Länderprofil Malaysia - dena

Länderprofil Malaysia Stand: Dezember / 2013

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Die dena unterstützt im Rahmen der Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (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.exportinitiative.de

1

Länderprofil Malaysia – Informationen für deutsche Unternehmen

Inhaltsverzeichnis

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

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

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

Währungsumrechnung ......................................................................................................... 8

Maßeinheiten ........................................................................................................................ 8

Datenblatt ............................................................................................................................. 9

Executive Summary .............................................................................................................. 11

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

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

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

2.2 Energieerzeugungs- und -verbrauchsstruktur .................................................................................... 26

3 Energiepolitik ............................................................................................................... 38

3.1 Energiepolitische Administration ....................................................................................................... 38

3.2 Politische Ziele und Strategien ............................................................................................................ 39

3.3 Gesetze, Verordnungen und Anreizsysteme für erneuerbare Energien ............................................. 41

3.4 Genehmigungsverfahren...................................................................................................................... 43

3.5 Netzanschlussbedingungen ................................................................................................................. 45

4 Nutzungsmöglichkeiten erneuerbarer Energien ........................................................... 46

4.1 Windenergie ......................................................................................................................................... 46

4.1.1 Natürliches, wirtschaftliches und technisches Potenzial ................................................................... 46

4.1.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten ...................................... 48

4.2 Solarenergie .......................................................................................................................................... 48


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

4.2.3 Projektinformationen ........................................................................................................................... 53

4.3 Bioenergie ............................................................................................................................................. 54


4.3.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten .......................................57


4.4 Geothermie ........................................................................................................................................... 59



2



4.5 Wasserkraft ........................................................................................................................................... 63




5 Kontakte ........................................................................................................................ 67

5.1 Staatliche Institutionen........................................................................................................................ 67

5.2 Wirtschaftskontakte ............................................................................................................................. 69

Literatur-/Quellenverzeichnis .............................................................................................. 72

3


Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Landkarte von Malaysia .......................................................................................................................... 13

Abb. 2: Übertragungsnetz auf der malaysischen Halbinsel ............................................................................... 24

Abb. 3: Übertragungsnetz im Bundesstaat Sarawak .......................................................................................... 25

Abb. 4: Übertragungsnetz im Bundesstaat Sabah .............................................................................................. 25

Abb. 5: Entwicklung der malaysischen Stromerzeugung nach Energieträgern im Zeitraum 1970 – 2008 .... 31

Abb. 6: Ausbauszenario für erneuerbare Stromerzeugungskapazitäten im Zeitraum 2011 bis 2050 ............. 41

Abb. 7: Solar-Karte von Malaysia ........................................................................................................................ 49

Abb. 8: Thermalquellen auf der malaysischen Halbinsel .................................................................................. 60

Abb. 9: Thermalquellen im Bundesstaat Sarawak ............................................................................................. 61

Abb. 10: Thermalquellen im Bundesstaat Sabah ................................................................................................ 61

4


Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Zusammenfassung der Eckdaten des Zielmarktes ................................................................................... 9

Tab. 2: Wirtschaftliche Entwicklung in Malaysia, 2008 bis 2013 ..................................................................... 16

Tab. 3: Entwicklung der Nettoexporte bzw. -importe von Rohöl, LNG und Kohle 1990 bis 2010 (in kt RÖE)19

Tab. 4: IPP-Standorte in Westmalaysia (Stand: 2013) ...................................................................................... 22

Tab. 5: IPP-Standorte im Bundesstaat Sabah (Stand: 2013) ............................................................................. 22

Tab. 6: Länge der Stromübertragungsnetze nach Spannungsebene und Versorgungsgebiet in Malaysia

in 2011 (in km) ............................................................................................................................................. 23

Tab. 7: Länge der Stromverteilnetze nach Versorgungsgebiet in Malaysia in 2011 (in km) ............................ 23

Tab. 8: Energiebilanz von Malaysia 2011 (in kt RÖE)........................................................................................ 26

Tab. 9: Stromerzeugung und –verbrauch sowie Spitzenlast nach Versorgungsgebiet Malaysias in 2011 ...... 29

Tab. 10: Installierte Kraftwerkskapazitäten nach Energieträger und Versorgungsgebiet Malaysias

zum Stand 31. Dezember 2011 (in MW) ...................................................................................................... 29

Tab. 11: Entwicklung der Stromnachfrage nach Versorgungsgebiet, 2005 bis 2011 ........................................ 30

Tab. 12: Stromverbrauch nach Sektoren in Malaysia 2011 ................................................................................ 30

Tab. 13: Stromerzeugungsstruktur nach Energieträger/Kraftwerkstyp 2011 ................................................... 31

Tab. 14: Durch das FiT-Programm geförderte und betriebene Stromerzeugungsanlagen nach

Energieträger/Technologie, Stand September 2013 (in MW) ................................................................... 32

Tab. 15: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Westmalaysia (Stand September 2013) .. 32

Tab. 16: Gewerbliche Stromtarife in Westmalaysia (Stand September 2013) .................................................. 32

Tab. 17: Industriestromtarife in Westmalaysia (Stand September 2013) ......................................................... 33

Tab. 18: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Sabah und auf der Insel Labuan

(Stand September 2013) .............................................................................................................................. 33

Tab. 19: Gewerbliche Stromtarife in Sabah und auf der Insel Labuan (Stand September 2013) .................... 34

Tab. 20: Industriestromtarife in Sabah und auf der Insel Labuan (Stand September 2013) .......................... 34

Tab. 21: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Sarawak (Stand September 2013) ........... 35

Tab. 22: Gewerbliche Stromtarife in Sarawak (Stand September 2013)........................................................... 35

Tab. 23: Industrieller Stromtarif in Sarawak (Stand September 2013) ............................................................ 36

Tab. 25: Verbrauchsabhängiger Gas-Tarif der Gas Malaysia Bhd. (Stand September 2013) .......................... 36

Tab. 26: Treibstoffpreise (Stand September 2013) ............................................................................................ 37

Tab. 27: Kumulierte Ausbauziele für erneuerbare Stromerzeugungskapazitäten im Zeitraum 2011 bis 2050

(in MW) ........................................................................................................................................................ 40

Tab. 28: Quoten als jährliche Zubau-Kontingente innerhalb des FiT-Programms, 2012 bis 2014 (in MW) .. 42

Tab. 29: Ablaufplan einer Bewerbung für das FiT-Programm .......................................................................... 44

Tab. 30: Kosten und Dauer einer Systemanalyse in Abhängigkeit der elektrischen Anlagenleistung (PPS).. 45

Tab. 31: Durchschnittliche monatliche Windgeschwindigkeiten (in m/s) diverser Küstenstandorte in

Malaysia in 10 und 100 m Höhe im Jahr 2009 ......................................................................................... 46

Tab. 32: Durchschnittliche monatliche Windgeschwindigkeiten (in m/s) in Kuala Terengganu in 18 m

Höhe im Zeitraum 2004 bis 2007 ............................................................................................................... 47

Tab. 33: Durchschnittliche jährliche Globalstrahlung nach Standort............................................................... 48

Tab. 34: PV-Ausbau im Rahmen des malaysischen FiT-Programms im Zeitraum 2012 bis Ende 2014 ........ 50

Tab. 35: Mittel- und langfristige PV-Ausbaupläne, 2011 bis 2050 .................................................................... 50

Tab. 36: Einspeisetarif für Photovoltaik, Stand 4. Oktober 2013 ...................................................................... 52

5


Tab. 37: Zugewiesene PV-Quoten im FiT-Programm nach Förderbegünstigten in 2013 und 2014,

Stand: 04. Oktober 2013 (in MW) ............................................................................................................... 52

Tab. 38: Entwicklung von Anbauflächen und Produktionsmengen der malaysischen Palmöl-Industrie

in den Jahren 2011 und 2012....................................................................................................................... 55

Tab. 39: Entwicklung des Nutztierbestands in Malaysia, 2007 bis 2011 (Stück) ............................................. 56

Tab. 40: Langfristige Ausbaupläne für die Stromerzeugung aus Biomasse und Biogas, 2011 bis 2050

(in MW) ........................................................................................................................................................ 57

Tab. 41: Einspeisetarif für die Biogasverstromung nach elektrischer Anlagenleistung und Bonuskriterien,

Stand: 4. Oktober 2013 ................................................................................................................................ 57

Tab. 42: Einspeisetarif für die Biomasseverstromung nach elektrischer Anlagenleistung und Bonuskriterien,

Stand: 4. Oktober 2013 ................................................................................................................................ 58

Tab. 43: Standort und installierte Leistung betriebener Großwasserkraftwerke im Jahr 2011 ....................... 63

Tab. 44:Installierte Leistung betriebener Kleinwasserkraftwerke nach Stromversorgungsgebiet

im Jahr 2011 ................................................................................................................................................. 64

Tab. 45: Langfristige Ausbaupläne für die Stromerzeugung aus Kleinwasserkraftwerken

(installierte Kapazitäten und Stromerzeugung), 2011 bis 2050 ................................................................ 65

Tab. 46: Einspeisetarif für die kleine Wasserkraft, Stand 4. Oktober 2013 ...................................................... 65

6


Abkürzungen

AIM Malaysian Innovation Agency

AWER Association of Water & Energy Research Malaysia

BMELV Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz

BIP Bruttoinlandsprodukt

BTU British Thermal Unit

CSP Concentrated Solar Power

CCC Connection Confirmation Check

DOE Department of Environment

DOS Department of Statistics

EC Energy Commission

EE Erneuerbare Energien

EIA U.S. Energy Information Administration

EIU Electrical Inspectorate Unit

EPU Economic Planning Unit

FiT Feed-in Tariff

FiA Feed-in Approval

GMB Gas Malaysia Bhd.

