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Länderprofil Südkorea Stand: November 2014

Impressum

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Die dena unterstützt im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi) deutsche Unternehmen der Erneuerbare-Energien-Branche bei der Auslandsmarkterschließung.

Dieses Länderprofil liefert Informationen zur Energiesituation, zu energiepolitischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen sowie Standort- und Geschäftsbedingungen für erneuerbare Energien im Überblick.

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Offizielle Websites www.renewables-made-in-germany.com www.export-erneuerbare.de

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Länderprofil Südkorea – Informationen für deutsche Unternehmen

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis .................................................................................................................. 1

Abbildungsverzeichnis .......................................................................................................... 3

Tabellenverzeichnis .............................................................................................................. 4

Abkürzungen ......................................................................................................................... 6

Währungsumrechnung .......................................................................................................... 7

Maßeinheiten ......................................................................................................................... 7

Datenblatt ............................................................................................................................. 8

Executive Summary .............................................................................................................. 10

1 Einleitung ...................................................................................................................... 13

2 Energiesituation ............................................................................................................ 19

2.1 Energiemarkt ......................................................................................................................................... 19

2.2 Energieerzeugungs- und –verbrauchsstruktur ................................................................................... 27

3 Energiepolitik ................................................................................................................ 33

3.1 Energiepolitische Administration ....................................................................................................... 33

3.2 Politische Ziele und Strategien ............................................................................................................ 34

3.3 Gesetze, Verordnungen und Anreizsysteme für erneuerbare Energien ............................................ 37

3.4 Genehmigungsverfahren...................................................................................................................... 42

3.5 Netzanschlussbedingungen ................................................................................................................. 42

4 Nutzungsmöglichkeiten erneuerbarer Energien ........................................................... 43

4.1 Windenergie ......................................................................................................................................... 43

4.1.1 Natürliches, wirtschaftliches und technisches Potenzial ................................................................... 43

4.1.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten ...................................... 45

4.1.3 Projektinformationen ........................................................................................................................... 46

4.2 Solarenergie .......................................................................................................................................... 49


4.2.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten ....................................... 51


4.3 Bioenergie ............................................................................................................................................. 53


4.3.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten ....................................... 61


4.4 Geothermie ........................................................................................................................................... 65

2





4.5 Wasserkraft ........................................................................................................................................... 68




Marktnachrichten ................................................................................................................ 72

5 Kontakte ........................................................................................................................ 73

5.1 Staatliche Institutionen........................................................................................................................ 73

5.2 Wirtschaftskontakte ............................................................................................................................. 74

Literatur-/Quellenverzeichnis ............................................................................................. 85

3


Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Topographie Südkorea ............................................................................................................................ 13

Abb. 2: Klima Seoul .............................................................................................................................................. 14

Abb. 3: Provinzen Südkoreas ............................................................................................................................... 14

Abb. 4: Risikobewertung Südkorea ..................................................................................................................... 16

Abb. 5: Kritische Faktoren in Südkorea .............................................................................................................. 18

Abb. 6: Primärenergieverbrauch nach Energieträgern in % (Stand: 2011) ...................................................... 19

Abb. 7: Erdölverbrauch 1991 bis 2011 (in Mio. Barrel/Tag) .............................................................................. 20

Abb. 8: Wichtigste internationale Explorationsvorhaben der KNOC ............................................................... 21

Abb. 9: Erdölbecken (gelbe Fläche) und Erdölbohrungen (rot) ........................................................................ 21

Abb. 10: Hauptlieferanten Erdöl in Prozent (Stand: 2011) ................................................................................ 22

Abb. 11: Erdgaspipelinesystem ............................................................................................................................ 24

Abb. 12: Stromerzeugung 2001 bis 2011 (in TWh) ............................................................................................. 25

Abb. 13: Überblick Nah- und Fernwärmeanwendungen (Stand: 2013) ............................................................ 26

Abb. 14: KWK-Anlagen (installierte Leistung in GW 2006 - 2011; blau = Industrie,

violett = Siedlungswärmenetze) .................................................................................................................. 26

Abb. 15: Schematische Darstellung des RPS Vergabeprozesses ........................................................................ 38

Abb. 16: Durchschnittliche Windgeschwindigkeit ............................................................................................. 43

Abb. 17: Zubau Windenergie 2003 bis 2012 ....................................................................................................... 45

Abb. 18: Geplante Lage des Southwest Offshore Windpark Projects ................................................................ 47

Abb. 19: Globale Solarstrahlung auf horizontaler Oberfläche in Südkorea ...................................................... 49

Abb. 20: Anfallende Biomasse nach Bezirken (in tRÖE/ Jahr) ......................................................................... 54

Abb. 21: Importe von Holzabfällen, Pellets und Hackschnitzeln (in 1.000 Tonnen) ....................................... 56

Abb. 22: Landwirtschaftliche Produktionstrends nach Produkten (in Bill. KRW) .......................................... 56

Abb. 23: Reisproduktion (in 1.000 Tonnen) und Ertrag (in Tonnen/ha) 1990 bis 2009 ................................ 57

Abb. 24: Energetisches Potenzial von Tierdung nach Bezirken (in RÖE) ........................................................ 59

Abb. 25: Lebensmittelabfälle nach Bezirken (in RÖE) ...................................................................................... 59

Abb. 26: Standorte der Biogasanlagen (dunkelblau = Lebensmittelabfälle; rot = Tierdung;

grün = Klärschlamm; hellblau = Co—Vergärung) ...................................................................................... 64

Abb. 27: Wärmeflussverteilung ........................................................................................................................... 66

Abb. 28: Wärmeverteilung Tiefengeothermie .................................................................................................... 66

Abb. 29: Flusssysteme ......................................................................................................................................... 69

4


Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Zusammenfassung der Eckdaten des Zielmarktes ................................................................................... 8

Tab. 2: Länderspezifische Risikobewertung Südkorea ....................................................................................... 17

Tab. 3: Raffinerieanlagen (Stand: Dezember 2013) ........................................................................................... 22

Tab. 4: Entwicklung Fernkälte 2007 bis 2011 .................................................................................................... 27

Tab. 5: Primärenergieträgerbilanz (in ktRÖE) (Stand: 2012) ........................................................................... 27

Tab. 6: Endenergieverbrauch nach Verbrauchergruppen (Stand: 2011 und 2012) .......................................... 28

Tab. 7: Installierte Kapazitäten zur Stromerzeugung (Stand: 2012) ................................................................. 29

Tab. 8: Stromerzeugung nach Erzeugungsart (Stand: 2011 und 2012) ............................................................. 29

Tab. 9: Stromverbrauch nach Sektoren (Stand: 2011 und 2012) ...................................................................... 30

Tab. 10: Wärmeerzeugung nach Energieträgern (Stand: 2011 und 2012) ........................................................ 30

Tab. 11: Wärmeverbrauch nach Sektoren (Stand: 2011 und 2012) ................................................................... 30

Tab. 12: Produktionsmengen Erdöl und Erdölprodukte (Stand: 2011) ............................................................ 31

Tab. 13: Treibstoffpreise (Stand: April 2014) ..................................................................................................... 31

Tab. 14: Tarifstruktur Niederspannungskunden Strom- Haushalt (Stand: November 2013) ......................... 32

Tab. 15: Tarifstruktur Hochspannungskunden Strom- Haushalt (Stand: November 2013) ........................... 32

Tab. 16: Tarif Stromkunde Industrie 4kW bis < 300 kW (Stand: November 2013) ........................................ 32

Tab. 17: Ziele für erneuerbare Energien laut 3rd Basic Plan for Technology Development of New and

Renewable Energy (in kt RÖE) 2008-2030 ............................................................................................... 36

Tab. 18: Quotenregelung für erneuerbare Energien und deren Anteil an der Stromproduktion .................... 37

Tab. 19: Umsetzungsmechanismen der RPS Verpflichtungen von Unternehmen mit mehr als 500 MW

installierter Stromerzeugungsleistung ........................................................................................................ 39

Tab. 20: Gewichtung der RECs für geförderte Erneuerbare-Energien-Technologien ..................................... 39

Tab. 21: Planung der Kraftwerkskapazität über mittels RPS geförderte Energien (Bestand zum

Jahresende in MW) ...................................................................................................................................... 40

Tab. 22: Anlagenbestand Home Subsidy Program (Stand: 2012) ..................................................................... 41

Tab. 23: Staatliche Förderausgaben für erneuerbare Energien 2013/2014 ...................................................... 41

Tab. 24: Provinzen mit > 50 MW installierter Windkraftkapazität (Stand: Anfang 2013) .............................. 44

Tab. 25: Gewichtung der RECs Windenergie ..................................................................................................... 45

Tab. 26: Geplante Onshore Windparks .............................................................................................................. 47

Tab. 27: Installierte Windparks Südkorea (Leistung > fünf MW) ..................................................................... 48

Tab. 28: Zubau an installierter PV-Leistung 2006-2013 ................................................................................... 50

Tab. 29: Zubau solarthermischer Kollektoren nach Segmenten (in m2) ........................................................... 50

Tab. 30: Entwicklung der Solarenergieerzeugung in ktRÖE ............................................................................. 50

Tab. 31: Ziele für Biotreibstoffe und Abfälle laut 3rd Basic Plan for Technology Development of New and

Renewable Energy (in ktRÖE) 2008-2030 ................................................................................................ 53

Tab. 32: Primärenergieversorgung Bioenergie (Stand: 2011) ........................................................................... 53

Tab. 33: Potenziale feste Biomasse (Stand: 2012) .............................................................................................. 54

Tab. 34: Landnutzung .......................................................................................................................................... 55

Tab. 35: Viehwirtschaft (Stand: Ende 2013) ....................................................................................................... 58

Tab. 36: Biogasanlagen und -produktion ........................................................................................................... 60

Tab. 37: Geplante Quoten 2014 bis 2022 laut Renewable Fuel Standard System ............................................ 62

Tab. 38: Bestand Biogasanlagen zur energetischen Verwertung von Essensabfällen (Stand: 2013) .............. 63

Tab. 39: Anreicherungsanlagen für Biogas (Stand: 2013) ................................................................................. 64

5


Tab. 40: Bioethanolforschungsprojekte .............................................................................................................. 65

Tab. 41: Direkte Nutzung der Erdwärme nach Anwendung in MW und TJ/ Jahr (Stand: 2013) ................... 67

Tab. 42: Gewichtung der RECs für geförderte Wasserkrafttechnologien ......................................................... 70

Tab. 43: Kraftwerkspark KHNP .......................................................................................................................... 70

Tab. 44: Gezeitenströmungskraftwerke ............................................................................................................... 71

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Abkürzungen

AA Auswärtiges Amt

BtL Biomass to Liquid (Verflüssigung von Biomasse)

GS EPS GS Electrical Power & Services (kanadischer Anlagenbetreiber)

KDHC Korea District Heating Corporation (Fernwärmenetzbetreiber)

KEEI Korea Energy Economics Institute (Institut für Energiewirtschaft)

KEMCO Korea Energy Management Corporation (staatliches Unternehmen für Ener giemanagement)

KEPCO Korea Electric Power Corporation (staatlicher Energieversorger)

KOREC Korean Electricity Commission (Regulierungsbehörde Elektrizitätsmarkt)

KPX Korean Electricity Power Exchange (koreanische Strombörse)

KOGAS Korean Gas Corporation (Erdgaskonzern)

KOPIA Korea Photovoltaic Industry Association

KWK Kraft-Wärme-Koppelung

LNG Liquified Natural Gas (Flüssiggas)

RPS Renewable Portfolio Standard (Instrument zur Lenkung des Ausbaus erneuerbarer Energien)

tdm Tons of Dry Matter (Tonnen von Trockenmasse)

MIFAFF Ministry for Food, Agriculture, Forestry and Fisheries (Ministerium für Lebensmittel, Forstwirtschaft

und Fischerei)

MOTIE Ministry of Trade, Industry and Energy (Ministerium für Handel, Industrie und Energiewirtschaft)

PV Photovoltaik

WEA Windenergieanlagen

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Währungsumrechnung

01.07.2014

Südkoreanische Won (KRW)

1 USD = 1.008,5 KRW

1 EUR = 1.378,1 KRW

Maßeinheiten

Wh Wattstunde

J Joule

RÖE Rohöleinheit

SKE Steinkohleeinheit

Energieeinheiten und Umrechnungsfaktoren

1 Wh 1 kg RÖE 1 kg SKE Brennstoffe (in kg SKE)

= 3.600 Ws

= 3.600 J

= 3,6 kJ

= 41,868 MJ

= 11,63 kWh

≈ 1,428 kg SKE

= 29.307.6 kJ

= 8,141 kWh

= 0,7 kg RÖE

1 kg Flüssiggas = 1,60 kg SKE

1 kg Benzin = 1,486 kg SKE

1 m³ Erdgas = 1,083 kg SKE

1 kg Braunkohle = 0,290 kg SKE

Weitere verwendete Maßeinheiten

Gewicht Volumen Geschwindigkeit

1t (Tonne)

= 1.000 kg

= 1.000.000 g

1 bbl (Barrel Rohöl)

≈ 159 l (Liter Rohöl)

≈ 0,136 t (Tonnen Rohöl)

1 m/s (Meter pro Sekunde) = 3,6 km/h

1 mph (Meilen pro Stunde) = 1,609 km/h

1 kn (Knoten) = 1,852 km/h

Vorsatzzeichen

k = Kilo = 103 = 1.000 = Tausend T

M = Mega = 106 = 1.000.000 = Million Mio.

G = Giga = 109 = 1.000.000.000 = Milliarde Mrd.

T = Tera = 1012

= 1.000.000.000.000 = Billion Bill.

P = Peta = 1015

= 1.000.000.000.000.000 = Billiarde Brd.

E = Exa = 1018

= 1.000.000.000.000.000.000 = Trillion Trill.

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Datenblatt

Tab. 1: Zusammenfassung der Eckdaten des Zielmarktes

Einheit Wert

Wirtschaftsdaten (Jahresangabe)

BIP pro Kopf (2013) 24.545.200 KRW (24.339 USD)1

Gesamt Export / Hauptexportland (2013) 562 Bill. KRW (557,3 Mrd. USD)/ China2

Gesamt Import / Hauptimportland (2013) 521 Bill. KRW (516,6 Mrd. USD)/ China3

Energiedaten (Jahresangabe)

Primärenergieverbrauch (PEV) (2012) 263.442 ktoe 4

Anteil erneuerbarer Energien am PEV (2012) 4.916 ktoe (1,9 Prozent)5

Stromverbrauch (2012) 481.405 GWh6

Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch

(2012)

11.336 GWh (2,35 Prozent)7

Installierte Gesamtkapazitäten erneuerbare Ener-

gien (Stromerzeugung) (Jahresangabe)

Wasserkraft (2012) 1.785 MW8

Wind (2012) 448 MW9

PV (2013) 1.528 MW10

CSP (2014) 0 MW11

Geothermie (2010) 0 MWel, 229 MWth12

Bioenergie

fest k. A.

gasförmig k. A.

flüssig k. A.

Förderung (Jahresangabe)

Einspeisevergütung Einspeisevergütungen wurden 2012 durch den

Renewable Portfolio Standard ersetzt13

Quotenregelung/Zertifikate Seit März 2012 gilt der Renewable Portfolio Stan-

dard (RPS) zur Förderung der erneuerbaren Ener-

gien. Dadurch werden Stromproduzenten mit einer

elektrischen Erzeugungskapazität von mehr als 500

MW dazu verpflichtet einen bestimmten Anteil

1 Wikipedia, 2014 2 CIA, 2014 3 CIA, 2014 4 IEA: Korea, 2014a 5 IEA: Korea, 2014a 6 IEA: Korea, 2014b 7 IEA: Korea, 2014b 8 Renewable Facts, 2014 9 Innovation Norway, 2013. 10 Solar Server: 2014 11 NREL, 2014 12 IGA, 2014 13 PVtech, 2012

9


(2014: drei Prozent; 2022: zehn Prozent) aus er-

neuerbaren Energien selbst zu produzieren oder in

Form von Zertifikaten (Renewable Energy Certifica-

tes) zuzukaufen. 14

Ausschreibungen Verantwortlich für Ausschreibungen im Bereich

erneuerbare Energien ist die KoreanElectricity-

Commission (KOREC).

Die wichtigsten Adressaten

Energierelevantes Ministerium Ministry of Trade, Industry and Energy (MOTIE;

Ministerium für Handel, Industrie und Energiewirt-

schaft)

402 Hannuri-daero

Sejong-si, 339-012,

Republic of Korea

Tel.: (82)-2-1577-0900

Web: www.motie.go.kr

Regulierungsbehörde Korean Electricity Commission (KOREC)

402 Hannuri-daero

Sejong-si, 339-012

Republic of Korea

Web: http://www.korec.go.kr/

Tel: 82-2-2110-5501

E-Mail: [email protected]

Energieagentur -

Hauptenergieversorger Korea Electric Power Corporation (KEPCO)

512, Yeongdong-daero, Gangnam-Gu

Seoul 135-791, Korea

Tel: +82-2-3456-3114

Internet: www.kepco.co.kr/eng/

14 KPMG, 2014

http://www.motie.go.kr/

http://www.kepco.co.kr/eng/

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Executive Summary

Die Republik Korea (Daehan Minguk), allgemein auch Südkorea, liegt in Asien im südlichen Teil der koreanischen Halb-

insel. Das Land grenzt im Norden an Nordkorea, im Westen an das Gelbe Meer, im Osten an das Japanische Meer und im

Süden trennt die Straße von Korea Südkorea von Japan. Das Land ist zu gut zwei Dritteln gebirgig. Die Ebenen im Wes-

ten und Südosten des Landes sind am dichtesten besiedelt. Südkorea hat ein gemäßigtes Klima. Das Land hat 50,9 Milli-

onen Einwohner. Die Infrastruktur des Landes ist sehr gut ausgebaut (Schiene, Straße, Flug- und Seehäfen). Die wichtigs-

ten Handelspartner Südkoreas sind China, Japan, die EU, die USA, Saudi-Arabien und Australien. Wichtigste Ausfuhrgü-

ter sind Ölderivate, Pkws, chemische Erzeugnisse, Elektronikerzeugnisse, Schiffe und Schiffsteile. Wichtigste Einfuhrgü-

ter waren Erdöl, Erdgas, Halbleiter, Pkws und Schalttechnik/ Steuertechnik. Die Exporte aus Südkorea hatten im Jahr

2013 einen Wert von 562 Bill. KRW (557,3 Mrd. USD). Die Importe beliefen sich auf 521 Bill. KRW (516,6 Mrd. USD).

Südkorea ist eine demokratische Republik mit Präsidialverfassung, es besteht eine eingeschränkte Selbstverwaltung der

Kommunen und Provinzen.

Das Land ist der neuntgrößte Energieverbraucher der Welt. Aufgrund fehlender eigener Energieträger ist Südkorea zu 97

Prozent von Energieimporten abhängig. Im Jahr 2013 war Südkorea der zweitgrößte Importeur von Flüssigerdgas (LNG),

der viertgrößte für Kohle und der fünftgrößte für Erdöl und seine Derivate. 41 Prozent des Primärenergiebedarfs werden

mit Hilfe von Erdöl gedeckt. Erdöl wird zu 100 Prozent und in der Hauptsache in Form von Rohöl importiert. Wichtigster

Akteur auf dem Ölmarkt ist die staatliche Korea National Oil Corporation (KNOC). International hat der Konzern in den

letzten Jahren über Aufkäufe und Investitionen in verschiedenste Projekte die eigenen Reserven und Produktionskapazi-

täten ausbauen können. Die Raffinerien des Landes wurden in den letzten Jahren modernisiert und gehören weltweit zu

den fortschrittlichsten und größten ihrer Art. Erdgas wird zu 100 Prozent über den Seeweg in Form von LNG importiert.

Die Verbraucherpreise für Strom und Gas werden von der Regierung festgelegt. Südkorea ist global der viertgrößte Im-

porteur von Kohle. Australien (40 Prozent) und Indonesien (29 Prozent) sind die größten Lieferanten für den Energieträ-

ger. Nahezu zwei Drittel der Kohle werden verstromt.

Der Stromverbrauch des Landes lag im Jahr 2011 bei 470,6 TWh. Größtes Verbrauchssegment ist die Industrie, die gut

die Hälfte des Strombedarfs repräsentiert. Wichtigste Energieträger zur Stromherstellung sind Kohle und Erdgas. Das

staatliche Elektrizitätsunternehmen Korea Electric Power Corporation (KEPCO) war bis ins Jahr 2001 alleiniger Eigner

und Betreiber der gesamten Stromerzeugungs- und Stromverteilungskapazitäten im Land. KEPCO hält noch immer rund

82 Prozent der Elektrizitätserzeugungskapazitäten.

Nah- und Fernwärmeversorgung von Gebäuden und Industrieanlagen ist in Südkorea v.a. in Städten weit verbreitet. 2013

verfügten 2,2 Mio. Haushalte (14,5 Prozent der Bevölkerung) über einen Nah- bzw. Fernwärmeanschluss.

Wichtigstes Ministerium für den Energiebereich ist das Ministry of Trade, Industry and Energy (MOTIE; Ministerium für

Handel, Industrie und Energiewirtschaft). Es regelt Fragen der Energiewirtschaft, unterstützt Forschung und Entwick-

lung und gestaltet internationale Kooperationen in energiewirtschaftlichen Angelegenheiten. Die Korea Electricity Com-

mission (KOREC) ist die Regulierungsinstanz des Stromsektors. Sie wurde im April 2001 gegründet, um einen reibungs-

losen Übergang hin zur Liberalisierung des Stromsektors zu gewährleisten.

Der National Energy Basic Plan ist der umfassende Plan für die energiewirtschaftliche Entwicklung Südkoreas. Er orien-

tiert sich an den Vorgaben durch die Green Growth Strategy und gibt Richtung und Prinzipien für die gesamte Energie-

wirtschaft vor. Der Elektrizitätssektor wird mit Hilfe des National Electric Power Supply Plan organisiert. Er gibt Ziele

und Inhalte spezifisch für die Stromwirtschaft vor. Der aktuelle 6th National Electric Power Supply Plan bezieht sich auf

die Jahre 2013 bis 2027. Der 3rd Basic Plan for Technology Development of New and Renewable Energy legt die Ziele im

11


Bereich erneuerbare Energietechnologien fest. In die staatliche und privatwirtschaftliche Förderung grüner Technologien

werden bis 2030 111,5 Bill. KRW (75,7 Mrd. EUR) investiert werden.

Seit März 2012 gilt der Renewable Portfolio Standard (RPS). Dieser verpflichtet Stromproduzenten mit einer Kapazität

von mehr als 500 MWel dazu, im Jahr 2014 mindestens drei Prozent ihres Stroms aus erneuerbaren Energien zu produ-

zieren. Aktuell am höchsten gefördert sind Solaranlagen, Offshore-Windanlagen, Brennstoffzellen und Gezeitenkraftwer-

ke. Solar- (5,4 GW bis 2027) und Windkraft (17,1 GW bis 2027) werden den Großteil des Kapazitätszubaus ausmachen.

Dank relativ hoher Windgeschwindigkeiten besteht in Südkorea grundsätzlich ein gutes Potenzial für die Nutzung der

Windenergie. Durch die hohe Bevölkerungsdichte sind dem Ausbau der Windenergie an Land Grenzen gesetzt, weswegen

der Entwicklung der Offshore-Windenergie viel Aufmerksamkeit geschenkt wird. Das theoretische Potenzial für Wind-

energie (On- und Offshore) liegt bei 466 Mio. tRÖE pro Jahr. Der gegenwärtige Anteil der Windenergie mit weit unter

einem Prozent (ca. 0,2 Prozent) an der gesamten Stromproduktion ist angesichts des Potenzials gering. Das Projekt South

West Offshore Wind ist mit einer geplanten Endkapazität von 2,4 GW das weltweit größte sich im Bau befindliche Offsho-

re-Vorhaben.

