehmen.

Um die Stromverteilung in der Hauptstadt Dhaka undihrer Umgebung zu regeln, wurde 1991 das staatlicheUnternehmen “Dhaka Electric Supply Authority”(DESA) eingerichtet. Seit dem Beginn des Reformpro-zesses im Jahr 1996 teilt sich die DESA die Stromver-teilung in der Metropole mit der seinerzeit als staat-liche Kapitalgesellschaft gegründeten “Dhaka ElectricSupply Company” (DESCO). 2003 wurde außerdemeine weitere Verteilungsgesellschaft – die “West ZonePower Distribution Company“ (WZPDC) – als BPDB-Tochtergesellschaft gegründet, die für den Südwestendes Landes zuständig ist.

Weitere Akteure

Energiepolitische InstitutionenIn Bangladesch fällt der Stromsektor in den Zuständig-keitsbereich des Ministeriums für Elektrizität, Energieund mineralische Ressourcen (Ministry of Power, Energyand Mineral Resources – MPEMR). Ausführender Armdes MPEMR ist einerseits die Power Division, die dieGesamtzuständigkeit für den Elektrizitätssektor hat undandererseits die Power Cell, die bei ihrer Gründung 1998damit beauftragt wurde, die Entwicklung des Elektri-zitätssektors, inklusive der Umsetzung der Reformen, zuleiten und zu regulieren. Der Zuständigkeitsbereich derPower Cell umfasst in diesem Zusammenhang auch denBereich der erneuerbaren Energien. So koordiniert undunterstützt die Power Cell bspw. die Implementierungvon Projekten zu erneuerbaren Energien durch Nichtre-gierungsorganisationen (NGOs) und private Akteure.

Unter dem “Energy Regulatory Commission Act“ von2003 wurde außerdem eine Regulierungsbehörde fürden gesamtem Energiesektor (“Bangladesh EnergyRegulatory Commission“ – BERC) eingerichtet, die2004 ihre Tätigkeit aufnahm. Seither sorgt sie u.a. fürdie Transparenz bei der Bestimmung von Stromtarifen.Darüber hinaus führt sie einheitliche Standards fürbetriebliche Abläufe sowie zur Sicherung der Qualitätder Stromversorgung ein.

270

17 Bangladesch


18 Allerdings gilt dies nur anteilig für 10% des Gesamtwertes der Anlage.


Seit Mitte der 1990er Jahre ist der Stromsektor Bangladeschs einem Reformprozess unterworfen. Zuden wesentlichen Maßnahmen der Reformen gehört dieRestrukturierung (“unbundling“) des staatlichen Ener-gieversorgers BPDB in getrennte Unternehmen für dieBereiche der Stromerzeugung, -übertragung und -ver-teilung. Außerdem ist eine Umwandlung der ausdiesem Prozess hervorgehenden Unternehmensteile inKapitalgesellschaften vorgesehen. Der hohe Bedarf aneinem Ausbau der Stromversorgung bei gleichzeitigmangelnden staatlichen Investitionsmöglichkeiten hatdazu geführt, dass die Bereiche der Stromerzeugungund -verteilung außerdem für privatwirtschaftlicheAktivitäten von außen geöffnet werden.

Reformen des ElektrizitätssektorsDen gesetzlichen Überbau des Reformprozesses bildetdie “National Energy Policy” (NEP) von 1996, die seither in regelmäßigen Abständen – zuletzt 2002 –aktualisiert worden ist. Sie beinhaltet die umfassendenRichtlinien zur Reformierung des Elektrizitätssektorsund zur Errichtung einer Regulierungsbehörde.

Die gesetzliche Grundlage zur Einbindung privaterAkteure in den Elektrizitätssektor lieferte die “PrivateSector Power Generation Policy of Bangladesh“, dieebenfalls 1996 beschlossen und 2004 aktualisiertwurde. Die neue Versorgungspolitik zielt darauf ab,Wettbewerb einzuführen, ausländisches Kapital anzu-ziehen und die Engpässe in der Stromversorgung zumindern. Private Akteure sollen u.a. durch folgendesteuerliche und finanzielle Anreize für ein Engagementim Elektrizitätssektor gewonnen werden:

• Einkommenssteuerbefreiung über einen Zeitraum von 15 Jahren;

• Befreiung von Zollgebühren, Mehrwertsteuer und anderen Zuschlägen für den Import von Anlagen und deren Komponenten;18

• Vermeidung doppelter Besteuerungen ausländischerInvestoren auf der Basis bilateraler Abkommen;

• Berechtigung ausländischer Investoren, Joint Ventures einzugehen;

• Für Angestellte aus dem Ausland übernimmt der Staat bis zu 50% der zu zahlenden Einkommen;

• Unterstützung lokaler Anlagenhersteller.

Projekte von unabhängigen Stromproduzenten sollenauf der Basis von Build-own-operate (BOO) implemen-tiert werden. Die Kosten für die Verbindungsleitungender privatwirtschaftlichen Kraftwerke zu den jeweiligenÜbertagungsnetzen tragen die Stromlieferanten selbst.Um lokale Anlagenhersteller zu stärken, sollen diesedabei unterstützt werden, den privaten Kraftwerkenheimisches Equipment auf Basis internationaler Standards zur Verfügung zu stellen.

Um den Erfordernissen zur Entwicklung von lokalenund eher kleinen Projekten privatwirtschaftlicherStromerzeugung gerecht zu werden, verabschiedete die Regierung 1998 ergänzend eine “Small PowerGeneration Policy“. Durch dieses Gesetz werden explizitProjekte bis zu einer Größenordnung von 10 MWunterstützt. Deren Relevanz wird insbesondere fürGebiete gesehen, die als netzfern eingestuft werdenoder in überdurchschnittlichem Maße von Stromaus-fällen betroffen sind. Mit dem Gesetz soll außerdem derVerkauf von überschüssigem Strom von Selbstversorgernan umgebende Regionen ermöglicht werden.

Die Reformziele Die langfristigen Ziele für den Elektrizitätssektor, mitdenen auch die ökonomische und soziale Entwicklungdes Landes gefördert und unterstützt werden soll, sind im Jahr 2000 in einer Regierungserklärung“Government’s Vision and Policy” zusammengefasstworden. Die drei Eckpunkte beinhalten: 1. allen Be-wohnern Bangladeschs den Zugang zu Elektrizität zuermöglichen, 2. die Verlässlichkeit und Qualität derStromversorgung zu sichern und 3. Elektrizität zu einemvertretbaren Preis anzubieten. Um die Umsetzung dereingeleiteten Reformen zu fördern, wurde diese Pro-grammatik um folgende Ziele ergänzt:

271

17 Bangladesch

19 Nach diesem Gesetzesentwurf gehören in die Kategorie der erneuerbaren Energien: Biomasse, Solarenergie, Wind, Kleinwasserkraft, Geothermie, Wellen- und Gezeitenkraft.272

• Landesweite Elektrifizierung bis 2020;• Finanzielle Stabilisierung des Elektrizitätssektors

als Voraussetzung wirtschaftlichen Wachstums;• Kommerzialisierung und Effizienzsteigerung des

Elektrizitätssektors;• Verbesserung der Verlässlichkeit und Qualität der

Stromversorgung;• Einsatz von Erdgas als Hauptenergieträger und

Erforschung von Strom-Exportmöglichkeiten, um die Gewinne durch Devisen zu erhöhen und zu diversifizieren;

• Steigerung der Partizipation des Privatsektors, um Finanzmittel zu mobilisieren;

• Sicherstellung vertretbarer und erschwinglicher Elektrizitätspreise mittels geringst möglicher Erzeugungskosten;

• Förderung von Wettbewerb zwischen den verschiedenen Unternehmen im Elektrizitätssektor.

Das Ziel einer vollkommenen Restrukturierung desElektrizitätssektors soll perspektivisch in ein “multibuyer/multi seller” Marktmodell und die Errichtungeiner wettbewerbsreichen Marktstruktur münden.Während für die Stromübertragung auch langfristigausschließlich die PGCB verantwortlich ist, soll sicheine Vielzahl von Unternehmen in den BereichenStromerzeugung und -verteilung engagieren.


Unter der nationalen Energiepolitik (NEP) von 1996wurde die Bedeutung der erneuerbaren Energien erst-mals herausgestellt. Die NEP betont die Sicherungeiner optimalen Entwicklung der heimischen Ressour-cen inklusive der erneuerbaren Energien. Außerdemhebt sie die Bedeutung der erneuerbaren Energien zurStromversorgung ländlicher und gleichzeitig dünnbesiedelter Regionen hervor – als Alternative zu einemkostspieligen Ausbau der zentralen Stromversorgung.

Gesetzentwurf für eine “Erneuerbare Energien Politik“ Ihre Vorstellungen zum nationalen Ausbau, der Ent-wicklung und der Etablierung der erneuerbaren Ener-gien19 hat die Regierung seit 1996 in einem eigenenGesetzesentwurf (“Renewable Energy Policy“) festge-halten. Nach mehrfachen Überarbeitungen wurde derGesetzesentwurf 2004 letztmalig aktualisiert. Darinenthalten sind einerseits Ziele wie z.B. die Beschleuni-gung des Elektrifizierungsprogramms durch den Ein-satz von erneuerbaren Energien sowie ein Anteil dererneuerbaren Energien an der Elektrizitätserzeugungvon 10% bis 2020. Anreizmechanismen zur Förderungvon erneuerbaren Energien sowie die Errichtung einereigenen Institution für erneuerbare Energien “Renewa-ble Energy Development Agency“ (REDA) sind eben-falls Bestandteil des Entwurfes.

Eine eigene Institution für erneuerbare Energien solldem Entwurf zu Folge, neben der allgemeinen Verbrei-tung der verschiedenen erneuerbaren Energie Technolo-gien, eine Fülle von Zuständigkeiten und Aufgabenübernehmen. Dazu gehört u.a. die:• Errichtung eines Treuhänderfonds zur Finanzierung

von erneuerbaren Energie-Projekten; • Einbindung aller politischen Ebenen zur Förderung

der erneuerbaren Energien; • Erhöhung der Finanzierbarkeit von erneuerbaren

Energien;• Stärkung von Institutionen wie Nichtregierungs-

organisationen und ländlichen Energieunter-nehmern zur Etablierung von erneuerbaren Energien;

17 Bangladesch


20 Siehe Abschnitt “Weitere Akteure“.21 “Grameen Shakti“ ist ein Tochterunternehmen der bekannten Mikrofinanzinstitution “Grameen Bank“. Shakti heißt übersetzt “Energie“.

Das Unternehmen führt allein 7 Programme zur Förderung von erneuerbaren Energiesystem durch. Sie umfassen die Bereiche Photovoltaik, Wind, Biogas, Training, solarbetriebene Computer, Forschung und Entwicklung, ländliche Informations- und Kommunikationstechnologien.

22 In geringerem Umfang kommen auch “Fee-for-Service“-Modelle zum Einsatz. Statt privatem Eigentum zielen sie auf die Bezahlung der Nutzung eines Systems. Diese Methode will das REB in Zukunft verstärkt einsetzen.

• Verbindung von erneuerbaren Energien mit allen Bereichen der Grundversorgung, z.B. der Installation von Trinkwassersystemen.

Ende 2005 hat sich die Regierung entschieden, anstellevon REDA eine “Sustainable Energy DevelopmentAgency“ (SEDA) einzurichten und diese Entscheidunginnerhalb kürzester Zeit durch die Power Cell20 umzu-setzen. Die Gründung einer SEDA wurde verschoben.Auch die Verabschiedung des Gesetzesentwurfs einereigenen erneuerbaren Energiepolitik ist bis zum Frühjahr2007 ausgeblieben. Bis zur Einrichtung einer REDAbzw. SEDA ist die Power Cell offiziell damit beauftragt,alle Aufgaben und Zuständigkeiten, die die Entwicklungder erneuerbaren Energien betreffen, auszuführen.

Förderinstrumente Gefördert wird der Ausbau der erneuerbaren Energienin Bangladesch vor allem indirekt: einerseits durch eineReihe NGOs sowie staatliche, halbstaatliche und privateInstitutionen, andererseits durch eine Vielzahl annationalen und internationalen Programmen. AlsSchwerpunkt der Förderungen hat sich insbesondereder dezentrale Einsatz von erneuerbaren Energiesys-temen herausgebildet.

Allein über 30 nationale Institutionen führen Pro-gramme oder Projekte durch. Dazu gehören staatlicheund halbstaatliche Institutionen wie das MPEMR durchdie Power Cell, der staatliche Stromversorger BPDB unddas für die ländliche Elektrifizierung zuständige REBsowie das “Local Government Engineering Department”(LGED). Darunter sind ebenfalls eine Reihe von Nicht-regierungsorganisationen wie die größte Entwicklungs-organisation in Bangladesch “Bangladesh Rural AdvancesComitee“ (BRAC) oder das “Center for Advanced Studies“ (BCAS). Das Non-Profit Unternehmen “Grameen Shakti“21 ist ebenfalls ein Hauptakteur. Zuden Forschungsinstituten gehören u.a. das “RenewableEnergy Research Center“ der Universität von Dhakaund das “Bangladesh Council of Scientific and IndustrialResearch” (BCSIR).

Die verschiedenen Institutionen führen eine Vielzahlvon Programmen und Projekten durch, vor allem imBereich Solarenergie. Im Bereich Windenergie laufenderzeit mindestens vier Programme, zur Förderung vonBiogas drei und die Kleinstwasserkraft wird aktuellmit einem Projekt unterstützt. Finanziert werden dieProgramme zu einem Großteil von internationalenGeldgebern wie der Weltbank, der Global Environ-mental Facility (GEF), dem United Development Program (UNDP), der Asian Development Bank(ADB) sowie den beiden deutschen Entwicklungsin-stitutionen KfW und GTZ.

Finanzielle Anreize Spezielle Förderanreize, die genutzt werden können,beschränken sich auf einen Erlass von 1998, nach demPV-Anlagen und deren Equipment sowie Windturbinenvon der Mehrwertsteuer und von Zollgebühren befreitsind. Darüber hinaus gelten die allgemeinen Förder-anreize für privatwirtschaftliches Engagement imEnergiesektor.

Finanzielle Anreize, die im Rahmen der laufenden Förderprogramme zum Einsatz kommen, verfolgen imWesentlichen zwei Richtungen. Zu einem großen Teilwird das Mittel der Subventionen eingesetzt – insbe-sondere durch staatliche Institutionen wie BPDB oderREB – sodass erneuerbare Energiesysteme zu einemvergünstigten Preis erworben werden können. Zumanderen werden Kreditfonds gespeist, aus denen dieRückfinanzierung von mikrofinanzierten Systemengedeckt wird, die ebenfalls in persönliches Eigentumübergehen sollen.22

273

17 Bangladesch

23 “World Wide Recycling BV of the Netherlands” und “Wate Concern of Bangladesh“.24 Quelle der Ziele: Power Cell des MPEMR 2006.

Clean Development Mechanism Bangladesch hat das Kyoto Protokoll Ende 2001 ratifi-ziert. Die Zuständigkeit als nationale DNA (DesignatedNational Authority) hat das bangladeschische Umwelt-ministerium – “Department of Environment” (DoE) –übernommen. Nationale Aktivitäten zur Nutzung des“Clean Development Mechanism“ sind bislang sehrüberschaubar. Einige Projekte sind in Vorbereitung. zwei CDM-Projekte hat das DoE bewilligt und beiminternationalen Executive Board (EB) eingereicht. Daserste Projekt dient der Nutzung von Deponiegas zurStromerzeugung in Dhaka und hat ein jährliches CO2-Einsparungspotenzial von 566.000 Tonnen. Im Mittel-punkt des zweiten Projektes steht die Kompostierungvon organischen Reststoffen in Dhaka. Es hat ein jähr-liches CO2-Einsparungspotenzial von 89.259 Tonnen.Beide Projekte sind in Kooperation eines bangla-deschischen und eines niederländischen Abfallkonzernsentstanden.23 Bangladesch hat an den weltweiten CO2-Emissionen einen Anteil von 0,1%.

Die zurückhaltenden Aktivitäten Bangladeschs bei derInitiierung von CDM Projekten werden u.a. auf einenMangel an personellen Kapazitäten sowie auf die hohenTransaktionskosten von CDM Aktivitäten zurück-geführt.

Bangladesch wird u.a. durch seine flache Lage und denUmstand, dass es nur knapp über dem Meeresspiegelliegt, gegenüber Klimaveränderungen als besondersempfindlich eingeschätzt.


Gemessen an den installierten Stromerzeugungskapa-zitäten ist der Anteil erneuerbarer Energien an derGesamtstromerzeugung verschwindend gering. Diesliegt unter anderem daran, dass es in Bangladesch sogut wie keine großtechnische Nutzung von erneuerbarenEnergien zur Stromerzeugung gibt. Die schwacheInfrastruktur, hohe Energiekosten sowie der hoheAnteil an Bewohnern, die in netzfernen Gebieten leben,haben dazu beigetragen, dass vornehmlich dezentraleInsellösungen auf Basis von erneuerbaren Energien zumEinsatz kommen.

Während das Potenzial der meisten erneuerbarenEnergieträger zur Stromerzeugung in Bangladesch erstin Ansätzen bekannt ist, hat sich Solarenergienutzungbereits zur größten Wachstumsbranche entwickelt.Eine Besonderheit ist dabei, dass die eingesetztenSysteme in beachtlichem Maße kommerzielle Ver-breitung finden.

Tab. 2: Installierte Kapazitäten und angepeilte Ziele desMPEMR zum Ausbau der erneuerbaren Energien inMW; Bangladesch24

274

MW

Ende 2005

ca. 6

< 1

ca. 1,5

„Tentative Target“ 2020

300

600

1000

Erneuerbare Energien

Solarenergie

Biomasse/ Kleinwasserkraft

Windenergie

17 Bangladesch


25 In einem Pilotprojekt (1993-1998) zur Verbreitung von erneuerbaren Energietechnologien unterstützte das REB mit Mitteln der französischen Regierung die Installation von Solar Home Systems (SHS) in Karimpur und Nanarpur. Einige Standorte in den betreffenden Gebieten schloss die DESA 2003 an das nationale Elektrizitätsnetz an – 735 Haushalte gaben ihre SHS wieder ab.

26 Das BPDB hat zwei weitere Standorte für Wasserkraftwerke identifiziert: am Fluss Sangu für ein 140 MW-Kraftwerk und am Fluss Matamuhuri für ein 75 MW-Kraftwerk. Deren Bau ist ungewiss und nicht Bestandteil aktueller Planungen.

Als Hindernisse einer umfassenden Verbreitung vonerneuerbaren Energiesystemen zur Stromerzeugunggelten:

• Mangel an politischen Rahmenbedingungen bezüglich der Entwicklung erneuerbarer Energien;

• Das Fehlen einer eigenen politischen Institution; • Mangelnde Kenntnisse der ländlichen Bevölkerung

über vorhandene Optionen;• Mangelnde Qualität der eingesetzten Systeme; • Hohe Anschaffungskosten bei gleichzeitigem

Mangel an Finanzierungsoptionen; • Undurchsichtigkeit der Regierungspläne zur

gebietsbezogenen Netzerweiterung;25

• Mangel an koordinierter Forschung und Entwicklung im Land.

WasserkraftDie Möglichkeiten zur Nutzung von Klein- und Groß-wasserkraft sind in Bangladesch sehr begrenzt. Dies istim Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass das Land– bis auf einige Regionen im Norden und Südosten –sehr flach ist. Hinzu kommt, dass die jährliche undmehrmonatige Trockenzeit in Bangladesch vielerortseine ganzjährige Wasserkraftnutzung von vornhereinausschließt. Das einzige Großwasserkraftwerk liegt inKaptai am Fluss Karnafuly. Es umfasst 230 MW instal-lierter Leistung. Mit der geplanten Inbetriebnahmeeiner 100 MW-Erweiterung dieses Kraftwerkes im Jahr2009 gilt das Großwasserkraftpotenzial Bangladeschsbereits als weitgehend ausgeschöpft.26

Das Potenzial für Kleinwasserkraft wird auf rund 250 MW geschätzt. Studien zur Identifizierung kon-kreter Standorte sind bislang nur in einigen Gebietenvorgenommen worden. Diese liegen vornehmlich in denhügeligen Regionen des Landes, in denen das nutz-bare Potenzial als am höchsten eingeschätzt wird. Mindestens 24 Standorte mit möglichen Kapazitätenzwischen 3 und 81 kW sind mittlerweile bekannt.

Die Nutzung von kleinen Wasserkraftanlagen zurStromerzeugung hat in Bangladesch erst vor wenigenJahren begonnen. Um eine wirtschaftliche Wasser-kraftnutzung – trotz starker Pegelschwankungen vielerFlüsse – zu gewährleisten, gibt es in BangladeschAnsätze, sie mit Maßnahmen der Bewässerung oder desHochwasserschutzes zu verbinden. Diese Option wirdderzeit im Rahmen eines durch das “Local GovernmentEngineering Department“ (LGED) implementiertenBewässerungsprojektes in Banskhali im ChittagongBezirk untersucht, das nach Schätzungen ausreichendPotenzial für ein 20 MW-Kraftwerk bietet. Ein Beispielfür eine Miniwasserkraftnutzung befindet sich in Monjoypara im Bezirk Bandarban. Dort versorgt einevon den Bewohnern des Dorfes Marma errichtete10-kW-Anlage 40 Haushalte mit Strom.

AusbaupläneEine Reihe existierender Ausbaupläne im Bereich derKlein-, bzw. Miniwasserkraftnutzung richten sich aufInsellösungen. Dazu gehören drei Anlagen im BezirkBandarban (1 x 20 kW, 1 x 25 kW, 1 x 30 kW). Beiallen drei Anlagen wird mit einer 24-stündigen Strom-erzeugung zwischen Juni und September und einer 2- bis 6-stündigen Stromerzeugung zwischen Oktoberund Mai gerechnet. Das LGED verfolgt u.a. die technische Erweiterung von existierenden Konzeptenzur Wasserkraftnutzung der indigenen Bevölkerung,z.B. in Bamerchara im Bezirk Chittagong.

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27 1. eine eineinhalb jährige Winduntersuchung an 4 Standorten durch die GTZ 1996/1997, im Rahmen des TERNA-Projekts, initiiert durch REB und die Bangladesh Atomic Energy Commission (BAEC), 2. eine einjährige Winduntersuchung von 7 Standorten 1996/1997 in 25 m Höhe an der Küste durch das Local Government Engineering Department (LGED) in Zusammenarbeit mit dem Bangladesh Center for Advanced Studies (BCAS).

28 Über einen Zeitraum von mehr als einem Jahr wurden dabei an 20 verschiedenen Messstationen landesweit Untersuchungen vorgenommen. 29 Die Daten sind in einem Windatlas zusammengeführt und 2005 veröffentlicht worden. Nähere Information unter: swera.unep.net30 Grameen Shakti hat darüber hinaus vier Kleinanlagen (3 x 1,5 kW und 1 X 10 KW) im Bezirk Barguna an der Küste installiert. Geplant ist,

diese Anlagen perspektivisch in einen Hybridbetrieb zu überführen, um den Energieertrag der Anlagen zu erhöhen.31 Als potenzielle Bioenergieträger kommen in Bangladesch u.a. Holz, organische Reststoffe wie Kuhdung, Reststoffe aus landwirtschaftlicher

Produktion wie Stroh, Reisschalen oder Bagasse in Betracht.

WindenergieIn Bangladesch sind einige systematische Messungendes Windkraftpotenzials vorgenommen worden. Dazugehören zwei parallel durchgeführte Studien Mitte/Ende der 1990er Jahre.27 Sie brachten die Erkenntnis, dassdie Windgeschwindigkeiten an der Küste höher sindals im Inland, in den Sommermonaten – bedingt durchden Monsun – höher als in den Wintermonaten, unddass Bangladesch im jährlichen Durchschnitt ein ehergeringes Windkraftpotenzial aufweist. Bestätigt underweitert wurden diese Informationen zunächst imRahmen der Studie “Wind Energy Ressource Mapping“(WERM)28 sowie nach einer umfassenden Datenerhe-bung im Rahmen des Programms “Solar and WindEnergy Ressource Assessment“ (SWERA), durchge-führt durch das dänische Forschungszentrum Risø.29

Standorte mit Windgeschwindigkeiten > 5 m/s be-schränken sich demnach auf einige Gebiete an derKüstenlinie, die sich über 724 km erstreckt.

In Bangladesch scheint sich insbesondere eine dezen-trale Nutzung erzeugten Stroms aus Windkraft anzu-bieten, was neben den insgesamt eher mäßigen Wind-geschwindigkeiten damit zusammenhängt, dass diewindreichen Küstenregionen entfernt vom nationalenStromnetz liegen. Als besonders interessant für diesenNutzungsbereich gelten in Bangladesch windbetriebenePumpen, die Stromerzeugung im Hybridbetrieb, Batterieaufladestationen an entlegenen Orten oder dieSpeisung von Inselnetzen. Zu den praktischen Anwen-dungsbereichen gehören: Krabbenproduktion, Fisch-und Geflügelfarmen, die Salz- und Eisherstellung, dieFischmehlindustrie, Tierbrutstätten, Bewässerungs-maßnahmen oder die Trinkwassergewinnung für denhäuslichen Gebrauch.

Eine Reihe von kleinen Windgeneratoren wird in der Küstenregion betrieben. Dazu gehören u.a. zweiInstallationen von 300 W und 1 kW auf der ChakariaShrimps Farm durch Grameen Shakti30 und 11 Klein-anlagen im Besitz des “Bangladesh Rural AdvancementComitee“ (BRAC). Finanziert durch den staatlichenStromversorger BPDB stehen seit Ende 2005 vier 250-kW-Windkraftanlagen von Vestas aus indischerProduktion auf einer Insel vor der Küste nordwestlichvon Chittagong.

BiomasseÜber 65% des gesamten Energieverbrauchs in Bangladesch basiert auf der Nutzung von Biomasse.31

Die Verbrennung von Biomasse zu Koch- und Heizwecken hat daran den größten Anteil. In den letztenJahren gewinnt darüber hinaus die energetische Bio-massenutzung mittels Biogasanlagen an Bedeutung –vor allem auf Haushaltsebene, zur Gewinnung vonKoch- und Beleuchtungsenergie sowie zur Aufwertungvon Dünger. Nach Schätzungen des “Bangladesh Council of Scientific and Industrial Research” (BCSIR)gibt es in Bangladesch allein für Biogasanlagen aufBasis von Kuhdung mit einem Volumen von rund 3 m3

ein Potenzial von 4 Mio. Systemen. Auf betrieblicherEbene zeigt sich ein zunehmendes Interesse anBiogasanlagen für Hühnerfarmen, von denen es nachSchätzungen des LGED 100.000 in Bangladesch gibt.Die größten unter ihnen haben 200.000 Tiere.

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25.000 Biogasanlagen sind bis 2004 in Bangladeschinstalliert worden. Neben Haushalts-Anlagen gehörendazu auch Installationen auf kommunaler Ebene.32 DieStromerzeugung aus Biogas ist in Bangladesch noch inden Anfängen, gewinnt jedoch zusehends an Be-deutung. Auf einer Geflügelfarm im Faridpur Bezirkist ein Biogas-Pilotprojekt angelaufen, bei dem dieStromerzeugung aus Geflügelmist erprobt wird. Zurzeitist ein 4 kW Generator im Einsatz, der zukünftig auf10 kW erweitert werden soll. Ein Beispiel für denindustriellen Einsatz von Biogas liefert ein Stahlwerkin Jessore, das mit dem Gas einen Hochofen betreibt.

Förderung und Finanzierung von BiogasanlagenDie Biogastechnologie ist in Bangladesch soweit ent-wickelt, dass viele Banken Kredite zum Bau von Bio-gasanlagen an Privatverbraucher vergeben und dieseauch vermehrt in Anspruch genommen werden. Darüberhinaus wird durch das Projekt “Promotion of the Use ofRenewable Energies“ (PURE) der GTZ der Einsatz vonBiogasanlagen auf Hühnerfarmen unterstützt. ImRahmen des laufenden “Biogas Plant Pilot Project“ fördert die bangladeschische Regierung den Einsatzvon Biogasanlagen auf Haushaltsebene für Koch- und Beleuchtungszwecke mit umgerechnet rund 8€

pro Anlage.

DeponiegasnutzungKonzepte, Deponiegas zur Energiegewinnung zu nutzen,gibt es in Bangladesch bereits seit den 1990er Jahren.Potenziale werden in den Großstädten Bangladeschsgesehen, insbesondere in der Hauptstadt Dhaka, in derder gelagerte Müll Schätzungen zufolge ausreicht, umein 30 MW-Kraftwerk zu betreiben. Eine Umsetzungexistierender Pläne rückt durch die beiden bereits re-gistrierten CDM-Projekte näher.

SolarenergieDie durchschnittliche tägliche Sonneneinstrahlungbewegt sich in Bangladesch zwischen 4 und 6,5 kWh/m2

und erreicht ihr Maximum in den Monaten März/Aprilund Dezember/Januar. Mittels PV-Systemen wird dasvorhandene Potenzial in den ländlichen RegionenBangladeschs bereits seit 1980 genutzt. Die installiertenPV-Kapazitäten wurden im August 2004 auf ca. 3,1 MWbeziffert – über 50.000 PV-Systeme waren im Einsatz.

Den Schwerpunkt der Nutzung bilden Systeme, diesich auf Haushaltsebene installieren lassen, doch auchgrößere Systeme kommen zum Einsatz: In einem durchMittel der französischen Regierung geförderten Pilot-projekt wurde Ende der 1990er Jahre eine 62-kW-Anlagezur Versorgung von 850 Bewohnern auf der Insel Narsingdi installiert. Es zeigte die technische Machbar-keit und sozioökonomische Akzeptanz von PV-Anlagenin netzfernen Regionen und erwies sich als hilfreich fürdie weitere Verbreitung derartiger Systeme.

Grameen ShaktiVon den im August 2004 installierten PV-Kapazitätengingen allein 2,15 MW in Form von 42.000 SolarHome Systems (SHS) auf Aktivitäten des 1996 gegrün-deten gemeinnützigen Unternehmens Grameen Shaktizurück, das sich auf den Vertrieb derartiger Systeme inländlichen Regionen Bangladeschs spezialisiert hat. Zudem Produktpaket, das den Kunden angeboten wird,gehört neben der Anlage die Installation, ein kostenlosesKundentraining, ein freier Wartungsservice, eine 20-jährige Garantie sowie die Option einer Finanzierungüber einen Mikrokredit. Das Unternehmen vertreibtSHS von insgesamt 100 Filialen im ganzen Land.33

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32 Im Rahmen eines LGED – Projektes in Madaripur sind für insgesamt 123 Familien 15 Anlagen errichtet worden. Bestandteil des Projektes war darüber hinaus die Ausbildung von drei Dorfbewohnern hinsichtlich Bau und Wartung der Anlagen.

33 Grameen Shakti gehört zu den weltweit erfolgreichsten Unternehmen im Bereich ländlicher Energieversorgung auf Basis von erneuerbaren Energien. Seit einiger Zeit wird das Angebot um kleine Windkraftanlagen, Mikro- und Miniwasserkraftsysteme sowie Biogasanlagen erweitert. 277

34 Es ist sowohl als “IDCOL’s Solar Program“ oder auch als “Rural Electrification and Renewable Energy Development Project“ (REREDP) bekannt. Unter dem Titel REREDP ist das Programm bei der Weltbank bewilligt worden.

35 Dazu gehören u.a. Grameen Shakti, die BRAC Stiftung, Srizony Bangladesh, COAST Trust sowie das Zentrum für “Mass Education and Science“.36 Zu diesen gehört u.a. “Rahimafrooz Batteries Ltd“. Das Unternehmen stellte neben wiederaufladbaren Akku-Batterien aus eigener Produktion

auch einen Teil der SHS. Die durch Rahimafrooz eingesetzten Solarmodule leisten 40 bis 75 Wp und sind für bis zu 6 Lampen und eine 4-stündige Beleuchtung pro Tag konzipiert.

37 Die Weltbank finanziert weitere 60.000 Systeme. Die KfW hat durch einen Vertrag mit IDCOL Investitionen von 16,5 Mio.€ zur Installation von ca. 100.000 SHS Programmen zugesichert. Im Auftrag der niederländischen Regierung unterstützt die GTZ IDCOL ab 2007 bei der Installation von rund 40.000 SHS.

38 Gegenüber 3,7% im Jahr 1991.39 Rund 10 Liter Kerosin pro Monat verbraucht ein ländlicher Haushalt im Schnitt.40 Die Dörfer, die durch das REB noch nicht erreicht werden, liegen im Zuständigkeitsbereich der BPDB bzw. von DESA sowie im gesamten

Bezirk Chittagong.41 Bei einer durchschnittlichen Kundendichte von 20 pro 1,609 km (eine Meile). Die Kosten pro Meile Verteilungsleitung liegen in den ländlichen

Regionen bei 10.000 US$.

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Bangladeschs größtes Solarprogramm Seit 2003 wird die Entwicklung der Solarbranche bzw.die ländliche Elektrifizierung mittels SHS in Bangladeschdurch ein von IDCOL (Infrastructure DevelopmentCompany Limited) durchgeführtes Programm unter-stützt.34 Im Mittelpunkt steht ein durch internationaleGeber finanzierter Fonds zur Bereitstellung von Mikro-krediten für SHS-Kunden. Außerdem wird die An-schaffung jeder Kleinanlage mit ca. 90€ bezuschusst.Zur Implementierung des Programms arbeitet IDCOLmit insgesamt 16 Partnerorganisationen zusammen:Nichtregierungsorganisationen, Mikrofinanzinstitutionenund privaten Unternehmen.35 Diese vertreiben die SHSmit Hilfe von Mikrokrediten an ihre Kunden. Als einErfolgsfaktor dieses Projektes wird die Zusammenarbeitmit lokalen Herstellern von SHS Komponenten gesehen.36

Ausgestattet mit Mitteln der Weltbank und des GEF in einem Umfang von 24 Mio.€, verfolgte das Programm zunächst das Ziel, bis 2008 die Installationvon 50.000 SHS zu finanzieren. Dieses Ziel wurdebereits 2005 erreicht – knapp 3 Mio.€ wurden einge-spart. Mit der Zusage zusätzlicher finanzieller Mitteldurch die Weltbank, die KfW und die GTZ ist das Pro-grammziel auf 200.000 SHS bis zum Jahr 2009 erweitertworden.37 Bis November 2006 hat sich die Zahl der imRahmen dieses Programms vertriebenen und installiertenSHS um weitere 40.000 auf 90.000 erhöht. Daran hatteGrameen Shakti einen Anteil von 64% (57.000 SHS).Verkauft wurden Systeme zwischen 30 und 100 Wp.Mit knapp der Hälfte bildeten 50 Wp-Systeme dabeiden Hauptanteil.


Da rund 80% der Bevölkerung Bangladeschs auf demLand lebt, hängt die Entwicklung der nationalenStromversorgung maßgeblich von der ländlichen Elek-trifizierung ab. Obwohl die PBSs mit 85% aller Dörfermittlerweile fast den gesamten ländlichen Raumabdecken, ist der Elektrifizierungsgrad bezogen auf dieeinzelnen Haushalte mit 19% eher gering38. Knapp einViertel der ländlichen Haushalte ist an das nationaleStromnetz angeschlossen.

Ein wachsender, wenn auch noch geringer Anteil, decktseine Stromversorgung mittlerweile auf erneuerbarenEnergien- basierenden Insellösungen auf Dorf- und vorallem auf Haushaltsebene ab. Systeme auf Basis vonerneuerbaren Energien ersetzen in vielen ländlichenHaushalten Bangladeschs vorhandene Energiewandlerwie z.B. Kerosinlampen39, die zwar Beleuchtungs-zwecke erfüllen, jedoch oftmals gesundheitsschädlichenRauch produzieren, feuergefährlich sind und monatlicheGrundkosten verursachen. Hinzu kommt, dass sich dieKosten für Kerosin in den letzten Jahren um rund 60%erhöht haben.

Das REB prognostiziert, bis 2020 84% der ländlichenBevölkerung und 100% aller Dörfer zu erreichen.40 Alserschwerende Einflüsse auf dieses Vorhaben gelten dieentlegene und verstreute Lage vieler Haushalte, diefinanzielle Realisierbarkeit und die sehr begrenztenfinanzielle Ressourcen zur Errichtung einer zentralenInfrastruktur zur Stromversorgung. Die Anschlusskosteneines ländlichen Haushaltes an das nationale Netzwerden auf rund 500 US$ geschätzt.41

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42 Um günstige Stromtarife auf Haushaltsebene zu gewährleisten, greifen die PBSs auf das Mittel der Quersubvention zurück, d.h., dass für gewerbliche und industrielle Kunden ein höherer Tarif zum Ausgleich günstiger Tarife auf Ebene der Privathaushalte gilt. Dieses Finanzierungskonzept geht oftmals nicht auf, u.a. deswegen, weil die Zahl der privaten Kunden meist überwiegt.Zu den Prozentzahlen der sich selbst tragenden PBSs gibt es sehr schwankende Angaben. Für 2003 liegen sie zwischen 25 und 57%.

43 Zentrale Parameter dieser Abkommen (Performance Target Agreement – PTA) sind z.B. Systemverluste, bezahlte Rechnungen oder das jährliche Wachstum an erreichten Haushalten. Insgesamt gibt es 22 zentrale Parameter.

44 Rein theoretisch wird der Endpreis der PBSs bereits heute von ihren jeweiligen Servicekosten bestimmt, in der Realität zeigen sich jedoch nur minimale Unterschiede der Endpreise.

45 Weitere Informationen unter www.lged-rein.org.

Bangladeschs ländliches Elektrifizierungsprogramm Mit dem Ziel, die Elektrifizierung der ländlichenRegionen im Land entschieden voranzutreiben, führtdas REB seit seiner Gründung 1977 das “BangladeshRural Electrification Program“ durch. Kern des Programms ist der Aufbau der ländlichen Elektrizi-tätskooperativen (PBSs). Es wird dabei durch eine Viel-zahl internationaler Geldgeber, wie z.B. die AsianDevelopment Bank oder die Weltbank unterstützt.Nur ein gewisser Teil der Kooperativen trägt sich bislang selbst.42 Um die Tragfähigkeit der PBSs aufDauer zu gewährleisten, vereinbart das REB jährlicheAbkommen mit den PBSs, deren Einhaltung-, bzw.Nichteinhaltung mit finanziellen Vorteilen bzw. Nach-teilen verbunden ist.43 Um Versorgungslücken der existierenden PBSs zu schließen, richtet sich dasAugenmerk des REB zusehends auf die Einbindungerneuerbarer Energiesysteme zur Schaffung dörflicherInsellösungen, statt auf die bisher im Vordergrund stehende Verteilung von Strom aus dem nationalenNetz an die Endkunden.

Ein Teil des “Bangladesh Rural Electrification Program“basiert auf einer Kooperation zwischen der US-amerikanischen “National Rural Electric CooperativeAssociation“ (NRECA), dem bangladeschischen RuralElectrification Board (REB) und der “US Agency forInternational Development“ (USAID). Zum Aufbauvon PBSs liefert die NRECA seit 1977 technische undinstitutionelle Unterstützung. Ein Kennzeichen dieserUnterstützung ist u.a. die intensive Partizipation derKunden. Diese werden z.B. in die Entwicklung derlokalen Masterpläne zur Elektrizitätsversorgung einge-bunden – jeweils ein weiblicher und ein männlicherKunde leiten den Beirat einer PBS.

Bisheriges Ergebnis dieses ländlichen Elektrifi-zierungsprogramms ist, dass es mittlerweile 70 PBSsgibt, die über 6,5 Mio. Kunden in 85% aller bangla-deschischen Dörfer erreichen. Hinzu kommt, dass dieNetzverluste mit ca. 12% unter dem landesweitenDurchschnitt liegen und die Stromrechnungen zu fast100% gezahlt werden. Insgesamt hat das Programmbereits mehr als 1,3 Mrd. US$ von internationalenGeberorganisationen angezogen. Es wird als eines dererfolgreichsten ländlichen Elektrifizierungsprogrammein Südasien geschätzt und hat eine Wachstumsrate von600.000 neuen Kunden und 12.000 km Stromver-teilungsleitungen pro Jahr. Als Verbesserungsmaßnahmefür die Zukunft ist u.a. eine merkliche Differenzierungder Endtarife geplant, indem sich die verschieden aus-geprägten Servicekosten der PBSs stärker in den Kunden-Endpreisen widerspiegeln.44

Programm nachhaltiger Energieversorgung Im Rahmen des internationalen “Sustainable EnergyManagement Programme“ (SEMP) werden in Bangladesch Projekte unter dem Titel “SustainableRural Energy“ (SRE) durchgeführt, maßgeblich durchdas “Local Government Engineering Department“(LGED). Es soll Konzepte für den Einsatz von erneuer-baren Energien zur Stromerzeugung zeigen, die breiteAnwendungs- und Einsatzmöglichkeiten auf kommu-naler Ebene bieten. Ein laufendes Demonstrationspro-jekte ist z.B. die Errichtung eines Inselnetzes für 50 Läden auf einem Marktplatz in Gangutia im JhenidahBezirk auf Basis einer 1,8 kWp-PV-Anlage, das voneinem Marktkomitee betrieben und gewartet wird. 19 SRE-Projekte wurden zwischen 1999 und 2002installiert. Im Rahmen des Programms ist als weitererBaustein ein Netzwerk für erneuerbare Energien inBangladesch eingerichtet worden.45

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MikrofinanzierungMikrofinanzierung hat sich im ländlichen Raum Bangladeschs als erfolgreiche Methode zur kommer-ziellen und nachhaltigen Verbreitung von erneuerbarenEnergiesystemen und insbesondere von SHS durch Grameen Shakti etabliert. Die Mikrokredite werdenvornehmlich zur Überwindung der Anschaffungskostenqualitativ hochwertiger erneuerbarer Energiesystemeeingesetzt. Da viele Kunden von Grameen Shakti durchden vorherigen Einsatz von Kerosinlampen etc. laufendeEnergiekosten bereits gewohnt waren, bieten ihnenMikrokredite eine Möglichkeit, ihre laufenden Kosten– bspw. für Kerosin – in Investitionskosten für ein SHSumzuwandeln. Nach Ende der mit den Mikrokreditenverbundenen Ratenzahlung sind sie dann im Besitzeines erneuerbaren Energiesystems, durch das sie dielaufenden Betriebskosten einsparen. Angepasst an dieunterschiedlichen Möglichkeiten bietet GrameenShakti bspw. verschiedene Finanzierungsmodelle beimKauf eines SHS an, die nach Höhe und Länge derRatenzahlung variieren. Eine Reihe von Institutionenim Bereich der ländlichen Elektrifizierung Banglade-schs setzen mittlerweile Mikrokredite zur Finanzierungvon erneuerbaren Energiesystemen ein.

Wechselkurse (12.02.2007): 1 Bangladeschischer Taka (BDT) = 0.01116 Euro (EUR) 1 US Dollar (USD) = 1,2962 EUR

17.7 Literatur

• ADB – Asian Development Bank: Promotion of Renewable Energy, Energy Efficiency and Greenhouse GAS Abatement (PREGA) – Bangladesh Country Report, 10/2003

• Alam, M., Rahman, A. & Eusuf, M.: Diffusion Potential of Renewable Energy Technology for Sustainable Development – Bangladeshi Experience, Bangladesh Centre for Advanced Studies (BCAS) 6/2003, Dhaka

• Daily News – News from Bangladesh: Power Tariff Goes up by 5.0 pc. 2/2007 (www.bangladesh-web.com)

• EIA – Energy Information Administration: Country Analysis Briefs – Bangladesh, Update 07/2006

• Hossain, M.A.: What When How. Cover Report. Energy & Power (www.ep-bd.com/cover_rep.html)

• IDCOL – Infrastructure Development Company Limited: Overview of IDCOL’s Solar Programme, 11/2006

• Iqbal, H. & Mahmood, M.P.: Providing the Infrastructure to Support Growth and Development, Presentation of “State Minister for Power – Government of Bangladesh. Bangladesh Development Forum 2004, 10.5.2004

• Islam, S. & Islam, M.: Status of Renewable Energy Technologies in Bangladesh, in: Science and Technology Vision, Vol. 1. 5/2005. 51-60

• Kebir, N. & Philipp, D.:Aktivierung und Stärkung vorhandener Kräfte, in: Solidarität, die ankommt. Ziel-effiziente Mittelver-wendung in der Entwicklungszusammenarbeit, hrsg.Global Marshall Initiative, 175-202, 2006, Hamburg

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• Kumar, S., Shresta, R. Sharma, S. & Todoc, J.: Institution Reforms and Electricity Access – LessonsLearned from Bangladesh and Thailand, in: Energy forSustainable Development, Vol. VIII No.4, 12/2004

• MPEMR – Ministry of Power, Energy & Mineral Resources: Renewable Energy Policy of Bangladesh, Draft Policy, 10/2002, Dhaka

• MPEMR – Ministry of Power, Energy & Mineral Resources: National Energy Policy, 5/2004

• MPEMR – Ministry of Power, Energy & Mineral Resources: Power System Master Plan Update, 06/2006

• REB – Rural Electrification Board: Renewable Energy in Rural Electrification Program, 4/2006

• REIN – Renewable Energy Information Network: Renewable Energy Programs in Bangladesh

• Taufiq, D.A.: Biogas Plant – A Prospective Source of Renewables Energy in Bangladesh, in: Bangladesh Renewable Energy Newsletter, Vol. 4, 2003, Vol. 5 2004, UNDP

• Uddin, S. & Taplin, R.: A Sustainable Energy Future in Bangladesh: Current Situation and Need for Effective Strategies,The second Joint International conference on Sustainable Energy and Environment (SEE), 21-23, 11/2006, Bangkok

• Waddle, D.: RE Program Reviews – Chile PER and Bangladesh REB Programs, National Rural Electric CooperativeAssociation (NRECA), Presentation 20.9.2006

17.8 Kontakte

Ministry of Power, Energy and Mineral Resources (MPEMR)Power Division Bangladesh Secretariat DhakaE-Mail: [email protected]

MPEMR – Power Cell 10 th Floor, Biduyt Bhaban1, Abdul Gani RoadDhaka-1000Tel. +88 (02) 95 51 261Fax +88 (02) 95 72 097E-Mail: [email protected]

Bangladesh Power Development Board (BPDB)Wapda BuildingMotijheel Commercial AreaDhaka - 1000Tel. +88 (02) 95 62 154Fax +88 (02) 95 64 765E-Mail: [email protected]

Rural Electrification Board (REB)House no.-3, Road No.-12Nikunja-2, KhilkhetDhaka-1229Tel. +88 (02) 89 24 035Fax +88 (02) 89 16 400E-Mail: [email protected], [email protected]

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Local Government Engineering Department (LGED)LGED HQ, Level 5Sher-E-Bangla Nagar, AgargaonDhaka - 1207Tel. +88 (02) 81 14 808 Fax +88 (02) 81 16 390 E-Mail: [email protected]

Renewable Energy Information Network (REIN)LGED HQ, Level-4Sher-E-Bangla NagarAgargaon, Dhaka-1207Tel. +88 (02) 81 19 138Fax +88 (02) 81 16 390E-Mail: [email protected], [email protected]

Sustainable Rural Energy (SRE)LGED HQ, GIS UnitLevel-4, AgargaonDhaka-1207 Tel. +88 (02) 81 19 138Fax +88 (02) 81 13 144E-Mail [email protected], [email protected]/sre

Grameen ShaktiGrameen Bank BhabanMirpur-2, Dhaka-1216Tel. +88 (02) 90 04 081 Fax +88 (02) 80 13 559E-Mail: [email protected]

Infrastructure Development Company Limited (IDCOL)UTC Building, 16th Floor,8 Panthapath, Kawran BazarDhaka-1215 Tel. +88 (02) 91 14 385Fax +88 (02) 81 16 663E-Mail:[email protected]

Botschaft der Bundesrepublik Deutschland in Bangladesch178, Gulshan AvenueDhaka - 1212Tel. +88 (02) 88 53 521Fax +88 (02) 88 53 528E-Mail: [email protected]

Botschaft von Bangladesch in DeutschlandDovestraße 1, 10587 BerlinTel. +49 (30) 39 89 750Fax +49 (30) 39 89 75 10E-Mail: [email protected]

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ)GTZ Office DhakaRoad 90, House 10/CGulshan 2, DhakaAnsprechpartner: Frau Sabitri DebnathTel. +88 (02) 88 23 070Fax +88 (02) 88 23 099E-Mail: [email protected]/de/weltweit/asien-pazifik/604.htm

Asian Development Bank (ADB)Bangladesh Resident MissionPlot No. E-31, Sher-e-BanglanagarDhaka 1207GPO Box 2100Tel. +88 (02) 81 56 000 Fax +88 (02) 81 56 018www.adb.org/BRM

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18 China

18 China1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: China Electrical Council, 2006.2 China liegt sowohl hinsichtlich der Gewinnung als auch des Verbrauchs von Kohle im weltweiten Vergleich an der Spitze.3 China ist im weltweiten Vergleich SO2 Emittent Nr. 1.


Installierte Kapazitäten Die installierte Stromerzeugungskapazität der VR Chinawurde im Laufe des Jahres 2006 um etwa 112 GWerhöht und betrug Ende 2006 annähernd 622 GW. Sieentspricht damit ungefähr dem Fünffachen der inDeutschland installierten Kapazität. Die Kapazitätenwerden nach wie vor mit Hochdruck ausgebaut. Biszum Jahr 2010 ist nach dem 11. Fünfjahresplan einGesamtzubauvolumen von weiteren 200 GW vorge-sehen. Die Ausbaugeschwindigkeit nährt Befürchtungen,dass aber weit mehr als dieses Zubauvolumen realisiertwird. Regierungsvertreter bemühen sich jedoch durchwachsende Kontrollen im Rahmen der Genehmigungs-verfahren neuer Projekte dies zu verhindern.

Zahlreiche bestehende Kleinkraftwerke bis 300 MWwerden zugunsten der Errichtung neuer Kraftwerkemittlerer Größe von 300 bis 600 MW und Großkraft-werke ab 1000 MW stillgelegt oder modernisiert.

Abb. 1: Stromerzeugung und Kapazität; China; 1990–2005; GW, TWh1

StromerzeugungDie Bruttostromerzeugung hat sich seit 1990 mehr alsvervierfacht und lag im Jahr 2006 bei 2.834 TWh.Damit ist China weltweit der zweitgrößte Stromerzeugernach den USA.

Die Stromerzeugung erfolgt zu 80 bis 83% in Wärme-kraftwerken, überwiegend auf Steinkohlebasis2, zu-nehmend auf Erdgasbasis und ergänzt durch Ölfeue-rungen. Wasserkraft trägt je nach hydraulischer Ver-fügbarkeit 15 bis 18% bei. Kernenergie nimmt einenAnteil von etwa einem Prozent ein, Windenergie nochdeutlich unter 1%. Ohne die großen Wasserkraftwerkeliegt der Anteil der erneuerbaren Energien am Gesamt-Energiemix Chinas deutlich unter 2%.

Auch wenn der durchschnittliche Netto-Wirkungs-grad der kohlegefeuerten öffentlichen Kraftwerke inden letzten Jahren auf etwa 34-35% verbessert wurde,sind die Umweltbelastungen durch SO2

3, NOX undPartikel aufgrund der nur partiellen Ausstattung mitLuftreinhalteanlagen weiterhin erheblich. Seit 2004gelten allerdings verschärfte Grenzwerte, die für Neu-anlagen Entschwefelung erforderlich machen. In stadt-nahen Gebieten wurden die Grenzwerte für Altanlagenverringert, sodass auch hier Nachrüstungen für Abgas-reinigungen erforderlich sind.

Die gesamten CO2-Emissionen Chinas lagen 2005 beietwa 5,05 Mrd. Tonnen. Es wird davon ausgegangen,dass China bereits im Jahr 2008 die USA als weltweitgrößten CO2-Emittenten mit dann mehr als 6 Mrd.Tonnen ablösen wird. Der Kohleeinsatz insgesamt hateinen Anteil von etwa 77% an diesen Emissionen.

Bis 2010 sollen Erdgas, Wasser und Wind sowie Kern-energie einen Anteil von 38% an der gesamten Strom-erzeugung erreichen. Als Basis der Stromerzeugunghält die chinesischer Regierung jedoch an Kohle fest –bestärkt durch die riesigen Reserven im Land sowiederen vergleichsweise günstige Förderung. Allerdingswird die thermische Stromerzeugung vorrangig in die Bergbauregionen verlagert, um die Emissionen inBallungsgebieten zu reduzieren und Kohle- durch Strom-transporte zu ersetzen (“Coal by Wire”-Programm).

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Kapazität Erzeugung

Angestrebt wird im Zuge einer neu errichteten Erdgas-leitung auch ein wachsender Anteil von Gas zur Strom-erzeugung in den Ballungsgebieten. Mittlerweile gibtes eine größere Anzahl von neu gebauten bzw. im Baubefindlichen Gaspipelines. Mit dem Bau von rund achtneuen Atommeilern im Jahr 2006 schreitet Chinavoran, den Anteil der Kernenergie bis 2020 auf 2,5-4,5% (von 6.948 MW 2006 auf ca. 40 GW in 2020)zu erhöhen. Den Anteil der erneuerbaren Energien ander gesamten Energieversorgung – inklusive großerWasserkraft – will die chinesische Regierung von 7,5%im Jahr 2005 auf 16% im Jahr 2020 erhöhen und dafürInvestitionen von insgesamt 187 Mrd. US Dollar bereit-stellen.4

Stromübertragung und -verteilungDie bestehenden Inselnetze sind in den letzten Jahrenzunehmend in die 12 regionalen Verbundnetze inte-griert worden. Diese sollen zunächst zu drei und bis2020 zu einem einzigen nationalen Verbundnetzzusammengefügt werden. In den kommenden Jahrenplant die Regierung verstärkte Effizienzverbesserungenbei den Übertragungs- und Verteilungsnetzen. Eigen-verbrauch der Produktionsanlagen und Netzverlustesummieren sich derzeit auf 15% der Brutto-Stromer-zeugung.