IPP Independent Power Producer

ISIC International Student Identity Card

KeTTHA Ministry of Energy, Green Technology and Water

KKAS Ministry of Public Utilities Sarawak

KKLW Ministry of Rural and Regional Development

KPPK Ministry of Plantation Industries and Commodities

LNG Liquefied Natural Gas

PSS Power System Study

IEA International Energy Agency

IMF International Monetary Fund

MBIPV Malaysia Building Integrated Photovoltaic Technology Application Project

MDTCA Ministry of Domestic Trade and Consumer Affairs

MET Malaysian Meteorological Department

MIDA Malaysian Investment Development Authority

MITI Ministry of International Trade and Industry

MLNG Malaysia LNG Sdn. Bhd.

MPIA Malaysian Photovoltaic Industry Association

MPOB Malaysian Palm Oil Board

NREPAP National Renewable Energy Policy & Action Plan

NKEA National Key Economic Area

OBG Oxford Business Group

Petronas Petroliam Nasional Berhad

RM Malaysischer Ringgit

SEDA Sustainable Energy Development Authority Malaysia

SEB Sarawak Energy Berhad

SESB Sabah Electricity Sdn. Bhd.

7


Sdn. Bhd. Sendirian Berhad (entspricht der GmbH)

SREP Small Renewable Energy Power Programme

TNB Tenaga Nasional Berhad

USGS United States Geological Survey

WKO Wirtschaftskammer Österreich

8


Währungsumrechnung

Stand: 7. September 2013, Quelle: Wirtschaftswoche

Währungsname Malaysischer Ringgit (RM), 1 RM = 100 Sen

1 US-Dollar = 3,3285 RM

1 Euro = 4,3870 RM

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.

9


Datenblatt

Tab. 1: Zusammenfassung der Eckdaten des Zielmarktes

Einheit Wert

Wirtschaftsdaten (2012)1

BIP pro Kopf 10.304,20 US-Dollar

Gesamt Export / Hauptexportland 227,3 Mrd. US-Dollar / Singapur

Gesamt Import / Hauptimportland 196,4 Mrd. US-Dollar / China

Energiedaten (2011 2

Primärenergieverbrauch (PEV) 79.289 ktoe

Anteil erneuerbarer Energien am PEV 1.874 ktoe bzw. 2,36 %

Stromverbrauch 107.330 GWh

Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch k.A.

Installierte Gesamtkapazitäten erneuerbare Ener-

gien (Stromerzeugung) (2011)3

Wasserkraft insgesamt 2.843 MW (diverse Angaben (3.015 MW))

Wind < 1 MW (2013)

PV 43 MW (2013)

CSP k.A.

Geothermie Keine Kapazitäten

Bioenergie 752 MW

Förderung

Einspeisevergütung In Malaysia wurde am 1. Dezember 2011 das FiT-

Programm („Feed-in Tariff“) für PV, Biomasse, Bio-

gas und kleine Wasserkraft eingeführt. Es kennt

eine Vielzahl gestaffelter Einspeisevergütungen. Sie

werden im Detail in Kap 4 dargestellt.

Quotenregelung/Zertifikate k.A.

Ausschreibungen Derzeit keine Ausschreibungen.

Die wichtigsten Adressaten

Energierelevantes Ministerium Ministry of Energy, Green Technology and Water

(KeTTHA), Block E4/5 Parcel E, Federal Govern-

ment Administration Centre, 62668 Putrajaya, Tel:

+60-3-8883-6200, E-Mail: webmas-

[email protected], www.kettha.gov.my.

Regulierungsbehörde Energy Commission (EC), No. 12, Jalan Tun Hus-

sein, Precinct 2, 62100 Putrajaya, Tel: +60-3-8870-

8500, E-Mail: [email protected], www.st.gov.my.

1 GTAI (Mai 2013) 2 EC (2011a) 3 EC (2011a)

mailto:[email protected]


http://www.kettha.gov.my/


http://www.st.gov.my/

10


Energieagentur Sustainable Energy Development Authority Malay-

sia (SEDA), Galeria PjH, Aras 9, Jalan P4W, Persi-

aran Perdana, Presint 4, 62100 Putrajaya, Tel: +60-

3-8870-5800, E-Mail: [email protected],

www.seda.gov.my.

Hauptenergieversorger ▪ Westmalaysia: Tenaga Nasional Berhad (TNB),

No 129, Jalan Bangsar, 59200 Kuala Lumpur, Tel:

+60-3-2296-5566, www.tnb.com.my.

▪ Sarawak: Sarawak Energy Berhad (SEB), Menara

Sarawak Energy, No. 1, The Isthmus, 93050 Ku-

ching, Tel: +60-82-388388,

www.sarawakenergy.com.my.

▪ Sabah: Sabah Electricity Sdn. Bhd. (SESB), Wis-

ma SESB, Jalan Tunku Abdul Rahman, 88673 Kota

Kinabalu, Tel: +60-88-282699, www.sesb.com.my.


http://www.seda.gov.my/

http://www.tnb.com.my/

http://www.sarawakenergy.com.my/

http://www.sesb.com.my/

11


Executive Summary

Malaysia verfügt über bedeutende Vorkommen an fossilen Energieträgern: Erdöl und Erdgas, die fast ausschließlich

Offshore gefördert werden, sowie Kohle. Diese drei Primärenergieträger dominieren den malaysischen Energiemix. Bei

Erdöl und Erdgas ist das Land Nettoexporteur. Eine starke Marktstellung hat Malaysia vor allem bei Flüssiggas (LNG).

Hier ist das Land nach Katar der zweitgrößte Exporteur der Welt.

Im malaysischen Stromsektor dominieren Erdgas und Kohle. Zusammen kommen Kraftwerke, die diese beiden fossilen

Energieträger als Brennstoff nutzen, auf einen Anteil an der installierten Stromerzeugungskapazität von nahezu 80 Pro-

zent. Es folgen Großwasserkraftwerke mit einem Anteil von gut zehn Prozent.

Die malaysischen Nettoexporte beim Rohöl sind bereits seit den neunziger Jahren des vergangenen Jahrhunderts rück-

läufig. Für Erdgas sagen Studien eine ähnliche Entwicklung voraus. Bei der Kohle ist das Land bereits seit vielen Jahr-

zehnten in wachsendem Maße Nettoimporteur.

Immer stärker sind daher in der jüngeren Vergangenheit die erneuerbaren Energien in den Fokus der malaysischen Re-

gierung gerückt. Sie gelten seit der Jahrtausendwende neben den genannten fossilen Energieträgern und der „großen“

Wasserkraft als fünfte Säule der malaysischen Energieversorgung.

Die Ausbaupläne der Regierung für die erneuerbaren Energien sehen vor, dass die installierte Leistung zur Stromerzeu-

gung in diesem Bereich von 217 MW im Jahr 2011 auf 4.000 MW im Jahr 2030 zunehmen soll. Die größten Anteile an

den Neukapazitäten sollen die Photovoltaik (1.370 MW) und Biomassekraftwerke (1.340 MW) haben. Auf sehr lange

Sicht, bis zum Jahr 2050, sind momentan PV-Kapazitäten von insgesamt 18.700 MW geplant.

Da das bereits im Jahr 2001 aufgelegte Programm zur Förderung der erneuerbaren Energien nicht den erhofften Erfolg

brachte, wurde 2011 der Renewable Energy Act 2011 (Act 725) verabschiedet. Das mit dem Gesetz geschaffene System von

Einspeisevergütungen fördert Investitionen in die „kleine“ Wasserkraft, in Biomasse und Biogas sowie in PV-Systeme.

Windkraft und Geothermie werden hier nicht erfasst. Die Windkraft hat in Malaysia nur sehr begrenztes Potenzial. Das

geothermische Potenzial ist bislang kaum erforscht. Es wird aber gegenwärtig ein größeres Projekt (30 MW) verwirklicht.

Großes Potenzial haben dagegen die mit dem neuen FiT-Programm („Feed-in Tariff“) geförderten erneuerbaren Ener-

gien. Das von der neu geschaffenen Sustainable Energy Development Authority Malaysia (SEDA) durchgeführte Pro-

gramm gleicht dem deutschen EEG, allerdings mit einem wesentlichen Unterschied: Es gibt in Malaysia quantitative

Obergrenzen bzw. Quoten für die Installation der förderfähigen erneuerbaren Energien.

Die Höhe der Einspeisetarife hängen von verschiedenen Faktoren ab: EE-Technologie, elektrische Leistung, Degression

(Kleinwasserkraftwerke ausgenommen). Die Feed-in Tariffs sind je nach förderberechtigter Technologie für einen be-

stimmten Zeitraum garantiert: bei der Biomasse- und Biogasverstromung gilt der Einspeisetarif für 16 Jahre, bei der

„kleinen Wasserkraft“ und bei PV-Systemen für 21 Jahre. Es werden nur EE-Kraftwerksprojekte mit einer maximalen

elektrischen Leistung in Höhe von 30 MW gefördert.

Die Resonanz auf die erste Ausschreibung im Rahmen des FiT-Programms am 1. Dezember 2011 war groß. Innerhalb

weniger Stunden nach Freischaltung der Server zur Online-Anmeldung (e-FiT) gingen insgesamt 209 Förderanträge ein,

die meisten davon für PV-Projekte. Der beobachtete Run auf die Photovoltaik wird einmal auf die im Vergleich vorteilhaf-

ten Einspeisetarife zurückgeführt. Zum anderen gelten die Genehmigungsverfahren bei PV-Anlagen als relativ einfach.

12


Inzwischen regt sich auch Kritik an dem FiT-Programm. Eine Schwachstelle sei etwa seine mittel- und langfristige Bere-

chenbarkeit, heißt es. Unternehmen benötigten für ihre Investitionsentscheidungen eine bessere langfristige Vorherseh-

barkeit. Auch die Kapazitätsbeschränkung durch Quoten, die Frage der langfristigen Beständigkeit sowie Probleme und

Verzögerungen bei der Implementierung werden als Schwachstellen genannt. Gleichwohl hat das FiT-Programm eine

Marktdynamik ausgelöst, die so bislang bei den erneuerbaren Energien in Malaysia nicht zu registrieren war. Die anfäng-

lichen Probleme bei der praktischen Umsetzung sollten überwunden und die weiteren Perspektiven der Förderung mit

der Zeit transparenter werden. Für deutsche Branchenunternehmen bleibt Malaysia in jedem Fall ein potenziell höchst

interessanter Markt, dessen weitere Entwicklung aufmerksam beobachtet werden sollte. Ausländische Gesellschaften

können nur über eine Beteiligung an einer malaysischen Körperschaft (max.49 Prozent) vom FiT profitieren.