Im Süden des Landes finden sich die attraktivsten Regionen für die energetische Nutzung von Sonnenenergie. Die PV-

Kapazitäten im Land nehmen zu und lagen Ende 2013 bei mehr als 1,5 GW. Bis ins Jahr 2027 sollen rund 5,4 GW instal-

liert sein. In den letzten Jahren nimmt die Bedeutung von Solarthermie merklich zu. Neben dem Haushaltssektor (43

Prozent der installierten Kollektorflächen) sind es zunehmend öffentliche Gebäude, die mit Solarkollektoren bestückt

werden. Im Bereich CSP gibt es derzeit keine Pläne bezüglich der Errichtung von Anlagen. Der Staat unterstützt die hei-

mische Industrie, um sie bei der Herstellung von PV- und Solarthermie-Anlagen global wettbewerbsfähig zu machen.

Gleiches gilt für die Windbranche.

Mit Hilfe von Bioenergie wurden im Jahr 2011 524,6 GWh Strom erzeugt. 440,8 GWh (84 Prozent) davon durch die Ver-

stromung von Deponiegas. Die verbleibenden 83,8 GWh wurden durch die energetische Nutzung von Biogas, Waldrest-

holz und Abfallholz bereitgestellt. Biomassetechnologien verbreiten sich kontinuierlich im Land. So finden Pelletheizun-

gen in Wohngebäuden immer größeren Zuspruch. Holzpellets werden in zunehmendem Maße importiert. Biodiesel ist

der wichtigste Bioenergieträger gefolgt von Hackschnitzeln und Deponiegas. Energetische Potenziale ergeben sich in den

Bereichen Viehhaltung (Rinder- und Schweinedung), Abfallwirtschaft (Deponiegas) und Lebensmittelindustrie (Schlach-

tabfälle, Lebensmittelreste). Südkorea muss sehr viel Biomasse importieren (z. B. Palmöl, Pellets). Klärschlamm ist das

wichtigste Substrat zur Produktion von Biogas.

Korea nutzt Tiefengeothermie noch nicht zur Produktion von Strom. Das theoretische Potenzial für die Regionen zwi-

schen drei und zehn km Tiefe ist mit einem Wert von 6.975 GWel nicht unwesentlich. Derzeit sind rund 229 MWth Wär-

meerzeugungskapazität installiert. Hierbei handelt es sich hauptsächlich um Wärmepumpen. Für die nächsten Jahre

kann mit weiterem Wachstum gerechnet werden.

Nach Angaben der Korea Maritime University hat kleine Wasserkraft (< zehn MW) ein umsetzbares Potenzial von 1.500

MW. Ende des Jahres 2012 lag die installierte Gesamtleistung im Bereich Laufwasserkraft bei rund 1.785 MW. Damit

repräsentiert die Wasserkraft bei der Stromerzeugung 2,2 Prozent der installierten Leistung bzw. die Hälfte der regenera-

tiven Stromerzeugungskapazität Südkoreas. Bis ins Jahr 2020 sollen insgesamt 1,8 GW (Produktionswert 6.066 GWh/

Jahr) und 2027 knapp 1,9 GW (6.287 GWh/ Jahr) am Netz sein. Südkorea ist weltweit führend auf dem Gebiet der Gezei-

tenkraftwerke. Bis ins Jahr 2017 sollen insgesamt 2,6 GW zugebaut werden. Das Gezeitenkraftwerk Uldolmok war das

erste seiner Art und ging bereits 2009 ans Netz. Das Sihwa Lake Tidal Power Kraftwerk ist das größte Gezeitenkraftwerk

weltweit. Die Regierung plant zusätzlich 1,6 GW Gezeitenströmungskraftwerke (Unterwasser-Windkraftanlagen) zuzu-

bauen. Das erste soll im Jahr 2015 mit 200 MW ans Netz gehen.

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Südkorea ist hauptsächlich für Solartechnologie, Offshore-Windkraft und innovative Wasserkraftlösungen bei der energe-

tischen Nutzung von Gezeiten ein außerordentlich interessanter Markt. Hier liegen Ausbauschwerpunkte der Regierung.

Im Bereich der Erdwärmenutzung ist maximal mit moderatem Zubau (50 bis 100 MW/Jahr) zu rechnen. Zur Nutzung

von Bioenergie muss das Land relativ große Mengen an Biomasse importieren. Hier gilt es innovative Lösungen in Ni-

schenmärkten zu bedienen, um genannte Abhängigkeit zu vermindern, z. B. durch die energetische Nutzung von Le-

bensmittelabfällen. Das Land ist neuen Technologien gegenüber sehr offen und muss in naher Zukunft seine Importab-

hängigkeit für energetische Rohstoffe verringern. Mit dem Renewable Portfolio Standard hat man ein probates Förderin-

strument für die erneuerbaren Energien etabliert. Dieses bietet interessierten Unternehmen ein hohes Maß an Planungs-

sicherheit. Die heimische erneuerbare Energiebranche wird von der südkoreanischen Regierung mit hohen Fördergel-

dern unterstützt, um sie global wettbewerbsfähiger zu machen und sich so einen Zukunftsmarkt zu schaffen.

13


1 Einleitung

Die Republik Korea (DaehanMinguk), allgemein auch Südkorea, liegt in Asien im südlichen Teil der koreanischen Halb-

insel zwischen dem 33. und 43. nördlichen Breitengrad sowie zwischen dem 124. und 132. östlichen Längengrad. Das

Land grenzt im Norden an Nordkorea (243km Grenze), im Westen an das Gelbe Meer, im Osten an das Japanische Meer

und im Süden trennt die Straße von Korea Südkorea von Japan. Die Landesfläche beläuft sich auf insgesamt 99.538 km2,

davon entfallen 290 km2 auf Wasserflächen. Etwa 70Prozent des Landes sind gebirgig. Südkorea wird von fünf großen

Gebirgsketten durchzogen. Die Ebenen im Westen und Südosten beherbergen die Mehrheit der südkoreanischen Bevöl-

kerung.1516

Abb. 1: Topographie Südkorea17

Südkorea hat ein gemäßigtes Klima mit vier Jahreszeiten. Die Temperaturen steigen im Sommer bis ca. 30°C und die

Luftfeuchtigkeit beträgt dann 80 bis 90 Prozent. Im Winter fallen die Temperaturen auf bis zu -5°C und es ist trocken

(vgl. Abb. 2).

15 Wikipedia, 2014 16Auswärtiges Amt, 2012 17 Wikimedia, 2012

14


Abb. 2: Klima Seoul18

Die Verwaltungsgliederung Südkoreas besteht aus einer Special City (Teukbyeolsi), sechs Metropolitan Cities (Gwangye-

oksi) und neun Provinces (Do). Diese sind wiederum in kleinere Strukturen unterteilt. Die englischen Begriffe werden

von offiziellen, englischsprachigen Regierungsseiten verwendet. Seoul ist die Special City; Busam, Daegu, Daejeon,

Gwangju, Incheon und Ulsan die Metropolitan Cities und Chungcheongbuk-do, Chungcheongnam-do, Gangwon-do, Gye-

onggi-do, Gyeongsangbuk-do, Gyeongsangnam-do, Jeju-do, Jeollabuk-do und Jeollanam-do die neun Provinzen.

Abb. 3: Provinzen Südkoreas19

Südkorea hat 50,9 Millionen Einwohner.20 Das Bevölkerungswachstum beläuft sich auf 0,3 Prozent jährlich. Die Bevölke-

rungsdichte beträgt 480 Personen pro km2. Rund 81 Prozent der Bevölkerung leben in den Großstädten: 10,3 Mio. in

Seoul; 3,7 Mio. in Busan; 2,5 Mio. in Incheon und 2,5 Mio. in Daegu. Das Durchschnittsalter der Bevölkerung beträgt 37,9

Jahre. Die Mehrheit der Bevölkerung besteht aus Koreanern, die einzige große andere Volksgruppe sind 180.000 Chine-

18 Wikipedia, 2014 19 Dena, 2013 20 Auswärtiges Amt, 2014

15


sen. Kleine Gruppen Inder, Thailänder und Filipinos kommen nach Südkorea um dort zu arbeiten. Die Religionsfreiheit

wird durch die koreanische Verfassung garantiert, folglich gibt es keine Staatsreligion. Im Jahr 2011 bekannten sich 31

Prozent der Südkoreaner als religionslos, 23,7 Prozent bekennen sich als Buddhisten, 31 Prozent als Christen und sieben

Prozent zu Stammesreligionen. Die offizielle Landesprache ist Koreanisch. Englisch wird als Zweitsprache in der Schule

unterrichtet.21, 22

Die Eisenbahnstrecken sind sehr gut ausgebaut und umfassen eine Gesamtlänge von 3.621 km. Der Schienenverkehr wird

für den Güter- und den Personentransport benutzt. In den Großstädten spielt das U-Bahnnetz eine sehr wichtige Rolle im

Nahverkehr. Das Straßennetz Südkoreas umfasst eine Gesamtlänge von 97.252 km, von denen 74.641 km asphaltiert sind.

Seoul hat die schwerste Luftverschmutzung aller Städte in den Mitgliedsstaaten der OECD vorzuweisen. Das Land verfügt

über ein gut ausgebautes Stadtbusnetz sowie ein überregionales Busnetz. Der wichtigste Flughafen für den internationa-

len Verkehr ist der 2001 gebaute Incheon International Airport in der Nähe von Seoul. Für den nationalen Luftverkehr

sind der Flughafen Gimpo (bei Seoul) und weitere Flughäfen bei Busan, Jeju, Daegu und Gwangju von größerer Bedeu-

tung. Aufgrund seiner Lage wickelt Südkorea einen großen Teil seines Handels über Seehäfen ab. Die wichtigsten Häfen

sind Incheon und Gunsan an der Westküste, Mokpo, Jinhae und Masan an der Südküste, sowie Busan, Donghae, Ulsan

und Pohang an der Ostküste.2324

In den 1960er Jahren war Südkorea weitgehend landwirtschaftlich geprägt, während der Norden den industriellen

Schwerpunkt bildete. Durch eine exportorientierte Industrialisierungsstrategie entwickelte sich Südkorea in wenigen

Jahren zu einer Industrienation. Dank einer umfangreichen Reformpolitik überstand das Land sowohl die „Asien-Krise“

1997/1998 als auch die internationale Finanz- und Wirtschaftskrise 2008/2009 sehr gut. Das BIP belief sich im Jahr

2013 auf 912,22 Mrd. EUR. Die Exporte des Landes lagen bei einem Wert von 557,3 Mrd. USD (562 Bill. KRW).25 Demge-

genüber standen Importe im Wert von 516,6 Mrd. USD (521 Bill. KRW). Die Arbeitslosenquote lag im Juli 2014 bei 3,6

Prozent. Die offizielle Währung ist der südkoreanische Won (KRW).26

Die wichtigsten Handelspartner Südkoreas sind China, Japan, die EU, die USA, Saudi-Arabien und Australien. Wichtigste

Ausfuhrgüter 2012 waren Ölprodukte, Pkws, chemische Erzeugnisse, Elektronikerzeugnisse, Schiffe und Schiffsteile.

Wichtigste Einfuhrgüter waren Erdöl, Erdgas, Halbleiter, Pkws und Schalttechnik/ Steuertechnik.

Südkorea ist eine demokratische Republik mit Präsidialverfassung. Es besteht eine eingeschränkte Selbstverwaltung der

Kommunen und Provinzen. Das Staatsoberhaupt der Republik Korea ist der direkt vom Volk gewählte Präsident. Er wird

für jeweils fünf Jahre gewählt und kann nicht wiedergewählt werden. Er ist der höchste Vertreter der Republik und ist

Befehlshaber der Armee. Amtierende Präsidentin ist Park Geun-hye. Seit Februar 2013 ist Jung Hong-wonder Premier-

minister. Dieser wird vom Präsidenten ernannt und leitet die Regierung. Das Ein-Kammer-Parlament, die Nationalver-

sammlung, hat 300 Sitze. Derzeit ist die konservative Grand National Party (GNP), auch Saenuri Party, die stärkste Kraft

im Parlament (156 Sitze). Zweitstärkste Fraktion ist die im März 2014 gegründete sozial-liberale New Politics Alliance for

Democracy. 27

21 KPMG, 2012 22 Wikipedia, 2014 23 Korea Info, 2014 24 Wikipedia, 2014 25 CIA, 2014 26 Tradingeconomics, 2014 27 Wikipedia, 2014

http://de.wikipedia.org/wiki/Buddhismus

http://de.wikipedia.org/wiki/OECD

http://de.wikipedia.org/wiki/Seehafen

http://de.wikipedia.org/wiki/Republik

http://de.wikipedia.org/wiki/Direktwahl

http://de.wikipedia.org/wiki/Pr%C3%A4sident_der_Republik_Korea

16


Südkorea ist Mitglied folgender internationaler Organisationen: UNO (1991), Weltbank (1955), Internationaler Wäh-

rungsfonds (IWF – 1955), Asiatische Entwicklungsbank (1966), Welthandelsorganisation (WTO – 1995), Organisation für

wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD – 1996), Asia-Pacific Economic Cooperation (APEC - 1989)

und der United Nations Economic and Social Commission for Asia and the Pacific (ESCAP – 1954).28

Risikobewertung und kritische Faktoren

Die Abb. 4 zeigt die Risikobewertung Südkoreas und Deutschlands im Vergleich. Die Abbildung stellt nur eine Auswahl

der durch das World Economic Forum (WEF) im Global Competitiveness-Report 2013 - 14 betrachteten Indikatoren dar.

Dargestellt sind vor allem Kriterien, die für den Erneuerbare-Energien-Bereich wichtig sein können. Je niedriger der

Rang (je näher am Zentrum), desto positiver die Bewertung. Im Report schneidet Südkorea vor allem im Bereich Qualität

der Gesamtinfrastruktur positiv ab. Im Vergleich zu Deutschland fallen die hohen Handelszölle und die schlechte Verfüg-

barkeit von Finanzdienstleistungen negativ ins Gewicht.

Abb. 4: Risikobewertung Südkorea29

Im Global Competitiveness-Report 2013 - 14 des WEF nimmt Südkorea den 25. Platz im Länderranking ein und erhält

eine im Ländervergleich eher positive Bewertung (vgl. Tab. 2). Insgesamt werden vom WEF 148 Länder betrachtet.

Der Bewertung des Global Competitiveness-Report zufolge fußt die Wettbewerbsfähigkeit auf zwölf Säulen, die in drei

Kategorien (Basisdaten, Effizienztreiber und Q & I) zusammengefasst werden (vgl. Tab. 2). Die durch Institutionen, den

Faktormarkt getriebenen Basisdaten gehen zu 20 Prozent in die Gesamtbewertung ein. Die Effizienztreiber gehen zu 50

Prozent ein, die dritte Kategorie Q & I (Qualität des Geschäftsumfeldes und Innovation) zu 30 Prozent. Die einzelnen

zwölf Säulen setzen sich aus verschiedenen Indikatoren zusammen, von denen eine Auswahl in der Tabelle betrachtet

wird. Insgesamt werden 148 Länder in die Betrachtung einbezogen. Im Vergleich zu Deutschland fallen besonders die

28 KPMG, 2012 29 WEF, 2013

5560

23

39

9661

92

75

3033

0

20

40

60

80

100

120

140

160Eigentumsrechte

Unternehmenskosten ausKriminalitiätsgründen

Qualität Gesamtinfrastruktur

Qualität Stromangebot

Handelszölle

Flexibilität der Lohnstruktur

Verfügbarkeit vonFinanzdienstleistungen

Verfügbarkeit lokalerFinanzdienstleistungen

Qualität lokalerAngebotsmarkt

VerfügbarkeitWissenschaftler/ Ingenieure

Südkorea

Deutschland

17


Infrastruktur sowie z.B. die Ausbildung oder auch Innovation negativ ins Gewicht. Positiv dagegen wird Südkorea im

Bereich Makroökonomisches Umfeld und Gesundheit, Grundschule im Vergleich zu Deutchland bewertet.

Tab. 2: Länderspezifische Risikobewertung Südkorea30

Kriterium Südkorea Deutschland

(Rang)

Basis

date

n

Gesamtrang 25 4

Institutionen (Eigentumsrechte, Unabhän-

gigkeit Justiz)

74 16

Infrastruktur 11 3

Makroökonomisches Umfeld 9 30

Gesundheit, Grundschule 18 22

Eff

izie

nztr

eib

er

höhere Bildung und Ausbildung 19 5

Effizienz der Gütermärkte (benötigte Zeit für

Unternehmensgründung, Wettbewerbsin-

tensität, Besteuerung, Zollvorschriften)

33 21

Effizienz des Arbeitsmarkts 78 53

Entwicklung des Finanzmarkts (Berücksich-

tigung von Kapitalstrombeschränkungen)

81 32

technologische Reife 22 15

Marktgröße 12 5

Q &

I Qualität des Geschäftsumfelds 24 3

Innovation 17 7

Die Abb. 5 fasst eine unabhängige Befragung des World Economic Forum zusammen. Lokale Führungskräfte wählen aus

einem Pool von 15 Faktoren fünf Faktoren aus, die am problematischsten bei der Geschäftstätigkeit in Südkorea gesehen

werden. Diese sechs Faktoren wurden von den Führungskräften von 1 (am problematischsten) bis 5 (problematisch) be-

wertet. Die Ergebnisse sind in der Grafik nach ihrer Häufigkeit der Nennung als kritische Faktoren prozentual abgebildet.

So sehen knapp 17 Prozent den Zugang zu Finanzierungen und knapp 16 Prozent die ineffiziente Bürokratie als kritisch in

Südkorea an.

30 WEF, 2013

18


Abb. 5: Kritische Faktoren in Südkorea31

31 WEF, 2013

16,5%

16,1%

15,2%

8,6%

8,2%

7,1%

Zugang zu Finanzierungen

ineffiziente Bürokratie

Politische Stabilität

restriktive Arbeitsvorschriften

Steuervorschriften

Korruption

19


2 Energiesituation

2.1 Energiemarkt

Südkorea ist der neuntgrößte Energieverbraucher der Welt. Aufgrund fehlender eigener Energieträger ist das Land zu 97

Prozent von Energieimporten abhängig.32 Im Jahr 2013 war es der zweitgrößte Importeur von Flüssiggas (LNG), der

viertgrößte für Kohle und der fünftgrößte für Erdöl und seine Derivate. 42 Prozent des Primärenergiebedarfs werden mit

Hilfe von Erdöl und seinen Derivaten gedeckt.33

Abb. 6: Primärenergieverbrauch nach Energieträgern in % (Stand: 2011)34

Das Land konsumiert täglich 2,3 Mio. Barrel Öl. Aufgrund geringer eigener Reserven, wird Erdöl zu 100 Prozent und

meist in Form von Rohöl importiert. Hauptlieferanten sind Saudi-Arabien, Kuwait und die Vereinigten Arabischen Emi-

rate.35 Drei der zehn größten Raffinerien weltweit befinden sich in Südkorea. Der Erdölverbrauch schwankt entsprechend

der wirtschaftlichen Entwicklung im Land (vgl. Abb. 7).

32 EIA, 2014 33 EIA, 2014 34 EIA, 2014 35 EIA, 2014

42

29

17

13

1

Erdöl

Kohle

Gas

Kernenergie

Erneuerbare Energien

20


Abb. 7: Erdölverbrauch 1991 bis 2011 (in Mio. Barrel/Tag)36

Im Jahr 2013 lag der durchschnittliche Tagesimport bei rund 2,5 Mio. Barrel Erdöl. Im Jahr 2012 kam es aufgrund des

Importvolumens aus dem Iran zu Spannungen mit den Vereinigten Staaten, die das verhängte Handelsembargo verletzt

sahen. Die Meinungsverschiedenheiten wurden Ende des Jahres 2013 beigelegt.37

Wichtigster Akteur auf dem Ölmarkt ist die staatliche Korea National Oil Corporation (KNOC). Sie dominiert den natio-

nalen Upstream-Sektor. International hat der Konzern in den letzten Jahren, über Aufkäufe und Investitionen in ver-

schiedenste Projekte, die eigenen Reserven und Produktionskapazitäten ausbauen können. Im Jahr 2012 verfügte man

über 231.000 Barrel Tagesproduktionskapazität und Erdöl- und Erdgasreserven in Höhe von 1,3 Mrd. RÖE. Unter ande-

rem besitzt die KNOC Ölfeldbeteiligungen in Mexiko und Vietnam. Außerdem verfügt das Unternehmen über Anteile an

Ölschieferfeldern in Nordamerika. Insgesamt ist das Staatsunternehmen an 226 Projekten beteiligt, von denen 84 bereits

die Produktion aufgenommen haben (Stand: Februar 2013). KNOC ist weltweit an Explorationsprojekten interessiert, um

seine Reserven aufzustocken und die Versorgung Koreas mit Erdöl zu sichern (vgl. Abb. 8).

36 EIA, 2014 37 EIA, 2014

21


Abb. 8: Wichtigste internationale Explorationsvorhaben der KNOC38

Im Downstream- Bereich ist das Unternehmen SK Energy mit rund einem Drittel des Marktes für Erdölprodukte Markt-

führer, gefolgt von GS Caltex, S-Oil und Hyundai Oilbank. Die heimischen Ölkonzerne sind traditionell im Bereich Wei-

terverarbeitung von Rohöl tätig, wenden sich aber in den letzten Jahren zunehmend dem nationalen und in größerem

Ausmaß internationalen Explorationsgeschäft zu.39

Abb. 9: Erdölbecken (gelbe Fläche) und Erdölbohrungen (rot)40

Die in Abb. 9 abgebildeten Bohrungen gingen bis in rund 150 m Tiefe. In naher Zukunft sollen Tests bis 300 m durchge-

führt werden.

38 EIA, 2014 39 EIA, 2014 40 EIA,2014

22


Abb. 10: Hauptlieferanten Erdöl in Prozent (Stand: 2011)41

Südkoreas wichtigster Lieferant für Erdöl ist mit gut einem Drittel Saudi-Arabien. Südkorea verfügt über modernste Raf-

finerieanlagen und sehr große Kapazitäten (Tab. 3) zur Verarbeitung von Erdöl.

Tab. 3: Raffinerieanlagen (Stand: Dezember 2013)42

Eigentümer Standort Kapazität in

Tausend Barrel/ Tag

SK Innovation Ulsan 840

GS Caltex Corp Yeosu 775

S-Oil Corp Ulsan 669

Hyundai Corp Daesan 390

SK Innovation Inchon 275

Hyundai Corp Daesan 9,5

Gesamt 2.958,5

Die Raffinerien des Landes wurden in den letzten Jahren modernisiert und gehören weltweit zu den fortschrittlichsten

ihrer Art. Erdölprodukte werden v. a. nach China, Singapur und Indonesien exportiert.43 An den Standorten Inchon und

Daesan sollen noch im Jahr 2014 zusätzliche Kapazitäten von rund 245.000 Barrel/Tag entstehen. Südkoreanische Un-

ternehmen bauen v.a. im Mittleren Osten Raffinerien in Kooperation mit dort ansässigen Konzernen.