StromverbrauchDer Nettostromverbrauch erreichte 2006 etwas über2.800 TWh. Dies entspricht einem jährlichen Pro-Kopf-Verbrauch von rund 1.450 kWh5. Die Zuwachs-raten im Verbrauch lagen 2003 und 2004 bei über 15%pro Jahr, in den Industriegebieten des Jangtse-Deltassogar bei 25%. Mit einer Rate von 13,5% hat sich dasNachfragewachstum in 2005 etwas abgeschwächt.Langfristig werden jährliche Wachstumsraten vondurchschnittlich 5% erwartet. Die internationale Energie-agentur prognostiziert einen Anstieg des Strombedarfszwischen 2000 und 2030 von rund 260%.

Die mit Abstand wichtigste Verbrauchergruppe ist dieIndustrie mit einem Anteil von 66% am Stromver-brauch. Der Verbrauch in Haushalten liegt bei 15%des Gesamtverbrauchs, auf den Dienstleistungssektor(einschließlich Verkehr) entfallen 13% und auf den pri-mären Sektor (Land- und Forstwirtschaft, Bergbau) 6%.Das anhaltend hohe Wirtschaftswachstum von jährlichca. 9% ruft nicht nur eine steigende Stromnachfrage fürdie Produktion, sondern einkommensbedingt auch vonprivaten Haushalten hervor. Erwartet wird eine wach-sende Bedeutung der Haushalte und des Dienst-leistungssektors.

Das ganze Land war lange von Stromengpässen bzw. -ausfällen betroffen. Insbesondere in Spitzenlastzeitenkann die Stromnachfrage derzeit immer noch nicht ge-deckt werden. In der südchinesischen Provinz Guangdong– Hauptstandort der Leicht- und Elektronikindustrie –haben sich mittlerweile die meisten Unternehmen Dieselgeneratoren angeschafft.

Das Bestreben einer Vervierfachung des BIP bis 2020hat die Regierung Chinas mit dem Ziel verknüpft, dengesamten Energieverbrauch maximal zu verdoppeln.Im 11. Fünfjahresplan 2006-2010 wird in diesem Zugeeine 20%ige Reduktion der Energieintensität verfolgt.

StrompreiseDer landesweite Durchschnittsabnahmepreis für Stromüber alle Verbrauchsgruppen lag im Jahre 2005 beiumgerechnet 5€-ct/kWh. Die Abnahmepreise variierendabei zwischen den Provinzen erheblich: In Shanghaials Lastzentrum betrug der Durchschnittspreis 5,7€-ct/kWh, in den dünnbesiedelten Westprovinzen2,5€-ct/kWh. Differenziert nach Abnehmergruppenbezahlen Gewerbekunden mit ca. 7,7€-ct/kWh diehöchsten Preise, die Preise für unterbrechbare Lieferungenan Landwirtschaftskunden oder für Kunden in Armuts-gebieten sind mit bis zu 1,8€-ct/kWh die niedrigsten.Die Haushaltsstrompreise liegen im Mittel, ebenso wiedie der Großindustrie. Da die Versorgungskosten fürdiese Gruppen sehr unterschiedlich sind, ist die Preis-gestaltung offensichtlich nicht kostenorientiert.

18 China

4 Diese Zahlen nannte der Vizegeneraldirektor des Energiebüros des NDRC, Wu Guihui Ende Oktober 2006 auf dem “Great Renewable Energy Forum” in Beijing.

5 Zum Vergleich: der Pro-Kopf-Stromverbrauch in Deutschland liegt bei rund 6.400 kWh pro Jahr.284

18 China


6 Siehe dazu auch die Ausführungen im Abschnitt “Gesetzliche Rahmenbedingungen”.

Haushalte werden von der Preispolitik begünstigt.Zunehmend wird zum Zweck des Lastmanagementseine Tag-Nacht-Differenzierung auch für Haushalteeingeführt.

Die weiter steigenden Kohlepreise haben die Preis-behörden veranlasst, die Strompreise anzupassen, so-dass die mittleren Verbraucherpreise 2004 bereits bei2,9 €-ct/kWh lagen. Den Erzeugern wurden automa-tische Anpassungen zugesichert. In einem Pilotgebietist ein neues, transparentes Preissystem in Erprobung,das für Erzeugung, Übertragung und Verteilung einenjeweils separaten, kostenbasierten Tarif vorsieht.6

Wenn dieses System, das Voraussetzung für eine weiterevertikale Desintegration der Versorgungsunternehmenist, umgesetzt wird, werden auch die Kosten der Strom-erzeugung klarer erkennbar. Derzeit werden Gestehungs-kosten für Kohlestrom von 3,5€-ct/kWh genannt, waseine schmale Marge für Transport und Verteilungimpliziert. Zu beachten ist, dass bisher der weitausgrößte Teil der Stromabgabe an Großabnehmer geht.

18.2 Marktakteure

Vor der Stromsektorreform des Jahres 2003 war die1997 geschaffene staatliche State Power Corporation ofChina (SPC) das dominierende Unternehmen mit etwader Hälfte der Erzeugungskapazitäten, 90% der Über-tragungsleitungen über 220 kV und einem Großteilder Verteilungsnetze. Die Aufspaltung der SPC führtezur Entstehung von elf Unternehmen im Staatseigentum,darunter fünf Erzeugungsgesellschaften, zwei Netzbe-treiber (Verbundnetzbetreiber und Holding von Ver-teilern) und vier weitere Gesellschaften mit unter-stützenden Dienstleistungen (z.B. Engineering).

ErzeugungsgesellschaftenDie fünf aus der SPC hervorgegangenen Stromerzeugererhielten je 30.000-37.000 MW an Kapazität unddamit 45% der Gesamtkapazität in 2003. Einem dieserfünf Unternehmen, der Guodian Group, wurde einGroßteil der Windkraftkapazitäten zugeschrieben, diediese ihrerseits in der Tochtergesellschaft Long Yuankonzentriert hat.

Die restlichen 55% verteilen sich auf etwa 40 weitereStromerzeuger, unter denen ein Konzentrationsprozessstattfindet. Industrielle Eigenerzeuger besitzen Kraft-werksleistungen von insgesamt etwa 30 GW. Die Er-zeuger sollen zunehmend miteinander in Wettbewerbtreten. Die Regulierung sieht vor, dass keine Erzeu-gungsgesellschaft in einem Gebiet (Bilanzkreis) mehrals 20% der Erzeugungskapazität halten darf.

285

18 China

NetzgesellschaftenDie zwei neu geschaffenen Netzgesellschaften agierenzurzeit noch als single buyer. Sie kaufen den Strom vonden Erzeugern, bewerkstelligen Übertragung und Ver-teilung und versorgen die Endkunden.

Die South China Grid Corporation (SCGC) ist in fünf süd-lichen Provinzen tätig, mit dem Zentrum Guangzhou.In den restlichen 20 Provinzen ist die State Grid Corporation (SGC) mit ihren Teilgesellschaften zu-ständig. Die Übertragungsnetze werden integriert zufünf regionalen Netzen. Auch die Verwaltung des LhasaPower Grid in Tibet hat die SGC inne.

Weitere Akteure

Energiepolitische Institutionen Im Jahr 2003 wurden die staatlichen Zuständigkeitenneu geordnet. Die State Asset Supervision Administra-tion Commission (SASAC) wurde durch Beschluss desVolkskongresses neu gegründet. Sie ist für die Aufsichtder Vermögenswerte, Performance, Finanzen und desleitenden Personals der staatseigenen Unternehmenund damit für die wichtigsten Unternehmen desStromsektors verantwortlich. Aus der Fusion von dreiMinisterien entstanden das Ministry of Commerce(MOFCOM) und die National Development andReform Commission (NDRC). Das neue MOFCOM istfür den Binnen- und Außenhandel zuständig, unteranderem auch für die Gleichbehandlung von auslän-dischen und chinesischen Unternehmen. NDRC ist dasmächtigste Entscheidungsorgan wirtschaftlicher Belangeinnerhalb des chinesischen Regierungsapparates undkümmert sich unter anderem um Preisaufsicht undInvestitionsgenehmigung. Innerhalb der NDRC erfülltdas eigens dafür eingerichtete Energy Bureau (EB), diepolitische Zuständigkeit für den Energiesektor – unteranderem den Bereich der Energieversorgungssicherheit.Ziele, Strategien, politische Regularien etc., die spezielldie Entwicklung der Erneuerbaren-Energien-Branchein China betreffen, deckt eine eigene Unterabteilungim EB ab. Die Zuständigkeit für Energieeffizienzwurde an die Umweltabteilung im NDRC delegiert.

Umwelt- und Ressourcenschutz Für die Definition und Überwachung der Umweltvor-schriften ist die State Environmental Protection Administration (SEPA) zuständig. Diese Umweltver-waltung ist auf allen Ebenen (national bis lokal) vertreten.Daneben sind für Ressourcenfragen das Ministeriumfür Landressourcen, das Ministerium für Wasserressour-cen und die Forstverwaltung (State Forestry Admini-stration – SFA) zuständig. Für ländliche Energiever-sorgung und Bioenergien ist auch das Ministerium fürLandwirtschaft Ansprechpartner. Es betreibt Büros bisauf Kreisebene.

Neben der Exekutive befasst sich auch der Umweltaus-schuss des Nationalen Volkskongresses, d.h. die Legis-lative, zunehmend und aus eigenem Antrieb mit Energie-und Umweltfragen.

Neue Regulierungsbehörde für ElektrizitätFür die Stromsektorregulierung wurde mit der ChinaState Electric Power Regulatory Commission (SERC)eine eigene Regulierungsbehörde geschaffen. Diewesentliche Aufgabe der SERC ist die Überwachungdes Reformprozesses und die einheitliche Regulierungder Unternehmen im Stromsektor. In ihren Funktionengibt es noch einige Überschneidungen mit den Preis-behörden in der NDRC.

EnergieforschungDas Ministerium für Wissenschaft und Technologie(MOST) nimmt aktiv an der Formulierung und Umset-zung der Energiepolitik mit Forschungs- und Demon-strationsvorhaben teil. Zugeordnet ist ihm unter anderemdie Tsinghua-Universität mit mehreren Energieinstituten.Die Akademien für Wissenschaft, Ingenieurwesen undSozialwesen verfügen ebenfalls über eine Reihe von Forschungsinstituten zu Energiefragen. Eine strategischeBedeutung hat auch das Development Research Centre(DRC), das dem Staatsrat zugeordnet ist. Formal an dieNDRC angedockt ist das Energy Research Institute(ERI). ERI ist ein energiewirtschaftliches Institut miterheblicher Bedeutung in der energiepolitischen Diskussion und deren Umsetzung.

286

18 China


7 Siehe dazu auch den Abschnitt “Energiepolitische Institutionen” unter “Weitere Akteure”.


In den letzten beiden Jahrzehnten hat der Elektrizitäts-sektor Chinas erhebliche Veränderungen erfahren.

Reformen des Stromsektors Nachdem bereits 1998 die Trennung der politischenvon der operativen Verantwortlichkeit erfolgte, entstanddurch die Reformen von 2003 wiederum eine voll-kommen neue Institutionenlandschaft. Die Reformensind in dem vom Staatsrat im April 2002 verabschiedeten“Dokument Nr. 5” festgeschrieben und befinden sichseitdem in Umsetzung (z.B. die Entbündelung vonErzeugungs- und Netzfunktionen). Ein weiterer großerReformschritt, die Entbündelung von Transport undVerteilung sowie weiterer Funktionen wird in wenigenJahren erwartet.

Rasch umgesetzt wurden die Vorgaben zur Errichtungeiner nationalen Regulierungsbehörde für den Strom-sektor (China Electric Power Regulatory Commission).7

In den Jahren 2004 und 2005 wurden die geplantenMaßnahmen zur Verbesserung der politischen Rahmen-bedingungen, insbesondere für den Umweltschutz undzur Förderung erneuerbarer Energien umgesetzt. DieGenehmigungsverfahren wurden beschleunigt. Miteiner gewissen Verzögerung wurden jetzt auch diebereits erwähnten Preisreformen begonnen. Im April2005 hat NDRC dazu vorläufige Regelungen heraus-gegeben. Als weiterer Reformschritt wurde 2005bekannt gegeben, dass einzelne Regionalmärkte imorganisierten Wettbewerb operieren können und Groß-abnehmer direkt von Erzeugern beziehen können. DieBedingungen für Eigenerzeugung sollen langfristigverbessert werden. Die einzelnen Reformschritte sollenletztlich in einer umfassenden Novellierung des “Electric Power Law” münden, die derzeit in Planung ist.

Ausländisches Engagement im Energiesektor Um die Investitionen ausländischen Kapitals in denEnergiesektor Chinas zu forcieren, wurde in der Ver-gangenheit eine Reihe von Maßnahmen ergriffen. SeitMitte der neunziger Jahre erlaubt die chinesischeRegierung bei der Stromerzeugung eine direkte Inves-tition ausländischen Kapitals. 2004 erfolgte eine weitereÖffnung für in- und ausländisches Privatkapital fürInfrastrukturinvestitionen und -betrieb (mit Ausnahmedes Stromleitungsbereichs).

Die Lieferung von Anlagen aus dem Ausland in denchinesischen Markt hat nicht nur die Vorschriften desAußenhandels zu beachten, die im Zuge des WTO-Beitritts zunehmend klarer definiert wurden, sondernauch spezielle Zugangsbeschränkungen. So ist zu beob-achten, dass China bei allen Technologien, die einegewisse Signifikanz im chinesischen Markt erreichen,eine Politik der Lokalisierung der Herstellung verfolgt:Das gilt in der Regel für hocheffiziente Kohlekraft-werke, Gasturbinen, Entschwefelungsanlagen, Wind-generatoren ebenso wie für photovoltaische Anlagen.Die Steuerungsinstrumente der Regierung, um dieLokalisierung zu erreichen, variieren. Das Ziel der “localcontent”-Forderung ist, die Fähigkeit zur Herstellungund Weiterentwicklung im Lande zu verankern. Oftwird das dadurch erreicht, dass in der Herstellung einePartnerschaft (Jointventure) mit einem chinesischenUnternehmen verlangt wird. Auch ist der Kauf vonLizenzen von ausländischen Herstellern recht häufig.Der Kauf ganzer Anlagen erfolgt mit dem Ziel derErprobung.

Der Marktzugang für Dienstleister ist im Allgemeinenverbessert. Er gilt aber generell noch als schwierig,abgesehen davon, dass es in China kaum üblich ist,unabhängige Consultingleistungen (mit Ausnahme vonden immer erforderlichen Machbarkeitsstudien) zubezahlen. Das institutionelle Umfeld für ausländischeEntwickler ist nach wie vor mit großen Risiken behaftet.

287

18 China

8 Sie enthält die Forderung an die internationalen Finanzinstitutionen und Regierungen, die erneuerbaren Energien als Schlüssel zu wirtschaftlicher Entwicklung stärker zu fördern.

9 Eine Konzession wurde an ein privatwirtschaftliches Unternehmen vergeben.288


Die zentrale Nutzung von erneuerbaren Energien zurStromversorgung in China ist ohne staatliche Inter-vention noch nicht konkurrenzfähig. Etwas anders stelltsich die Situation bei der dezentralen Stromerzeugungaus Kleinwasserkraft, Wind- oder Photovoltaikanlagenin abgelegenen Gebieten sowie bei der Nutzung vonagroindustriellen Abfällen in Kraft-Wärme-Kopplungs-anlagen dar. Mit der auf der Erneuerbare-Energien-Konferenz in Beijing im November 2005 formulierten“Beijing Declaration on Renewable Energy forSustainable Development”8 bekam die Förderpolitikfür regenerative Energien neuen Aufwind. Für sämtlicheEnergieunternehmen – Betreiber von Großwasserkraft-werken ausgenommen – mit einer installierten Leistungvon mehr als 5 GW gibt es beispielsweise die Auflage,dass bis 2010 5% ihrer Stromerzeugung auf regenera-tiven Energien basieren müssen.

Bisherige Förderung für Strom aus WindenergieSeit Mitte der neunziger Jahre hat es eine Reihe vonMaßnahmen und Vorschriften zur Förderung von netz-gekoppelter Windenergie gegeben. Um die Finanzie-rung von Windkraftprojekten zu unterstützen, vergibtdie Regierung beispielsweise zinsgünstige Kredite,sofern Anlagen aus einheimischer Produktion zumZuge kommen. Ferner wurde im Jahr 2002 für dieStromerzeugung aus Windkraft die Mehrwertsteuerhalbiert, d.h. von 17% auf 8,5% herabgesetzt. DerImport von Windturbinen ist zurzeit von Zöllenbefreit. Die meisten der bestehenden Anlagen haben imEinzelfall jedoch sehr unterschiedliche individuellePreis- und Einspeisungsregelungen, wodurch unter-schiedlichen Kosten und Bedingungen Rechnunggetragen werden soll. Mit dem seit Mai 2005 exis-tierenden nationalen Entwicklungsplan für Windener-gie bis 2020, bekommen die staatlichen Förderungsbe-strebungen für Strom aus Windenergie zusätzlichesGewicht.

Großprojekte zur Nutzung von Windenergie von mehrals 50 MW liegen im zentralstaatlichen Verantwortungs-bereich der NDRC. Die Zuständigkeit, um beispiels-weise Genehmigungen zu erlassen, ist für kleinere Pro-jekte mit einer Leistung unter 50 MW auf Provinzebeneangesiedelt. Vor allem hier finden sich als Investorenneben den staatlichen Energieversorgern auch privateUnternehmen.

Ausschreibung von Großprojekten Eine wichtige Maßnahme zur Förderung der Wind-energienutzung bildet seit einigen Jahren die staatlicheAusschreibung von Großprojekten ab 100 MW aufKonzessionsbasis. Mit einer Mindestlaufzeit der Kon-zessionen von 25 Jahren sollen den Investoren einerseitslangfristige Einspeisetarife garantiert, andererseits dieStromerzeugungskosten niedrig gehalten werden. Derjeweilige Einspeisetarif für einen Windpark wird inzwei Phasen aufgeteilt: Für die ersten 30.000 Volllast-stunden gilt der während der Ausschreibung ermittelteBestpreis. Anschließend richtet sich die Vergütungnach dem Marktpreis für Strom. In Form von Steuerer-leichterungen und günstigen Kreditkonditionen hat dieRegierung den Investoren der Großprojekte finanzielleUnterstützung zugesagt – ebenso für den Netzausbau.Darüber hinaus sind die lokalen Netzbetreiber verpflichtet, die in den Windparks erzeugte Energieabzunehmen, während die Lokalregierungen dieZugangsstraßen zu den Windfarmen bereitstellen. Fürdie Konzessionäre selbst ist die Vergabe der Konzessionenmit verschiedenen Auflagen verbunden, wie z.B. derVerpflichtung, Turbinengrößen von mindestens 600 kWzu verwenden und ihre Windparks innerhalb von 3 Jahren in Betrieb zu nehmen.

Obwohl die Ausschreibungen öffentlich und inter-national ausgerichtet sind, finden sich unter den Inves-toren bislang ausschließlich nationale und vornehmlichstaatliche bzw. halbstaatliche Unternehmen.9 Die ersteAusschreibungsrunde erfolgte 2003.

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10 Diese Ausschreibung wurde aufgrund zu hoher Angebotspreise abgebrochen.11 Quelle: Loy 2006.

Tab. 1: Ergebnisse der Ausschreibungen für die Windfarm-Konzessionen in China; 2003–200511

Bislang gehen die staatlichen Energieversorger mit An-gebotspreisen in die Ausschreibungsrunden, die unterden durchschnittlichen Vergütungspreisen liegen. Teil-weise sind sie sogar unter den Gestehungskosten ange-setzt und werden durch Quersubvention ausgeglichen.

Gesetz zur Förderung erneuerbarer EnergienAm 28. Februar 2005 wurde vom Nationalen Volks-kongress das Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energienverabschiedet. Am 1. Januar 2006 ist es in Kraft getreten.Damit gibt es eine neue Grundlage für die Förderungerneuerbarer Energien. Die wesentlichen Regelungendes Gesetzes umfassen:• Definition regenerativer Energien als nicht-fossile

Energien: wie Wind, Solar, Wasserkraft, Biomasse,Geothermie, ozeanische Energie etc.

• Anwendungsbereich: Neben der Stromversorgung werden auch andere Energieformen, wie Warm-wassergewinnung oder Kraftstoffe, dazugezählt.

• Festlegung der Verantwortlichkeiten für die Umsetzung des Gesetzes:– Für die Energiebehörden der einzelnen Provinzen,

z.B. Ziele für die erneuerbaren Energien festzulegen;

– Vorbereitung von Entwicklungs- und Versor-gungsplänen obliegt sämtlichen Regierungs-ebenen (Staat, Provinz, Kommunen). Hauptver-antwortungsbereiche, wie z.B. die Bewilligungensolcher Pläne, liegen auf zentraler, staatlicher Ebene;

– Einspeisepreise über NDRC-Preisbehörden der einzelnen Länder.

• Grundsätzliche Regelungen, wie z.B.– das Erfordernis einer Genehmigung für die

Errichtung einer Stromerzeugungsanlage auf Basis erneuerbarer Energien;

– die Notwendigkeit, bei mehr als einem Bewerber für eine Projektlizenz eine Aus-schreibung durchzuführen;

– die Erlaubnis für Netzbetreiber, Mehrkosten, die ihm durch die Abnahmepflicht –z.B. durch Netzanschlusskosten entstehen –, über angemessene Netznutzungsentgelte auf den Kunden abzuwälzen;

– die Vorgabe, dass finanzielle und steuerliche Maßnahmen, wie z.B. zinsgünstige Darlehen, Steuererleichterungen oder ein Entwicklungs-fonds für erneuerbare Energien verfügbar gemacht werden, um z.B. Projekte zur Energie-versorgung abgelegener ländlicher Regionen zuunterstützen.

• Die Verpflichtung der Netzbetreiber, – Netzanschlussdienst zu bieten; – den Strom aus genehmigten Projekten in ihrem

Netzgebiet zu dem gesetzlich festgelegten Einspeisungstarif bzw. dem jeweilig akzeptiertenAngebotspreis zu kaufen;

– einen Einspeisevertrag zu unterzeichnen und imFalle, dass sie ihrer Abnahmepflicht nicht nach –kommen können, Entschädigungen zu zahlen.

289

Region

Guangdong

Jiangsu

Inner-Mongolia

Jiangsu

Jilin

Jiangsu

Gansu

Shandong

Jiangsu

Projektname

Huilai

Rudong I

Huitengxile

Rudong II

Tongyu A+B

Dongtai

Anxi

Jimo10

Dafeng

Kapazität

MW

100

100

100

150

400

200

100

150

200

Yuan/kWh

0,501

0,436

0,426

0,519

0,509

0,487

0,462

0,726

0,462

Angebotspreis

€-ct/kWh

4,8

4,2

4,1

5,0

4,9

4,7

4,5

7,0

4,5

Ausschrei-bungsrunde

1. (2003)

2. (2004)

3. (2005)

18 China

12 Weitere Informationen auf der Webseite des “Australian Business Council for Sustainable Energy”.13 Den Basispreis für solcherlei Zuschüsse bilden die durchschnittlichen Stromerzeugungskosten aus Braunkohle.14 Diese Einspeiseregelung für Biomasse ist ausschließlich für solche Projekte nutzbar, die nicht aus einer öffentlichen Ausschreibung

hervorgegangen sind und weniger als 20% fossiler Kraftstoffe in ihrem Betriebsablauf einsetzen.15 Die Annex – Länder besitzen Auflagen zur Reduktion ihrer Treibhausgasemissionen. Zu den Annex – Ländern zählen vornehmlich die

OECD Länder. 16 Ein CER entspricht einer eingesparten Tonne CO2.17 Das Delegiertenbüro der Deutschen Wirtschaft in Peking (AHK) gibt eine CDM-Projektliste heraus, die regelmäßig aktualisiert und direkt bei

der AHK angefordert werden kann.18 Der “CDM Country Guide for China” wurde vom Institut für globale Umweltstrategien in Japan in Kooperation mit CERC entwickelt –

abrufbar unter www.iges.or.jp.

Das chinesische Gesetz für erneuerbare Energien ist einRahmen-Gesetz und kodifiziert ausschließlich grund-legende Bestimmungen. Die notwendigen, entschei-denden Details sollen in insgesamt zwölf Durch-führungsverordnungen spezifiziert werden, ohne diedas Gesetz seine beabsichtigten Wirkungen nicht ent-falten kann. Einige hat die NDRC bereits eingeführt,wie beispielsweise Bestimmungen zu den Einspeise-tarifen inklusive der Kostenverteilung netzgebundenerProjekte.12 Während allerdings die Zuschüsse13 für be-stimmte Biomasse-Projekte mit 2,4€-ct/kWh für 15 Jahre ab Anlagenbetrieb schon feststehen, sind ähnliche Einspeisungstarife für Solar- und Ozeanenergiesowie Geothermie vorerst nicht abzusehen.14 Die Aus-führungsbestimmungen für Windenergie schreiben,statt festen Vergütungen, Ausschreibungen zur Preis-bildung vor. Die Gewinner solcher Ausschreibungenerhalten Langzeitverträge zur Stromabnahme.

Bestimmungen zur Entwicklung eines Regenerativ-energie-Fonds, zu technischen Standards sowie zu einemnationalen Ausgleichsmechanismus zwischen den Netz-betreibern stehen noch aus. Sicher ist bereits, dass dernationale Ausgleichsmechanismus darauf ausgelegtsein wird, sowohl die Verschiedenheit an Einkommens-höhen als auch im Energieverbrauch zu berücksichtigten.Außerdem werden die durch das chinesische EEG ent-stehenden Mehrkosten über einen Aufpreis für alleStromkunden – Kunden aus den Landkreisen und unteren Verwaltungsbezirken sowie in der Landwirt-schaft tätige ausgenommen – getragen.

Clean Development Mechanism China hat das Kyoto-Protokoll 2002 als Nicht-AnnexI-Land15 ratifiziert. Damit kann es direkte Emissions-minderungen sowie vermiedene Emissionen durch den“Clean Development Mechanism” (CDM) in finanzielleGewinne übertragen. CDM-Erlöse sind mittlerweileeine wichtige – unter den verschiedenen Erneuerbare-Energien-Technologien allerdings variierende – Größebei der Finanzierung von Projekten. Während der Ver-kauf von “Certified Emission Reductions” (CERs)16 fürsolche zum Nutzen von Wind- und Wasserkraft rund10% der Projektkosten zu decken vermag, kann ihrVerkauf die Finanzierung von Projekten zur Nutzungvon Deponiegas beispielsweise vollständig decken. Sämt-liche gegenwärtig initiierten Windprojekte nutzenCDM-Erlöse bereits als zentralen Bestandteil derFinanzierungsplanung. Die Finanzierung zur aktuellenErweiterung der drittgrößten Windfarm Chinas Huitengxile in der Inneren Mongolei deckt ihreBetreiberfirma beispielsweise zu 8% über einen Emissionsfonds. Die Entwicklung der meisten Projekteerfolgt in China im Auftrag einzelner Käufer durchConsultants und/oder in Zusammenarbeit zwischenKäufern und einzelnen Projekteignern.17

Als weltweit (bislang) zweitgrößter Emittent von CO2

und angesichts des steigenden Energiebedarfs bietetChina ein breites Handlungsfeld für CDM-Maßnahmen.Ein kürzlich erschienener CDM-Leitfaden für China18

geht davon aus, dass das Land mindestens 50% desweltweiten CDM Marktes bereithält. Die NDRC identi-fizierte erneuerbare Energien darüber hinaus als einender drei Hauptbereiche für CDM-Projekte. Neben demMinisterium für Wissenschaft und Technologie und derTsinghua University ist das Climate Change Office (alsDesignated National Authority) in der NDRC derGesprächspartner für solcherlei Projekte.

290

18 China


19 Seit einigen Jahren sind Gezeitenkraftwerke entlang der Küste von Zhejiang und Jiangsu in Betrieb.

Es ist für die Bewilligung aller CDM-Projekte zuständig– ungeachtet ihres Umfangs und ihrer Wertigkeit. DieZahl der (auf nationaler Ebene) bewilligten CDM-Pro-jekte in China lag Mitte Juni 2007 bei 524. Davon sinddie meisten in den Bereichen Wind- und Kleinwasser-kraft zu finden – stark unterpräsentiert ist bislang bei-spielsweise der Bereich Deponiegas. Beim CDM-Exe-kutivbüro der Klimarahmenkonventionen (UNFCCC)waren (von insgesamt 87 Projekten) aus dem Bereicherneuerbare Energien registriert, davon 40 Windenergie-vorhaben, 17 kleinere Wasserkraftprojekte sowie 5 Bio-energieund 3 Deponiegasanlagen. Für 13 Projektewurden bereits CERs ausgestellt, darunter für 7 Wind-kraftprojekte mit insgesamt 0,4 Mio. CERs. Zusam-mengezählt hätten Projekte auf Basis von erneuerbarenEnergien bis 2020 das Potenzial, in China 7,5 Mrd.CERs zu generieren. Eine grundsätzliche Voraus-setzung für CDM-Projekte im Land ist jedoch derenmehrheitlich chinesische Anteilseignung.


Der Entwicklungsstand der erneuerbaren Energien zurStromversorgung in China ist in Teilbereichen weitfortgeschritten, in anderen bleibt er deutlich zurück.

Bei der netzgebundenen Stromerzeugung auf Basiserneuerbarer Energieträger ist die Kleinwasserkraft derwichtigste Energieträger. Die netzgekoppelte Stromer-zeugung auf Basis von Biomasse, Geothermie, Solar-energie und Gezeitenkraft19 nimmt zu, hat bisherjedoch noch keine nennenswerte Bedeutung erlangt.Was die nicht netzgekoppelte Anwendung anbelangt,so existieren zur Zeit in China für die Stromversorgungvon einzelnen Haushalten mehr als eine halbe MillionAnlagen, jeweils zu einem Drittel Kleinwind-, Photo-voltaik- und Kleinstwasserkraftanlagen. Über eineMillion Bewohner von kleinen Siedlungszentrenwerden im Inselbetrieb mit Strom aus erneuerbarenEnergien (Kleinwasserkraft, PV-Anlagen und PV-Wind-Hybridanlagen) versorgt.

WasserkraftChina besitzt das größte Wasserkraftpotenzial derWelt, das sich im Westen des Landes konzentriert. Diegroße Entfernung dieser Gebiete zu den industriellenBallungszentren, in denen die elektrische Energiegebraucht wird, erschwert die Nutzung dieser Res-sourcen und erhöht die Anforderungen an die Strom-übertragung in Richtung Ost- und Südküste.

Installierte Kapazität und Ausbauplanungen Ende 2006 betrug die gesamte installierte Leistungaller Wasserkraftwerke in China 128 GW. Das technischnutzbare Wasserkraftpotenzial wird auf 676 GW be-ziffert. Für die Jahre 2010 bzw. 2020 ist eine Erhöhungder installierten Wasserkraftleistung auf 190 bzw. 290 GW geplant. In einer Langzeitprognose ist für2020 ein Wasserkraftanteil von etwa 20% an dergesamten Stromproduktion vorgesehen.

291

18 China

20 Offizielle Einstufung nach dem “Promotion Law of Renewable Energy Development and Utilization”.21 Nach Angaben des Chinesischen Windkraftverbandes bezieht sich das Potenzial von 250 GW auf Windressourcen in 10 m Höhe.

Bei einer Höhe ab 50 m würde sich das Potenzial, so der Verband, verdoppeln.22 Die in über 900 meteorologischen Stationen gewonnenen Winddaten erfüllen allerdings nicht immer internationale Standards.

Dies gilt insbesondere für die gezielte Standortermittlung für Windkraftprojekte.23 Für nähere Informationen zu SWERA siehe http://swera.unep.net. Der Windressourcen-Atlas für Südostchina ist erhältlich unter

www.rsvp.nrel.gov/wind_resources.html.

Die Kapazität an großen Wasserkraftwerken soll inZukunft ausgeweitet werden. Außer dem gigantischenDrei-Schluchten-Kraftwerk am Yangtze, das nachseiner Fertigstellung im Jahr 2009 über eine Leistungvon 18,2 GW verfügen wird, ist am Oberlauf desYangtze der Bau von 12 weiteren Wasserkraftwerken inden nächsten zwei Jahrzehnten geplant. Wasserkraft-projekte am Jinsha Fluss sowie den Nebenflüssen desYalong und Dadu sollen allein einen Zugewinn anKapazität von 90 GW sorgen. Leicht täuschen diesestaatlichen Ausbaupläne darüber hinweg, dass dieKritik an Großwasserkraftnutzung im Land wächst.Anlass gibt dafür unter anderem die mangelnde Wirt-schaftlichkeit bestehender Großwasserkraftwerke, wiebeispielsweise des zweitgrößten Kraftwerks Chinas amErtan Staudamm.

Klein- und Kleinstwasserkraft Als Kleinwasserkraftwerk werden in China offiziellsolche bis zu einer Kapazität von 50 MW20 definiert.Betrieben werden solcherlei Anlagen zumeist in Insel-netzen vom Ministry of Water Resources (MWR). Zur-zeit sind über 42.000 Klein- und Kleinstwasserkraft-werke (bis 25 MW) mit einer Gesamtkapazität von38,5 GW im Einsatz. Das Gesamtpotenzial ausbau-fähiger Kapazitäten wird landesweit auf 125 GWgeschätzt. Von besonderem Interesse ist dabei der Süd-westen des Landes, in dem nicht nur 65% aller Verwal-tungsbezirke, sondern auch 50% des noch ungenutztenPotenzials für Kleinwasserkraft zu finden sind. Mitdem Anschluss der Inselnetze an die überregionalenStromnetze werden viele Kleinwasserkraftanlagen außerBetrieb genommen. Andererseits gibt es in Zentral-und Westchina seit kurzem auch wieder einen starkenTrend zum Bau von Neuanlagen, die in das Netz ein-speisen. Es werden derzeit rund 2 GW pro Jahr anzusätzlicher Kapazität installiert.

Die Technik von Kleinwasserkraftwerken gilt in Chinaals sehr weit entwickelt und die Fertigungszahlen rangieren an der Weltspitze. Wegen ihres niedrigenPreises werden sie auch exportiert. Eine größere Ver-breitung auf Auslandsmärkten wird jedoch vor allemdurch die als niedrig beurteilte Produktqualität be-hindert. Als verbesserungswürdig gilt ebenfalls dieSteuer- und Regeltechnik von Kleinwasserkraftanlagensowie ihr operativer Betrieb.

WindenergieDie Nutzung von Windenergie ist in China, das mit einem geschätzten Onshore-Windpotenzial von250 GW21 an der Weltspitze liegt, sehr aussichtsreich.Windreiche Standorte befinden sich vor allem in denSteppen- und Wüstengegenden im Westen undNorden des Landes sowie in den Küstenregionen. Das technische Potenzial für Offshore-Standorte wirdvom Chinesischen Windkraftverband auf zusätzliche750 GW beziffert.22

WinddatenIm Rahmen eines UNDP/GEF-Vorhabens wurden zwischen 2002 und 2005 an zehn Standorten Wind-messungen vorgenommen. Diese Standorte gelten alsPilotvorhaben im Rahmen des nationalen Windent-wicklungsplans und sollen vorrangig staatliche Förde-rung bei der Umsetzung von Windparks erhalten.

China beteiligt sich auch an dem multinationalen undvon UNEP unterstützten Vorhaben “Solar and WindEnergy Resources Assessment (SWERA)”, mit dem dieWinddatenlage auf regionaler Ebene verbessert werdensoll. Im Rahmen des SWERA-Programms wurdebereits ein Windatlas für Südostchina erstellt, der nochum weitere Regionen erweitert werden soll.23 Die GTZunterstützte im Rahmen des TERNA-Windenergie-programms zwischen 2000 und 2002 Windmessungenin der Provinz Hubei.

292

Bisherige Windnutzung Die niedrigen Zubauraten an Windkraftanlagen derletzten Jahren werden zurzeit von einem regelrechtenBoom der Branche abgelöst: Ende 2005 überschrittendie installierten Kapazitäten mit 1,26 GW zunächstdie 1-GW-Schwelle.24 Im Jahr 2006 konnte China seineinstallierten Kapazitäten an Windenergie mehr als ver-doppeln. Diese erreichten Ende 2006 über 2,6 GW.

Abb. 2: Installierte Kapazitäten und jährlicher Zubau netzgekoppelter Windkraftanlagen; China 2000–2006; MW25

Ausbauziele Nach Vorgaben im 11. Fünfjahresplan (2006-2010)sollen bis zum Jahr 2010 insgesamt 5 GW Windkraft-leistung installiert werden. Die von der NDRC be-triebenen Konzessionsprojekte sehen den Aufbau vonjeweils 100 MW an bestimmten Standorten vor. Biszum Jahr 2020 sollen die Windkraftkapazitäten aufinsgesamt 30 GW aufgestockt werden. Einzelne Energie-funktionäre propagieren sogar 40 GW Windenergie-leistung bis 2020. Von Industrieseite sind erreichbareZahlen von 170 GW im Gespräch.26

Hemmnisse für Ausbau der Windkraft Bis zum Anfang des Jahrzehnts basierte der Großteilder installierten Windkraftkapazität überwiegend aufbilateralen bzw. multinationalen Förderprogrammenund Geldern und weniger auf eigenem Engagement.

Dem Ausbau der Windkraft stand in der Vergangenheiteine Reihe von Hemmnissen gegenüber:• fehlende Transparenz bei Genehmigungsverfahren;• langsame Entscheidungs- und Genehmigungs-

prozesse; • nicht-optimale rechtliche Rahmenbedingungen;• hohe Importzölle;• die “local content”-Forderung (70%), dass Wind-

turbinen bzw. deren Komponenten zu einem Großteil aus chinesischer Produktion stammen müssen;27

• große Reibungsverluste zwischen Institutionen;• in der Regel jährliche Neuverhandlung von

Stromankaufverträgen mit in der Tendenz fallendenVergütungen;

• mangelnder Schutz des geistigen Eigentums im Falle einer lokalen Produktion.

Ein Teil der Hemmnisse ist durch das chinesischeErneuerbare-Energien-Gesetz sowie die dazugehörigenDurchführungsverordnungen abgebaut worden. Ganzallmählich entstehen verlässliche politische Rahmen-bedingungen, durch die privatwirtschaftliche Ansätzein der Windbranche sowie kommerzielle Entwicklungenvon Windparks ermutigt werden. Durch die Diskrepanzzwischen den Zielen zum Ausbau der erneuerbarenEnergien in China bis 2020 und den tatsächlich vor-handenen Kapazitäten, diese Ziele zu erreichen, ge-winnen darüber hinaus internationale Kooperationen,bzw. Geschäftsbeziehungen, an zentraler Bedeutung.Dies gilt insbesondere für die Windbranche. Bislangsteht der Entwicklung von Windfarmen beispielsweiseein erheblicher Mangel an Expertise in den ver-schiedensten personellen und technischen Bereichengegenüber.

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24 Bis Ende 2005 wurden in China 61 Windparks gebaut und 1864 Windturbinen installiert.25 Datenquelle: Chinesischer Windkraftverband 2005, Global Wind Energy Council 2007.26 Quelle: Hongwen et al 2006 (CREIA, Greenpeace, GWEC). 27 China beabsichtigt, eine wettbewerbsfähige Windkraftindustrie aufzubauen. Außerdem möchte man bei der Bereitstellung von

Energieressourcen und -anlagen eine zu starke Abhängigkeit von Importen vermeiden. 293

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

MW

Installierte Kapazität Jährlicher Zubau

28 Drei Hersteller fertigen in Serie, die anderen drei Hersteller haben Prototypen entwickelt. Darunter befinden sich auch die Firma Nordex mit einer Fertigung in Xian sowie die Firma Goldwind, die Anlagen des deutschen Herstellers REpower in Lizenz fertigt.

29 Ende 2002 stammten 11% (54 MW) der installierten Gesamtkapazität aus einheimischer Produktion. In 2002 wurden 28 MW der insgesamt 67 MW neu installierter Anlagen aus lokaler Produktion bezogen.

30 Im Rahmen des vergangenen Fünfjahresplans (2001-2005) und des sogenannten “863-Förderprogramms” für Hochtechnologien wurden beispielsweise schwerpunktmäßig Biomasseanlagen zur Stromerzeugung entwickelt.

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Nationale Windkraftanlagenherstellung Obwohl größere Anlagen ab 100 kW erst seit etwazwölf Jahren – entweder im Rahmen von Joint Venturesoder unter Lizenz – gefertigt werden, besitzt Chinabereits das Leistungsvermögen, alle Anlagen bis zueiner Turbinenkapazität von 750 kW selbst herzustellen.Zurzeit gibt es mehr als fünf nationale Hersteller vonTurbinen der “600-660 kW”-Klasse mit einem hohenAnteil einheimischer Komponenten.28 Mitte 2004 lagder lokale Fertigungsanteil für 600-kW-Anlagen bei rund 96% und für 750-kW-Typen bei 64%.

Die Nachfrage nach diesen Turbinentypen war in derVergangenheit allerdings eher gering, da importierteAnlagen in der Regel preiswerter sind und den Rufhaben, qualitativ besser zu sein.29 Ende 2002 stammten11% (54 MW) der installierten Gesamtkapazität ausheimischer Produktion. Durch eine Reihe neuer Joint-ventures hat sich die Herstellung von Anlagen undderen Komponenten weiter erhöht – bis Ende 2005 aufca. 28%. Insgesamt 30 nationale Hersteller zählt dieWindbranche mittlerweile, von denen nur wenigeAnlagen der Megawatt-Klasse produzieren. Der Import-anteil solcher Turbinen liegt bislang bei rund 90%. ImRahmen von Jointventures haben in 2006 auch diedeutschen Hersteller REpower und Fuhrländer mit derProduktion im Megawatt-Bereich in China Fuß gefasst.

Kleine, nicht netzgekoppelte Anlagen Die Gesamtkapazität von kleinen netzfernen Wind-kraftanlagen (< 3 kW) liegt bei etwa 42 MW. Im Off-grid Bereich wurden bis Ende 2002 etwa 250.000kleine Windkraftanlagen (0,1-3 kW) installiert. Chinaist mit 22 Produzenten (Ende 2002) der weltgrößteHersteller derartiger Anlagen, die aber vorwiegend imInland eingesetzt werden.

BiomasseDie erheblichen Vorkommen an Biomasse für Energie-zwecke, vorwiegend in Form von Ernterückständen,Feuerholz, Waldrestholz und organischem Abfall,wurden für das Jahr 2001 auf über 5.500 TWhgeschätzt. Zur Verwendung kommt lediglich ein Dritteldieses Potenzials – und dies vorwiegend für thermischeZwecke. Mit der derzeitigen Implementierung zweierProgramme – “Natural Forest Protection Program” und“Sloping Cropland Conversion Program” – erwartetChina einen weiteren Anstieg von anfallendem Wald-restholz.

Biomasse, seit jeher in allen ländlichen Gebieten Asiensals Energiequelle in kleinen Feuerungen genutzt, ist fürdie Stromerzeugung Chinas ausbaufähig. Außerdemwird in diesem Segment ein erhebliches Marktpoten-zial gesehen.30 2006 lag die installierte Leistung zurStromproduktion aus Biomasse bereits bei 2 GW. Fürgrößere Anwendungen kommen hauptsächlich zweiVerfahren in Frage: die Nutzung von organischen Stoffen(hauptsächlich Bagasse) in Kraft-Wärme-Kopplungs-anlagen mit Dampfturbinen und die Verstromung vonBiogas in Gasmotoren.

Bagasseverstromung Seit einer Reihe von Jahren ist es in Chinas Zuckerin-dustrie verbreitet, in größeren Fabriken Bagasse für dieEigenstromversorgung zu nutzen. Über 800 MW sindallein in den Zucker-Provinzen Guangdong undGuangxi installiert. Die Netzeinspeisung überschüssigerElektrizität ist in diesem Wirtschaftszweig dagegennicht üblich. Nach Schätzung eines Weltbankberichtsstünde alleine in den oben genannten Gebieten und inYunnan ein Potenzial von 700-900 MW an elektrischerEnergie zur Verfügung, das mit einem deutlichenfinanziellen Gewinn genutzt werden könnte. DemAusbau der Bagasseverstromung auch zur Netzein-speisung steht allerdings eine Reihe von Hemmnissengegenüber:

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1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen• die momentane schlechte ökonomische Lage der

chinesischen Zuckerindustrie, die keinen Raum fürInvestitionen lässt;

• der Mangel an zinsgünstigen, langfristigen Krediten(zinsgünstige Kredite mit einer Laufzeit von drei Jahren wurden bis 1999 nur für die Eigenstrom-versorgung vergeben);

• das erst 2006 in Kraft getretene, standardisierte Regelwerk zur Stromlieferung und Vergütung;

• der saisonale Charakter der Zuckerproduktion (und damit des Bagasseanfalls), die nur ca. fünf Monate im Jahr läuft.

Biogasanlagen und deren Förderung Weltweit führend ist China in der Anwendung von Bio-gasanlagen auf Basis anaerober Fermentation. NebenMillionen von Klein- und Kleinstanlagen, die haupt-sächlich in landwirtschaftlichen Betrieben helfen, dieGülleprobleme zu minimieren, existieren rund 1500 An-lagen von großtechnischem Maßstab, darunter mehr als150, in denen der organische Anteil von Industrieab-wässern (aus der Papier-, Zucker- und pharmazeutischenIndustrie, Alkohol- und Nahrungsmittelproduktion)vergast wird. Im Jahr 2005 ist die Zahl der Biogasan-wender von Klein- und Kleinstanlagen insgesamt von12 auf 17 Mio. gestiegen – davon finden allein 12 Mio.auf Haushaltseben ihren Einsatz.

Für Biogas gilt ein um 4% vergünstigter Mehrwert-steuersatz von 13%. Dieser schließt die Kosten für dieBiogasproduktion als auch für das Anlagenequipmentmit ein. Durch zinsgünstige Kredite in einer Gesamt-höhe von 33 Mio. US$, zugesagt von der Asian Development Bank (ADB) Ende 2002, wird die Energie-erzeugung durch Biogas in der Landwirtschaft Chinasunterstützt.

Deponiegasnutzung Mit Unterstützung aus dem UNDP/GEF-Vorhaben“Promoting Methane Recovery and Utilisation fromMixed Municipal Refuse” werden Mülldeponien inmehreren Städten auf ihre Eignung hinsichtlich derVerstromung von Deponiegasen untersucht. Die Studienhierzu wurden Mitte 2004 abgeschlossen. Hier liegtauch ein großes Potenzial für CDM-Projekte. Eine erstePilotanlage in Anshan ist bereits fertig gestellt und hatMitte 2004 den Betrieb aufgenommen. Zurzeit fallenjährlich rund 100 Mio. Tonnen an Siedlungsabfällenan, die zu 80% in Deponien entsorgt werden.

Unternehmen und Forschungsinstitute Mittlerweile gibt es 200 Unternehmen, die Biomasse-anlagen bzw. Komponenten herstellen. Große Bedeutungim Forschungsbereich hat das Biomass DevelopmentCenter (Beijing), das eine Vielzahl von technischenInstituten als Mitglieder vereint. Zur Entwicklung,Demonstration und Verbreitung von Biomasse-Tech-nologien besteht ein Netzwerk von politischen undwissenschaftlichen Institutionen sowie Unternehmen.

Solarenergie Das Potenzial für solarenergetische Anwendungen in China ist groß. Die durchschnittliche mittlere Sonneneinstrahlung pro Tag liegt bei über 4 kWh/m2.Insbesondere im Westen des Landes scheint die Sonnemeist über 3.000 Stunden pro Jahr.

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31 Chinese Renewable Energy Industries Association (CREIA) (2001): New and Renewable Sources of Energy in China – Technologies and Products. Im Verlauf des 11. Fünfjahresplans sollen rund 260 MW (netzfern) installiert werden.

32 In Shanghai gibt es beispielsweise Pläne für ein 100.000-Dächer-Programm. Im Hinblick auf die Olympischen Spiele 2008 gibt es außerdem eine Reihe von Optionen zum Ausbau des PV-Marktes in Beijing.

Markt für Photovoltaik Bis Ende 2006 erreichten die installierten PV-Kapa-zitäten 65 MW. Ungefähr die Hälfte diente der Strom-versorgung von Haushalten in ländlichen entlegenenRegionen Chinas. Bis 2010 könnten allein die in diesenRegionen installierten Kapazitäten 300 MW erreichen.31

Der PV-Markt für ländliche und abgeschieden liegendeHaushalte wächst jährlich um ca. 20%. Aktuelle Pro-gnosen gehen davon aus, dass dieser Markt noch wachsenund kurzfristig (bis 2010) auch der größte PV-Anwen-dungsmarkt sein wird. Mittel- bis langfristig erwartetman eine zunehmend bedeutende Rolle netzgebundenerPV-Systeme in den großen Städten32 sowie großer Anlagenmit zentralem Charakter in den Wüsten Chinas. Durchdie verschiedenen ländlichen Elektrifizierungs- undEntwicklungsprojekte ist diese Tendenz weiter steigend.Insgesamt 1,8 GW installierter Leistung in Form vonPhotovoltaikanlagen sind das Ziel für 2020.

Heimische AnlagenproduktionIm Jahr 2004 wurden in China Solarzellen mit einerLeistung von 65 MWp hergestellt. Diese Zahl hat sich2006 die Produktionskapazität auf 960 MWp vergrößert.Beschleunigt hat sich ebenfalls die Entwicklung imSolarmodulbereich Chinas. Während die Herstellungs-zahlen 2004 noch bei 100 MWp lagen, sind für 2007bereits 2.500 MWp geplant. Um den weltweiten Pro-duktionsengpässen bei Zellen und Modulen auszu-weichen, ist auch der Ausbau der Solarsilizium-Pro-duktion auf 1.500 MWp geplant. Ein Großteil dernational hergestellten PV-Systeme wird exportiert. Zuden größten Unternehmen im PV-Bereich gehören daschinesische Unternehmen Wuxi Shangde Solar EnergyPower Co. sowie das chinesisch-australische Joint- venture Suntech Power, das seit 2004 unter den 10 welt-größten Zellherstellern rangiert. 2005 gründete dieNanjing CEEG PV Tech. Chinas größte PV-Produk-tionsanlage. Die Fertigungsstätte ist darauf ausgelegt,eine Leistungskapazität von 600 MW zu erreichen. DasZiel für 2007 ist eine Leistung von 300 MWp. Gemein-sam mit den beiden chinesischen PV-Herstellern –Yingli Solar und Suntech Power – will das Unternehmenseine Produktion von 2008-2010 auf 1.500 MW steigern.

Netzgekoppelte SolaranlagenGrößere mit dem Stromnetz verbundene Anlagenkommen nur vereinzelt zur Anwendung. 2004 ging inShenzhen die landesweit bislang größte Anlage miteiner Gesamtkapazität von 1 MW ans Netz. Derzeitwird als Pilotanlage eine erste PV-Großanlage mit einerinstallierten Kapazität von 8 MWp in der ProvinzXinjiang Gansu geplant. Die Finanzierung des Vor-habens ist bislang jedoch noch offen.

Hemmnisse für weitere EntwicklungEinem schnelleren Wachstum der Zahl installierterAnlagen stehen allerdings folgende Hindernisse im Weg:• nur staatlich gestützte Anlagenlieferanten

kommen in den Genuss öffentlicher Förderung, allgemein sind Kredite für Anlagenlieferanten und-installateure rar;

• schlechte Wartung und Serviceleistungen verringerndie Laufzeiten der Anlagen;

• institutionelle Grundlagen für die Kreditvergabe und Finanzierung von Solar-Home-Systemen fehlen.

Hemmnisse, die einer Weiterentwicklung der chinesischen PV-Industrie im Wege stehen und derenÜberwindung Möglichkeiten technischen und finan-ziellen Investments für ausländische Kooperationenmit sich bringen kann, betreffen:• Mangel an hochwertigen Wechselrichtern,

besonders für größere Leistungen• Mangel an hochqualitativen und langlebigen

Speicherbatterien für Energieversorgungssysteme in abgelegen liegenden Regionen.

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33 Die Technologie für das Projekt stellt das deutsche Unternehmen Solar Millenium AG.34 Tibet ist die Provinz, in der mit Abstand der größte Teil der Haushalte (ca. 80%) keine Stromversorgung besitzt.35 Die 100 W sind als Richtwert zu verstehen. In manchen Gegenden kommen beispielsweise auch Solar-Home-Systeme

mit einer Leistung von 20 W für Beleuchtungszwecke zum Einsatz.

SolarthermieDie Verwendung von Solarthermie zur Warmwasser-bereitung ist in China bereits sehr verbreitet. Mit 55 GWth verfügt das Land über 60% der weltweitinstallierten Leistung in diesem Bereich. Allein im Jahr2006 wurden 10,5 GWth – 80% des weltweiten Zuge-winns an Solarthermie – neu installiert. Dies umfassteeinen Zuwachs an Kollektorfläche von 15 Mio. m2 aufinsgesamt 90 Mio. m2 Ende 2006. Auf fast 50 Millionenchinesischen Dächern wurde 2006 bereits Solarwärmegewonnen. Zur Produktion von Warmwasser ist einAusbau der Kollektorfläche auf 150 Mio. m2 bis 2010und 300 Mio. m2 bis 2020 vorgesehen.

Mit rund 1000 Herstellern in ganz China ist die lokaleIndustrie für Systeme solarer Warmwasserbereitungsehr bedeutsam. Allerdings sind nur rund 10% dieserHersteller wettbewerbsfähig, was vornehmlich mit derMarkenqualität der Systeme sowie den Verkaufs- undServicestrategien in Verbindung gebracht wird. DieHauptabsatzmärkte für solare Warmwasserbereiterbefinden sich genau in der Nische zwischen städtischenund ländlichen Gegenden. Dazu gehören beispiels-weise die Vororte großer Städte als auch kleinstädtischeBezirke.

Zur Stromgewinnung finden solarthermische Systemein China bislang keine Verwendung. Das soll sichzukünftig u.a. mit einem eigenen Forschungs- undEntwicklungsprogramm für diesen Bereich imRahmen des 11ten Fünf-Jahresplans ändern. ImNorden Chinas ist außerdem in chinesisch-deutscherKooperation33 das erste solarthermische Kraftwerk zurElektrizitätserzeugung in Planung. Nach der erstenBauphase soll das 2,5 Mrd. US$ Projekt eine Kapazitätvon 50 MW erreichen und bis 2020 auf 1 GW instal-lierter Leistung erweitert werden.