13


1 Einleitung

Malaysia ist ein Staat in Südostasien, der aus zwei Landesteilen besteht (vgl. Abb. 1): Westmalaysia und Ostmalaysia.4 Die

Landesteile sind durch das Südchinesische Meer voneinander getrennt. Diese Konstellation geht auf gemeinsame Be-

schlüsse der Regierungen Malayas und Großbritanniens des Jahres 1963 zurück. Malaya, das heutige Westmalaysia, war

schon seit 1957 unabhängig von den Briten.

Abb. 1: Landkarte von Malaysia5

Malaysia ist föderativ gegliedert und besteht aus dreizehn Bundesstaaten, darunter neun Erbmonarchien mit einem Sul-

tan als Staatsoberhaupt und vier von Gouverneuren repräsentierten Bundesstaaten (Malakka, Penang, Sabah und Sara-

wak). Hinzu kommen die Bundesterritorien Kuala Lumpur, Putrajaya und die Insel Labuan. Hauptstadt ist Kuala Lum-

pur in Westmalaysia.6

Die Landesfläche beläuft sich auf rund 330.000 km2. Damit ist Malaysia etwas kleiner als Deutschland (gut 357.000

km2). Die Fläche Westmalaysias beträgt etwa 132.000 km2, was einem Anteil an der gesamten Landesfläche von 40 Pro-

zent entspricht. Ostmalaysia besteht aus den Bundesstaaten Sarawak (124.000 km2, 38 Prozent) und Sabah (77.000 km2,

22 Prozent) sowie der Insel Labuan.

Westmalaysia umfasst den Südteil der malaiischen Halbinsel. Im Norden wird der Landesteil durch Thailand, im Osten

vom Südchinesischen Meer und im Westen und Südwesten von der Straße von Malakka begrenzt. Im Süden Westmalay-

sias befindet sich auf einer vorgelagerten Insel der Stadtstaat Singapur. Ostmalaysia liegt auf der Insel Borneo, wird vom

Südchinesischen Meer begrenzt, hat mit Indonesien eine 1.782 km lange Grenze und umschließt im Norden das Sultanat

Brunei.

4 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: AA März 2013, CIA, DTV 2006, Fischer Weltalmanach 2012, Lutterjohann 2011. 5 CIA 6 AA März 2013.

14


Die Landschaft ist in West- und Ostmalaysia ähnlich.7 Sie besteht aus Ebenen entlang der Küsten. Im Hinterland, das

zumeist dicht mit tropischem Dschungel bewaldet ist, dominieren Hügellandschaften und teilweise sehr hohe Berge.

Westmalaysia wird von der regenwaldbedeckten Malaiischen Zentralkordillere durchzogen, die bis zu 2.190 Meter hoch

ist. Der Kinabalu im Nordosten des Bundesstaates Sabah bildet mit 4.101 Metern die höchste Erhebung Südostasiens.

Die klimatischen Bedingungen sind in West- und Ostmalaysia vergleichbar.8 Es herrscht feuchtheißes Tropenklima mit

Nordostmonsun (Oktober bis Februar) und Südwestmonsun (April bis Oktober). Die Temperatur liegt im Jahresdurch-

schnitt bei 27° Celsius und schwankt zwischen 21° und 35°. Die Luftfeuchtigkeit beläuft sich zumeist auf über 80 Prozent.

Malaysia beheimatet etwa 29,6 Mio. Einwohner (Stand: Juli 2013).9 Davon leben rund 80 Prozent in Westmalaysia. Eth-

nisch setzt sich die Bevölkerung aus Malaien (50,4 Prozent), Chinesen (23,7 Prozent), Ureinwohnern (elf Prozent), Indern

(7,1 Prozent) und Einwohnern anderer Herkunft (7,8 Prozent) zusammen. Das Bevölkerungswachstum wird auf 1,5 Pro-

zent geschätzt (Stand: 2013). Mehr als 72 Prozent der Einwohner leben – mit wachsender Tendenz – in Städten. Die be-

völkerungsreichsten Städte liegen in Westmalaysia: Kuala Lumpur (1,493 Mio. EW), Klang (1,071 Mio. EW), Johor Bahru

(958.000 EW). Die Bevölkerungsdichte liegt durchschnittlich bei 89 Einwohnern pro km2. In Westmalaysia ist die Bevöl-

kerungsdichte (rund 180 EW pro km2) deutlich höher als in Ostmalaysia (etwa 30 EW pro km2).

Der (sunnitische) Islam genießt als so genannte „offizielle Religion des Staatswesens“ (Art. 3.1. der malaysischen Verfas-

sung) besonderen Schutz.10 Im Übrigen herrscht Religionsfreiheit. Seit 20 Jahren ist eine von der Regierung geförderte

stärkere Betonung islamischer Traditionen zu beobachten: Innerhalb der muslimischen Bevölkerungsgruppe werden

Verstöße gegen islamisches Recht und islamische Gesetze geahndet, zum Beispiel durch Prügelstrafe. Gut 60 Prozent der

Einwohner sind Muslime, 19,2 Prozent Buddhisten, 9,1 Prozent Christen und 6,3 Prozent Hindus.11 Das Land ist bei der

Religionszughörigkeit insofern zweigeteilt, als Ostmalaysia vorwiegend christlich geprägt ist.

Offizielle Landessprache ist Bahasa Malaysia.12 Englisch ist weit verbreitet. Daneben werden chinesische und indische

Sprachen gesprochen. Seit Anfang der siebziger Jahre versucht die Regierung, den Einfluss des Englischen mehr und

mehr zurückzudrängen. Früher hatten noch viele Schulen Englisch als Unterrichtssprache. Heute wird mit der Ausnahme

weniger internationaler Schulen auf Malaiisch unterrichtet.

Für die Anreise nach Malaysia per Flugzeug kommt als Zielort vor allem der internationale Flughafen von Kuala Lumpur

(KLIA) in Frage.13 Malaysia Airlines bietet Direktflüge von Frankfurt am Main an. Die Flugzeit beträgt etwa zwölf Flug-

stunden. Daneben gibt es zahlreiche Umsteigeverbindungen, die jedoch länger dauern. Flüge von Kuala Lumpur nach

Ostmalaysia (Städte wie Kuching, Kota Kinabalu, Sandakan, Tawau) werden von verschiedenen Airlines zu günstigen

Preisen angeboten. Das wichtigste Drehkreuz in Ostmalaysia ist der Flughafen von Kota Kinabalu. Im Allgemeinen sind

Inlandsflüge häufig der Reise mit Bussen oder mit der Eisenbahn vorzuziehen.

Generell ist die Verkehrsinfrastruktur in Malaysia gut ausgebaut und entspricht vor allem auf der Halbinsel westlichem

Niveau. Eine Ausnahme ist die Eisenbahn. Die einzige nennenswerte Bahnlinie verläuft entlang der Westküste der malay-

sischen Halbinsel und verbindet die thailändische Hauptstadt Bangkok über Butterworth (Penang) und Kuala Lumpur

7 DTV 2006. 8 AA März 2013 9 CIA 10 AA März 2013 11 CIA 12 Lutterjohann 2011 13 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen zum Verkehrssektor in Malaysia: CIA, ISIC, Lutterjohann 2011, Malaysia Reisetipps

15


mit Singapur. Das malaysische Schienennetz hat insgesamt nur eine Länge von 1.849 km. Zum Vergleich: Das Schienen-

netz der Deutschen Bahn AG umfasst rund 34.000 km.

Das Straßennetz in Malaysia umfasst 98.721 (Deutschland: 644.500) km, wovon 81 Prozent asphaltiert sind. Die Länge

ausgebauter Autobahnen wird auf 1.200 km geschätzt. Der so genannte North-South Expressway verbindet den Nordzip-

fel des Landes an der Grenze zu Thailand mit Johor Bahru an der Grenze zu Singapur im Süden. Im ganzen Land herrscht

Linksverkehr.

In den abgelegenen Regionen Ostmalaysias sind die Straßen schlecht ausgebaut, weshalb dort kleine Flussdampfer mit-

unter – abgesehen von Helikoptern – die einzige Möglichkeit darstellen, entfernte Dörfer zu erreichen. Das Land verfügt

über insgesamt 7.200 km schiffbare Wasserwege in Westmalaysia (3.200 km), Sabah (1.500 km) und Sarawak (2.500

km). Zu den Inseln Malaysias bestehen hervorragende Fähr- und Schnellbootverbindungen. Zudem gibt es zahlreiche

Fährverbindungen, mit denen sich Indonesien, Thailand, Singapur und die Philippinen erreichen lassen. Wichtige Seehä-

fen befinden sich in den Städten Tanjong Kidurong, Kota Kinabalu, Kuching, Pasir Gudang, Penang, Port Klang, Sandak-

an und Tawau.

Das wohl wichtigste Verkehrsmittel in Malaysia sind Busse. Die bequemen Fernbusse verbinden alle größeren und kleine-

ren Städte miteinander. Auf längeren Strecken verkehren sogenannte VIP-Busse, die nur geringfügig teurer sind, aber

bequeme breite Sitze bieten. Auch in Ostmalaysia sind Buslinien zumeist die beste Möglichkeit der Fortbewegung. Aller-

dings sollten die Distanzen nicht unterschätzt werden: Für die Fahrt von Kota Kinabalu nach Miri benötigt der Bustrans-

fer 10 Stunden, für die Weiterfahrt nach Kuching noch einmal 14 Stunden.