Der Staatskonzern KNOC vergrößert kontinuierlich sein Ölspeicherkapazitäten, um Südkorea zu einem der wichtigsten

Ölhandelspunkte des Fernen Ostens zu machen. Im Jahr 2013 ging ein Speicher mit einer Kapazität von 8,2 Mio. Barrel

in Yeosu online. Weitere 28,4 Mio. Barrel Tageskapazität sollen bis ins Jahr 2017 zugebaut werden.44

41 EIA, 2014 42 EIA, 2014 43 EIA, 2014 44 EIA, 2014

34

16 12

10

9

5

4

10 Saudi Arabien

Kuwait

VAE

Irak

Katar

Iran

Russland

andere

23


Trotz der Investitionen in den Erdölsektor möchte das Land dessen Anteil bis ins Jahr 2017 auf rund ein Drittel des Pri-

märenergieverbrauchs senken (2012: 41 Prozent). Dies soll v. a. durch eine Ausweitung der Nutzung von Erdgas, erneu-

erbarer Energien und Kernenergie erreicht werden.

Korea ist auch bei der Erdgasversorgung nahezu vollständig vom Ausland abhängig. Aufgrund seiner geopolitischen Lage

zu Nordkorea besitzt das Land keinerlei internationale Pipelineverbindungen. Erdgas wird zu 100 Prozent über den See-

weg in Form von verflüssigtem Erdgas (LNG) importiert. Das Land ist nach Japan der zweitgrößte Importeur jenes Ener-

gieträgers.

Die südkoreanische Regierung geht davon aus, dass der nationale Verbrauch von Erdgas weiter steigen wird (durch-

schnittlich 1,7 Prozent jährlich bis 2035). Die Erdgasreserven des Landes fallen mit geschätzten drei Mrd. m3 niedrig aus.

Das einzige nationale Gasfeld ist Donghae-1. Es trägt mit 0,56 Mrd. m3/Jahr jedoch nur unwesentlich (1,3 Prozent des

nationalen Verbrauchs in 2010) zur Deckung des Erdgasbedarfs bei. Donghae-1 wird vom Erdölkonzern KNOC noch bis

ins Jahr 2018 betrieben werden. Danach soll es in eine Offshore-Speicheranlage für importiertes Erdgas umgewandelt

werden. Im Zuge der Ausweitung der Explorations- und Förderaktivitäten im Ausland hat die KOGAS (s. u.) ihr Engage-

ment diesbezüglich erhöht. Das Unternehmen verfügt über Anteile an Erdgasunternehmen in Katar, dem Jemen und dem

Oman.45

Der LNG-Markt wird vom staatlichen Erdgasunternehmen Korea Gas Corporation (KOGAS) dominiert. Der Konzern ist

der größte LNG-Importeur weltweit und verfügt über ein Quasimonopol in den Bereichen Einkauf, Import und Vertei-

lung von Erdgas in Südkorea.46 Der Konzern betreibt das rund 3.561 km lange Pipelinenetz des Landes. Bis ins Jahr 2016

sollen 755 km zugebaut werden. Die KOGAS gehört zu 51,9 Prozent dem koreanischen Staat.

Im Downstream-Bereich sind 30 Verteilerunternehmen tätig. Deren Aufgabe ist es fest definierte Versorgungsgebiete als

Alleinversorger zu beliefern und das Gas zu einem staatlich regulierten Preis bei KOGAS zu erstehen.47 Die Verbraucher-

preise werden von der Regierung festgelegt.

45 Dena, 2013 46 EIA, 2014 47 EIA, 2014

24


Abb. 11: Erdgaspipelinesystem48

Im Jahr 2013 bezog Korea sein LNG (rund 56,4 Mrd. m3 in 2013) vor allem aus Katar, Indonesien, Malaysia und dem

Oman. Das Land hat seine Bezugsquellen für Erdgas in den letzten fünfzehn Jahren diversifiziert, nachdem man noch im

Jahr 2000 über die Hälfte des Energieträgers aus Indonesien bezogen hatte. Außerdem ist KOGAS in den Markt für

Schiefergas in Nordamerika eingestiegen. Ab 2017 möchte man von der Sabine Pasa-Gasifizierungsanlage in den Verei-

nigten Staaten über eine Laufzeit von 20 Jahren LNG beziehen.49

KOGAS verfügt über 97 Prozent der Kapazitäten der Regasifizierungsanlagen für LNG. Man betreibt die drei wichtigsten

Anlagen (Pyongtaek, Incheon, Tong-Yeong). Die Unternehmen Pohang Iron and Steel Corporation (POSCO) und Mitsub-

ishi Japan betreiben eine weitere, wesentlich kleinere Regasifizierungsanlage in Gwangyang.50 In Boryeong soll eine Re-

gasifizierungsanlage mit einer Jahreskapazität von 4,1 Mrd. m3/ Jahr errichtet werden. Die Anlage soll im Jahr 2016 on-

line gehen. An der Nordwestküste Koreas entsteht in Samcheok eine Regasifizierungsanlage (11,3 Mrd. m3) für russisches

Gas aus Vladivostok.

Südkorea verfügt über geringe Reserven von Kohle (139 Mio. Tonnen). Von diesen wurden im Jahr 2012 rund 2,3 Mio.

Tonnen gefördert. Der Jahresverbrauch liegt bei 136 Mio. Tonnen. Südkorea ist der viertgrößte Importeur von Kohle.

Australien (40 Prozent) und Indonesien (29 Prozent) sind die größten Lieferanten für den Energieträger.51 Nahezu zwei

Drittel der Kohle werden verstromt.

In Südkorea wurden im Jahr 2012 rund 495 TWh Strom erzeugt. Seit Anfang des Jahrtausends hat die Stromproduktion

im Land um durchschnittlich fünf Prozent pro Jahr zugenommen. Der Zuwachs wird bis ins Jahr 2017 auf 3,7 Prozent

zurückgehen. Das weitere Wachstum wird v. a. durch verstärkten Verbrauch im Industriesektor getrieben. Es werden in

der Hauptsache fossile Energieträger (v. a. Kohle, Erdgas) genutzt, gefolgt von Kernenergie. Erneuerbare Energien liefern

lediglich zwei Prozent der Produktionsmenge (9,9 TWh/Jahr). Die Regierung möchte in Zukunft hauptsächlich die Berei-

48 Dena, 2013 49 EIA, 2014 50 Dena, 2013 51 EIA, 2014

25


che Kernenergie und Offshore-Windanlagen zur Deckung des Strombedarfs ausbauen. Auch Solar- und Gezeitenkraft-

werke sollen verstärkt zur Stromerzeugung herangezogen werden.

Abb. 12: Stromerzeugung 2001 bis 2011 (in TWh)52

Seit dem Jahr 2001 sollte der koreanische Strommarkt liberalisiert werden. Dies gelingt jedoch nur bedingt, da die

Marktmacht des ehemaligen Staatsmonopolisten noch immer zu groß ist. Das staatliche Elektrizitätsunternehmen Korea

Electric Power Corporation (KEPCO) war alleiniger Eigner und Betreiber der gesamten Stromerzeugungskapazitäten und

der Netzinfrastruktur im Land. Im Jahr 2001 wurden die Produktionskapazitäten der KEPCO in sechs Firmen ausgela-

gert. Diese sind noch immer mit dem Mutterkonzern gesellschaftlich verbunden (mit Ausnahme der Korea Nuclear and

Hydro Power Company) und so hält KEPCO rund 82 Prozent der Elektrizitätserzeugungskapazitäten Südkoreas. Strom

wird an der Börse Korean Electricity Power Exchange (KPX) gehandelt. Die KPX fungiert auch als Übertragungsnetzbe-

treiber und koordiniert die Großhandelsaktivitäten auf dem Strommarkt. KEPCO dominiert weiterhin den Endkunden-

markt bzw. die Verteilung und den Transport von Elektrizität.53

Die Tarife für Endverbraucher werden von staatlicher Seite festgelegt und sind im internationalen Vergleich nicht wett-

bewerbsfähig. Vor allem Industriekunden und einkommensschwache Haushalte profitieren von niedrigen Strompreisen,

welche unter den Erzeugungskosten liegen. Das Sparen von Strom ist unpopulär. Der Verbrauch überschreitet oft das

Stromangebot, was zu Stromausfällen führt. Als Reaktion wurden die Stromtarife erhöht (vgl. Kapitel 2.2). Ein weiterer

Schritt, um den Stromverbrauch der Bevölkerung besser in den Griff zu bekommen, wurde im Februar 2012 bekannt

gegeben: Bis ins Jahr 2016 sollen 50 Prozent aller Haushalte mit intelligenten Stromzählern ausgestattet sein. Insgesamt

sollen zehn Mio. Einheiten in fünf Jahren installiert werden. Das Projekt wird von der staatlichen KEPCO koordiniert und

von den Unternehmen LS Industrial Systems Co., Iljin Electric Co. und Nuri Telecom Co. umgesetzt. Das Projektvolumen

beläuft sich auf 953 Mio. Euro.54

Die Nah- und Fernwärmeversorgung von Gebäuden und Industrieanlagen ist in Südkorea v.a. in Städten weit verbreitet.

2013 verfügten 2,2 Mio. Haushalte (14,5 Prozent der Bevölkerung) über einen Nah- bzw. Fernwärmeanschluss. Die meis-

ten dieser Haushalte befinden sich in der Region Seoul. Die installierte Leistung im Bereich KWK nahm in den letzten

Jahren stetig zu (vgl. Abb. 14). Der Großteil der Heizungen und Heizwerke in Südkorea werden mit Erdgas befeuert. Ins-

52 EIA, 2014 53 EIA, 2014 54 Bloomberg, 2012

26


gesamt existierten in Korea im Jahr 2011 82 Fernwärmekraftwerke, die 112 Netze belieferten. Deren thermische Kapazität

lag bei 38,3 GW.55 Spezielles Interesse hat Korea an der Anwendung von Brennstoffzellen und Fernkälteservices im

Sommer.

Abb. 13: Überblick Nah- und Fernwärmeanwendungen (Stand: 2013)56

Abb. 14: KWK-Anlagen (installierte Leistung in GW 2006 - 2011; blau = Industrie, violett = Siedlungs-

wärmenetze)57

Der größte Wärmeversorger Südkoreas ist die Korea District Heating Corporation (KDHC). KDHC ist gleichzeitig der

größte Fernwärmeversorger der Welt und versorgt 1,1 Mio. Haushalte (50 Prozent der Kunden).58 Das Unternehmen

erzeugt jährlich 11,6 TWh Wärme. 90 Prozent davon werden zur Beheizung von Wohnungen verwandt. In den nächsten

Jahren wird das Unternehmen vier neue KWK-Anlagen mit einer Stromerzeugungsleistung zwischen 99 und 515 MW und

55 IEA, 2013 56 IEA, 2013 57 IEA, 2013 58 IEA, 2013

27


einer ebenso großen Wärmeleistung bauen. Die Kraftwerke sollen mit importiertem LNG betrieben werden. Andere

Fernwärmeversorger sind GS Energy, die Stadt Seoul, die nationalen Gasversorger, lokale Müllunternehmen und andere

Privatunternehmen.59 Bislang verfügt KDHC über KWK-Anlagen mit einer Stromerzeugungsleistung von 709 MWel.

KEPCO betreibt KWK-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 2.188 MWel in Bundang, am Südrand von Seoul und in

Goyang am Nordrand der Metropole. Die erzeugte Wärme wird ebenfalls ins Netz von KDHC eingespeist. Insgesamt ver-

fügt KDHC über ein Wärmeleitungsnetz von 1.435 km.

Tab. 4: Entwicklung Fernkälte 2007 bis 201160

2007 2009 2011

Installierte Leistung

in MWth 61 67 1.944

Vertrieb in MWhth 24.073 87.527 181.495

In den Jahren 2009 bis 2011 machten Kälteerzeugungsanlagen einen erheblichen Sprung in punkto Kapazität (vgl. Tab

4). In erster Linie findet die Technologie in neuen und speziell ausgewiesenen Siedlungsgebieten im Nordwesten des

Landes Anwendung.61

Die nationale Kapazität für Brennstoffzellen-KWKs erreichte im Jahr 2013 62 MWel. Die Unternehmen POSCO Energy,

Korea Hydro Nuclear Power (KHNP; zu POSCO) und Samchully Gas Co. haben im Jahr 2012 mit der Errichtung einer

Anlage mit insgesamt 58,5 MWel begonnen. Diese befindet sich in Hwaseong und hat im Jahr 2013 die Produktion auf-

genommen. Die Anlage erzeugte 464 GWh Strom und 227 GWh Wärme. Über das Fernwärmenetz werden 135.000

Haushalte versorgt.62

2.2 Energieerzeugungs- und –verbrauchsstruktur

Wie Tab. 5 zeigt, ist Südkorea sehr stark von Energieimporten abhängig. Wichtigster heimisch produzierter Primärener-

gieträger sind nukleare Energieträger. Kohle, Rohöl, Erdölderivate und Erdgas müssen in ihrer Mehrheit importiert wer-

den. Aufgrund seiner großen Raffineriekapazitäten kann Südkorea Erdölderivate exportieren.

Tab. 5: Primärenergieträgerbilanz (in ktRÖE) (Stand: 2012)63

Kohle Rohöl

Erdöl-

deri-

vate

Erd-

gas

Kern-

ener-

gie

Wasser-

kraft

Geother-

mie und

PV

Biomas-

se

und Müll

Wär-

me

Produktion 932 718 0 391 39.176 341 299 4.276 82

Import 76.079 131.070 37.436 42.84

0 0 0 0 0 0

Export 0 -356 -58.463 0 0 0 0 0 0

59 COSPP, 2014 60 IEA, 2013 61 IEA, 2013 62 IEA, 2013 63 IEA, 2014a

28


Kohle Rohöl

Erdöl-

deri-

vate

Erd-

gas

Kern-

ener-

gie

Wasser-

kraft

Geother-

mie und

PV

Biomas-

se

und Müll

Wär-

me

internationale

Marinebunker 0 0 -8.523 0 0 0 0 0 0

internationale

Flugtreibstoffdepots 0 0 -4.050 0 0 0 0 0 0

Veränderung im Lager-

bestand 69 -927 318 1735 0 0 0 0 0

Gesamt 77.080 130.505 -33.282 44.96

6 39.176 341 299 4.276 82

Tab. 6: Endenergieverbrauch nach Verbrauchergruppen (Stand: 2011 und 2012)64

Verbrauchergruppe 2011

in ktoe

2011 in

Pro-

zent

2012 in

ktoe

2012 in

Prozent

Industrie 47.654 29,51 47.327 28,44

Transport 29.424 18,22 30.241 18,18

Haushalte 20.143 12,47 20.290 12,19

Private und öffentliche

Dienstleistungen 20.159 12,48 20.962 12,60

Land- und

Forstwirtschaft 1.928 1,19 2.033 1,22

Fischerei 940 0,58 948 0,57

nicht-spezifizierte Verbräuche 1.146 0,71 1.167 0,70

nicht-energetischer Verbrauch 40.101 24,83 43414 26,09

Gesamt 161.495 100,00 166.382 100,00

Die Industrie repräsentiert das größte Verbrauchersegment in Südkorea, gefolgt vom nicht-energetischen Verbrauch.

Hierbei handelt es sich v.a. um den Verbrauch von Erdölderivaten in der chemischen und petrochemischen Industrie.65

Trotz der hohen Importabhängigkeit bei den fossilen Energieträgern machen diese rund 89 Prozent (73 GW) der national

installierten Stromerzeugungsleistung aus (vgl. Tab. 7)

64 IEA, 2014b 65 IEA, 2014b

29


Tab. 7: Installierte Kapazitäten zur Stromerzeugung (Stand: 2012)66

Erzeugungsart GW Prozent

Kohle 24,6 30

Gas 20,5 25

Kernenergie 20,5 25

Öl 7,4 9

Wasserkraft 6,6 8

erneuerbare Energien 2,5 3

Gesamt 81,9 100

Tab. 8: Stromerzeugung nach Erzeugungsart (Stand: 2011 und 2012)67

Erzeugungsart in GWh

2011

in Prozent

2011

in GWh

2012

in Pro-

zent

2012

Kohle 224.518 42,91 239.347 44,77

Erdöl 16.631 3,18 21.168 3,96

Gas 115.717 22,11 111.937 20,94

Biomasse 992 0,19 964 0,18

Abfälle 647 0,12 700 0,13

Kernenergie 154.723 29,57 150.327 28,12

Wasserkraft 7.831 1,50 7.652 1,43

PV 917 0,18 1.103 0,21

Wind 863 0,16 917 0,17

Andere Stromquellen 447 0,09 503 0,09

Gesamt 523.286 100,00 534.618 100,00

Die verschiedenen Energieträger haben bezüglich der jeweiligen Stromerzeugungsmengen in den Jahren 2011 und 2012

in etwa den gleichen Stellenwert. Es dominieren die fossilen Energieträger.

Kohle ist mit Abstand der wichtigste Energieträger zur Produktion von Strom. Erdgas- und Kernkraftwerke spielen eben-

falls eine große Rolle bei der Stromerzeugung in Korea.

Größter Verbrauchssektor für Elektrizität ist die Industrie, welche in den Jahren 2011 und 2012 über die Hälfte des nati-

onalen Stromverbrauchs ausmacht (vgl. Tab. 9).

66 EIA, 2014 67 IEA, 2014b

30


Tab. 9: Stromverbrauch nach Sektoren (Stand: 2011 und 2012)68

Verbrauchsgruppe in GWh

2011

in Prozent

2011

in GWh

2012

in Pro-

zent

2012

Industrie 246.046 52,3 250.643 52,06

Transport 2.246 0,5 2.250 0,47

Haushalte 61.863 13,1 63.893 13,27

Gewerbe und

öffentliche Dienstleis-

tungen

149.883 31,8 152.546 31,69

Land- und

Forstwirtschaft 8.409 1,8 9.601 1,99

Fischerei 2.166 0,5 2.472 0,51

Gesamt 470.613 100 481.405 100,00

Tab. 10: Wärmeerzeugung nach Energieträgern (Stand: 2011 und 2012)69

Erzeugungsart in TJ

2011

in Prozent

2011

in TJ

2012

in Pro-

zent

2012

Kohle 58.543 28,77 56.346 25,67

Erdöl 49.648 24,40 50.503 23,01

Gas 68.453 33,64 80.087 36,48

Biomasse 2.057 1,01 2.704 1,23

Abfälle 21.026 10,33 26.448 12,05

Andere Wärmequellen 3.767 1,85 3.420 1,56

Gesamt 203.494 100,00 219.508 100,00

Kohle und Gas sind die wichtigsten Energieträger zur Deckung des Wärmebedarfs. Gemeinsam decken sie rund 62 Pro-

zent der Wärmeproduktionsmenge (Tab. 10).

Tab. 11: Wärmeverbrauch nach Sektoren (Stand: 2011 und 2012)70

Verbrauchsgruppe in TJ in Prozent in TJ in Prozent

Industrie 101.824 54,1 89.104 42,8

Haushalte 75.528 40,1 78.864 37,9

Gewerbe und

öffentliche Dienstleistungen 10.937 5,8 40.289 19,3

Gesamt 188.289 100,0 208.257 100,0

68 IEA, 2014b 69 IEA, 2014b 70 IEA, 2014b

31


Wie Tab 11 illustriert, hat v.a. der öffentliche und private Dienstleistungssektor beim Verbrauch sehr stark zugelegt. Der

Verbrauchswert hat sich nahezu vervierfacht.

Tab. 12: Produktionsmengen Erdöl und Erdölprodukte (Stand: 2011)71

Produkt

In

1.000 Ton-

nen

2011

in Prozent

2011

in 1.000

Tonnen

2012

in Prozent

2012

Rohöl 39 0,03 36 0,03

Nafta 22.953 19,81 24.315 20,44

Flüssiggas 1.579 1,36 1.487 1,25

Benzin 13.673 11,80 15.306 12,86

Kerosin 19.534 16,86 20.684 17,38

Diesel 39.604 34,18 41.874 35,19

Schweröl 18.496 15,96 15.282 12,84

Gesamt 115.878 100,00 118.984 100,00

Die Produktionsmengen und Strukturen für Erdöl und seine Derivate blieben in den Jahren 2011 und 2012 auf ähnlichem

Niveau (Tab. 12).

Tab. 13: Treibstoffpreise (Stand: April 2014)72

Treibstoff KRW/ Liter Euro/ Liter

Diesel 1.689 1,21

Benzin 1.876 1,34

Autogas 1.096 0,79

Sowohl die Preise für Strom als auch jene für Gas sind in den letzten Jahren gestiegen. Anfang des Jahres 2013 wurden

die Preise um vier Prozent angehoben. Im November 2013 stiegen sie um weitere 5,4 Prozent. Mit einem Anstieg von 6,4

Prozent sind Industrieunternehmen am stärksten von der Erhöhung betroffen.73

Die Tarifstruktur des Monopolisten KEPCO ist äußerst komplex. Tarife gliedern sich nach Verbrauchergruppe (Haushalt,

Industrie, Landwirtschaft, Bildungsträger, Straßenbeleuchtung….), Zeit (peak, off-peak, mid-peak), Anschlussleistung

(Niedrigspannung, Hochspannung) und Lastverlauf-Optionen (Laststunden und -höhe).74 Tarife unterteilen sich wiede-

rum in Anschlusspreise und Arbeitspreise. Bei manchen Kundengruppen wird dieses System durch jahreszeitenspezifi-

sche Tarife ergänzt. Alle Tarife können bei KEPCO unter

http://cyber.kepco.co.kr/kepco/cmmn/fms/FileDown.do?atchFileId=FILE_000000021025089&fileSn=0 abgerufen

werden. Repräsentativ sind hier die Tarife für Haushalte und die Industrie (in Auszügen) dargestellt:

71IEA, 2014c 72 KNOC, 2014 73 Bloomberg, 2013 74 KEPCO, 2013

http://cyber.kepco.co.kr/kepco/cmmn/fms/FileDown.do?atchFileId=FILE_000000021025089&fileSn=0

32


Tab. 14: Tarifstruktur Niederspannungskunden Strom- Haushalt (Stand: November 2013)75

Niederspannung Anschlusstarif

KRW/Haushalt

Arbeitspreis

in KRW/kWh

Anschlusstarif

Euro/Haushalt*

Arbeitspreis

in Euro/kWh*

Haushalte 1- 100 kWh 410 60,70 0,28 0,04

Haushalte 101 - 200 kWh 910 125,90 0,63 0,09

Haushalte 201 - 300 kWh 1.600 187,90 1,10 0,13

Haushalte 301 bis 400 kWh 3.850 280,60 2,65 0,19

Haushalte 401 - 500 kWh 7.300 417,70 5,02 0,29

Haushalte > 501 kWh 12.940 709,50 8,90 0,49

*EZB 2013 (1€=1.453,9KRW)

Tab. 15: Tarifstruktur Hochspannungskunden Strom- Haushalt (Stand: November 2013)76

Hochspannung Anschlusstarif

KRW/Haushalt

Arbeitspreis

in KRW/kWh

Anschlusstarif

Euro/Haushalt*

Arbeitspreis

in Euro/kWh*

Haushalte 1- 100 kWh 410 57,6 0,28 0,0396

Haushalte 101 - 200 kWh 730 98,9 0,50 0,0680

Haushalte 201 - 300 kWh 1.260 147,3 0,87 0,1013

Haushalte 301 bis 400 kWh 3.170 215,6 2,18 0,1483

Haushalte 401 - 500 kWh 6.060 325,7 4,17 0,2240

Haushalte > 501 kWh 10.760 574,6 7,40 0,3952

*EZB 2013

Tab. 16: Tarif Stromkunde Industrie 4kW bis < 300 kW (Stand: November 2013)77

Anschluss-

tarif

KRW/ An-

schluss

Anschluss-

tarif

Euro/ An-

schluss*

Last

Arbeits-

preis

in KRW/

kWh Som-

mer

Arbeits-

preis

in Euro/

kWh Som-

mer*

Arbeits-

preis

in KRW/

kWh Früh-

ling/ Herbst

Arbeits-

preis

in Euro/

kWh Früh-

ling/

Herbst*

Arbeits-

preis

in KRW/

kWh Winter

Arbeits-

preis

in Euro/

kWh Win-

ter*

Option I 6.490 4,46 off-peak 60,5 0,04 60,50 0,04 67,90 0,05

Option I 6.490 4,46 mid-peak 86,3 0,06 65,30 0,04 84,80 0,06

Option I 6.490 4,46 on-peak 119,8 0,08 84,50 0,06 114,20 0,08

Option

II 7.470 5,14 off-peak 55,6 0,04 55,60 0,04 63,00 0,04

Option

II 7.470 5,14 mid-peak 81,4 0,06 60,40 0,04 79,90 0,05

Option

II 7.470 5,14 on-peak 114,9 0,08 79,60 0,05 109,30 0,08

*EZB 2013

75 KEPCO, 2013 76 KEPCO, 2013 77 KEPCO, 2013

33


3 Energiepolitik

3.1 Energiepolitische Administration

Wichtigstes Ministerium des Energiebereichs ist seit dem Jahr 2013 das Ministry of Trade, Industry and Energy (MOTIE;

Ministerium für Handel, Industrie und Energiewirtschaft). Es ist für die Entwicklung und Umsetzung von staatlichen

Programmen im Bereich Energie und Energieeffizienz verantwortlich. Im MOTIE werden die Kompetenzen in diesen

Bereichen gebündelt. Es regelt die Energiewirtschaft, unterstützt Forschung und Entwicklung bezüglich neuer Energie-

technologien und gestaltet internationale Kooperationen in energiewirtschaftlichen Angelegenheiten. Das MOTIE löste

im Jahr 2013 das Minstry of the Knowledge Economy (MKE) als Kompetenzministerium im Bereich Energie ab.78 Das

MOTIE arbeitet in Teilbereichen eng mit folgenden Ministerien zusammen:

Das Ministry for Food, Agriculture, Forestry and Fisheries (MIFAFF) beschäftigt sich in erster Linie im Bereich land-

und forstwirtschaftliche Themen bezüglich der Bereitstellung von Biomasse.