Geothermie Die Erzeugung elektrischen Stroms aus geothermischenQuellen ist in China trotz beachtlicher Vorkommennoch kaum entwickelt. Das Potenzial, das aufgrundseiner hohen Temperatur (> 150°C) direkt für dieStromerzeugung genutzt werden kann, wird auf 5,8 GWgeschätzt. Nutzbare Potenziale sind entlang der Taiwangegenüber liegenden Ostküste (Taiwan GeothermalZone) und in der Yunnan Geothermal Zone in Tibet zufinden. Lediglich 30 MW installierter Leistung sindauf ein Geothermie-Kraftwerk von 25 MW Leistungs-kapazität in Yangbajing in Tibet sowie auf eine Reihekleinerer Demonstrationsvorhaben verteilt.

In China wurden 255 Standorte ermittelt, die für einegeothermische Stromerzeugung in Frage kommen undvon denen bis 2010 zehn Standorte mit einem Strom-erzeugungspotenzial von 300 MW erschlossen werdensollen.


Im Bereich der nicht netzgekoppelten ländlichenStromversorgung ist neben den großen staatlichenNetzbetreibern insbesondere die staatliche Reform-und Entwicklungskommission (NDRC) sowie dasMinisterium für Wasserressourcen (MWR) mit Klein-wasserkraftwerken tätig.

ElektrifizierungsgradDurch Netzerweiterungen und ländliche Elektrifizie-rungsprogramme können inzwischen ca. 98% derBevölkerung Chinas mit Strom versorgt werden. Vonden verbleibenden 30 Millionen Menschen ohne Strom-versorgung, insbesondere in den Provinzen im Westenund Norden des Landes,34 sollen auf Basis des sehrambitionierten Brightness-Förderprogramms bis 2010rund 23 Millionen eine Basisversorgung in einemKapazitätsbereich von jeweils rund 100 W35 erhalten.

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36 Dieses Ziel formulierten Präsident Hu Jintao und Premierminister Wen Jiabao.37 Darunter ein GTZ-Projekt zur Verbesserung der Rahmenbedingungen im Umfang von 7,1 Mio. Euro, eine KfW-Förderung im Umfang von

18,2 Mio. Euro zur Finanzierung von Dorfstrom-Anlagen und das “Silk Road Illumination Project”, gefördert von der niederländischen Regierung mit 13,8 Mio. Euro unter Beteiligung von Shell.

Erneuerbare Energien bieten in den peripheren Gebieteneine wirtschaftliche Alternative zur Netzversorgungund eine angepasstere und umweltfreundlichereOption als herkömmliche Dieselanlagen. Der Energie-bedarf in den abgelegenen Gebieten korreliert besondersgut mit dem dortigen Potenzial an Solar- und Wind-energie sowie auch Kleinstwasserkraft, sodass diesealternativen Energieformen für die Elektrifizierung derländlichen Gebiete Chinas prädestiniert scheinen. Diehohe Konzentration des Angebots in einigen Regionenerlaubt sogar die Nutzung des Potenzials erneuerbarerEnergien zur netzgebundenen Stromerzeugung. Diesgilt insbesondere für die Windenergie.

Zusätzlichen Aufwind bekommt die Energiever-sorgung ländlicher Regionen mit erneuerbaren Energiendurch das von Regierungsseite formulierte Ziel, bis2020 einen bescheidenen Wohlstand für die gesamteBevölkerung Chinas zu schaffen (“Xiaokang”).36 Es zieltdarauf ab, das zunehmende Missverhältnis zwischenden Neureichen in den Städten Chinas und der großenMehrheit ländlicher Bevölkerung zu überwinden – u.a.durch ein wachsendes Gleichgewicht ökonomischerund sozialer Entwicklung.

Township und Village Electrification ProgrammeZurzeit werden mehrere nationale Förderprogramme,teilweise mit bilateraler und multinationaler Unter-stützung, zur Verbesserung der ländlichen Stromver-sorgung durchgeführt.37

Eines der im weltweiten Maßstab ambitioniertestenProgramme ist das “Township Electrification Program”(Song Dian Dao Xiang), das die NDRC als Umset-zungsmaßnahme des “National Brightness Program”2002 startete. Es zielte darauf ab, innerhalb von 2 Jahren 1000 Städte in insgesamt 11 Provinzen zuelektrifizieren. Basierend auf einem Finanzvolumen vonrund 560 Mio. US$ wurden bis Ende 2004 in rund 721 Gemeinden fast 20 MW an PV-Systemen bzw.hybriden PV-Wind-Systemen sowie 274 MW an Klein-wasserkraftanlagen installiert und an Mini-Stromnetzeangeschlossen. Die Fertigstellung einiger Anlagensteht immer noch aus.

Die Kleinwasserkraft liefert mittlerweile eine Leistungvon 293 MW verteilt auf insgesamt 268 Anlagen. Denjeweils lokalen Elektrifizierungen ging zumeist eineAusschreibung und der Wettbewerb privater Firmenvoraus. Die Verantwortung für die Stromerzeugung undWartung der installierten Anlagen wurde dann meist anlokale bzw. regionale Behörden abgegeben. Die Strom-preise variieren typischerweise zwischen 4,9 und19€-ct/kWh zwischen den Provinzen. Der Umstand,dass die Umsätze bei diesen Preisen unter den operativenKosten bleiben, könnte zukünftig durch die mit demGesetz für erneuerbare Energien eingeführten Elektrizi-tätsaufpreise subventioniert werden.

Während alle Städte Chinas mit dem Township Electri-fication Program weitgehend erreicht werden konnten,steht die Elektrifizierung vieler Dörfer noch aus. Mitdem “Village Electrification Program” (Song Dian DaoCun) sollen zwischen 2006 und 2010 rund 20.000 DörferPV-Dorfsysteme sowie Solar-Home-Systeme im Umfangvon insgesamt 265 MW erhalten. Hierfür sind rund 2 Mrd. US$ eingeplant. Bis 2015 sollen die ländlichenRegionen Chinas vollständig elektrifiziert sein.

Das “Brightness Program” wird von GTZ und KfWtechnisch und finanziell unterstützt. Langfristig sollennachhaltige, sich selbst tragende Stromversorgungs-systeme auf kommerzieller Basis entstehen. Die GTZsorgt außerdem für die Qualifizierung der einheimischenLehrkräfte, die dann ihrerseits die für den Betrieb unddie Wartung der Anlagen zuständigen lokalen Technikerausbilden.

Bei der Installation der Erzeugungs- und Netzsystemewurden aufgrund des hohen Zeitdrucks, unter dem dieanspruchsvollen Planzahlen realisiert werden mussten,teilweise Anlagen mit schlechter Qualität und in unzu-reichender Dimensionierung ausgewählt. Um technischeProbleme möglichst schon im Ansatz zu erkennen undden Einfluss der Elektrifizierung auf die Lebens- undArbeitsbedingungen der Nutzer zu bestimmen, wirdebenfalls mit Unterstützung der GTZ ein umfassendestechnisches und sozioökonomisches Monitoring-System eingerichtet.

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38 Beachtung finden PV- und Windhybridsysteme für kommunale Netzwerke, Biogas aus Industrie- und Agrarrückständen, Solarthermie und netzgekoppelte Windkraftanlagen sowie mit Bagasse betriebene KWK-Anlagen.

18.7 Programme und Projekte der Internationalen Zusammenarbeit

Capacity Building for the Rapid Commercialisation ofRenewable Energy (CCRE)Von 1999 bis 2005 wurde das aus GEF-Mitteln unter-stützte Projekt “Capacity Building for the Rapid Commercialisation of Renewable Energy (CCRE)” vonUNDP umgesetzt, dessen Ziel der Aufbau kommer-zieller Industriesektoren im Bereich erneuerbarer Energien war.38 Mit finanzieller Unterstützung der aus-tralischen und der niederländischen Regierung trugdas Vorhaben zur institutionellen Stärkung und zurUmsetzung von Demonstrationsvorhaben bei. ImRahmen des Vorhabens wurde die Chinese RenewableEnergy Industries Association (CREIA) gegründet, diesich als Mittler zwischen Industrie und Behörde verstehtund in dieser Funktion nationale und internationaleProjektentwickler und Investoren zusammenbringenwill. Weitere Maßnahmen umfassen unter anderem dieAusbildung von Fachpersonal, Politikberatung, De-monstrationsanlagen und Produktzertifizierung.

China Renewable Energy Scale Up Programme(CRESP)Im Juni 2005 ist das “China Renewable Energy ScaleUp Programme”, das die chinesische Regierung in Zu-sammenarbeit mit der Weltbank und der Global Environment Facility (GEF) entwickelt hat, angelaufen.Angelehnt an die politischen Ausbauziele zur Nutzungder erneuerbaren Energien, ist es darauf ausgerichtet,ihre Wirtschaftlichkeit zu fördern und institutionelleals auch ökonomische Barrieren, die ihrer Nutzung inder Vergangenheit im Weg standen, abzubauen. ImMittelpunkt stehen dabei Großtechnologien auf Basisvon Wind und Biomasse. In der ersten von insgesamtdrei Projektphasen wird die Implementierung vonverbindlichen Richtlinien für den Energiemarkt in vierProvinzen erprobt und mit einem Budget von 40,22 Mio. US$ durch die GEF unterstützt.

Renewable Energy Development Programme (REDP)Das seit 2001 von der Weltbank und GEF unterstützte“Renewable Energy Development Programme” (REDP)zielt auf die Entwicklung des Marktes für Photovoltaik-Technologien sowie auf die Erbringung des Nachweisesder kommerziellen Entwicklungsmöglichkeit der Wind-kraft in den Küstenregionen ab. Neben PV und Windbeinhaltet das Programm als dritte Komponente“Technische Verbesserungen”.

Im Rahmen der PV-Komponente des REDP werdenlokale Solar-Firmen finanziell und institutionell unter-stützt, um 300.000 bis 400.000 Solar-Home-Systememit einer Gesamtleistung von 10 MWp beschaffen,installieren und warten zu können. Diese Anlagensollen an Haushalte in ländlichen Regionen von sechsnordwestlichen Provinzen verkauft werden, wobei einZuschuss von 1,50 US$ pro verkauftem Wp gewährtwird. Insgesamt ist ein Zuschuss von 27 Mio. US$ ver-einbart. Bis Ende 2004 konnten etwa 175.000 Anlagenmit einer Leistung von insgesamt 3,5 MWp verkauftund installiert werden. Im Rahmen des Village Electrification Programs ist geplant, eine Pilotphasefinanziell mit bis zu 20 Mio. US$ in den ProvinzenXinjiang, Innere Mongolei sowie Tibet zu unterstützen.

Um die Entwicklung der Windkraft zu fördern, unter-stützt REDP die Errichtung von zwei Windparks voninsgesamt 20 MW in der Nähe von Shanghai miteinem zinsgünstigen Kredit in Höhe von 13 Mio. US$.Das Programmende wird für Ende Juni 2007 erwartet.

Zusammenarbeit mit Deutschland Finanzielle und technische Hilfe deutscher Institutionenfür erneuerbare Energien findet zu einem Großteil inländlichen Regionen Chinas statt. Im Zuge der wach-senden wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit Chinas hatdas Bundesministerium für wirtschaftliche Zusam-menarbeit (BMZ) die Beitrage zu technischer undfinanzieller Zusammenarbeit insgesamt zwar gekürzt,dafür konzentriert sich die Unterstützung nun zu einemGroßteil auf die Bereiche “Schutz und nachhaltigeNutzung natürlicher Ressourcen” sowie “nachhaltigeWirtschaftsentwicklung”.

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Seit Ende 2001 führt die GTZ gemeinsam mit derNDRC (früher SDPC) unter dem Titel “erneuerbareEnergien in ländlichen Gebieten” ein Programm zurFörderung der Nutzung erneuerbarer Energien in denProvinzen Qinghai, Yunnan, Gansu sowie der Auto-nomen Region Tibet durch. Dabei wurde bisher insbe-sondere das “Township Electrification Program” durchAusbildung von Lehrkräften zur Schulung lokalerBetreiber, durch Qualitätssicherungsmaßnahmen undandere Leistungen unterstützt. Zum Nachweis dersozioökonomischen Auswirkungen der verbessertenländlichen Energieversorgung wurde ein Wirkungs-monitoring-System eingerichtet. NDRC wird inFragen des System-Designs und der Tarifgestaltungberaten. Die Projektlaufzeit endet voraussichtlich imSeptember 2007.

Die KfW trägt mit Mitteln der finanziellen Zusammen-arbeit zur Installation von ca. 300 PV-Diesel-Hybrid-Dorfstromanlagen in den Provinzen Xinjiang, Qinghai,Yunnan und Gansu zur dezentralen Stromversorgungbei. Auch für diese Anlagen werden im Rahmen derTZ/FZ-Kooperation lokale Wartungsstrukturen aufge-baut und Techniker ausgebildet. Der Ausbau der Wind-energiekapazitäten in China wurde durch umfangreicheProgramme zur Errichtung von Windparks (in Hainan,Zhejiang, Guangdong, Shandong, der Inneren Mongoleiund in Xinjiang) von der KfW mit staatlichen Mittelnder bilateralen finanziellen Zusammenarbeit sowie miteigenen Marktmitteln gefördert.

Zur Unterstützung dieser Vorhaben sowie der nationalenAusbau-Programme wird von der China Long YuanPower Group und dem China Electric Power ResearchInstitute (CEPRI) zusammen mit der GTZ zurzeit einnationales Forschungs- und Ausbildungsprojekt fürWindenergie durchgeführt. Schwerpunkte des Projektssind Fortbildung, Beratung und angewandte Forschungmit dem Ziel, die fachlich-technischen Kapazitäten vonprivaten und staatlichen Institutionen zum landesweitenAusbau der netzgebundenen Windenergie zu verbessern.

Im Rahmen des TERNA-Windenergieprogrammssowie weiterer Vorhaben wurde die chinesische Regierung bei der Konkretisierung der rechtlichenRahmenbedingungen unterstützt. So auch insbesonderebei den Regelungen zu Einspeisetarifen und dem Aus-gleichsmechanismus im Rahmen des Gesetzes fürerneuerbare Energien.

Wechselkurs (Dezember 2006):1 Chinesischer Renminbi Yuan (CNY) = 0,096 Euro (EUR)1 EUR = 10,39 CNY

18.8 Literatur

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• BCSC – Australian Business Council for Sustainable Energy: Pursuing Renewable Energy Business with China, 10/2006

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18.9 Kontakte

Chinese Wind Energy Association (CWEA)No.18 Bei San Huan Ding LuBeijing 100013 Tel. +86 (10) 64 22 82 18/19Fax +86 (10) 64 22 82 15E-Mail: [email protected]

Chinese Renewable Energy Industries Association(CREIA) A2106 Wuhua PlazaChegongzhuang Street A4, Xi Cheng DistrictBeijing 100044Tel. +86 (10) 68 00 26 17Fax +86 (10) 68 00 26 74E-Mail: [email protected]/cms_eng/_code/english

Center for Renewable Energy Development EnergyResearch Institute of NDRC 1418 Guahong Mansion A 11, Muxidi Beili Beijing 100038Tel. +86 (10) 63 90 84 73Fax +86 (10) 68 00 26 74

Ministry of Agriculture (MOA)Energy Division 11 Nongzhanguan Nanli Beijing 100026 Tel. +86 (10) 65 00 34 78Fax +86 (10) 65 00 24 48

Ministry of Commerce (MOFCOM) 2 Dong Changan AvenueBeijing 100731Tel. +86 (10) 65 28 46 71Fax +86 (10) 65 19 81 73english.mofcom.gov.cn/

302

18 China

Ministry of Science and Technology (MOST) 15b Fuxing RoadBeijing 100862Tel. +86 (10) 68 51 26 18/68 51 55 44Fax +86 (10) 68 51 50 04www.most.gov.cn/eng/

National Development and Reform Commission(NDRC) Energy Bureau38 Yuetan NanjieBeijing 100824 Tel. +86 (10) 68 50 12 62Fax +86 (10) 68 50 14 43 http://en.ndrc.gov.cn

Ministry of Water Resources Water Resources Information CenterTel. +86 (10) 63 20 23 73 E-Mail: [email protected]/english/

State Grid Corporation of China (SPCC) No. 86, Xichang’an Avenue Beijing 100031 Tel. +86 (10) 66 59 75 71Fax +86 (10) 66 59 75 94 E-Mail: [email protected]

China Electricity Council (CEC)1 Lane Two Baiguang Road Xuanwu District Beijing 100761 Tel. +86 (10) 63 41 52 13Fax +86 (10) 63 41 52 13 E-Mail: [email protected]/cec-en/index.htm

Delegiertenbüro der Deutschen Wirtschaft in Peking Delegate of German Industry and Commerce – Beijing (AHK)Landmark Tower 2, Unit 0811 North Dongsanhuan Road, Chaoyang District Beijing 100004 Tel. +86 (10) 65 90 09 26Fax +86 (10) 65 90 63 13E-Mail: [email protected]/

China General Chamber of Commerce No. 45 Fuxingmennei Dajie Licheng District Beijing 100801 Tel. +86 (10) 66 09 55 68Fax +86 (10) 66 09 54 98 www.cgcc.org.hk/index_e.html

China Chamber of International Commerce (CCOIC)China Council for the Promotion of InternationalTrade (CCPIT)No.1 Fuxingmenwai StreetBeijing 100860 Tel. +86 (10) 88 07 5716Fax +86 (10) 68 03 0747 E-Mail: [email protected]/

Botschaft der Volksrepublik ChinaMärkisches Ufer 5410179 BerlinTel. +49 (30) 275 88-0Fax +49 (30) 275 88-221E-Mail: [email protected]

GTZ Office BeijingSunflower Tower, Room 1100Maizidian St. 37, Chaoyang District100026 BeijingTel. +86 (10) 85 27 51 80Fax +86 (10) 85 27 51 85E-Mail: [email protected]/china

303

18 China

18.10 Anhang

Allokation der Zielwerte von 30 GW Windenergiebis 2020 in China (MW)

304

Provinz

Hebei (inkl Beijing)

Jiangsu

Inner Mongolia

Fujian

Guangdong

Liaoning

Gansu

Xinjiang

Jilin

Zhejiang

Shandong

Shanghai

Heilongjiang

Jiangxi

Ningxia

Hainan

Guangxi

Shanxi

Guizhou

Shaanxi

Henan

Tianjin

Hubei

Yunnan

Hunan

Chongqing

Sichuan

Tibet

Anhui

Summe

InstallierteKapazitätEnde 2004

(MW)

35,1

135,1

12,8

86,4

126,5

52,2

113,1

30,1

34,5

33,6

4,9

36,3

55,3

8,8

764,4

Neubau2005 (MW)

84,5

30

9,4

21,5

11,9

8,5

2,3

19,5

35,2

13,6

236,3

GesamteKapazität2005 (MW)

119,6

165,1

22,2

107,9

126,5

64,1

121,6

30,1

34,5

35,8

24,4

36,3

90,5

8,8

13,6

1.000

Neubau2010 (MW)

1.000

450

230

150

150

100

100

100

300

50

170

100

50

50

3.000


1.120

450

400

170

260

230

160

220

330

80

210

120

90

140

10

13,6

4.000

Neubau2015 (MW)

600

700

1.000

500

500

320

200

200

300

100

200

200

100

100

100

130

50

50

100

50

50

50

50

50

50

6.000


1.720

1.150

1.400

670

760

550

360

420

630

180

410

320

190

100

240

140

50

110

50

50

50

50

50

50

10.000

Neubau2020 (MW)

780

850

600

830

740

650

640

580

370

620

390

280

410

400

160

260

150

40

100

100

50

50

50

50

10.000


2.500

2.000

2.000

1.500

1.500

1.200

1.000

1.000

1.000

800

800

600

600

500

400

400

200

150

150

150

100

100

100

100

20.000

Nr.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

19 Indien

19 Indien

1 Quelle: Ministry of Power (Ende September 2006 betrug die installierte Stromerzeugungskapazität 127,4 GW)2 Quellen: Ministry of Power, Annual Reports 2002/2003 bis 2005/2006. Allgemein ist zu beachten, dass Bilanzen und statistische

Jahresspannen in Indien vorwiegend den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis 31. März des folgenden Jahres umfassen.3 Das Jahresziel 2004/05 von 5.245 MW wurde zu 75% und das Ziel für 05/06 von 6.934 MW war bis 2 Monate vor Phasenende nur

zu 45% erreicht.4 Für unabhängige Stromproduzenten ist von der indischen Regierung die Teilnahme an Ausschreibungswettbewerben vorgeschrieben

(Ausnahme: Projekte auf der Basis nicht-konventioneller Energieträger).


Installierte Kapazitäten Mitte Februar 2007 belief sich die installierte Stromer-zeugungskapazität Indiens auf 128 GW.1 Davon ent-fielen 54% auf Kohlekraftwerke, 27% auf Großwasser-kraft, 11% auf Gas, 3% auf Kernkraft und etwa 5%auf erneuerbare Energien (nicht-konventionelle Ener-gieträger).

Tab 1: Stromerzeugungskapazitäten in Indien; MW; 2002-20052

Abb 1: Stromerzeugungskapazitäten in Indien; MW; 2002-2005

Ausbauplanung Der jährliche Kapazitätszuwachs bewegt sich seit Beginndes neuen Jahrtausends bei rund 3% – mit leicht steigender Tendenz – und hat im Zeitraum 2004-2005einen Wert von 5,1% erreicht. Das Elektrizitätsminis-terium hat im Rahmen des 10. (2002-07) und 11. (2007-12) Fünfjahresplans, also für den Zeitraum2002 bis 2012, Neuinstallationen in einem Umfangvon 100 GW geplant. Ende März 2007 lag laut Angabendes Elektrizitätsministeriums der tatsächlich erreichteZubau allerdings unter dem im 10. Fünfjahresplanangestrebten Wert von 41 GW.3 Schwierigkeiten beimKapazitätsaufbau liegen zum Teil darin begründet,dass weder die indische Bundesregierung noch die ein-zelnen Bundesstaaten über ausreichende finanzielleMittel für Neuinvestitionen verfügen.

Auf die bisherigen Schwierigkeiten und den unge-brochenen Bedarf an neuen Erzeugungskapazitäten hatdie indische Regierung mit verschiedenen Schrittenreagiert: zum einen forciert sie die Errichtung vonGroßkraftwerken, zum anderen setzt sie auf eine stärkereEinbindung des Privatsektors. Seit einigen Jahrenwerden beispielsweise private Stromanbieter zuge-lassen.4 Bislang haben sich jedoch lange Genehmigungs-prozesse und mangelnde Finanzierung als Hürde beider Realisierung einer Vielzahl von privaten Projektenerwiesen. Dennoch wird davon ausgegangen, dass derAnteil des Privatsektors an der Gesamtleistung bis2012 ca. 13% der Gesamtproduktion erreichen wird –jedenfalls lauten so die Schätzungen der zentralen Elek-trizitätsbehörde Central Electricity Authority (CEA);derzeit liegt dieser Anteil erst bei 11%. Das Elektrizi-tätsministerium, die CEA und die Power Finance Corporation haben bereits Pläne für fünf Großprojekteauf Kohlebasis mit einer Kapazitätsgröße von jeweils4.000 MW ausgearbeitet und einige Standorte für derenErrichtung ausgewählt. Die Projekte sollen öffentlichausgeschrieben und an private Investoren und Betreibervergeben werden.

305

2002

74.427

26.261

2.720

1.507

2003

76.606

26.910

2.720

1.735

2004

77.968

29.500

2.720

1.869

2005

80.902

30.935

2.720

2.979

Jahr

Thermisch [MW]

Wasserkraft [MW]

Kernkraft [MW]

Windkraft [MW]

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

2002 2003 2004 2005

MW

Thermisch Wasserkraft Kernkraft Windkraft

Während des 11. Fünfjahresplans (1. April 2007-31. März 2012) sollen nach Schätzungen des Ministryof Power weitere 68.869 MW Erzeugungskapazitätzugebaut werden. Diese Angaben wurden im ‘Report ofWorking Group on Power for 11th Plan (2007-12) –Ministry of Power’ von Januar 2007 erarbeitet und sindin der folgenden Tabelle dargestellt.

Tab 2: Expansionsziel für Erzeugungskapazitätwährend des 11. Fünfjahresplans (1. April 2007-31. März 2012)

Hinsichtlich der eingesetzten Energieträger richtet sichder Fokus nach wie vor auf die Nutzung der im Landreichlich vorhandenen und als kostengünstigste Primär-energiequelle geltenden Kohlevorkommen mit Hilfevon effizienten und “sauberen” Technologien. NationaleKohlerreserven von 96 Mrd. Tonnen gelten als gesichert.Mittelfristig wird auch die Nutzung von Erdgas alsbedeutend für Indien erachtet. Die aktuelle Anzahl vonsechs Kernkraftwerken soll sich bis 2020 verdreifachen.Angestrebt wird gleichzeitig eine wachsende Nutzungerneuerbarer nicht-konventioneller Energien zur Strom-erzeugung.

StromerzeugungDen Datenerhebungen der CEA zufolge lag die Brutto-stromerzeugung in Indien im Jahr 2004/05bei666 TWh. Der öffentliche Versorgungssektor (Zentral-sektor, staatliche Energieversorgungsunternehmen undöffentliche Elektrizitätsbehörden/-unternehmen/-gesell-schaften etc.) hat zu dieser Produktion mit 80% beige-tragen, 9% gingen auf das Konto privater Versorger,während auf die Stromeigenerzeugung in Industrie-unternehmen die restlichen 11% entfallen. Der prozen-tuale Beitrag der einzelnen zur Bruttostromerzeugungverwendeten Energieträger für den Zeitraum 2004-05stellte sich wie folgt dar:

Tab 3: Energieträgereinsatz zur Stromerzeugung; Indien; 2004/05

Die tatsächliche, jeweils auf ein Jahr bezogene Energie-versorgungssituation für die 10. Planungsperiode von2002-07 (laut Angaben des ‘Report of Working Groupon Power for 11th Plan (2007-12) – Ministry of Power’von Januar 2007) ist der folgenden Tabelle zu entnehmen:

19 Indien

306

Anteil an Bruttoerzeugung

(%)

70,32

12,72

11,50

2,20

2,56

0,67

0,03

100,0

Energieträger

Kohle

Wasserkraft

Gas

Diesel

Kernenergie

Wind

Biomasse

Gesamt

Wasserkraft

MW

9.685

2.637

3.263

15.585

Thermisch

MW

23.810

20.352

5.962

50.124

Kernenergie

MW

3.160

-

-

3.160

MW

36.655

22.989

9.225

68.869

%

53,2

33,4

13,4

100,0

SummeSektor

Zentralstaat

Bundesstaaten

Privatsektor

Gesamtindien

19 Indien


5 Daten zum Bestand, zu Ausbauplänen und interregionalen Verbindungen des nationalen Übertragungsnetzes werden unter www.cercind.org/powergrid.htm aufgelistet.

Tab. 4: Tatsächliche Energieversorgungssituation (auf ganz Indien bezogen) im 10. Fünfjahresplan (2002-07)

Stromübertragung und -verteilung Im Laufe der Jahre wurde in Indien ein ausgedehntesÜbertragungs- und Verteilungsnetzwerk aufgebaut.Abhängig von der jeweiligen Strommenge und derEntfernung werden Leitungen mit geeigneter Spannungverlegt. Hierbei kommen Leitungen mit Nennspan-nungen von 500 kV HVDC und 765 kV, 400 kV,230/220 kV, 110 kV und 66 kV AC zum Einsatz, dievon den bundesstaatlichen Elektrizitätsgesellschaftenund von zentralstaatlichen Erzeugungs-, Übertragungs-und Verteilungsunternehmen installiert werden. DieStandardspannungswerte auf der Verteilungsseite be-tragen 33 kV, 22 kV, 11 kV, 400/230 Volt sowie 6,6 kV,3,3 kV und 2,2 kV. Ende März 2005 hatten die unterden verschiedenen Spannungswerten gefahrenen Über-tragungs- und Verteilungsleitungen eine Länge von6.570.823 Netzkilometern.

Ursprünglich bestanden in Indien fünf nicht miteinanderverbundene regionale Netze zur Stromübertragung.Unter der Ägide der 1998 ins Leben gerufenen PowerGrid Corporation of India Ltd. kam es zu einer Ver-knüpfung der Einzelnetze und somit zur Entstehungeines nationalen Verbundnetzes.5 Bereits 45% deslandesweit produzierten Stroms werden über das Ver-bundnetz in die Verbrauchsregionen transportiert. Diegesamte Durchleitungskapazität beträgt mittlerweile11.500 MW.

Bis 2012 soll das nationale Verbundnetz auf eineDurchleitungskapazität von 37.150 MW ausgebautwerden. Wie leistungsfähig das Netz letztlich seinwird, hängt auch davon ab, inwieweit derzeitigeSchwierigkeiten, wie beispielsweise die mangelhafteStabilität, behoben werden können. Allein den durchStromausfälle verursachten Schaden beziffert die indischeRegierung inzwischen auf über 35 Mrd. US$ pro Jahr.

StromverbrauchDer gesamte Stromverbrauch lag im Bilanzjahr2005/06 bei knapp 567 TWh. Im Bilanzjahr 2004/05verzeichneten die Haushalte einen Anteil von rund21%, Landwirtschaft 20%, Industrie 44% und andereSektoren 15% (u.a. Gewerbe, öffentlicher Dienst).Im gleichen Jahr lag der Pro-Kopf-Verbrauch bei etwa613 kWh/Jahr.

Der indische Strommarkt ist nach wie vor durch hoheDefizite bei der Deckung von Lastspitzen (2006: 14%)und bei der Bewältigung der Stromnachfrage (2006:8,8%) gekennzeichnet. Durch Implementierung vonEnergieeffizienz- und Energiesparmaßnahmen auf denverschiedenen Erzeugungs- und Verbrauchsebenenerhofft sich die indische Regierung, der Kostenintensitätvon Kapazitätsausweitung und Netzausbau eine kosten-günstige Strategie entgegen zu setzen. Um zu erreichen,dass die thermischen Kraftwerke auf möglichst effizi-entem Niveau gefahren werden, vergibt das Elektrizi-tätsministerium beispielsweise Auszeichnungen bzw.Prämien, wie z.B. den “Productivity Award”.

StrompreiseMangelnde Effizienz und Rentabilität der nationalenund bundesstaatlichen Stromversorger sind unteranderem auf eine verzerrte und nicht kostendeckendePreisstruktur zugunsten des Agrarsektors und derPrivathaushalte zurückzuführen. Benachteiligt durchüberhöhte Strompreise sind hingegen der gewerblicheund der industrielle Sektor.

307

BedarfMW

81.492

84.574

87.906

93.255

100.466

VerfügbarMW

71.547

75.066

77.652

81.792

86.415

Defizit%

12,2

11,2

11,7

12,3

14,0

BedarfMio. KWh

545.983

559.264

591.373

631.757

510.223

VerfügbarMio. KWh

497.690

519.398

548.115

578.819

465.149

Defizit%

8,8

7,1

7,3

8,4

8,8

Spitzenwert EnergieJahr

2002-03

2003-04

2004-05

2005-06

2006-07 (bis Dez.2006)

19 Indien

6 Die NTPC betreibt mit Kohle und Erdgas befeuerte Anlagen. Sie hat allein einen Anteil von 20% an der nationalen Stromerzeugungskapazität.7 Die NHDC ist die größte Organisation zur Entwicklung der Wasserkraft in Indien. Ihr Ziel ist darüber hinaus, zu gewährleisten, dass sich die

Nutzung von Wasserkraft, Wind, Gezeitenenergie und Geothermie in Übereinstimmung mit der nationalen Wirtschaftspolitik entwickelt.

Nach Einschätzung des Gutachterausschusses “IntegrierteEnergiepolitik” (Planungskommission, August 2006)gehören die Strompreise für die Stromkunden in Indien– und insbesondere für die Stromkunden aus demgewerblichen und industriellen Sektor – zu den höchstenweltweit. Auf der Grundlage von Länderberichtenberechneten die Gutachter, dass im Jahr 2002 derdurchschnittliche, an der Kaufkraftparität gemesseneStrompreis in US-Cents in Indien 30,8, in den USA7,7, in Deutschland 9,5, in Japan 15,3, in China 20,6und in Brasilien 27,6 betrug.

Die gleichzeitige Unzuverlässigkeit der netzgebunde-nen Stromversorgung hat eine Reihe industriellerNutzer dazu veranlasst, die Stromerzeugung in eigenenKraftwerken zu betreiben. Obwohl die öffentlichenVersorger auf diese Weise ihre lukrativsten Kundenverlieren, ist diese Preispolitik nach wie vor gängig.Neue Tarifregelungen, die die meisten bundesstaatlichenRegulierungsbehörden mittlerweile veröffentlicht haben,beinhalten teilweise Ansätze, um die beschriebenenUngleichgewichte zu beheben und die Stromvergütungkostendeckender als bisher üblich zu gestalten. Behindertwird eine ausgewogene Preispolitik nach wie vor durchmangelnde Verbrauchserfassung und illegale Strombe-züge. Es wird geschätzt, dass lediglich 55% des produ-zierten Stroms in Rechnung gestellt und nur 40% korrekt abgerechnet werden.

19.2 Marktakteure

Die wichtigsten Akteure des indischen Stromsektorssind die Bundesstaaten. Dort wird die Stromversorgungmaßgeblich durch 13 State Electricity Boards (SEB)und 13 Electricity Departments (ED) in den Bundes-staaten und den Unionsterritorien gewährleistet. DieSEB und ED kontrollieren 90% der regionalen Strom-verteilung in 25 der 28 Bundesstaaten und sind teil-weise auch für die Stromübertragung zuständig. An dergesamten Stromerzeugungskapazität hatten die öffent-lichen Versorger der Bundesstaaten im März 2006einen Anteil von 57%.

Neben den zuvor genannten regionalen Akteuren wirdder indische Stromsektor von zentralstaatlichen Unter-nehmen dominiert. Mit einem Anteil von 32% an dernationalen Stromerzeugungskapazität gehören dazu dieNational Thermal Power Corporation (NTPC)6, dieNational Hydroelectric Power Corporation (NHPC)7

und die Nuclear Power Corporation (NPC), die denStrom an die SEB verkaufen. Die Power Grid Corporationist für die Stromübertragung zwischen den Bundesstaatenzuständig. Für den Stromhandel großer unabhängigerStromerzeuger, die Strom an mehr als einen Staat liefern,ist die im Jahr 2001 gegründete Power Trading Corpo-ration (PTC) verantwortlich.

Unter den Marktakteuren gewinnen allmählich auchAkteure des Privatsektors an Bedeutung. Das gilt ins-besondere für entlegene Versorgungsgebiete, in denenprivate Unternehmen und auch Kommunen zunehmenddie Erzeugungs- und Verteilungsleistung erbringen.Im Bereich der Stromverteilung liegt der Anteil desPrivatsektors inzwischen bei rund 10%. In zwei Bun-desstaaten – Orissa und Delhi – ist im Rahmen derReform des Stromsektors eine komplette Privatisierungder Stromverteilung vorgenommen worden. Allein ausder Aufspaltung und Privatisierung des SEB in Orissasind zwei Erzeugungs-, ein Übertragungs- und vierVerteilungsunternehmen hervorgegangen.

308

19 Indien


8 Das “Ministry of Non-Conventional Energy Sources” wurde am 14. Oktober 2006 in “Ministry of New and Renewable Energy” umbenannt.9 Noch im gleichen Jahr wurde die SEB im Bundesstaat Orissa privatisiert.10 Aktuelle Informationen zum Stand der Reformen in den einzelnen Bundesstaaten können von der Internetseite des Elektrizitätsministeriums

bezogen werden: http://powermin.nic.in.


Die Hauptverantwortung für die Organisation desStromsektors auf nationaler Ebene trägt das Elektrizi-tätsministerium (Ministry of Power – MoP), dem dieCentral Electricity Authority (CEA) in technischen undwirtschaftlichen Fragen zuarbeitet. Für Entwicklung undFörderung erneuerbarer Energien ist das Ministry ofNew and Renewable Energy (MNRE)8 zuständig, wobeiinsgesamt neun MNRE-Regionalbüros, die in direktemKontakt zu den Regierungen der einzelnen Bundesländerstehen, für eine effektive Umsetzung aller vom MNREaufgelegten Programme sorgen. Für die Formulierungder Fünfjahrespläne im Energiesektor gibt es mit derPlanning Commission eine eigene institutionelle Ein-richtung. Diese nimmt gleichzeitig die Aufgabe wahr,die Planungsaktivitäten der einzelnen Energieminis-terien untereinander und mit den wirtschaftlichen Zielender Regierung abzustimmen.

Reformen des ElektrizitätssektorsDer Stromsektor in Indien hat sich über Jahre alsreformresistent gezeigt. Eine gesetzliche Neuregelung(Electricity Laws Amendment Act) im Jahr 1991 undeine Reform der Elektrizitätsgesetze von 1910 und1948 zur Öffnung des Marktes für private in- und aus-ländische Investoren erwiesen sich zunächst als wenigerfolgreich. Daraus hervorgehende Maßnahmen, wiebeispielsweise eine Senkung von Importzöllen undSteuern sowie gesicherte Renditen für unabhängigeStromerzeuger, wurden kaum angenommen. Gleichzeitigzeigte sich durch eine zunehmend prekäre Finanz-situation der SEBs, dass die Investitionen in den Strom-sektor mit dem rasanten Anstieg des Strombedarfs –ausgelöst durch das Wirtschaftswachstum – immerweniger Schritt halten konnten.

Als grundlegendes Strategiepapier für die Reform derbundesstaatlichen Stromsektoren wurde Ende 1996 der“Minimum National Action Plan for Power” verab-schiedet, der als Ziel die Wirtschaftlichkeit der SEBsund deren Unabhängigkeit von politischen Institutionenbeinhaltet.9 Letztlich sollte damit ein regulatives undoperationales Umfeld geschaffen werden, das weit-reichende private Investitionen ermöglicht.

Nachdem die Reformen vor dem Hintergrund derföderalen Strukturen in Indien und der damit einher-gehenden regionalen Selbstbestimmung zunächst nurin einigen Bundesstaaten umgesetzt wurden, gewinnensie allmählich an breiterer Durchsetzungskraft.10 In 12 Bundesstaaten wurden die Zuständigkeiten fürErzeugung und Netzbetrieb bereits voneinandergetrennt (“unbundling”). In 10 weiteren Staaten sindähnliche Schritte zur Entflechtung des Stromsektors inVorbereitung. Insgesamt spielen unabhängige Strom-produzenten, deren Bedeutung für die Versorgungs-sicherheit als essenziell angesehen wird, nach wie vorallerdings eine untergeordnete Rolle. Für den Bereichder Stromübertragung spielen privatwirtschaftlicheBeteiligungen bislang so gut wie keine Rolle.

Handel mit Strom wurde im Jahr 1999 mit der Gründung der Aktiengesellschaft “Power Trading Corporation of India” eingeführt. Die Verabschiedungdes Elektrizitätsgesetzes (Electricity Act) im Jahr 2003ermöglichte die Erschließung des Markts zur optimalenEnergienutzung, trieb den Stromaustausch mit Nach-barländern voran und erleichterte innerhalb des Landesden Zugang zum Stromaustausch von Überfluss- zuDefizitanlagen. Ende März 2005 waren Stromhandels-lizenzen an 13 Stromhandelsgesellschaften ausgestelltworden. Allerdings betrieben im Jahr 2004/05 nur 4 Gesellschaften Handel mit Strom. Die von diesenGesellschaften gehandelte elektrische Energie hatte einGesamtvolumen von etwa 11.846 GWh, was ungefähr2% der insgesamt von allen Versorgern erzeugten Elek-trizität ausmacht.

309

19 Indien

11 „Electricity Regulatory Commission Act“ vom 25. April 1998.12 Auf regionaler oder überregionaler Ebene arbeitende Übertragungsgesellschaften verlangen manchmal einen Zuschlag auf die Transportkosten

für Stromübertragung. Ausgenommen davon ist die Stromübertragung zu anderen Standorten für den Eigenbedarf.310

RegulierungsbehördenInsbesondere um die dringend notwendige Tarifreformeinzuleiten und den Finanzfluss von Subventionentransparent zu machen, wurde im April 1998 einGesetz zur Einrichtung von zentralen und bundesstaat-lichen Stromregulierungskommissionen verabschiedet.11

Die zentrale Regulierungsbehörde (Central ElectricityRegulatory Commission – CERC) setzt die Tarife derstaatlichen Stromerzeuger fest, reguliert die landes-weite Stromübertragung und -verteilung und berät dieRegierung in Fragen der Tarif- und Wettbewerbspolitik.Die auf Ebene der Bundesstaaten eingerichteten unab-hängigen Regulierungsbehörden (State ElectricityRegulatory Commissions – SERCs) sollen den Erzeu-gungs- und Verteilungsmarkt im regionalen Rahmenbeaufsichtigen. Bisher haben 24 der 28 Bundesländersolche SERCs entweder schon eingerichtet oder derenEinrichtung angekündigt.

Central Electricity Authority (CEA)Die zentrale Elektrizitätsbehörde CEA wurde imRahmen der Energiereformen von 1948 gegründet. Siearbeitet dem Elektrizitätsministerium in technischenund wirtschaftlichen Fragen zu. Darüber hinaus berätsie die Zentralregierung in den Bereichen, die in Ver-bindung mit der nationalen Elektrizitätspolitik stehen.Mit dem Ziel, die nationalökonomischen Interessen zuerfüllen und gleichzeitig allen Stromverbrauchern eineverlässliche und finanziell tragbare Elektrizitätsver-sorgung zu sichern, koordiniert die CEA außerdem dieAktivitäten der nationalen “Planning Agencies”.

Elektrizitätsgesetz 2003Das im Juni 2003 in Kraft getretene Elektrizitätsgesetzersetzt entsprechende Vorgängergesetze. Es zielt auf dieAbschaffung der monopolartigen Stellung der SEBs undvisiert ein “multi buyer”- und “multi seller”- Markt-modell an. Indem es eine Reihe administrativer Hürdenzur Entwicklung des Stromsektors abschafft, erleichtertes unter anderem auch Initiativen potentieller Investoren.Insbesondere Eigenerzeuger und Akteure in den ländli-chen Regionen profitieren von dem Gesetz. So müssenBetriebe, die ihren Strombedarf durch Eigenerzeugungdecken, nicht mehr die Zustimmung der relevantenRegulierungsbehörde zur Stromerzeugung und Ein-speisung ins Netz einholen. Außer Industriebetriebenerlaubt das Gesetz jetzt auch kommerziellen Betreibernwie etwa Hotels oder Krankenhäusern sowie Koopera-tiven und Verbänden, Strom für den Eigenbedarf zuerzeugen.

Gegen Zahlung einer Gebühr können Stromerzeugerund -händler jetzt Zugang zu den Übertragungs- undVerteilungsnetzen erhalten.12 Mit Ausnahme vonWasserkraft ist zur Stromerzeugung keine Lizenz mehrerforderlich. Für den Stromhandel und für Stromüber-tragung und -verteilung werden allerdings Lizenzenausgestellt.

Vor Ort arbeitende Organisationen in ländlichenGebieten (Gemeinden, Kooperativen, Konzessionäre,Nicht-Regierungs-Organisationen etc.) unterliegenweder bei Stromerzeugung noch bei Stromübertragung,-verteilung oder -handel einer Lizenzpflicht.

Aufgrund des Elektrizitätsgesetzes stehen die SEBunter beträchtlichem Anpassungsdruck, da es dazuführen kann, dass sie einen erheblichen Anteil ihresKundenkreises verlieren. Letzteres hängt mit den zu-nehmenden Möglichkeiten für Selbsterzeuger zusammenund zudem mit der Tatsache, dass Stromerzeuger denselbsterzeugten Strom nicht mehr an die mit ab-bröckelnden Finanzen kämpfende SEB verkaufenmüssen und jetzt stattdessen Verträge mit Privatkäufernschließen können.

19 Indien


13 Anteile der einzelnen Sektoren: Windkraft 6.000 MW, Biomasse 3.500 MW, Kleinwasserkraft 2.000 MW, Energieerzeugung aus Müll 400 MW, thermische Solaranlagen 250 MW und Photovoltaik 30 MW.


Schon 1982 wurde im Energieministerium ein Amt für“nicht-konventionelle Energiequellen” eingerichtet. ImJahr 1992 wurde daraus ein unabhängiges Ministeriumfür nicht-konventionelle Energiequellen (MNES) undim Oktober 2006 wurde das MNES in Ministerium fürneue und erneuerbare Energien (MNRE) umbenannt.Der Aufgabenkreis des MNRE umfasst den gesamtenSektor erneuerbarer Energien, also Solar- und Wind-energie, Wasserkraft, Energie aus Biomasse und Erd-wärme sowie Gezeitenenergie.

Unter der Federführung des MNRE wurden folgendeBehörden eingerichtet:

Die Agentur für die Entwicklung erneuerbarer Energien(Indian Renewable Energy Development Agency,IREDA), eine Finanzbehörde, die den Sektor erneuer-barer Energien damit unterstützt, dass sie finanzielleMittel zu günstigen Bedingungen zur Verfügung stellt.

Das Zentrum für Solarenergie, ein nationales Institutfür erneuerbare Energien sowie ein Zentrum für Wind-krafttechnologien (C-WET “Centre for Wind EnergyTechnology”), errichtet mit dem Ziel, Forschung undEntwicklung sowie Tests und Zertifizierungen in denbetreffenden Bereichen voranzutreiben.

Eine Vielfalt an Projekten und Programmen auf Basisvon erneuerbaren Energien konnten durch ein landesweitgespanntes Netzwerk an Institutionen bereits imple-mentiert werden. Zu diesem Netzwerk gehören dieState Nodal Departments, die State Nodal Agencies,unabhängige Organisationen, NROs, Institutionen fürForschung & Entwicklung, Finanzinstitutionen undPrivatunternehmen.

Neun Regionalbüros des MNRE wurden in denHauptstädten einzelner Bundesstaaten errichtet, umMonitoring, Supervision und Aufklärung zu betreiben.Sie arbeiten u.a. mit NGOs und Projektleitern zu-sammen und stellen Erfahrungswerte aus der Praxis zurVerfügung.

Nach dem Elektrizitätsgesetz von 2003 sind die Bundes-staaten verpflichtet, Regeln zur Festlegung der Ver-gütung von Strom aus erneuerbaren Energien aufzu-stellen. Die Bundesstaaten Karnataka, Uttataranchalund Uttar Pradesh führten 2005 spezielle Einspeisetarifefür erneuerbaren Strom ein und erhöhten die Zahl derStaaten mit derartigen Vergütungsregelungen damitvon 3 auf 6. In Maharashtra sind die bestehenden Ein-speisetarife für Strom aus Windkraft, Biomasse, Bagasseund Kleinwasserkraft ausgedehnt worden. Anfang 2006verkündete die indische Regierung die Einführungeiner neuen Tarifpolitik, die darauf abzielen soll, dieStromerzeugung aus erneuerbaren Energien weiter vor-anzutreiben. Bestandteile sollen Elemente wie Quoten-regelungen, Vorzugstarife sowie Richtlinien zur Preis-regelung im Fall ungesicherter Leistung sein.

Renewable Energy Plan 2012 Nach einem Entwurf der Regierung beinhaltet der sogenannte “Renewable Energy Plan 2012”, der vor-wiegend auf die Grundversorgung in ländlichen Gebietenausgerichtet ist, unter anderem folgende Ziele:• Erreichen eines 10%igen Anteils (ca. 12 GW

installierte Leistung) an der nationalen Stromver-sorgung durch erneuerbare Energiequellen;13

• Elektrifizierung von wenigstens 4.500 ländlichen Ansiedelungen (25% der 18.000 nicht elektrifi-zierten Dörfer) auf Basis erneuerbarer Energien;

• Installation von 5 Mio. solarbetriebenen Leuchten und 2 Mio. Solar-Home-Systemen.

311

19 Indien

14 Dies wird in Indien als „wheeling“ bezeichnet. Als Transportentgelt wird ein bestimmter Prozentsatz des Stroms physisch in Rechnung gestellt. Beträgt der “wheeling“-Satz z.B. 5%, so sind 100% der vertraglichen Menge einzuspeisen, der Netzbetreiber übergibt aber nur 95% an den Empfänger.

15 Beim “banking“ wird (Überschuss-)Strom an den lokalen Stromversorger zum Weiterverkauf geliefert. Der Lieferant darf innerhalb eines bestimmten Zeitraums nach Bedarf eine genauso große Energiemenge aus dem Netz beziehen.

16 Prozent der eingespeisten Strommenge.17 Der Gewerbestatus berechtigt zum Erhalt bestimmter anderer Vergünstigungen.18 Sources: MNES, Annual Report 2002/2003, Wind Power Monthly, 11/2003.

Finanzielle und steuerliche Förderungen von erneuerbaren EnergienIm Rahmen diverser Förderprogramme unterstützt dasMNRE im Strombereich Ausbauvorhaben für Wind-kraft, Kleinwasserkraft, Biomasse, Biogas und Photo-voltaik. Hierbei wird auf ein Bündel von Fördermaß-nahmen der Zentral- und Bundesregierungen zurück-gegriffen. Mit Zuschüssen, Krediten und fiskalischenAnreizen wurden die Forschung und Entwicklung, dieDurchführung von Demonstrationsvorhaben und derEinstieg in kommerzielle Investitionsprojekte ermög-licht. Zu den finanziellen und steuerlichen Förderungengehören auf zentraler Ebene folgende:

• Befreiung der meisten “Erneuerbare Energien-Produkte” von der Mehrwertsteuer;

• zollbegünstigter Import bestimmter Komponenten;• befristete Einkommensteuerbefreiungen von

Projekten zur Stromerzeugung; • beschleunigte Abschreibung zu Steuerzwecken im

ersten Jahr nach der Installation von Systemen;

• Investitions-/Zinssubventionen in Form zinsbe-günstigter Kredite für Hersteller und Nutzer gewerblicher und halb-gewerblicher Technologien;

• Möglichkeiten, bzw. Erleichterungen von Strom-durchleitungen sowie dem Stromverkauf an Dritte;

und auf Ebene der Bundesstaaten: • Ermöglichung des Stromverkaufs an die staatlichen

Stromversorger; • Ermöglichung des vergünstigten Stromtransports

über das Verbundnetz;14

• Begünstigte Berücksichtigung bei der Nachfrage zu Spitzenlastzeiten (Befreiung von Stromab-schaltungen);

• Möglichkeiten des “banking”;15

• Begünstigungen bei Verkaufssteuern (z.B. durch Aufschub);

• Ausnahme von der Stromsteuer bei Eigenversorgern; • Kapitalsubventionen. Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über die ver-schiedenen staatlichen Förderungsmaßnahmen fürWindenergie.

312

%

Monate

Rs/kWh

%

Andra Pradesh

2

12

2,25

5

nichterlaubt

max. 20%(2,5 Mio.

Rs)

Gewerbe-status17

Karnataka

20

2% p. Million für12 Monate

2,25

5,2

erlaubt

(max. 2,5 Mio.Rs)

Befreiungvon Strom-steuer für 5 Jahre

West Bengal

2

6

Fallspezi-fisch

Fallspezi-fisch

nichterlaubt

-

-

Madhya Pradesh

2

-

2,25

-

erlaubt

wie beianderen

Industrie-zweigen

-

Maharashtra

2

12

2,25

(0,15 Rs/kWh über 13 Jahre)

erlaubt

max. 30%(max.

2 Mio. Rs)

-

Rajasthan

2

12

2,89

5

erlaubt

-

Befreiungvon Strom-steuer für 5 Jahre

Tamil Nadu

5

5% (12Monate)

2,70

-

nichterlaubt

-

-

Gujarat

4

6

2,60

0,05 Rs/kWh

nichterlaubt

-

Befreiungvon Strom-steuer auf30% der

installiertenKapazität

Kerala

5

9 (Juni-Feb.)

2,80

5 und über 5 Jahre von2000-01an

nichterlaubt

-

-

Wheeling16

Banking

Tarif

Jährliche Tarifan-passung

Verkauf an Dritte

Kapitalsub-ventionen

Andere wirt-schaftliche Anreize

Tab. 5: Staatliche Unterstützungsleistungen für Strom aus Windenergie in Indien18

19 Indien


19 Die IREDA ist jetzt auch für die Finanzierung von Projekten zuständig, die Energiehaushalten und Energiesparen beinhalten.20 Bundesmittel der finanziellen Zusammenarbeit in Kombination mit Eigenmitteln der KfW.21 Weitere Informationen zur deutsch-indischen Zusammenarbeit bei CDM: www.cdmindia.com.

Indian Renewable Energy Development Agency Die Agentur für die Entwicklung erneuerbarer Energien(Indian Renewable Energy Development Agency –IREDA) wurde 1987 als Gesellschaft des öffentlich-privaten Rechts (public limited government company)gegründet; ihre Aufgabe ist es, auf erneuerbare Energie-träger bezogene Forschungs- und Implementierungs-programme finanziell zu unterstützen.19 Als öffentlicheFinanzbehörde vergibt sie auch auf gemeinnützigerGrundlage Kredite an Projekte. Das Gegenstück aufBundesstaatenebene sind die State Nodal Agencies,deren Aufgabenstellung sich auf Auswahl, Förderungund Verbreitung von Informationen über erneuerbareEnergien konzentriert.

Bis 31.3.2006 hatte IREDA Bewilligungen über zins-begünstigte Kredite im Umfang von rund 1,3 Mrd. €

(73,1 Mrd. Rs) erteilt. 650 Mio. € (37,9 Mrd. Rs)waren bis zu diesem Zeitpunkt an Investitionsvorhabenausgezahlt, davon flossen etwa 240 Mio. € (13,9 Mrd. Rs)in den Windenergiesektor. Die Mittel entstammennationalen wie auch internationalen Finanzierungs-quellen, darunter auch ein Kredit der Weltbank fürWindenergieprojekte in Höhe von 78 Mio. US$. Auchdie deutsche Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW)unterstützt die IREDA mit langfristigen Verbund-krediten20 in Höhe von 61 Mio.€ .