Malaysia ist laut Auswärtigem Amt im Grundsatz eine föderale, parlamentarische Wahlmonarchie britischer Prägung.14

Allerdings zeichnet sich das System durch autoritäre Züge aus: eine vergleichsweise schwache Stellung des Parlaments,

eine sehr starke Stellung des Premierministers, eingeschränkte Bürgerrechte durch Sicherheitsgesetze sowie Medienkon-

trolle. Staatsoberhaupt von Malaysia ist der König, Regierungschef der Premierminister. Der König wird alle fünf Jahre

aus dem Kreis der neun Sultane neu gewählt. Das Parlament besteht nach dem in vielen Ländern des Commonwealth

üblichen Westminster-System aus zwei Kammern, dem Senat „Dewan Negara“ und dem Unterhaus „Dewan Rakyat“.

Zuletzt fanden in Malaysia am 5. Mai 2013 Parlamentswahlen statt.15 Daraus ging erneut die Koalitionsregierung von

Premierminister Najib Tun Razak als Sieger hervor. Razaks Partei, die Barisan Nasional (BN), regiert das Land seit der

Unabhängigkeit Westmalaysias im Jahr 1957. Oppositionsführer Anwar Ibrahim warf der BN Wahlbetrug vor. Sie habe

das oppositionelle Bündnis Pakatan Rakyat (Volksallianz) um den verdienten Sieg gebracht. Berichtet wurde von zahlrei-

chen Unregelmäßigkeiten bei der Parlamentswahl.

Volkswirtschaftlich betrachtet hat Malaysia in den vergangenen Jahrzehnten eine rasante Entwicklung vollzogen.16 Das

Land ist von einem agrarischen Rohstofflieferanten zu einer der wichtigsten Handelsnationen im Bereich elektronischer

und IT-Güter aufgestiegen. So wurde Malaysia zu einem der weltweit führenden Exporteure von Mikrochips und expor-

tiert auch Solarzellen in bedeutendem Umfang. Bis zum Jahr 2020 soll sich Malaysia nach Plänen der Regierung von

einem fortgeschrittenen Schwellenland zu einer Industrienation weiterentwickeln. Das Bruttoinlandsprodukt (BIP) pro

Kopf, das im Jahr 2012 umgerechnet rund 10.300 US-Dollar erreichte,17 soll bis dahin auf 15.000 US-Dollar ansteigen.

14 AA März 2013 15 Deutsche Welle 8. Mai 2013 16 Deutsche Botschaft Kuala Lumpur, AA März 2013 17 GTAI (Mai 2013)

http://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Tanjong_Kidurong&action=edit&redlink=1

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

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

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

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

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

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

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

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

16


Trotz der Instabilität der Weltwirtschaft hat sich die malaysische Volkswirtschaft auch in den zurückliegenden Jahren

dynamisch entwickelt. Das Wirtschaftswachstum lag mit der Ausnahme des globalen Krisenjahres 2009 bei etwa fünf

Prozent und erreichte 2010 sogar 7,2 Prozent (Tab. 2). Für die Jahre 2013 und 2014 sagt der International Monetary

Fund (IMF) ebenfalls deutliche Wachstumsraten von 5,1 und 5,2 Prozent voraus. Die Inflationsraten sind durchweg sehr

niedrig. Die Arbeitslosenquote liegt ebenfalls auf einem niedrigen Niveau von rund drei Prozent. Damit herrscht nach der

Statistik nahezu Vollbeschäftigung. Das relativ hohe Entwicklungsniveau wird auch dadurch belegt, dass nur etwa 3,8

Prozent der Einwohner unter der Armutsgrenze leben.18

Welche Auswirkungen die jüngst in Asien wieder aufgeflammte Finanzkrise auf Malaysia hat, lässt sich schwer abschät-

zen. Im Zeitraum Mai 2013 bis Ende August 2013 verlor der malaysische Ringgit deutlich an Wert gegenüber dem Euro.

Der Wechselkurs nahm von 3,8682 Ringgit je Euro auf 4,4484 Ringgit je Euro zu.19

Tab. 2: Wirtschaftliche Entwicklung in Malaysia, 2008 bis 201320

2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reales BIP-Wachstum in % 4,8 -1,5 7,2 5,1 5,6 5,1

Verbraucherpreisanstieg in % 5,4 0,6 1,7 3,2 1,7 2,2

Arbeitslosenquote in % 3,3 3,7 3,3 3,1 3,0 3,0

Leistungsbilanzüberschuss in % des BIP 17,1 15,5 11,1 11,0 6,4 6,0

Offizielle Bruttoreserven (in Mrd. US-

Dollar)

91,5 96,7 106,5 133,6 139,7 140,4

Malaysia erzielt vergleichsweise hohe Leistungsbilanzüberschüsse und verfügt über beachtliche finanzielle Reserven (Tab.

2). Diesen Wohlstand verdankt das Land nicht zuletzt der Förderung und dem Export von Öl und Gas. Die Staatseinnah-

men stammen zu mehr als 40 Prozent aus dem Exportgeschäft mit den Kohlenwasserstoffen.21 Der Anteil von Öl und Gas

an den gesamten Ausfuhren Malaysias lag 2012 bei 11,7 Prozent.22 Noch größer war der Anteil exportierter Elektronik

(27,5 Prozent). Doch das Land weist auch bei weiteren Ausfuhrgütern eine starke Stellung aus.

So ist Malaysia nach Indonesien der weltweit zweitgrößte Palmölproduzent und war 2011 größter Palmölexporteur.23

Nach Thailand und Indonesien ist das Land zudem drittgrößter Produzent und Exporteur von Rohkautschuk. Zusammen

befriedigen die drei Staaten etwa 80 Prozent der Weltnachfrage. Ein Großteil der Kautschukproduktion wird für den

eigenen Markt verwendet. Hergestellt werden neben Reifen auch Latexprodukte für den medizinischen Bereich. So

stammt die Hälfte aller weltweit verwendeten Untersuchungs- und OP-Handschuhe aus Malaysia.

Die sektorale Struktur der malaysischen Volkswirtschaft (BIP-Anteil der Sektoren) stellte sich im Jahr 2011 laut Germany

Trade & Invest (GTAI) wie folgt dar: Bergbau/Industrie 37,4 Prozent; Handel/Gaststätten/Hotels 16,5 Prozent; Land-

/Forst-/Fischwirtschaft 12,0 Prozent; Transport/Logistik/Kommunikation 6,3 Prozent; Bauwirtschaft 3,2 Prozent; ande-

re Sektoren 24,6 Prozent.

18 CIA 19 Angaben der Wirtschaftswoche: http://boerse.wiwo.de 20 IMF (Februar 2013) und IMF (April 2013) 21 AA März 2013 22 GTAI (Mai 2013) 23 AA März 2013

17


Die wirtschaftliche Entwicklung wird in dem Land über Fünfjahrespläne gesteuert.24 Der zehnte Malaysia-Plan, der den

Zeitraum 1. Januar 2011 bis 31. Dezember 2015 umfasst, soll es Malaysia ermöglichen, bis 2015 zu einem Land mit „ho-

hen Einkommen“ zu werden. Schwerpunkte sind der Ausbau der Wissensgesellschaft und die Stärkung des Dienstleis-

tungssektors. Zur Umsetzung dient das „Government Transformation Programme“, welches Reformvorhaben für die

Verwaltung und das öffentliche Leben (unter anderem Effizienzsteigerung, Bekämpfung von Korruption und Kriminali-

tät) umfasst und im wirtschaftlichen Bereich durch das „Economic Transformation Programme“ (ETP) mit einer Vielzahl

von Projekten ergänzt wird.

Es wurden zwölf so genannte „National Key Economic Areas“ (NKEA) identifiziert: Erdöl und -gas, Palmöl, Finanzdienst-

leistungen, Handel, Tourismus, Informations- und Kommunikationstechnik, Ausbildung, elektrische und elektronische

Produkte, Geschäftsdienstleistungen, private Gesundheitspflege, Landwirtschaft sowie die Entwicklung des Großraums

Kuala Lumpur. Diese Wirtschaftsbereiche sollen im Rahmen des ETP gestärkt werden. Über einen Zeitraum von insge-

samt zehn Jahren sollen 444 Mrd. US-Dollar investiert werden, mit denen 131 Projekte aus den NKEA umgesetzt werden

sollen. Die Investitionen sollen zu 60 Prozent aus dem privaten Sektor, zu 32 Prozent aus regierungsnahen Unternehmen

und zu 8 Prozent aus öffentlichen Mitteln finanziert werden und etwa 3,3 Mio. neue Arbeitsplätze schaffen, vorrangig in

den höheren Einkommensklassen.

Als exportorientiertes Land ist Malaysia offen gegenüber der Weltwirtschaft.25 Der Staat ist Vollmitglied der Welthan-

delsorganisation, engagiert sich für den Abbau von Handelsschranken und hat starkes Interesse an Freihandelsabkom-

men. Seit 1993 ist Malaysia in der ASEAN Free Trade Area engagiert.

In den einschlägigen Rankings zu den wirtschaftsfreundlichsten Ländern der Welt erreicht Malaysia regelmäßig vordere

Plätze. So belegt Malaysia im aktuellen Weltbankbericht „Doing Business 2013“, der insgesamt 185 Staaten bewertet, den

zwölften Rang.26 Deutschland folgt hier auf dem 20. Platz. Besonders gut schneidet Malaysia bei den Einzelkriterien Kre-

ditvergabe (Rang 1) und Investorenschutz (Rang 4) ab. Auch im „Global Competitiveness Report 2013-2014“ des World

Economic Forum, der 148 Länder bewertet, belegt Malaysia einen guten 24. Rang – und zwar nach Deutschland, das hier

mit Platz vier eine Spitzenposition einnimmt.27 Selbst beim Kriterium „Ethik und Korruption“ liegt das Land mit Rang 33

relativ weit vorne. Als einer der wenigen Staaten in der Region könne Malaysia hier auf Fortschritte verweisen, heißt es.