Das Ministry for Land, Infrastructure and Transport (MOLIT) ist im Bereich der Planung von Offshore Windparks in

Kooperation mit dem MOLIT tätig.79

Im Ministry of Education, Science and Technology ist in erster Linie die National Agenda Research Division im Be-

reich erneuerbare Energien engagiert. Im Zentrum der Aktivität steht der internationale akademische Austausch.

Das Ministry of Environment (MoE) ist mit der Aufgabe des Umweltschutzes beauftragt. Hierzu gehören u.a. die Förde-

rung klimafreundlicher Technologien und deren Verbreitung in der heimischen Wirtschaft. Das Ministerium ist auch für

die Umsetzung des Pilotprojektes auf der Insel Jeju verantwortlich. Hierbei handelt es sich um ein Eiland, welches sich

durch hocheffiziente Energienutzung und Energieerzeugung, v.a. durch erneuerbare Energien, auszeichnet. Modernste

Technologien der verschiedenen Erneuerbare-Energien-Erzeugungsarten kommen hier in allen Lebensbereichen der 560

Tausend Inselbewohner zum Einsatz.

Das Ministry of Foreign Affairs und Trade ist für die internationale Vertretung der Branche der erneuerbaren Energien

zuständig.

Während die zentralstaatlichen und regionalen Regierungen für die Gestaltung der Politik verantwortlich sind, obliegt die

Leitung der Politikumsetzung, die Aufsicht über die Verwaltungsorgane und die Koordination der nachhaltigen Projekte

dem Presidential Committee on Green Growth (PCGG), das 2009 gegründet wurde. Das Komitee hat 47 Mitglieder aus

Regierung, Verwaltung und Privatwirtschaft und wird von einem 60-köpfigen Sekretariat unterstützt. Ziel ist die Integra-

tion von Green Growth in alle Aspekte der Gesellschaft. Zum Vorantreiben dieses Ziels verfügt jede Zentral- und Lokalre-

gierung über einen Chief Green Officer. Im Jahr 2013 schien es, als ob das PCGG unter Präsidentin Park Geun-hye an

Einfluss verlieren würde. Es wurde jedoch betont, dass das PCGG trotz Minderung der Mitarbeiterzahl lediglich neu or-

ganisiert wurde. So wolle man beispielsweise, dass die Bürgerbeteiligung bei Entscheidungsfindungsprozessen (Bottom-

up Ansatz) auf dem Gebiet der erneuerbaren Energien erhöht werde.80

Es gibt verschiedene öffentliche Forschungsinstitute, die die Regierung bei der Entwicklung der Energiepolitik unterstüt-

zen.

78 MOTIE, 2014 79 MOLIT, 2014 80 The Korea Herald, 2013

34


Das Korea Energy Economics Institute (KEEI) erstellt Modelle und Szenarien für den koreanischen Energiemarkt. Diese

sind Grundlage für den nationalen Energieplan (Basic Energy Plan) und energiepolitische Entscheidungen der Regierung.

Das KEEI ist auf die Gebiete Strom- und Gasversorgung, KWK und erneuerbare Energien spezialisiert.81

Die Korea Energy Management Corporation (KEMCO) ist im Sammeln von Daten im Energiesektor und die Ausrichtung

der Energiepolitik verantwortlich. Bei der Erhebung von Daten erhält das KEMCO Unterstützung durch das Korea Ener-

gy Statistical Information System (KESIS). Die Schlüsselentscheidungen der Umweltpolitik werden vom Environmental

Preservation Committee gefällt. Den Vorsitz hat der Premierminister. Weitere Mitglieder sind der Umweltminister und

weitere Minister, jeweils abhängig vom Themengebiet. Weitere an das Umweltministerium angeschlossene Körperschaf-

ten sind die National Institution of Environmental Research und das Korean Institute of Environmental Science and

Technology. 82

Die Korea Electricity Commission (KOREC) ist diejenige Organisation, die für die Regulierung des Stromsektors verant-

wortlich ist. Sie wurde im April 2001 gegründet, um einen reibungslosen Übergang hin zur Liberalisierung des Stromsek-

tors zu gewährleisten. Die Kommission besteht aus Experten und Repräsentanten aus verschiedenen Sachgebieten und

ist auf folgenden Gebieten tätig: Implementierung notwendiger Standardisierungen und Maßnahmen für den Betrieb des

Strommarktes, Lizensierung von Marktteilnehmern, Schiedsgericht in Streitfällen zwischen Elektrizitätsunternehmen

und/oder Konsumenten und Prüfung von verdächtigen oder illegalen Unternehmungen zum Schutz der Konsumenten. 83

Auf internationaler Ebene hat die Stadt Songdo im Oktober 2014 den Zuschlag als Hauptsitz des internationalen Green

Climate Fund bekommen. Sie konnte sich u.a. gegen Bonn durchsetzen. Der Klimafonds soll dazu beitragen Entwick-

lungs- und Schwellenländer dabei zu unterstützen, ihre Volkswirtschaften klimafreundlich umzugestalten und an den

Klimawandel anzupassen.84

3.2 Politische Ziele und Strategien

Im August 2008 wurde durch die südkoreanische Regierung eine nationale Vision für die nächsten 60 Jahre verkündet.

Unter den Schlagworten „Low Carbon, Green Growth“ sollten über Jahrzehnte gültige produktionsfixierte und exportori-

entierte Wachstumsparadigmen abgelöst werden. Die wichtigsten Ziele der südkoreanischen Wirtschaftspolitik sind seit-

her die Reduzierung von Treibhausgasemissionen und die Förderung grüner Technologien und Industrien. Ende 2009

wurde 30 Prozent als Ziel zur Minderung des Treibhausgasausstoßes bis 2020 ausgegeben.85 Die Regierung verabschiede-

te mit der National Strategy for Green Growth einen langfristigen Plan, der die Richtung der nachhaltige Entwicklung

Südkoreas bis 2030 bzw. 2035 festlegt. Die Ziele im Bereich Energie lauten:

Erhöhung der Energieeffizienz und Reduktion des Energieverbrauchs: Bis 2030 will die koreanische Regierung die

Energieintensität von 341 tRÖE Energieverbrauch pro erwirtschafteter Million USD des BIP im Jahr 2008 auf 185

tRÖE/Mio. USD (2030) senken. Dadurch wird eine Energieeinsparung von 42 mtRÖE pro Jahr (im Vergleich zu ei-

ner gleich bleibenden Energieintensität) erwartet.

Erhöhung der Versorgung mit regenerativen Energien und Reduktion des Einsatzes fossiler Brennstoffe: Bis 2035

(ursprünglich 2030) soll der Anteil erneuerbarer Energien an der Primärenergieversorgung auf elf Prozent steigen.

81 KEEI, 2014 82 REEEGLE,2014 83Seung-Hoon, 2011 84 Umweltmonitor, 2012 85 Australian Trade Commission, 2010

35


Förderung von innovativen regenerativen Energien: Bis ins Jahr 2030 sollen die erneuerbaren Energietechnologien

Südkoreas mit denen anderer Industriestaaten wettbewerbsfähig sein.

Sicherung des Zugangs zu bezahlbarer Energie für die Bevölkerung: Die Regierung verspricht, dass auch gering ver-

dienende Haushalte weiterhin Zugang zu bezahlbarer Energie haben werden.86

Zur Realisierung dieser Vision wurde im Februar 2009 die Presidential Commission on Green Growth eingerichtet.

Der National Energy Basic Plan ist der umfassende Plan für die energiewirtschaftliche Entwicklung Südkoreas. Er orien-

tiert sich an den Vorgaben durch die Green Growth Strategy und gibt Richtung und Prinzipien für die gesamte Energie-

wirtschaft vor.87 Der Plan soll alle fünf Jahre durch das MOTIE in aktualisierter Form neu veröffentlicht werden. Der

derzeit gültige 2nd Plan bezieht sich auf die Jahre 2013 bis 2035. Hauptinhalte sind: Entwicklung eines angemessenen

Energiemix, Sicherung stabiler Energieversorgung und –nachfrage, Effizienzerhöhung im Energieverbrauch, Akzeptan-

zerhöhung für energiewirtschaftliche Problematiken durch Bürgerbeteiligung.88Spezifisch sieht der 2nd National Energy

Basic Plan Folgendes vor:

Der Erzeugungsanteil der Kernkraft soll von 41 Prozent in 2030 auf 29 Prozent in 2035 gesenkt werden.

Reduktion des Stromverbrauchs um fünfzehn Prozent bis ins Jahr 2035. Dies soll mit Hilfe einer Strompreisreform

und Stromsteuer gefördert werden.

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Energieproduktion soll bis ins Jahr 2035 elf Prozent betragen. Ursprünglich

sollte dieses Ziel bereits 2030 erreicht werden (vgl. Tab 17). Der Anteil erneuerbarer Energien soll in erster Linie

durch die verstärkte Nutzung von Wind- und Solarenergie erhöht werden. Weniger stark möchte man auf den Aus-

bau von Bioenergie und die energetische Nutzung von Abfällen setzen.89

Fünfzehn Prozent des erzeugten Stroms sollen bis ins Jahr 2035 aus dezentraler Erzeugung stammen.

Die geplanten Kohlekraftwerke sollen entsprechend der modernsten verfügbaren Technologie (best available techno-

logy) ausgerüstet werden. Das heißt beispielsweise die Anwendung von Coal to Liquid (Kohleverflüssigung) und car-

bon capture and storage (CO2-Abscheidungs- und Speichertechnologien; CCS).

Ab dem Jahr 2025 sollen alle Neubauten Niedrigenergiehausstandards entsprechen.

Außerdem wird eine Verpflichtung für große Gebäude (> 1.000 m2) eingeführt, welche vorschreibt, dass diese min-

destens zehn Prozent der verbrauchten Wärme aus erneuerbaren Energiequellen beziehen müssen (Renewable Heat

Obligation for Large Buildings). Die Verpflichtung wird voraussichtlich 2016 in Kraft treten.90

Südkorea möchte die Bemühungen für die Umsetzung des sogenannten „East Asia Grid Network“ forcieren. Das

nationale Netz soll über Nordkorea mit dem russischen Netz verbunden werden.91

Der Elektrizitätssektor wird mit Hilfe des National Electric Power Supply Plan organisiert. Er gibt Ziele und Inhalte spezi-

fisch für die Stromwirtschaft vor. Der Plan wird alle zwei Jahre aktualisiert und beinhaltet die Planung für die nächsten

fünfzehn Jahre. Der aktuelle 6th National Electric Power Supply Plan bezieht sich auf die Jahre 2013 bis 2027. Wichtigste

Punkte im aktuellen Plan sind eine Minimierung des Zubaus von Erzeugungskapazitäten durch die Modernisierung des

Verbrauchsmanagements (Smart Meters, intelligente Netze) und die Differenzierung bzw. Anpassung des Preissystems

an die realen Kosten (Brennstoffpreise).92

86 REEEP, 2012 87 Tillvaxtanalys, 2014 88 Tillvaxtanalys, 2014 89 UK Trade & Invest, 2014 90 KEMCO, 2014 91 UK Trade & Invest, 2014 92 Tillvaxtanalys,2014

36


Im Dezember 2008 verabschiedete die koreanische Regierung den 3rd Basic Plan for Technology Development of New

and Renewable Energy (Dritter Basis-Plan für die Entwicklung neuer und erneuerbare Energien). Diese Pläne werden alle

fünf Jahre veröffentlicht. Der vierte Plan wird aller Voraussicht im Jahr 2015 erscheinen. Nach ersten Angaben der Ver-

fasser werden sich die Ziele bezüglich der erneuerbaren Energien nicht zu sehr verändern, da diejenigen in vorhergehen-

den Plänen „sehr optimistisch“ formuliert waren und in weiten Teilen nicht erreicht wurden (vgl. Tab 17). Der Plan gibt

mittel- und langfristige Ziele für die Entwicklung der erneuerbaren Energien vor. Dies geschieht in Abstimmung mit dem

jeweils gültigen Basic Plan (s.o.). Außerdem beinhaltet er die grundsätzlichen Strategien und Aktionspläne zur Errei-

chung dieser. Der 3rd Basic Plan for Technology Development of New and Renewable Energy beinhaltet folgende Haupt-

punkte: Erneuerbare-Energie-Technologien werden in marktreife Technologien (Wind, Bioenergie, Abfälle und Ge-

othermie) und forschungsintensive Technologien (Photovoltaik, Brennstoffzellen) kategorisiert. Klimaanpassungsmaß-

nahmen und Maßnahmen zum Abbau fossiler Energieerzeugungskapazitäten werden vorangetrieben und Entwicklungs-

ziele (mittel- und langfristig) für erneuerbare Energien fixiert.

Tab. 17: Ziele für erneuerbare Energien laut 3rd Basic Plan for Technology Development of New and Re-

newable Energy (in kt RÖE) 2008-203093

2008 2010 2015 2020 2030

Solarthermie 33 40 63 342 1.882

Photovoltaik 59 138 313 552 1.364

Windkraft 106 220 1.084 2.035 4.155

Biotreibstoffe 518 987 2.210 4.211 10.357

Wasserkraft 946 972 1.071 1.165 1.447

Geothermie 9 43 280 544 1.261

Meeresenergie 0 70 393 907 1.540

Abfall 4.688 5.097 6.316 7.764 11.021

Gesamt

erneuerbare Energien 6.360 7.566 11.731 17.520 33.027

Primärenergieproduktion 247.000 253.000 270.000 287.000 300.000

Anteil Erneuerbare

(in Prozent) 2,58 2,98 4,33 6,08 11

Der Plan deckt Investitionen, Technologieentwicklungen, Infrastruktur und Programme zur Förderung erneuerbarer

Energien ab. Die Zuteilung von Mitteln und der Förderung von Investitionen zur Erhöhung der Nutzung erneuerbarer

Energien sollen sich wie folgt gestalten: Die Förderung grüner Technologien wird bis 2030 111,5 Bill. KRW (75,7 Mrd.

EUR) kosten. Ein Drittel hiervon wird durch Steuergelder abgedeckt. 100 Bill. KRW (67,9 Mrd. EUR) sind für die Förde-

rung erneuerbarer Energien gedacht, die restlichen 11,5 Bill. KRW (7,8 Mrd. EUR) zur Entwicklung grüner Technologien.

Bis 2015 strebt die koreanische Regierung Investitionen in erneuerbare Energien in Höhe von 40 Bill. KRW (25,8 Mrd.

EUR) an. Darin enthalten sind 22,4 Bill. KRW (14,4 Mrd. EUR), die von den 30 größten Industriegruppen des Landes bis

2013 investiert werden. Die Regierung stellt voraussichtlich sieben Bill. KRW (4,5 Mrd. EUR) zur Verfügung. Die restli-

93 Park , 2011

37


chen 10,6 Bill. KRW (6,8 Mrd. EUR) kommen aus anderen Quellen des Privatsektors. Nach 2020, wenn erneuerbare

Energien konkurrenzfähiger sind, soll der Anteil der Privatinvestitionen steigen.94

Die Pläne der Regierung bezüglich des Ausbaus der Erneuerbare-Energien-Kapazitäten werden von der Industrie skep-

tisch gesehen. Im Grundtenor sieht man die Ziel- und Zeitvorgaben der Regierung in der Energiewirtschaft zwar als er-

strebenswert, jedoch nicht als verbindlich an. So ist es laut Nikkei Asian Review nicht verwunderlich, dass man Ende des

Jahres 2012 erst 65 Prozent der geplanten Ausbauziele erreicht hat.95

3.3 Gesetze, Verordnungen und Anreizsysteme für erneuerbare Energien

Seit März 2012 gilt der Renewable Portfolio Standard (RPS), der an die Stelle von Einspeisetarifen zur Förderung von

erneuerbaren Energien trat. Das RPS verpflichtet Stromproduzenten mit einer Kapazität von mehr als 500 MW dazu, im

Jahr 2014 mindestens drei Prozent ihres Stroms aus erneuerbaren Energien zu produzieren. Dabei handelt es sich um

insgesamt dreizehn Unternehmen, zu denen die sechs Tochterfirmen der Korea Electric Power Corporation (KEPCO),

Korea District Heating Corporation, Korea Water Resources Corporation, Posco Power, K-Power, GS EPS, GS Power und

Meiya Yulchon Power bzw. Großkonzerne wie Hyundai gehören. Bis 2022 soll der Anteil erneuerbarer Energien auf einen

Anteil von zehn Prozent der Stromerzeugung steigen (vgl. Tab. 18).

Tab. 18: Quotenregelung für erneuerbare Energien und deren Anteil an der Stromproduktion96

Jahr 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Anteil (in Prozent) 2,5 3,0 3,5 4,5 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0

Der RPS ermöglicht es privaten Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen ihre Kapazitäten über ein Quotensystem

an die zur Einspeisung von erneuerbaren Energien (s.o.) verpflichteten Unternehmen abzugeben. Letztgenannte können

so ihre Vorgaben erfüllen, ohne selbst erneuerbare Kapazitäten zubauen zu müssen. Im Rahmen des RPS werden ent-

sprechend oben genannter Vorgaben bis ins Jahr 2016 jährlich 350 MWel im RPS-Prozess vergeben. In den Jahren 2017

bis 2022 sollen jährlich 700 MWel zugebaut werden.

Die dreizehn Anlageneigner (Energiekonzerne und IPPs) haben - wie bereits erwähnt - die Möglichkeit entweder selbst

Anlagen zur regenerativen Energieerzeugung zu errichten oder sogenannte REC (Renewable Energy Certificats) zuzukau-

fen. In jedem Fall muss die vorgegebene Menge an verkauftem Strom aus erneuerbaren Quellen stammen. Das KEMCO

kontrolliert dies, indem es die Einspeisemenge der in der Pflicht stehenden Unternehmen bzw. deren zugekaufte REC

aufaddiert und die Summe mit den Vorgaben vergleicht. Erfüllt ein Unternehmen die Vorgaben nicht wird dies mit einer

Geldstrafe geahndet.97 Fällige Geldstrafen errechnen sich wie folgt: Gefordertes jährliches Produktionsvolumen aus neu-

en und erneuerbaren Energiequellen abzüglich der tatsächlich bereitgestellten Menge (inklusive Zukäufe). Falls hier ein

positiver Wert resultieren sollte wird dies mit 40.000 KRW (27,617 Euro) pro MWh und 150 Prozent multipliziert. Das

Ergebnis der Rechnung entspricht der fälligen Strafzahlung. Der Vergabeprozess von RECs innerhalb des RPS-Systems

wird in Abb. 15 dargestellt.

94 Dena, 2013 95 Nikkei Asian Review, 2014 96 PV-Magazine, 2012 97 Innovation Norway, 2013

38


Abb. 15: Schematische Darstellung des RPS Vergabeprozesses98

1. Aufnahme und Festlegung der Mengenverpflichtung

2. Verifizierung der Anlagen

3. Stromverkauf

4. Bestätigung der Stromliefermenge

5. Anforderung auszustellender Zertifikate

6. Ausgabe der Zertifikate

7. Verkauf der Zertifikate

8. Kauf von Zertifikaten und Bilanzausgleich Erzeugungsportfolio

9. Beglaubigung der Pflichterfüllung

Nach Angaben von KPMG lag der Durchschnittspreis eines REC im Jahr 2012 im Bereich PV bei 184.200 KRW (132,79

Euro) und für alle anderen Erzeugungstechnologien bei 32.331 KRW (23,31 Euro).99

98Eigene Darstellung basierend auf: Innovation Norway, 2013 99 KPMG, 2014

39


Tab. 19: Umsetzungsmechanismen der RPS Verpflichtungen von Unternehmen mit mehr als 500 MW

installierter Stromerzeugungsleistung100

Aufbau von erneuerbaren Ka-

pazitäten REC Contract Market REC Spot Market

Zubau von Anlagen oder monatli-

che Ausstellung von RECs

längerfristiger Handel mit RECs

auf

Vertragsbasis

(einjährige Laufzeit)

kurzfristiger Handel mit RECs

entsprechend Angebot

und Nachfrage (Handelszyklus zweiwö-

chig)

Wie Tab. 19 zeigt haben die verpflichteten Unternehmen (sog. Obligators) die Möglichkeit RECs zu kaufen. Sie können

ihren Bedarf zum einen über längerfristige Verträge absichern (Kapazitäten-Contracting) oder kurzfristig über den Spot-

markt. Als Anbieter treten andere Betreiber von Erneuerbare–Energien-Anlagen auf. Diese gehören nicht zu den Obliga-

tors.

Multiplikatoren spiegeln die Prioritäten der verschiedenen geförderten Energieformen wieder. Jeder Energieerzeugungs-

art ist einem Multiplikator (vgl. Tab. 20) zugeordnet, der entsprechend der staatlichen Interessensschwerpunkte gewich-

tet ist und nach dem sich die Vergütung ausrichtet.