Clean Development MechanismIndien hat im August 2002 das Kyoto-Protokoll offiziellratifiziert. Als nationale zuständige Institution (DNA)für den “Clean Development Mechanism” (CDM) ist2003 die National CDM Authority (NCA) im “Ministryof Environment and Forests” (MoEF) eingerichtetworden. 227 Projekte hat die NCA bis Ende Februar2006 bereits genehmigt, davon allein 118 auf Basis vonerneuerbaren Energien. Beim CDM Executive Board(EB) wurden bis Ende Dezember 2006 141 Projekteaus Indien registriert. Hinsichtlich aller beim EB regi-strierten Projekte nimmt Indien damit zurzeit mitetwa 30% die Spitzenposition ein. Hinsichtlich dermit den Projekten tatsächlich erzeugten Emissions-zertifikate rangiert Indien mit 12% im weltweitenVergleich an vierter Stelle.

Zu den jüngsten CDM-Projekten, die beim EB regi-striert wurden, gehören zwei Stromerzeugungsanlagenauf Basis von Biomasse – eine netzgebundene 8-MW-Anlage mit einem jährlichen CO2-Einsparungspotenzialvon rund 21.000 Tonnen - und eine Selbstversorgungs-anlage für ein Textilunternehmen mit einem jährlichenCO2-Einsparungspotenzial von rund 19.400 Tonnen.

Durch eine gemeinsame Absichtserklärung zwischender Industrial Development Bank of India (IDBI) undder International Finance Corporation (IFC) Ende 2006ist den indischen Unternehmen die Unterstützung beider Durchführung von CDM Projekten zugesichertworden. Dazu gehört unter anderem die Förderung desVerkaufs der national erzeugten Zertifikate auf demglobalen Markt, um den nationalen Unternehmen dieErlöse aus CDM-Projekten auf einfache und schnelleWeise zugänglich zu machen.

Im Rahmen des “Indo-German Energy Programme”(IGEN) startete die GTZ gemeinsam mit dem Bureauof Energy Efficiency im Elektrizitätsministerium dasbilaterale Vorhaben CDM IGEN. Es sieht unter anderemdie Durchführung konkreter Emissionsreduktionspro-jekte mit Partnern in Indien vor. Derzeit unterstütztdie GTZ zehn Projekte durch Personal- und Organisa-tionsentwicklung, darunter einen 300-MW-Windparkin Tamil Nadu sowie zwei Kleinwasserkraftprojektevon 6 bzw. 9 MW.21

313

19 Indien


Die installierte Stromerzeugungskapazität von Anlagenauf Basis regenerativer Energien belief sich im September2006 auf 9.100 MW (ohne Großwasserkraft). Die Wind-kraft konnte sich in den vergangenen Jahren als wichtigste Technologie nach der Wasserkraft etablierenund wird voraussichtlich in den kommenden Jahrenihre Stellung weiter ausbauen. Die in Indien insgesamtvorhandenen Potenziale zur Nutzung von erneuerbarenEnergien sind allerdings erst zu einem Bruchteil ausge-schöpft. Die folgende Tabelle gibt einen Überblicküber die vorhandenen Potenziale und den kumulativenAusbaustand (laut Angaben des MNRE):

Tab. 6: Geschätzte mittelfristige (bis 2032) Potenziale undkumulativer Ausbaustand per 30. September 2006

Quelle: • Ministerium für neue und erneuerbare Energien

(Ministry of New and Renewable Energy)1: 16.000 MW aus landwirtschaftlichen Reststoffen

und 45.000 MW aus ca. 20 Mio. ha Ödland mit einem Ertrag von 10 MT Holzbiomasse /ha/Jahr, woraus bei einer Systemeffizienz von 30% und 75% Lastfaktor 4000 kcal/kg gewonnen werden. Zur Einbringung von Ödland für den Anbau von Biomasse wären größere Anstrengungen seitens einer ganzen Reihe von Ministerien erforderlich, u.a. Landwirtschaftsministerium, Ländliche Entwicklung, Panchayati Raj, Umwelt und Forstwirtschaft, und Biotechnologie als wichtigste Partner.

314

GeschätztesPotenzial

61.0001 MW

45.0002 MW

15.000 MW

5.000 MW

7.000 MW

50.0003 MW

183.000 MW

-

-

-

-

-

Kumulativer Ausbaustand

(per 30.09.2006)

466 MW

6.070 MW

1.850 MW

572 MW

35 MW

2,7 MW

8.996 MW

11,5 MW

76 MW

11 MW

98,5 MW

9.094,5

Energiequelle/Stromerzeugungsanlagen

Strom aus erneuerbarenEnergiequellen

Netzgekoppelte erneuerbareEnergiequellen

Strom aus Biogas (landwirtschaftliche Reststoffe & Plantagen)

Windenergie

Kleinwasserkraftwerke (bis 25 MW)

Kraft-Wärme-Kopplung mit Bagasse

Stromerzeugung aus Müll

Sonnenenergie

Zwischensumme

Dezentrale erneuerbare Energien

Biomasse/Kraft-Wärme-Kopplung (nicht-Bagasse)

Biomassenvergaser

Energierückgewinnung aus Müll

Zwischensumme

Gesamt ( A + B )

GeschätztesPotenzial

-

12 Millionen

-

120 Millionen

20 MW/km2

-

-

-

-

140 Mio. m2

Kollektorfläche

-

-

Kumulativer Ausbaustand

(per 30.09.2006)

2.237/594(Dörfer/Weiler)

3,9 Millionen

3.902 Anlagen

35,2 Millionen

54.659 Stück

301.603 Stück

463.058 Stück

1.860 kWp

1,5 Mio. m2

Kollektorfläche

520 kW

7.068 Stück

Energiequelle/Stromerzeugungsanlagen

Elektrifizierung entlegener Dörfer

Dezentralisierte Energieanlagen

Häusliche Biogasanlagen

Gemeinde-/einrichtungsge-bundene/Schwarzwasser-Biogasanlagen

Verbesserte chulha (Kochherde)

Photovoltaikanlagen

I. Solaranlagen für Straßenbeleuchtung

II. Hausbeleuchtungs-systeme

III. Solarleuchten

IV. Solarkraftwerke

Solaranlagen zur Warmwasserbereitung

Windgenerator-/Hybridanlagen

Solar-Photovoltaik-Pumpen

2: Abhängig von zukünftigen Entwicklungen, mit deren Hilfe die Solartechnologie kostenwettbe-werbsfähig im Hinblick auf Netzstromanwendungenwerden könnte.

3: Die Angaben werden derzeit noch abgesichert.

WasserkraftIm Bilanzjahr 2005/06 lag der Beitrag von Wasserkraftzur Gesamtstromerzeugung in Indien bei etwa 16%.Obwohl die installierte Leistung der Wasserkraft bisheute beständig zugenommen und 2006 33 GW –22 % des Gesamtpotenzials – erreicht hat, ist ihr Anteilan der Gesamtkapazität in den vergangenen 40 Jahrenvon über 50% im Zeitraum zwischen 1962-63 aufknapp 26% Ende des Jahres 2005/06 gesunken. Umdiesem Trend entgegenzuwirken, wurde Ende 1999 dieZuständigkeit für Kleinwasserkraftprojekte (3-25 MW)vom Elektrizitätsministerium auf das MNRE verlagert,das bereits seit 1989 für Miniwasserkraft (< 3 MW)zuständig war. Das Elektrizitätsministerium ist heutenur noch bei Großprojekten (> 25 MW) involviert. ImBilanzjahr 2004/05 kamen 1,435 GW Leistung durchGroßkraftwerke hinzu.

WasserkraftpotenzialeDas gesamte Wasserkraftpotenzial Indiens wird beieinem Lastfaktor von 60% auf 84 GW geschätzt. EndeMärz 2006 waren 19,1% der Potenziale (ewa 16 GWbei 60% Lastfaktor) bereits erschlossen und ca. 5,6%befanden sich im Entwicklungsstadium, was bedeutet,dass 75,3% der Wasserkraftpotenziale noch nicht aus-genutzt werden. Für 162 Wasserkraft-Projekte in 16 Bundesstaaten mit einer Gesamtkapazität von fast48 GW sind bereits Machbarkeitsstudien erstellt worden.Das Potenzial von Kleinwasserkraftwerken (< 25 MW)wird nach Untersuchungen des MNRE und der CEAalleine auf über 15 GW geschätzt, das von Mini- (< 3 MW) und Kleinstwasserkraftwerken (< 100 kW)auf zusammen 10 GW. In einer Datenbank des MNREsind rund 4.400 potenzielle Standorte mit einer Leistung von fast 10,5 GW erfasst. Realisiert wurdenbis Ende 2005 Vorhaben mit einer Gesamtkapazitätvon circa 1.750 MW.

Ausbau bei Miniwasserkraft und AnreizsystemeKleinst- und Miniwasserkraftwerke sind für die Strom-erzeugung in abgelegenen und gebirgigen Regionenabseits der überregionalen Versorgungsnetze eine wirt-schaftliche Option. Dank einer guten staatlichen Förderung sind in Indien Miniwasserkraftwerke miteiner installierten Leistung von über 1.250 MW (StandSeptember 2006) realisiert worden. Damit hat sich dieStromerzeugung aus derartigen Anlagen in den letzten10 Jahren vervierfacht. In der Vergangenheit hat vor-wiegend der Staat den Bau von kleinen Wasserkraft-werken betrieben. Fördermaßnahmen für private In-vestoren haben dazu geführt, dass diese mittlerweiledie meisten Zubauten an Kapazitäten selbst stemmen.Neben unterschiedlichen Anreizsystemen auf bundes-staatlicher Ebene22 kommen durch den Zentralstaatunter Federführung des MNRE und IREDA folgendeFörderkomponenten zum Zuge:

• finanzielle Unterstützung von Studien und Gutachten;

• finanzielle Unterstützung von detaillierten Projektauswertungen und -berichten;

• Investitionsförderungen; • Zinsförderung für kommerzielle Projekte; • Zuschüsse für die Revision und Modernisierung

sowie die Sanierung und den Ausbau von Anlagen.

Hersteller und HändlerIndien verfügt über ein gut ausgebautes Hersteller-und Händlernetz, das dem Markt komplette Systemesowie Bau- und Ersatzteile zur Verfügung stellen kann.Allein für Turbinen von Kleinwasserkraftwerken gibtes 8 Hersteller.

19 Indien


22 16 Bundesstaaten haben Verordnungen zur Förderung von Kleinwasserkraftprojekten mit zum Teil erheblichen Vergünstigungen erlassen bzw. angekündigt und damit eine große Nachfrage bei privaten Investoren ausgelöst. In diesen Bundesstaaten sind bereits über 760 Standorte mitetwa 2.500 MW potenzieller Leistung angeboten und zum großen Teil schon vergeben worden. 315

19 Indien

23 Eine Kehrseite bestehender Anreizsysteme: Von technischen Schäden sind mit der Zeit oftmals Anlagen betroffen, deren laufender Betrieb für ihre Investoren – ganz im Gegensatz zur ihrer Errichtung – nur noch unbedeutende Profite einspielt.

24 Quellen: Indian Wind Energy Association, 2003; Ministry of New and Renewable Energy – Annual Report 2005/2006.25 Das Auswahlkriterium für geeignete Standorte ist eine Winddichte von mehr als 200 W/m2 in 50 m Höhe. Eine Karte zu Windpotenzialen in

Indien findet sich unter www.inwea.org/map.html.

WindenergieDie Windbranche erfährt in Indien seit einigen Jahrenein rasantes Wachstum. Mit einem Zuwachs von1.430 MW in 2005 lag die installierte Windkraftkapa-zität Ende 2005 bei 4.435 MW (davon 4.336 MW ausPrivatsektorprojekten) und damit weltweit an vierterStelle. In den ersten neun Monaten 2006 erhöhte sichdie installierte Windkapazität Indiens auf 6.070 MW,wobei die Verfügbarkeit einiger Anlagen aufgrundtechnischer Schäden eingeschränkt sein dürfte.23 Alleinim Rahmen des durch das MNRE implementiertenProgramms für Kleinwindkraftanlagen “Small WindEnergy and Hybrid Systems” sind bis Ende September2006 1.141 Anlagen in Kombination mit Wasser-pumpsystem installiert worden. Hinzu kommen464 kW installierter Leistung durch elektrische Wind-anlagen mit maximal 5 kW sowie Hybridsysteme mitmaximal 10 kW. Bis 2010 sollen sich die installiertenWindkraftkapazitäten nach aktuellen Schätzungen auf12 GW erhöhen.

Tab. 7: Windkraftpotenzial und installierte Kapazität nachBundesstaaten; Indien; 2003 und 2005; MW24

Untersuchung der WindressourcenDas Gesamtpotenzial der indischen Windressourcenwird auf 45 GW geschätzt. Eine umfangreiche Unter-suchung erfolgte mit Hilfe des “Wind Resource Assessment Programme” (WRAP) unter Federführungdes MNRE und unterstützt durch das Centre for WindEnergy Technology (C-Wet), das gleichzeitig das zentraleInstitut für Forschungs- und Entwicklungsaufgaben inder indischen Windbranche ist. Eine Auswertung derin ca. 1.000 Messstationen gewonnenen Daten führtebis 2004 zu einer Identifizierung von 208 geeignetenlandgebundenen Standorten.25 Die als geeignet befun-denen Standorte werden von den Elektrizitätsgesell-schaften der Bundesstaaten ausgewiesen und üblicher-weise an private Investoren verkauft oder verpachtet.2005 und 2006 sind weitere 22 Windmessstationeneingerichtet worden – weitere 47 sind in Planung. ZurNutzung der Offshore-Windkraft an den Küsten Indiensliegen bislang keine Daten vor. Um eine detaillierteGesamtübersicht über die Windressourcen Indiens zugewinnen, entsteht derzeit ein landesweiter Windatlas.

Förderung der WindenergieZur Förderung und Weiterentwicklung der Windkraft-nutzung in Indien gibt es unter anderem ein vomMNRE koordiniertes Windkraftprogramm, das z.B.Windpotenzialuntersuchungen, Forschungs- und Ent-wicklungsprojekte sowie Demonstrations-Windfarmenumfasst. Letztere erhalten Zuschüsse von bis zu 60%,wobei maximal 6 MW pro Bundesstaat gefördert werden.Über die staatliche Agentur IREDA werden darüberhinaus Kredite für private Projekte vergeben. NebenVerbrauchssteuererleichterungen und niedrigen Import-zöllen für einzelne Komponenten von Windenergie-anlagen bietet insbesondere eine steuerliche RegelungAnreiz zur Investition in Windenergie, nach der Wind-kraftanlagen im Jahr der Betriebnahme mit 80% abge-schrieben werden können.

316

Gesamt-potenzial

8.275

9.675

6.620

875

5.500

3.650

5.400

3.050

450

2.990

45.195

TechnischesPotenzial

1.750

1.780

1.120

605

825

3.020

895

1.750

450

-

12.875

InstallierteKapazität

2003

93

173

141

2

23

401

73

1.004

1

2

1.912

InstallierteKapazitätEnde 2005

126

288

487

2

35

655

313

2.527

1

2

4.435

MW

Bundesstaat

Andhra Pradesh

Gujarat

Karnataka

Kerala

Madhya Pradesh

Maharashtra

Rajasthan

Tamil Nadu

West Bengal

Andere

Gesamt

19 Indien


26 Wer abseits seines industriellen Standortes für den Eigenbedarf produziert und den Strom durch das öffentliche Netz leitet, verpflichtet sichgleichzeitig je nach Bundesstaat, zwischen 4% und 18% des durchgeleiteten Stroms abzugeben.

Eine ganze Reihe bundesstaalicher Regulierungsbe-hörden (SERC) haben in den jeweils zugehörigen Bundesstaaten Vorzugstarife für Windenergie eingeführt.Der Vergütungspreis für Windstrom liegt je nach Bundes-staat derzeit zwischen 3,9 und 6 €-ct/kWh (2,25 und3,5 Rs/kWh). In einigen Bundesstaaten wird zusätzlichein jährlicher Aufschlag gewährt. Im Wesentlichen dientdieser zur Anpassung der Tarife an die Inflation – ineinigen Bundesstaaten geht dieser Aufschlag auch da-rüber hinaus. Mit einem Grundpreis von 6 €-ct und einemjährlichen Aufschlag von 0,26 €-ct über einen Zeit-raum von 13 Jahren bietet Maharashtra derzeit die bestenBedingungen zur Einspeisung von Windstrom. DieAttraktivität der Vergütungssätze – und damit auch ihreNutzung durch private Investoren – unterscheidet sichzwischen den Bundesstaaten zum Teil erheblich. Fast90% der bis 2003 installierten Windkraftanlagenwurden beispielsweise in nur vier Bundesstaaten errichtet.

Insgesamt sehr attraktiv gestaltet sich die Situation fürFirmen, die für den Eigenbedarf produzieren. Einer-seits können sie sich von den Strompreisen, die fürGewerbetriebe gelten und mit 6,3 €-ct im internatio-nalen Vergleich als hoch einzustufen sind, unabhängigmachen. Firmen, die ihren Strom gleichzeitig in dasnationale Netz einspeisen26, genießen andererseits dasPrivileg, bei Stromengpässen als Letzte vom Netzgenommen zu werden. Etwa 80% der zurzeit durchWindkraft erzeugten Energie entfallen auf Eigenerzeuger– vornehmlich Unternehmen, die die überhöhtenStrompreise der bundesstaatlichen Stromversorger ver-meiden wollen.

Technische Hemmnisse für den Ausbau der WindkraftDem errechneten Windpotenzial von 45 GW steht eintechnisches Windpotenzial von etwa 13 GW gegenüber.Dass die beiden Zahlen so weit auseinander gehen,hängt u.a. mit dem schlecht ausgebauten Stromnetzzusammen, das an vielen Standorten eine Einspeisungunmöglich macht. Überlastungen und Reparaturen desNetzes sorgen dafür, dass selbst angeschlossene Wind-kraftanlagen in guten Windzeiten stillstehen. Ein weiteres Hindernis zum Ausbau der Windkraft stelltvielerorts die Situation des Straßennetzes dar.

Vor diesem Hintergrund scheiden einige Standorte mitPotenzial zur Windkraftnutzung, derzeit insbesonderefür Anlagen der Megawattklasse, von vornherein aus.

Heimische AnlagenfertigungIndien konnte sich in den vergangenen Jahren alswichtiger Produktionsstandort von Anlagen- undKomponentenherstellern etablieren. Inzwischen sind dieetwa 15 Unternehmen, die teilweise mit internationalenUnternehmen als Joint-Venture oder im Rahmen einerLizenzfertigung kooperieren, zunehmend auch im Ex-portgeschäft tätig. Allerdings bieten nur acht dieserUnternehmen Windgeneratoren über 250 kW an, sodassder Importanteil für größere Anlagen entsprechendhoch ist.

Das indische Unternehmen Suzlon ist mit einem glo-balen Marktanteil von 6% fünftgrößter Windkraftan-lagenhersteller weltweit und marktführend in Indien.2005 produzierte und verkaufte Suzlon Energy alleinAnlagen mit einer Gesamtleistung von 758 MW fürden indischen Markt. Das Unternehmen stellt Anlagenmit einer Kapazität von 350 bis 2.100 kW her. AufPlatz zwei rangiert das deutsch-indische JointventureEnercon India, das seit seiner Gründung im Jahr 1994bereits rund 750 MW installiert hat, davon 225 MWalleine im Jahr 2005. Hinter Vestas RRB erreichte dernationale Hersteller NEPC India, der sich auf kleineAnlagen spezialisiert hat, Platz 4.

Unabhängige Planungsbüros und Wartungsfirmengibt es in Indien bislang kaum, so dass die Herstellervon Windkraftanlagen zumeist auch für Wartung undBetrieb ihrer Anlagen zuständig sind.

317

19 Indien

BiomasseDie für energetische Zwecke jährlich verfügbare Bio-masse aus land- und forstwirtschaftlichen Reststoffenwird auf 120-150 Mio. Tonnen geschätzt, was einemStromerzeugungspotenzial von 16 GW entspricht. Rund5 GW ließen sich laut MNRE allein über mit Bagassegefeuerte Heizkraftwerke in Zuckerfabriken gewinnen.Biomassekraftwerke auf Basis von Bagasse und land-wirtschaftlichen Reststoffen hatten Ende 2005 eineGesamtkapazität von etwa 970 MW. Weiterhin liegtein erhebliches Potenzial zur Gewinnung von Biomassein der Bepflanzung ungenutzter Flächen. Geschätzte62 GW ließen sich so für netzgebundene Lösungenerschließen und weitere 15 GW für netzferne Einsätze.Um die verfügbaren Ressourcen genauer beziffern undlokalisieren zu können, wurde im neunten Fünfjahres-plan (1998–2002) mit einer detaillierten Untersuchungin fast allen Bundesstaaten begonnen. Die gewonnenenDaten sollen in einen umfangreichen Ressourcen-Atlaseinfließen.

Im Rahmen des “Biomass Power/Co-Generation Programme” des MNRE werden netzgekoppelte Anlagensowie Anlagen industrieller Eigenerzeuger mit einerMindestkapazität von 1 MW gefördert. Ebenso werdenForschung und Entwicklung beispielsweise von mo-dernen Vergasungsanlagen und Motoren unterstützt.Die Förderung erfolgt durch Zinssubventionen, Zu-schüsse, fiskalische Anreize, Machbarkeitsstudien undWeiterbildungsangebote. In einer Reihe von Bundes-staaten werden weitere Anreizmechanismen angeboten,wie z.B. Wheeling, Banking, erhöhte Einspeisetarifeund die Möglichkeit des Stromverkaufs an Dritte.

Mit diesen Initiativen wurde bis Ende 2005 ein Kapa-zitätsausbau von 118 MW durch Kraft-Wärme-Kopp-lungsprojekte auf Basis von Biomasse in fünf Bundes-ländern erreicht, wobei das angestrebte Ziel allerdingsbei 160 MW lag. Im Laufe des Jahres 2004 wurden inden Zuckerfabriken in Privatbesitz die Dampfparame-ter von 67 ata Dampfdruck auf 87 ata und 515°C hoch-gestuft, was die Nettoenergieerzeugung um 5% bis6% erhöht. Derzeit sind in vier Bundesstaaten bereits12 Anlagen in Betrieb und etwa 15 weitere Projektewerden derzeit realisiert.

Biomasse-Vergasungsanlagen In Indien werden größere Biomasse-Vergasungsanlagenmit einer Kapazität von 3 bis 500 kW hergestellt. Über1.800 Vergasungssysteme mit einer Kapazität von70 MW sind bislang zur netzfernen Stromversorgungim Einsatz. Vermehrten Einsatz finden Biomasseverga-sungsanlagen auch durch diverse “Village Energy SecurityTest Projects”, die im Rahmen eines ländlichen Elektri-fizierungsprogramms des MNRE durchgeführt werden.In einem partizipativen Prozess, bei dem insbesondereauch Frauen einbezogen werden, entstehen dabei dörf-liche Versorgungsstrukturen, welche die verschiedenenEnergiebedarfe innerhalb eines Dorfes auf Basis derlokal verfügbaren Energieressourcen decken. Ein weitererVerwendungszweck dieser Anlagen ist der Betrieb vonWasserpumpen und die Deckung des bislang nochoffenen Strombedarfs in den Dörfern. Als Partner beider Realisation dieser Anlagen fungieren meistensländliche Entwicklungsbehörden auf Distriktebene undDorf-Panchayats, die diese Anlagen betreiben undinstand halten.

Das MNRE subventioniert die Einrichtung von Bio-massevergasungsanlagen. Die Subventionen belaufensich auf 1,5 Mio. Rs pro 100 kW anteilig für zu 100%erzeugereigene Vergasungsanlagen auf Basis von Bio-masse, die der Deckung des Strombedarfs in elektrifi-zierten Dörfern dienen, sowie für netzgekoppelte An-lagen. Für die darüber hinausgehenden Kosten müssendie Nutzervertretungen/Unternehmer aufkommen.

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27 In Indien kommen vor allem Anlagengrößen zwischen 1 m3 (für Koch- und Beleuchtungszwecke eines 3-4 Personen Haushalts) und 6 m3

(für Koch- und Beleuchtungszwecke eines 18-24 Personen Haushalts) zum Einsatz.28 Besonders gefragt sind SHS beispielsweise aufgrund ihrer breiten Einsetzbarkeit. Die geringen Kosten in Verbindung mit flexibler

Einsatzmöglichkeit sind Kriterien, die zu einer wachsenden Beliebtheit von Solarleuchten beigetragen haben.

BiogasanlagenAuf dem Land sind insbesondere Kleinbiogasanlagen27

weit verbreitet. Zurzeit sind 3,89 Mio. solcher Anlagenin Betrieb. Sie werden zumeist mit organischen Abfällenvon Tieren und Haushalten bestückt. Das Gesamtpo-tenzial für Biogas schätzt das MNRE auf über 12 Mio.Anlagen. Für den Zeitraum 2005/2006 legte das Minis-terium ein “National Biogas and Manure ManagementProgramme” auf mit dem Ziel der Neuinstallation von66.000 Kleinbiogasanlagen. Unterstützt wurde das Pro-gramm von der Reserve Bank of India (RBI) sowie derNational Bank for Agriculture and Rural Development.Bis Ende 2005 wurde ein Zwischenziel von 33.700installierten Anlagen erreicht.

SolarenergieMit einer durchschnittlichen täglichen Sonnenein-strahlung zwischen 4,4 und 6,6 kWh/m2 und einerjährlichen Sonnenstrahlungsdauer zwischen 2.300 und3.200 Stunden verfügt Indien über ein großes Potenzialzur Nutzung von Solarenergie. Die Solar-Photovoltaik-technologie bietet einzigartige Möglichkeiten zurnetzfernen Stromerzeugung direkt am Verbrauchsort.Mittlerweile kommen in Indien etwa 1,3 Mio. Photo-voltaiksysteme mit einer Gesamtkapazität von ca.85 MW zum Einsatz, wobei 342.000 Solaranlagen fürHausbeleuchtungszwecke, 560.000 Solarleuchten28

sowie 7.000 PV-Systeme für Bewässerungszwecke inForm von Pumpen oder für Telekommunikationsein-richtungen den größten Anteil stellen. Die meistenAnlagen werden in ländlichen, netzfernen Regioneneingesetzt, doch auch in urbanen Zentren kommensolarelektrische Systeme zum Einsatz. So soll bis 2012die gesamte Straßenbeleuchtung indischer Städte überPV-Module betrieben werden. Landesweit sind außer-dem mehr als 20 netzgekoppelte PV-Anlagen mit einerGesamtleistung von ca. 2,74 MWp in Betrieb.

Besonders beliebt sind Solarleuchten, die sich durchgeringe Kosten und flexible Einsatzmöglichkeitenauszeichnen. Darüber hinaus besteht Nachfrage nachProdukten, die mehrere Zwecke erfüllen, wie z.B.Beleuchtung und Fernsehen. Den finanziellen Zugangzu diesen Produkten erleichtern Mikrokredite undDarlehen, die z.B. über nationale Banken, aber auchdurch Selbsthilfegruppen auf Dorfebene vergebenwerden. Weitere unterstützende Maßnahmen bestehenin Form verschiedener finanzieller und fiskalischerAnreize. Hersteller profitieren beispielsweise von zins-vergünstigten Krediten und Steuerbefreiungen.

Solarthermie

Warmwasserbereitung mit SolartechnikEnde September 2006 war in Indien eine Kollektorflächezur solarthermischen Warmwasserbereitung von etwa1,5 Mio. m2 installiert. Die Marktaktivitäten bewegtensich in den letzten Jahren in einer Größenordnung vonjährlich 100.000 m2. Der größte Anteil liegt beim häus-lichen Einsatz solarthermischer Systeme mit 2 bis 10 m2

Kollektorfläche. Wachsende Bedeutung erlangen auchder gewerbliche Sektor, in dem Kollektorflächen zwischen 10 und 100 m2 zum Einsatz kommen, sowieder industrielle Bereich. Über 70 Hersteller solarther-mischer Systeme wurden vom “Bureau of Indian Standards” (BIS) bereits zertifiziert.

Das MNRE hat 2005 ein “Programme on Solar WaterHeating” aufgelegt, mit dem bis März 2007 ein Zuwachsvon 1 Mio. m2 Kollektorfläche erreicht werden sollte.Das Programm ermöglicht Nutzern solarthermischerSysteme im häuslichen, institutionellen und kommer-ziellen Sektor den Zugang zu zinsgünstigen Darlehenmit flexiblen Rückzahlungszeiträumen von bis zu 5 Jahren. 19 Banken und Mikrofinanzinstitutionennehmen an dem Programm teil.

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29 Siehe auch www.gsi.gov.in30 Seit Februar 2004: “Ein Dorf gilt dann als elektrifiziert, wenn Stromversorgung zu öffentlichen Stellen wie z.B. Schulen, Panchayat-Büros,

Kliniken, Apotheken, Dorfgemeinschaftsräumen etc. gewährleistet ist und die Anzahl der elektrifizierten Haushalte mindestens 10% der Gesamtzahl der Haushalte im Dorf beträgt.“

31 Das “Discussion Paper on Rural Electrification Policies“ des Ministry of Power vom November 2003 beschreibt die anstehenden Reformaufgaben, bietet einen kurzen Überblick über die ländliche Elektrifizierung in Indien und erläutert alternative Versorgungsmodelle auf kommunaler Ebene.

GeothermieGeothermie wird in Indien bislang für thermischeZwecke, aber nicht für die kommerzielle Stromerzeugungeingesetzt. Das Stromerzeugungspotenzial wird auf10.000 MW beziffert.

Das Institut Geological Survey of India29 hat über 300mögliche Standorte für mit Erdwärme betriebeneKraftwerke identifiziert und seine Untersuchungen ineinem Ressourcenatlas veröffentlicht. Ein Netzwerkvon Forschungsinstituten erforscht seitdem die Aus-schöpfungsmöglichkeiten der Potenziale und hat kleineDemonstrationsanlagen zur Stromerzeugung installiert.Geographisch konzentrieren sich die Untersuchungenvorerst auf geothermische Felder in Chhattisgarh,Jammu und Kashmir. Aber auch in den BundesstaatenHimachal Pradesh, Uttaranchal und Jharkhand wurdenhohe, zur Stromerzeugung geeignete Temperaturen inErdschichten festgestellt.


Die zentralstaatlichen Übertragungs- und Verteilungs-netze erreichen längst nicht alle indischen Dörfer undHaushalte. Etwa 79% der Dörfer in Indien habenZugang zu Stromversorgung,30 wobei allerdings be-trächtliche Unterschiede zwischen den einzelnen Bundesländern bestehen: die Prozentsätze liegenzwischen 100% in den Bundesstaaten Andhra Pradesh,Goa, Haryana, Kerala, Maharashtra, Nagaland, Punjabund Tamil Nadu und unter 60% in den BundesstaatenBihar (47%), Jharkand (22%), Meghalaja (50%) undUttar Pradesh (58%). Im Bezug auf einzelne Haushalteliegt die Elektrifizierungsrate bei etwa 44%, d.h. ca. 78 Millionen Haushalte – von mehr als 138 Millionenin der Volkszählung von 2001 erfassten Haushalte –haben keinen Zugang zu Stromversorgung.

Im Elektrizitätsgesetz von 2003 verpflichtete sich derindische Staat, alle ländlichen Siedlungen zu elektrifi-zieren. In Kooperation mit den Bundesstaaten sollenentsprechende Richtlinien aufgestellt werden.31 Insbe-sondere für solche Dörfer, die aufgrund ihrer Lage inschwer zugänglichen Gebieten auch in Zukunft nichtmit einem Netzanschluss rechnen können, bieten sichaus erneuerbaren Energien gespeiste dezentrale Energie-systeme an. Neben kleinen individuellen Systemen(z.B. Solar-Home-Systeme) kommen auch kommunaleInselnetze zum Einsatz.

Nationale AktivitätenDas MNRE trägt durch mehrere sektorspezifische Pro-gramme zur ländlichen Elektrifizierung bei. Das“Remote Village Energy Programm” ist auf Dörfer aus-gerichtet, die in absehbarer Zeit keine Aussicht aufeinen Anschluss an das nationale Verbundnetz haben.2001 wurde unter Federführung des MNRE das “VillageElectrification Programme” gestartet mit dem Ziel,den Grundbedarf an Beleuchtungsanlagen in den in derVolkszählung erfassten, nicht elektrifizierten Dörfernzu decken. Hierbei sollten 5.000 solcher Dörfer Be-leuchtungsanlagen erhalten, wobei nicht berücksichtigtwurde, ob dort ein Netzanschluss in Frage käme odernicht. In der Folge wurde das Vorhaben dahingehendmodifiziert, dass nur solche nicht elektrifizierte Dörfereingeschlossen wurden, die nicht mit einem Netzan-schluss rechnen können. Ende September 2006 waren2.237 in der Volkszählung erfassten Dörfer und 594 Weiler mit Beleuchtungsanlagen versorgt worden.Das MNRE fördert Installationen von verschiedenenerneuerbaren Energiesystemen zu 90%. Nachdem dasElektrifizierungsprogramm anfänglich SPV-Hausbe-leuchtungssysteme mit 1-4 Anschlüssen für Lichtquellenvorsah, wurde die Subventionierung von 2004-05 an aufModelle mit nur zwei Lichtanschlüssen begrenzt.

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32 Quelle: MoP, Annual Report 2005/2006. Allen Haushalten unterhalb der Armutsgrenze wird für ihre Elektrifizierung eine 90%-Finanzierung durch das MoP zuteil.

33 Weitere Informationen siehe www.recindia.com.

Diese Beleuchtungsanlagen produzieren etwa 0,1 kWhEnergie pro Haushalt/Tag. Eine geringe Anzahl vonDörfern wurde außerdem mithilfe von dezentralisiertenSPV-Kraftwerken, Biomassevergasungsanlagen undKleinwasserkraftwerken elektrifiziert.

Das “Integrated Rural Energy Programme” (IREP)richtet sich sowohl an bereits elektrifizierte Dörfer alsauch an solche, deren Elektrifizierung noch aussteht. Eszielt darauf ab, nichtelektrische Energiesysteme aufBasis von erneuerbaren Energien bereitzustellen, wiebeispielsweise solarthermische Systeme für Koch- undTrocknungszwecke. In diesem Zusammenhang werdenauch Zuschüsse für Pilotanlagen und technische Hilfegewährt. Weiterhin will IREP auf lokaler Ebene perso-nelle und organisatorische Kapazitäten stärken, um dieAkteure vor Ort in die Planung der Energieversorgungeinzubeziehen.

Anlässlich dieser Strategie hat das Elektrizitätsministe-rium im April 2005 das Programm “Electricity Infra-structure and Household Electrification” eingeführt.Dem REC obliegt im Rahmen dieses Programms dieAufgabe, dafür zu sorgen, dass innerhalb von 4 Jahrenalle Dörfer, die nicht über Programme des MNRE ab-gedeckt werden, entweder an das nationale Stromnetzangeschlossen werden oder ein eigenes Inselnetz aufBasis konventioneller Energien erhalten.32 Bis Ende2006 sollten auf diese Weise 10.000 Dörfer neu mitStrom versorgt werden.

Die Rural Electrification Corporation (REC) unterstehtdem Elektrizitätsministerium. Sie gewährt finanzielleUnterstützung für alle Maßnahmen der Verbesserungder ländlichen Stromversorgung, inklusive erneuerbarerEnergien. Nach der nationalen Strategie “Mission 2012– Strom für alle” sollen Ende 2007 alle Dörfer eineBasisstromversorgung besitzen und im Jahr 2012 alleHaushalte elektrifiziert sein.33

Wechselkurse (28.12.06):1 Indische Rupie (INR) = 0,01717 Euro (EUR)

19.7 Literatur

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19.8 Kontakte

Deutsche Botschaft in IndienNo. 6/50G, Shanti PathChanakyapuri New Delhi 110 021Tel. +91 (11) 44 19 91 99 Fax +91 (11) 26 87 31 17 E-Mail: [email protected]

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbHFrau Dr. Gisela Hayfa 21, Jor Bagh New Delhi 100 003Tel. +91 (11) 460 38 32-36 Fax +91 (11) 460 38 31 E-Mail: [email protected] www.gtz.de/india

Indische Botschaft in Deutschland Tiergartenstr. 17 10785 Berlin Germany Tel. +49 (30) 2579-50E-Mail: [email protected] www.indianembassy.de

Indo-German Chamber of Commerce Maker Tower 'E', 1st floor, Cuffe ParadeMumbai (Bombay) 400 005 Tel. +91 (22) 66 65 21 21 Fax +91 (22) 66 65 21 20 E-Mail: [email protected] www.indo-german.com

Ministry of Power Shram Shakti Bhavan New Delhi 110 001Fax +91 (11) 23 71 00 65 powermin.nic.in

MNRE (Ministry of New and Renewable Energy)Block 14, C.G. O. Complex Lodhi RoadNew Delhi 110 003 Tel. +91 (11) 436 16 04 Fax +91 (11) 436 27 72 E-Mail: [email protected] mnes.nic.in

IREDA (Indian Renewable Energy Development Agency Ltd.)India Habitat Centre ComplexCore- 4A, East Court, 1st FloorLodhi RoadNew Delhi 110 003Tel. +91 (11) 24 68 22 14-21Fax +91 (11) 24 68 22 02E-Mail: [email protected]

Central Electricity Regulatory Commission – CERCCore 3, 6/7th Floor, Scope Complex, 7 Institutional AreaLodhi RoadNew Delhi 110 003Tel. +91 (11) 24 36 11 45/24 36 02 16Fax +91 (11) 24 36 00 10E-Mail: [email protected]

State Electricity Regulatory Commissions – SERCDie Adressen der SERCs können über die Internetseiteder CERC bezogen werden unter www.cercind.org

State Electricity Boards – SEBDie Adressen der SEBs können über die Internetseiteder CERC bezogen werden.

UNDP Office IndiaPost Box No. 305955 Lodhi EstateNew Delhi 110 003Tel. +91 (11) 24 62 88 77Fax +91 (11) 24 62 76 12www.undp.org.in

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TERI – The Energy and Resources InstituteDarbari Seth BlockIHC ComplexLodhi RoadNew Delhi 110 003Tel. +91 (11) 24 68 21 00/41 50 49 00Fax +91 (11) 24 68 21 44/24 68 21 45E-Mail: [email protected]

Central Electricity AuthoritySewa Bhavan, R.K.PuramNew Delhi 110 066Tel. +91 (11) 610 84 76E-Mail: [email protected]

Winrock International India7 Poorvi Marg, Vasant ViharNew Delhi 110 057Tel. +91 (11) 26 14 29 65Fax +91 (11) 26 14 60 04E-Mail: [email protected]

Rural Electrification Corporation LimitedCore-4, SCOPE Complex7 Lodhi RoadNew Delhi 110 003Tel. +91 (11) 436 51 61Fax +91 (11) 436 06 44www.recindia.com

Indian Wind Energy Association4th Floor, PHD HouseSiri Fort RoadNew Delhi 110 016E-Mail: [email protected]

Centre for Wind Energy TechnologyValechery – Tambaram High RoadPallikaranai, Chennai 601 302Tel. +91 (44) 22 46 39 82/39 83/39 84 Fax +91 (44) 22 46 39 80E-Mail: [email protected]

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20 Indonesien

20 Indonesien1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: Association of the Electricity Supply Industry of East Asia and the Western Pacific; 2007.2 Das OPEC-Mitglied hat noch Erdöllagerstätten von über 4,5 Milliarden Barrel (die größten Vorkommen finden sich auf Sumatra),

nachweisbare Erdgasreserven von rund 32 Billiarden m3 (hauptsächlich in Aceh, East Kalimantan und vor der Küste Javas) und Kohleressourcen von 38 Mrd. Tonnen.

3 Indonesien ist der weltweit größte Exporteur von verflüssigtem Erdgas.4 Quelle: BP Statistical Review of World Energy Full Report 2006.


Installierte Kapazitäten Ende 2005 beliefen sich die installierten Erzeugungs-kapazitäten im Rahmen der öffentlichen Stromversor-gung Indonesiens auf rund 28 GW. Die Kraftwerke desstaatlichen Stromversorgers Perusahaan Listrik Negara(PLN), die allein 87% der Stromerzeugungskapazitätenstellten, basierten zu einem Großteil auf Erdöl (42%).Wichtige Pfeiler der Erzeugungskapazitäten bildetenaußerdem Kraftwerke auf Basis von Kohle (PLN:20%), Gas (PLN: 22%) und Wasserkraft (PLN: 14%).

Tab. 1: Kraftwerkskapazitäten des staatlichen Stromver-sorgers PLN nach Energieträgern; Indonesien; 20051

Indonesien verfügt über zahlreiche Energieressourcen,die bislang eine weitgehende Unabhängigkeit dernationalen Energieversorgung sichern. HeimischeLagerstätten an Erdöl, Erdgas und Kohle bilden dabeidie Basis2 und ermöglichen darüber hinaus Exportedieser Energieträger.3 Die Elektrizitätsnachfrage decktdas Land zurzeit sogar vollständig selbst. ElektrischeEnergie wird nicht exportiert.

StromerzeugungDie Stromerzeugung hat sich in den letzten Jahrenkontinuierlich erhöht und lag in 2005 mit einemAnstieg von 4% gegenüber dem Vorjahr bei 123 TWh.

Abb. 1: Stromerzeugung in TWh; Indonesien; 2001-20054

Stromübertragung und -verteilungAngesichts des stark zergliederten indonesischenStaatsgebietes, das aus 6.000 bewohnten Inseln besteht,gestaltet sich die Elektrizitätsversorgung sehr unter-schiedlich. Während die dicht besiedelten HauptinselnJava und Bali fast vollständig elektrifiziert sind, weisendie abgelegeneren Inseln große Versorgungslücken auf.Die zwei voneinander unabhängigen Haupt-Elektri-zitätsnetze in Indonesien teilen sich auf in das Über-tragungsnetz von Java und Bali – ein Hochspannungs-netz – und das “äußere“ Elektrizitätsnetz der übrigenInseln – ein Mittelspannungsnetz. Niedrige technischeStandards führen einerseits zu periodischen Zusam-menbrüchen der Netze, andererseits zu Ineffizienzenund Stromverlusten von bis zu 12% des insgesamterzeugten Stroms in einem Kostenumfang von jährlich600 bis 800 Mio. US$.

325

GW

10,04

4,78

5,26

3,35

0,48

23,9

Energieträger

Öl

Kohle

Gas

Wasserkraft

Geothermie

Gesamt

0

20

40

60

80

100

120

140

2001 2002 2003 2004 2005TW

h

Die Elektrizitätsnetze Indonesiens erreichten 2004 über30 Millionen Haushalte, das entspricht einem Elektri-fizierungsgrad Indonesiens von 53%.5 Zwei Drittel der Haushalte ohne Elektrizitätsanschluss befinden sich in den ländlichen Gebieten.6 Die Elektrifizie-rungsrate Indonesiens ist eine der niedrigsten in ganzSüdostasien.

Abb. 2: Anstieg der Elektrifizierung Indonesiens; Haushalte in Mio.; 1980-20047

Trotz der Netzlücken und Ineffizienzen ist die Elektri-fizierung Indonesiens eine Erfolgsgeschichte, da dieAnschlussrate 1980 erst bei 7% lag.

StromverbrauchFast 80% des erzeugten Stroms wird auf den HauptinselnJava und Bali verbraucht. Im Jahr 2004 bestand dorteine Energienachfrage von insgesamt rund 90 TWh, auf die restlichen Inseln entfielen 24 TWh. Im Jahr 2006hat sich der gesamte Stromverbrauch auf 122 TWherhöht. Zur Deckung des Strombedarfs in Spitzenzeitenreichen Indonesiens Stromkapazitäten derzeit nicht aus.Bis 2010 rechnet das indonesische Energieministeriummit einem Anstieg der Nachfrage nach Elektrizität auf122 TWh für Java und Bali sowie mit einem Anstieg auf36 TWh für die restlichen Inseln. Prognosen sehen fürden Zeitraum bis 2012 ein jährliches durchschnittlichesWachstum der Elektrizitätsnachfrage von 9% voraus.

Der Stromverbrauch pro Kopf lag in Indonesien 2006bei rund 500 KWh. Dies ist trotz eines erheblichenAnstiegs in den letzten Jahren eine der niedrigstenRaten aller Länder in der Region. Nach Zahlen von2004 verbrauchte der industrielle Sektor mit 42% ander gesamten erzeugten Elektrizität den größtenAnteil. Auf Privathaushalte entfallen rund 40%, aufden Dienstleistungssektor 13% und auf den öffentlichenSektor 5%.

StrompreiseDie weitreichende Monopolstellung des staatlichenEnergieversorgers PLN bestimmt die Strompreise imLand. Nach einem erheblichen Preiseinbruch derStrompreise durch die Abwertung des indonesischenRupiah in Folge der Asienkrise von ca. 7 US-ct/kWhauf 2,5 US-ct/kWh Ende der 1990er Jahre, liegen sienach stufenartigen Erhöhungen derzeit bei 6,2 US-ct.Mit Hilfe staatlicher Substitution ist die Preisstrukturder PLN so angelegt, dass die hohe Anzahl finanziellschwacher Haushalte, Strom zu einem vergünstigtenStromtarif bezieht.

Trotz großer heimischer Energieressourcen und staat-licher Subventionen im Elektrizitätssektor liegen dieStrompreise in Indonesien höher als in Staaten wie z.B.Thailand oder Vietnam. Die Wirtschaftsweise des staat-lichen Stromversorgers PLN wird dafür maßgeblichverantwortlich gemacht. Sie äußert sich unter anderemin dessen Produktions- und Bereitstellungskosten, diemit ca. 6,5 US-ct/kWh die Preise an die Endabnehmerübertreffen und deren Deckung von staatlichen Sub-ventionen abhängig ist.8 Die PLN wirtschaftet mittler-weile mit einem Schuldenberg von rund 5 Mrd. US$,der mit den aktuellen Strompreisen kaum zu tilgen seindürfte.9 Gleichzeitig ist ihr Spielraum für den Erlassvon Preiserhöhungen minimal – in einem Land, in demfast die Hälfte der Bevölkerung, d.h. über 110 Mio.Menschen, von weniger als 2 US$ pro Tag leben.

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5 Quelle: National Committee on Infrastructure Policy and Investment, 2004.6 Eine Ausnahme bilden die beiden dicht besiedelten Inseln Java und Bali, auf denen 96% aller Dörfer elektrifiziert sind.7 Quelle: Center of Energy Resources Development Technology; 2006.8 Angesichts der Subventionskürzungen von Treibstoffsubventionen beginnt auch dieser Spielraum zu schwinden.9 Die finanzielle Situation der PLN lässt darüber hinaus wenig Raum für Neuinvestitionen, was sich derzeit in ihren erheblichen

Schwierigkeiten niederschlägt, Neukunden aufzunehmen.326

0

10

20

30

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70

1980 1985 1990 1995 2004

Hau

shal

te in

Mio

.

Haushalte elektrifizierte Haushalte

20 Indonesien


10 Seit einigen Jahren sieht sich das OPEC-Mitglied aufgrund unzureichender Förderung gezwungen, Erdöl zu importieren. 2004 erlangte Indonesien erstmals den Status eines Netto-Importeurs und gefährdet seither regelmäßig seine OPEC-Mitgliedschaft.

11 Rund ein Drittel der Staatsausgaben fließt in Fördermaßnahmen der heimischen Energieversorgung. Kürzungen der Treibstoffsubventionen im Oktober 2005 ließen die Brennstoffpreise über Nacht um durchschnittlich 120% ansteigen, was landesweite Proteste auslöste. Die Kürzungen beendeten weitgehend die Subventionierung der Elektrizitätserzeugung aus Erdöl.

12 Zurzeit ist die indonesische Regierung bemüht, die nationale Stromerzeugung auf Erdgas umzustellen, stößt dabei aber v. a. bei der erforderlichen Infrastruktur auf Probleme. Gegen eine erhebliche Ausweitung der Braunkohleförderung spricht, dass sich ein Großteil (40%) der bestehenden Vorkommen nur mit überdurchschnittlich hohem Kostenaufwand fördern lässt.

13 Siehe Abschnitt “Förderpolitik für erneuerbare Energien”.14 Die PLN ist als staatliches Unternehmen gegenüber drei Ministerien verantwortlich: dem Ministerium für staatseigene Unternehmen als

Eigentümer der Körperschaften der PLN; dem Ministerium für Energie und Mineralische Ressourcen, das Energiepolitik und Regulierungen desEnergiesektors bestimmt, und dem Finanzministerium als finanziellem Eigentümer der PLN.

15 PJB produziert Strom zur Speisung des Hochspannungsnetzes auf Java und Bali. IP produziert den Strom zur Speisung des ”äußeren“ Mittelspannungsnetzes.

Um den existierenden Stromengpässen entgegenzu-wirken, zahlen Großabnehmer in der Industrie seit2006 in den Spitzenzeiten von 18 bis 22 Uhr höhereTarife. Nichtsdestotrotz sind überlastete Netze immerwieder Ursache regionaler oder großräumiger Strom-ausfälle, insbesondere in abgelegenen ländlichen Ge-bieten, aber auch in den Metropolen.

AusbauplanungDie Ausbaupläne im Elektrizitätssektor werdenmomentan u.a. von einem merklichen Schwinden derehemals reichen Ölvorkommen im Land bestimmt.10

Im Zusammenspiel mit der steigenden Nachfrage nachEnergie, der Ölabhängigkeit der nationalen Stromer-zeugung, den hohen Weltmarktpreisen für Erdöl underheblich subventionierter Brennstoffpreise im eigenenLand besitzt das Abwenden einer sich immer wieder an-bahnenden nationalen Energiekrise11 absolute Priorität.

Die Energiestrategie Indonesiens, festgehalten im“National Energy Management Blueprint”, sieht bis2025 einen Abbau des Erdölanteils an der Stromer-zeugung von derzeit 55% auf 15 bis 20% vor. Als Ersatzsollen vor allem die einheimischen Kohle- und Erd-gasressourcen12 dienen. Auch die Nutzung erneuerbarerEnergien soll im Rahmen dieser anstehenden Transfor-mation des Elektrizitätssektors ausgebaut werden.13

Als Reaktion auf die landesweit steigende Nachfragenach Elektrizität sowie auf wachsende Versorgungseng-pässe plant die indonesische Regierung einen Ausbauder Stromerzeugungskapazitäten um 14 GW bis 2012.Die Investitionskosten für die Bereitstellung neuerKapazitäten werden auf 12 Mrd. US$ geschätzt undsollen vornehmlich durch den Privatsektor aufgebrachtwerden.

20.2 Marktakteure

Der staatliche Elektrizitätsversorger PLNDer Elektrizitätsmarkt Indonesiens wird von demstaatlichen14 Stromversorger Perusahaan Listrik Negara(PLN) dominiert. Auf das Unternehmen entfallenknapp 87% der Kraftwerke zur öffentlichen Stromver-sorgung. Bezogen auf die Gesamtkapazität aller Kraft-werke, d.h. inklusive der Selbstversorger, erreicht diePLN einen Besitzanteil von über 50%. Als einziger zu-gelassener Betreiber von Transmissions- und Distribu-tionsnetzen hat die PLN über ihre Tochtergesellschaftenein Monopol, sodass die durch die Teilprivatisierungdes Elektrizitätsmarktes zugelassenen unabhängigenStromproduzenten völlig von der Infrastruktur desstaatlichen Unternehmens abhängig sind.

Das staatseigene Unternehmen befindet sich in einemTransformationsprozess mit Ausgründungen von Toch-tergesellschaften zur Stromerzeugung, -übertragungund -verteilung. Das Gesamtunternehmen gliedertsich derzeit in PLN Pusat – eine Holdinggesellschaft –und zwei 100%ige Tochtergesellschaften, die Elektri-zitätserzeuger Indonesia Power (IP) und PembangkitJawa Bali (PJB)15, sowie insgesamt sechs so genannteStrategic Business Units (SBUs). Eine der SBUs (P3B)ist verantwortlich für das Übertragungsnetz, währenddie fünf anderen für die Verteilung der Elektrizität andie Endverbraucher zuständig sind.

Zur Holding PLN gehört außerdem eine Handels-gesellschaft, um die Stromabnahmeverträge zwischenprivaten Anbietern und den Tochterunternehmen bzw.SBUs zu verwalten. Eine sich derzeit gründende dritteTochtergesellschaft – ein Gemeinschaftsunternehmenvon PLN und Privatinvestoren – soll zukünftig für denBau neuer Kraftwerke zuständig sein.

327

20 Indonesien

16 Durch die Asienkrise verschuldete sich die PLN erheblich. Gleichzeitig gerieten die Strompreise weit unter ein kostendeckendes Niveau.

Private AkteureDie Öffnung des Elektrizitätssektors für private Akti-vitäten Ende der 1980er Jahre, hat – beeinflusst durch dieUnzuverlässigkeit der zentralen Stromversorgung –zunächst für einen erheblichen Entwicklungsschub imBereich der Selbstversorgung mit Strom gesorgt. Mitt-lerweile gibt es in vielen Sektoren der Wirtschaft über10.000 Unternehmen, die ihre Stromversorgung selbstbewerkstelligen. Zur nationalen Stromversorgungtragen die gewerblichen und industriellen Selbstversorgerbislang nicht bei. Vor allem die infrastrukturellenMängel des Stromnetzes außerhalb von Java und Bali,die nur unter hohem Kostenaufwand zu beseitigensind, schränken diese Möglichkeiten stark ein. DieSelbstversorgung in der Stromerzeugung durch nicht-staatliche Akteure (z.B. ländliche Kooperativen) spieltaußerdem in netzfernen Gebieten eine Rolle.

Eine Reihe von Verträgen Mitte der 1990er Jahrezwischen der PLN und internationalen Stromkonzernensollten der Einstieg für private Stromerzeuger sein, indas nationale Netz einzuspeisen. Dieser Prozess derEinbindung von unabhängigen Stromproduzenten hatsich – beeinflusst durch die Asienkrise – erheblich ver-zögert. Die PLN konnte ihre vertraglich eingegangenenVerpflichtungen zur Stromabnahme nicht mehr ein-halten.16 Durch die Bindung Indonesiens an einenStrukturanpassungskredit der Weltbank im Jahr 1998ist die PLN verpflichtet, den Verträgen so bald wiemöglich nachzukommen. Insgesamt ist das inter-nationale Interesse privater Akteure, in Indonesien zuinvestieren, bislang nicht sehr ausgeprägt. UnabhängigeStromproduzenten tragen derzeit mit rund 13% zurnationalen Stromversorgung bei. Private Akteure imBereich der Strom-übertragung und -verteilung gibt esbisher nicht.