Die politischen Beziehungen zwischen Malaysia und Deutschland sind laut Auswärtigem Amt eng und freundschaftlich

und werden vor allen Dingen von den intensiven Geschäftsbeziehungen getragen.28 Deutschland betrachte Malaysia als

wichtigen Partner in Südostasien und gleichzeitig als bedeutenden Vertreter der islamischen Welt. Die deutschen Ausfuh-

ren nach Malaysia beliefen sich 2011 auf 4,3 Mrd. Euro, die deutschen Einfuhren aus Malaysia erreichten im selben Jahr

einen Wert von insgesamt 6,1 Mrd. Euro. Die wichtigsten deutschen Exportgüter sind Maschinen, Kraftfahrzeuge, Luft-

fahrzeuge, Eisenwaren und pharmazeutische Erzeugnisse. Die deutsche Wirtschaft führt aus Malaysia vor allem elektro-

technische Erzeugnisse, Büromaschinen, pflanzliche sowie technische Fette und Öle, Kautschukprodukte sowie chemi-

sche Vorprodukte ein.

Insgesamt sind über 300 deutsche Unternehmen direkt in Malaysia vertreten, etwa 70 betreiben Produktionsstätten.

Malaysia wird von deutschen Firmen auch zunehmend als regionale Drehscheibe für Südostasien und darüber hinaus

genutzt.

24 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: AA März 2013 25 AA März 2013 26 World Bank (2013) 27 World Economic Forum 28 AA März 2013

18


Ein Billiglohnland ist Malaysia nicht. Arbeitnehmer sind hier aber preisgünstiger als in Deutschland und wiederum bes-

ser ausgebildet als in China.29 Deutschen Investoren zufolge lassen sich qualifizierte Ingenieure im Gegensatz zu China

oder Indonesien relativ leicht finden. Ein Maschinenbauingenieur verdiene 900 Euro im Monat. Die Lohnsteigerungen

lägen bei jährlich fünf Prozent. Anders als in China sei die Fluktuation der Mitarbeiter kein großes Problem.

29 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: Wirtschaftswoche 9. Dezember 2012

19


2 Energiesituation

2.1 Energiemarkt

Malaysia verfügt über bedeutende Vorkommen an fossilen Energieträgern: Erdöl und Erdgas, die fast ausschließlich

Offshore gefördert werden, sowie Kohle. Diese drei Energieträger dominieren den malaysischen Energiemix. Erneuerbare

Energiequellen spielen derzeit noch eine untergeordnete Rolle. Ihr Anteil am Primärenergieverbrauch (PEV) lag im Jahr

2011 bei rund 2,4 Prozent.30

Nach offiziellen malaysischen Angaben beliefen sich die die nachgewiesenen Ölreserven Anfang 2011 auf 5,858 Mrd. Bar-

rel.31 Der BP Statistical Review of World Energy 2013 schätzt die Vorkommen für Ende 2012 dagegen auf 3,7 Mrd. Barrel,

was einem Anteil an den globalen Reserven von 0,2 Prozent entspricht.32 Auf der Basis der Fördermenge im Jahr 2012

reichen die malaysischen Ölreserven laut BP noch 15,6 Jahre.

Die Gasvorkommen gibt die malaysische Statistik für Anfang 2011 mit insgesamt 89,998 Bill. Kubikfuß an. Laut BP belie-

fen sich die nachgewiesenen Reserven dagegen Ende 2012 auf 46,8 Bill. Kubikfuß. Dies entsprach einem Anteil an den

globalen Gasreserven von 0,7 Prozent. Auf der Basis der Fördermenge im Jahr 2012 reichen die malaysischen Gasreser-

ven laut BP noch 20,3 Jahre.

Die Kohlereserven im Land beliefen sich den offiziellen malaysischen Angaben zufolge Ende 2011 auf 1.938 Mio. Tonnen.

In der BP-Statistik sind keine Angaben zu den Kohlevorkommen in Malaysia enthalten. Der Anteil der Landesvorkom-

men an den globalen Kohlereserven liegt bei etwa 0,2 Prozent.

Tab. 3: Entwicklung der Nettoexporte bzw. -importe von Rohöl, LNG und Kohle 1990 bis 2010 (in kt

RÖE)33

1990 1995 2000 2005 2010

Nettoexporte Rohöl 21.902 18.518 10.036 10.963 9.365

Nettoexporte LNG 8.686 10.790 16.633 22.229 26.857

Nettoimporte Kohle 1.396 1.538 1.924 6.568 13.011

Malaysia ist bei den Energieträgern Erdöl und Erdgas Nettoexporteur. Eine starke Weltmarktstellung hat das Land vor

allem durch das Exportgeschäft mit Flüssiggas (LNG). Hier ist Malaysia nach Katar der zweitgrößte Exporteur der Welt.

Hauptabnehmerländer sind Japan, Südkorea und Taiwan.34 Die LNG-Nettoexporte haben sich im Zeitraum 1990 bis

2010 mehr als verdreifacht (Tab. 3). Beim Rohöl sind die Nettoexporte im gleichen Zeitraum dagegen deutlich zurückge-

gangen.

Nach Einschätzung der International Energy Agency (IEA) könnte Malaysia im Öl- und Gassektor bereits im Jahr 2017

zum Nettoimporteur werden, falls sich die Trends bei der Förderung und beim Verbrauch fortsetzen.35 Andererseits wer-

den die Explorationsaktivitäten im Land gegenwärtig verstärkt und somit laufend neue Öl- und Gasvorkommen ent-

30 EC (2011a) 31 EC (2011a) 32 BP (2013) 33 EC (2011a) 34 Ernst & Young (2013) 35 OBG (2012)

20


deckt,36 worauf im Folgenden noch eingegangen wird. Die IEA-Prognose muss also nicht zwangsläufig eintreffen. Gleich-

wohl muss festgestellt werden, dass die Vorräte an Gas und Öl endlich sind, was die Entwicklung der erneuerbaren Ener-

gien mittel- und langfristig begünstigen sollte.37

Beim Energieträger Kohle ist Malaysia in wachsendem Ausmaß und bereits seit vielen Jahren Nettoimporteur. Die Ein-

fuhren, die vor allem aus Indonesien stammen, haben sich im Zeitraum 2006 bis 2011 verdoppelt.38 Grund ist der an-

wachsende Bedarf der Kohlekraftwerke im Land.

Wichtigster Akteur im malaysischen Gas- und Ölsektor ist der 1974 gegründete Staatskonzern Petroleum Nasional Ber-

had (Petronas).39 Das Unternehmen hat mit dem Petroleum Development Act 1974 die exklusiven Rechte für die Gas-

und Ölförderung sowie die Erschließung neuer Quellen in Malaysia erhalten.40 Private und ausländische Ölkonzerne wie

Shell, Exxon Mobil oder Conoco Philipps arbeiten mit Petronas im Rahmen so genannter „Production Sharing Contracts“

zusammen. Auch im malaysischen Downstream-Sektor (Raffinerien, Petrochemie) ist das Unternehmen ein bedeutender

Player. Petronas zählt zu den 500 größten Unternehmen der Welt und ist global aufgestellt. Der Konzern engagiert sich in

Südamerika, Afrika, Europa, Asien und Ozeanien in der Exploration, Förderung und Verarbeitung von Erdöl und -gas.

Als staatlichem Monopolisten fällt Petronas die Schlüsselrolle bei der Umsetzung der Regierungsstrategie im malaysi-

schen Gas- und Ölsektor zu. Dieser zählt zu den so genannten „National Key Economic Areas”, deren Entwicklung mit

Priorität vorangetrieben werden soll. Ziel von Petronas und den internationalen Partnern ist es, die erschlossenen Felder

soweit wie möglich auszubeuten sowie neue Vorkommen zu erkunden und zu erschließen.41

Hierbei geht es einmal darum, „marginale“ Felder durch innovative Lösungen zu entwickeln. Ein weiterer Schwerpunkt

ist der Einsatz von Methoden der so genannten „Enhanced Oil Recovery“ (EOR). Die Vision ist es, Malaysia zu einem

EOR-Zentrum im Offshore-Bereich zu entwickeln. Mit Shell Malaysia hat Petronas bereits einen 30 Jahre laufenden Ver-

trag im Wert von 37 Mrd. RM (8,434 Mrd. Euro) zur gemeinsamen Ölförderung vor der Küste von Sabah und Sarawak

geschlossen. Zudem soll verstärkt in Tiefseegebieten gebohrt werden. So wird erwartet, dass im Zeitraum 2011 bis 2015

84 feste und acht schwimmende Förderplattformen errichtet werden.

Malaysia verfügt in Südostasien über das umfangreichste Gaspipeline-Netz. Es umfasst insgesamt 1.530 Meilen.42 Das

Peninsular Gas Utilization (PGU) Project wurde 1998 fertiggestellt, hat eine Länge von 880 Meilen und eine Kapazität

von täglich zwei Mio. Kubikfuß Gas. Weitere Pipelines verbinden die Offshore-Gasfelder mit der Gasverarbeitungsanlage

in Kerteh. Zudem gibt es eine Reihe von Leitungen, die die Offshore-Felder vor Sarawak mit der LNG-Anlage in Bintulu

verbinden.

Das Netz an Ölpipelines in Malaysia ist jedoch für den Transport begrenzt. Das Land ist daher im Wesentlichen auf Tank-

schiffe sowie auf Lkw zur Distribution angewiesen. Die wichtigsten Pipelines verbinden die Offshore-Ölfelder vor West-

malaysia mit den entsprechenden Onshore-Anlagen: Die 124 Meilen lange Tapis-Pipeline verläuft vom Tapis-Ölfeld zur

Kerteh-Anlage in Terengganu; das Gleiche gilt für eine 145 Meilen lange Ölkondensat-Pipeline namens Jerneh. Darüber

hinaus verbindet ein Netz von Pipelines die Ölfelder vor Sabah mit dem Ölterminal auf der Insel Labuan. Eine Reihe

weiterer Pipelines verläuft von den Ölfeldern vor Sarawak zum Ölterminal in Bintulu. Die meisten Pipelines werden von

36 GTAI 5. Februar 2013 37 OBG (2012) 38 EIA (2013) 39 OBG (2012) 40 Petronas (2008) 41 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: GTAI 5. Februar 2013 42 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: EIA (2013)

21


Petronas betrieben. Auf internationaler Ebene gibt es zudem eine Pipeline für Ölprodukte, die von der Raffinerie in

Dumai in Indonesien zur Raffinerie in Melaka in Westmalaysia verläuft.