Tab. 20: Gewichtung der RECs für geförderte Erneuerbare-Energien-Technologien101

Multiplikator förderfähige Installation

0,7

solare Freiflächeninstallation

(Reisfeld, Obstgärten, Brach-

land, Weiden, Wald)

1 andere solare Freiflächenin-

stallationen über 30 kW

1,2 andere solare Freiflächenin-

stallationen unter 30 kW

1,5

Solaranlage auf bereits exis-

tierenden Gebäuden/ Be-

standsbauten

0,25 IGCC (GuD Anlagen)

0,5 Müllverbrennungsanlagen,

Deponiegasanlagen

1

Wasserkraft, Biogas, Wind

(Onshore), Biomasse, Gezei-

tenkraftwerk an einem existie-

renden Damm

1,5

Offshore Windkraft mit einer

Verbindungslänge zum Netz-

anschlusspunkt von weniger

als fünf Kilometern

100 Eigene Darstellung basierend auf IFLR, 2012 101 RPS Department, 2012

40



2

Offshore Wind mit einer Ver-

bindungslänge von mehr als

fünf Kilometern zum Netzan-

schlusspunkt, Gezeitenkraft-

werke mit nötigem Damm-

neubau, Brennstoffzellen

Tab. 21: Planung der Kraftwerkskapazität über mittels RPS geförderte Energien (Bestand zum Jahres-

ende in MW)102

Energieart 2012 2020 2027

Wasserkraft 1.746 1.790 1.865

Solar 690 1.853 5.414

Windkraft 477 11.387 17.155

Meeresenergie 255 1.355 1.445

Biomasse 93 960 1.205

Brennstoffzellen 56 385 1.749

Kuppelgas 692 992 992

Müllverbrennung 74 444 688

GuD- Kraftwerke 0 900 1.500

Gesamt 4.083 20.066 32.013

Wie Tab. 21 zeigt, will Südkorea in erster Linie mit Windkraft und Solarenergie seine Ausbauziele bis ins Jahr 2027 errei-

chen.

Zusätzlich zum RPS erhalten alle Erneuerbare-Energien-Technologien eine fünfprozentige Steuergutschrift. 2009 wurden

außerdem alle Importzölle auf Komponenten von Erneuerbare-Energien-Anlagen halbiert. Es werden zinsgünstige Dar-

lehen (5,5 – 7,5 Prozent) für Erneuerbare-Energien-Projekte gewährt. Hierbei gibt es eine fünfjährige Stundungsphase

und anschließend einen zehnjährigen Rückzahlungszeitraum.103

Das Home Subsidy Program (bis 2013 „One Million Green Homes Program“) bietet Förderung für die Installation einer

Anzahl von Erneuerbare-Energien-Anlagen in Wohngebäuden. Subventionen bis zu einer Höhe von 50 Prozent der In-

stallationskosten werden für Aufdach-Photovoltaikanlagen, kleinformatige Solar- und Geothermie und kleinformatige

Wasser- und Windkraft gewährt. Trotz dieses Anspruchs werden v.a. Solaranlagen gefördert. Das Programm zielt darauf

ab bis 2020 die Nutzung von erneuerbaren Energien in einer Million südkoreanischen Wohnhäusern (Einfamilienhäuser,

Mehrfamilienhäuser und Mietshäuser) zu erreichen. Der Energieversorger KEMCO koordiniert das Programm. Die kore-

anische Regierung veröffentlicht jährlich die angenommenen durchschnittlichen Installationskosten pro m2 und erstattet

102 Gtai, 2014 103 KPMG, 2014

41


50 Prozent dieser pro Installation. Im Jahr 2011 lag der Wert bei 1,04 Mio. KRW/m2 (723,27 Euro/m2).104 Zwischen 2009

und 2013 flossen 90 Prozent der Förderungen des Programms in Photovoltaikanlagen.105 Im Jahr 2014 sind rund 40,35

Mio. Euro (55,97 Mrd. KRW) für das Programm eingeplant.106

Tab. 22: Anlagenbestand Home Subsidy Program (Stand: 2012)107

Energieform Anlagen-

anzahl Bestand

PV 141.468 12.1763

m2

Solarthermie 18.387 179.062

m2

Geothermie 4.013 58.441

kW

Bioenergie 348 8.811 kW

Brennstoffzellen 1.500 752 kW

Micro-Wind 352 70 kW

Für das Jahr 2014 plant die koreanische Regierung insgesamt rund 803 Mio. Euro (1,1 Bill. KRW) an Fördergeldern für

erneuerbare Energien bereit zu stellen (vgl. Tab. 23).

Tab. 23: Staatliche Förderausgaben für erneuerbare Energien 2013/2014108

2013

(in Mrd. KRW)

2013

(in Mrd. Euro *)

2014

(in Mrd. KRW)

2014

(in Mrd. Euro **)

Einspeisetarif 346 0,238 336 0,244

Zinssubventionen, Aus-

gaben zur Verbreitung

erneuerbarer Energien

233 0,160 227 0,165

Forschung und Entwick-

lung 272 0,187 249 0,181

Gesamt 851 0,585 803 0,583

* EZB 2013 (1€=1.453,9KRW), ** EZB 01.07.2014 (1€ = 1.378,1KRW)

Alle gemachten Angaben in den Gebieten Finanzierung und Ausbauziele erneuerbarer Energien können sich mit der Ver-

öffentlichung des für das Jahr 2014 geplanten 4th New and Renewable Energy Basic Plans ändern. Dieser ist bisher (No-

vember 2014) noch nicht erschienen.109

104 Gtai, 2014 105 Dena, 2013 106 KEMCO, 2014 107KEMCO, 2014 108 Gtai, 2014 109 KEMCO, 2014

42


3.4 Genehmigungsverfahren

Die Ausgestaltung des Genehmigungsverfahrens für Bau und Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarem

Strom ist im sog. Korea Electric Power Industry Code (KEPIC) (nähere Informationen unter

http://kepic.or.kr/english/guide/guide_01.htm) und im Electricity Business Act

(EBA)(http://www.nsr.go.jp/archive/nisa/english/resources/legislativeframework/files/ElectricityBusiness.pdf) festge-

halten. Voraussetzung für die Erteilung einer Genehmigung ist die Eröffnung eines Büros in der jeweiligen Provinz. Fer-

ner sind eine Umweltverträglichkeitsprüfung durch das Umweltministerium sowie eine Eignungsprüfung des Geländes

durch die regionale Regierung nötig.110

Neben dem KEPIC und EBA ist das Gesetz „ACT ON THE PROMOTION OF THE DEVELOPMENT, USE AND DIFFUSI-

ON OF NEW AND RENEWABLE ENERGY“ von zentraler Bedeutung für den Genehmigungsprozess. Hierin werden Be-

treiber Erneuerbarer-Energien-Anlagen (Definition in Artikel 2 des genannten Dokuments) dazu verpflichtet, dass sie ein

„supply certificate“ erwerben. Dieses wird von KEMCO im Auftrag des MOTIE ausgestellt. Speziell verantwortlich für die

Ausstellung genannter Zertifikate ist das New and Renewable Energy Center (NREC). Eine Bewerbung für ein „supply

certificate“ ist an das NREC zu richten. Um das Zertifikat, welches drei Jahre gültig sein wird, zu bekommen muss der

Bewerber einen Performance Test und eine Überprüfung durch zugelassene Experten bestehen und die Ergebnisse in

schriftlicher Form an das NREC übersenden (Article 13 §§ 1 – 6). 111

Genannter Prozess und oben genannte Gesetzestexte (ELECTRICITY BUSINESS ACT und ACT ON THE PROMOTION

OF THE DEVELOPMENT, USE AND DIFFUSION OF NEW AND RENEWABLE ENERGY), gilt bzw. gelten für alle rele-

vanten Formen von Erzeugung im Bereich erneuerbare Energien (Wind, Wasser, Solar, Bioenergie und Geothermie).

3.5 Netzanschlussbedingungen

Der Netzbetreiber KEPCO ist für den Anschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen zuständig.112 KEPCO solldiskriminie-

rungsfreien Zugang für konventionelle und regenerative Stromerzeugungsanlagen ermöglichen. Es werden keinerlei

Gebühren erhoben.113

Solange eine Anlage die Stabilität des Netzes nicht gefährdet, muss sie vom Netzbetreiber ans Netz angeschlossen wer-

den.114

Der Umstand, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien federführend in die Hand der großen Energieversorgungsun-

ternehmen wie z. B. KEPCO gelegt wurde, hat zur Folge, dass diese sehr daran interessiert sind Anlagen ans Netz zu brin-

gen. So will man in den nächsten Jahren die Installation von PV-Anlagen an Schulen, Liegenschaften und Privathäusern

verstärken. Privatpersonen können ihre Flächen an Energieversorger vermieten und werden am Umsatz beteiligt.115 Netz-

anschluss und Installation werden vom Versorger übernommen.

110 Ministry of Government Legislation, 2011 111 Dena: Südkorea, 2013 112Seoul National University, 2011 113Seoul National University, 2011 114 Dena, 2013 115 Nikkei Asian Review, 2014

http://kepic.or.kr/english/guide/guide_01.htm

http://www.nsr.go.jp/archive/nisa/english/resources/legislativeframework/files/ElectricityBusiness.pdf

43


4 Nutzungsmöglichkeiten erneuerbarer Ener-gien

4.1 Windenergie

4.1.1 Natürliches, wirtschaftliches und technisches Potenzial

Dank relativ hoher Windgeschwindigkeiten zwischen 7,0 und mehr als 9,5 m/s in weiten Teilen des Staatsgebietes be-

steht in Südkorea grundsätzlich ein gutes Potenzial für die Nutzung von Windenergie. Durch die hohe Bevölkerungsdich-

te sind dem Ausbau der Windenergie an Land Grenzen gesetzt, weswegen der Entwicklung der Offshore-Windenergie viel

Aufmerksamkeit geschenkt wird.116 Die in Abb. 16 dargestellte Karte des „National Institute of Meteorological Research“

zeigt die durchschnittlichen jährlichen Windgeschwindigkeiten.

Abb. 16: Durchschnittliche Windgeschwindigkeit117

Als Halbinsel bietet sich für das Land natürlich die Ausnutzung der hohen Windgeschwindigkeiten an den Küsten, seinen

Inseln und auf dem Meer an. Zu den attraktivsten Regionen sind die Insel Jeju, die Ostküste der Provinz Gyeonsangbuk

und die Westküste der Provinz Jeonla zu zählen.118 Die Mehrheit der nicht in Küstennähe errichteten Windparks befindet

sich in der Provinz Gangwon im Nordosten des Landes.119

116 dena, 2013 117 Nimr, 2014 118 Wind Energy International 2011/2012. 119 The Wind Power,2014

44


Das theoretische Potenzial für Windenergie (On- und Offshore) liegt bei 466 Mio. tRÖE pro Jahr.120 Das umsetzbare Po-

tenzial in dem dicht besiedelten Land liegt bei 50 Mio. tRÖE im Jahr. In installierter Leistung bedeutet dies, dass in Süd-

korea rund 3,6 GW an Land und 8,6 GW Offshore-Windkraftkapazitäten installiert werden könnten.121

Tab. 24: Provinzen mit > 50 MW installierter Windkraftkapazität (Stand: Anfang 2013)122

Provinz Lage installierte

MW Anlagenanzahl

Gangwon Provinz Nordosten 179,19 103

Jeju Insel Süden 113,75 64

Gyeongsangbuk Pro-

vinz Osten 105,36 69

Gesamt 398,3 236

Weitere Windparks befinden sich in den Provinzen Gyeonggi (30,25 MW; 16 Anlagen), Jeollabuk (9,9 MW; elf Anlagen),

Gyeongsangnam (6,9 MW, sechs Anlagen) und Jeollanam (drei MW, drei Anlagen).

Der gegenwärtige Anteil der Windenergie mit weit unter einem Prozent (ca. 0,2 Prozent) an der gesamten Stromproduk-

tion ist angesichts des Potenzials sehr gering. Im Jahr 2012 wurden 911 GWh eingespeist und insgesamt waren 448,35

MW installiert (272 Turbinen).123 Im Oktober 2013 hat die Regierung das Ausbauziel von zwölf GW installierter Leistung

bis ins Jahr 2030 ausgegeben.124Nach Angaben des Korean Institute of Energy Technology Evaluation and Planning

(KETEP) waren im Jahr 2012 bereits 1,3 GW Onshore-Anlagen und 7,2 GW Offshore-Windparks in Planung.

Windenergie soll die wichtigste Rolle beim Ausbau der erneuerbaren Energien in Südkorea spielen. In den letzten Jahren

kam es lediglich zum moderaten Wachstum (vgl. Abb. 17). Dies lag zum einen an geringen Rentabilität für Windenergie-

anlagen unter dem Regime der Einspeisetarife (bis 2011) und der geringen öffentlichen Akzeptanz für die Technologie,

welche häufig zu Verzögerungen von Projekten führte oder diese insgesamt scheitern ließ. 125

120 Innovation Norway, 2013 121 Innovation Norway, 2013 122 Innovation Norway, 2013 123 Innovation Norway, 2013 124 Alstom, 2014 125 Innovation Norway, 2013

45


Abb. 17: Zubau Windenergie 2003 bis 2012126

4.1.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten

Windenergie wird im Rahmen des RPS gefördert. Verpflichtende Unternehmen (Obligators) können RECs aus Wind-

kraftanlagen zukaufen um ihre Verpflichtungen zu erfüllen. Sie können ihren Bedarf zum einen über längerfristige Ver-

träge absichern (Kapazitäten-Contracting) oder kurzfristig über den Spotmarkt. Als Anbieter treten andere Betreiber von

Erneuerbare-Energien-Anlagen auf, die nicht zu den Obligators gehören.

Da Windkraft und hier v. a. Offshore-Anlagen eine wichtige Rolle in der südkoreanischen Energieplanung spielen und die

Investitionskosten relativ hoch sind, ist die Technologie mit einem guten Multiplikator von 1,5 bis zwei ausgestattet. Der

Wert für Onshore Windkraftanlagen ist eins.

Tab. 25: Gewichtung der RECs Windenergie127


1 Wind (Onshore)

1,5

Offshore Windkraft mit einer

Verbindungslänge zum Netz-

anschlusspunkt von weniger

als fünf km

2

Offshore Wind mit einer Ver-

bindungslänge von mehr als

fünf km zum Netzanschluss-

punkt

126 Innovation Norway, 2013 127RPS Department, 2012

46


Der durchschnittliche Preis für eine Megawattstunde Strom aus einer Onshore Windanlage lag im März 2012 bei 27 Euro

pro REC und pro MWh. Offshore Anlagen bekommen pro produzierter Megawattstunde 1,5 bzw. zwei Zertifikate zuge-

sprochen (vgl. Tab 25).128

Mehrere andere Fördermaßnahmen für erneuerbare Energien treffen auch auf Windenergie zu. Hier sind zinsgünstige

Darlehen, halbierte Einfuhrabgaben und eine fünfprozentige Umsatzsteuererleichterung für Anlagenteile zu nennen.

Ferner unterstützt die Regierung die ersten Offshore-Wind-Projekte durch zeitnahe Genehmigungen und investiert in

Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten (z.B. Korea Institute of Energy Research).129

4.1.3 Projektinformationen

Koreanische Windparks sind v. a. mit Anlagen der Hersteller Vestas (120 Windräder), NEG-Micon (zu Vestas) (39 Wind-

räder) und Acciona (43 Windräder) bestückt. Diese drei Unternehmen repräsentieren 77 Prozent des Marktes für Wind-

kraftanlagen. Koreanische Unternehmen haben in den letzten Jahren gegenüber der internationalen Konkurrenz Boden

gut gemacht. Sie konzentrieren sich auf große Windräder für Offshore-Windparks. Der Konzern Samsung Heavy Indust-

ries hat für diesen Zweck ein sieben MW Windrad und Hyundai Heavy Industries eines mit 5,5 MW entwickelt. Das Un-

ternehmen Daewoo gab im Juni 2014 bekannt, dass die Entwicklung einer sieben MW Windanlage derzeit pausiert, da

die Marktbedingungen für Anlagen dieser Art nicht günstig seien.130

Alstom ließ im März 2014 verlautbaren, dass man einen Lieferauftrag für zehn Windturbinen mit je drei MW Leistung für

den geplanten Windpark von Gimnyeong erhalten hat. Auftraggeber ist das koreanische Unternehmen GS Electrical

Power & Services (GS EPS).131

Das South West Offshore Wind Projekt (vgl. Abb. 18) soll bis zum Jahr 2019 in drei Entwicklungsphasen zum größten

Offshore-Windpark der Welt ausgebaut werden. In der ersten Phase wird ein Pilotprojekt mit 100 MW installierter Leis-

tung bis Ende 2014 errichtet. Dieses wird rund 272 Millionen Euro (396 Mrd. KRW) kosten. Für die zweite Phase des

Projektes bis 2016 sind zu Kosten von rund 1,125 Milliarden Euro (1,6 Billionen KRW) weitere 400 MW geplant, die rest-

lichen 2 GW sollen bis 2019 folgen. Die insgesamt notwendigen Investitionen werden auf rund 7,3 Milliarden Euro (10,6

Billionen KRW) geschätzt. Der Leistungsbereich der Einzelturbinen liegt bei drei MW bis sieben MW Leistung. Der

Windpark erstreckt sich vor der südwestlichen Küste über die Provinzen Jeollabukdo und Jeollanamdo. Unter der Lei-

tung der Korea Electric Power Corporation (KEPCO) ist ein Konsortium verschiedener Herstellerfirmen an dem Projekt

beteiligt, darunter Hyundai Heavy Industries, Doosan und Daewoo.132 KEPCO hat im Jahr 2014 grünes Licht für den

Testbetrieb des ersten Windparks bekommen.133

Ein Windpark mit insgesamt 2,3 GW soll laut „Carbon Free Island Jeju by 2030“ (Mai 2012) in den Jahren 2010 bis 2030

installiert werden. 0,3 GW sollen an Land errichtet werden; der Rest offshore.134 Im Juli 2012 wurde die Jeju Energy Cor-

poration (JEC) zu dem Zweck gegründet, bis ins Jahr 2030 die Energieautarkie der Inselprovinz zu erreichen. Die Haupt-

aufgaben der JEC sind der Betrieb bestehender Anlagen, die Umsetzung neuer Projekte (u. a. Windkraftparks, Errichtung

eines Prüfstands für Windkraftturbinen) und die Ausrichtung eines regelmäßig stattfindenden internationalen Energiefo-

rums (Asia Pacific Forum on Renewable Energy).135 In der ersten Projektphase bis 2016 sollen mit den beiden Offshore-

128RPS Department, 2012 129 Dena, 2013 130 Windpoweroffshore, 2014 131 Alstom, 2014 132 Power Digest, 2012 133 Nikkei Asian Review, 2014 134 Gtai, 2014 135 Offshorewind.biz, 2012

47


Windfarmen Hallim und Daejeong insgesamt 350 MW ans Netz gehen.136 Insgesamt sollen für das Projekt 18,5 Billionen

KRW (13,34 Mrd. Euro) investiert werden.137 Das Unternehmen Hyundai Heavy Industries hat im Februar 2014 gemel-

det, dass man auf der Kimnyeong Wind Farm auf Jeju Island die größte Windenergieanlage Südkoreas installiert hat. Die

Anlage ist mit einem speziellen Korrosionsschutz für den Offshore-Betrieb ausgestattet.138 Sie verfügt über eine Leistung

von 5,5 MW. Das Modell soll auch in Europa und Amerika angeboten werden.139

In der südwestlichen Provinz South Jeolla soll bis ins Jahr 2023 ein Windpark mit insgesamt fünf GW entstehen (ein GW

davon onshore (s. u.), vier GW offshore). Es sollen insgesamt 18,5 Billionen KRW investiert werden. Im Mai 2014 waren

die Planungen abgeschlossen. Der Baubeginn verschiebt sich jedoch ständig. 140

Abb. 18: Geplante Lage des Southwest Offshore Windpark Projects141

Tab. 26: Geplante Onshore Windparks142

Name MW

Jeonam 1 GW 1.000

Kimcheon 85

Millyang 51

Mooju 30

Pyeongchang 26

Yeongheung Phase 2 24

Jeju Woljeong 24

136 OffshoreWind.biz, 2012 137 Gtai, 2014 138 Clean Technology Business Review, 2014 139 OffshoreWind.biz, 2014 140 Gtai, 2014 141 Innovation Norway, 2013 142 Innovation Norway, 2013

48


Name MW

Daegiri 24

Whasoon 20

Kyungju Phase 2 20

Windmill Power 12

Yangsan 12

Gesamt 1.328

Das mit Abstand größte Onshore Vorhaben ist der sich an Land befindliche Teil des Windparks von Jeonnam. Die Anlage

wird von dem Unternehmen POSCO Energy gemeinsam mit vier Energieversorgern geplant.143 Insgesamt soll die Anlage

fünf GW haben, vier davon offshore. Der große Windpark soll im Südwesten des Landes (Jeolla Provinz) errichtet wer-

den. Die Machbarkeitsstudie für den Onshore-Park ist abgeschlossen.144

Die Dongyang Engineering & Construction Corp. erhielt die Genehmigung zum Bau von zwei Windparks in der Nähe von

Suwon im Südwesten Südkoreas. Das Projekt, bestehend aus einem Offshore-Windpark und einem an Land wird WEA

mit einer kumulierten Leistung von 54 MW umfassen. Die Kosten werden auf rund 106 Millionen Euro beziffert, der

Baubeginn war für 2013 geplant.145

Aktuell existieren in Südkorea 45 Windparks, der größte mit 98 MW installierter Leistung befindet sich in Gangwon. Es

folgen Yeondeok und Yeong Yang mit 67,6 MW bzw. 61,5 MW installierter Leistung sowie Taegisan mit 40 MW.

Tab. 27 zeigt die größten Windparks Südkoreas.

Tab. 27: Installierte Windparks Südkorea (Leistung > fünf MW)146

Standort installierte

Leistung in MW

Gangwon 98

Yeongdeok 67,6

Yeong Yang 61,5

Taegisan 40

Samdal 33

Yeongheung 22

Hangyeong 21

Seongsan 1 u. 2 20

Gyeongju 16,8

Gasiri 15

Sinan 1 u. 2 12

Haengwon 9,8

143 Innovation Norway, 2013 144 JeollaNamDo,2014 145Offshorewind, 2012. 146 The Windpower, 2014

49


Standort installierte

Leistung in MW

Maebongsan 8,8

Jeonbuk 7,9

Jeongheung 7,5

4.2 Solarenergie


Südkorea hat ein gutes Potenzial für die energetische Nutzung von Sonnenenergie. Im Süden des Landes werden Ein-

strahlungswerte von über 3,8 kWh/m2/Tag erreicht (vgl. Abb. 19).147

Abb. 19: Globale Solarstrahlung auf horizontaler Oberfläche in Südkorea148

147 New and Renewable Energy Data Center, 2009 148 New and Renewable Energy Data Center, 2009

50


Die installierten Photovoltaik (PV)-Kapazitäten sind in den letzten Jahren stetig gestiegen. Ende 2006 erreichte Südkorea

PV-Gesamtkapazitäten von knapp 25 MW, Ende 2011 lagen sie schon bei ca. 779 MW und Ende 2013 lag der Wert bei

mehr als 1,5 GW (vgl. Tab. 28). Bis ins Jahr 2027 sollen rund 5,4 GW installiert sein.

Tab. 28: Zubau an installierter PV-Leistung 2006-2013149

Jahr 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Summe

Zubau an installierter

PV-Leistung in MW 25 45 275 170 130 134 307 442 1.528

Ende 2010 wurden durch PV-Anlagen 138 kt RÖE Strom erzeugt. Südkorea plant ein jährliches Wachstum in der Strom-

produktion von PV-Anlagen von 15,3 Prozent. Bis 2030 sollen demnach bis zu 1.364 kt RÖE/Jahr Strom produziert wer-

den (vgl. Tab. 30) - ein laut Marktexperten realistisches Ziel, wenn man das Wachstum der Branche in den letzten Jahren

betrachtet. Die Photovoltaik-Industrie in Südkorea deckt seit 2008 die gesamte Wertschöpfungskette ab.150 151 152

In den letzten Jahren nimmt auch die Bedeutung von Solarthermie merklich zu. Neben dem Haushaltssektor (43 Prozent

der installierten Kollektorflächen) sind es zunehmend öffentliche Gebäude, auf denen die Technologie angewandt wird.