Weitere Akteure

Energiepolitische AkteureDie primäre Verantwortung für die legislative Ausge-staltung des indonesischen Energiesektors und dieenergiepolitischen Entscheidungen fällt dem Ministe-rium für Energie und Mineralische Ressourcen (MEMR)zu. Die Abteilung “Directorate General of Electricityand Energy Utilization” (DGEEU) ist speziell fürAusbau und Weiterentwicklung des Energiesektorsverantwortlich. Das DGEEU:• reguliert und lizenziert unabhängige nicht-staatliche

Stromproduzenten;• stellt jährlich den National Electricity General Plan

(NEGP) auf;• veröffentlicht jährlich die Elektrizitäts- und

Energiestatistiken des Landes.

Die Verantwortung für die Einbindung unabhängigerStromerzeuger in die nationalen Stromnetze übertrugdas MEMR der PLN.

328

20 Indonesien


17 Privatwirtschaftliche Aktivitäten im Bereich der öffentlichen Stromversorgung wurden erstmals 1989 durch eine gesetzliche Ergänzung des Elektrizitätsgesetzes von 1985 zugelassen.

18 Bestimmungen zur Einführung von Wettbewerb im Elektrizitätsmarkt sowie zur Entflechtung des Stromversorgers wurden als verfassungswidrig beurteilt.

19 Angesetzt ist dafür das zweite Quartal 2007.


Reform des ElektrizitätssektorsDer Energiesektor Indonesiens ist im Anfangsstadiumeiner Transformation. Eingeleitet wurde der Reform-prozess mit dem Electricity Law 20/2002 aus dem Jahr2002. Es hielt fest, dass • im Elektrizitätssektor eine schritt- und gebiets-

weise Einführung von Wettbewerbsmechanismen stattfinden soll;

• eine Regulierungsbehörde Electricity Market Supervisory Authority (EMSA) zur Überwachung unabhängiger Stromproduzenten in den durch das neue Gesetz eingerichteten “Wettbewerbsregionen”und zur Kontrolle der Stromtarife eingerichtet wird;

• die Stromtarife in den Wettbewerbsgebieten kostendeckend sein müssen und unter der Aufsichtder EMSA stehen;

• für die Stromübertragung und -verteilung in Wettbewerbsgebieten Gebühren erhoben werdensollen, um den Ausbau von Netzen in weniger entwickelten Gebieten zu finanzieren;

• die Zuständigkeit für die Ausgabe von Betriebs-lizenzen dezentralisiert, d.h. auf die lokale bzw.regionale Ebene verlagert wird;

• die Bereiche der Stromübertragung und -verteilungnatürliche Monopole darstellen, die den privatwirt-schaftlichen Unternehmen in nicht-diskriminie-render Weise zugänglich zu machen sind;

• sich privatwirtschaftliche Aktivitäten im Energie-sektor17 u.a. auf folgende Bereich beziehen können: Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung, Verkauf;

• jährlich ein nationaler Elektrizitätsplan “NationalGeneral Electricity Plan” aufgestellt werden soll, derdie im “National Energy Management Blueprint” festgehaltenen Ziele – sowohl regional wie auch national – konkretisiert.

Im Dezember 2004 wurde dieses erste Reformgesetzdurch das Verfassungsgericht wieder aufgehoben.18 Biszur Verabschiedung eines neuen Elektrizitätsgesetzes19

gilt das wieder in Kraft gesetzte Elektrizitätsgesetz von1985. Gültigkeit besitzen darüber hinaus einige seitEnde 2004 erlassene Vorschriften, wie die Government

Regulation 3/2005 aus dem Jahr 2005, die diverseBestimmungen aus dem Elektrizitätsgesetz 20/2002übernommen hat. Nichtsdestotrotz haben die gesetz-lichen Änderungen den Reformprozess erheblichbeeinflusst. So haben sich privatwirtschaftliche Akti-vitäten zurzeit auf den Bereich der Stromerzeugung zubeschränken. Die politischen Schritte von 2002 zurEinführung von Wettbewerbsgebieten, zur Entflechtungdes staatlichen Stromversorgers PLN und zur Errich-tung einer unabhängigen Regulierungsbehörde sindvorerst auf Eis gelegt.

National Energy Management BlueprintIm “National Energy Management Blueprint” sindambitionierte kurz- und langfristige Ziele zur Ent-wicklung des Elektrizitätssektors festgehalten. In deraktuellen Fassung 2005-2025 sind folgende Ziele auf-geführt: • Befriedigung der Elektrizitätsnachfrage: Erhöhung

der Elektrifizierungsrate auf 90% aller Haushalte bis 2020 und 100% aller Dörfer bis 2010;

• Abbau von Subventionen: Steigerung der Strom-tarife auf ein Niveau, das Erzeugungskosten ab-deckt und einen angemessenen Gewinn ermöglicht;

• Steigerung der Effizienz der Elektrizitätsver-sorgung: Implementierung eines limitierten Wett-bewerbs in der Stromerzeugung in Batam (ab 2004), Java-Madura-Bali (JAMALI; ab 2007) und der übrigen Inseln ab 2008 und damit verbunden eine starke Partizipation des Privatsektors(unabhängige, nicht-staatliche Stromerzeuger und gemischtwirtschaftliche Unternehmen) an der Stromversorgung Indonesiens;

• Ausbau der Elektrizitäts-Infrastruktur: Die Zentral- und Regionalregierungen stellen verstärkt Mittel für die Erweiterung der Übertragungs- und Verteilungsnetze zur Verfügung;

• Erneuerbare Energien: Indonesiens Potenziale an erneuerbaren Energien sollen besser genutzt werden.

329

20 Indonesien

20 Weitere große Hoffnungen setzt die indonesische Regierung in den Ausbau der Biokraftstoffe, wodurch langfristig die schwindenden Mineralölressourcen ersetzt werden sollen.

21 Das Geothermiegesetz Nr. 27/2003 verfolgt die Ausweitung der Nutzung geothermaler Energiequellen zur Förderung der nachhaltigen Entwicklung, Steigerung der Staatseinnahmen sowie zur Förderung der ökonomischen Entwicklung des Landes.

22 Das Ministerialdekret Nr. 002/2004 verfolgt Ziele wie die Optimierung und Effizienzsteigerung erneuerbarer Energien-Nutzung, die Sicherung nachhaltiger und umweltfreundlicher Energieerzeugung und die Steigerung der öffentlichen Wahrnehmung und des Konsumentenverhaltens bei Energieeinsparungen.330

Ausländisches Engagement im ElektrizitätssektorMit Unterstützung der Weltbank hat das MEMRbegonnen, den Elektrizitätssektor auf Java und Bali vonErdöl auf Erdgas umzustellen. Im Mittelpunkt stehtdabei die Einbindung des staatlichen GasversorgersPerusahaan Gas Negara (PGN) in die Stromerzeugung.Im Oktober 2003 erhielt Indonesien einen Weltbank-Kredit in Höhe von 141 Millionen US$ zur Durch-führung damit verbundener Maßnahmen.

Im Rahmen des Energy Partnership Program (EPP) vonUS-Energy Association (USEA) und der amerikanischenEntwicklungsagentur USAID besteht seit 1999 einPartnerschaftsvertrag zwischen PLN und dem US-amerikanischen Energieunternehmen Portland GeneralOperations Co. Inc. (PGO) zur Sanierung der PLN-Wasserkraftwerke. Die Asian Development Bank (ADB)fördert den Energiesektor seit 1971 mit Krediten voninsgesamt 3,4 Mrd. US$.


Im Zuge der politischen Zielsetzungen, die Abhäng-igkeit von Erdöl in der Elektrizitätserzeugung zu mindern und gleichzeitig den Elektrifizierungsgrad derHaushalte zielstrebig zu erhöhen, gewinnt der Ausbauder erneuerbaren Energien an zunehmender Bedeutung.Ein Hauptaugenmerk richtet sich dabei auf die Nutzungvon Geothermie zur Stromerzeugung.20 Die erneuerbarenEnergien – Großwasserkraft und Geothermie ausge-nommen – sollen nach Presidential Decree Nr. 5/2006bis 2020 mit 5% zur öffentlichen Stromversorgungbeitragen.

Zentrale Akteure Die Förderung der erneuerbaren Energien durch gesetz-liche Rahmenbedingungen als Beitrag zur nationalenStromversorgung Indonesiens fällt hauptsächlich inden Zuständigkeitsbereich des Ministeriums für Energieund Mineralische Ressourcen (MEMR).

Die DGEEU im MEMR ist unter anderem für die konkrete Ausgestaltung staatlicher Förderprogrammeim Bereich erneuerbarer Energien, Verbesserung derEnergieeffizienz und CO2-Emission sowie ländlicherElektrifizierung zuständig.

Für die Ausweitung der Energiegewinnung aus geo-thermalen Ressourcen ist die Abteilung “DirectorateGeneral of Mineral, Coal and Geothermal” (DGMCG)im MEMR zuständig. Das Direktorat entwarf das“Geothermal Barrier Removal Program” zur Analyseund Überwindung politischer Hemmnisse bei der Ent-wicklung geothermaler Kraftwerke in Indonesien.

Für die Ausbildung von Humanressourcen einer künftigen Erneuerbare-Energien-Industrie Indonesiensengagiert sich insbesondere die Nicht-Regierungsorga-nisation Indonesian Renewable Energy Society (METI).

FördermechanismenDie Förderung der erneuerbaren Energien in der natio-nalen Energiegesetzgebung wird durch eine Reihe spe-zifischer Gesetzgebungen unterstützt, z.B. durch dasGeothermiegesetz21 oder das Ministerialdekret zuerneuerbaren Energien und Energieeinsparungen.22

20 Indonesien


23 60% bei Einspeisung in Niederspannungsnetze bzw. 80% bei Einspeisung in Netze mittlerer Spannung.24 ausgehend von 125-300 Mio. Tonnen CO2 bei einem CER-Erlös von 1,5-5 US$/tCO2, abzüglich der Projektkosten. 25 weiterführende Informationen zu den CDM-Aktivitäten in Indonesien im CDM-Länderführer unter

www.iges.or.jp/en/cdm/pdf/countryguide/indonesia.pdf.26 Quelle: bfai 2006, MEMR 2006, Center for Energy Resources Development 2006.

Konkrete Anreizmechanismen, die alle erneuerbarenEnergien betreffen, umfassen:• Verpflichtung zur Stromabnahme für den

Netzbetreiber PLN;• Förderung netzgebundener Anlagen auf Basis

erneuerbarer Energiequellen: Betreiber kleiner (< 1 MW) und mittlerer Kraftwerke (1 bis 10 MW) erhalten 60% bzw. 80% ihrer Stromerzeugungskosten über einen Zeitraum von mindestens 10 Jahren;23

• Steuerliche Förderung von gemischtwirtschaftlichenUnternehmen;

• Finanzierungsoptionen erneuerbarer Energiepro-jekte durch den Clean Development Mechanism (CDM);

• Etablierung einer Institution zur finanziellen Förderung der Entwicklung erneuerbarer Energien.

Clean Development Mechanism Im Jahre 1997 unterzeichnete Indonesien das Kyoto-Protokoll, dass am 28.07.2004 durch das Gesetz No. 17/2004 ratifiziert wurde. Als Entwicklungslandkann Indonesien vom Emissionshandel mit Industrie-ländern auf Basis des Clean Development Mechanism(CDM) partizipieren. Laut der “National Strategy Studyon CDM in Energy Sector in Indonesia” des Umwelt-ministeriums (Kementerian Lingkungan Hidup – KLH)hat das Land das Potenzial für einen zweiprozentigenAnteil am globalen Emissionshandel, was dem Land theoretisch Einnahmen zwischen 81,5 Mio. und1.260 Mio.24 US$ ermöglichen würde.

Die Designated National Authority (DNA) Indonesienswurde 2005 unter dem Namen National Commission onCDM oder Komisi Nasional Mekanisme PembangunanBersih (KN-MPB) ins Leben gerufen. CDM-Projekt-aktivitäten in Indonesien werden seit 2001 durch dieASEAN gefördert. Im Jahr 2005 unterzeichnete dasLand bilaterale Abkommen zum Emissionshandel mitHolland, Dänemark, Österreich und Kanada.

Beim CDM Executive Board (EB) wurden 2006 achtCDM-Projekte aus Indonesien registriert, die insge-samt rund 1,1 Mio. Tonnen CO2 pro Jahr einsparen. Die Projektaktivitäten beziehen sich auf Geothermie,Biomasse und Solarthermie in Kooperation mit Unter-nehmen aus Großbritannien, Finnland, Holland, Japanund Deutschland.25


Zur installierten Stromerzeugungskapazität Indonesiensvon insgesamt 28 GW Ende 2005 trugen die erneuer-baren Energien mit einem Anteil von knapp 5% (1.345 MW) bei. Nicht darin enthalten ist der Anteil derGroßwasserkraft, der allein rund 15% (ca. 4.100 MW)ausmachte.

Tab. 2: Potenziale (*bezieht sich auf das gesamte Wasser-kraftpotenzial), installierte Kapazitäten und Aus-bauplan erneuerbarer Energien in MW; Indonesien26

331

Potenzial

27.000 MW

75.000* MW

4,8 kWh/m2

50.000 MW

9.290 MW

2005

807 MW

84 MW

8 MW

445 MW

0,6 MW

„Blueprint 2025“

9500 MW

500 MW (on Grid)330 MW (off Grid)

80 MW

810 MW

250 MW (on Grid)5 MW (off Grid)

Erneuerbare Energien

Geothermie

Mini- und Kleinwasserkraft

Solarenergie

Biomasse (Stromerzeugung)

Windenergie

20 Indonesien

Die Ausbaupläne für die einzelnen erneuerbaren Energieträger sind im nationalen Energieausbauplan,dem “National Energy Management Blueprint” von2005 des MEMR, festgeschrieben.

Lokal in Indonesien hergestellt oder montiert werdenfolgende Komponenten von Erneuerbaren-Energien-Anlagen:• Kleinwasserkraftwerke: Turbinen, Drehzahlregler,

elektrische Bauteile (hoher lokaler Anteil), z.B. durch CV Sampurna Energy;

• Photovoltaik: lokale Montage der Module, z.B. durch Microtech Indonesia;

• Solarthermie: solare Wassererhitzer und Solar-trockner werden komplett lokal hergestellt;

• Biomasse: Biomassevergaser werden in Indonesien hergestellt; Zuverlässigkeit und Effizienz reicht aber nicht an Technologien aus anderen Ländern heran;

• Kleine Windenergieanlagen: bis auf die Generatorenwerden alle Komponenten lokal hergestellt, z.B. durch die Firma Contained Energy.

WasserkraftInsgesamt besteht in Indonesien ein theoretischesPotenzial für Wasserkraft von 75.000 MW. Kleinwasser-kraftwerke, die sich gegenüber größeren Anlagen in derRegel an die natürlichen Bedingungen von Flussland-schaften anpassen lassen, werden bislang durch 84 MWinstallierte Leistung genutzt. In Indonesien wird imWesentlichen zwischen Mikrowasserkraft mit Anlagen-größen bis 25 kW und Kleinstwasserkraft mit Anlagen-größen bis zu 500 kW unterschieden.

Die PLN führt derzeit 12 Mikro-Wasserkraftprojektein den Landesteilen Papua, Nusa Tenggara, Sulawesiund Kalimantan durch, die von der Asiatischen Ent-wicklungsbank finanziert und 2006/07 abgeschlossenwerden. Zwischen 2008 und 2010 will die PLN 8 weitereVorhaben in den betreffenden Regionen starten.

Bislang sind bereits über 200 Kleinstwasserkraftwerkeinstalliert, zumeist in netzfernen ländlichen Gebieten.Da sowohl Mikro- wie auch Kleinstwasserkraftwerkekeine hohen Investitionen erfordern und die Funktions-weise relativ einfach ist, werden sie oftmals von einzelnenInvestoren oder lokalen Kooperativen betrieben. DerAusbau wird durch einen erleichterten Zugang zuKrediten von staatlicher Seite oder durch Projekte derEntwicklungszusammenarbeit unterstützt.

Zukünftig soll auch Wasserkraft in Form von Gezeiten-und Wellenenergie genutzt werden. Diesbezüglichetheoretische Potenziale werden auf rund 240.000 MWgeschätzt. Technologien zur Nutzung dieses Potenzialssind noch im Versuchsstadium: ein Pilotprojekt mit derKapazität von 1,1 MW befindet sich in Baron Beach,Yogyakarta (Java).

WindenergieDas Potenzial an Windenergie ist aufgrund des geringenEinflusses von Passatwinden in Indonesien relativ klein.Es liegt bei 9.290 MW. Im Durchschnitt beträgt dieWindgeschwindigkeit 3-5 m/s, in östlichen Regionenliegt die Durchschnittsgeschwindigkeit über 5 m/s. Damit eignet sich das Land hauptsächlich für kleine(erforderliche Windgeschwindigkeit 2,5-4 m/s; Kapa-zität bis 10 kW) und mittlere Windenergieanlagen(Windgeschwindigkeit 4-5 m/s; Kapazität 10-100 kW).Der Betrieb von großen Windenergieanlagen (Wind-geschwindigkeit >5 m/s; Kapazität > 100 kW) ist nuran wenigen Standorten wirtschaftlich.

Das DGEEU hat drei Regionen mit jeweils 10 Stand-orten zur Nutzbarmachung des Windenergiepotenzialsausgewiesen:• Nusa Tenggara Barat (NTB) – Region:

Windgeschwindigkeit 3.4-5.3 m/s;• Nusa Tenggara Timur (NTT) – Region:

Windgeschwindigkeit 3.2-6.5 m/s;• Sulawesi: Windgeschwindigkeit 2.6-4.9 m/s;

332

20 Indonesien


27 Quelle: MEMR - Country Plans and Policies for Developing and Implementing Renewable Energies in Indonesia 2006.

Das Windkraftpotenzial Indonesiens wird mit insge-samt 5 MW installierter Leistung erst zu einem Bruch-teil genutzt. Kleine Windenergieanlagen werden inIndonesien zur ländlichen und/oder dezentralen Elektri-fizierung, für Wasserpumpen, zum Laden von Batterienund für mechanische Zwecke, wie der Belüftung vonFischzucht-Teichen, genutzt. Der staatliche Energie-versorger PLN baut Windenergie-Großanlagen in Bali(3 x 250 kW), Nusa Tenggara Barat (3 x 250 kW) undNusa Tenggara Timur (6 x 250 kW), die 2007 ans Netzgehen sollen.

BiomasseIndonesien hat ein großes theoretisches Potenzial zurErzeugung von Energie aus Biomasse von insgesamt50.000 MW. Es beruht auf dem energetischen Gehaltvon jährlich über 200 Mio. Tonnen landwirtschaft-licher Biomasse, Forst- und Plantagenabfällen sowiestädtischem Müll.

Nach offiziellen Schätzungen basieren 35% des gesamtenEnergieverbrauchs, besonders in den ländlichenGegenden, auf Biomasse – hauptsächlich nicht-nach-haltig bewirtschaftetem Feuerholz. Die installierteKapazität von Biomasse zur Stromerzeugung erreichteEnde 2005 445 MW. Der Bau neuer Kraftwerke zurStromerzeugung ist in Planung.

Tab. 3: Geplante Biomasse-Kraftwerke in Indonesien zurStromerzeugung durch Privatunternehmen; MW; 200627

Neben Strom- und Wärmegeneration ist Biomasse inIndonesien vor allem zur Erzeugung von Biokraftstoffenwie Pflanzenöl und Biodiesel interessant – die entsprech-enden Technologien sind im Land bereits verbreitet.Diesbezügliche Ausbaupläne reichen bis hin zur Gründung einer “Biofuel-OPEC” gemeinsam mitThailand und haben bereits eine Reihe konkreter Förderanreize hervorgebracht. Die indonesische Regie-rung sieht in Biotreibstoffen einen potenziellen Ersatzfür auf Mineralöl basierende Treibstoffe.

Deponiegasnutzung Zwölf größere Städte Indonesiens haben nach Experten-schätzungen das Potenzial, Strom mit einer Leistungvon 566 MW aus kommunalen Abfällen zu erzeugen.

SolarenergieAls tropisches Land mit einer mittleren täglichen Sonneneinstrahlung von 4,8 kWh/m2 und durch-schnittlich 300 Sonnentagen im Jahr verfügt Indonesienüber ein großes Potenzial an Solarenergie.

PhotovoltaikPhotovoltaik – insbesondere Solar-Home-Systeme (SHS)– wird besonders im ländlichen Raum verwendet, z.B.zur Stromerzeugung für Beleuchtung, Wasserpumpen,Telekommunikation und Kühlung von Medikamentenin Krankenstationen. Seit Anfang der 1980er Jahrenwurden um die 50.000 SHS installiert. Neben SHSsind auch größere Hybridanlagen, etwa im Verbundmit Dieselgeneratoren, verbreitet. Die installierteKapazität lag Ende 2005 bei 8 MW, davon waren mehrals 1 MW an das zentrale Stromnetz angeschlossen.

333

Kapazität(MW)

12,5

10,5

10,5

15

10

20

7

60

Ort

Nord-Sumatra

Nord-Sumatra

Riau

Riau

Lampung

Bali

Lampung

Jakarta

Energiequelle

Palmölrückstände

Palmölrückstände

Palmölrückstände

Palmölrückstände

Reisschalen

Reisschalen

Bagasse

städtischer Abfall

20 Indonesien

28 Quelle: Center of Energy Resources Development Technology, 2006.

AusbaupläneSeit den 1990er Jahren fördert die indonesische Regie-rung gezielt Photovoltaik-Inselsysteme, um die Elektrizitätsnachfrage in ländlichen, netzfernen Regio-nen zu bedienen. Seit 2004 bieten auch private BankenKredite zum Kauf von PV-Anlagen an. Nationale Planungen sehen vor, weitere Schritte der Produktions-kette von Solarsystem nach Indonesien zu verlagern,um die Abhängigkeit von Importen zu verringern. DieNutzung von PV soll nicht nur für den ländlichen,dezentralen Einsatz gefördert werden, sondern überNetzeinspeisungs-Mechanismen auch im urbanenRaum. Eine nationale Institution, die die landesweitePV-Entwicklung in besonderem Maße fördert, ist dieSolar Power Entrepreneur Association (APSURYA).

Für die zukünftige Entwicklung der Photovoltaik plantdie Regierung in Jakarta, in Ost-Indonesien 15.000Photovoltaikanlagen zu installieren, von denen jede100 W besitzen soll. Jede Einheit kostet zwischen 500 und 600 US$, die aus Mitteln des Staates und derPLN finanziert werden.

Geothermie Der vulkanische Gürtel, der sich längs der Inseln Sumatra, Java, Nusa Tenggara, Sulawesi und Malakuerstreckt, verleiht Indonesien ein riesiges geothermischesPotenzial von 40% aller weltweit vorhandenen Ressourcen. Nach Schätzungen des MEMR gibt es ins-gesamt 217 geothermisch nutzbare Orte im Land, vondenen die meisten auf Sumatra, Java und Sulawesiliegen. Insgesamt wird das theoretische Potenzial Indonesiens zur Nutzung von Geothermie auf 27.000 MW geschätzt. Ende 2004 wurden davon erst807 MW, bzw. 3% des Gesamtpotenzials, genutzt.

Tab. 4: Beispiele für in Betrieb befindliche Geothermie-Kraftwerke Indonesiens; MW; 200628

Nationale Ausbaupläne und Anreizsysteme Gegenwärtig ist die staatliche PLN mit ihren Vertrags-partnern Betreiberin der vorhandenen Geothermie-kraftwerke. Zukünftig sollen unabhängige Stromer-zeuger eine größere Rolle in der Erschließung und Nutzung neuer Thermalquellen spielen. Um diese Ent-wicklung zu unterstützen, bietet die indonesischeRegierung potenziellen Investoren eine Reihe vonSteuererleichterungen an, wie z.B. der Erlass derGrundbesitzsteuer für Kraftwerksstandorte oder dieBefreiung zentraler Anlagenkomponenten von der Mehr-wertsteuer. Außerdem sollen ausländische Investitionenerleichtert werden.

Die Regierung hat 2005 28 neue Standorte mit einerpotenziellen Kapazität von 13.500 MW ausgewiesenund das Interesse einiger privatwirtschaftlicher Akteuregeweckt. Anfang 2006 kündigte die Medco Holdingden Bau eines neuen Kraftwerks mit einer Kapazitätzwischen 10 und 20 MW in Tangkuban Perahu, West-java an. Ein Joint Venture der japanischen Sumitomomit der indonesischen PT Rekayasa erhielt den Auftragfür den Bau eines geothermischen Kraftwerkes mit 20 MW in Lahendong auf Nord-Sulawesi.

Ein Großteil der ausgewiesenen Standorte ist allerdingsnach wie vor staatlichen Projekten vorbehalten. DiePLN plant allein den Bau von 16 Geothermiekraftwerkenmit insgesamt 1.150 MW. Auch der staatliche Öl- undGasversorger PT Pertamina ist in den Bau einer Reiheneuer Kraftwerke involviert.

334

Betreiber

Pertamina

Unocal

Pertamina

Yala Teknosa

Geodipa

installierte Kapazität in MW (2006)

2

330

140

110

60

Standort

Sibayak

Salak

Kamojang Darajat

Kawah Cibuni

Dieng

Weitere Planungen für größere Geothermiekraftwerkebeziehen sich auf die Standorte: • Sarulla, Nord-Sumatra: das weltweit größte

Geothermieprojekt mit einer Kapazität von 340 MW29;

• Patuha, West-Java (3 x 60 MW);• Dieng, Zentral-Java (2 x 60 MW).


Etwa 45% der gut 245 Mio. Indonesier leben im länd-lichen Raum. Von den rund 29 Mio. ruralen Haushaltenhaben 41,5% (rund 12 Mio.) keinen Zugang zu Elek-trizität, wobei die Rate der ländlichen Elektrifizierungzwischen den Regionen stark variiert.30 Die politischenZiele zum Ausbau der nationalen Elektrifizierungschließen eine erhebliche Erweiterung der Stromver-sorgung in den ländlichen Gegenden Indonesiens ein.

Bislang spielt bei der ländlichen Elektrifizierung Indonesiens der Anschluss an die zentralen Netze derPLN die größte Rolle – etwa 96% aller elektrifiziertenHaushalte im ländlichen Raum wurden in derVergangenheit durch Netzerweiterung an die be-stehende Stromversorgung angeschlossen. PrivateInselnetze und Inselsysteme nehmen bei der ländlichenElektrifizierung nur rund 4% ein.

Akteure in der ländlichen Elektrifizierung sind dasMEMR und die PLN, die auf dem Weg der öffentlich-rechtlichen Partnerschaft in Kooperation mit privatenInvestoren, Erzeugungs-, Übertragungs- und Ver-teilungskapazitäten für elektrische Energie ausbauen.Hinzu kommen Nicht-Regierungsorganisationen undZusammenschlüsse auf kommunaler Ebene, privateAkteure und internationale Geber.31

Nationale AktivitätenDie Strategie der PLN zur zukünftigen ländlichenElektrifizierung richtet sich nach folgenden Prinzipien:• Befähigung der ländlichen Bevölkerung,

die Stromversorgung auf selbstständiger Basis zu gestalten;

• Nutzung lokaler Energieressourcen, besonders erneuerbarer Energien;

• Steigerung der Beteiligung des privaten Sektors und ländlicher Kooperativen.

Teil dieser Strategie ist das “Community-based rural energy development”-Konzept: Kooperativen,kommunale Institutionen, Nichtregierungsorgani-sationen oder private Akteure fungieren dabei alsStromversorger bzw. -erzeuger im ländlichen Raum –und werden von der PLN technisch unterstützt. DieHilfestellung der PLN bezieht sich auf zwei Ebenen:entweder auf den Aufbau eines Inselnetzes, inklusiveeigener Stromerzeugung oder den Aufbau eines an daszentrale Stromnetz der PLN angeschlossenen Dorfnetzes.

Zur finanziellen Unterstützung der ländlichen Elektri-fizierung hat das MEMR (bzw. das DGEEU) das Pro-gramm “Trust Fund Facility for Rural Energy Services”geplant. Es zielt auf eine Einbindung lokaler Finanz-institutionen in die ländliche Elektrifizierung. DieRegierung übernimmt entsprechende Garantien zurKreditabsicherung.

Das Programm “Community Empowerment throughMicro Hydro Power Plant (MHPP) – Development inRural Villages” zielt auf die Förderung von Produk-tionsprozessen landwirtschaftlicher Produkte sowie aufkleingewerbliche Unternehmungen. In der Zuständig-keit des Ministry of Cooperative and Small MediumScale Business wurden in den letzten Jahren 20 Mikro-Wasserkaftprojekte durchgeführt. Davon wurden 4 durchden indonesischen Staat und 16 durch internationaleGeber finanziert. Alle diese Projekte werden von länd-lichen Kooperativen betrieben.

20 Indonesien


29 Insgesamt sollen in das Vorhaben umgerechnet rund 470 Mio. Euro investiert werden. Das Projekt wird in drei Phasen von je 110-120 MW umgesetzt. Dabei soll die erste Kraftwerkseinheit nach 30 Monaten, die letzte innerhalb von 48 Monaten den Betrieb aufnehmen. Eingespeist wird der Strom in das Netz von Nord-Sumatra und Aceh. Nach Fertigstellung des letzten Anlagenteils rechnen die Betreiber mit jährlichen Stromerlösen von umgerechnet rund 86 Mio. Euro.

30 Nach Angaben der PLN erreichen Yogyakarta 94% und Bali 81%. Dagegen ist der ländliche Raum in Lampung nur zu 22% elektrifiziert – Nusa Tenggara sogar nur zu 13% .Naturgemäß nicht von Statistiken erfasst, ist der hohe Anteil der Strompiraterie im ländlichen Raum.

31 Zu den größten externen Akteuren zählt die Asian Development Bank (ADB), die Kredite für den Ausbau der Elektrizitätsversorgung vergibt. 335

32 Association of Southeast Asian Nations.33 Im Vordergrund steht die Generierung zusätzlichen Einkommens durch Nutzung der Wasserkraft in Kombination mit dem Aufbau eines

Marktes für ländliche Energiedienstleistungen.

20 Indonesien

Akteure und Programme der internationalen ZusammenarbeitEin wichtiger Akteur ist das ASEAN32 Centre forEnergy (ACE), das besonders Projekte zur Nutzungkleiner Energiesysteme auf Basis erneuerbarer Energienfür die ländliche Elektrifizierung und produktiveTätigkeiten fördert.

Die deutsche Gesellschaft für technische Zusammen-arbeit (GTZ) hat in Kooperation mit dem MEMR undder niederländischen Organisation für Entwicklungs-zusammenarbeit “Directoraat generaal InternationaleSamenwerking, DGIS” das Projekt “Mini-HydropowerSchemes for Sustainable Economic Development” initiiert. Ziel des Projekts ist neben der ländlichenElektrifizierung der Aufbau von ländlichen Klein-unternehmen.33 Dazu werden in Zusammenarbeit mitindonesischen Universitäten und Nicht-Regierungs-organisationen technische Kompetenzen in Planung,Konstruktion, Wartung und Betrieb von Kleinst-wasserkraftwerken vermittelt. Seit 1999 konnten über100 Stromerzeugungsanlagen mit Kapazitäten zwischen7 und 250 kW installiert werden, die etwa 20.000 länd-liche Haushalte, Kleinunternehmen und öffentlicheEinrichtungen versorgen. Über 85% der Anlagenkom-ponenten werden lokal hergestellt.

Seit 2002 fördert das deutsche Bundesministerium fürBildung und Forschung das Verbundprojekt“Erschließung und Bewirtschaftung unterirdischerKarstfließgewässer”. Im Fokus des Projekts steht dieTrinkwasserversorgung der Bevölkerung während derTrockenzeit durch Nutzung erneuerbarer Energien.Durch Aufstauen eines unterirdischen Wasserlaufs wirdin einem unterirdischen Wasserkraftwerk Stromerzeugt, das zur Förderung von Wasser genutzt wird.

Die Weltbank und die Global Environment Facility(GEF) unterstützen mit einem “Solar Home SystemsProject” die Verbreitung von Photovoltaik zur dezen-tralen Elektrizitätsversorgung im ländlichen, netzfernenRaum Indonesiens. Das Projekt fördert die Installationvon 200.000 SHS in vier Regionen. Zusätzlich soll die“Indonesian Agency for the Assessment and Applicationof Technology (BPPT)” in ihren Maßnahmen zur Etablierung der Photovoltaik im Energiesektorbestärkt werden.

Wechselkurs (7.2.07): 1000 Indonesischer Rupiah (IDR) = 0,08548 Euro (EUR)1 IDR = 0,0001106 US Dollar (USD)

336

20 Indonesien


• ADB – Asian Development Bank: Proposed Technical Assistance – Republic of Indonesia: Support for Infrastructure Development,11/2005 (www.adb.org/Documents/TARs/INO/39386-INO-TAR.pdf)

• Atmojo, J.P.: Development of Geothermal Resources in Indonesia,Center of Energy Resources Development Technology. Presentation at “Working Group Meeting for Dialogue on Climate Change, Clean Energy and Sustainable Development, 7.-9.6.2006, Mexico City

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft:Erneuerbare Energien rücken auf Jakartas Prioritätenliste vor, Artikel, 19.8.2005

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Indonesien will bei erneuerbaren Energien aufschließen, Artikel, 3.10.2006

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Indonesiens Regierung verspricht Incentives für Geothermie, Artikel, 8.12.2006

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Indonesien – Energiewirtschaft 2006, Broschüre, 20.12.2006

• Co2-Handel: Solarkocher aus Deutschland vermeiden Treibhaus-gase in Indonesien, 23.2.2006 (www.co2-handel.de)

• EC-ASEAN COGEN Programme: National Energy Policy Review Indonesia, 3/2004 (www.cogen3.net/doc/policyreview/nationalenergypolicyreviewindonesia.pdf)

• EIA – Energy Information Administration: Country Analysis Briefs, 10/2005 (www.eia.doe.gov/erneu/cabs/indonesia.pdf)

• Girianna, M.: A way Forward for RI Electricity Industry, in: Jakarta Post, 31.07.2006

• Hutapea, M. (MEMR): Country plans and Policies for developing and implementing Renewable Energies, Presentation ofDirectorate General of Electricity and Energy Uti-lization at “International Grid Connected RenewableEnergy Policy Forum”, 1.-3.2.2006, Mexico City

• Madon, G. (Worldbank): Impacts of Rural Electrification on Poverty and Gender in Indonesia, Studie, 1. Auflage, 4/2003, (www.worldbank.org/astae/enpogen/index.htm)

• MEMR – Ministry of Energy and Mineral Resources:Energy Poverty Workshop Indonesia Project ConceptNotes, 4.-6.5.2005, Phnom Penh Kambodscha

• NEDO – New Energy and Industrial Technology Development Organization: CDM Development in Indonesia – Enabling Policies,Institutions, Programmes, Issues and Challenges, hrsg. Kobayashi, M. et al. Studie, Jakarta, 2006

• Parinussa, B.J. (Bank Indonesia): Barriers and Issues to project financing in Indonesia,Presentation, 13.9.2006

• Pratomo, Y. (MEMR): Renewable Energy Development in Indonesia, Ministry of Energy and Mineral Resources Indonesia,Presentation of Director General for Electricity and Energy Utilization at “Seminar on Renewable Energyand Energy Efficiency”, 17.-22.4.2004, Berlin

• Worldbank: Indonesia – Averting an Infrastructure Crisis: A Framework for Policy and Action, 6/2004

• World Bank/GEF: Solar Home Systems Project (www.gefweb.org/ Outreach/outreach-PUblications/Project_factsheet/Indonesia-sola-2-cc-wb-eng-ld.pdf)

337

20 Indonesien

20.8 Kontakte

Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR)Jalan Medan Merdeka Selatan No. 18 Jakarta-10110 Tel. +62 (21) 380 42 42/381 32 33 Fax +62 (21) 384 74 61 www.setjen.dpe.go.id

Directorate General of Electricity and Energy Utilization (DGEEU)Jl. H.R. Rasuna Said Blok X-2 Kav. 7-8, Kuningan Jakarta-12950 Tel. +62 (21) 522 51 80 Fax +62 (21) 525 60 44

Directorate General for Geology and MineralResources (DGGMR)Jalan Prof. Dr. Soepomo, SH No. 10, Tebet Jakarta-12870 Tel. +62 (21) 828 07 73/829 56 08Fax +62 (21) 829 76 42

Perusahaan Listrik Negara (PLN)Jl. Trunojoyo Blok M I/135Jakarta-12160 Tel. +62 (21) 725 12 34 ext. 4000/722 23 28Fax +62 (21) 720 49 29

PT Pertamina Geothermal Upstream Directorate Kwarnas Pramuka Building, 6th Floor, Jalan MedekaTimur 6 Jakarta-10110 Tel. +62 (21) 352 15 76Fax +62 (21) 350 80 33

Indonesian Renewable Energy Society (IRES) Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia (METI) Jalan Duren Tiga No. 101, Pancoran Jakarta-12760 Tel. u. Fax +62 (21) 791 98 58 E-Mail: [email protected]

Mini Hydro Power Project – Indonesia (MHPP) Jl.Cisatu 193, Ciumbuleuit Bandung, 40142 Tel. /Fax +62 (22) 203 21 28 E-Mail: [email protected]

Asian Development Bank Indonesia Resident Mission (ADB)Country Director's OfficeGedung BRI II, 7th FloorJl. Jend. Sudirman Kav. 44-46Jakarta-10210 Tel. + 62 (21) 251 27 21Fax + 62 (21) 251 27 49INMARSAT-A 00 872 154 5201E-Mail: [email protected]/IRM/

ASEAN Centre for Energy (ACE)ASEAN Centre for Energy Building, 6th FloorDirectorate General for Electricity and Energy Utilization ComplexJl. HR. Rasuna Said Blok X-2, Kav. 07-08Kuningan, Jakarta-12950 Tel. +62 (21) 527 93 32Fax. +62 (21) 527 93 50E-Mail: [email protected]

338

21 Pakistan

21 Pakistan. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Seit 1971 ist in Pakistan ein Kernkraftwerk in Karatschi im Einsatz, seit 2001 ein weiteres in Chashma.2 Quelle: HDIP (Pakistan Energy Yearbook). Das pakistanische Haushaltsjahr endet jeweils am 30. Juni. 3 Pakistans kommerziell verwertbare Gasreserven wurde 2006 auf rund 32,6 Mrd. Kubikfuß geschätzt. Aufgrund neuer erheblicher Funde von

Braunkohle in der Thar-Wüste in der Provinz Sindh ist geplant, den Anteil der Kohle an der Stromproduktion weiter auszubauen.4 Quelle: HDIP.5 Eine Karte mit den bestehenden Übertragungsleitungen ist auf der Homepage des Verteilungsnetzbetreibers NTDC zu finden.

Siehe: www.ntdc.com.pk/TransmissionLines.asp.


Installierte KapazitätenDie installierte Kraftwerkskapazität in Pakistan lagMitte 2006 bei 19.450 MW und hat sich somit seit1990/91 (8.776 MW) mehr als verdoppelt. Der Anteilthermischer Kraftwerke betrug 64%, Wasserkraft hatteeinen Anteil von 34% und die beiden pakistanischenKernkraftwerke trugen 2% zur installierten Gesamt-kapazität bei.1

Tab. 1: Stromerzeugungskapazitäten nach Energieträgern;Pakistan; 2001/02-2005/06; MW, %2

StromerzeugungDer pakistanische Elektrizitätsmarkt ist in den letztenJahren durch eine deutliche Veränderung der zur Strom-produktion eingesetzten Primärenergieträger geprägt.Betrug der Anteil der Wasserkraft an der Strompro-duktion im Abrechnungsjahr 1990/91 noch knapp45%, so lag dieser Wert 2005/2006 bei nur noch 33%,nachdem er 2001/02 bereits auf 26% gesunken war. Imgleichen Zeitraum erhöhte sich der Anteil thermischerzeugten Stroms von 54 auf 64%. Dieser Zuwachs istvor allem Ergebnis der Kapazitätserweiterung seitAnfang der 90er Jahre, die als Antwort auf die herrschenden Engpässe und die daraus resultierendenhäufigen Stromabschaltungen vorgenommen wurde.

Pakistan verfügt nur über geringe eigene kommerziellverwertbare Ölvorkommen. Daher wurden im Haus-haltsjahr 2005/06 bereits 75% des pakistanischen Öl-bedarfs durch Importe abgedeckt. Diese dienten unteranderem zur Befeuerung thermischer Kraftwerke. Diemit Erdgas betriebenen Kraftwerke werden dagegenausschließlich mit heimischen Vorräten betrieben, wasfür die wenigen Kohlekraftwerke ebenso zutrifft.3

2005/06 hatten die teilweise in staatlicher Handbefindlichen Unternehmen WAPDA und KESC einenAnteil von 57% bzw. 10% an der Stromerzeugung.Die beiden staatlichen Kernkraftwerke steuerten 3% bei,während die unabhängigen Erzeuger einen Anteil von30,5% hatten. Im Abrechnungszeitraum 2005/2006erhöhte sich die Stromerzeugung gegenüber der Vor-jahresperiode um 9,3% auf rund 94 TWh.

Tab. 2: Stromerzeugung nach Energieträgern; Pakistan; 2001/02-2005/06; GWh, %4

Stromübertragung und -verteilungDas pakistanische Übertragungsnetz besteht aus 500 kV-und 220 kV-Leitungen.5 Nach einem Bericht des paki-stanischen Übertragungsnetzbetreibers vom Januar 2007ist das Übertragungsnetz nicht in der Lage, die Last zudecken. Im Jahr 2006 waren 77% der 500-kV- und69% der 220-kV-Leistungstransformatoren überlastet.Für den Netzausbau wurde von der Asian DevelopmentBank (ADB) im Januar 2007 ein Kredit in Höhe von226 Mio. US$ bereitgestellt.

339

Wasserkraft

MW

5.051

5.051

6.496

6.499

6.499

%

28,4

28,4

33,7

33,5

33,4

MW

12.286

12.285

12.299

12.423

12.489

%

69,0

69,0

65,4

64,1

64,2

MW

462

462

462

462

462

%

2,6

2,6

2,4

2,4

2,3

Thermisch Kernkraft Gesamt

MW

17.799

17.798

19.257

19.384

19.450

2001/02

2002/03

2003/04

2004/05

2005/06 Wasserkraft

GWh

18.941

22.351

26.944

25.671

30.862

%

26,1

29,6

32,1

30,0

33,0

GWh

51.174

51.591

52.122

57.162

60.283

%

70,7

68,2

64,5

66,8

64,4

GWh

2.291

1.740

1.760

2.795

2.484

%

3,2

2,3

2,1

3,3

2,7

Thermisch Kernkraft Gesamt

GWh

72.406

75.682

80.827

85.629

93.629

2001/02

2002/03

2003/04

2004/05

2005/06

Die vorhandenen staatlichen Stromübertragungs- und -verteilungssysteme erreichen bislang etwa 55% derpakistanischen Bevölkerung. Ein großes Problem stelltnach wie vor die sichere Übertragung und Verteilungdes Stroms in Pakistan dar. Aufgrund einer schwachenNetzinfrastruktur und erheblicher Stromdiebstähle lagendie Gesamtverluste im Übertragungs- und Vertei-lungsnetz 2005 bei 26,5%. Ziel der Regierung ist dieReduktion der Verluste auf 21,5% bis zum Jahr 2010.

Tab. 3: Stromverbrauch nach Endabnehmern; Pakistan; 2001/02-2005/06; TWh, %6

StromverbrauchDer Stromverbrauch Pakistans ist in den letzten Jahren– außer während des Haushaltsjahres 1998/99 – stetiggewachsen. Zwischen 2001/02 und 2005/06 nahm derGesamtverbrauch von 50,6 auf 67,6 TWh und somitum über 33% zu. Den größten Anteil unter den Ver-brauchergruppen hatte dabei – mit Ausnahme des Haus-haltsjahres 1990/91 – stets der Haushaltssektor, gefolgtvon der Industrie und der Landwirtschaft.

Im Haushaltsjahr 2004/05 ist die Stromnachfrage um6,6% gegenüber der Vorperiode gestiegen. 2005/06lag der Zuwachs sogar bei mehr als 10%. Auch in denkommenden Jahren wird mit einem weiteren Anstiegdes Strombedarfs gerechnet. Da das Nachfragewachstumden kurzfristig vorgesehenen Zubau neuer Kapazitätenübersteigt – für die Jahre 2006 bis 2009 wird voneinem Anstieg von mehr als 4 % pro Jahr ausgegangen– sind in den kommenden Jahren Engpässe in der Elek-trizitätsversorgung möglich, die durch private Investi-tionen in Erzeugungskapazität gemindert werden soll.

StrompreiseDie Strompreise werden von der RegulierungsbehördeNEPRA für jedes der acht Verteilungsunternehmeneinzeln festgelegt. Die Tarife unterscheiden dabei u.a.zwischen Haushalten, Gewerbe, Landwirtschaft, In-dustrie und öffentlicher Beleuchtung. Neben einerfixen monatlichen Rate, die unabhängig vom Strom-verbrauch entrichtet werden muss, ist das Tarifsystemprogressiv gestaltet. Zudem variieren die Stromtarife inAbhängigkeit von Spitzenlast- und Niedriglastzeiten.7

Im Januar 2007 wurde bekannt gegeben, dass dieStromtarife um durchschnittlich 20% erhöht werdensollen.

21 Pakistan

6 Quelle: HDIP.7 Detaillierte Tabellen befinden sich auf der Homepage der Regulierungsbehörde: www.nepra.org.pk340

Haushalte

TWh

23,2

23,6

25,8

27,6

30,7

%

46,0

44,8

44,9

45,0

45,4

Industrie

TWh

15,1

16,2

17,4

18,6

19,8

%

29,8

30,7

30,2

30,3

29,3

Landwirtschaft

TWh

5,6

6,0

6,7

7,0

7,9

%

11,0

11,3

11,7

11,4

11,7

Staatliche Institutionen

TWh

3,4

3,3

3,6

3,7

4,0

%

6,7

6,3

6,3

6,0

5,9

Handel/Gewerbe

TWh

3,0

3,2

3,7

4,1

4,7

%

5,9

6,0

6,4

6,7

7,0

Straßen-Beleuchtung

TWh

0,2

0,2

0,3

0,3

0,4

%

0,6

0,4

0,5

0,5

0,6

2001/02

2002/03

2003/04

2004/05

2005/06

Gesamt

TWh

50,6

52,7

57,5

61,3

67,6

21 Pakistan


8 Die zur Privatisierung freigegebenen Unternehmen werden auf der Homepage der nationalen Privatisierungskommission vorgestellt (www.privatisation.gov.pk).

9 Das Konsortium besteht aus Hasan Associates, Al-Jimeih Holding Co. und Premier Mecantile Services.

Ausbauplanung Aufgrund der prognostizierten Zunahme des Leistungs-bedarfs um rund 10.000 MW bis 2010 hat die pakis-tanische Regierung langfristig ein groß angelegtes Programm zum Ausbau der Stromerzeugungskapazitätengestartet. Um zukünftige Versorgungsdefizite zu mini-mieren, plant Pakistan mit dem Ausbauplan “Vision2025” einen langfristigen Kapazitätszuwachs bis 2025von zusätzlich rund 35.000 MW. Die Planungen fürden Ausbau der Erzeugungskapazität wurden im mittel-fristigen Entwicklungsplan der Regierung für die Jahre2005 bis 2010 aktualisiert. Die Planungskommissionder Regierung gibt darin als Zielsetzung für 2030 vor,den Anteil heimischer Wasserkraft weiter zu steigern(knapp 33.000 MW), die heimische Kohle vermehrtfür die Stromerzeugung zu nutzen (20.000 MW), dieinstallierte Leistung der Kernenergie von heute400 MW auf 8.800 MW auszubauen und erneuerbareEnergien verstärkt zu nutzen (9.700 MW, d.h. mindes-tens 5% Anteil ohne Wasserkraft). Damit soll die Ver-sorgungssicherheit des Landes erhöht und die Import-abhängigkeit insbesondere von Erdöl gesenkt werden.

21.2 Marktakteure

Die Elektrizitätsunternehmen WAPDA und KESCIn Pakistan dominieren zwei noch teilweise in staatlicherHand befindliche Elektrizitätsunternehmen den Strom-markt: WAPDA (Water and Power Development Authority) und KESC (Karatschi Electric Supply Corporation). Das pakistanische Wasser- und Elektrizi-tätsunternehmen wurde 1958 gegründet, um so diebeiden Bereiche besser koordinieren zu können. Zu denAufgaben zählten neben der Elektrizitätsproduktion, -übertragung und -verteilung u.a. auch die Wasserver-sorgung, das Flutmanagement und die Binnenschiff-fahrt. WAPDA ist der mit Abstand größte Stromer-zeuger Pakistans und verfügte im Juni 2006 über 58%aller Erzeugungskapazitäten, KESC über 9% der Ge-samtkapazität. Das Übertragungs- und Verteilungsnetzvon WAPDA erstreckt sich über weite Landesteile,während KESC für die Versorgung des Einzugsgebietesvon Karatschi verantwortlich ist, die Hauptstadt derProvinz Sindh.

Neben den staatlichen Betreibern der beiden Kern-kraftwerke Karatschi Nuclear Power Plant (KANUPP)und Chashma Nuclear Power Plant (CHANUPP)haben sich seit 1994 im Bereich der Stromerzeugungeine Reihe privater Betreiber als unabhängige Strom-produzenten etabliert.

Vertikale Entflechtung und Privatisierung von WAPDA und KESCIm Rahmen der eingeleiteten Umstrukturierung undLiberalisierung des pakistanischen Strommarktes wurdeim Jahr 2000 mit der vertikalen Desintegration vonWAPDA begonnen. Das Unternehmen wurde in 13 Ein-heiten untergliedert: vier Erzeugungsunternehmen, achtVerteilungsunternehmen und das nationale Unternehmenfür Übertragung und Lastmanagement NTDC. Für dieAbwicklung der Entflechtung und Privatisierungwurde 1998 die Pakistan Electric Power Company(PEPCO) gegründet.

Bis Ende 2006 wurde lediglich das Erzeugungsunter-nehmen KAPCO privatisiert. Das Unternehmen, dasim April 2005 an die Börse ging, ist nunmehr mit einerinstallierten Leistung von 1.600 MW der größte nicht-staatliche Erzeuger des Landes. Als nächstes sollen dieVerteilungsunternehmen FESCO und GESCO und dieErzeugungsunternehmen Jamshoro Power Co. undNational Power Construction Corporation Pvt. Ltd.privatisiert werden.8 Im Dezember 2005 gingen 73%der Unternehmensanteile des regionalen staatlichenEnergieversorgungsunternehmen KESC an ein pakista-nisch-saudiarabisches Konsortium.9

341

21 Pakistan

10 Die Lizenz für den Erzeuger New Park Energy Ltd. wird derzeit bearbeitet.

Die angestrebte Privatisierung der eigenständigenErzeugungs- und Verteilungsgesellschaften gestaltetsich allerdings als ein schwieriger Prozess, da diese oft-mals aufgrund unbezahlter Rechnungen und nichtkostendeckender Tarife im Verlustbereich operieren.WAPDA und KESC schrieben trotz Schuldentilgungin den vergangenen Jahren weiterhin rote Zahlen.Zudem stellen sich die nationalen Gewerkschaften gegendie Privatisierung der Elektrizitätsunternehmen. DerBereich Wasserkraft, der einen gesonderten Bereichinnerhalb von WAPDA bildet, ist von der Privatisie-rung vorerst ausgeschlossen und wird somit weiterhinim Besitz von WAPDA verbleiben.

Unabhängige Stromerzeuger Insgesamt wurden bis Ende 2006 19 größere unab-hängige Stromerzeuger von der Regulierungsbehördemit Lizenzen ausgestattet.10 Die beiden größten privatenStromerzeugungsunternehmen sind die HUB Company(HUBCO) und die Kot Addu Power Company (KAPCO).HUBCO gehört einem Konsortium, bestehend aus denUnternehmen National Power (Großbritannien), Xenal(Saudi-Arabien) und der Mitsui Corporation (Japan), undverfügt über knapp 1.300 MW Erzeugungskapazität.

Neben Ausschreibungswettbewerben haben privateErzeuger die Möglichkeit, die Projektumsetzung un-aufgefordert bei NEPRA zu beantragen. Anstatt dieStromabnahmeverträge bilateral mit dem jeweiligenStromabnehmer zu verhandeln, legt NEPRA die Tarifeunter Absprache mit dem unabhängigen Stromerzeugerund dem Stromabnehmer fest.

Ende 2006 wurden von der staatlichen Beratungsin-stitution für private Investoren Private Power andInfrastructure Board PPIB, die u.a. für Verhandlungenzur Durchführung von Vorhaben verantwortlich ist, 50 Projekte mit einer Gesamtleistung von mehr als13.000 MW bearbeitet, die bis Januar 2016 nach undnach in Betrieb gehen sollen. Die zusätzliche Kapazitätverteilt sich relativ gleichmäßig auf Wasser- und ther-mische Kraftwerke. Das Ministerium für Wasser undElektrizität hat 2005 festgelegt, dass die Regulierungs-behörde NEPRA Vergütungstabellen für unabhängigeStromerzeuger nach Technologietyp erstellen soll, um sodie Transparenz zu erhöhen und die Lizenzvergabe zu ver-einfachen. Diese lagen bis Januar 2007 noch nicht vor.

Weitere Akteure

Private Power and Infrastructure Board (PPIB) Zur Verbesserung der Investitionsanreize im pakista-nischen Stromsektor wurde 1994 eine neue staatlicheBeratungsinstitution etabliert, das “Private Power andInfrastructure Board” (PPIB). Diese Einrichtung sollvor allem privaten Investoren im pakistanischen Strom-markt als zentrale Anlaufstelle dienen, die bei der Realisierung von Kraftwerksprojekten beratend zurSeite steht. Die Hauptaufgabe des PPIB besteht in derAushandlung der Durchführungsvereinbarung sowie inder Beratung bei den Verhandlungen über Verträge für Primärenergielieferungen und Stromabnahme.Des Weiteren bürgt PPIB für die Erfüllung der Ver-pflichtungen staatlicher Akteure im Strommarktgegenüber privaten Investoren, es überwacht etwaigeRechtsstreite und internationale Schlichtungsverfahrenfür und im Namen der pakistanischen Regierung undunterstützt die Regulierungsbehörde bei der Festlegungund Verabschiedung der Vergütungstarife für neue private Kraftwerksprojekte. PPIB ist mit Vertreternder vier Provinzen und aus dem teilautonomen GebietAsad Kaschmir besetzt.