In Malaysia werden momentan sieben Raffinerien mit einer Gesamtkapazität von 539.000 Barrel pro Tag betrieben.43

Drei Raffinerien werden von Petronas – eine davon gemeinsam mit Conoco Philips – betrieben. Auf diese entfällt mit

insgesamt 259.000 Barrel pro Tag fast die Hälfte der Raffineriekapazitäten des Landes. Eine der größten Raffinieren

(126.000 Barrel pro Tag) betreibt Shell. Petronas will bis zum Jahr 2017 zusätzliche Raffineriekapazitäten in Höhe von

300.000 Barrel pro Tag schaffen.

Die größte LNG-Anlage Malaysias ist in Bintulu auf Sarawak stationiert.44 Diese ist mit einer Kapazität von jährlich 1,2

Bill. Kubikfuß zugleich eine der weltgrößten Einrichtungen zur Erzeugung von LNG. Als Betreiber fungiert das Unter-

nehmen Malaysia LNG Sdn. Bhd. (MLNG). An dieser Tochtergesellschaft von Petronas sind mit Minderheitsanteilen

Shell sowie Mitsubishi beteiligt.

Kraftstoffe werden in Malaysia zu staatlich regulierten Preisen verkauft. Das umfangreichste Tankstellennetz hat Pet-

ronas mit 1.027 Stationen.45 Zweitgrößter Anbieter ist Shell mit über 900 Tankstellen.46 Petron Malaysia verkauft in 550

Stationen Kraftstoffe.47 Das Unternehmen ist eine Tochtergesellschaft der philippinischen Petron Corporation, die im

April 2012 die malaysische Downstream-Sparte von Exxon Mobil übernahm.

Gas wird innerhalb Malaysias ebenfalls zu regulierten Preisen verkauft. Es gibt nur zwei Anbieter: die Petronas Gas Bhd.

und die Gas Malaysia Bhd.48 (GMB). Letztere ist ein seit Juni 2012 an der Börse notiertes Unternehmen, an dem Petronas

Gas Bhd. mit 14 Prozent beteiligt ist. Die GMB ist für den Gasabsatz in Westmalaysia bis zu einem bestimmten Volumen

je Kunde zuständig. Größere Mengen werden von Petronas Gas vermarktet.

Die malaysische Elektrizitätswirtschaft wurde durch den Electricity Supply Act 1990 (Act 477) liberalisiert.49 Private Un-

ternehmen können seitdem in Malaysia Kraftwerke betreiben. Allerdings müssen diese erzeugte Strommengen an die drei

großen Energieversorgungsunternehmen (EVU) zu staatlich festgelegten Abnahmepreisen verkaufen. Die Stromendver-

braucherpreise sind ebenfalls staatlich reguliert und werden quersubventioniert. Von einem Wettbewerb entlang der

Wertschöpfungskette kann also innerhalb der malaysischen Elektrizitätswirtschaft derzeit keine Rede sein.

Die ehemals staatlichen EVU haben das Monopol zur Übertragung und zum Vertrieb von Strom. In Westmalaysia ist die

Tenaga Nasional Berhad (TNB) der Stromversorger. In Ostmalaysia wird der Bundesstaat Sabah von der Sabah Electrici-

ty Sdn. Bhd (SESB), einer Tochtergesellschaft der TNB, versorgt. In Sarawak ist die weiterhin staatliche Sarawak Energy

Berhad für den Stromsektor (SEB) verantwortlich.

43 EIA (2013) 44 EIA (2013) 45 Petronas (2012a) 46 Vgl. hierzu: www.shell.com.my 47 Vgl. hierzu: www.petron.com.my 48 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: OSK Investment Bank Bhd. 49 EC (2007)

22


Tab. 4: IPP-Standorte in Westmalaysia (Stand: 2013)50

IPP Standort Kapazität in MW Lizensierung

YTL Power Generation Paka Terengganu 808 April 1993

YTL Power Generation Pasir Gudang, Johor 390 April 1993

Segari Energy Ventures Lumut, Perak 1.303 Juli 1993

Port Dickson Sdn. Bhd. Tanjung Gemuk, Port

Dickson

440 Dezember 1993

Powertek Sdn. Bhd. Alor Gajah, Melaka 440 Dezember 1993

Pahlawan Power Sdn. Bhd. Tanjung Keling, Melaka 334 Mai 1999

Genting Sanyen Power Sdn.

Bhd.

Kuala Langat, Selangor 720 Juli 1993

TTPC Perlis 650 August 1998

Panglima Melaka 720 August 2001

GB3 Lumut, Perak 640 August 2001

Prai Power Seberang Prai, Penang 350 Februar 2001

KEV Kapar, Klang 2.420 Juli 2004

Janamanjung Lumut, Perak 2.100 Mai 1998

Tg. Bin Power Johor 2.100 September 2003

Jimah Energy Ventures Jimah, Port Dickson 1.400 März 2005

Tab. 5: IPP-Standorte im Bundesstaat Sabah (Stand: 2013)51

IPP Standort Kapazität in MW Lizensierung

ARL Tenaga Sdn. Bhd. Melawa 50 Juni 1994

Serudong Power Sdn. Bhd. Tawau 36 März 1995

Powertron Resources Sdn. Bhd. Karambunai 190 Februar 1997

Stratavest Sdn. Bhd. Sandakan 64 Oktober 1996

Sandakan Power Corporation Sandakan 34 November 1997

SBPC Sepanggar 66 k. A.

Powertron II Karambunai 190 k. A.

Es gibt in Malaysia inzwischen zahlreiche Kraftwerke, die von Independent Power Producers (IPP) betrieben werden (vgl.

Tab. 4 und Tab. 5). Ihre Anteile an den installierten Kapazitäten zur Stromerzeugung sind relativ hoch: in Westmalaysia

rund 68 Prozent, in Sabah etwa 61 Prozent und in Sarawak 37 Prozent.52

Größter Independent Power Producer ist die malaysische Malakoff Corporation, die mehrheitlich zur ebenfalls malaysi-

schen MMC Corporation gehört. Das Unternehmen betreibt in Westmalaysia Kraftwerke mit einer installierten Stromer-

zeugungskapazität von insgesamt 5.028 MW. Hierzu zählt das Kohlekraftwerk Tg. Bin Power in Johor (2.100 MW), des-

sen Leistung bis 2016 um 1.000 MW erweitert werden soll.

50 www.kettha.gov.my/en 51 www.kettha.gov.my/en 52 Berechnungen auf der Grundlage von EC (2011a)

23


Die Stromnachfrage wird nach Einschätzung des Energieministeriums KETTHA in naher Zukunft um drei Prozent jähr-

lich wachsen.53 Für Westmalaysia wird von der TNB bis 2020 ein jährliches Wachstum der Nachfrage von 3,5 bis 4,6

Prozent vorausgesagt.54

Tab. 6: Länge der Stromübertragungsnetze nach Spannungsebene und Versorgungsgebiet in Malaysia in

2011 (in km)55

Versorgungsgebiet/

Landesteil

500 kV 275 kV 132 kV 66 kV

Westmalaysia 1.094 8.431 11.672 -

Sabah - 492 1.780 123

Sarawak - 867 235 -

Gesamt 1.094 9.790 13.687 123

Tab. 7: Länge der Stromverteilnetze nach Versorgungsgebiet in Malaysia in 2011 (in km)56

Versorgungsgebiet/

Landesteil

Oberleitungen Erdkabel

Westmalaysia 477.191 379.661

Sabah 7.761 1.317

Sarawak 20.254 6.450

Gesamt 505.206 387.428

Das Stromnetz in Malaysia ist im Besitz der drei großen EVU und wird von diesen über sämtliche Spannungsebenen be-

trieben. Wie aus den Tab. 6 und 7 ersichtlich wird, verfügt vor allem Westmalaysia über eine gut ausgebaute Stromnet-

zinfrastruktur. Dort ist der Zugang zur Stromversorgung auch in ländlichen Gegenden gesichert.57 Die östlichen Bundes-

staaten verfügen dagegen noch nicht über ein lückenloses Stromnetz. Letzten Angaben zufolge war es das Ziel, bis zum

Jahr 2010 in Sabah ein Elektrifizierungsgrad von 82,6 Prozent und in Sarawak von 93,2 Prozent zu erreichen.

Das Übertragungsnetz besteht vor allem aus Leitungen der Spannungsebenen 132 kV und 275 kV. Das Verteilnetz wird

mit 33 kV, 22 kV, 11 kV, 6,6 kV und 400/230 Volt betrieben. In den Abb. 2 bis 4 sind die Übertragungsnetze in West-

malaysia, Sarawak und Sabah dargestellt.

53 OBG (2012) 54 GTAI 26. Februar 2013 55 EC (2011a) 56 EC (2011a) 57 GTAI (2007)

24


Abb. 2: Übertragungsnetz auf der malaysischen Halbinsel58

58 Geni

25


Abb. 3: Übertragungsnetz im Bundesstaat Sarawak59

Abb. 4: Übertragungsnetz im Bundesstaat Sabah60

59 Geni 60 Sabah Electricity Sdn. Bhd. (SESB)

26


Bislang wurde das geplante 700 km lange Unterseekabel zwischen West- und Ostmalaysia nicht realisiert. Die Netzan-

bindung sollte ermöglichen, dass Westmalaysia seinen wachsenden Strombedarf auch mit Elektrizität decken kann, die in

Sarawak in Wasserkraftwerken produziert wird.