Seit April 2012 sind die Eigner öffentlicher Gebäude mit mehr als 1.000 m2 Fläche dazu verpflichtet den Bedarf an Strom

und Wärme zu einem Zehntel mit Hilfe erneuerbarer Energien zu decken.153 Im Jahr 2012 haben v.a. die Segmente Lie-

genschaften, Gewerbe und Haushalte verstärkt Solarthermieanlagen installiert.

Tab. 29: Zubau solarthermischer Kollektoren nach Segmenten (in m2)154

Segment 2011 2012

Haushalte 23.157 28.285

Sozial- und Wohlfahrtseinrichtungen 13.602 9.512

Gewerbe 463 2.398

Liegenschaften 6.336 15.316

Schulen 3.255 2.971

Industrie 5.906 5.292

andere 2.014 0

Gesamt 56.744 65.786

Tab. 30: Entwicklung der Solarenergieerzeugung in ktRÖE155

Erzeugungsart 2008 2010 2015 2020 2030 Jährliches Wachstum in Prozent

Solarthermie 33 40 63 342 1.882 20,2

PV 59 138 313 552 1.364 15,3

149 Solar Server, 2014 150 Energy20, 2009 151 Asien Kurier, 2011 152 GTAI, 2010 153 Solarthermalworld, 2012 154 Solarthermalworld, 2014 155 UNEP, 2010

51


Um die ehrgeizigen Ziele im Bereich erneuerbare Energien zu erreichen soll die Solarenergie (PV, CSP und Solarthermie)

neben der Windenergie eine der großen Rollen spielen.156 Ende 2014 will die koreanische Regierung ihre Ausbauziele für

Solarthermie und PV bis ins Jahr 2035 bekannt geben. Es ist damit zu rechnen, dass Solarenergie im 3rd Basic Plan for

Technology Development of New and Renwable Energy eine wichtige Rolle spielen wird. Details sind zum Redaktions-

schluss (Juli 2014) noch nicht bekannt.157

Es gibt keine CSP-Anlagen im Land.158 Pläne zur Errichtung von Anlagen dieser Art sind nicht bekannt.


Anfang 2012 wurde, wie bereits erwähnt, ein neues System mit Quotenregelung eingeführt, das sog. Renewables Portfolio

Standard (RPS). Stromerzeuger mit Kapazitäten ab 500 MW müssen einen bestimmten vorgeschriebenen Anteil des

Stroms aus erneuerbaren Energiequellen gewinnen. Der Anteil soll bei zwei Prozent im Jahr 2012 beginnen und bis auf

10 Prozent im Jahr 2022 steigen.159 Zusätzlich zu der Quotenregelung, die im RPS vorgesehen ist, werden Firmen eine

extra Quote für die Energieerzeugung aus Solarenergie bekommen. Die Quote lag im Jahr 2012 bei 120 MW und soll sich

auf 200 MW/Jahr im Jahr 2022 erhöhen.160

Die Regierung fördert die Solarenergie gezielt mit direkter Finanzierung von verschiedenen Projekten, beispielsweise im

Zuge des Home Subsidy Programs für die Installation von kleinen PV-Anlagen auf Wohnhäusern.161 Durch das Home

Subsidy Program (vorher „One Million Green Homes Program“) werden Solardachapplikationen bis zu 3kW bis ins Jahr

2020 gefördert. Die Solarindustrie wird ebenfalls durch massive Subventionen für den Bereich der Forschung und Ent-

wicklung unterstützt. Im März 2012 kündigte die Regierung eine Investition in Höhe von 25,8 Mrd. EUR (35,8 Billion

KWR) bis 2015 für den EE-Bereich an, einen großen Teil davon für die F&E im Bereich der Solar- und Windtechnolo-

gie.162

Die Förderpolitik der südkoreanischen Regierung im Bereich der Solarenergie richtet sich auch an den Bedürfnissen der

einheimischen Solarindustrie aus. Technologien im Bereich der Silizium-Solarzellen und siliziumfreien Solarzellen wer-

den sehr gut gefördert und entwickelt. 2010 investierte die südkoreanische Regierung 36 Mrd. US-Dollar (28 Mrd. Euro)

in die Unterstützung der Solar- und Windindustrie und versprach 110.000 grüne Jobs zu schaffen. Bis ins Jahr 2019 will

Südkorea über einen fünfzehn-prozentigen Marktanteil der globalen PV- und Windindustrieproduktion verfügen, bis

2050 sollen es 35 Prozent sein.163164

Die Zentralregierung unterstützt die lokalen Behörden mit zinsgünstigen (5.5 -7.5 Prozent) und langfristigen Krediten

(fünfzehn Jahre), die bis zu 60 Prozent der Installationskosten für alle Formen von regenerativen Energien decken. 165

Zusätzlich können Geräte, Maschinen und Bauteile, die für die Installation oder Modernisierung von Solaranlagen (PV

und Solarthermie)benötigt werden, mit 50 Prozent herabgesetztem Zoll importiert werden.166 Bei installierten Solaranla-

gen werden 10 Prozent von der Körperschaftssteuer abgezogen.167

156 Suntech, 2009 157 Financial Times,2014 158 NREL, 2014 159 UNEP,2010 160 Renewable Energy World, 2010 161

Youn, 2011 162 Asian Power, 2012 163 UNEP, 2010 164

Ma, 2010 165 Renewable Energy World, 2010

52



Der Konzern Hyundai hat auf seinen Produktionshallen insgesamt 40.000 PV-Module auf einer Fläche von 213.000 m2

installiert. Mit Hilfe der zehn MW an installierter Gesamtleistung können bis zu 11,5 GWh Strom jährlich produziert wer-

den.168

Die Stadtverwaltung von Seoul hat im Februar 2013 erklärt, man wolle bis Ende des Jahres 2014 rund 420 MW PV-

Kapazitäten im Stadtgebiet zubauen. Es sollen insgesamt 100 MW auf Schuldächern installiert werden. So soll auch das

Bewusstsein der Bevölkerung für die erneuerbaren Energien geweckt werden. Im Zuge des Vorhabens wurde auch eine

solare Landkarte von Seoul angefertigt. Diese kann unter http://solarmap.seoul.go.kr/index.do eingesehen werden. Die

begleitende Potenzialuntersuchung kam zu einem umsetzbaren Stromerzeugungspotenzial von rund 47.091 GWh/Jahr.

Dies wäre mehr Strom als in der Stadt im Jahr 2011 verbraucht (46.902 GWh/Jahr) wurde.169

Im August 2013 wurde eine fünf MW PV-Anlage in Seoul in Betrieb genommen. Sie befindet sich auf dem Gelände des

Amsa Arisu Water Purification Centre und soll bis zu 1.850 Haushalte mit Strom versorgen. Die Investitionssumme lag

bei 8,9 Mio. Euro (12,8 Mrd. KWR).170

Das in Kooperation mit ausländischen Partnern international aktive Unternehmen Concentrix Solar/Soitec Korea hat

öffentliche Gebäude und den Präsidentenpalast Pakistans mit PV-Technologie ausgestattet. In den Jahren 2012 bis 2015

installiert das Unternehmen rund 300 MW Stromerzeugungsleistung in Südkorea.171

LG Electronics hat im Februar 2014 angekündigt, dass man auf den Dächern verschiedener Produktionsstandorte PV-

Anlagen mit einer Gesamtleistung von 19 MW installieren will. Insgesamt 70.000 Module sollen jährlich bis zu 22,8 GWh

Solarstrom erzeugen. Die Module sollen bis Ende 2014 installiert sein.172

Im Dezember 2013 hat die südkoreanische Regierung ein Memorandum of Understanding mit Usbekistan unterzeichnet.

Dieses beinhaltet eine enge Zusammenarbeit der beiden Staaten im Bereich Solarenergie. Im Zuge der Kooperation soll in

Usbekistan ein Entwicklungszentrum für Solarenergie entstehen und der Austausch von Technologie und Know-how

sollen in den nächsten Jahren forciert werden.173

Im Mai 2014 wurde bekannt, dass Südkorea plant eine ein MW PV-Anlage auf eine nordkoreanische Fabrik zu bauen.174

Die Fabrik liegt in der Grenzstadt Kaesong. Eventuell sollen in Kaesong weitere Erneuerbare-Energien-Projekte mit ins-

gesamt 19 MW folgen.

166 Renewable Energy World, 2010 167 BMWI,2011 168 EnergyMatters, 2013 169 One Less Nuclear Power Plant, 2014 170 RTCC, 2013 171 The Express Tribune, 2012 172 SeeNewsRenewables, 2014 173 Ketep, 2014 174 Clean Technica, 2014

http://solarmap.seoul.go.kr/index.do

53


4.3 Bioenergie


Südkorea deckte im Jahr 2011 0,35 Prozent (963,4 ktRÖE) seines Primärenergiebedarfs mit Hilfe von Bioenergie. 1,9

Prozent (5,118 ktRÖE) werden mit Hilfe energetischer Verwertung von Abfällen gedeckt.175 Bis ins Jahr 2030 sollen 7,12

Prozent des Primärenergiebedarfs mit Hilfe von Siedlungsabfällen und Biomasse gedeckt werden.176 Aktuelle und ange-

passte Ziele Südkoreas im Bereich Bioenergie werden Ende 2014 mit dem 4th Basic Plan for Technology Development of

New and Renewable Energy bekannt gegeben werden. Bis dahin gelten die Ausbauziele des 3rd Basic Plan (vgl. Tab. 31).

Tab. 31: Ziele für Biotreibstoffe und Abfälle laut 3rd Basic Plan for Technology Development of New and

Renewable Energy (in ktRÖE) 2008-2030

Energieträger 2008 2010 2015 2020 2030

Biotreibstoffe 518 987 2.210 4.211 10.357

Abfall 4.688 5.097 6.316 7.764 11.021

Tab. 32: Primärenergieversorgung Bioenergie (Stand: 2011)177

Energieträger ktRÖE Prozent

Biodiesel 336,2 34,9

Hackschnitzel 162,8 16,9

Deponiegas 124,3 12,9

Biogas 91,5 9,5

Sonstige

(Waldrestholz,

Pellets…)

248,5 25,8

Gesamt 963,4 100

Mit Hilfe von Bioenergie wurden im Jahr 2011 524,6 GWh Strom erzeugt, 440,8 GWh (84 Prozent) davon durch die Ver-

stromung von Deponiegas. Die verbleibenden 83,8 GWh wurden durch die energetische Nutzung von Biogas, Waldrest-

holz und Abfallholz bereitgestellt. Biomassetechnologien verbreiten sich kontinuierlich im Land. So finden Pelletheizun-

gen in Wohngebäuden immer größeren Zuspruch.

Biodiesel ist der wichtigste Bioenergieträger gefolgt von Hackschnitzeln und Deponiegas (vgl. Tab. 32). Der Biomassebe-

darf wird bis ins Jahr 2020 auf 10 Mio. Tonnen jährlich geschätzt.178

175Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, 2013 176Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, 2013 177Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, 2013 178 Canadian Biomass Magazine, 2011

54


Tab. 33: Potenziale feste Biomasse (Stand: 2012)179

Energieträger

jährlich anfallende

Menge

(in kt/ Jahr)

energetisch nutzbarer

Anteil (in Prozent)

energetisch nutzbare Menge

(in kt/ Jahr)

Waldrestholz 6.760 25 1.690

Landwirtschaftliche Reststoffe 571 25 143

Essensabfälle 170 30 51

Siedlungsabfälle 1.080 100 1.080

Tierische Reststoffe 1.650 13 30

Gesamt 10.231 2.994

Waldrestholz und tierische Abfälle haben mengenmäßig das größte realisierbare Potenzial für die Erzeugung von Bio-

energie (vgl. Tab. 33). Abb. 20 gibt einen Überblick wie viel Biomasse in den verschiedenen Bezirken des Landes anfällt.

Größere Mengen von Biomasse fallen v. a. in ländlichen Räumen an. Viehwirtschaft und Lebensmittelindustrie bieten

attraktive Potenziale für eine energetische Nutzung.

Abb. 20: Anfallende Biomasse nach Bezirken (in tRÖE/ Jahr)180

179 IEA, 2013 180Chungnam National University, 2013

55


Tab. 34: Landnutzung181

Landnutzung Mio. ha Prozent

Wald 6,4 64,6

Ackerland 2 20,2

Siedlungen 0,3 3,0

Straßen 0,3 3,0

Sonstige 0,9 9,1

Gesamt 9,9 100,0

Wald bedeckt rund 64 Prozent (6,4 Mio. ha) der Landesfläche (vgl. Tab. 34).182 Rund zwei Drittel sind in Privatbesitz. Der

Rest gehört zu 24 Prozent dem Staat bzw. zu acht Prozent den Provinzregierungen. Durch hocheffiziente und schnelle

nationale Aufforstungsprogramme in den 1970er Jahren, ist ein großer Anteil der Wälder zwischen 30 und 40 Jahre alt

und benötigt in Bezug auf Ausdünnung und Rückschnitt intensive Pflege. Die Nebenprodukte dieser forstwirtschaftlichen

Aktivitäten erzeugen große Mengen an Rohmaterial, die zu Pellets oder Holzhackschnitzeln weiter verarbeitet werden

kann. Die bewirtschaftete Waldfläche beträgt circa 4.852.330 ha (78 Prozent der gesamten Waldfläche in Südkorea). Das

hieraus erwachsene jährliche Potenzial beträgt 999.653 tdm (total of dry matter - Gesamttrockenmasse).183 Nach einer

Studie184 könnten dadurch 30 KWK-Kraftwerke mit einer Leistung von jeweils 20 MW betrieben werden. Diese hätten

einen jährlichen Rohstoffbedarf von 716.300 tdm und könnten 2,02 TWh Wärme und 1,29 TWh Strom produzieren.

Aufgrund des starken Zubaus von Holzpelletanlagen stieg der Bedarf von 174.000 Tonnen in 2012 auf 500.000 Tonnen

in 2013. Hauptlieferanten im Jahr 2012 waren Malaysia, Russland und Vietnam.185 Indonesien soll in Zukunft einer der

Hauptlieferanten für Holzpellets nach Südkorea werden. Mitte 2013 fanden erste Gespräche zwischen Delegationen aus

beiden Ländern statt. Ein koreanisches Unternehmen hat bereits 2009 200.000 ha Wald in Indonesien erworben. Man

produziert dort Holzpellets und Zellstoff.186

Importe von kanadischen Holzpellets fanden erstmals im Jahr 2011 statt und hatten damals einen Umfang von 50.000

Tonnen. Im Mai 2011 wurde mit einem kanadischen Pelletproduzenten ein Liefervertrag mit einer Laufzeit über 10 Jahre

geschlossen (Umfang: 1,25 Mio. Tonnen Biomasse pro Jahr).187

181 Korea Forest Service, 2013 182 Korea Forest Service, 2013 183 Kraxner, 2011 184 Kraxner, 2011 185 Jaharta Post, 2013 186 Amisy Group, 2014 187 CanadianBiomassMagazine, 2011

56


Abb. 21: Importe von Holzabfällen, Pellets und Hackschnitzeln (in 1.000 Tonnen)188

Bis ins Jahr 2020 geht man von einem Gesamtpelletbedarf von insgesamt fünf Mio. Tonnen aus.189 Voraussichtlich ist

Korea dann zu fast 80 Prozent von Importen abhängig.190

Die meisten Holzpellets werden für die Wohnungsbeheizung verwendet. 2007 gab es 150 entsprechende Brenner, Ende

2010 schon 4.000 und Ende 2011 bereits 6.000.191 2011 wurde auch damit begonnen kommerzielle Treibhäuser mittels

Holzpellets zu beheizen. Die Zukunft des Holzpelletverbrauchs soll aber in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen liegen. Bis-

lang gibt es zwölf solcher Kraftwerke in Südkorea, die alle in den RPS einbezogen sind.192

Abb. 22 zeigt die landwirtschaftlichen Produktionstrends in Südkorea der letzten Jahre. Zu sehen ist vor allem der Bedeu-

tungszuwachs der Viehwirtschaft im Vergleich zu den anderen Landwirtschaftszweigen.

Abb. 22: Landwirtschaftliche Produktionstrends nach Produkten (in Bill. KRW)193

188 Biomass-Energy, 2011 189 Amisy Group, 2014 190 Amisy Group, 2014 191 Amisy Group, 2014 192 Biomass-Energy, 2011 193 Korea Rural Economic Institute, 2011

57


Die koreanische Wirtschaft ist insgesamt auf dem Niveau einer Industrienation, die Landwirtschaft aber befindet sich

noch im Entwicklungsstadium. In Südkorea sind zwei bis dreimal mehr Personen in der Landwirtschaft beschäftigt als in

anderen OECD-Staaten. Lange Zeit war Südkorea sogar beim Grundnahrungsmittel Reis auf Importe angewiesen. Erst

1978 konnte hier die hundertprozentige Selbstversorgung erreicht werden. Die stabile Nahrungsmittelversorgung ist der

Hauptzweck der koreanischen Agrarpolitik.194

20,2 Prozent oder zwei Mio. ha des Landes sind Ackerland. Knapp die Hälfte (924.000 ha)195 ist mit Reiskulturen be-

deckt. Das kultivierte Land pro Einwohner liegt bei 0,04 ha (USA 1,5 ha, Frankreich 0,5 ha). Obwohl die Selbstversor-

gungsrate mit dem Grundnahrungsmittel Reis wegen entsprechender Regierungsanstrengungen und dem Rückgang des

Reiskonsums bei nahezu 100 Prozent liegt, liegt die Selbstversorgungsrate bei allen Getreiden zusammengenommen bei

lediglich 28 Prozent.196 In den letzten Jahren wurde ein bedeutender Teil des Ackerlandes zu Brachland oder Waldgebie-

ten. Dies trifft auf circa 40.000 ha jährlich zu. Grund hierfür ist die Ausweitung der landwirtschaftlichen Importe nach

Südkorea und dem damit einhergehenden sich verringernden Flächenbedarf für Feldfrüchte. Daneben werden circa

20.000 ha Ackerland jährlich anderen Nutzungszwecken zugeführt. Aus diesen Gründen nimmt die Ackerfläche, trotz

zahlreicher Versuche sie zu erhalten, Jahr für Jahr ab.197 Nichtsdestotrotz importiert Südkorea bedeutende Mengen an

Reis (vgl. Abb. 23) aus China, den USA und anderen Ländern. Im Jahr 2014 werden voraussichtlich 408.700 Tonnen Reis

importiert. Die hängt mit langfristigen Verträgen mit den Reislieferanten zusammen. Die Importabkommen mit den

USA, China und anderen Exporteuren für Reis laufen Ende 2014 aus.198 Wie sich die koreanische Landwirtschaft darauf

hin entwickelt bleibt abzuwarten. Seit dem Jahr 2001 ist die Reisproduktion insgesamt zurückgegangen (vgl. Abb. 23).

Abb. 23: Reisproduktion (in 1.000 Tonnen) und Ertrag (in Tonnen/ha) 1990 bis 2009199

Die Sojabohnenproduktion in Südkorea lag im Jahr 2013 bei ca. 1,3 Mio. Tonnen.200 Davon werden 920.000 Tonnen

gemahlen und meist zu Tierfutter weiterverarbeitet. 370.000 Tonnen werden in der Lebensmittelindustrie benötigt.201

Soja wird in der Biodieselproduktion energetisch genutzt. Hierbei wird aber v. a. auf Importe zurückgegriffen (s. u.).

194 Korea Rural Economic Institute, 2011 195Karlsruhe Institute of Technology, 2011 196 Korea Rural Economic Institute, 2011 197 Korea Rural Economic Institute, 2011 198 Reuters: , 2014 199 Korea Rural Economic Institute, 2011

58


Der Rapsverbrauch wird für das Geschäftsjahr 2012/13 auf 300.000 Tonnen geschätzt. Dies ist eine Steigerung von

15.000 Tonnen gegenüber dem Vorjahr und geht mit der Erholung der Viehbestände nach den Massenkeulungen auf-

grund des Ausbruchs der Maul- und Klauenseuche 2010/11 in Korea einher (s.u.).202 In Südkorea wird v. a. importierter

europäischer Raps zu Biodiesel verarbeitet.203

Mit dem wachsenden Fleischbedarf der letzten Jahre ist auch die Viehindustrie gewachsen. Fleisch muss importiert wer-

den, da die heimische Viehwirtschaft den Bedarf nicht decken kann. Verschärft wurde die Importabhängigkeit durch

einen ernsthaften Ausbruch der Maul- und Klauenseuche in den Jahren 2010/11. Um diese einzudämmen wurden hun-

derttausende Schweine (circa 12 Prozent des gesamten Bestandes) und 107.000 der drei Mio. Rinder des Landes gekeult.

Bis Anfang 2012 lag der wirtschaftliche Schaden an den Viehbeständen bei 800 Mio. Euro.204

Tab. 35: Viehwirtschaft (Stand: Ende 2013)205

Tierart Anzahl Betriebe Tiere pro Betrieb

Rinder 3.342.000 130.000 26

Schweine 9.912.000 5.600 1.770

Hühner 151.337.000 3.087.000 49

Enten 10.899.000 866.000 13

Der Bestand an Rindern ist 2013 gegenüber 2012 um rund 123.000 Tiere zurückgegangen, der von Schweinen blieb etwa

gleich (+ 4.000), die Anzahl an Hühner stieg leicht an (+ 4,5 Mio.) und der Bestand an Enten stieg um 16.000 Tiere an.206

Trotzdem bietet die heimische Viehzucht ein durchaus attraktives Potenzial für die energetische Nutzung von Tierdung

(vgl. Abb. 24). Durch die Zentralisierung der Viehhaltung wird das Einsammeln dieser Ressourcen erleichtert. Dies trifft

in erster Linie auf die Haltung und Zucht von Schweinen und Rindern zu.207

200 USDA, 2013 201 TheBioenergySite, 2012 202 TheBioenergySite, 2012 203 Sim, 2011 204 Wikipedia,2011 205 Ministry of Agriculture, Food and Rural Affairs, 2014 206 Ministry of Agriculture, Food and Rural Affairs, 2014 207Chungnam National University, 2013

59


Abb. 24: Energetisches Potenzial von Tierdung nach Bezirken (in RÖE)208

Abb. 25: Lebensmittelabfälle nach Bezirken (in RÖE)209

Abb. 25 zeigt diejenigen Gebiete in denen die größten Mengen an Lebensmittelabfällen anfallen und deren energetische

Nutzung attraktiv ist. Im Jahr 2012 fielen rund 170.000 t Essensabfälle täglich an.210

208Chungnam National University, 2013 209Chungnam National University, 2013

60


Tab. 36: Biogasanlagen und -produktion211

Rohstoff Anzahl der Anlagen m3/ Jahr

Klärschlamm 69 149.098.000

Lebensmittelreste 11 21.370.000

Reststoffe aus der Viehwirtschaft 7 685.000

Industrieabfälle 11 -

Deponiegas 18 -

Lebensmittelreste und Reststoffe

aus der Viehwirtschaft (Co-Vergärung) 7 1.252.000

Gesamt 123 172.405.000

In Südkorea wird Biogas häufig (86 Prozent) aus Klärschlamm gewonnen. Lebensmittelreste und Reststoffe aus der

Viehwirtschaft spielen noch eine geringere Rolle, obwohl das Potenzial dafür wie oben erwähnt vorhanden wäre.