342

21 Pakistan


11 Zusätzlich wurde ein Bonus von 0,25 US-ct/kWh für Kraftwerksprojekte offeriert, die bis Ende 1997 in Betrieb gingen.

Regulierungsbehörde NEPRA Im Dezember 1997 wurde die sektorale Regulierungs-behörde (National Electric Power Regulatory Authority,NEPRA) durch Gesetz geschaffen. NEPRA soll insbe-sondere einen fairen Wettbewerb sowie den Schutz derVerbraucher sicherstellen. Die wichtigsten Befugnisseder Behörde sind die Ausstellung von Lizenzen zurStromproduktion, -übertragung und -verteilung (inkl.Festlegung der Lizenzgebühren) und die Festlegungder Stromtarife. Da die Verbraucher bisher nicht dieMöglichkeit haben, über bilaterale Verträge den Stromvom Produzenten ihrer Wahl zu beziehen, ist NEPRAauch für die Festlegung des Stromverkaufs der Produ-zenten an NTDC verantwortlich. Darüber hinaus kannNEPRA Bußgelder bei Nichteinhaltung der entspre-chenden Bestimmungen verhängen.

Alternative Energy Development Board (AEDB) Im Mai 2003 wurde das “Alternative Energy Develop-ment Board” (AEDB) gegründet, das unmittelbar demPremierminister untersteht. Ziel der Institution ist dieFörderung und Nutzung der erneuerbaren Ressourcendes Landes und die Erreichung der von der Regierungfestgesetzten Ausbauziele von 10% bis 2015 (ohneWasserkraft). Außerdem ist AEDB für die Entwicklungder mittel- und langfristigen nationalen Förderpolitikfür erneuerbare Energien zuständig, die im Maß-nahmenpaket “Policy Development of Renewable Energyfor Power Consumption” festgeschrieben wurde. Darüberhinaus obliegt dem Gremium die Koordinierung vonJoint-Ventures mit dem Ziel, ausländische Technologienim Bereich der Alternativenergien in Pakistan fertigenzu lassen. AEDB ist zudem für die Abwicklung vonProjekten im Bereich erneuerbare Energien zuständig.


Für die Ausarbeitung der pakistanischen Energiepolitikist das Ministerium für Wasser und Elektrizität (Ministryof Water and Power) zuständig. Insbesondere die in den80er und Anfang der 90er Jahre vorhandene Unterver-sorgung mit Strom führte 1992 zur Verabschiedungeines Strategieplans mit dem Ziel einer Restrukturierungdes pakistanischen Stromsektors.

Stromgesetz für den privaten Sektor von 1994 1994 wurde ein Energiegesetz verabschiedet (“PolicyFramework and Package of Incentives for Private SectorPower Generation Projects in Pakistan”). Es sollte privateInvestitionen im pakistanischen Stromsektor fördernund die Investitionsbedingungen für unabhängigeStromerzeuger standardisieren. Es beinhaltet insbe-sondere folgende Maßnahmen: • Vorabfestsetzung eines einheitlichen Vergütungs-

satzes in Höhe von 5,7 US-ct/kWh mit Kopplung an das Wechselkursverhältnis zwischen pakistanischerRupie und US-Dollar inkl. der Berücksichtigung der US-Inflationsrate und möglicher Schwankungender Rohstoffpreise;11

• Überlassung der Entscheidungsbefugnis über Größe, Technologie, Energieträger und Standort eines Kraftwerks an den Träger des Projekts;

• garantierter Netzanschluss und Stromabnahme im Rahmen von Standardverträgen;

• Garantie hinsichtlich Lieferung der benötigten Primärenergieträger, solange ein Liefervertrag mit einer staatlichen Institution besteht;

• Befreiung unabhängiger Stromerzeuger von zahl-reichen Steuern (Körperschafts-, Einkommen- und Umsatzsteuer) und Zöllen.

343

21 Pakistan

344

Stromgesetz von 2002 Im Jahre 2002 wurde ein neues Stromgesetz verab-schiedet, das in seinen Grundzügen dem Vorgängergesetzvon 1994 folgt, in seinem Anwendungsbereich jedochbreiter angelegt ist. So begünstigt das neue Stromgesetzmit dem Titel “Policy for Power Generation Projects –Year 2002” neben privaten Investitionsprojekten auchgemischtwirtschaftliche Partnerschaften (PPP) underöffnet privaten Investoren die Möglichkeit, nebenöffentlich ausgeschriebenen Projekten selbst Kraft-werksprojekte vorzuschlagen.

Für die Genehmigung von Anlagen mit einer Leistungunter 50 MW ist nun die jeweilige Provinzregierungzuständig. Für die Vergütung des Stroms wurde einSystem festgelegt, das sich aus zwei Komponentenzusammensetzt: Ein Teil der Vergütung ist von der Leistung der jeweiligen Anlage abhängig (“CapacityPurchase Price” – CPP), ein anderer Teil von den zurStromproduktion eingesetzten Energieträgern (“EnergyPurchase Price” – EPP). Letzterer soll nach dem Gesetzvon 2004 mindestens 34-40% der gesamten Vergütungausmachen.

Neu an den Regelungen aus dem Jahr 2002 ist dieBevorzugung von Projekten, die mit heimischen Energie-ressourcen arbeiten, d.h. hauptsächlich mit Wasser,Kohle oder Erdgas und erneuerbaren Energien. Diesmanifestiert sich insbesondere in der Ausnahme allerderartigen Kraftwerksprojekte von der Einkommen-und Umsatzsteuer sowie der Kapitalertragsteuer aufImporte (eine Ausnahme bilden Ölkraftwerke). Außer-dem wurden reduzierte Zölle von nur 5% des Standard-satzes auf importierte Anlagenkomponenten festgesetzt.

Großhandelsmarkt Hinsichtlich der Entstehung eines Großhandelsmarkteswurde im Juli 2002 zunächst ein so genanntes “singlebuyer plus”-Modell etabliert, in dem die NTDC als allei-niger Käufer des von allen Produzenten generiertenStroms fungiert. Ab Mitte 2009 soll es Großverbraucherngestattet werden, durch bilaterale Lieferverträge Stromvon Produzenten ihrer Wahl zu beziehen. Ab Mitte 2012ist die Einführung eines Großhandelsmarktes vorgesehen.


Seit Beginn der 1980er Jahre wurden in Pakistan ersteFördermaßnahmen im Bereich erneuerbare Energienimplementiert. So wurden im sechsten pakistanischenEnergieplan (1983-1988) rund 14 Mio. € für die Bereichenachwachsende Energiepflanzen, Biogas und für eineMachbarkeitsstudie zur kommerziellen Nutzung derSolarenergie bereitgestellt.

Pakistan Council for Renewable Energy Technology(PCRET) In den 70er und 80er Jahren wurden erste Maßnahmenzur Förderung erneuerbarer Energien durch das 1975 ge-gründete “Pakistan Council of Appropriate Technology”(PCAT) und das “National Institute of Silicon Techno-logy” (NIST) vorangetrieben. Im Mai 2001 kam es zurFusion der beiden Forschungseinrichtungen, die nununter dem Namen “Pakistan Council for RenewableEnergy Technolgy” (PCRET) firmieren. Mit diesemSchritt sollen die Forschungsaktivitäten besser koordi-niert und Überschneidungen vermieden werden.

Policy for Development of Renewable Energy for Power GenerationIm Dezember 2006 veröffentlichte die pakistanischeRegierung das erste nationale Maßnahmenpaket für dieFörderung erneuerbarer Energien. Die Regelungengelten für Wasserkraftwerke bis zu einer Kapazität von50 MW, Solarthermie, Photovoltaik und Windenergie.Kurzfristig, d.h. bis Mitte 2008, sollen durch attraktiveStromabnahmeverträge und teilweise Risikodeckunginternational bereits kommerziell genutzte Technologienerprobt werden. Mittelfristig, d.h. bis 2030, sollen somindestens 9.700 MW Regenerativstrom installiertwerden.

21 Pakistan


12 Die Garantie gilt, solange sich die Anlage in einer Entfernung von höchstens 70 km zur nächsten 220-kV-Übertragungsleitung befindet. Mit sinkender Spannungsebene nimmt die maximale Entfernung ab (50 km für 132 kV, 5 km für 11 kV und ein 1 km für 400 V). Der Erzeuger hat zudem die Möglichkeit, neue Stromleitungen für die Verbindung zum nationalen Elektrizitätsnetz auf eigene Kosten zu legen.Der Stromabnahmetarif wird in Abhängigkeit von diesen Determinanten angepasst.

13 Im Rahmen von Wasserkraftprojekten ist eine Wassernutzungsgebühr von 0,15 Rupien je kWh zu entrichten. Diese wird jährlich entsprechendder Inflationsrate angepasst.

14 Bemessungsgrundlage bei Anlagen mit mehr als 1 MW Leistung sind die von NEPRA vierteljährlich festgelegten Tarife für Ölkraftwerke abzüglich 10%. Diese Regelung gilt für alle Regenerativtechnologien.

15 Als langfristig gelten solche Projekte, die nach Mitte 2012 abgeschlossen werden und dann Elektrizität einspeisen.

Im Rahmen dieser Regelungen ist der Netzbetreiberzur Stromabnahme verpflichtet und muss bis zu einergewissen Länge Anschlußleitungen errichten.12 DieErzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien habenim Gegensatz zu konventionellen Stromerzeugern dieMöglichkeit, ihren Strom zum Teil oder vollständig imRahmen von bilateralen Verträgen an Endkunden zuveräußern. Besondere Anreize werden für solche Erzeugererneuerbarer Energien gewährt, die den Strom gänzlichin das nationale Netz einspeisen. Dazu zählt, dass dasRisiko von variierenden Windgeschwindigkeiten vomStromabnehmer getragen wird. Falls der zuvor ermittelteReferenzwert am Projektstandort vom Erzeuger auf-grund von Faktoren, die außerhalb seiner Einflussmög-lichkeiten liegen (z.B. eine nicht absehbare Wind-flaute), nicht erreicht wird, erfolgt die Vergütung aufGrundlage des zuvor festgelegten Referenzwertes. DieVergütung sinkt jedoch, wenn die Mindereinspeisungvom Erzeuger zu verantworten ist (z.B. aufgrund aus-bleibender Wartungsarbeiten). Als Referenzwert wirddie monatliche Durchschnittsgeschwindigkeit am Pro-jektstandort herangezogen. Der Mittelwert wird aufGrundlage der Daten von mindestens drei Jahrenermittelt. Für Stromerzeugung, die über den Referenz-wert hinausgeht, werden 10% der Vergütung gezahlt.Somit werden die zusätzlichen Einnahmen zwischendem Erzeuger und dem Abnehmer geteilt. Gleichesgilt bei der Stromgewinnung aus Wasserkraft.13

Der Ausbau von Übertragungsleitungen liegt generellim Verantwortungsbereich der Netzbetreiber. Die Fest-setzung der Vergütung erfolgt entweder über öffentlicheBieterverfahren, bilaterale Verhandlungen zwischendem unabhängigen Erzeuger und NEPRA oder ex-antefestgelegten Vergütungssätzen (Einspeisungsvergütungs-modell). Von NEPRA werden derzeit präzise Ver-gütungstabellen erstellt, um so die Festlegung derTarife abzukürzen. Die dafür getroffenen Annahmenund Methoden sollen veröffentlicht werden.

Die Betreiber von Regenerativanlagen zur Selbstver-sorgung haben die Möglichkeit, Überschussstrom anden Netzbetreiber zu verkaufen14 und zusätzlich be-nötigte Elektrizität zum jeweiligen Standardtarif nach-zukaufen. Im Rahmen des Maßnahmenpakets werdenErzeugern von erneuerbaren Energien weitere fiskalischeund finanzielle Anreize eingeräumt. Dazu zählen diezollfreie Einfuhr von Anlagenteilen und die Ausnahmevon der Einkommensteuer.

Für netzferne Erzeugungsanlagen, insbesondere kleineWasserkraftanlagen, sollen die Installationsbedingungendeutlich vereinfacht werden. Entsprechende Regelungensollen von AEDB und den zuständigen Provinzre-gierungen erarbeitet werden. Kleinwasserkraftprojekte,die an Inselnetze von bis zu 11 kV angeschlossen sind,sollen dann von jedermann unter Rücksprache mit derlokalen Behörde in Betrieb genommen werden können,ohne dabei die Zustimmung von AEDB, den provin-ziellen Behörden oder der Umweltschutzbehörde einholen zu müssen. Die Tarife werden auf bilateralerEbene zwischen den Erzeugern und den Nutzern aus-gehandelt. Für die Umsetzung von kleinen Wasser-kraftprojekten von bis zu 5 MW gewährt die pakista-nische Regierung einen einmaligen Investitionskosten-zuschuss in Abhängigkeit von der Anlagenleistung.Ähnliche Regelungen sollen für netzferne Wind- undSolaranlagen etabliert werden.

Für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbarenEnergien, die nach Juli 2008 zugelassen werden, sollder Wettbewerb innerhalb der Technologiegruppenerhöht, Subventionen abgebaut und die Risikodeckungminimiert werden. Langfristig,15 sollen erneuerbareEnergien ein integrierter Bestandteil der nationalenEnergieplanung werden und im Wettbewerb mit konventionellen Energieträgern stehen. Weitere Rege-lungen für die Nutzung von Biomasse und anderererneuerbarer Energieträger werden vom AEDB und derRegierung erarbeitet.

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21 Pakistan

Clean Development Mechanism Das Kyoto-Protokoll wurde von Pakistan im Januar2005 unterzeichnet. Die pakistanische DesignatedNational Authority (DNA) ist dem Umweltministeriumuntergeordnet. Sie setzt sich aus dem nationalen CDM-Steering Komitee, dem technischen Komitee und demCDM-Sekretariat zusammen und wird vom Klima-wandel-Komitee beraten. Letzteres besteht aus zahl-reichen Ministern und wird vom Premierministergeleitet. Das Steering-Komitee ist unter Vorsitz desUmweltministeriums für die politische Beratung, dieinterministerielle Koordination und die Überwachungder Durchführung von CDM-Projekten verantwortlich.Das technische Komitee ist in drei Einheiten unterteilt:Erneuerbare Energien/Energieeffizienz, Abfallmanage-ment und Landwirtschaft/Forstwirtschaft/Viehbestand.Das CDM-Sekretariat ist Hauptansprechpartner fürCDM-Angelegenheiten und stellt im Auftrag derRegierung Lizenzen für CDM-Projekte aus.

Das erste CDM-Projekt wurde im November 2006beim UNFCCC registriert. Nach dem Maßnahmenpaketfür erneuerbare Energien vom Dezember 2006 sollenalle qualifizierten Erneuerbare-Energie-Projekte (in derAnfangsphase sind das Projekte im Rahmen der Wind-kraft und der kleinen Wasserkraft) dazu ermutigt werden,sich als CDM-Projekt registrieren zu lassen, um soEmissionsreduktionszertifikate handeln zu können. DieEinnahmen aus dem Handel mit Emissionszertifikatensollen bei der Tariffestlegung berücksichtigt werdenund der Regulierungsbehörde gegenüber offen dargelegtwerden. In Kooperation mit internationalen Entwick-lungsorganisationen will die pakistanische Regierungdie Umsetzung von CDM-Projekten fördern und hat dafür 2006 rund 500.000€ (39 Mio. Rupien) zurVerfügung gestellt.


Neben der zunehmenden Erforschung und Ermittlungder tatsächlichen Nutzungspotenziale erneuerbarerEnergieträger in Pakistan mehren sich auch die Planungen und Aktivitäten zu deren Erschließung.Forciert wird zurzeit insbesondere der Ausbau derWasser- und Windkraft im Groß- und Kleinanlagen-bereich.

WasserkraftDas gesamte theoretische Wasserkraftpotenzial Pakistansist noch nicht vollständig evaluiert worden. KonservativeSchätzungen gehen von etwa 45.000 MW Leistung aus.Aufgrund des erwarteten Nachfragewachstums und derTatsache, dass nicht einmal 20% des Wasserkraft-potenzials genutzt werden, plant die Regierung, dieWasserkraft in mehreren Stufen weiter auszubauen.Ende 2006 waren insgesamt 6.608 MW Wasserkraft,zumeist im nördlichen Landesteil, installiert. Davonentfielen 5.928 MW auf große Wasserkraft (>250 MW),437 MW auf mittelgroße Kraftwerke (von 50 MW bis 250 MW) und 253 MW auf kleine Wasserkraft(<50 MW).

Ein wichtiges Großprojekt, das 2003 in Betrieb ge-nommen wurde, ist das Laufwasserkraftwerk Ghazi-Barotha am Oberlauf des Indus mit einer Gesamt-leistung von 1.450 MW. Durch den Zubau konnte derAnteil der Wasserkraft an der installierten Leistungwieder deutlich erhöht werden. Finanziert wurde dasProjekt von der Weltbank, der ADB, dem japanischenJBIC, der Europäischen Investitionsbank, der IslamischenEntwicklungsbank sowie aus Mitteln der deutschenFinanziellen Zusammenarbeit (KfW). WAPDA über-nahm mit rund einer Milliarde US$ 47% der Gesamt-kosten.

346

21 Pakistan


16 Siehe Nasir/Raza/Raja, 1992 und Nasir/Raza/Abidi, 1991.

Neben diesem Großprojekt wurden von der GTZ inden Jahren 2002 bis 2005 weitere Wasserkraftwerkemittlerer Größe im Rahmen des nationalen Programmszur Förderung der Wasserkraft installiert. 2006 hat diepakistanische Regierung einen Kredit bei der ADB fürProjekte im Bereich erneuerbare Energien beantragt.Die erste Tranche des Kredits in Höhe von 510 MillionenUS$ wurde im Dezember von der ADB zugesichertund soll unter anderem zur Umsetzung von mittel-großen und kleinen Wasserkraftprojekten im Nord-westen des Landes verwendet werden. Dazu zählen achtnetzgebundene Wasserkraftwerke in der Größenordnungvon 2,6 MW bis 36 MW. Im Bereich von Wasserkraft-projekten mit einer Leistung von 1 MW bis 50 MWwurden in den vergangenen Jahren 570 Standorte miteiner Gesamtleistung von 2.166 MW identifiziert.

Kleinstwasserkraft Im Bereich der Kleinstwasserkraftwerke mit einerinstallierten Leistung von unter 100 kW je Anlage wirdallein in Nordpakistan das Potenzial auf 300 MWgeschätzt. Das Potenzial im Kanalsystem Punjabs liegtbei weiteren 350 MW. Bis 2006 wurden von PCRET inder bergigen Nordwestprovinz 300 Kleinwasseranlagenmit einer Gesamtleistung von 3 MW installiert. DieAnlagen habe eine Leistung zwischen 5 kW und 50 kW.Alle Anlagenkomponenten stammen aus heimischerProduktion.

Windenergie In Pakistan gibt es viele Regionen, die sich für diekommerzielle Nutzung der Windenergie eignen. Dazuzählen insbesondere der Süden der Provinz Sindh unddie Küstenregion der Provinz Belutschistan. Zu Beginnder 90er Jahre wurden erste Windmessungen an Stand-orten im gesamten Land und insbesondere in der ProvinzBelutschistan durchgeführt, auf deren Grundlage ersteWindkarten angefertigt wurden.16 Für die konkretePlanung von Windparks wurden in den vergangenenJahren Windmessungen in der Region um Gharo-KetiBandar durchgeführt.

UNDP/GEF-Projekt “Commercialization of Wind PowerPotential in Pakistan” Im November 2000 kam es zu einer ersten staatlichenInitiative, die Windkraftnutzung in Pakistan voranzu-treiben. Mit finanzieller Unterstützung durch UNDPund GEF initiierte das pakistanische Umweltminis-terium das Projekt “Commercialization of Wind PowerPotential in Pakistan”. Dieses beinhaltete eine Studie, diebestehende Hindernisse für die Nutzung erneuerbarerEnergien in Pakistan identifizierte und Vorschläge zuderen Überwindung aufzeigte. Die Vorschläge wurdenim Rahmen des Maßnahmenpakets für erneuerbareEnergien vom Dezember 2006 weitgehend umgesetzt.

Im Rahmen des Nachfolgeprogramms “SustainableDevelopment of Utility-Scale Wind Power Production:Phase 1”, das im Januar 2004 für einen Zeitraum vonfünf Jahren gestartet wurde, soll Windkraft in PakistanFuß fassen, indem politische, institutionelle, rechtliche,fiskalische und technische Barrieren beseitigt werdenund Windkraft insbesondere in abgelegenen Regionenin das pakistanische Stromnetz integriert wird.

Windenergie-Projekte Die Planung für kommerzielle Windkraftparks inPakistan konzentriert sich auf die Gegend um Gharo-Keti Bandar in der Provinz Sindh im Südosten desLandes. AEDB hat in dieser Region einen Windkorridorausgemacht, der aufgrund ausgezeichneter Standortbe-dingungen ein Potenzial von 50.000 MW Windenergie-kapazität verspricht. Die durchschnittlichen Windge-schwindigkeiten liegen in einer Höhe von 65 Meternbei 7 bis 8 m/s. Die Landnutzung wird von AEDB zugünstigen Pachtkonditionen von ungefähr 15€ proHektar und Jahr ermöglicht. NTDC wird für diezusätzliche Kapazität in der Region neue Übertra-gungsleitungen von Mirpur Sakro nach Thatta errichten.

347

21 Pakistan

AEDB hat bereits 2004 das private Unternehmen NewPark Energy autorisiert, die ersten 45 MW im Rahmeneines letztlich 400 MW umfassenden Windparks inKoti-Kun nahe Gharo zu errichten. Das Projekt soll inweiteren Tranchen von je 45 MW umgesetzt werden.General Electrics wird für den ersten Abschnitt 30 Tur-binen mit einer Leistung von je 1,5 MW liefern. DieWindenergie soll in das Netz von KESC eingespeistwerden. Vor der physischen Realisierung stand imFrühjahr 2007 noch die Abgabe einer Verfügbarkeits-garantie (Performance Guarantee) durch den Investoraus, die AEDB vor der Ausstellung eines abschließendenLetters of Support (LOS) verlangt.

Die Machbarkeitsstudie (pre-feasibility study) in derRegion wurde von AEDB realisiert. Bis Dezember 2006hat das AEDB 59 Vereinbarungen zur Zusammenarbeitdurch so genannte “Letters of Intent” (LoI) mit nationalenund internationalen Unternehmen getroffen. Bis zumJahr 2010 sollen so 700 MW Windkraft, bis zum Jahr2030 sogar insgesamt 9.700 MW installiert werden.Sechs Unternehmen haben Ende 2006 bei der Regulie-rungsbehörde NEPRA Anträge auf Stromerzeugungaus Windenergie gestellt, von denen drei mit je 50 MWgenehmigt wurden. AEDB hat Land an zwölf Investorenverpachtet. 13 private Investoren haben bis Ende 2006AEDB feste Zusagen für die Installation von je 50 MWfür die nächsten zwei Jahre gegeben.

Die Erzeuger haben die Wahl zwischen einem vonNEPRA vorab festgelegten Standardvergütungssatzoder der Beantragung der Vergütung bei NEPRA. Dievorab festgelegte Vergütung liegt bei durchschnittlich7,2 €-ct/kWh für einen Zeitraum von 20 Jahren. In den ersten 10 Jahren liegt die Vergütung bei 8,7€-ct/kWh, in den folgenden 10 Jahren nur noch beica. 3,8€-ct/kWh. Bisher hat nur das Unternehmen NewEnergy Park für sein Vorhaben eine Festsetzung derVergütung beantragt und erhalten.

Für die lokale Produktion von einzelnen Anlagenteilenin Pakistan wurde ein internationales Konsortium.gegründet. Allerdings wird erst dann mit der Herstel-lung einzelner Komponenten für Windkraftanlagengerechnet, wenn sich ein entsprechendes Marktvolumenabzeichnet.

KleinstanlagenBis Ende 2006 waren in Pakistan 140 Kleinstwind-energieanlagen (300-500 W) für die Elektrizitätsge-winnung und zum Pumpen von Wasser (ca. 30 Anlagen)installiert. In den Provinzen Sindh und Belutschistankonnten so 356 bzw. 111 Haushalte mit Elektrizitätversorgt werden.

Biomasse Insbesondere die ländliche Bevölkerung Pakistans, diegemäß der letzten Volkszählung von 1998 etwa zweiDrittel der Gesamtbevölkerung repräsentiert, verwendetnoch fast ausschließlich Biomasse in Form von Feuerholzoder Holzkohle für Koch- oder Heizzwecke. 30% deslandesweiten Energiebedarfs werden daher durch dieNutzung von Biomasse gedeckt. Die Biomassenutzungsteigt weiter um durchschnittlich 5% pro Jahr.

Die pakistanische Regierung startete 1974 ein Pro-gramm zur Nutzung von Biogas. Bis 1987 wurden da-durch in mehreren Phasen mehr als 4.100 Biogasanlageninstalliert. Da in der letzten Phase keine staatlichefinanzielle Unterstützung mehr gewährt wurde, kam es auch nicht mehr zu weiteren Installationen. SeitMai 2003 wurden im Rahmen eines neuen Biomasse-/Biogasprogramms von PCRET 1.200 weitere Anlageninstalliert, die zu je 50% vom Staat finanziert wurden.

Das Stromerzeugungspotenzial im Rahmen der Bagasse-nutzung wird auf 400 MW geschätzt. Die Betreibervon Zuckermühlen haben die Möglichkeit, produziertenÜberschussstrom ins Elektrizitätsnetz einzuspeisen. DieseMöglichkeit steht Kraft-Wärme-Kopplungen bis zueiner Leistung von 700 MW offen. Das noch nichtgenutzte Potenzial durch die Stromgewinnung ausAbfällen wird auf 500 MW pro Großstadt geschätzt.

348

Solarenergie Pakistan besitzt ein sehr gutes Potenzial an Solarenergie.Die durchschnittliche tägliche Sonneneinstrahlungliegt bei rund 5,3 kWh/m2. Nahezu die Hälfte derLandesfläche hat das Potenzial für eine wirtschaftlicheNutzung der Solarenergie. Besonders die südwestlicheProvinz Belutschistan verfügt über hervorragende Nutzungsbedingungen. Die Sonnenscheindauer liegtdort bei ca. 3.000 h/a. Das Potenzial des Landes wirdauf etwas 70.000 MW geschätzt.

Trotz dieser guten Ausgangsvoraussetzungen ist dieNutzung der Solarenergie in Pakistan zur Stromge-winnung wie auch für thermische Zwecke nur inAnsätzen vorhanden. Die Photovoltaikleistung betrugAnfang 2006 etwa 0,8 MW und wurde für ländlicheElektrifizierung, Gartenbeleuchtung und die Telekom-munikation eingesetzt. Bereits zu Beginn der 80er Jahrewurden in verschiedenen Teilen Pakistans durch dieRegierung 18 PV-Anlagen mit einer Leistung von insgesamt 440 kW installiert. Da es jedoch an tech-nischem Know-how zu Betrieb und Wartung der Anlagenmangelte, wurden keine weiteren Anlagen installiert.Aus dem gleichen Grund sind weitere sieben PV-Anlagenmit einer Gesamtleistung von 234 kW, die Ende der80er Jahre im pakistanischen Teil des Hindukuschinstalliert wurden, heute nicht mehr in Betrieb.

Im Rahmen von Entwicklungsprogrammen der öffent-lichen Hand wurden von AEDB mehrere “100 SolarHomes”-Programme in den Jahren 2005 und 2006durchgeführt. Dadurch konnten insgesamt 991 Haus-halte über netzferne Solar-Home-Systeme mit Modulenvon jeweils 88 W mit Strom versorgt werden.

Die Nutzung der Solarthermie wird derzeit von AEDBim Rahmen von Pilotprojekten in den Provinzen Sindhund Belutschistan getestet. Das Potenzial wird auf10.000 MWth geschätzt. Solarenergie soll zukünftigzudem zur Trinkwasseraufbereitung und Entsalzunggenutzt werden. AEDB hat zu diesem Zweck ein Pro-jekt initiiert, bei dem PV-Anlagen zur Trinkwasserauf-bereitung und Solarthermieanlagen zur Entsalzung infünf Dörfern des entlegenen Distrikts Tharparkar inder Provinz Sindh installiert werden sollen. In der Pro-vinz Belutschistan werden bereits zwei solar betriebeneEntsalzungsanlagen eingesetzt, die täglich 22.710 lFrischwasser bereitstellen können.

Geothermie In verschiedenen Landesteilen Pakistans, wie etwa inder Nähe von Karatschi oder im pakistanischen Teil desHimalajas, gibt es zahlreiche heiße Quellen, derenTemperaturen von 30 bis 170°C reichen. MöglicheNutzungsgebiete für Geothermieanlagen wurden bereitsin den 80er Jahren identifiziert.17 Bisher wird die Geo-thermie in Pakistan jedoch nicht energetisch genutzt.

21 Pakistan


17 Siehe Tauquir, 1986. 349

21 Pakistan


Schätzungsweise 40.000 Dörfer hatten 2006 noch keinenZugang zu Elektrizität. In der Provinz Belutschistan istdie Bevölkerungsdichte mit durchschnittlich nur 22 Ein-wohnern pro km2 sehr gering, sodass 90% der Dörferder Provinz bislang keinen Stromzugang haben. DieRegierung hat eine Vielzahl von Projekten zur ländlichenElektrifizierung in Kooperation mit internationalenInstitutionen ins Leben gerufen. Mikrokredite werdenvon der Kushali Bank zur Verfügung gestellt. Dasambitionierte Ziel des so genannten Kushal-Pakistan-Programms der Regierung, das vorsah, bis Ende 2007jeden Einwohner des Landes mit Wasser und Elektrizitätzu versorgen, wird mit Sicherheit nicht erreichtwerden. Das Programm für die ländliche Entwicklungwurde von der Regierung 2001 zuerst für einen Zeit-raum von zwei Jahren ins Leben gerufen und danachum weitere fünf Jahre verlängert.

Programm Roshan PakistanDas Programm Roshan Pakistan ist wesentlicher Be-standteil der Gesamtstrategie der pakistanischen Regie-rung zur ländlichen Elektrifizierung. Insgesamt sollen7.874 abgelegene Dörfer mit Strom versorgt werden,die mehr als 20 km vom nationalen Elektrizitätsnetzentfernt liegen und für die in den kommenden 20 Jahrenkeine Netzausbaupläne vorliegen. 906 Dörfer liegen inder Provinz Sindh und 6.968 in Belutschistan. AEDB,das in Kooperation mit den Provinzregierungen vonSindh und Belutschistan das Projekt leitet, sieht in der ersten Phase des Vorhabens die Elektrifizierung von 400 Dörfern in den Provinzen Sindh (100) undBelutschistan (300) vor. Diese soll bis 2009 abgeschlossenwerden. Die GTZ hat AEDB bei der Planung der Elek-trifizierungsstrategie unterstützt.

Für die Durchführung des Programms werden fünf PV-Systeme in unterschiedlichen Größen zur Verfügunggestellt. Die pakistanische Regierung subventioniert dieAnschaffungskosten der Anlagen in Abhängigkeit vonder Anzahl der Hausbewohner und der Raumzahl. DieNutzer der Anlagen sollen lediglich für die Betriebs-und Instandhaltungskosten aufkommen. Deutsche undandere europäische Unternehmen nahmen Ende 2006an der Projektausschreibung teil. 18.000 Solar-Home-Systeme sollen insgesamt installiert werden.

Währungskurs (19.02.2007): 100 Pakistanische Rupien (PKR) = 1,25 Euro (EUR)

21.7 Literatur

• AEDB: Wind power generation projects in Pakistan, Wind Status 8-2006, Islamabad

• AEDB/GTZ: Power Sector Situation in Pakistan, Islamabad, September 2005

• Bhattacharyya, S. C.: Power sector reform in South Asia: why slow an limited so far? in: Energy Policy, 35 (2007), S. 317-332

• Fraser, J.: Lessons from the independent private power experience in Pakistan, Energy and Mining Sector Board, Discussion Paper No. 14, World Bank, May 2005

• GoP – Government of Pakistan: Policy for Development of Renewable Energy for Power Generation (Small Hydro, Wind, and Solar Technologies), Dezember 2006

• GoP – Government of Pakistan: Economic survey 2005-2006, Islamabad

350

21 Pakistan

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen• GoP – Government of Pakistan:

Guidelines for determination of tariff for wind power generation, Ministry for Water and Power, Islamabad, 2006

• GoP – Government of Pakistan:Medium Term Development Framework: 2005-10, Planning Commission, GOP, Islamabad, S. 403-440 (Energy Security), May 2005

• HDIP – Hydrocarbon Development Institute of Pakistan: Pakistan Energy Yearbook 2006

• Mirza et al.:Wind energy development in Pakistan, in: Renewable and Sustainable Energy Reviews

• Muneer, T. & Asif, M.: Prospect of secure and sustainable electricity supplyfor Pakistan, in: Renewable and Sustainable EnergyReview, 11(2007), S. 654-671

• Nasir, M.S., Raza, M.S. & Raja, I.A.: Distribution of wind power resource over Pakistan, in: Renew Energy 1992; 2(4-5), S. 411-420

• Nasir, M.S., Raza, M.S. & Abidi, H.B.S.: Wind energy in Belutschistan (Pakistan), in: Renew Energy 1991, 1(3-4), S. 523-526

• Sahir, M. S. & Qureshi, A. H.:Assessment of new and renewable energy resources potential and identifications of barriers to their significant utilization in Pakistan, in: Energy Policy (forthcoming)

• Tauqir, S. A.: Geothermal areas in Pakistan, in: Geothermics 1986, 15 (5-6), S. 719-723

21.8 Kontakte

Alternative Energy Development Board (AEDB) Prime Minister’s SecretariatGovernment of PakistanConsititution AvenueIslamabadTel. +92 (51) 922 34 27/900 85 04Fax +92 (51) 920 57 90E-Mail: [email protected]

Botschaft der Islamischen Republik Pakistan inDeutschland Schaperstraße 2910719 Berlin Tel. +49 (30) 212 44-0 Fax +49 (30) 212 442 10 E-Mail: [email protected]

Designated National Authority (DNA)Ministry of EnvironmentCDA Block-IV, Sector G-6, Civic CentreIslamabad 44000Kontaktperson: Mr. Khizar Hayat, Joint Secretary(International Cooperation) Tel. +92 (51) 920 25 58/920 60 51Fax +92 (51) 920 22 11E-Mail: [email protected]

Deutsche Botschaft in Pakistan Ramna 5, Diplomatic Enclave, Islamabad Tel. +92 (51) 227 94 30 – 35 Fax +92 (51) 227 94 36 E-Mail: [email protected].

Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ)Büro Pakistan GTZ Office Islamabad F 8/3 Street 5, House 63-A Tel. +92 (51) 226 41 61Fax +92 (51) 226 41 59E-Mail: [email protected]

351

21 Pakistan

Hydrocarbon Development Institute of Pakistan(HDIP) Plot No.18, Street 6, H-9/1, P.O. Box 1308IslamabadTel. +92 (51) 925 83 01/925 83 02Fax +92 (51) 925 83 10 E-Mail: [email protected]

Ministry of Power and Water A Block, Pak Sectt. Islamabad, www.pakistan.gov.pk

National Energy Conservation Centre (ENERCON)ENERCON building, G-5/2IslamabadTel. +92 (51) 920 60 05Fax +92 (51) 920 60 04E-Mail: [email protected]

National Electric Power Regulatory Authority(NEPRA)OPF Building, 2nd FloorShahrah-e-Jamhooriyat Sector, G-5/2 Islamabad Tel. +92 (51) 920 52 94/920 72 00 Fax +92 (51) 921 02 15 E-Mail: [email protected]

Pakistan Council of Renewable Energy Technology(PCRET) Street No. 25, H-9IslamabadTel. +92 (51) 925 82 28Fax +92 (51) 925 82 29E-Mail: [email protected]

Private Power and Infrastructure Board (PPIB) 50 Nazimuddin Road , F7/4IslamabadTel. +92 (51) 920 54 21/920 54 22Fax +92 (51) 921 57 23/921 77 35E-Mail: [email protected]

Sustainable Development Policy Institute (SDPI)# 3, UN Boulevard, Diplomatic Enclave 1, G-5IslamabadPostal Code: 44000Tel. +92 (51) 227 81 34Fax +92 (51) 227 81 35 E-Mail: [email protected]/

Water and Power Development Authority (WAPDA)WAPDA House Sharah-e-AzamLahore Tel. +92 (42) 920 22 11Fax +92 (42) 920 24 54

352

22 Philippinen

22 Philippinen1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: Department of Energy 2006. 2 Den Startschuss zur Nutzung heimischer Gasreserven lieferte die Entdeckung und Erschließung des Offshore-Gasfeldes “Malampaya” im

Nordwesten Palawans 2001/2002, das alleine drei Gaskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2,76 GW versorgt.3 Während der Primärenergieverbrauch im Jahr 1973 noch zu 92% durch Importöl gedeckt wurde, liegt der Wert mittlerweile unter 50%.

Bezogen auf den Anteil von Öl zur Stromerzeugung, ist dieser allein von 2004 bis 2005 um fünf Prozentpunkte auf knapp 11% zurückgegangen.4 Quelle: Department of Energy 2006.5 Das Luzon-Stromnetz – das größte der drei aufgeführten Netze – überträgt allein 72% des national erzeugten Stroms.6 Der TDP ist Teil des Power Development Plan 2004-2013. DOE – Department of Energy: Highlights on the Implementation of Republic

Act No. 9136, Electric Power Industry Reform Act of 2001 for the Period May 2003 – October 2003.7 Knapp 6% der philippinischen Dörfer werden bislang nicht über die bestehenden Versorgungssysteme erreicht.


Installierte Kapazitäten Die Stromerzeugungskapazität der Philippinen lagEnde 2005 bei 15.619 MW. Beeinflusst durch die lang-jährig vorhandenen Überkapazitäten, hat sie sich gegen-über dem Vorjahr nur geringfügig erhöht. ErforderlicheKapazitätserweiterungen zur Bedienung der steigendenElektrizitätsnachfrage im Land werden bis 2016 auf9 GW geschätzt. Ein leitungsgebundener Stromimportaus dem Ausland erfolgt nicht.

Tab. 1: Kraftwerkskapazitäten nach Energieträgern in MW und %; Philippinen; 2003-20051

StromerzeugungDie Stromerzeugung betrug im Jahr 2005 rund 57.000 GWh. Die wichtigsten heimischen Primär-energieträger waren dabei: Erdgas (30%), Geothermie(18%) und Wasserkraft (15%) und unter den impor-tierten Energieträgern Kohle (27%) und Erdöl (11%).Damit hat sich der Beitrag der verschiedenen Energie-träger zur nationalen Stromerzeugung zugunsten heimischer Energieträger in den letzten Jahren erheblichgewandelt und das Land nationalen Unabhängigkeits-bestrebungen in der Energieversorgung etwas nähergebracht.

Maßgeblich dazu beigetragen hat vor allem dieErschließung und der Ausbau heimischer Gasreserven2,durch die sich der Grad an eigenständiger Energiever-sorgung allein von 2001 auf 2002 um 5,4% auf 50,9%erhöhte.3

Abb. 1: Stromerzeugung in GWh; Philippinen; 1998-20054

Dem “Philippine Energy Plan 2005-2014” zufolge solldie nationale Unabhängigkeit im Bereich der Energie-versorgung bis 2010 bei 60% liegen.

Stromübertragung und -verteilungDie Geographie der Philippinen, bestehend aus ca. 7.000 Inseln, beeinflusst entscheidend die leitungs-gebundene Stromversorgung des Landes. Neben dreigroßen, voneinander unabhängigen nationalen Über-tragungsnetzen (Luzon5, Visayas und Mandanao),existieren auf kleineren Inseln regionale Versorgungs-systeme. Im Rahmen des “Transmission DevelopmentPlan” (TDP) sollen die Stromnetze in den kommendenJahren erheblich erweitert werden.6 Allein zwei Drittelnder verbleibenden nicht elektrifizierten Dörfer7 auf denPhilippinen soll auf diese Weise der Zugang zu einerStromversorgung ermöglicht werden.

353

%

24

26

19

13

18

2003

15.124

MW

3.604

3.958

2.876

1.931

2.764

2004

15.548

MW

3.669

3.967

3.217

1.931

2.763

%

24

25

21

12

18

2005

15.619

MW

3.663

3.967

3.222

1.978

2.763

26

Gesamtleistung(MW)

Öl

Kohle

Wasserkraft

Geothermie

Erdgas

Sonne/Wind

%

23

25

21

13

18

0,002

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005GW

h

Öl Wasser Geothermie Kohle Erdgas

Eine mangelnde Verlässlichkeit der Übertragungsnetzefür die nationale Stromversorgung spiegelt sich in ihrenregelmäßigen Ausfällen wider, die sich für das Jahr2003 auf insgesamt 52 Stunden beziffern lassen. Diegrößten Stromverluste hat die Verteilungsebene zu ver-zeichnen – sie erreichten 2005 insgesamt 6.817 GWh.

StromverbrauchDer Stromverbrauch im Jahr 2005 betrug rund45.000 GWh. Davon entfielen 35,5% auf Haushalte,34,8% auf industrielle Unternehmen und 27,1% aufgewerbliche Einrichtungen (Andere: 2,6%). DiesesVerhältnis hat sich in den vergangenen Jahren kaumverändert.

Abb. 2: Stromverbrauch nach Sektoren in GWh; Philippinen; 2001-20058

StrompreiseIm Vergleich zu ausgewählten Nachbarländern, wie Malaysia, Thailand und Indonesien, weisen diePhilippinen hohe Stromtarife auf. Gründe dafür liegenunter anderem in hohen Fremdkapitalkosten des staat-lichen Stromversorgers National Power Corporation(NPC oder NAPOCOR), erheblichen Netzverlustenauf der Verteilungsebene und der für eine Stromversor-gung ungünstigen dispersen Lage der vielen Inseln. Einerneuter Anstieg der Tarife9 über alle Kundengruppenim Jahr 2005 ist auf die Abschaffung langjährigerQuersubventionen in vielen Versorgungsgegenden zu-rückzuführen. Die höchsten Tarife zahlen nach wie vorStromkunden auf der Hauptinsel Luzon. Auf Kunden-seite liegen die höchsten Tarife bei industriellen undgewerblichen Unternehmen.

Tab. 2: Durchschnittliche Stromtarife; Philippinen; in €-ct/kWh; 200510

22 Philippinen

8 Quelle: Department of Energy 2006.9 von durchschnittlich 8,9€-ct/kWh 2004 auf 10,8€-ct/kWh 2005. 10 Quelle: ASEAN Centre for Energy, 2006.354

€-ct/kWh

Gewerbe

2,97-7,97

Haushalte

2,54-8,66

Industrie

2,71-8,76Stromtarife

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2001 2002 2003 2004 2005

GWh

Haushalte Gewerbe Industrie Andere

22 Philippinen


11 Die NPC wurde bereits 1936 gegründet und war jahrzehntelang für die gesamte Stromerzeugung und -übertragung des Landes zuständig. 12 Die Vielzahl an unabhängigen Stromversorgern geht auf eine intensive Gründungsphase Ende der 80er Jahre zurück, nachdem die Philippinen

von einer mehrere Jahre anhaltenden Stromversorgungskrise betroffen waren und mit energischen politischen Kampagnen zur Unterstützung privatwirtschaftichen Engagements im Bereich der Stromerzeugung reagierte.

13 7 von insgesamt 14 Gegenden, die das NPC als ”first wave“ Gegenden identifizierte, wurden bis Ende 2005 für Aktivitäten des Privatsektors geöffnet.

14 Für die mehrjährige Verzögerung der Privatisierung der Transco wird unter anderem ein Mangel an qualifizierten Interessenten verantwortlichgemacht. Weitere Informationen hierzu im achten EPIRA (Electric Power Industry Reform Act) Status Report unter www.doe.gov.ph.

15 89% der ländlichen Kooperativen haben weniger als 100.000 Kunden.16 Der Verkauf eines der größten Kraftwerke der Philippinen, das 600 MW-Kraftwerk Masinloc, im Jahr 2004 an ein australisches Konsortium,

musste durch die Zahlungsunfähigkeit des Unternehmens letztlich doch wieder zurückgenommen werden. Für den aktuellen Privatisierungs-prozess bedeutete dies einen herben Rückschlag.

22.2 Marktakteure

Seit dem Beginn zentraler Reformen im Stromsektorim Jahr 2001 ist die Struktur der Marktakteure einemVeränderungsprozess unterworfen, der das Gewichtprivatwirtschaftlicher gegenüber staatlichen Akteurenwachsen lässt.

Stromerzeugungs- und Übertragungsgesellschaften Der zentrale Akteur im Bereich der Stromerzeugung istdie staatlich organisierte National Power Corporation(NPC).11 Derzeit liefert sie mit ihren Kraftwerken, diezu einem großen Teil von privaten unabhängigenStromerzeugern betrieben werden, 75% des nationalerzeugten Stroms. Die privaten Erzeuger betreibenneben Kraftwerken der NPC auch eine Vielzahl eigenerStromerzeugungsanlagen.12 Für die Stromerzeugung innetzfernen Regionen ist vornehmlich die zur NPCgehörende “Small Power Utilities Group (SPUG)”zuständig. Seit Januar 2004 ist das philippinischeDepartment of Energy (DOE) dabei, diese netzfernenGegenden ebenfalls privatwirtschaftlichen Initiativenzugänglich zu machen.13

Besitz und Verwaltung der landesweiten Übertra-gungsnetze wurde nach den Reformen von 2001 an dieNational Transmission Corporation (TRANSCO) über-tragen. Bislang agiert TRANSCO als 100%ige Tochter-gesellschaft der Power Sector Assets and LiabilitiesManagement Corporation (PSALM). Die langjährigenPläne, das Übertragungsnetz an private Konzessionärebzw. Verteilungsgesellschaften zu veräußern, befindensich mittlerweile in Umsetzung.14

StromverteilungsgesellschaftenDas mit Abstand größte Unternehmen im Bereich derStromverteilung ist die halbstaatliche (staatlicherAnteil von 26%) Manila Electric Company(MERALCO), in deren Versorgungsgebiet allein einViertel der philippinischen Bevölkerung lebt. IhrAnteil an der nationalen Stromverteilung liegt sogarbei 70%, was sich unter anderem durch den hohenAnteil städtischer Kunden in ihrem Versorgungsgebietbegründet. Neben MERALCO regeln 141 Verteilungs-gesellschaften die übrige Lieferung des Stroms bis zuden Endkunden. Sie verteilen sich auf 18 private Ver-sorger, 4 kommunale Versorgungsunternehmen und119 ländliche Kooperativen. Letztere haben verhältnis-mäßig kleine Kundenzahlen15, bedienen jedoch insge-samt rund 55% aller Kunden im Land. SowohlMERALCO als auch die sonstigen Verteilungsgesell-schaften kaufen den zu verteilenden Strom entwederbei der NPC oder den unabhängigen Stromerzeugern.

Privatisierung von KraftwerkenDie Privatisierung der NPC-Kraftwerke ist Aufgabeder staatlichen Power Sector Assets and LiabilitiesManagement Corporation (PSALM). Seit Herbst 2005wurden 31 Kraftwerke mit insgesamt 4.337 MW zumVerkauf angeboten. 5 kleine Kraftwerke mit einerGesamtkapazität von 8,5 MW sind bereits veräußertworden.16 Bis Ende des ersten Quartals 2007 sollen70% der an die Übertragungsnetze von Luzon undVisayas angeschlossenen NPC-Kraftwerke in privat-wirtschaftlicher Hand sein – bis 2008 insgesamt 25 allerstaatlichen Kraftwerke. Neben den Privatisierungenbestehender Kraftwerke sollen auch der Zubau vonKraftwerken sowie die Erweiterung der Netze zukünftigvorwiegend durch private Akteure erfolgen.

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17 Insbesondere von der Asian Development Bank (ADB) wird im Rahmen der technischen Zusammenarbeit eine Unterstützung des Aufbaus der Regulierungsbehörde gewährleistet. Mit einem Gesamtbudget von 1,2 Mio. US$ unterstützt sie gleichzeitig die Privatisierung der NPC.

18 Republic Act No. 9136. In halbjährlichem Abstand ist das DOE verpflichtet, über den Stand der Reformen zu berichten. Dies geschah zuletzt mit dem ”8th Status Report on EPIRA Implementation: 11/2005-4/2006“, zugänglich auf der Internetseite des DOE: www.doe.gov.ph.

19 Diese Schwelle von 1 MW soll nach einer gewissen Laufzeit des Großhandelsmarktes herabgesetzt werden – langfristig soll durch die Regulierungsbehörde eine vollständige Marktöffnung erfolgen, sodass auch Haushalte ihren Stromversorger frei wählen können.

20 Im Februar 2006 waren von den 141 bei der Regulierungsbehörde eingereichten Anträgen zur Disaggregation der Tarife insgesamt 138 genehmigt, darunter auch diejenigen von NPC und NPC-SPUG.

21 Im Februar 2006 hatten bereits 119 der 120 ”Electrical Cooperatives“ und 14 der 18 ”Private Utilities“ mit der Abschaffung von Quersubventionen begonnen. Ursprünglich sollte die vollständige Abschaffung der Quersubventionen innerhalb von drei Jahren nach Verabschiedung des ”Electricity Power Industry Reform Act“ erfolgen.

Weitere Akteure im ElektrizitätssektorDie wichtigste Institution der Energiepolitik ist dasEnergieministerium (Department of Energy – DOE),da es für die Erstellung von Plänen, Gesetzen und Pro-grammen verantwortlich ist. Im Rahmen der Strom-sektorreform wurde im August 2002 eine Reorganisa-tion des Ministeriums durchgeführt. Teil des DOE istseitdem das neu geschaffene Electric Power IndustryManagement Bureau (EPIMB), das unter anderem denReformprozess überwacht, eine verlässliche und effizi-ente Elektrizitätsversorgung sichert sowie Strategienund Pläne für die ländliche Elektrifizierung ausarbeitet.

Regulative Funktionen werden von der unabhängigagierenden Energy Regulatory Commission (ERC)wahrgenommen.17 Sie wurde im Rahmen des Reformge-setzes von 2001 – Electric Power Industry Reform Act(EPIRA) – geschaffen. Gleichzeitig ist sie für das Auf-stellen und Durchsetzen von Implementierungsricht-linien und –vorschriften dieses Reformgesetzes maß-geblich verantwortlich. In ihren Zuständigkeitsbereichfällt darüber hinaus: • die Regulierung der 141 Stromverteilungs-

unternehmen;• die Aufrechterhaltung des Wettbewerbs, inklusive

des Steuerns und Kontrollierens von Maßnahmen gegen wettbewerbsfeindliches Verhalten;

• die Tarifaufsicht, inklusive des Aufstellens undDurchsetzens von Methoden für die Durchleitungs-tarife; und

• die Durchsetzung von Regeln im Verteilungs- undÜbertragungsbereich sowie des Großhandelsmarktessowie die Überwachung ihrer Einhaltung.


Electric Power Industry Reform Act 2001Ein Meilenstein in der Umstrukturierung des Elektri-zitätssektors ist der im Juni 2001 in Kraft getretene“Electric Power Industry Reform Act” (EPIRA).18 DasGesetz schafft einen neuen rechtlichen und regulativenRahmen für den Stromsektor und ermöglichte bereitsdie Entflechtung (“unbundling”) von Stromerzeugung,-übertragung und -verteilung. Wichtigste Zielsetzungensind die Reduzierung der hohen Kosten im Stromsektor,die Privatisierung von Staatsbetrieben, die Anziehungausländischen Kapitals und der Ausbau inländischerRessourcen. Mit der baldigen Einführung einesGroßhandelsmarktes soll der freie Zugang zu den Ver-teilungsnetzen und die freie Wahl der Stromversorgerdurch Endkunden mit einem monatlichen durch-schnittlichen Spitzenbedarf von 1 MW gewährleistetwerden.19

Neues Tarifsystem Das Reformgesetz EPIRA zielt zudem auf eine höhereTransparenz des Tarifsystems: Für jede Leistung derStrombereitstellungskette (Erzeugung, Transport, Ver-teilung, Verkauf) muss jeweils ein Preis angegebenwerden. Die vorgesehene Prüfung und Genehmigungder disaggregierten Tarifstrukturen durch die Regulie-rungsbehörde ERC ist weitgehend umgesetzt worden.20

Mit Verzögerung ist auch das Verfahren zur Abschaf-fung von Quersubventionen mittlerweile weit fortge-schritten.21

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22 Philippinen


22 Der Start des WESM ist erheblich in Verzug. Nach der ursprünglichen Gesetzeslage hätte der Stromhandelsmarkt schon im Juni 2002 in Betrieb gehen sollen.

23 Die 1987 erlassene Executive Order 215 bildete bereits eine erste Grundlage für die Partizipation des Privatsektors im Elektrizitätssektor, beispielsweise indem sie die Einbindung von unabhängigen Stromerzeugern gesetzlich regelte.

24 Executive Order No. 462, ”Enabling Private Sector Participation in the Exploration, Development, Utilization and Commercialization of Ocean, Solar and Wind Energy Resources for Power Generation and Other Energy Uses“. Wichtige Ergänzungen wurden in der Executive Order No. 232 vorgenommen, die im Jahr 2000 in Kraft trat.

Ein weiteres Element der Tarifreform ist die sogenannte“universal charge”, eine für den Stromendkunden fixeAbgabe, die unter anderem dazu dient, Schulden desehemaligen Stromversorgers NPC sowie Elektrifizie-rungsmaßnahmen zu finanzieren. FinanzschwachenBevölkerungsgruppen sollen sozial ausgewogene Tarifezugestanden werden.