Grenzüberschreitend ist Westmalaysia mit der Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT), dem staatlichen

Stromversorgungsunternehmen und Übertragungsnetzbetreiber Thailands im Norden sowie mit dem Übertragungsnetz

Singapurs im Süden verbunden.61 Darüber hinaus ist eine Stromverbindung von Sarawak nach Indonesien geplant.62

Diese soll bereits im Dezember 2014 fertiggestellt sein und den Stromexport von Sarawak nach Indonesien ermöglichen.

2.2 Energieerzeugungs- und -verbrauchsstruktur

In Tab. 8 ist die malaysische Energiebilanz für das Jahr 2011 dargestellt. Es wird deutlich, dass Erdgas per Saldo (35.740

kt RÖE) mit einem Anteil am Primärenergieverbrauch (PEV) von 45,1 Prozent der wichtigste Energieträger im Land ist.

Es folgen Rohöl und Ölprodukte (zusammen 26.774 kt RÖE) mit einem PEV-Anteil von 33,8 Prozent sowie Kohle mit

14.772 kt RÖE, was einem Anteil am Primärenergieverbrauch von 18,6 Prozent entspricht. Der PEV-Anteil der erneuerba-

ren Energien (Wasserkraft und Biodiesel) liegt laut malaysischer Energiebilanz bei lediglich 2,4 Prozent.

Der Endenergieverbrauch belief sich im Jahr 2011 auf insgesamt 43.455 kt RÖE (vgl. Tab. 8). Daran hatte der Transport-

sektor mit 39,3 Prozent den größten Anteil. Im Ranking folgen die Industrie (27,8 Prozent), der nichtenergetische Ver-

brauch (14,7 Prozent), die gewerbliche Wirtschaft (9,7 Prozent), die Haushalte (6,4 Prozent) und die Landwirtschaft (2,1

Prozent). Hinter dem nichtenergetischen Verbrauch verbergen sich solche Brennstoffe, die als Rohmaterial in verschie-

denen Sektoren eingesetzt werden, jedoch nicht in einen anderen Brennstoff umgewandelt werden.

Tab. 8: Energiebilanz von Malaysia 2011 (in kt RÖE)63

Energie

gie-

quelle

Erdgas LNG Rohöl Andere Öl-

produk-

te

Kohle Was-

ser-

kraft

Biodie-

sel

Strom Gesamt

Förde-

rung/

Produk-

tion

68.849 0 28.325 0 0 1.838 1.850 176 0 102.039

Gasfa-

ckeln

bzw.

Reinjek-

tion

-13.085 0 0 0 0 0 0 0 0 -13.085

Importe 6.979 0 9.104 218 11.805 13.330 0 0 32 41.244

61 OBG (2012) 62 Renewable Energy World 28. August 2013 63 EC (2011a)

27


Energie

gie-

quelle


produk-

te

Kohle Was-

ser-

kraft

Biodie-

sel

Strom Gesamt

Exporte -1.147 -26.856 -11.404 -120 -9.421 -141 0 -51 -1 -49.142

Bunker 0 0 0 0 -201 0 0 0 0 -201

Be-

stands-

verän-

derun-

gen

0 0 -1.693 0 137 -372 0 -101 0 -2.030

Statisti-

sche

Diffe-

renzen

0 0 347 0 0 117 0 0 0 465

Primär-

ener-

gie-

ver-

brauch

62.596

-26.856

24.679

98

2.095

14.772

1.850

24

31

79.289

Um-

wand-

lung

Gasan-

lagen

-40.737 27.916 0 0 3.008 0 0 0 0 -9.814

Raffine-

rien

0 0 -24.679 -98 23.869 0 0 0 0 -909

Wasser-

ser-

kraftan-

lagen

0 0 0 0 0 0 -1.850 0 656 -1.194

Thermi-

sche

Kraft-

werke

-10.977 0 0 0 -2.084 -13.013 0 0 9.648 -16.426

Eigen-

erzeu-

gung

-1.721 0 0 0 -199 0 0 0 442 -1.479

Verluste

& Ei-

genver-

brauch

-646 -1.059 0 0 -3.386 0 0 0 -1.100 -6.191

Statist.

Diffe-

0 0 0 0 620 0 0 0 -320 290

28


Energie

gie-

quelle


produk-

te

Kohle Was-

ser-

kraft

Biodie-

sel

Strom Gesamt

renzen

Sekun-

därener

ener-

gie-

ver-

brauch

-54.081

26.856

-24.679

-98

21.827

-13.013

-1.850

0

9.205

-35.833

Endenergie-verbrauch

Haus-

halte

6 0 0 0 791 0 0 0 1.974 2.771

Ge-

werbli-

che

Wirt-

schaft

31 0 0 0 1.019 0 0 0 3.172 4.222

Indust-

rie

4.300 0 0 0 1.996 1.759 0 0 4.045 12.100

Trans-

port

272 0 0 0 16.756 0 0 24 18 17.070

Land-

wirt-

schaft

0 0 0 0 890 0 0 0 26 916

Nicht-

energe-

tischer

Ver-

brauch

3.906 0 0 0 2.471 0 0 0 0 6.377

End-

ener-

giever-

brauch

gesamt

8.515 0 0 0 8.155 1.759 0 24 9.236 43.455

In Tab. 9 und 10 wird ein erster Überblick über die Elektrizitätswirtschaft in Malaysia – differenziert nach den drei Ver-

sorgungsgebieten – gegeben. Es wird deutlich, dass Westmalaysia im Jahr 2011 bei allen Indikatoren mit deutlichem

Abstand führend war. Auf die malaysische Halbinsel entfallen fast 90 Prozent der Stromerzeugung und mehr als 90 Pro-

zent des Stromverbrauchs im Land. Bei der verfügbaren Kapazität zur Stromerzeugung liegt der Anteil Westmalaysias bei

87 Prozent. Auffällig sind zudem die hohen Reserve-Margen, die die Energy Commission (EC) errechnet hat (Vgl. Tab. 9).

29


Tab. 9: Stromerzeugung und –verbrauch sowie Spitzenlast nach Versorgungsgebiet Malaysias in 201164

Region Bruttostromerzeugung Stromverbrauch Verfügbare

Kapazität

Spitzen-

last

Reserve-

Marge

Anteil in

GWh

Anteil in

%

Anteil in

GWh

Anteil in

%

MW MW %

Westmalaysia 110.654 89,6 97.939 91,3 21.223 15.476 37,13

Sabah 4.956 4,0 4.275 4,0 1.123 830 35,31

Sarawak 7.950 6,4 5.116 4,8 2.025 1.214 66,80

Gesamt 123,561 100 107.330 100 24.371 17.520

Tab. 10: Installierte Kraftwerkskapazitäten nach Energieträger und Versorgungsgebiet Malaysias zum

Stand 31. Dezember 2011 (in MW)65

Wasserkraft Gas Kohle Schweröl Diesel Biomasse Andere Gesamt

Westmalaysia

TNB 1.911 5.075 - - 68 - - 7.054

IPP 20 7.469 7.200 600 - - - 15.289

KWK - 783 - 35 7 105 13 943

Eigenerzeugung - 31 - - 516 387 - 933

SREP* 6 - - - - 9 8 23

Gesamt 1.937 13.358 7.200 635 591 500 21 24.242

Sabah

SESB 70 107 - - 259 - - 435

IPP - 480 - 175 - - - 655

KWK - 42 - - 50 79 - 171

Eigenerzeugung - 6 - - 499 129 - 634

SREP* 7 - - - - 30 - 37

Gesamt 77 634 - 175 808 238 - 1.932

Sarawak

SEB 101 675 480 - 102 - - 1.358

IPP 900 - - - - - - 900

KWK - 289 - - - - 1 290

Eigenerzeugung - - - - 12 14 - 26

Gesamt 1.001 964 480 - 114 14 1 2.574

Malaysia Ge-

samt

3.015 14.956 7.680 810 1.513 752 22 28.749

* Small Renewable Energy Power Programme

In Tab. 10 sind die installierten Kraftwerkskapazitäten nach Primärenergieträger/Kraftwerkstyp dargestellt. Es wird

deutlich, dass Erdgas- und Kohlekraftwerke die momentane Stromerzeugung dominieren. Zusammen kommen diese

beiden Energieträger auf einen Anteil an der Gesamtkraftwerksleistung von 78,7 Prozent. An dritter Stelle in dem Ran-

64 EC (2011a) 65 EC (2011a)

30


king folgt die Wasserkraft mit einem Anteil von 10,4 Prozent. Biomasse befeuerte (KWK)-Anlagen kommen auf einen

Anteil in Höhe von 2,6 Prozent.

Tab. 11: Entwicklung der Stromnachfrage nach Versorgungsgebiet, 2005 bis 201166

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Westmalaysia

Nachfrage in GWh 73.987 77.504 81.924 84.924 87.950 94.666 97.939

Pro Kopf in kWh 3.511 3.627 3.772 3.869 3.955 4.178 4.234

Sabah

Nachfrage in GWh 2.766 2.969 3.317 3.474 3.818 4.127 4.275

Pro Kopf in kWh 899 958 1.061 1.102 1.199 1.287 1.289

Sarawak

Nachfrage in GWh 3.940 4.045 4.277 4.416 4.544 5.730 5.116

Pro Kopf in kWh 1.694 1.712 1.783 1.814 1.839 2.286 2.033

Malaysia Gesamt

Nachfrage in

GWh

80.693 84.518 89.518 92.815 96.322 104.523 107.330

Die Gesamtstromnachfrage in Malaysia hat zwischen 2005 und 2011 um rund 33 Prozent zugenommen (Tab. 11). In

Westmalaysia belief sich der Zuwachs auf 32,4 Prozent, in Sabah auf 54,6 Prozent und in Sarawak auf 29,8 Prozent. Auch

der Pro-Kopf-Stromverbrauch expandierte in allen Regionen Malaysias entsprechend.

Tab. 12: Stromverbrauch nach Sektoren in Malaysia 201167

Sektor Anteil in %

Industrie 43,8

Gewerbliche Wirtschaft 34,3

Haushalte 21,4

Landwirtschaft 0,3

Transportsektor 0,2

Auf die Industrie entfiel 2011, wie Tab. 12 zeigt, mit 43,8 Prozent der größte Anteil am Gesamtstromverbrauch in Malay-

sia (107.330 GWh). Im Ranking folgen die gewerbliche Wirtschaft (34,3 Prozent) und die privaten Haushalte (21,4 Pro-

zent).