Die Biodieselindustrie schätzte im Jahr 2012 ihre Produktionskapazitäten auf 800 Mio. Liter/Jahr. Es gilt zu beachten,

dass die Biodieselproduktion seit dem Jahr 2010 von der Regierung auf 400 Mio. Liter/ Jahr limitiert wird. Hauptgrund

dafür sind fehlend Steuereinnahmen (Mineralölsteuer). Im Jahr 2013 lag die Anzahl der registrierten Biodieselproduzen-

ten bei 22 Unternehmen. Aber nur neun von diesen haben Verträge mit südkoreanischen Ölraffinerien, welche als einzige

konventionellen Diesel mit Biodiesel mischen dürfen. Die Biodieselproduzenten ohne entsprechende Verträge mit Raffi-

nerien versuchen ihre Absatzchancen durch Exporte zu vergrößern.212 Mit Biodiesel versetzter konventioneller Diesel

wurde 2006 erstmals vereinzelt an Tankstellen eingeführt. Mittlerweile ist das Produkt an fast allen Tankstellen zu er-

werben. Das gebräuchliche Mischungsverhältnis ist hierbei BD-5, das trotz des Namens nur einen Biodieselanteil von 2

Prozent aufweist. Kleine Mengen von BD-20 werden ebenfalls produziert. Die Verwendung ist auf Transportfahrzeuge

wie Busse oder LKWs beschränkt.213

75 bis 80 Prozent der Mengen von Soja und Palmöl, die für die Biodieselproduktion notwendig sind, müssen nach Südko-

rea importiert werden. Die restlichen 20 bis 25 Prozent sind vor allem wiederaufbereitetes Speiseöl. Die Sojabohnen

stammen hauptsächlich aus Argentinien und Brasilien, während das Palmöl vor allem aus Malaysia und Indonesien im-

portiert wird. Der Bedarf an importierten Rohstoffen wird auch in Zukunft nicht nachlassen, da Korea seinen Biodie-

selanteil im Treibstoff Jahr für Jahr erhöhen will. Der zukünftige Bedarf an recyceltem Speiseöl hängt vor allem von der

Verfügbarkeit der Versorgung durch die Haushalte ab. Hierfür ist das Sammelsystem bislang ineffizient. Nach Schätzun-

gen werden bislang jährlich circa 80.000 Tonnen an Speiseöl nicht wiederverwertet.214

Mit Hilfe von Abfällen werden jährlich 1.526 kt RÖE Primärenergie bereitgestellt. Es werden jährlich circa 116 Mio. Ton-

nen Abfälle produziert, wovon mehr als die Hälfte aus dem Bau- und Abrisssektor stammen. Das Haushaltsmüllaufkom-

men beläuft sich auf 17,83 Mio. Tonnen pro Jahr. Obwohl dies nur 15 Prozent des gesamten Müllaufkommens darstellt,

ist seine Rolle als erneuerbare Energiequelle durchaus bedeutend, da es vor allem aus organischen und brennbaren Abfäl-

len besteht. Gegenwärtig werden 57 Prozent des Haushaltsmülls recycelt, 17 Prozent werden verbrannt und 26 Prozent

210 UNEP, 2014 211Chungnam National University, 2013 212 USDA, 2010 213.USDA, 2010 214 USDA, 2010

61


werden auf Deponien gelagert. Die gegenwärtig wichtigste Technologie für die Energiegewinnung aus Abfällen sind große

Verbrennungsanlagen (35 Stück in Südkorea) mit großen Kammeröfen. Diese verbrennen jährlich 2,8 Mio. Tonnen

Haushaltsmüll. 19 der 35 Kraftwerke sind KWK-Anlagen, der Rest sind Fernwärmeerzeuger. Die Abfallaufbereitung zu

Brennstoffen spielt mit lediglich 60.000 Tonnen pro Jahr gegenwärtig keine große Rolle. Bau- und Abbruchabfälle sind

meist nicht brennbar und werden als Baumaterial für Gebäude und Straßen wiederverwertet. Das Gesamtaufkommen der

Industrie- und Gewerbeabfälle beträgt 37 Mio. Tonnen pro Jahr. Hiervon werden 74 Prozent recycelt. Ein großer Anteil

wurde bis 2013 ins Meer geleitet. Seit jenem Jahr ist das Londoner Abkommen in Kraft und die Verklappung von Abfällen

im Meer ist verboten. Nach einer Studie der Sungkyunkwan University aus dem Jahr 2010 würde die thermische Verwer-

tung aller nicht-recycelbaren Abfälle in KWK-Anlagen jährlich eine Energiemenge von 2.013 MtRÖE erzeugen.215


Biogas und Biomasse sind im Renewable Portfolio Standard mit einem Multiplikator von 1 ausgestattet. Seit dem Jahr

2010 werden Unternehmen bei der Nutzung von Holzpellets unterstützt. Insgesamt wurden dreizehn Firmen mit staatli-

chen und fünf mit privaten Mitteln finanziell bezuschusst. Die jeweiligen Modalitäten werden individuell vereinbart. Der

koreanische Staat unterstützt außerdem den Ausbau der Holzpelletproduktionskapazitäten.216

Ab dem Jahr 2016 soll eine Renewable Heat Obligation (RHO) in Kraft treten um die Nutzung von Bioenergie bei der

Wärmebereitstellung zu fördern. Nähere Informationen zu dieser sind derzeit (Juli 2014) noch nicht verfügbar.217

Laut Renewable Fuel Standard sollen ab dem Jahr 2017 mindestens zwei Prozent des Verbrauchs von City Gas mit Hilfe

von Biogas gedeckt werden. City Gas ist per Definition leitungsgebundenes Gas. Mit Erlass des City-Gas Business Acts

(zuletzt aktualisiert mit Amendment 2010.1.27) zählt hierzu neben Erdgas und Flüssiggas auch Biogas.218 Die genaue

Prozentzahl der Beimischungsmenge muss noch vom Ministry of Trade, Industry and Energy festgelegt werden.219

Das damals für Energiefragen verantwortliche Ministry oft the Knowledge Industry hat im Jahr 2011 eine F & E Roadmap

für Biotreibstoffe ausgearbeitet. Diese legt die Ziele Koreas für den Bereich Bioenergie bis ins Jahr 2030 fest. Bis ins Jahr

2015 soll v. a. im Bereich „1st generation biofuels“ investiert werden. Im Mittelpunkt stehen die Erzeugung von Bioetha-

nol aus Algen und Holz, die Erzeugung von Biogas aus organischen Abfällen, die Verflüssigung von Biogas (liquified bio-

methan technology), die Erzeugung von alkoholfreien Biokraftstoffen und die Produktion von Biobuthanol. Viele der

Technologien sollen mit Hilfe von technologiespezifischen Demonstrationsanlagen angewendet werden. Die langfristigen

Ziele der Roadmap (bis 2030) sind auf den Gebieten Veredelung von Synthesegas, Biokatalysatoren und BtL-

Kraftstoffen.220 Biodiesel wurde vom Ministry of Trade, Industry and Energy von der Mineralölsteuer befreit (0,36 Eu-

ro/Liter; 480 KRW/Liter). So soll der Treibstoff im Vergleich zu konventionellem Treibstoff wettbewerbsfähig gemacht

werden.221

215 Ryu Changkook, 2010. 216 Tillvaxtanalys, 2014 217 IEA, 2013 218 Samchully ES, 2013 219 Samchully ES, 2013 220 IEA Bioenergy, 2012

62


Tab. 37: Geplante Quoten 2014 bis 2022 laut Renewable Fuel Standard System222

Energieträger 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Biodiesel 2,5 2,5 2,5 3,5 4 4,5 5 7 7 7

Bioethanol - - - 3 3 4 5 7 7 7

Biogas - - - > 2 > 2 > 2 > 2 offen offen offen

Die Beimischungsquote für Biodiesel laut Renewable Fuel Standard (RFS) liegt für das Jahr 2012 bei zwei Prozent.223 Der

Wert ist jedoch nur eine Vorgabe der Regierung und nicht gesetzlich verpflichtend.224 Im Jahr 2014 sollten 2,5 Prozent

beigemischt werden und bis ins Jahr 2021 graduell auf bis zu sieben Prozent ansteigen. Die Beimischungsquote soll da-

nach langfristig nicht weiter angehoben werden.

Bei der Beimischung von Bioethanol (zu Benzin) und Biogas (zu Erdgas) soll bis ins Jahr 2016 in Form von Pilotprojekten

die Umsetzbarkeit der Beimischungsziele geprüft werden und dann wird die Quote für Bioethanol ebenfalls bis 2021 auf

sieben Prozent erhöht. Biogas soll ab 2017 mehr als zwei Prozent des Stadtgasverbrauchs decken. Wie sich die Quote nach

dem Jahr 2021 ändern wird, bleibt offen (vgl. Tab. 37).225

Die Quote für Biodiesel wird nicht erreicht, da sie gegenüber den Raffineriebetreibern nicht durchgesetzt wird.226 Das

Fehlen von klaren Richtlinien bezüglich der Beimischungspflicht von importiertem Diesel und in Korea raffiniertem Die-

sel erhöht die Unsicherheit in der Branche zusätzlich.227 Es gibt großen Widerstand seitens der Raffineriebetreiber, da

eine Erhöhung der Beimischungsquoten ihre nach eigenen Angaben geringen Renditen weiter schmälern würde.228 Das

Ministry of Trade, Industry and Energy (MOTIE) äußert sich bezüglich der Pläne im Bereich Biodiesel derzeit nicht.229

Die Beimischungsquoten für Bioethanol werden nach Annahme von Experten ebenfalls nicht erreicht werden.230

Bioethanol wird in Form einzelner Forschungsprojekte vom koreanischen Staat unterstützt(vgl. Tab. 38).


In Dangjin entsteht derzeit ein 2,3 GW großes Kombikraftwerk. Es ist ein Joint Venture der Oman Oil Company (30 Pro-

zent) und der südkoreanischen GS Holdings (70 Prozent). 100 MW sollen mit Biomasse befeuert werden. Der Rest wird

mit Erdgas betrieben. Die Anlage soll bis ins Jahr 2015 fertiggestellt sein.231

Im Juli 2013 ist in Donghae ein 30 MW Biomassekraftwerk ans Netz gegangen. Die Anlage verfeuert jährlich rund

200.000 Tonnen Hackschnitzel und wird von Korea East-West Power betrieben. Die Anlage kostete 98 Mio. Euro (141,5

Mrd. KRW). Die Wirbelschichtfeuerungstechnologie wurde von der Siemens AG geliefert. Die Anlage produziert rund

223,4 GWh Strom pro Jahr und versorgt rund 73.000 Haushalte.232

222 Samchully ES, 2013 223 Samchully ES, 2013 224 Tillvaxtanalys, 2014 225 Samchully ES, 2013 226 Biofuelpolicywatch, 2014 227 Biofuelpolicywatch, 2014 228 Platts, 2013 229 Platts, 2013 230 Samchully ES, 2013 231 Asianpower, 2013 232 Energy Korea, 2014

63


In der Deponie Sudokwon ist seit dem Jahr 2007 ein 50 MW Deponiegas-Kraftwerk in Betrieb.233 Die Investitionssumme

lag bei 54 Mio. Euro (77,3 KRW).234 Es handelt sich hierbei um ein CDM-Projekt in Kooperation mit Frankreich. Die An-

lage produziert jährlich bis zu 403 GWh Strom (2009). Beteiligte Organisationen sind Sudokwon Landfill Site Manage-

ment Corporation (SLC), Rhodia Energy GHG (zu Solvay) und DASCO Partners LLP.

Es existieren folgende Biogasanlagen welche mit Essensabfällen betrieben werden:

Tab. 38: Bestand Biogasanlagen zur energetischen Verwertung von Essensabfällen (Stand: 2013)235

Standort Einrichtung Kapazität in m3/ Tag Verwendung Biogas Jahresproduktion in m

3

Dongdaemoon

Seoul

Recycling Center

und Müllhalde 98 Strom und Wärme 3.786.444

Ganseo

Busan

Sammelstelle

für Essensabfälle 200 Strom 7.211.045

Songpa

Seoul

Sammelstelle

für Essensabfälle 500 Wärme 653.800

Nonggong

Daegu

Sammelstelle


Baekseok

Incheon

Sammelstelle

für Essensabfälle 700 Strom, Wärme, Fahrzeuggas 6.003.913

Yeonsu

Incheon

Sammelstelle

für Essensabfälle

Recycling Center

65 - 632.708

Bondeok

Gwangju

Recycling Center

und Müllhalde 160 Wärme 638.042

Sunggok

Ansan-si

Sammelstelle


Jail-dong

Uijeongbu-si

Sammelstelle

für Essensabfälle 116 - 915.000

Jindalrae-gil

Yeosu

Sammelstelle

für Essensabfälle 55 Wärme 1.231.288

Pungsan

Andong-si

Sammelstelle


Gesamt 2.129 21.369.254

Um die Einspeiseziele des RFS (vgl. Tab 37) zu erreichen muss Korea zuerst seine Kapazitäten zur Anreicherung von Bio-

gas ausbauen. Derzeit wird in erster Linie Gas für Busse und städtische Nutzfahrzeuge hergestellt.

233 United Nations, 2013 234Korea Institute of Energy Technology Evaluation and Planning, 2013 235 Chungnam National University, 2013

64


Im Jahr 2013 existierten folgende Anlagen:

Tab. 39: Anreicherungsanlagen für Biogas (Stand: 2013)236

Anlage

(Standort) Substrat

Jahr der

Inbetriebnahme Stundenkapazität in m

3 Verwendung

Seonam

(Seoul) Klärschlamm 2009 210 Erdgasfahrzeuge

Yongyeon

(Ulsan) Klärschlamm, Essensabfälle 2009 600 Einzelhandel

Sudokwon

Landfill

(Incheon)

Sickerwasser, Essensabfälle 2010 600 Erdgasfahrzeuge

Gangneung

(Gangwon) Klärschlamm 2010 300 Erdgasfahrzeuge

Suyoung

(Pusan) Klärschlamm 2013 600 Erdgasfahrzeuge

Gesamt 2.310

Abb. 26: Standorte der Biogasanlagen (dunkelblau = Lebensmittelabfälle; rot = Tierdung; grün = Klär-

schlamm; hellblau = Co—Vergärung)237

236Chungnam National University, 2013 237Chungnam National University, 2013

65


Tab. 40: Bioethanolforschungsprojekte238

Projekt Standort Projektlaufzeit

Budget in Mio.

Euro

(Mrd. KRW)

Ziel

Bioethanol aus Reststoffen

der Palmölindustrie

Daedeok Sci-

ence Town,

Daejeon

2010-2014 12,22 (16,29)

Pilotprojekt einer Ethanolfab-

rik mit

einem Output von

200 Litern/ Tag

Bioethanol aus lokal produzier-

tem Miscanthus

R&D Center,

Jeonju 2011-2016 10,79 (14,38)

Pilotprojekt einer Ethanolfab-

rik mit

einem Output von

200 Litern/ Tag

Bioethanol auf Basis von Mikro-

algen

(Salzwasser und Süßwasser)

Daejon 2009-2018 143,82 (191,66)

Identifizierung

geeigneter

Algenstämme,

Entwicklung eines kosten-

günstigen

Bioreaktors,

Entwicklung einer

Pilotproduktionsanlage

4.4 Geothermie


Die attraktivsten Regionen für die Nutzung von Erdwärme liegen in den Küstenregionen des Landes (vgl. Abb. 27).

238 IEA Bioenergy, 2012

66


Abb. 27: Wärmeflussverteilung239

Korea nutzt Tiefengeothermie noch nicht zur Stromerzeugung. Das theoretische Potenzial für die Tiefenregionen in 3 bis

10 km Tiefe ist mit 6.975 GWel nicht unwesentlich. Das Korea Institute of Geosciences and Mineral Resources (KIGAM)

geht davon aus, dass das technische Potenzial für Tiefengeothermie (bis 6,5 km) bei rund 19,6 GWel liegt. Der Südosten

des Landes ist die attraktivste Region zur Produktion von Strom unter Nutzung von Tiefengeothermie.240

Abb. 28: Wärmeverteilung Tiefengeothermie241

239 GENI, 2012 240Geothermal Resources Research Team, 2012 241 Geothermal Resources Research Team, 2012

67


Derzeit sind 229,3 MW an Wärmeleistung zur direkten Nutzung der Erdwärme in Südkorea installiert.242

Tab. 41: Direkte Nutzung der Erdwärme nach Anwendung in MW und TJ/ Jahr (Stand: 2013)243

Anwendungssegment MWth TJ/ Jahr

Raumwärme 8,66 53,43

Fernwärme 2,21 31,28

Gewächshäuser 0,17 1,33

Badehäuser/Schwimmbäder 32,56 507,61

Wärmepumpen 185,7 1.361

Gesamt 229,3 1,954.65

Die Wärmeproduktionskapazitäten für Geothermie haben in den letzten Jahren kontinuierlich zugenommen. Das Korea

Institute of Geosciences and Mineral Resources geht davon aus, dass bis ins Jahr 2017 jährlich Wärmepumpensysteme

mit einer Leistung zwischen 50 und 100 MWth zugebaut werden.244


Geothermische Anlagen sind nicht Bestandteil des RPS Systems und wurden nicht mit einem Multiplikatorwert bezüglich

Zertifikatszuteilungen ausgestattet.

Die Regierung unterstützt bis zu 50 Prozent der Installationskosten von Wärmepumpensystemen. Diese werden im Rah-

men des Home Subsidy Program (bis 2013 „One Million Green Homes Program“) gefördert. Im Zuge des Programms

wurden bereits über 4.000 Systeme (58,44 MW) (Stand: 2012) installiert.245

Der Mandatory Public New and Renewable User Act schreibt vor, dass fünf Prozent des Baubudgets von Gebäuden mit

mehr als 3.000 m2 in erneuerbare Energien fließen müssen.246 Hiervon wird die energetische Nutzung von Erdwärme

profitieren.

Laut Geothermal Technological Roadmap aus dem Jahr 2011 sollen vier spezifische Projekte bis ins Jahr 2020 umgesetzt

werden:

Errichtung eines modernen Wärmepumpensystems mit mehr als fünf MW installierter Wärmeleistung

Errichtung eines Hybridkraftwerks in Kombination mit einer anderen Erneuerbare-Energien-Technologie

Bau eines Fernwärmenetzes mit mehr als 50 MW geothermischer Wärmeleistung

Bau eines Geothermiekraftwerks mit 20 MW Stromerzeugungskapazität247

Das Geothermiekraftwerk mit 20 MW ist ein Pilotprojekt. Bis zum Jahr 2030 sollen acht bis zehn weitere Anlagen folgen.

242 DLA Piper, 2014 243 IGA, 2014 244 Geothermal Resources Research Team, 2012 245 KEMCO, 2014 246 Geothermal Resources Research Team, 2012 247 Geothermal Resources Research Team, 2012

68



Das US- amerikanische Unternehmen Alta Rock Energy hat im Januar 2014 bekannt gegeben, dass man in Korea ein 3,5

MWel Geothermiekraftwerk errichten wird. Die Projektkosten belaufen sich auf 56,2 Mio. Euro (82 Mrd. KRW). Der

Standort der Anlage wird die Stadt Gwangju.248

Das erste großflächige Geothermie-Programm wurde 2003 in Südkorea vom Korea Institute of Geoscience and Mineral

Resources gestartet, mit Hilfe dessen die Ressourcen für Niedrig-Temperatur-Tiefen-Geothermie im Norden der Stadt

Phang bestimmt werden sollten. Dementsprechend sollten Temperaturen über 70°C und mindestens 1.200 l am Tag er-

reicht werden. Nacheinander sollte das heiße Wasser mit abnehmender Temperatur durch ein Nahwärmenetz, Gewächs-

häuser und Wasserfarmen fließen.249

4.5 Wasserkraft


Mit Hilfe von Wasserkraft wurden im Jahr 2011 7,83 TWh Elektrizität produziert (1,5 Prozent der Gesamtproduktion). Im

darauffolgenden Jahr waren es lediglich 7,65 TWh (1,43 Prozent der Gesamtproduktion).250 3,9 TWh wurden in Laufwas-

serkraftwerken und der Rest in Pumpspeicherkraftwerken produziert.

Ende 2012 lag die installierte Gesamtleistung im Bereich Wasserkraft bei 1.785 MW. Damit repräsentiert die Wasserkraft

rund zwei Prozent der installierten Stromerzeugungsleistung bzw. die Hälfte der regenerativen Stromerzeugungskapazi-

tät Südkoreas. Bis ins Jahr 2020 sollen insgesamt 1,8 GW (Produktionswert 6.066 GWh/Jahr) und bis 2027 knapp 1,9

GW (6.287 GWh/Jahr) am Netz sein.251

Die durchschnittliche jährliche Niederschlagsmenge in Südkorea beträgt 1.245 mm pro m2. Die mögliche Variationsbreite

liegt zwischen 754 mm jährlich (gemessen 1939) und 1.782 mm (1998).252 In Südkorea wirkt sich die Topographie positiv

auf das Potenzial für Wasserkraft aus. Das Land besteht zu zwei Dritteln aus bergigen Gebieten mit vorteilhaftem Gefälle

für die Nutzung von Wasserkraft. Südkorea verfügt über insgesamt vierzig Flusssysteme (vgl. Abb. 29).

248 ThinkGeoenergy, 2014 249 Dena, 2013 250 IEA, 2014b 251 Gtai, 2014 252 K Water, 2014

69


Abb. 29: Flusssysteme253

Nach Angaben der Korea Maritime University haben kleine Wasserkraftwerke (< zehn MW) ein umsetzbares Potenzial

von 1.500 MW. 254

Im Jahr 2009 waren insgesamt 57,43 MW Kleinwasserkraft am Netz. Als Eigner dominieren private Unternehmen mit

einem Anteil von 46,1 Prozent deutlich vor der Korea Water Resources Corporation (KOWACO) mit 22,7 Prozent, der

KEPCO und deren Tochtergesellschaften (19,4 Prozent), der Korea Rural Community & Agriculture Corporation (11,0

Prozent) und einigen Kommunen (0,8 Prozent).255

An den südlichen und westlichen Küsten des Landes herrschen ausgezeichnete Bedingungen für die energetische Nut-

zung von Gezeiten. In diesen Regionen dominieren ausgeprägte Tidenhübe und starke Gezeitenströmungen.256 Das theo-

retische Potenzial für Wellenkraftwerke liegt bei 6,5 GW, jenes für Gezeitenkraftwerke bei 7,5 GW (ein GW davon Gezei-

tenströmungskraftwerke).257 Südkorea ist eine der attraktivsten Nationen für die energetische Nutzung von Wellen und

Gezeiten.

253 Dae-Min, 2014 254 Korea Martime University, 2007 255 Dena, 2013 256 KORDI, 2006 257 Innovation Norway, 2013

70



Der RPS gewährt den höchsten Fördermultiplikator pro REC für Gezeitenkraftwerke, zu deren Inbetriebnahme ein

Damm errichtet werden muss (vgl. Tab. 42).