Großhandelsmarkt Um den Wettbewerb auf Erzeugerebene zu verstärken,wurde im Rahmen der Reformen der Aufbau einesGroßhandels-Strommarktes (Wholesale Electricity SpotMarket – WESM) beschlossen, dessen Gestaltung auf denPrinzipien der Elektrizitätsmärkte in Australien undNeuseeland basiert. Im Vordergrund steht dabei dieAbwicklung sämtlicher Stromflüsse über einen für alleBeteiligten verbindlichen Strompool. Mit Unterstützungder Asian Development Bank wird zurzeit das dafür not-wendige computergestützte System aufgebaut. Ein erstergroßer Testlauf des Systems, der gleichzeitig zur Vorbe-reitung der 53 beteiligten Unternehmen auf den WESMdiente, erfolgte in Luzon von April bis Dezember 2005.Im März 2006 begann der Testlauf in Visaya.22

Sobald die ERC die Preisbestimmung sowie die Strukturund Ebenen der Marktgebühren für den WESM be-willigt hat, soll sein kommerzieller Betrieb beginnen.Die Philippine Electricity Market Corporation(PEMC), die Ende 2003 als für den WESM zuständigeAgentur durch das DOE eingerichtet wurde und für dieEntwicklung eines effizienten, wettbewerbsreichen,transparenten und verlässlichen ElektrizitätsmarktesSorge tragen soll, ist nach Aussage des DOE startbereit.

Einer der kritischen Punkte, der bislang zu Verzögerungendes Programmstarts beigetragen hat, betrifft die hohenAnforderungen, die ein funktionierender Lauf des WESMan alle Marktakteure hinsichtlich ihrer finanziellen Res-sourcen und Möglichkeiten, stellt. Inwieweit das Modellin der Umsetzung alle Marktakteure tatsächlich einzubin-den vermag, ist in diesem Zusammenhang noch unsicher.


Wichtige politische Beweggründe der Philippinen fürdie Unterstützung erneuerbarer Energien liegen in derReduktion von Energieimporten sowie in der Energie-versorgung der ländlichen Bevölkerung.

Executive Order 462Durch die Verabschiedung der Verordnung EO 462 imJahr 1997 wurde das “New & Renewable Energy Pro-gramme” des Energieministeriums initiiert. Es zielt aufein verstärktes Engagement privater Akteure imBereich der erneuerbaren Energien und spezifiziertdamit gleichzeitig die Executive Order 21523, diebereits den Weg zur Kommerzialisierung von erneuer-baren Energieprojekten ebnete. Es schließt die Förde-rung großer Anwendungssysteme mit ein.

Nach der Verordnung EO 462 wird privaten Akteurendas Recht zugestanden, alternative Energieprojekte zulancieren.24 Ähnlich wie bei Explorationsrechten fürfossile Energieträger muss auch im Falle erneuerbarerEnergien mit dem Staat ein Vertrag abgeschlossenwerden, womit ein Anteil des Nettogewinns an denStaat abgeführt wird (“production sharing contract”).Die Höhe dieser Steuer wird durch Ausschreibungenoder direkte Verhandlung ermittelt. Kritik an der Ver-ordnung hat im Jahr 2000 zu einer Modifikationgeführt, sodass nun Projekte unter einer Leistung von 1 MW von der Steuer befreit sind und die Steuer aufmaximal 15% begrenzt wurde. Ferner wurde dieUnterstützung des DOE bei der Projektentwicklungund Finanzierung zugesagt, so z.B. bei der Standorter-schließung und bei der Erstellung von Machbarkeits-studien.

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25 Im Februar 2006 ist der Regierung ein Gesetzesentwurf vorgeschlagen worden, der bis Ende Januar 2007 zwar schon den Senat erreicht hatte, jedoch noch nicht verabschiedet worden war.

26 Weitere Informationen zu den nationalen CDM-Aktivitäten unter www.cdmdna.emb.gov.ph oder in dem ”CDM Country Guide for the Philippines“ (Hrsg.: Japanisches Institut für globale Umweltstrategien) unter www.iges.or.jp/en/news/topic/0512cdm.html358

Regionale Programme Um den Einsatz von technisch und wirtschaftlich aus-gereiften Erneuerbare-Energie-Systemen auf Provinz-ebene zu fördern und weiterzuentwickeln, kommen alsTeil des “New & Renewable Energy Programme” sogenannte “Area-Based Energy Programmes” (ABEPs)zur Geltung. Im Rahmen dieser regionalen Programmewerden unter anderem lokale Energieversorgungskon-zepte aufgestellt. Durchgeführt werden die ABEPs vonPartnerinstitutionen (Affiliated Non-ConventionalEnergy Centers – ANECs), z.B. Universitäten.

Geplantes Gesetz zu erneuerbaren EnergienDas im Jahr 2001 beschlossene zentrale Gesetzeswerkdes Stromsektors EPIRA betont den Ausbau erneuerbarerEnergien. Die damit zusammenhängende Liberalisierungdes Marktes und der freie Zugang zu den Stromnetzenbieten vor allem Chancen für große Anwendungs-systeme wie Windparks, die kostengünstig Strom pro-duzieren und an Großabnehmer verkaufen können.

Damit sich auch kleinere Anwendungssysteme alterna-tiver Energietechnologien auf dem liberalisiertenMarkt durchsetzen können und die Etablierung dererneuerbaren Energien insgesamt gestärkt wird, soll eineigenes Gesetz für erneuerbare Energien erlassenwerden.25 Der aktuelle Gesetzesentwurf enthält unteranderem Bestimmungen zu finanziellen und nicht-finanziellen Anreizen, ein Quotensystem für erneuerbareEnergien, das jeder Stromerzeuger einzuhalten hat,sowie Grundlagen zur Errichtung eines Treuhänder-fonds. Ferner ist die Kennzeichnung von Strom auserneuerbaren Energien (“green pricing”) sowie die Fest-schreibung bestehender und eventuell auch neuer Inve-stitionsanreize vorgesehen.

InvestitionsanreizeErneuerbare Energien wurden in den “Investment Pri-orities Plan” der Regierung aufgenommen. Somitkönnen Investoren bei der zuständigen Behörde, demBoard of Investments (BOI), Begünstigungen beantra-gen. Darunter fallen:

• Aussetzung der Einkommenssteuer für 4-6 Jahre; • Steuer- und Zollbefreiung für importierte

Anlagenteile; • Steuervergünstigungen bei Erwerb lokaler Güter; • Beschäftigung von ausländischem Personal; • Vereinfachung der Zollabfertigung

Clean Development Mechanism Das Kyoto-Protokoll wurde von den Philippinen imOktober 2003 ratifiziert. Die Zuständigkeit als nationaleDNA (Designated National Authority) hat das philip-pinische Umweltministerium – Department of Environ-ment and Natural Ressources (DENR) – übernommen.Damit fungiert es unter anderem als letzte Entschei-dungsinstanz innerhalb eines 4-stufigen Verfahrens,das auf nationaler Ebene zur Bewertung und Bewilli-gung der CDM-Projekte eingerichtet wurde.

31 CDM-Projekte hat das DENR bis Ende 2006 beiminternationalen Executive Board (EB) eingereicht, da-runter ein Großteil an erneuerbaren Energieprojekten.Zu den aktuellsten gehören ein Biomasse-Projekt zurenergetischen Verwertung von Reishülsen mit einemjährlichen CO2-Einsparungspotenzial von 44.680Tonnen sowie ein 40 MW-Geothermie-Projekt miteinem jährlichen CO2-Einsparungspotenzial von174.900 Tonnen. Das größte Potenzial für CDM-Pro-jekte wird im Bereich der erneuerbaren Energien – ins-besondere bezüglich der Nutzung von Wasser- undWindkraft sowie von Biomasse gesehen.

Mehrere Institutionen unterstützen das DENR imRahmen der nationalen CDM-Aktivitäten. Dazugehören beispielsweise drei “CDM Technical EvaluationComittees” (TECs), die als Expertenkomitees für dieBereiche Umwelt (inklusive Abfall), Forst und Energieprüfen, inwieweit die eingereichten CDM-Projekte den national definierten Kriterien für CDM-Projektegenügen. Für den Energiebereich übernimmt dieseAufgabe das DOE. Bei der nationalen Umsetzung vonCDM-Projekten wird das DENR u.a. durch ein CDM-Helpdesk unterstützt.26

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27 Quelle: Department of Energy, 2006.28 Klassifikation für Wasserkraftanlagen in den Philippinen: Pico-Hydro: < 1kW; Micro-Hydro: 1 bis 100 kW; Mini-Hydro: 101 kW bis 10 MW;

Small Hydro: 10-50 MW; Large-Hydro: > 50 MW.29 Dazu gehören zwei 2004 in Betrieb genommene Großwasserkraftwerke: die 345 MW-Anlage San Roque in Pangasinan sowie eine

350 MW-Anlage in Laguna.


Am Primärenergieverbrauch hatten erneuerbareEnergien im Jahr 2005 einen Anteil von 42%. Ambedeutendsten war hierbei die traditionelle thermischeNutzung von Feuerholz und landwirtschaftlichenAbfällen in Haushalten und Gewerbe.Eine Besonderheit im Portfolio der Strom erzeugendenerneuerbaren Energien in den Philippinen ist die inten-sive Nutzung geothermischer Energie und Wasserkraft.Kraftwerke auf Basis dieser beiden Energieträgererzeugten 2005 allein ein Drittel des gesamten Stroms,während der Einsatz von Windkraft, Biomasse undSolarenergie zur Stromerzeugung mit 0,03% erst einesehr geringe Rolle spielte.

Ambitionierte Ausbauziele Das DOE hat für die nächsten 10 Jahre ehrgeizige Aus-bauziele definiert. Die Philippinen wollen weltweit dieNummer eins bei der Nutzung geothermischer Energiewerden, die Nummer eins in Südostasien bei der Nutzung der Windenergie, und die Wasserkraftkapa-zität soll bis 2013 fast verdoppelt werden. Auch dieNutzung der Meeresenergie soll langfristig zur Strom-versorgung beitragen.

Tab. 3: Potenziale, installierte Kapazität und geplanterAusbau erneuerbarer Energien; Philippinen; 2005, 2013; MW27

WasserkraftWasserkraft ist die zweitwichtigste heimische Stromer-zeugungsquelle. Gemessen an der Gesamtkapazität von3.222 MW installierter Leistung Ende 2005, nimmtdie darin enthaltene Nutzung von Kleinwasserkraft bis10 MW allerdings einen verhältnismäßig geringen Anteilein. Zurzeit sind 53 kleine Anlagen (100 kW-10 MW)mit einer Gesamtkapazität von 89 MW und über 100so genannte Mikroanlagen (< 100 kW) in Betrieb.28

Der Anstieg der installierten Leistung von über 700 MWzwischen 2002 und 2005 ist vornehmlich auf Zubautenvon Großwasserkraftwerken29 zurückzuführen. In derTrägerschaft einer ländlichen Kooperative ist im Mai2004 außerdem eine 12-kW-Anlage in Saloy installiertworden, die 150 Haushalte mit Elektrizität versorgt.

359

Potenzial

4.790 MW

k.A.

70.000 MW

5,1 kWh/m2

250-350 Mio.Barrel

Öläquivalent/Jahr

170.000 MW

Installierte Kapazität 2005

in MW

1.978

3.222

25

1

k.A.

0

5.226

Installierte Kapazität 2013

in MW

3.131

5.468(bis 2014)

417

130-250

9.147

Geothermie

Wasserkraft

Windkraft

Solar

Biomasse

Meeresenergie

Gesamt

22 Philippinen

30 Umweltpolitische Bedenken und hohe Kosten für Großstaudämme führten zu dieser Entscheidung. 31 Dazu zählen die National Electrification Administration (NEA) und die National Power Corporation (NPC), die über 1.000 Standorte

identifiziert hat, sowie das US-amerikanische National Renewable Energy Laboratory (NREL). 32 Republic Act No. 7156, ”An Act Granting Incentives to Mini-Hydro-Electric Power Developers and for Other Purposes“. Die Förderung kann nur

von Unternehmen bzw. Organisationen in Anspruch genommen werden, die zu 60% im Besitz von philippinischen Staatsbürgern sind. Es werden Anlagen mit einer Kapazität von 101 kW bis 10 MW gefördert.

33 Durch eine Potenzialstudie des US-amerikanischen National Renewable Energy Laboratory (NREL) wurde ein Windkraftpotenzial mit einer Gesamtkapazität von 76.000 MW ermittelt. Die besten Windressourcen, inklusive geeigneter Standorte für Windpark-Projekte von jeweils 40 bis 60 MW, sind nach dieser Studie im Norden und Nordosten des Landes zu finden.

34 Im Department of Science and Technology (DOST) ist das ”Council for Industry and Energy Research and Development“ (PCIERD) für den Windatlas zuständig: www. pcierd.dost.gov.ph. Zudem kann der Windatlas bei NREL aus dem Internet heruntergeladen werden: www.nrel.gov/wind/pdfs/26129.pdf.

Das politische Ziel, die installierten Kapazitäten bis2013 um 780 MW auf 5.468 zu erhöhen, soll vor-nehmlich durch die Entwicklung der Klein- und Mini-wasserkraft erreicht werden.30 Mehrere inländische undausländische Organisationen haben Standortunter-suchungen vorgenommen und das unausgeschöpftePotenzial für Kleinwasserkraftanlagen eruiert:31 Schät-zungsweise 1.850 MW an Kleinwasserkraftanlagenund 28 MW an Mikrowasserkraftanlagen könntenzusätzlich zur Stromversorgung beitragen. Nach Pro-gnosen des Energieministeriums wird der Kapazitäts-zuwachs von kleinen Anlagen 160 MW bis Ende 2009und 457 MW bis 2025 betragen.

Fünf staatliche geförderte Mini-Wasserkraftprojektemit Anlagengrößen zwischen 350 kW und 2,5 MW be-finden sich zurzeit in Umsetzung. Mit Unterstützungder “Development Bank of the Philippine” (DBP) sollim Frühjahr 2007 der Bau einer 400-kW-Anlage zurStromversorgung von 1000 Haushalten in der KalingProvinz beginnen. Der Anlagenbetrieb ist für das Früh-jahr 2008 geplant.

Das DOE plant zukünftig auch Wellen- und Gezeiten-energie zu nutzen, deren Potenzial auf 170 GW geschätztwird. Die Entwicklungen sind hier jedoch noch imAnfangstadium.

Kleinwasserkraft-Gesetz und weitere FörderungDie philippinische Regierung hat ihr Ziel, das Engage-ment des Privatsektors in Kleinwasserkraftprojekten zufördern, in einem im Jahr 1991 in Kraft getretenenGesetz konkretisiert.32 Projektentwickler können aufdiverse vergünstigte Steuersätze sowie Steuer- undZollbefreiungen zurückgreifen. Aufgrund aufwändigerGenehmigungsverfahren sind in den vergangenenJahren allerdings nur wenige Projekte realisiert worden.

Eine technische bzw. finanzielle Zusammenarbeit bei Kleinwasserkraftprojekten wird auch von der Deve-lopment Bank of the Philippines (Kredite) und demRenewable Energy Project Support Office (REPSO-Philippines) in Form von Machbarkeitsstudien undEigenkapitalbeteiligungen angeboten.

WindenergieDie Nutzung der Windkraft zur Stromerzeugung istauf den Philippinen noch eine sehr junge Branche. Andem Potenzial der Windenergie als neue Energiequellefür das Land gibt es jedoch kaum mehr Zweifel. Das ermittelte Windkraftpotenzial von mindestens70.000 MW33 und die disperse Geographie tausenderInseln lassen die Windkraft nicht nur als eine kosten-günstige Alternative zu Dieselmotoren in Inselsystemenerscheinen, sondern auch als eine wirtschaftlicheOption für die Einspeisung in das Stromnetz. Die stand-ortspezifischen Informationen zu den jeweiligen Wind-potenzialen hat das Department of Science & Techno-logy in Form eines Windatlanten herausgegeben.34

Am häufigsten kommen mit Windrädern betriebeneWasserpumpen zur Anwendung. Ende 2001 waren nachAngaben des DOE 368 solcher Systeme installiert. Nebeneinigen kleinen Windkraftgeneratoren in Form von Insel-systemen, gibt es mittlerweile auch einige größere Instal-lationen. Als Hybridprojekt wurde im August 2004 dieerste privatwirtschaftliche Wind-Diesel-Anlage in Be-trieb genommen. Im Juni 2005 folgte der erste 25-MW-Windpark mit insgesamt 15 Anlagen an der Küste vonIlocos Norte in Bangui durch die Northwind PowerDevelopment Corporation in einer dänisch (40%) – phi-lippinischen (60%) Partnerschaft. Über eine 60 km langeStromtrasse ist der Windpark mit dem zentralen Über-tragungsnetz der Insel verbunden und sichert auf dieseWeise 40% der regionalen Elektrizitätsversorgung bzw.die Energieversorgung von mehr als 500.000 Menschen.

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35 Das ursprüngliche Ziel der PNOC EDC, bereits 2004 den ersten 40 MW-Windpark in Betrieb zu nehmen, ließ sich aufgrund eines erheblichen Anstiegs der zu Planungsbeginn veranschlagten Projektkosten nicht aufrecht erhalten.

36 Der 2006 erlassene ”Biofuels Act“ (Republic Act 9367) zielt auf die Minderung der nationalen Ölabhängigkeit sowie der CO2-Emissionen. Das Gesetz enthält Förderanreize, wie z.B. eine Mehrwertsteuerbefreiung auf lokale und importierte Anlagen und Rohmaterialien. Außerdem setzt es eine Beimischung von Bioethanol zu verkauftem Benzin von 5% zwischen 2006-2008 und 10% bis 2010 fest.

37 Durch beide Projekte sollen zudem Emissionsrechte im Rahmen des Kyoto-Protokolls erwirtschaftet werden.

Weitere Projekte wurden bislang nicht realisiert. Dielangsame Entwicklung der Windenergiebranche aufden Philippinen wird im Wesentlichen auf einenMangel an gesetzlich festgeschriebenen Rahmenbe-dingungen zurückgeführt, die auf eine kommerzielleEntwicklung der Windkraft im großen Stil abzielen.Große Hoffnungen ruhen derzeit auf der Verabschie-dung des geplanten Gesetzes für erneuerbare Energien.

AusbaupläneDie vorwiegend im Bereich der Geothermie tätigeEnergy Development Corporation der PhilippineNational Oil Company (PNOC-EDC) will verstärktdie Errichtung von netzgekoppelten Windparks voran-bringen. Seit einigen Jahren plant das Unternehmendie Errichtung eines Windparks von 120 MW an derNordküste von Luzon, der in insgesamt drei Phasenerrichtet werden soll. In der ersten Phase soll mit finan-zieller Unterstützung der JBIC (Japan Bank for Inter-national Cooperation) ein 30-MW-Windpark ent-stehen.35 In San Carlos City auf Negros plant dasUnternehmen Smith Bell Rosco zudem einen 30-MW-Windpark.

Um private Unternehmen anzuziehen, hat die Regie-rung im Juni 2004 16 Standorte mit einem Gesamtpo-tenzial von 345 MW identifiziert und ausgeschrieben.Mit der Erschließung einiger dieser Standorte – insge-samt sechs mit einer Gesamtkapazität von 140 MW –wurden drei einheimische Firmen beauftragt. Anfang2006 erfolgte die Freigabe von weiteren 16 Standorten.

BiomasseTrotz eines Biomasseanteils von 30,8% an der nationalenEnergieversorgung im Jahr 2005 ist der Einsatz vonBiomasse zur Stromerzeugung auf den Philippinenbisher kaum zur Geltung gekommen. Vorherrschendist die traditionelle Verwendung von Biomasse zumKochen und Heizen. Durch einen neuen Gesetzeserlassim Juli 200636 hat außerdem die Herstellung von Bio-treibstoffen einen Entwicklungsschub bekommen.

Für die Stromerzeugung bieten sich vor allem Bagasse,Reisschalen und Kokosnussreste an. Mit der bei derVerarbeitung von Zuckerrohr anfallenden Bagassekönnte man Kraftwerke von mindestens 540 MWKapazität unterhalten. Die Verwendung von Reisschalenkönnte mit 360 MW zur Stromerzeugung beitragen.Kokosnussreste ließen den Betrieb von Heizkraftwerkenmit einer Leistung von 20 MW zu.

Aktuelle AktivitätenVerschiedene Beispiele geplanter Aktivitäten zur Nutzung dieser Potenziale finden sich unter anderemauf der Insel Negros. Dazu gehört ein 30 MW-Bagasse-Heizkraftwerk der First Farmers Holding Corporation(FFHC), das mit Reststoffen aus der eigenen Zucker-mühle sowie aus weiteren Mühlen der Region beliefertwerden soll. Neben der eigenen Versorgung mit Stromund Dampf zielt das Projekt auf die Einspeisung über-schüssigen Stroms in das Luzon-Visayas Netz. Im Mit-telpunkt des geplanten “San Carlos Renewable EnergyProjektes” steht ein 8 MW-Kraftwerk zur Erzeugungvon Strom aus Bagasse.37

Zurzeit kommen rund 653 Biogassysteme auf Basis vonTierdung zum Einsatz. In Planung ist ein Biogasprojektauf der Paramount-Schweinefarm Nahe Luzon, derenStromerzeugung bislang über einen Dieselgeneratorabgedeckt wird. Zwei 75-kW-Generatoren sollen daserzeugte Biogas verströmen und damit die gesamteStromversorgung der Farm sichern. Seit Ende Januar2007 ist das Projekt beim internationalen CDM-Boardregistriert.

361

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38 Nach Angaben des DOE sind bis Ende 2005 ca. 8.944 SHS installiert worden. 2007 soll das vorläufige Ziel von 15.100 SHS erreicht werden. (DOE PEP 06 3) Das kommerzielle Potenzial wird auf 500.000 Anlagen geschätzt. Für die Stromversorgung von Telekommunikationsein-richtungen wurden 119 Systeme mit einer Kapazität von 94 kWp installiert, für Wasserpumpen und Bewässerung rund 130 Anlagen (180 kWp). Andere Anwendungen, wie z.B. Batterieladegeräte, nehmen zusammen eine Kapazität von ca. 50 kWp ein.

39 Weitere bilaterale Solarstromprojekte: das ”Alliance for Mindanao Off-Grid Renewable Energy“ Programm (AMORE) mit US-amerikanischer Unterstützung und das ”Philippine Rural Electrification Service“-Projekt (PRES), durch das die französische Regierung die Stromversorgung in 18.000 Haushalten in Masbate unterstützt.

Neben dem wachsenden Engagement der PhilippineNational Oil Company mit ihren AusgründungenEnergy Development Corporation (PNOC-EDC) und –Alternative Fuels Corporation“ (PNOC-AFC) im Bioenergie-Bereich, konnte sich auch eine kleine Bran-che von Anbietern entsprechender Technologien he-rausbilden.

SolarenergieNach Untersuchungen des US-amerikanischen NationalRenewable Energy Laboratory (NREL), das einen Solar-atlas für die Philippinen erstellt hat, liegt die täglichedurchschnittliche Sonneneinstrahlung bei 5,1 kWh/m2.

Die disperse Geographie der zahlreichen Inseln bietetgute Einsatzmöglichkeiten für PV-Anlagen. Bislangsind vorwiegend dezentrale Anwendungen zum Einsatzgekommen, wie z.B. für Telekommunikationseinrich-tungen, Wasserpumpen, Beleuchtung und Batterie-ladegeräte.38

Bilaterale Zusammenarbeit Ein Großteil der Projekte zur ländlichen Elektrifizierungauf Basis von PV-Inselsystemen basiert auf bilateralerEntwicklungszusammenarbeit. Die GTZ hat in der Ver-gangenheit beispielweise ländliche Solarprojekte zurInstallation von Solar-Home-Systemen (SHS) und solar-betriebenen Wasserpumpen auf den Philippinen unter-stützt. Auch die Niederlande fördern die Solarenergie-nutzung im Rahmen des PNOC Solar-Home-System-Projekts, in dem 15.100 Haushalte mit Strom versorgtwerden sollen – 9.191 SHS waren bis Ende des erstenQuartals 2006 installiert. Das Projekt “Solar Power Tech-nology Support (SPOTS)“, das u.a. von der “Spanish MixCredit Facility“ unterstützt wird, richtet sich auf dieEnergieversorgung von 40 ländlichen Gemeinden inMindanao. Bis Mitte 2005 wurden bereits 5.435 PV-Systeme installiert, vor allem in Haushalten. Knapp500 Systeminstallationen erfolgten außerdem in Schu-len, Gesundheitszentren und zur Wasserversorgung.39

Netzgekoppelte SolarstromanlageIm Norden von Mindanao ist die größte netzgekoppelteSolarstromanlage in einem Entwicklungsland inBetrieb gegangen. Sie hat eine installierte Kapazitätvon 950 kW. Das Vorhaben wurde von der Welt-bank/GEF unterstützt. Die Pilotanlage liefert Strom imHybridbetrieb zusammen mit einem 7 MW-Wasser-kraftwerk.

Produktionsstandort für Solartechnologie Nach dem Willen der Regierung sollen die Philippinenein bedeutender Standort für PV-Technologien werden.Als erster Hersteller weihte Cypress Sunpower 2004eine Produktionsstätte für Solarzellen ein. Während dasUnternehmen mit einer jährlichen Produktionsleistungvon 25 MW (8 Mio. Solarzellen) begonnen hat, wirdbereits für 2007 mit einer Produktionssteigerung auf150 MW gerechnet.

Geothermie Erdwärme ist die wichtigste inländische Ressource zurStromerzeugung und wird seit 1977 genutzt. Dieinstallierte Kapazität von 1.978 MW soll bis 2013 auf3.131 MW ansteigen. Das bislang noch unerschlossenePotenzial wird auf knapp 3.000 MW geschätzt.

Die Erschließung des geothermischen Potenzials erfolgtbislang vornehmlich durch zwei Unternehmen: dieEnergy Development Corporation der PhilippineNational Oil Company (PNOC-EDC) sowie die Philippine Geothermal Incorporated (PGI), ein Tochter-unternehmen der amerikanischen Union Oil of California(UNOCAL). Beide Unternehmen haben sich dieErschließungsrechte für viele attraktive Standortebereits gesichert. Allein die staatliche Gesellschaft(PNOC-EDC) plant bis 2010, Anlagen mit einerGesamtkapazität von 330 MW zu errichten.

362

Erlass zur Exploration geothermischer Ressourcen Der präsidiale Erlass Nr. 1442 regelt das Engagementprivater Akteure im Geothermie-Sektor.40 Durch dieAusstellung eines Servicevertrages werden einem InvestorExplorationsrechte für geothermische Felder zuge-standen. Außerdem profitiert er von Anreizen, wie z.B.dem Erlass aller Steuern (mit Ausnahme der Ein-kommensteuer) oder der Möglichkeit zur Abschreibungseiner Investitionsgüter über einen Zeitraum von 10 Jahren. Im Gegenzug muss der Investor für 40%seiner Nettoeinnahmen Gebühren an den Staatabführen.41 Die private Investitionsbereitschaft imGeothermie-Sektor ist dabei, zuzunehmen.

Aktuelle Aktivitäten Im Zuge des nationalen Privatisierungsprozesses istder Verkauf des 685 MW-Kraftwerkes Tiwi-Makbangeplant. Im Bau sind zurzeit zwei Kraftwerke, derenBetrieb unter die Regeln des neuen Elektrizitätsge-setzes fallen wird und die somit als “Merchant Plant“operieren: Während vormals alle unabhängigenEnergieproduzenten gezwungen waren, ihren Stroman die staatliche NPC zu veräußern, sind die Betreiberder beiden neuen geothermischen Kraftwerke bei derWahl ihrer Kunden frei.42


Durch die großen Anstrengungen der letzten Jahre zurEntwicklung der ländlichen Stromversorgung ist dieAnzahl der nicht elektrifizierten Dörfer von 4.600 auf2.500 der insgesamt 42.000 Dörfer (Barangays43) zwischen Mitte 2003 und Mitte 2006 gesunken. Nachaktuellen Regierungsplänen sollen bis Ende 200744

90% aller philippinischen Haushalte und bis Ende2008 alle philippinischen Dörfer elektrifiziert sein – zueinem Großteil über einen Ausbau der überregionalenNetze. Für den Großteil dieser Haushalte und eineVielzahl der Dörfer kommen aufgrund ihrer peripherenLage allerdings nur Insellösungen in Betracht. DieElektrifizierung von 484 Dörfern erfolgte mit Syste-men auf Basis von erneuerbaren Energien wie z.B. Pho-tovoltaik und Kleinwasserkraft.

Elektrifizierungsprogramme Seit April 2003 läuft ein neu aufgelegtes “Rural Electrification Programm“.45 Es zielt auf die vollständigeElektrifizierung von Dörfern, die bereits als elektrifizierteingestuft sind, in denen es jedoch noch diverse Haus-halte ohne Stromanschluss gibt. Ferner tragen mehrerebilaterale und internationale Förderprogramme zurländlichen Stromversorgung in den Philippinen bei.46

Als zukünftiges Strategiepapier für die Elektrifizierungvon Regionen, die vorwiegend nur durch dezentraleEnergiesysteme versorgt werden können, fungiert deraktualisierte “Missionary Electrification DevelopmentPlan (MDEP) 2006-20010“. Der MDEP ist ein Unter-programm des nationalen “Power Development Plan“(PDP), der auf die Entwicklung der gesamten nationalenEnergieversorgung zielt. Eine jährliche Aktualisierungdes MDEP wird durch das DOE durchgeführt.

22 Philippinen


40 Presidential Decree No. 1442 ”An Act to Promote the Exploration and Development of Geothermal Resources“.41 Damit sind die vormals sehr restriktiven Regelungen des Erlasses zur Abführung von mindestens 60% der durch die Unternehmung

entstehenden Nettoabnahmen aufgehoben worden. 42 Ein Kraftwerk (40 MW, geplanter Betrieb: Frühjahr 2007 NEDA 06) befindet sich am Mount Kanlaon in der Provinz Negros Occidental, das

zweite Kraftwerk (20 MW, geplanter Betrieb 2008, bfai 2006) in der Stadt Palinpinon (20 MW). Die Aufträge für den Bau der Kraftwerke wurden von der PNOC-EDC an ein japanisches Unternehmen vergeben. Die Japan Bank for International Cooperation (JBIC) unterstützt den Bau des Kraftwerks Kanlaon mit einem Kredit in Höhe von 82 Mio. US$.

43 Barangays sind die kleinsten Gebietskörperschaften auf lokaler Ebene und umfassen i. d. R. 100-500 Haushalte.44 Der Zielzeitraum ist in den letzten Jahren von 2017 auf 2007 gekürzt worden.45 Vorläufer war das von Januar 2000 bis März 2003 laufende O’llaw Programm (gift-of light Program).46 Insbesondere die Weltbank und die Asian Development Bank (ADB) unterstützen die Philippinen bei der ländlichen Stromversorgung. 363

47 Die drei NGO’s Yamog, SIBAT und AIDFI wollen mit dieser Kampagne ihre bisherigen Erfolge im Rahmen regionaler erneuerbarer Energie Projekte auf nationaler Ebene replizieren.

22 Philippinen

Das “Rural Power Project“ der Weltbank unterstützt ineinem Fünf-Jahreszeitraum die Elektrifizierung von10.000 Haushalten mittels Solar- und Inselsystemenmit einem Kredit über 10 Mio. US$. Bis Mitte 2005wurden 1.000 Systeme installiert.

Die philippinische Entwicklungsbank DevelopmentBank of the Philippines (DBP) implementierte einen“Regional Power Plan“ (RPP), um ländlichen Konsu-menten den Zugang zu zentraler Elektrizitätsversor-gung zu ermöglichen. Zur Unterstützung konkreterProjekte stellte sie im Januar 2005 ein Budget von ins-gesamt 1 Mrd. US$ zur Verfügung.

Drei philippinische NGO’s47 starteten 2006 eine “100Villages Campaign“. Innerhalb der nächsten 5 Jahre soll100.000 Dorfbewohnern auf den Philippinen durch dieseKampagne unter anderem der Zugang zu Strom mittelsMikrowasserkraft- und Solaranlagen ermöglicht werden.

Institutionen Eine zentrale Organisation in der Ausführung des Elek-trifizierungsprogramms ist die National ElectrificationAdministration (NEA). Ihre Hauptaufgabe liegt in derfinanziellen, technischen und institutionellen Unterstüt-zung der Elektrizitätskooperativen (Rural Electric Coope-ratives – RECs), die vorwiegend für die Stromversorgungin ländlichen Gebieten verantwortlich sind. Eine tra-gende Rolle bei der Stromversorgung in Gebieten ohneNetzanschluss nimmt nach dem Reformgesetz EPIRAdie Small Power Utilities Group (SPUG) der NPC ein.

Die Stromversorgung bislang nicht elektrifizierterGemeinden soll nationalen Plänen zufolge verstärktprivaten Akteuren möglich sein. Der Startschuss fürsolcherlei Maßnahmen fiel 2005 mit der Öffnung derersten “first wave“-Gebiete der NPC-SUPG für Akti-vitäten des Privatsektors. Im Rahmen eines Förderpro-gramms (2003-2011) zur Stärkung der philippinischenPrivatwirtschaft unterstützt die GTZ insbesondereärmere Bevölkerungsgruppen der Visayas-Inselgruppebei der Entfaltung ihres unternehmerischen Potenzials,unter anderem durch die Erleichterung des Zugangs zumittel- und langfristigen Krediten.

Modell-Region Negros Occidental Die Insel Negros Occidental soll eine Modellregion fürdie Nutzung erneuerbarer Energien werden und damitals Vorbild für andere Regionen dienen. Neben derErrichtung eines 30 MW-Windparks bestehen Planun-gen für ein 40 MW-Geothermiekraftwerk, Mikrowas-serkraftanlagen, Batterieladestationen und ein mitBagasse betriebenes Heizkraftwerk.

Wechselkurse (6.2.07):1 Philippinischer Dollar (PHD) = 0,01593 Euro (EUR)

364

22 Philippinen


• ADB – Asian Development Bank: Technical Assistance to the Republic of the Philippines for promoting good governance in the restructured power sector, RRP: PHI 36554, July 2003

• Brown, G., de Dios, J.V., Valderrama, S.: Philippines Sector Profile and Roadmap, ADB – Staff Consultants Report, 12/2005

• ACE – ASEAN Centre for Energy: Basic Electricity Tariff in den ASEAN Member Countries 2005, (www.aseanenergy.org/publication/electricity_prices.htm)

• BCSC – Australian Business Council for Sustainable Energy: Renewable Energy in Asia – The Philippines Report,8/2005(www.iges.or.jp/en/news/topic/0512cdm.html)

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Philippinen modernisieren Stromsektor, Artikel, 10.8.2006

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Philippinen schreiben neue Energieprojekte aus, Artikel, 26.1.2007

• bfai – Bundesagentur für Außenwirtschaft: Philippinen setzen auf erneuerbare Energien, Artikel, 11.1.2006

• BOI – Board of Investment: Investment Priorities Plan 2006, 7/2006 (http://www.boi.gov.ph/)

• Broegger, T.: Danish Windmill Park Leaves the Philippines Amazed, ScandAsia, 6/2005 (www.scandasia.com)

• CDMDNA: Clean Development Mechanism – Philippines, (www.cdmdna.emb.gov.ph)

• DOE – Department of Energy: Philippine Power Statistic 1990-2005, (www.doe.gov.ph/power/Power%20Stat%202005%20update042406.htm)

• DOE – Department of Energy: Philippine Energy Plan (PEP) – Update 2006, Overview

• DOE – Department of Energy: 8th Status Report on EPIRA Implementation, 11/2005-4/2006

• DOE – Department of Energy: Renewable Energy Policy Framework

• Electric Power Industry Reform Act of 2001 (EPIRA). Republic Act 9136, Weitergehende Regulierungen des Gesetzes:“Rules and Regulations to Implement Act.No.9163“

• ESMAP – Energy Sector Management Assistance Programme (UNDP/World Bank): Status of ESMAP Portfolio of Projects as of 31.12.05,Report, 2/2006

• GWEC – Global Wind Energy Council: Global Wind 2005, Report

• Government of the Philippine Republic: Philippines – Country Report, Presentation on Energy-Poverty Workshop “How Modern Energy Services Contribute to Poverty Reduction”, Phnom Pen, Cambodia. 4.-6.5.2005

• IIEC – International Institute for Energy Conservation: Revisiting Green IPP in the Philippines, in: IIEC-e-Newsletter 12/2005

• World Bank: Philippines – Meeting Infrastructure Challenges, The World Bank Group in the Philippines, 12/2005

365

22 Philippinen

22.8 Kontakte

Department of Energy (DOE)Information Center / Energy Center Merritt Road, Ft. Bonifacio, Taguig Metro Manila Philippines 1201Tel. +63 (2) 840 14 01Fax +63 (2) 840 22 89/840 18 17E-Mail: [email protected] www.doe.gov.ph

National Power Corporation (NPC) Quezon Avenue corner BIR Road, Diliman P. O. Box 10183 Quezon City Tel. +63 (2) 921 35 41 Fax +63 (2) 921 24 68 E-Mail: [email protected]/npc5.asp

Manila Electric Company (Meralco) Lopez Bldg., Meralco Center Ortigas Ave. Pasig City Metro Manila 0300 Tel. +63 (2) 1622-0Fax +63 (2) 1622 8501 E-Mail: [email protected] www.meralco.com.ph

Energy Regulatory Commission (ERC)Pacific Center Building San Miguel Avenue, Ortigas Center1600 Pasig City, Metro Manila Tel. +63 (2) 914 50 00 Fax +63 (2) 631 58 18 E-Mail: [email protected] (auch die Adressen der Stromversorgungsunternehmeninkl. der ländlichen Kooperativen können auf derInternetseite der Energy Regulatory Commission aufgerufen werden: www.erc.gov.ph)

National Electrification Administration (NEA) 57 NEA Building, NIA Road, Government Center Diliman Quezon City, Philippines 1001Tel. +63 (2) 929 19 09 Fax +63 (2) 929 13 28 E-Mail: [email protected] www.nea.gov.ph

Philippine National Oil Company – Energy Development Corporation (PNOC-EDC) PNOC Building 5, Energy Center, Merritt Road Fort Bonifacio, Taguig, Metro Manila, Philippines Tel. +63 (2) 893 60 01 bis 47 Fax +63 (2) 815 27 47 www.energy.com.ph

Power Sector Assets and Liabilities Management Corporation (PSALM) 2nd Floor SGV II Building Ayala Avenue, Makati City, Philippines 1226 Tel. +63 (2) 893 82 02 E-Mail: [email protected] www.psalm.gov.ph

National Transmission Corporation (TRANSCO) Head Office Power Center BIR Road, cor. Quezon Avenue Diliman, Quezon City Tel. +63 (2) 981 21 00 E-Mail: [email protected] www.transco.ph

Preferred Energy Incorporated (PEI) 1202 Prestige TowerF. Ortigas Jr. Avenue, Ortigas CenterPasig City 1605 Tel. +63 (2) 631 27 45/631 30 78/635 96 88 Fax +63 (2) 635 96 86 E-Mail: [email protected] www.pei.net.ph

366

22 Philippinen

1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche RahmenbedingungenGesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ)Büro Manila 9th floor PDCP Bank Center Corner V. A Rufino &Leviste Streets Makati City Philippinen Tel. +63 (2) 812 31 65 Fax +63 (2) 753 14 41 E-Mail: [email protected] www.gtz.de/philippines

Winrock International – Office Philippines Unit Nr. 2401, 24th Floor, Jollibee Plaza Building Emerald Avenue Ortigas Center 1600 Pasig City Tel. +63 (2) 632 12 33/632 73 23Fax +63 (2) 631 28 09 E-Mail: [email protected] www.winrock.org

European Chamber of Commerce of the Philippines (ECCP) 19/F Axa Life Center Sen. Gil Puyat Avenue corner Tindalo Street Makati City, Metro Manila, 1200 Tel. +63 (2) 845 13 24/759 66 80 Fax +63 (2) 845 13 95 bis 97/759 66 90 bis 91 E-Mail: [email protected] www.eccp.com

Botschaft der Bundesrepublik Deutschland 25/F Tower 2, RCBC Plaza6819 Ayala Ave (cor. Sen. Gil Puyat Ave) Makati City Metro Manila Tel. +63 (2) 702 30 00Fax +63 (2) 702 30 15E-Mail: [email protected] www.manila.diplo.de/Vertretung/manila/en/Startseite.html

Land Bank of the Philippines Landbank Plaza,1598 M. H. Del Pilar cor. Dr. Quintos Sts, 1004 Malate, Manila Tel. +63 (2) 551 22 00/450 70 01/522 00 00 Fax +63 (2) 528 85 80E-Mail: [email protected]

Development Bank of the Philippines Sen. Gil J. Puyat Avenue corner Makati AvenueMakati City Tel. +63 (2) 818-9511 bis 20/818-9611 bis 20 E-Mail: [email protected] www.devbankphil.com.ph/

CDM Secretariat2/F, HRD Building, EMBDENR Compound, Visayas Avenue, Diliman Quezon City, 1116 PhilippinesTel. Trunkline: +63 (2) 929 66 26Tel. Direct: +63 (2) 920 22 51Fax +63 (2) 928 46 74E-Mail: [email protected] www.cdmdna.emb.gov.ph

367

23 Vietnam

23 Vietnam1. Brasilien1.2 Marktakteure | 1.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen

1 Quelle: EVN 2006.2 Die Kohlevorkommen konzentrieren sich im Wesentlichen auf die Provinz Quang Ninh, im Nordosten des Landes.3 Die Anlagen Phu My 2.2 und 3 wurden durch ausländische Konsortien finanziert.


Installierte Kapazitäten Die installierte Kapazität des staatlichen VersorgersElectricity of Vietnam (EVN) sowie unabhängiger Strom-produzenten lag Ende 2005 insgesamt bei 11.340 MW.Der Anteil unabhängiger Stromproduzenten lag beirund 22%. Allerdings weisen einige Kraftwerke alters-bedingt einen geringen Verfügungsgrad auf.

Tab. 1: Installierte Kapazität; Vietnam; 2001–2005; MW, %1

Von den späten 1980er Jahren bis zum Beginn diesesJahrzehnts stellten Wasserkraftanlagen über 50% derinstallierten Stromerzeugungskapazitäten. Seit 2003wurde die zentrale Rolle der Wasserkraft als Primär-energieträger durch die fossilen Energieträger Erdgas,Kohle und Öl übernommen. Es wird trotzdem erwartet,dass Wasserkraft auch in Zukunft eine dominante Stellung einnehmen wird. Vietnam ist Nettoenergie-exporteur und wird es voraussichtlich bis zum Jahr 2020bleiben. Vietnam verfügt über Offshore-Öl- und Gas-quellen im Süden des Landes, über Kohle im Norden2

und ein bislang nur bedingt genutztes Wasserkraftpo-tenzial entlang des sich von Norden nach Südenerstreckenden Gebirgszugs.

StromerzeugungIn 2005 lag die Stromerzeugung bei 52 TWh unddamit rund 70% über der von 2001. Unabhängige Erzeuger hatten an der Gesamterzeugung einen Anteilvon gut 21%. Der wachsende Anteil in den vergangenenJahren ist in erster Linie auf die Inbetriebnahme vonzwei auf Erdgas basierenden Kraftwerken im Phu MyErzeugungskomplex zurückzuführen.3 Unter die Kate-gorie “Unabhängige Erzeuger” (IPP) fallen alle Anlagen,die von privaten ausländischen Firmen, inländischenUnternehmen oder Joint-Ventures (auch mit EVN)gehalten werden. Bis 2010 möchte Vietnam den Anteilunabhängiger Erzeuger an der Stromerzeugungskapazitätauf gut 30% steigern.

369

%

50,5

48,0

42,0

36,6

36,6

Wasserkraft

MW

4.145

4.187

4.155

4.155

4.155

Kohle

MW

645

1.245

1.245

1.245

1.245

%

8,0

14,0

12,6

11,0

11,0

Öl (thermischeKraftwerke)

MW

198

198

198

198

198

%

2,4

2,0

2,0

1,7

1,7

Jahr

2001

2002

2003

2004

2005

Diesel

MW

296

296

288

285

285

%

28,0

26,0

25,1

25,9

25,9

%

3,5

3,0

2,9

2,5

2,5

Unabhängige Produzenten

MW

612

612

1.521

2.518

2.518

%

7,5

7,0

15,3

22,2

22,2

Gesamt

MW

8.227

8.860

9.896

11.340

11.340

Gasturbine (Erdgas und Öl)

MW

2.322

2.322

2.489

2.939

2.939

Tab. 2: Stromproduktion nach Erzeugungsquellen; Vietnam; 2001–2005; TWh, %4

Stromübertragung und –verteilungAls Rückgrat für die zentrale Stromversorgung fungierteine 500-kV-Übertragungsleitung in Nord-Süd-Rich-tung. Aufgrund des rasanten Zuwachses der Stromnach-frage wurde eine zweite, parallel verlaufende 500-kV-Leitung auf einem großen Streckenabschnitt errichtetund 2006 fertig gestellt.5 Das 220-kV- und das 110-kV-Übertragungsnetz sollen bis zum Jahr 2015 um ca. 4.500 km respektive 4.700 km erweitert werden. DerAusbau des Übertragungsnetzes wird bis 2010 mit einemKredit von 200 Mio. US$ durch die Weltbank unter-stützt. Die Asian Development Bank (ADB) finanziertdurch einen 360 Mio. US$-Kredit den Übertragungs-und Verteilungsnetzausbau im nördlichen Landesteil.

Der grenzüberschreitende Stromhandel mit den Nach-barländern Kambodscha, China und Laos ist bislangaufgrund fehlender oder unzureichender Über-tragungskapazitäten nur bedingt möglich, wird nachAngaben der Weltbank jedoch in Zukunft aufgrunddes zu erwartenden heimischen Produktionsdefizitseine wesentliche Rolle einnehmen. Ein Liefervertragmit Laos über 2.000 MW Leistung wurde bereitsgeschlossen. Die Elektrizität soll ab 2008 über mehrere500-kV-Leitungen transportiert werden. Seit August2004 importiert Vietnam zudem Strom aus China überverschiedene 110-kV-Übertragungsleitungen. Die bis-herigen Importe aus China beliefen sich bis Ende 2006auf 1 TWh. Durch den weiteren Ausbau der Übertra-gungskapazität sollen die Importe auf 1,2 bis 1,3 TWhpro Jahr ausgeweitet werden.

ElektrifizierungsgradDie bestehenden Stromübertragungs- und -verteilungs-netze erreichen rund 93,5% der Bevölkerung. Etwa 5,5 Millionen der ca. 84 Millionen Vietnamesen habennoch keinen Zugang zu Elektrizität. Für einen Großteilder verbleibenden Haushalte wird die Elektrifizierungvoraussichtlich nur über netzferne Versorgungslösungenzu bewerkstelligen sein.

StromverbrauchVon 2000 bis 2004 stieg der Stromverkauf an Endkundenvon 22,4 auf 39,7 TWh (ohne IPP).6 In erster Liniewaren die Bereiche Haushalte und Industrie für denVerbrauchsanstieg verantwortlich. Der Pro-Kopf-Strom-verbrauch ist mit rund 500 kWh (2005) trotz Verdrei-fachung der Elektrizitätsnachfrage in der vergangenenDekade weiterhin auf geringem Niveau. Dabei liegt dieNachfrage in den Zentren von Hanoi und Ho Chi MinhCity weit über dem Bedarf in den ländlichen Regionen.Insbesondere die Landesmitte bleibt im Stromver-brauch deutlich hinter anderen Landesteilen zurück.Durch die Erfolge im Bereich der ländlichen Elektrifi-zierung und der Zunahme der städtischen Bevölkerungsind zwischen 1996 und 2004 rund 30 Millionen neueStromkunden hinzugekommen.

23 Vietnam

4 Quelle: EVN 2006.5 Es handelt sich dabei um das Teilstück zwischen Pleiku im Zentrum des Landes und Phu Lam nördlich von Hanoi.6 In den Statistiken bezüglich der Stromabnahme nach Endkunden werden von EVN die unabhängigen Erzeuger nicht berücksichtigt. 370

%

59,5

50,8

46,5

38,2

31,0

Wasserkraft

TWh

18,21

18,19

18,97

17,64

16,13

Kohle

TWh

3,21

4,88

7,22

7,20

8,13

%

10,5

13,6

17,7

15,2

15,6

Öl (thermischeKraftwerke)

TWh

1,11

1,01

0,89

0,60

0,68

Jahr

2001

2002

2003

2004

2005

Diesel

TWh

0,10

0,10

0,05

0,05

0,04

%

19,1

26,5

29,7

32,2

31,1

%

0,3

0,3

0,1

0,1

0,1

UnabhängigeErzeuger

TWh

2,13

2,1

1,56

6,08

10,87

Gesamt

TWh

30,6

35,8

40,8

46,2

52,05

Gasturbinen (Erdgas und Öl)

TWh

5,84

9,50

12,13

14,88

16,21

%

3,7

2,9

2,2

1,3

1,3

%

6,9

5,9

3,8

13,1

20,9

23 Vietnam


7 World Bank, 2006.

Tab. 3: Stromverbrauch nach Abnehmern (EVN ohne IPP); 2000, 2004; TWh, %7

Für 2006 rechnete EVN mit einer Nachfrage von rund 60 TWh. Aufgrund der fehlenden Erzeugungska-pazität müssten rund 2,4 TWh importiert werden. Bis2009 werden vor allem im Norden des Landes ernst-hafte Störungen in der Stromversorgung erwartet.

Die Stromnachfrage wird nach dem Entwurf dessechsten Plans für die Entwicklung des Energiesektorsin den Jahren bis 2010 um jährlich etwa 15 bis 16%zunehmen. In den Jahren 2011 bis 2015 rechnet manmit einem Anstieg von 11% mit fallender Tendenz.Nach Angaben des Industrieministeriums wird die heimische Produktion auch mittelfristig die Strom-nachfrage nicht decken können. Im Jahre 2010 werdennach Schätzungen insgesamt 93 TWh nachgefragt,während nur 85,8 TWh im eigenen Land produziertwerden können. Bis 2020 wird sich das Stromdefizitbei gleich bleibender Entwicklung auf 36 TWherhöht haben.

StromverlusteIm vergangenen Jahrzehnt ist es gelungen, die hohentechnischen Stromverluste im Bereich Übertragungund Verteilung von 21,4% im Jahr 1995 auf 12,2% imJahr 2004 zu minimieren. Es besteht jedoch weiterhinPotenzial zur Verlustminderung. Durch Verbesserungder Leistungsfaktoren, Transformatoren und Übertra-gungskabel könnte der Wert auf unter 10% gesenktwerden. Ende 2006 hat der Premierminister das Zielvorgegeben, die Stromverluste bis 2010 auf 8% zusenken. Nichttechnische Verluste, inklusive Strom-diebstahl, fallen im Vergleich mit anderen Länderngering aus.

StrompreiseDie Elektrizitätspreise sind seit 2002 unverändert. Diesehr ausdifferenzierten Verbrauchertarife unterscheidenvor allem im Produktions- und Dienstleistungssektorzwischen einem Normalzeittarif sowie einem (hohen)Spitzenlast- und einem (niedrigen) Schwachlasttarif.Dabei ist der Spitzenlasttarif circa dreimal höher als derSchwachlasttarif. Ein vergleichsweise geringer Unter-schied wird zwischen Bezug auf Hoch- bzw. Nieder-spannungsebene vorgenommen.

371

%

49,0

45,0

Haushalte

TWh

11,0

17,7

Gewerbe/Andere

TWh

1,9

3,5

Jahr

2000

2004

Landwirtschaft

TWh

0,4

0,6

%

41,0

45,0

%

2,0

1,0

Gesamt

TWh

22,4

39,7

Industrie und Baugewerbe

TWh

9,1

17,9

%

8,0

9,0

23 Vietnam

8 Quellen: Zahlen von 2002: Weltbank, 2006. Zahlen für 2007: VietNamNet Bridge (http://english.vietnamnet.vn/ ).9 Laut EVN beziehen 98,9% der ländlichen Kommunen Strom zu einem Preis von unter 700 VND/kWh.10 Um die Stromversorgung bis zum Ende der Trockenzeit im April sicherzustellen, konnten die Kraftwerke Hoa Binh und Thac Ba aus ihren

Speicherbecken nur begrenzt Wasser für die Landwirtschaft bereitstellen. Viele Reisbauern mussten daher den Beginn der Aussaat verschieben.

Tab. 4: Auszug aus den EVN-Stromtarifen für Haushalte; VND/kWh; €-ct/kWh8

Der am 4. Dezember 2006 vom Premierminister unter-zeichnete Plan zur Anhebung der Strompreise siehteine schrittweise Tariferhöhung bis 2010 vor. Demnachsteigt der Elektrizitätspreis von durchschnittlich3,84 €-ct/kWh (783 VND/kWh) in 2006 ab Januar2007 auf 4,13 €-ct/kWh (VND 842/kWh) und somitum 7,6% im Vergleich zum Vorjahr. Ursprünglich solltedie Stromerhöhung bereits ein Jahr zuvor durchgesetztwerden. Dabei bleibt der Normaltarif unverändert und nur der Spitzenlasttarif wird um 20% erhöht. Im Januar 2008 soll der mittlere Strompreis auf4,37 €-ct/kWh (VND 890/kWh) angehoben werden.Ab 2010 soll sich der Strompreis innerhalb der vomRegulierer vorgegeben Bandbreite frei am Markt entwickeln.

Mit der Erhöhung der Strompreise verfolgt die Regie-rung unter anderem das Ziel, die Schere zu den lang-fristigen Grenzkosten zu schließen und damit den vietnamesischen Elektrizitätsmarkt für private auslän-dische Investoren attraktiver zu machen, um so dierasant steigende Nachfrage decken zu können.

Strompreise in ländlichen GebietenFür ländliche Kommunen, die Strom aus dem öffent-lichen Stromnetz beziehen, gilt weiterhin ein landesweiteinheitlicher Tarif von 3,43 €-ct/kWh (700 VND/kWh).Zur Abdeckung der Verteilungskosten erlaubt dieRegierung allerdings auch gewisse Abweichungen vondieser Regelung nach oben wie nach unten.9 Langfristigsollen nach dem neuen Elektrizitätsgesetz (siehe unten)jedoch auch hier bestehende Quersubventionen zwischender urbanen und der ländlichen Bevölkerung abgebautwerden. Die Stromkosten in ländlichen Gebietenwerden heute zwischen 55 und 75% über Subventionengedeckt.