Tab. 42: Gewichtung der RECs für geförderte Wasserkrafttechnologien258

Multiplikator Kraftwerkstyp

1 Wasserkraft, Gezeitenkraftwerk an einem existierenden Damm

2 Gezeitenkraftwerke mit notwendigem Dammneubau

Zusätzlich zum RPS erhalten alle erneuerbaren Energietechnologien eine fünfprozentige Steuergutschrift. 2009 wurden

außerdem alle Importzölle auf Komponenten von erneuerbaren Energieanlagen halbiert. Es werden zinsgünstige Darle-

hen (5,5 – 7,5 Prozent) für erneuerbare Energieprojekte gewährt. Hierbei gibt es eine fünfjährige Stundungsphase und

anschließend einen zehnjährigen Rückzahlungszeitraum.


Wichtigster Betreiber von Wasserkraftwerken ist die Korea Hydro & Nuclear Power Co., Ltd. (KHNP). Das Unternehmen

verfügt über insgesamt 539,3 MW installierter hydroelektrischer Leistung.

Tab. 43: Kraftwerkspark KHNP259

Standort Jahr der Fertigstellung Einheiten Kapazität (MW)

Hwacheon 1944 4 106

Chuncheon 1965 2 59,9

Uiam 1967 2 45

Cheongpyeong 1943 4 139,6

Paldang 1973 4 120

Anheung 1981 3 0,48

Seomjingang 1945 3 34,8

Boseongang 1937 2 4,5

Gosean 1957 2 2,6

Gangneung 1991 2 82

Gesamt 594,88

Uldolmok war das erste Gezeitenkraftwerk des Landes und ging 2009 in Betrieb. Die Bauzeit lag bei vier Jahren. Bis ins

Jahr 2013 sollte das Kraftwerk von einem MW (2,4 GWh Jahresproduktion) auf 90 MW aufgerüstet werden. Dies ist

bisher jedoch noch nicht geschehen (Stand: Juli 2014).260

258 RPS Department, 2012 259 KNHP, 2014 260 Wave & Tidal Energy News, 2009

71


Sihwa Lake Tidal Power Station ist das weltweit größte Gezeitenkraftwerk (254 MW) und nahm im Jahr 2011 nach acht

Jahren Bauzeit die Produktion auf. Das Kraftwerk produziert jährlich 552 GWh.261 Die Anlage befindet sich 20 km südlich

der Stadt Incheon und kostete 255,7 Mio. Euro (353,6 Mrd. KRW).

Das Garolim Bay Projekt wurde von der letzten Regierung auf Eis gelegt. Unter der Regierung von Präsident Lee Myung-

bak wurde das 520 MW Kraftwerk wieder in die Planung aufgenommen. Die Gesamtkosten sollen sich auf 730,58 Mio.

Euro (1,01 Billionen KRW) belaufen. Bereits im Jahr 2015 soll das Projekt Gangwha nördlich des Sihwa- Gezeitenkraft-

werks mit 812 MMW ans Netz gehen. Hierbei handelt es sich ebenfalls um ein Gezeitenkraftwerk. Es soll pro Jahr 1,56

TWh Strom erzeugen. Gegen das Vorhaben gab es massiven Widerstand von Anwohnern und Umweltaktivisten.262 Der

Projektentwickler KOREA MIDLAND POWER CO., LTD verringerte wegen des Widerstandes die zu installierende Kapa-

zität auf 420 MW. 2012 stieg man schließlich aus dem Projekt aus. Im Februar 2013 wurde die Arbeit am Projekt wieder

aufgenommen.263

Allgemein kommt es häufig zu Protesten gegen geplante Gezeitenkraftwerke. Diese werden meist von Umweltaktivisten,

Fischern oder Anrainern angeführt. 264

Insgesamt sollen in Südkorea Gezeitenströmungskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 1.260 MW zugebaut werden

(vgl. Tab. 44).

Tab. 44: Gezeitenströmungskraftwerke265

Name (Standort) MW Status (2013)

Gangwha (Deokjeok Provinz) 200 Bau soll 2015 beginnen

Jeonnam (Sinan) 260 Machbarkeitsstudie

Jeonnam

(Changjuk) 150 Machbarkeitsstudie

Jeonnam

(Maenggol) 250 Machbarkeitsstudie

Jeonnam

(Changjuk ) 400 110 kV Testanlage bereits installiert

Gesamt 1.260

Das Korean Institute of Ocean Science Technology (KORDI) führt seit dem Jahr 2001 Pilotprojekte mit Wellenkraftwer-

ken durch. Die größte Forschungsanlage hat eine installierte Leistung von 250 kW.266

261 MYRE, 2014 262 Innovation Norway, 2013 263 Innovation Norway, 2013 264 United Nations, 2014 265 Innovation Norway, 2013 266 Innovation Norway, 2013

72


Marktnachrichten

Datum Titel verlinkt auf www.export-erneuerbare.de

16.06.2014 Südkorea verschiebt Zehn-Prozent-Ziel für Erneuerbare im Strommarkt um zwei Jahre

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

http://www.export-erneuerbare.de/EEE/Redaktion/DE/DENA/Kurzmeldungen/Marktnachrichten/2014/2014_06_16_sued_korea.html

73


5 Kontakte

5.1 Staatliche Institutionen

Ministry of the Knowledge Economy (MKE)

88, Gwanmoonro, Gwacheon-si,

Gyeonggi-do 427-723

Tel.: +82-2-1577-0900


Internet: www.mke.go.kr

Ministry for Food, Agriculture, Forestry and Fisheries (MIFAFF)

Government Complex Gwacheon

47, Gwanmun-ro, Gwacheon-si, Gyeonggi-do

South Korea

Tel: +82-2-503-7200/ +82-2-2110-4000

Fax: +82-2-503-7249


Internet: www.english.mifaff.go.kr

Ministry for Land, Infrastructure and Maritime Affairs (MOL)

47 Gwanmoon-ro, Gwacheoun-si, Gyeonggi-do

427-712 South Korea

Tel: +82-2-1599-0001

Fax: +82-2-2150-1000

Internet: www.english.mltm.go.kr

Ministry of Strategy and Finance

Government Complex II, 47 Gwanmoon-ro, Gwacheon City,

Gyeonggi Province, 427-725, South Korea

Tel: +82-2-2150-2455

Fax: +82-254-1355


Internet: www.english.mosf.go.kr

Ministry of Public Administration and Security

Central Government Complex, 209 Sejong-daero (Sejong-ro), Jongno-gu,

Seoul, South Korea

Tel: +82-2-2100-3399

Internet: www.mopas.go.kr

Ministry of Education,

Central Government Complex, 77-6 Sejong-No, Jongno-Gu

Seoul, South Korea 110-760

Tel: +82-2-6222-6060

mailto:[email protected]

http://www.mke.go.kr/


http://www.english.mifaff.go.kr/

http://www.english.mltm.go.kr/


http://www.english.mosf.go.kr/

http://www.mopas.go.kr/

74


Fax: +82-2-2100-6133


Internet: www.english.mest.go.kr

Ministry of Foreign Affairs and Trade

60, Sajik-ro 8-gil, Jongno-gu

Seoul, South Korea (110-787)

Tel: +82-2-2100-2114

Fax: +82-2-2100-7999

Internet: www.mofat.go.kr

Ministry of Environment (MoE)

88 Gwanmoon-ro, Gwacheon-si, Gyeonggi-do,

South Korea, 427-729

Tel: +82-2-2110-6546

Internet: www.eng.me.go.kr

5.2 Wirtschaftskontakte

Allgemein

Korean National Oil Corporation (KNOC)

57, 212th Rd. Gwan-pyung-ro

Dong-ahn gu, Anyang-si

Gyeonggi-do, South Korea 431-711

Tel : 82-31-380-2114

Fax : 82-31-387-9323

Mail: [email protected]

Web: www. knoc.co.kr

Head Office of Korea Electric Power Corporation (KEPCO)

512, Yeongdong-daero, Gangnam-Gu

Seoul 135-791, South Korea

Tel: +82-2-3456-3114

Internat: www.kepco.co.kr/eng/

POSCO Power Corporation

Posteel Tower 21st Floor, 735-3, Yeoksam-dong

Gangnam-gu, Seoul, 135-080

Tel: +82-2-3469-5909

Fax: +82-2-3469-5999

Internet: www.poscopower.co.kr

Korea Energy Economics Institute (KEEI)

665-1-Naeson 2-dong,

Euiwang-si, Kyonggi-do 437-712


http://english.mest.go.kr/

http://www.mofat.go.kr/

http://www.eng.me.go.kr/


http://www.kepco.co.kr/eng/

http://www.poscopower.co.kr/

75


Tel: +82-31-420-2114

Fax: +82-31-422-4958

Internet: www.keei.re.kr

Korea Institute of Energy Research (KIER)

102 Gajeon-ro, Yuseong-gu,

Daejeon 305-343

Tel: +82-42-860-3114

Fax: +82-42-861-6224

Internet: www.kier.re.kr

Korea Energy Management Corporation (KEMCO)

1157 Pungdeokchon-2-dong, Yongin,

Gyeonggi-do 448-994

Tel: +82-31-260-4453

Fax: +82-31-260-4459

Internet: www.kemco.or.kr

Environmental Research Complex

Kyungseo.dong, Seo.gu

Incheon, South Korea 404-170

Tel: +82-32-560-7114

Fax: +82-32-568-2036

Internet: www.nier.go.kr/eric/portal/eng

Korean Institute of Environmental Science and Technology

290, Jinheungno, Eunpyeong-gu

Seoul, South Korea

Tel: +82-2-3800-500

Internet: www.kiest.re.kr/eng/

Hyundai Engineering Co. Ltd.

917-9, Mokl-dong Yangcheon-ku

158-723 Seoul

Tel: +82-2-2166-8414

Fax: +82-2-2649-4424

Internet: www.hec.co.kr

Korea Energy Management Corp.

Pungdeokcheon 2-dong,

Yongin Si Suji-gi, Gyeonggi-do

Tel: +82-31-266-1491

Fax: +82-31-266-1493

Internet: www.knrea.or.kr

Korea District Heating Corporation

http://www.keei.re.kr/

http://www.kier.re.kr/

http://www.kemco.or.kr/

http://www.nier.go.kr/eric/portal/eng

http://www.kiest.re.kr/eng/intro.jsp?MNU2=02

http://www.hec.co.kr/

http://www.knrea.or.kr/

76


186 Bundang-dong, Bundang-gu, Seongnam-si

Gyeonggi-do, South Korea 463-908

Tel: +82-31 780-4114

Internet: www.kdhc.co.kr/eng/

Korea Water Resources Corporation

200 beon-gil, Sintanjin-ro, Daedeok.gu

Daejeon, 306-711, South Korea

Tel: +82-42-629-3114

Internet: www.english.kwater.or.kr/

GS Caltex Corporation

GS Tower, 679, Yoksam-dong

Gangnam-gu


Tel: +82 2 565 7584

Fax: +82 2 565 7588

Web: http://www.caltex.com

GS Energy

Yeoksam-dong GS Tower, 508

Nonhyeon-ro, Gangnam-gu, Seoul

Tel: 822 - 2005 - 0800

Fax 822 - 2051 – 6262

Web: www.gsenergy.co.kr

Email: [email protected]

Samchullyx

35-6 Yeouido-dong, Yeongdeungpo-gu

Seoul, South Korea

Tel: 82-2-368-3300

Web: https://www.samchully.co.kr/

S- Oil

192, Baekbeom-ro, Mapo-gu


Tel : 82-2-3772-5151

Web: http://www.s-oil.com

Hyundai Oilbank

Yonsei Severance Bldg, 10

Tongil-ro, Jung-gu

Seoul Korea

Tel: 02-2004-3000

Web: https://www.oilbank.co.kr

http://english.kwater.or.kr/

http://www.caltex.com/

http://www.gsenergy.co.kr/


https://www.samchully.co.kr/

http://www.s-oil.com/

https://www.oilbank.co.kr/

77


SK Innovation

Sk Bldg.

Seoul 110110, South Korea

Tel: +82-221215114

Web: http://eng.skinnovation.com

Korean Gas Corporation (KOGAS)

171 Dolmaro (215, Jeongja-dong)

Bundang-gu, Seongnam, Gyeonggi-do

463-754, South Korea

Tel: 588-1604

Web: http://www.kogas.or.kr

LS Industrial Systems Co., Ltd.

Cheongju Plant #1,

Songjung-dong, Hungduk-gu,

Cheongju, 361-720

South Korea

Tel. +82 43 261 6509

Fax +82 43 261 6629

Mail: jsparkj(a)lsis.biz

Web: http://jp.lsis.biz/

Iljin Electric Co Ltd

112-83, Annyeong-Dong

HWASEONG445380

South Korea

Tel: +82 312200500

Fax+82 312200519

Web: http://www.iljinelectric.com

Windenergie

Acciona Energia

KP bldg. 8th Floor. Nº 801,300-6 Yomgok-dong 137 – 170

Seoul, South Korea

Tel: +82-2-3497-1802/1807

Fax: +82-2-3497-1680

Internet: www.acciona.com

Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME)

85, Da-dong, Jung-gu

Seoul 100-180

Tel: +82-02-2129-0114

Fax: +82-02-756-4390

Internet: www.dsme.co.kr

http://eng.skinnovation.com/

http://www.kogas.or.kr/

http://jp.lsis.biz/

http://www.iljinelectric.com/

http://www.acciona.com/

http://www.dsme.co.kr/

78


DONGYANG ENGINEERING & CONSTRUCTION CORP.

11, Gwongwang-ro 139beon-gil Suwon-si

Gwonseon-gu Gyeonggi-do

Gyeonggi

441822

Tel: 02-3420-8000

Doosan Heavy Industrie

555, Guigok-dong, Changwon

Gyeongsangnam-do, 641-792, South Korea

Tel: +82-55-278-6114, 7114

Fax: +82-55-264-5551,5552

Internet: www.doosanheavy.com

Eurus Energy Group

Kamiyacho Central Place 7th Floor, 3-13, Toranomon 4-Chome, Minato-ku

Tokyo 105-0001, Japan

Tel: +81-3-5404-5300

Fax: +81-3-5404-5301

Internet: www.eurus-energy.com

GS Energy

1023 Cameron St.,

Hawkesbury, On. K6A 2B8

Tel: 613 632.6226

Fax: 613 632.1475

Mail:[email protected]

Web: www.gselectric.ca

Hajin Shipping

Hajin Shipping BLDG, 25-11, Yoido-Dong, Youngdeungpo-ku

Seoul, Korea

Internet: www.hanjin.com

Hyosung Corporation

450 Gongdeok-dong, Mapo-gu

Seoul, Korea

Tel: +82-2-707-6181

Fax: +82-2-707-6117

Internet: www.hyosung.com

Hyundai Heavy Industries Co. Ltd.

1, Jeonha-dong, Dong-gu

Ulsan, South Korea

Tel: +82-52-202-7840

http://www.doosanheavy.com/

http://www.eurus-energy.com/


http://www.gselectric.ca/

http://www.hanjin.com/

http://www.hyosung.com/

79


Fax: +82-52-250-9666


Internet: www.hyundai-elec.com

Unison

1984, Chojeon-Ri, Sanam-Myeon, Sacheon-Si

Gyeonsangnam, South Korea

Tel: +82-55-851-8777

Fax: +82-55-851-8700

Internet: www.unison.co.kr

Vestas Korea Wind Technology Ltd.

10F, ACE Building 1-170, Sunwha-dong Jung-gu

Seoul, 100-712, South Korea

Tel: + 82-2-2021-8290

Internet: www.vestas.com

Vestas Wind Systems A/S

Hedeager 448200

Aarhus, Denmark

Tel: +45-97-30 00 00

Fax: +45-97-30 00 01


Internet: www.vestas.com

Solarenergie

Samsung Everland

19th FL., Samsung Main Building

250 Taepyeongro-2ga, Jung-gu

Seoul, South Korea

Tel: 82-2-759-0290

Web: http://www.samsungeverland.com/eng/

Conergy Ltd.

Kaufmannshaus

Bleichenbrücke 10

20354 Hamburg

Deutschland

Tel.: +49 (0)40 27 142-1000

Fax: +49 (0)40 27 142-1100


Web: www.conergy.de

CK Solar

55 Jangchun-Ri, Hwawon-Myeon


http://www.hyundai-elec.com/

http://www.unison.co.kr/

http://www.vestas.com/


http://www.vestas.com/

http://www.samsungeverland.com/eng/


http://www.conergy.de/

80


Haenam,536 884

South Korea

KOPIA (Korea Photovoltaic Industry Association)

6F Taeyang 21 Bd, 832-21, Yeoksam-dong, Gangnam-gu,

Seoul, 135-080

Tel: +82-2-522-1748


Internet: www.kopia.asia

Doosan Heavy Industries & Construction Co., Ltd. Headquarter

22 DoosanVolvo-ro,Seongsan-Gu

Changwon,Gyeongnam 642-792

South Korea

Tel: 82 55 278 6114

Web: http://www.doosan.com

Head Office OCI Company Ltd.

50, Sogong.dong, Jung-gu,

Seoul, 100-718

Tel: +82-2-727-9500

Fax: +82-2-756-9565

SunPower Energy Systems Korea, Ltd.

9th Floor, Sinsung Winners B/D, 890-31

Daechi-dong, Gangnam-gu, Seoul, 135-839

Tel:+82-2-3453-0941

Internet: www.us.sunpowercorp.com

Hyundai Heavy Industries

1000, Bangeojinsunhwan-doro

Dong-gu, Ulsa

Tel: +82-52-202-2114

Fax: +82-52-202-3470

Internet: www.english.hhi.co.kr

LG Electronics Inc.

LG Twin Towers, 20 Yeouido-dong, Yeongdeungpo-gu,


Tel: +82-2-3777-1114

Internet: www.lg.com

Hanwha Chemicals

Hanwha Building, 1 Janggyo-Dong, Jung-gu

100-797 Seoul


http://www.kopia.asia/

http://www.doosan.com/

Tel:+82-2-3453-0941

http://us.sunpowercorp.com/

http://english.hhi.co.kr/contact/business_contact.asp

http://www.lg.com/

81



Internet: www.hcc.hanwha.co.kr

Concentrix/ Soitec Korea

Gwell Estate B-405

93-10 Bansong-Dong

Hwasung-Si

Gyeonggi-Do, South Korea

Tel: +82 31 8015 3910

Fax: +82 31 8015 3914

Bioenergie

LG Electronics Inc.

LG Twin Towers, 20 Yeouido-dong, Yeongdeungpo-gu,


Tel: +82-2-3777-1114

Internet: www.lg.com

Biomass Secure Power Inc.

40218 Wellsline Road,

Abbotsford, B.C.

V3G 2K7, Canada

Tel:604.807.4957

Fax: 604.859.2157

Email:[email protected]

Web:www.biomasssecurepower.ca

SK Chemicals

310 Pangyo-ro, Bundang-gu, Seongnam-si,

Gyeonggi-do 463-400

South Korea

Web: http://www.skchemicals.com

KAIST

KAIST 291 Daehak-ro (373-1 Guseong-dong)

Yuseong-gu, Daejeon 305-701

Tel: 042-350-2114


Web: www.kaist.ac.kr

Trafigura Pte Ltd

Daelim Acrotel,

246ho, 524, Seolleung-ro,

Gangnam-Gu


http://hcc.hanwha.co.kr/english/cen/cha_char_idx.jsp

http://www.lg.com/

Tel:604.807.4957

http://www.skchemicals.com/

http://www.kaist.ac.kr/

82



Tel: +99 366 307 401

Web: http://www.trafigura.com

GS Holdings Corp.

508 Nonhyeon-Ro, Gangnam-Gu

Seoul, Seoul, 135916 South Korea

+82-220058125

http://www.gsholdings.com

Oman Oil Company

PO Box 261

PC 118, Sultanate of Oman

Muscat

Qurum Area, Opposite to Qurum City Centre

Tel: + 968 - 2457 3100

Fax: + 968 - 2457 3101


Web: oman-oil.com

Kenertec Co., Ltd.

366 Iga-ri, Cheongha-myun, Buk-gu Pohang-si

Gyeongsangbuk-do 791-920

Tel: +82-54-2618040

Changhae Ethanol

829, Palbok Dong 3Ga

Deokjin-Gu

Jeonju City, 561-203

South Korea

Tel: 82 6 3214 7800

Fax:82 6 3214 7805

Web: www.chethanol.com

EASY BIO SYSTEM,INC.

837-11 Yuksam-Dong, Kangnam-Gu

1901 Seoul

Tel: +82-2-501-9988

Fax: +82-2-501-9989

Gendocs Inc

4th Fl., Daejeon Bio Venture Town, 461-58

Jeonmin-dong, Yuseong-gu, Daejeon,

South Korea

Tel: 82-42-862-0273

Fax: 82-42-862-0272

http://www.trafigura.com/

http://www.gsholdings.com/


http://www.chethanol.com/

83


Web: www.gendocs.co.kr

Korea East-West Power

512, Yeongdongdaero, Gangnam-gu,

Seoul, South Korea

TEL: 82-2-3456-8415

FAX: 82-2-3456-8439

Siemens Ltd. Seoul

Poongsan Building 10th Floor

23 Chungjeong-ro, Seodaemun-gu

Seoul 120-837

Tel.: +82 2 34 50 – 70 00

Fax: +82 2 34 50 – 70 19


Web: www.siemens.com

Dasco Global Headquarters

103 Wigmore Street

LondonW1U 1QS

United Kingdom

Tel: +44 (0) 203 725 9260

Fax: +44 (0) 203 693 6160

Solvay Ulsan - Wonsan Ri

751-752, WONSAN-RI

ONSAN-EUP. ULJU-GUN

ULSAN 689-890

South Korea

LBL Corp., Ltd.

3f, Jian B/D, #61-6, Nonhyun-dong, Gangnam-gu

Seoul, 135-010

Tel: +82-2-514-4337

Fax: +82-2-514-4238


Internet: www.lblcorp.com

Eco Solutions Co.

1008 Woolim e-biz Center, 16, Yeongdeungpo-dong 3-ga

Yeongdeungpo-Gu

Seoul, 150-103

Tel: +82-2-2164-9901

Fax: +82-2-2164-9905

Internet: www.ecosol.co.kr

http://www.gendocs.co.kr/


http://www.siemens.com/


http://www.lblcorp.com/

http://www.ecosol.co.kr/

84


Geothermie

Korea Institute of Geoscience and Mineral Resources

92, Gwahangro, Yuseong-gu, Daejeon Metropolitan City, Korea

Tel: +82-42-868-3114

Fax: +82-42-861-9720


Web: http://www.kigam.re.kr

Altarock Energy

4010 Stone Way North, Suite 400

Seattle, WA 98103

Tel: (206) 729-2400

Fax: (206) 729-2402 fax

Mail: [email protected]

Web: www.altarockenergy.com

Wasserkraft

Boaz Engineering & Construction Co. Ltd.

I3F, Leema BLDG, 146-1 Susong-Gong Jonglo-Gu

Seoul

Tel: +82-2-398-5959

Fax: +82-2-398-5900


Internet: www.boazek.co.kr

Hyosung Corporation

450 Gongdeok-Dong

Mapo-Gu 121-720, Seoul

Tel: +82-2-707-6621

Fax: +82-2-707-6617

Internet: www.hyosung.com

Korea Midland Power Co.Ltd,

67, Samseong-dong Gangnam-gu

Seoul 135090, South Korea

Tel:82-2-34567424

Web: www.komipo.co.kr

Korea Rural Community and Agriculture Corporation

Tel: +82-31-420-3114


Web: www.ekr.or.kr


http://www.kigam.re.kr/


http://www.altarockenergy.com/


http://www.boazek.co.kr/

http://www.hyosung.com/

Tel:82-2-34567424

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Länderprofil Südkorea - dena.de · 6 Länderprofil Südkorea – Informationen für deutsche...

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