AusbauplanungIn den Jahren 1995 bis 2004 wuchs die Stromnachfrageum jährlich rund 15% und somit nahezu zweimalschneller als das Wirtschaftswachstum. Aufgrund eineranhaltend starken Ökonomie setzt die Elektrizitäts-wirtschaft auf einen weiteren Ausbau ihrer Erzeu-gungskapazitäten. EVN geht davon aus, dass jährlichmindestens 1.700 MW neue Kapazitäten ans Netzgehen müssten, um die Nachfrage zu decken. Die zuniedrigen Schätzungen des fünften Plans für die Ent-wicklung des Energiesektors revidierend, rechnete EVNbereits 2004 damit, dass bis 2010 die Kapazität auf rund 25.500 MW und bis 2020 auf 42.000 MW ausge-baut werden muss. Der nationale Masterplan zur Ent-wicklung der Erzeugungskapazität sieht für die Jahre2001 bis 2010 den Bau von 35 großen Kraftwerken vor.

Im Sommer 2005 und 2006 kam es bereits zu schwer-wiegenden Engpässen in der Stromversorgung.10 2007werden nach Angaben von EVN nur zwei Drittel derNachfrage gedeckt werden können. Dementsprechendwerden rund 500-570 MW Leistung in diesem Jahrfehlen, die teilweise über Importe kompensiert werdensollen. Nach dem Entwurf des 6. Masterplans werdenbis 2025 Investitionen im Elektrizitätssektor in Höhevon fast 80 Mrd. US$ notwendig sein.

372

VND und €-ct /kWh

Seit 2002

VND

550

900

1.210

1.340

1.400

—

VND

550

1.100

1.470

1.600

1.720

1.780

Ab 2007

Haushalte

Jahr

Währung

Erste 100 kWh

+ nächste 50 kWh

+ nächste 50 kWh

+ nächste 100 kWh

+ ab 301 kWh

+ ab 401 kWh

€-ct

2,70

4,42

5,94

6,57

6,87

—

€-ct

2,70

5,39

7,21

7,85

8,44

8,73

23 Vietnam


11 Näheres siehe Abschnitt “Gesetzliche Rahmenbedingungen”.12 Nach Planungen von EVN soll bis 2020 durch die Verbindung der einzelnen regionalen Stromnetze ein national integriertes Stromnetz

aufgebaut werden.13 Er sollte ursprünglich bereits Ende 2006 von der Regierung vorgestellt werden und für die Jahre 2006 bis 2015 Gültigkeit haben.

Bis zum Frühjahr 2007 wurde der neue Plan jedoch noch nicht von der Regierung bewilligt.

23.2 Marktakteure

Seit Inkrafttreten des neuen Stromwirtschaftsgesetzesim Jahr 200511 befindet sich der vietnamesische Elek-trizitätsmarkt in einer Umbruchsphase, die sich nichtzuletzt auf die Struktur des größten Marktteilnehmers,des Staatsunternehmens EVN, auswirkt. EVN entstand1995 als landesweiter Stromversorger, nachdem dieÜbertragungsnetze im Norden und Süden gekoppeltwurden. Die Finanzierungskonten des Unternehmenssind strikt vom Staatshaushalt getrennt. Abgesehenvon Geldern für die Umsiedlungen bei Wasserkraftpro-jekten erhält das Unternehmen nach offiziellen Angabenkeinerlei staatliche Subventionen für Investitionen oderdas operative Geschäft. Nur für den Bereich der länd-lichen Elektrifizierung werden dem UnternehmenKredite zu verbesserten Konditionen gewährt.

Acht Tochtergesellschaften mit eigenständigen Ge-schäftsbereichen sorgen für Stromübertragung und –verteilung. Davon operieren drei auf regionaler Ebene(PC1 im Norden, PC2 im Süden, PC3 in der Landes-mitte) und fünf Unternehmen in größeren Städten desLandes (PC Hanoi, PC Ho Chi Minh City, PC DongNai, PC Ninh Binh sowie PC Hai Phong). In siebenProvinzen, vor allem im Süden, existieren außerdemVerteilungsunternehmen auf Provinz- und Bezirks-ebene.12 EVN untersteht dem “Ministry of Industry”(MOI), das für Energiepolitik und -planung verant-wortlich ist.

Unabhängige StromproduzentenMit dem Dekret 45/2001/ND-CP haben sowohl viet-namesische als auch ausländische Investoren die Mög-lichkeit erhalten, als unabhängige Stromproduzentenin das nationale Stromnetz einzuspeisen, sofern einStromabnahmevertrag mit EVN besteht. Dieser mussauf bilateraler Basis mit EVN ausgehandelt werden.EVN legt dabei Wert darauf, dass die Ergebnisse derVerhandlungen vertraulich behandelt werden. Die Ver-gütung liegt nach Vorgaben des Industrieministeriumszwischen 2,3 und 3,6 €-ct/kWh. Die Anzahl der unab-hängigen Stromproduzenten wird aufgrund des weiteren

Abbaus von Beschränkungen für private Investoren inZukunft ansteigen. Der Verkauf von Kraftwerksanteilenaus dem Besitz von EVN stellt eine weitere Beteili-gungsmöglichkeit für private Investoren dar. EVN willsich in Zukunft im Erzeugungsbereich auf Kraftwerkemit mehr als 100 MW Leistung beschränken. KleinereAnlagen sollen über private Investoren finanziertwerden.

Weitere Akteure im Energiesektor

RegulierungsbehördeMit der Liberalisierung des Strommarktes wird derneuen Regulierungsbehörde, die dem Industriemini-sterium unterstehen soll, eine wichtige Aufgabe zu-kommen. Zu den wesentlichen geplanten Aufgaben derBehörde zählen die Lizenzierung der Marktteilnehmer,die Beratung des Industrieministeriums in Fragen derMarkt- und Industriestruktur, die Festlegung derPreisstruktur und die Sicherstellung ausreichenderProduktionskapazitäten. Das Stromwirtschaftsgesetzhat den regulativen Rahmen nicht genauer definiert.Wann die Regulierungsbehörde ihre Arbeit aufnehmensoll, steht noch nicht fest.


Energie- und ElektrizitätsmarktpolitikDie Entwicklung des Energie- und Elektrizitätssektorsversucht die Regierung im Rahmen von so genanntenMasterplänen zu antizipieren. Die Planungen erstreckensich über einen Zeitraum von zehn Jahren und beinhalteneine Vorausschau für die kommenden 20 Jahre. Derfünfte Masterplan umfasst die Entwicklung des Energie-sektors in den Jahren 2001-2010 und eine Prognose bis2020 und wurde aufgrund eines über den Erwartungenliegenden Stromverbrauchs bereits 2003 aktualisiert.Durch die Entscheidung No. 176/2004/QD-TTgwurden weitere Modifikationen vorgenommen. Dersechste Masterplan wird derzeit mit Unterstützung derjapanischen Entwicklungsagentur JICA erarbeitet.13

373

23 Vietnam

14 Die Dekrete 105 und 106 aus dem Jahr 2005 spezifizieren die Umsetzung der neuen Gesetzgebung.15 Der Phu My-Erzeugungskomplex ist das größte Kraftwerk im Süden des Landes mit einer installierten Gesamtleistung von 3.800 MW.

Zwei Anlagen (Phu My 2.2 und 3) befinden sich in der Hand von privaten Investoren.16 Siehe Dekret No. 176/2004/QD-TTg. Genauere Angaben über die Größe der Wasserkraftanlagen werden nicht gemacht.374

Hauptaugenmerk soll dabei auf die Entwicklung derWasserkraft, die ökonomische Nutzung der Gas- undKohleressourcen, die Entwicklung alternativer Energienund die Stimulierung der Elektrizitätsimporte aus Laosund China gelegt werden. Auf provinzieller Ebenewerden von den zuständigen Volkskomitees außerdemregionale Pläne erstellt, die mit den nationalen Ziel-setzungen übereinstimmen müssen.

Neues Stromwirtschaftsgesetz Notwendige Entscheidungen zum Elektrizitätssektorwurden in der Vergangenheit ad-hoc auf der Basis vonVerordnungen des Premierministers getroffen. Dasneue Stromwirtschaftsgesetz, das Änderungen imStromsektor im operativen und regulativen Bereichintendiert, wurde im November 2004 verabschiedetund trat im Juli 2005 in Kraft.14 Damit wurde ein weitreichendes Programm zur Reform des Energiesektorsauf den Weg gebracht. Ziele der neuen Gesetzgebungsind unter anderem die Diversifizierung von Investi-tionen und die Etablierung eines wettbewerblich organisierten Marktes. Bislang noch nicht geregeltwurden die Ausgestaltung des Spot-Elektrizitätsmarktes,die konkrete Rolle und Organisation der Regulierungs-behörde sowie die Konditionen für die Lizenzierung derMarktakteure.

Das neue Stromwirtschaftsgesetz impliziert die Trennungder Bereiche Produktion, Übertragung und Verkauf.Im Bereich der Produktion sollen die Kraftwerke inBesitz von EVN nach und nach in Wettbewerb mitunabhängigen Erzeugern treten. In der ersten Phase desLiberalisierungsprozess nehmen die unabhängigenStromerzeuger aufgrund bilateral mit EVN verhandelterAbnahmeverträge nicht am Wettbewerb teil. DieKraftwerke werden in Zukunft unter der Aufsicht einesnationalen Lastverteilzentrums (National Load DispatchCentre) in das Übertragungsnetz einspeisen. DieMechanismen eines frei organisierten Marktes sollen imProduktionssektor bereits ab Anfang 2007 erprobtwerden. Nach jüngsten Erwägungen vom Dezember2006 sollen zunächst die Produktionsanlagen, an denenEVN zu 100% Kapitalanteile hält, direkt am Marktge-

schehen teilnehmen, um so Erfahrungen im freienMarkt sammeln zu können. So sollen Produktionskostenund Verkaufspreise längerfristig gesenkt werden. Anlagenunabhängiger Erzeuger und des Phu My-Erzeugungs-komplexes15 sollen Preisangebote hingegen überStromhandelsunternehmen abgeben.

Die Monopolstellung des staatlichen Unternehmenssoll nur für große Wasserkraftwerke, zukünftige Kern-kraftwerke und den Bereich der Elektrizitätsübertragungaufrechterhalten werden.16 Die verschiedenen Über-tragungsunternehmen auf regionaler Ebene, die allevollständig in Besitz von EVN sind, werden in denkommenden Jahren zu einem unabhängigen staatlichenÜbertragungsunternehmen zusammengeführt werden.Das Restrukturierungsprogramm von EVN soll 2008abgeschlossen werden. Nur EVN wird in der erstenPhase der Liberalisierung als so genannter single buyerElektrizität von den Produzenten kaufen können.

Die Liberalisierung des Strommarkts wird sich überzwei Dekaden erstrecken und in mehreren Etappen realisiert werden. Bis 2015 soll vollständiger Wettbe-werb im Produktionsbereich zwischen staatlichenKraftwerken und Kraftwerken unabhängiger Erzeugerhergestellt werden. Im Zeitraum zwischen 2015 und2020 wird nach Plänen der Regierung zudem einGroßhandelsmarkt eingerichtet werden. Nach 2020soll ein Einzelhandelsmarkt (Spotmarkt) geschaffenwerden, an dem Strom auf stündlicher Basis gehandeltwerden kann und sich der Strompreis aufgrund vonAngebot und Nachfrage einpendelt.

Beteiligung ausländischer InvestorenDurch Verordnung der Regierung (Dekret No. 95/2001/QD-Ttg) wurde im Juni 2001 ausländischenInvestoren die Möglichkeit zu einem finanziellen Enga-gement im Stromerzeugungssektor (bis zu einemAnteil von 20% an der gesamten Produktionskapa-zität) eingeräumt. Erste Investitionsgenehmigungenfür zwei große Stromerzeugungsprojekte ausländischerKapitalgeber wurden im Mai und September 2001 aus-gestellt.

23 Vietnam


17 Dekret No. 22-1999/CP-TTg.18 Zu den fünf Einzelaspekten wurden jeweils detaillierte Bestandsaufnahmen auf der Basis von zahlreichen Hintergrundstudien erarbeitet.

Die Anlagen 2.2. (Électricité de France) und 3. (BP) imPhu My-Kraftwerkskomplex sind seit 2004 in Betriebund verfügen über eine Leistung von je 720 MW. Ausländisches Engagement ist sowohl in Form von IPPs,BOT-Verträgen oder als Joint Venture mit ein-heimischen Firmen willkommen. Im Rahmen des neuenStromwirtschaftsgesetzes werden ausländische Investi-tionen und insbesondere Joint Venture zwischen vietna-mesischen Firmen und ausländischen Investoren begrüßt.

Hemmnisse für privates KapitalAls Hemmnisse für den Einsatz privaten Kapitalshaben sich in der Vergangenheit unter anderem lang-wierige, komplizierte und wenig transparente Geneh-migungsverfahren, ein unterentwickeltes Rechtssystem(insbesondere hinsichtlich vertraglicher Regelungen),Nachteile gegenüber staatlichen Unternehmen, z.B.bei Bewilligung von Krediten, sowie eine ungünstigePosition in der Aushandlung von Vergütungstarifenmit EVN erwiesen. Durch das neue Stromwirtschafts-gesetz haben sich die Rahmenbedingungen prinzipiellverbessert, die konkrete Umsetzung der Liberali-sierungspläne bleibt jedoch abzuwarten.


Mit der Entscheidung 22 von 199917 hat die vietname-sische Regierung einen ersten politischen Rahmen fürdie Nutzung erneuerbarer Energien zur Stromer-zeugung und für die ländliche Elektrifizierung geschaffen.Nach dieser Entscheidung wird der Verwendungerneuerbarer Energien im netzgebundenen und netz-fernen Bereich nach dem Prinzip der minimalenKosten eine besondere Rolle zugemessen.

Mit der Entscheidung wurden die Gebietskörper-schaften in bergigen Regionen und auf Inseln, die bishernicht mit dem nationalen Elektrizitätsnetz verbundenwaren, aufgefordert, Pläne für die Elektrifizierung durchlokale, dezentrale Erzeugungseinheiten einzureichen.Die Regierung unterstützt dabei sowohl heimische alsauch ausländische Investitionen in die autonome Insel-versorgung, solange die Leistung unter 5 MW liegt.

Die Pläne müssen von den Volkskomitees auf provin-zieller Ebene angenommen werden. In Abhängigkeitvon der Größe des Projekts können auch unterge-ordnete Körperschaften für eine Entscheidung zu-ständig sein.

Renewable Energy Action Plan (REAP)Wesentliche Grundlage für die Entwicklung erneuer-barer Energien im Elektrizitätssektor bildet der “Renewable Energy Action Plan” (REAP), der als zentrales Planungs- und Strategiedokument gemeinsamvon EVN und dem Industrieministerium mit finan-zieller und technischer Hilfe der Weltbank sowie andererGeber in den Jahren 1999/2000 erarbeitet wurde. ZurVerbesserung des Einsatzes erneuerbarer Energien imStromsektor weist der REAP fünf Handlungsfelder aus,zu deren Verbesserung bzw. Umsetzung nationale undinternationale Finanzierungen erschlossen werdensollen:

• Politik für erneuerbare Energien und institutionelleEntwicklung;

• Individuelle Systeme für Haushalte und Institutionen(unter anderem soziale Einrichtungen oder auch produktive Kleinbetriebe);

• Kommunale Inselnetze auf Wasserkraftbasis;• Netzgekoppelte Stromversorgung durch

erneuerbare Energien;• Technologie/Marktentwicklung und

Ressourcenbewertung.18

Der REAP sieht unter der Koordination des Industrie-ministeriums und Einbeziehung der Weltbank ein 10-Jahres-Programm mit zwei Phasen à fünf Jahrenvor. In einem ersten Schritt sollen die notwendigenpolitischen und gesetzlichen Grundlagen geschaffen,ein Fonds für den Einsatz erneuerbarer Energien inabgelegenen Gebieten eingerichtet und die erforder-lichen personellen und technischen Kapazitätengestärkt werden.

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23 Vietnam

19 Vgl. hierzu das offizielle Dokument 502/BTNMT-HTQT vom 24. März 2003.20 Für eine genauere Beschreibung der Projekte siehe http://cdm.unfccc.int/Projects/MapApp. Stand: 26.12.2006.

In einem zweiten Schritt sollen dann konkrete Vorhabenzur Umsetzung gebracht werden, so die Installationvon Piko-Wasserkraft- und Photovoltaiksystemen fürHaushalte und Kommunen, die Nutzung von Klein-wasserkraft für die Versorgung ganzer Dörfer sowie derAufbau von netzeinspeisenden Anlagen unter Verwen-dung erneuerbarer Energien. Insgesamt veranschlagtREAP die Kosten für alle geplanten Einzelmaßnahmenauf rund 240 Mio. US$, wobei rund 180 Mio. US$ aufInvestitionen in netzgebundene Anlagen entfallen sollen.

Im Bereich der individuellen Systeme setzt REAP vorallem auf Piko-Wasserkraft und kleine Photovoltaik-anlagen für netzferne Anwendungen mit geringemStromverbrauch. Von 750.000 Haushalten, die voraus-sichtlich in den nächsten 10 Jahren nicht an das EVN-Netz angeschlossen werden, bieten sich etwa200.000 Haushalte für eine Versorgung aus derartigenAnlagen an. Zusätzliche Bedarfe bestehen bei Schulen,Gesundheitszentren, in der Wasserversorgung undKommunikation. Interesse besteht vor allem in einerErhöhung des Anteils einheimischer Piko-Wasserkraft-anlagen und in der Verstetigung einer gewerblichenAnbieter- und Dienstleistungsstruktur. Insgesamt wirdmit einer installierten Leistung von 4 bis 12 MW inden ersten 5 Jahren sowie weiteren 15 bis 33 MW inden zweiten fünf Jahren gerechnet.

Eine bedeutende Rolle weist der REAP den erneuerbarenEnergien bei der Lieferung von Strom durch Kleiner-zeuger an das Netz von EVN oder der regionalen Ver-teiler zu. Diese kleinen Stromproduzenten könntensowohl Unternehmen der öffentlichen Hand sein (Provinzregierung, Kommunen) als auch aus dem Privatsektor kommen. Eine generelle Leitlinie für dieVergütung derartiger Kleinlieferanten (“Small PowerPurchase Agreements”) ist allerdings bislang nochnicht in Kraft getreten, sodass jeweils individuelle Ver-einbarungen erforderlich sind.

Clean Development Mechanism Vietnam hat das Kyoto-Protokoll im September 2002als einer der ersten asiatischen Staaten ratifiziert.Zuständig für CDM-Angelegenheiten (DesignatedNational Authority) ist das International CooperationDepartment (ICD), das dem Ministry of NaturalResources and Environment (MONRE) untersteht.19

Im April 2003 wurde das National Executive and Consultative Board (CNECB) gegründet, das sich unterVorsitz des MONRE aus Mitgliedern verschiedenerMinisterien zusammensetzt. Das CNECB soll MONREbezüglich der Entwicklung und Umsetzung von CDM-Projekten beraten. Das Gremium tagt dreimal jährlich.

In den vergangenen Jahren wurden unterschiedlicheCapacity Building-Programme zur effizienten undschnellen Umsetzung von CDM-Projekten initiiert.Neben staatlichen Institutionen sollen dabei auch privateAkteure für die Umsetzung des Klimaschutzmecha-nismus ausgebildet werden. Bis Ende 2006 wurdenzwei CDM-Projekte beim UNFCCC registriert. ImFebruar 2006 wurde ein Projekt zur Gasgewinnung als Nebenprodukt der Offshore-Ölförderung vor dersüdlichen Küste angenommen. Als bislang einzigesErneuerbare-Energien-Projekt wurde im Juni 2006 einWasserkraftvorhaben im Norden des Landes mit einerLeistung von 2 MW registriert.20 Vier weitere Projektewurden bereits bei der vietnamesischen DNA ange-meldet, darunter zwei im Bereich der Wasserkraft undzwei im Bereich der Energieeffizienz.

376

23 Vietnam


21 Es werden folgende Größenklassen unterschieden: Piko-Hydro: 100 bis 1.000W; Mikro-Hydro: 1.000 W bis 5.000 W; Mini-Hydro: 5 bis 100 kW;Klein-Hydro: 100 kW bis 10 MW. International werden teilweise andere Klassifizierungen verwendet, so wird z.B. der Bereich von Piko- und Mikroanlagen oft begrifflich verschmolzen.

22 Vor allem in den Provinzen Ha Giang, Cao Bang, Quang Nam und Quang Ngai.


In Vietnam bieten sich vielfältige Möglichkeiten zurNutzung erneuerbarer Energien. Das Land ist reich anPotenzialen zur Nutzung von Wasserkraft, Windkraft,Biomasse und Solarenergie. Die zentrale Nutzung derGroßwasserkraft deckt allein mehr als ein Drittel dernationalen Stromerzeugung und greift dabei erst aufeinen Teil der vorhandenen Wasserkraftressourcenzurück. Kleinwasserkraft, Windkraft und Solarenergiespielen bereits für die dezentrale Stromgewinnung innetzfernen Regionen eine wichtige Rolle.

WasserkraftDas Wasserkraftpotenzial Vietnams wird auf etwa 300 TWh/a beziffert. Davon könnten sich 80 TWh/awirtschaftlich nutzen lassen. Demnach wird bislangnur etwa ein Viertel des wirtschaftlichen Wasserkraft-potenzials ausgeschöpft. Abgesehen von einigen Aus-nahmen liegt das bisher noch nicht genutzte Potenzialin der Erschließung mittlerer und kleiner Kraftwerkemit weniger als 1.000 MW Leistung. Vor allem dasgebirgige Zentrum des Landes soll in den kommendenJahren zur Stromgewinnung aus Wasserkraft genutztwerden. Nach dem nationalen Energieplan sollen dortbis 2010 insgesamt 5.000 MW Leistung installiertwerden. Bis 2020 sollen 13.000-15.000 MW Kapazitätdurch Nutzung von Wasserkraft bereitgestellt werden.

Im Bereich der Wasserkraft verfügt das Land über guteProduktionskapazitäten. Das Institute of MaterialsScience (IMS) des Vietnamesischen Zentrums fürNaturwissenschaften und Technologie hat innovativeKleinwasserkraftsysteme entworfen, die auch demExport dienen. Zudem werden Systemkomponentenfür Klein- und Kleinstwasserkraftwerke von einer Leistung bis zu 2 MW produziert.

Klein- und KleinstwasserkraftDie Palette der bisherigen Anwendungen ist breit ge-streut und reicht von kleinsten Anlagen zur Versorgungeinzelner Verbraucher bis hin zu großen Wasserkraft-anlagen. Vietnam verfügt im Bereich der Kleinst- undKleinwasserkraft über breite Erfahrung und zahlreicheHersteller, deren Produktqualität allerdings verbesse-rungsbedürftig ist.21 Gegenwärtig werden 100.000 bis150.000 Haushalte aus Kleinstwasserkraftanlagen versorgt. Die Leistung der Anlagen liegt in der Regelzwischen 100 und 1.000 W. Weitere 20 MW dienender Versorgung von Inselnetzen, während etwa 60 MWaus (gewerblich betriebenen) Kleinwasseranlagen mitLeistungen von jeweils 100 bis 7.500 kW in das zentraleNetz eingespeist werden.22 Klein- und Kleinstwasser-kraftanlagen produzieren schätzungsweise zwischen 7 und 10% der gesamten Wasserkraftleistung desLandes. 2006 waren beim Industrieministerium 126 Kleinwasserkraftprojekte mit einer Gesamtleistungvon 2.100 MW registriert. Der Entwurf des sechstenMasterplans sieht für kleine Wasserkraft 408 zusätzlicheProjekte mit einer Gesamtleistung von 2.925 MW vor.

InselnetzeIn Zukunft soll ein Ausbau der Wasserkraftnutzung imunteren Leistungsbereich vor allem dem Aufbau vonInselnetzen dienen, die von Kleinversorgern, Koopera-tiven oder Kommunen betreut werden und neben derallgemeinen Stromversorgung insbesondere den Ausbaudes produktiven Sektors beschleunigen helfen.

Kommunale KleinwasserkraftBislang ist auf Inselnetzen basierende kommunaleKleinwasserkraft an mehr als 300 Standorten mit ins-gesamt ca. 70 MW vertreten, während Einzelanlagenvon 5 bis 200 kW vor allem im Norden und Zentrumdes Landes anzutreffen sind. Allerdings sind etwa 200dieser Systeme, die weit überwiegend Inselnetze bedie-nen, aufgrund von Qualitäts- und Wartungsproblemensowie fehlenden finanziellen Ressourcen nicht inBetrieb.

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23 Beratungsleistungen für netzgekoppelte Kleinsysteme bietet das Hydro Power Center an, das zum Vietnam Institute for Water Resources Research gehört. Das Zentrum fertigt sowohl Klein- wie auch Pikoanlagen selbst.

24 Kurzfristig sind daher ca. 50–75% des Marktvolumens bereits ausgeschöpft. Aufgrund der geringen Lebenszeit der Anlagen wird aber auch inZukunft eine entsprechende Nachfrage vorhanden sein.

25 ASTAE (2001), Wind Energy Resource Atlas of South East Asia www.worldbank.org/astae/werasa/windenergy.htm26 Siehe Nguyen, 2007.

Viele dieser Anlagen wurden mit ausländischer Hilfefinanziert, ohne dass dem Nachhaltigkeitsprinzip derÜbernahme von Verantwortung für Betrieb und Wartung Rechnung getragen wurde. Nur wenige kom-munale Anlagen speisen auch Strom in die von EVNoder den Regionalverteilern betriebenen Netze ein.Schätzungen gehen von einem Potenzial von 300 bis600 MW aus, die für kommunale Anwendungenerschlossen werden könnten.

Technisches Potenzial für KleinwasserkraftDas technische Potenzial für Kleinwasserkraft mitAnlagen unter 10 MW wird nach unterschiedlichenQuellen auf 0,8 bis 1,8 GW beziffert. Die Zahl anMini- und Kleinwasserkraftanlagen mit Leistungenvon 5 kW bis 10 MW bemisst sich derzeit nur aufeinige Hundert. Das Potenzial für netzgekoppelteKleinwasserkraftwerke wird alleine auf 0,4 bis 0,6 GWbeziffert und lässt sich teilweise durch Verbesserungbestehender Erzeugungsanlagen erschließen.

Mikro- und Piko-WasserkraftDie Verbreitung von Mikro- und Piko-Wasserkraft-anlagen mit unter 5 kW Leistung hat besonders seitden 1990er Jahren aufgrund verbesserter Handelsbe-ziehungen mit China, wo derartige Anlagen kosten-günstig produziert werden, stark zugenommen. Diesgilt vor allem für die nördlichen Provinzen. Die Klasseder Mikrosysteme (1-5 kW) wird in Vietnam von ver-schiedenen Firmen hergestellt.23

Vietnam hat einen der weltweit größten Absatzmärktefür Pikosysteme mit bis zu 1 kW Leistung, von denenbislang etwa 100.000 bis 150.000 Anlagen kommerziellveräußert wurden. Gegenwärtig werden jährlich etwa40.000 Systeme verkauft, die etwa zur Hälfte demErsatz bestehender Anlagen dienen und vorwiegendeinzelne Haushalte oder kleine Produktionsstätten ver-sorgen. Etwa 90% dieser Anlagen werden aus Chinaimportiert. Laut REAP werden Anlagen von 100 bis500 W zu Preisen von 50 bis 100 US$ angeboten.

Allerdings sind diese Systeme relativ bedienungsintensiv,weisen keine elektrische Regelung auf und habenLebenszeiten von nur 1 bis 3 Jahren. Eine Reihe dieserSysteme wird auch im Nachbarschaftsverbund als Batterielader eingesetzt. Der Gesamtmarkt wird aufetwa 200.000 Systeme geschätzt.24

WindenergieVietnam verfügt aufgrund seiner geographischenMerkmale mit einem 3.000 km langen Küstenstreifenund seiner Lage im Monsungürtel über beachtlicheWindressourcen, die allerdings bislang so gut wie nichtgenutzt werden.

WinddatenEinen noch relativ groben Aufschluss über die regionaleVerteilung der Windpotenziale enthält der in 2001 veröffentlichte “Wind Energy Resource Atlas of SouthAsia”.25 Die Studie, die vor allem auf meteorologischenDaten in Verbindung mit einem Simulationsmodellund nicht auf einzelnen Standortmessungen basiert,identifiziert geeignete Windregionen vor allem in denGebirgsregionen an der Grenze zu Laos sowie in denKüstenprovinzen südlich von Da Nang und nördlichvon Ho Chi Minh City. Insgesamt wird etwa für 30%der Landfläche ein ausreichendes Windpotenzial (6-7 m/s mittlere Windgeschwindigkeit in 65m Höhe)sowie für weitere 8,6% ein gutes bis sehr gutes Wind-potenzial (über 7 m/s) ausgewiesen.

Weitere systematische Analysen des Windenergiepoten-tials liegen noch nicht vor. Standortbezogene Messungenwurden im Laufe von Projektplanungen an der Südostkü-ste nahe Nha Trang sowie auf zwei Inseln in der Nähe vonHaipong (Bach Long Vi) bzw. Ho Chi Minh City (ThanhAn) durchgeführt. Eine Studie des Institute of Energyweist auf neun Inseln Windgeschwindigkeiten von 4,1von 7,1 m/s in 10m Höhe aus. Nach Nguyen26 eignensich ungefähr 31.000 km2 für Windenergieerzeugung,wobei die Standortbedingungen in einem Gebiet von rund 865 km2 so gut sind, dass Erzeugungskosten vonweniger als 6 US-ct/kWh zu erwarten sind.

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WindnutzungVietnam schaut auf eine lange Tradition in der Wind-energienutzung zurück, die sich jedoch auf Kleinan-lagen beschränkt. Bislang wurden nur wenige größereWind- bzw. Wind-Diesel-Systeme in dezentralenSystemen installiert. Eine größere Verbreitung habenkleine Windkraftanlagen erfahren. Ende der 1980erJahre wurden in erster Linie Anlagen für Haushalte miteiner Leistung von 150 bis 500 W im Rahmen ver-schiedener Forschungsprogramme entwickelt.

Eigene Entwicklungen von kleinen Windgeneratorenwurden in der Vergangenheit insbesondere vom ResearchCenter for Thermal Equipment and Renewable Energy(RECTERE) an der Technologischen Universität vonHo Chi Minh City realisiert. Bis heute wurden etwa900 Systeme mit einer individuellen Leistung von 150 bis 200 W installiert. Diese wurden in erster Liniein ländlichen Regionen errichtet und zu 90% durchstaatliche Mittel finanziert. Nur 10% der Anlagenwurden von Endkunden gekauft. Das Institute ofEnergy (IE) wurde im Rahmen des Programms zurländlichen Elektrifizierung vom Industrieministeriumdamit beauftragt, die Nutzung von Windkraftanlagenin ländlichen Gebieten und auf Inseln zu untersuchen.Die von IE konstruierten Anlagen mit einer Leistungvon jeweils 150 W wurden bisher an 30 Standorteninstalliert. Die Hanoi University of Technology hat 30 Anlagen mit der gleichen Leistung aufgestellt.

Bislang wurde nur eine netzgebundene Windkraft-anlage installiert. Die 800 kW-Anlage des spanischenHerstellers Gamesa ging im November 2004 in Betrieb.Die durchschnittliche Windgeschwindigkeit des Stand-orts auf der Insel Bach Long Vi im südchinesischenMeer liegt bei 7,2 m/s. Die Versuchsanlage wurde vonstaatlicher Seite finanziert. Neben dem mangelndentechnischen Know-how erschwert der fehlende regula-tive Rahmen den Bau größerer Windparks. Die vonEVN festgelegte Vergütungshöhe lag nach Angaben desfünften Masterplans für die Entwicklung des Energie-sektors von 2001 oft unterhalb von 4 US-ct/kWh undschreckt folglich Investoren ab.

Mehrere Windparks befinden sich derzeit in Planung.Darunter ein 50-MW-Windpark in der Provinz BinhDinh, im Zentrum des Landes, der von der dänischenEntwicklungshilfeorganisation DANIDA finanziertund aus Anlagen des deutschen Herstellers Enerconbestehen soll. Der Windpark sollte bereits 2007 inBetrieb gehen. Im März 2006 wurde außerdem be-kannt gegeben, dass durch ein deutsch-vietnamesischesJoint-Venture27 mit Hilfe eines 65 Millionen US$-Kredits der KfW-Entwicklungsbank ein weiterer 50-MW-Windpark in Binh Dinh errichtet werden soll.Die entsprechenden Turbinen sollen ebenfalls aus deutscher Produktion stammen und ab Mitte 2007Strom produzieren. Zudem sind ein 15-MW-Windparkin der Provinz Qui Nhon sowie eine einzelne 625 kW-Anlage in Ninh Thuan in der Entwurfsphase. Die vietnamesische Regierung sieht im Rahmen des fünf-ten Masterplans die Errichtung von rund 400 MWWindenergieleistung bis 2020 vor.

BiomasseUngefähr die Hälfte des nationalen Primärenergiebe-darfs wird durch Bioenergie abgedeckt. In ländlichenprivaten Haushalten liegt der Biomasseanteil in Formvon Feuerholz, Holzkohle, Stroh, landwirtschaftlichenReststoffen und anderem organischen Abfall sogar bei80-90%. Diese Energieträger werden überwiegend fürdas Kochen und zur Erhitzung von Wasser verwendet.Eine thermische Nutzung von Biomasse gibt es auchim industriellen Bereich, so z.B. durch Verwendungvon Reisspelzen in der Ziegelherstellung. Weitere Biomasseressourcen ließen sich insbesondere für denEinsatz in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen durchNutzung von Zuckerrohrbagasse und -abfällen sowievon Reisschalen erschließen.

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27 Phuong Mai Wind Power JCS und European Provider Network GmbH. 379

28 Duc Cuong, 2004.29 Im Norden des Landes gibt es vier Jahreszeiten, während es im Süden des Landes nur Regen- und Trockenzeit gibt.

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Stromgewinnung aus BiomasseNach dem fünften Masterplan für die Entwicklung desEnergiesektors sollen 250 bis 400 MW zusätzlicheelektrische Leistung bis 2010 durch Biomasseanlagenbereitgestellt werden. Davon könnten 70 bis 150 MWauf die Gewinnung aus Reisschalen, 150 bis 200 MWaus Bagasse, 30 bis 50 MW aus Abfällen und anderenBiomasseprodukten und fünf MW aus Holzresten entfallen.28

Die meisten der 42 bestehenden Zuckermühlen, vondenen bislang nur drei Strom auf der Basis individuellverhandelter Verträge an das öffentliche Netz liefern,befinden sich südlich von Da Nang. Die gesamte elek-trische Leistung liegt bei 150 MW. Reisschalen werdenbislang noch nicht für die Stromgewinnung genutzt.Nach Angaben des Institute of Energy stehen ge-schätzte 2,5 Mio. Tonnen Reisschalen für eine energe-tische Verwertung zur Verfügung. Das Potenzial wird auf70 bis 150 MW veranschlagt. Aufgrund der dispersenNatur dieser Abfälle erweist sich ihre Nutzung aller-dings als wesentlich erschwert. Vietnam verfügt insge-samt über mehr als 100.000 Reismühlen, darunterallerdings nur etwa 50 im Hauptanbaugebiet desMekongdelta mit einem Durchsatz von mehr als 5 Tonnen pro Stunde. Damit ließen sich Strom er-zeugende Aggregate von jeweils 500 kW oder mehrLeistung wirtschaftlich betreiben.

Die rund 3.000 Biogasanlagen, die vorwiegend im Gebietdes Roten Flusses (Nordvietnam) bzw. im Mekongdeltainstalliert sind, werden nur zu einem kleineren Teil fürnetzferne Stromaggregate mit geringer Leistung einge-setzt. Als wesentliche Barriere wird der Kostenfaktorgenannt, der es ländlichen Haushalten nicht erlaube, der-artige Anlagen ohne Fördermittel zu erwerben. Zudemlässt sich Biogas auch in produktiven Bereichen zumeisteffizienter direkt für thermische Zwecke verwenden.

Neben dem Institute of Energy sind vor allem die Vietnam Boiler Company (Hanoi), das Research Centre forThermal Equipment and Renewable Energy (Ho ChiMinh City) sowie die Universität Can Tho im Mekong-delta in den Entwurf, die Herstellung und die Installa-tion von Anlagen zur Biomassenutzung einbezogen.

SolarenergieVietnam verfügt über gute und konstante solare Ein-strahlungsbedingungen im Süden und im Zentrum desLandes mit Werten von 4,0 bis 5,9 kWh/m2 und Tag,während der Norden stärkere saisonale Schwankungenaufweist (2,4 bis 5,6 kWh/ m2).29 Die Anzahl der Sonnenstunden liegt zwischen 1.800 und 2.700 pro Jahr.

Nutzung der Solarenergie Im Wesentlichen wird die Solarenergie zur dezentralenStromerzeugung verwendet. Die Gesamtleistung derPhotovoltaikanlagen im Vietnam lag Ende 2004 beiungefähr 1.100 kWp. Die meisten Anlagen haben eineLeistung von 50 bis 1.000 Wp. PV-Anlagen werden imTelekommunikationssektor und in der Schifffahrt einge-setzt (rund 440 kWp). Ende 2004 waren 47 Anlagen zum Aufladen von Batterien in einer Größenordnung von500 bis 1.000 Wp installiert. Anlagen im Bereich von 250bis 500 Wp kommen in erster Linie in Krankenhäusern,Kulturzentren und Kommunen zum Einsatz. Hier wirddie Zahl der installierten Anlagen auf 570 geschätzt.Kleinstanlagen mit einer Leistung zwischen 50 und 70 Wp werden in Haushalten verwendet. Im Haushalts-bereich wurden in den vergangenen fünf Jahren allein imsüdlichen Landesteil schätzungsweise 1.270 Anlageninstalliert. Insgesamt sind in diesem Bereich schätzungs-weise 2.800 Anlagen in Betrieb. Photovoltaikmodulewerden in der Regel importiert, einige Systemkompo-nenten werden jedoch auch lokal produziert.

Bereits Mitte der 1980er Jahre wurde damit begonnen,Photovoltaiksysteme zu nutzen, indem das NationalCenter for Scientific Research mehrere Anlagen in dernäheren Umgebung von Ho Chi Minh City installierte.Im Mekongdelta wurden durch eine Initiative derStiftung Fondation Énergies pour le Monde (Fondem)50 Dörfer solar elektrifiziert. In den beteiligten Kom-munen wurden kleine PV-Anlagen mit einer Leistungvon jeweils 1,5 kW auf Schulen, Krankenhäusern undWohnhäusern installiert. Ein im Jahr 2000 initiiertesProjekt, das zur Hälfte von Fondem und zu je einemViertel von den Provinzen und Betreibern finanziertwurde, führte bis 2005 zur Installation von 550 Solar-anlagen mit einer Leistung von jeweils 2 kW.

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30 20 Millionen US$ werden von der staatlichen finnischen Entwicklungshilfe bereitgestellt.31 Quelle: Nguyen, 2005.32 Quelle: Lund et al., 2005.33 Das sind 12,3 Mio. von insgesamt 13,5 Mio. Haushalten.

Im Rahmen eines weiteren Projektes in der bergigen Pro-vinz Dak Lac wurden Anlagen mit einer Gesamtkapazitätvon 19 kW installiert. Die Kosten der Anlagen mit einerLeistung zwischen 50 Watt und 2 kW wurden zu 60%vom Bundesland Nordrhein-Westfalen und zu 40% vomvietnamesischen Umweltministerium getragen. Einzigesgrößeres PV-System ist bislang eine 100-kW-Anlage, diemit japanischer Hilfe errichtet und mit einer 25-kW-Wasserkraftanlage kombiniert wurde und der Elektrifi-zierung einer entlegenen Kommune dient.

Die Ausstattung ländlicher Haushalte mit Solar-Home-Systemen wird vor allem von Selco-Vietnam vorange-trieben, Tochterfirma der amerikanischen Solar ElectricLight Company, die seit 1998 in Vietnam tätig ist. Einetragende Rolle kommt in diesem Zusammenhang auchder Vietnamesischen Frauenunion zu, die bereits seit1993 in der Nutzbarmachung solarer Energie fürnetzferne Haushalte aktiv ist und bis Anfang 1997 rund240 Systeme mit technischer Unterstützung von Solar-lab und finanzieller Unterstützung des amerikanischenSolar Electric Light Fund zum Einsatz gebracht hat. Ineinem weiteren Großprojekt mit Selco-Vietnamkonnten insgesamt 600 Systeme installiert werden.

In den kommenden Jahren sollen Solar-Home Systemeüber zwei große Projekte weiter verbreitet werden.Das Projekt “Photovoltaik für ländliche Gebiete undethnische Minderheiten” wurde bereits von der Regierungbewilligt und soll mit einem Budget von 30 Mio. US$30

300 ländliche Kommunen mit Strom versorgen. DieProjektlaufzeit wird auf drei Jahre veranschlagt.Zudem sollen im Rahmen des Renewable EnergyAction Plan 30.000 Solar-Home Systeme installiertwerden. Das für zehn Jahre zur Verfügung stehendeBudget beträgt 9,6 Mio. US$.

Im Bereich Heizen und Kühlen ist die Nutzung derSolarenergie weniger weit verbreitet. Systeme zurWassererwärmung werden in ca. 1.200 Haushalten (2-4 m2 Kollektorfläche) und 60 Kommunen (10-50 m2

Kollektorfläche) verwendet. Auch für das Trocknenindustrieller und landwirtschaftlicher Güter befindensich Anlagen in Betrieb.31

Geothermie Das geothermische Potenzial in Vietnam ist bislangkaum erforscht. Nach neuesten Erkenntnissen bietensich für die direkte Nutzung der Erdwärme 269 Stand-orte mit einer Oberflächentemperatur von mehr als30°C und einer Gesamtleistung von 649 MWth an.32

Die geologischen Verhältnisse im Zentrum des Landeskönnten mit Erdwärme betriebene Kraftwerke von 100 bis 200 MW ermöglichen. Bis 2020 sollen nachdem fünften Masterplan etwa 200 bis 400 MW geo-thermische Leistung erschlossen werden. Ende 2006waren jedoch noch keine Anlagen zur Elektrizitätsge-winnung in Betrieb.


Elektrifizierungsgrad 78% der vietnamesischen Bevölkerung leben in länd-lichen Räumen. Ende Juni 2006 hatten 91,5% allerländlichen Haushalte33 bzw. 97,8 % aller ländlichenKommunen Zugang zu Elektrizität. Insgesamt ist dieQualität der Stromversorgung in ländlichen gegenüberstädtischen Gebieten minderwertig, da vermehrt Strom-ausfälle auftreten und das Spannungsniveau nichtstabil ist.

Der aktuelle Plan der Regierung für ländliche Elektri-fizierung sieht vor, dass bis 2010 95% aller Haushaltemit Elektrizität versorgt sein sollen. Nach Umsetzungdieses Elektrifizierungsplans werden noch mehr als1.000 entfernte Kommunen und Dörfer mit ca.500.000 Haushalten sowie weitere 2,5 Mio. Haushaltein ländlichen Streusiedlungen ohne Netzanschluss sein.Bis 2020 soll der Anteil der Haushalte mit Stromver-sorgung auf 100% erhöht werden.

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34 Master Plan of Power Development for 2001–2010. 35 Das Vorhaben ist mit einem Kredit der International Development Association (IDA) in Höhe von 150 Mio. US$ ausgestattet.36 Siehe Document of the World Bank, Report 29860-VN, October 2004.

Politische LeitlinienPolitische Leitlinien zur ländlichen Elektrifizierungwurden Anfang 2000 vom Industrieministerium verab-schiedet. Diese Leitlinien bestimmen die Grundsätzefür eine diversifizierte Beteiligung neuer (ausländischerund örtlicher) Stromlieferanten durch Schaffung vonAnreizen für eine lokale Stromversorgung und dieUnterstützung dezentraler Stromerzeugung. Dabeisollen für die ländliche Versorgung entsprechend demPrinzip minimaler Kosten sowohl Netzerweiterungenwie auch netzferne Systeme zur Geltung kommen.

Chancen für erneuerbare EnergienEinige Haushalte in ländlichen Regionen können nurdurch Nutzung dezentraler erneuerbarer Energiequellenkosteneffizient (400-500 US$ pro Anschluss) bedientwerden. Hierzu zählen vor allem 1.100 Kommunen,die sich aus insgesamt 750.000 Haushalten und 3 Mio.Einwohnern zusammensetzen, und kurz- bzw. mittel-fristig nicht über das staatliche Stromnetz erreichtwerden können und somit auf dezentrale Lösungenangewiesen sind.

Potenziale werden insbesondere in der erweitertenAnwendung von Kleinstwasserkraftanlagen (“Piko-Hydro”) für einzelne Häuser oder Siedlungen in dennördlichen Bergregionen und den zentralen Küstenzonendes Landes sowie in der Verbreitung von Photovoltaik-systemen im mittleren Hochland und im Mekongdeltagesehen.

Ziele des Masterplans Der geltende Masterplan für die Entwicklung des Ener-giesektors34 nennt als Ziel bis 2010: • die zusätzliche Versorgung von 1.500 Kommunen

durch Netzerweiterung sowie • die Elektrifizierung von weiteren 400 abgelegenen

Kommunen vor allem in den nördlichen Bergre-gionen und im zentralen Hochland durch dezentraleSysteme unter Verwendung von erneuerbaren Energien und Diesel.

Projekt “Rural Energy I“Die Umsetzung des “Renewable Energy Action Plan”(REAP) in ländlichen Gebieten wird maßgeblich von derWeltbank unterstützt. Das Projekt “Rural Energy I”wurde Ende 2001 begonnen und lief über einen Zeit-raum von fünf Jahren.35 Bis Ende 2004 sollten imRahmen des Projekts über 976 Kommunen ans öffent-liche Elektrizitätsnetz angeschlossen werden und sozusätzlich 500.000 Menschen mit Elektrizität versorgtwerden. Bis Mitte 2006 konnte dieses Ziel noch nichtvollständig erreicht werden. Zu diesem Zeitpunkt hattennur knapp 900 Kommunen einen neuen Zugang zuElektrizität erhalten. Neben der Elektrifizierung wurdenjeweils zwei bis drei Personen pro Kommune für Routi-nearbeiten und Wartung am lokalen Verteilungsnetzausgebildet. Die Nutzung erneuerbarer Energieträger,vor allem von Wasserkraft, wurde durch die Ausge-staltung von einheitlichen vertraglichen Regelungen zurStromeinspeisung mit Kleinerzeugern vorangetrieben.

Projekt “Rural Energy II“Als Folgevorhaben zur Realisierung der zweiten REAP-Phase wurde 2004 das Projekt “Rural Energy II” aufge-legt. Das Projekt hat offiziell im Oktober 2005 begonnenund läuft bis Ende 2011. Es wird durch einen 220 Mio.US$-Kredit von der Weltbank gefördert. Ein Zuschuss inHöhe von 5,25 Mio. US$ wurde vom GEF zur Verfügunggestellt.36 Bis 2012 sollen 2,5 Mio. Menschen von denAktivitäten in 1.200 Kommunen profitieren, wobei dieHälfte bis heute keinen Zugang zu Elektrizität hat.

Die lokalen Unternehmen zur Stromverteilung sollenzudem in rechtlich anerkannte Einheiten umgewandeltund regionale Akteure besser in die Pläne zur länd-lichen Elektrifizierung integriert werden. Durch dieSchaffung von ländlichen Elektrizitätskooperativen solldie lokale Bevölkerung das Management der örtlichenNetze übernehmen.

Währungskurs (07.01.2006): 10.000 Vietnamesische Dong (VND)=0,4906 Euro (EUR); 1 US-Dollar (USD) = 0,7694 EUR

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23.7 Literatur

• ADB – Asian Development Bank: Technical Assistance Report – Socialist Republic of Viet Nam: Power Market Design, Asian Develop-ment Bank, Project Number 34352, March 2006

• ASEAN Centre for Energy: Promotion of Renewable Energy Sources in South East Asia (PRESSEA), Informationen zum vietnamesischen Energiesektor

• Decision No. 176/2004/QD-TTg of October 5, 2004 approving the strategy on development of Vietnam electricity industry in the 2004-2010 Period, with orientation towards 2020

• Department of Energy, EIA: Country Analyses Briefs: Vietnam, May 2006

• Duc Cuong, Nguyen: Biomass for Electricity Generation in Vietnam, presented at the kick-off workshop, Information forthe Commercialisation of Renewables in ASEAN (ICRA), August 25-27, 2004

• Electricity of Vietnam/World Bank: Rural Electrification Master Plan Study Report No. 5– Renewable Energy Review and Strategy Formulation, June 1999

• Electricity of Vietnam/World Bank:Rural Electrification Master Plan Study Report No. 5 A – Isolated Power Supply Options and Analysis, June 1999

• Hahn, D.: Assessment of CDM Capacity Building Activities in Cambodia, LaoPDR and Vietnam–lessons learned,HWWA Discussion Paper 351, Hamburg, 2006

• Lund, Freeston, Boyd: World-Wide Direct Uses of GeothermalEnergy2005,published in Proceedings of the World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, 24-29 April 2005

• Nguyen, Q., N.: Wind energy in Vietnam: Resource assessment, development status and future implications, in: Energy Policy, Volume 35, Issue 2, February 2007, p. 1405-1413

• Nguyen, Q., N.: Long-term optimisation of energy supply and demand in Vietnam with specific reference to thepotential of renewable energy, Dissertationen an derOssietzky Universität Oldenburg, 2004, Online: http://docserver.bis.uni-oldenburg.de/publikationen/dissertation/2005/ngulon05/pdf/ngulon05.pdf

• Nguyen, Tien Long: Solar Energy Development in Vietnam, the thematic policy workshop on “Information for the Commercialisation of Renewables in ASEAN (ICRA)”, 7. bis 9. April 2005 in Vientiane, Laos

• Wind Energy Resource Atlas of Southeast Asia, Prepared for The World Bank Asia Alternative Energy Program by TrueWind Solutions, LLC Albany, New York, September 2001

• World Bank: Power Strategy – Managing Growth and Reform, The World Bank in Vietnam 2006

• World Bank:Asia Alternative Energy Programme ASTAE (2001), Wind Energy Resource Atlas of South East Asia www.worldbank.org/astae/werasa/windenergy.htm

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23.8 Kontakte

CDM-ProjekteInternational Cooperation Department (ICD)Ministry of Natural Resources and Environment(MONRE)83 Nguyen Chi Thanh Road, Hanoi, Viet NamTel. +84 (4) 773 61 03/822 89 74 Fax +84 (4) 835 21 91/826 38 47E-Mail: [email protected] Deputy Director General, ICD: Mr. Nguyen Khac Hieu E-Mail: [email protected]

Ministry of Industry54 Hai Ba Trung Hoan Kiem District – HanoiTel. +84 (4) 826 78 70Fax +84 (4) 826 90 33www.industry.gov.vn

Ministry of Planning and Investment2 Hoang Van Thu Ba Dinh District – HanoiTel. +84 (4) 845 30 27Fax +84(49 823 44 53www.mpi.gov.vn

Electricity of Vietnam – EVN18 Tran Nguyen Han HanoiTel. +84 (4) 82 49 508Fax +84(4) 82 49 461E-Mail: [email protected]

Institute of Energy – IE6 Ton That Tung Dong Da – HanoiTel. +84 (4) 852 37 30Fax +84(4) 852 93 02www.evn.com.vn/ioe/english/index_eng.html

National Load Dispatching Center (NLDC)18 Tran Nguyen Han, Hoan Kiem District, HanoiTel. +84 (4) 824 37 45Fax +84 (4) 824 34 82www.evn.com.vn/nldc/english/index_en.html

Renewable Energy Research CenterHanoi University of Technology 1 Dai Co Viet Hai BaTrung – HanoiTel. +84 (4) 869 26 56Fax +84 (4) 868 11 85E-Mail: [email protected]

Research Center for Thermal Equipment and Renewable Energy – University of Technology268 Ly Thuong Kiet, District 10 – Ho Chi Minh CityTel. +84 (8) 865 43 55Fax +84 (8) 865 43 55E-Mail: [email protected] Vietnam Company Limited239 Tran Hung Dao, Dist. 1, Ho Chi Minh CityTel. +84 (8) 836 82 62Fax +84(8) 837 74 08E-Mail: [email protected]

SOLARLAB – Vietnam National Center for Science and TechnologyPhan Vien Vat Ly, 1 Mac Dinh Chi, Ho Chi Minh CityTel. +84 (8) 822 20 28Fax +84 (8) 829 59 05E-Mail: [email protected]/

World Bank63 Ly Thai To, HanoiTel. +84 (4) 934 66 00Fax +84 (4) 934 65 97E-Mail: [email protected]/

Deutsche Botschaft Vietnam29 Tran Phu, HanoiTel. +84 (4) 845 38 36/7Fax +84 (4) 845 38 38E-Mail: [email protected]

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Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ)Büro Vietnam6th Floor, Hanoi Towers, 49 Hai Ba Trung, HanoiTel. +84 (4) 934 49 51/2/3Fax +84 (4) 934 49 50E-Mail: [email protected]/vietnam

Delegate of German Industry and Commerce1303 Vietcombank Tower198 Tran Quang Khai StreetHoan Kiem District, HanoiE-Mail: [email protected] www.vietnam.ahk.de

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Deutsche Gesellschaft fürTechnische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH

Dag-Hammarskjöld-Weg 1-5Postfach 518065726 EschbornT +49 (0)61 96 79-1303F +49 (0)61 96 79-80 1303I http://www.gtz.de

In vielen Entwicklungs- und Schwellenländernexistieren große Potenziale zur Stromerzeugungaus erneuerbaren Energieträgern. Hindernissefür ihre Nutzung und den Einstieg ausländischerInvestoren bilden u.a. mangelnde Kenntnisseder energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungensowie unzureichende Transparenz der Vorer-fahrungen und Interessenlagen der nationalenAkteure. Solche Barrieren will diese vierte,aktualisierte und erweiterte Auflage überwinden.

Für 23 Länder aus den Regionen Lateinamerika,Afrika – Naher Osten und Asien werden dieElektrizitätsmärkte mit ihren jeweiligen Akteurenuntersucht. Die energiepolitischen Rahmen-bedingungen werden analysiert, der Status unddie Förderpolitik für die Stromerzeugung aufBasis von Wasserkraft, Wind- und Sonnenenergie,Biomasse und Geothermie unter die Lupe ge-nommen. Die Länderkapitel werden durchInformationen zur ländlichen Elektrifizierungabgerundet.

Energiepolitische Rahmenbedingungen für Strommärkte und erneuerbare Energien

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