In Tab. 13 ist die Stromerzeugung im Jahr 2011 (123.561 GWh) nach Energieträgern aufgeschlüsselt. Wie bereits bei den

analysierten Kraftwerkskapazitäten verdeutlicht, sind auch die erzeugten Strommengen aus den betriebenen Erdgas-

(43,9 Prozent) und Kohlekraftwerken (41,2 Prozent) dominierend bei der Elektrizitätsversorgung des Landes. Diese Ent-

wicklung wird von der folgenden Abbildung 5 bestätigt.

66 EC (2011a) 67 EC (2011a)

31


Tab. 13: Stromerzeugungsstruktur nach Energieträger/Kraftwerkstyp 201168

Energieträger/Kraftwerkstyp Anteil in %

Erdgas 43,9

Kohle 41,2

Wasserkraft 6,3

Diesel 4,0

Schweröl 3,4

Biomasse 1,2

Abb. 5: Entwicklung der malaysischen Stromerzeugung nach Energieträgern im Zeitraum 1970 – 200869

Im Bereich der erneuerbaren Energien wurde bis Ende 2011 eine Kraftwerksleistung von 68,45 MW geschaffen. Davon

sind 12,5 MW in der „kleinen Wasserkraft“ und 50,95 MW bei der Biomasse- und Biogasverstromung zu verorten.70 Hin-

zu kommen die Kapazitäten, die durch die neuen Einspeisetarife (FiT) nach dem Renewable Energy Act 2011 gefördert

wurden (vgl. Tab. 14). Die „große Wasserkraft“ wird, wie in anderen Ländern, nicht zu den erneuerbaren Energien ge-

rechnet.

68 EC (2011b) 69 OECD/IEA (2008) 70 OBG (2012)

32


Tab. 14: Durch das FiT-Programm geförderte und betriebene Stromerzeugungsanlagen nach Energie-

träger/Technologie, Stand September 2013 (in MW)71

Biogas Biomasse Kleine Wasser-

kraft

Photovoltaik Gesamt

2012 5,16 46,56 8,90 31,36 104,52

2013 1,25 0,00 0,00 11,50 12,75

Gesamt 6,41 46,56 8,90 42,86 117,27

In Tab. 15 ist der progressiv gestaltete Stromtarif der Tenaga Nasional Berhad (TNB) für private Haushalte dargestellt.

Zusätzliche Steuern oder Abgaben sind auf den Endverbraucherpreis nicht zu entrichten.

Tab. 15: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Westmalaysia (Stand September

2013)72

Verbrauch/Monat Preis in Sen/kWh Preis in Euro-Cent/kWh

bis 200 kWh 21,8 4,97

201 – 300 kWh 33,4 7,61

301 – 400 kWh 40,0 9,12

401 – 500 kWh 40,2 9,16

501 – 600 kWh 41,6 9,48

601 – 700 kWh 42,6 9,71

701 – 800 kWh 43,7 9,96

801 – 900 kWh 45,3 10,33

901 kWh und mehr 45,4 10,34

Die gewerblichen Stromtarife der TNB differenzieren nach jeweiligem Netzanschluss der Spannungsebenen und bieten

Großverbrauchern zudem einen günstigeren Preis für in der Nacht bezogene Strommengen. Zusätzliche Steuern oder

Abgaben sind auf die gewerblichen Stromtarife nicht zu entrichten (Vgl. Tab. 16).

Die Stromtarife der TNB für Industriekunden differenzieren ebenfalls nach Netzanschluss an jeweilige Spannungsebenen

und bieten Großverbrauchern zudem einen günstigen Nachtstromtarif. Zusätzliche Steuern oder Abgaben sind auf die

industriellen Stromtarife nicht zu entrichten (Vgl. Tab. 17).

Tab. 16: Gewerbliche Stromtarife in Westmalaysia (Stand September 2013)73

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif B – Niederspannungsanschluss

Verbrauch: bis 200 kWh/Monat

Verbrauch: größer 200 kWh/Monat

39,3

43,0

8,96

9,80

Tarif C1 – Mittelspannungsanschluss

71 www.seda.gov.my 72 www.tnb.com.my 73 www.tnb.com.my

33


Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

verbrauchsunabhängig

Für jedes Kilowatt der „Maximum Demand“ sind zudem

monatlich 25,9 RM (5,90 Euro) zu zahlen

31,2 7,11

Tarif C2 – Mittelspannungsanschluss

Verbrauchsmengen am Tag (8 – 22 Uhr)

Nachtverbrauch (22 – 8 Uhr)



31,2

19,2

7,11

4,38

Tab. 17: Industriestromtarife in Westmalaysia (Stand September 2013)74

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif D – Niederspannungsanschluss



34,5

37,7

7,86

8,59

Tarif E1 – Mittelspannungsanschluss




28,8 6,56

Tarif E2 – Mittelspannungsanschluss





30,4

18,7

6,92

4,26

Tarif E3 - Hochspannungsanschluss





28,8

17,3

6,56

3,94

Tab. 18: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Sabah und auf der Insel Labuan

(Stand September 2013)75

Tarif DM Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Verbrauch im Monat:

bis 100 kWh

101 – 200 kWh

17,5

18,5

3,99

4,22

74 www.tnb.com.my 75 www.sesb.com.my

34


Tarif DM Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

201 – 500 kWh

mehr als 500 kWh

33,0

34,5

7,52

7,86

Der Stromtarif der Sabah Electricity Sdn. Bhd. für private Haushalte in Sabah und auf der Insel Labuan ist in Tab. 18

dargestellt. Dieser ist verbrauchsabhängig gestaltet. Auf den Stromendverbraucherpreis werden keine Steuern oder Ab-

gaben aufgeschlagen.

In den folgenden Tab. 19 und 20 sind die aktuellen Gewerbe- und Industriestromtarife für Sabah und die Insel Labuan

dargestellt. Es wird jeweils nach Spannungsebenen differenziert. Zugleich wird Großverbrauchern ein günstiger Nacht-

stromtarif angeboten. Auf die Stromtarife werden keine Steuern oder Abgaben aufgeschlagen.

Tab. 19: Gewerbliche Stromtarife in Sabah und auf der Insel Labuan (Stand September 2013)76

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif CM1 – Niederspannungsanschluss



33,0

33,5

7,52

7,64

Tarif CM2 – Mittelspannungsanschluss




28,0 6,38






28,8

17,6

6,56

4,01

Tab. 20: Industriestromtarife in Sabah und auf der Insel Labuan (Stand September 2013)77

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif ID1 – Niederspannungsanschluss

verbrauchsunabhängig 32,0 7,29

Tarif ID2 – Mittelspannungsanschluss




22,8 5,20


Verbrauchsmengen am Tag (8 – 22 Uhr) 26,5 6,04

76 www.sesb.com.my 77 www.sesb.com.my

35


Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh




15,6 3,56

Der Stromtarif der Sarawak Energy Berhad (SEB) für private Haushalte in Sarawak ist in Tab. 21 dargestellt. Zusätzliche

Steuern oder Abgaben sind auf den Preis nicht zu entrichten.

Tab. 21: Verbrauchsabhängiger Stromtarif für Privathaushalte in Sarawak (Stand September 2013)78

Tarif D Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

monatlicher Verbrauch:

bis 100 kWh

101 – 300 kWh

mehr als 300 kWh

34,0

29,0

33,0

7,75

6,61

7,52

In den folgenden Tabellen 22 und 23 sind die gewerblichen und Industriestromtarife der Sarawak Energy Berhad (SEB)

aufgeführt. Es gibt für Großverbraucher jeweils einen günstigen Tarif für in der Nacht bezogene Strommengen. Zusätzli-

che Steuern oder Abgaben sind auf die Stromtarife nicht zu entrichten.

Tab. 22: Gewerbliche Stromtarife in Sarawak (Stand September 2013)79

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif C1 - Niederspannungsanschluss


Verbrauch: 101 – 4.900 kWh/Monat

mehr als 4.900 kWh/Monat

40,0

34,0

30,0

9,12

7,75

6,84

Tarif C2 - Mittelspannungsanschluss




25,0 5,70

Tarif C3 - Mittelspannungsanschluss





25,0

14,4

5,70

3,28

78 www.sarawakenergy.com.my 79 www.sarawakenergy.com.my

36


Tab. 23: Industrieller Stromtarif in Sarawak (Stand September 2013)80

Preis in

Sen/kWh

Preis in Euro-

Cent/kWh

Tarif I1 - Niederspannungsanschluss


Verbrauch: 101 – 2.900 kWh/Monat

mehr als 2.900 kWh/Monat

40,0

30,0

27,0

9,12

6,84

6,15

Tarif I2 - Mittelspannungsanschluss

verbrauchsunabhängig Für jedes Kilowatt der „Maximum

Demand“ sind zudem monatlich 16,00 RM (3,65 Euro) zu

zahlen

22,2 5,01

Tarif I3 - Mittelspannungsanschluss





23,4

14,4

5,34

3,28

Der Endverbrauch an Mineralölprodukten belief sich in Malaysia im Jahr 2011 auf 23.922 kt RÖE.81 Daran hatten, wie in

Tab. 24 aufgezeigt wird, Diesel mit 36,4 Prozent und Benzin mit 34,1 Prozent die größten Anteile. Es folgen LPG (12,1

Prozent) und Flugtreibstoffe (10,7 Prozent).

Tab. 24: Zusammensetzung des Endverbrauchs an Mineralölprodukten 201182

Mineralölprodukt Anteil in %

Diesel 36,4

Benzin 34,1

LPG 12,1

Flugtreibstoffe 10,7

Nichtenergetische Produk-

te

4,9

Schweröl 1,7

Kerosin 0,1

Tab. 24: Verbrauchsabhängiger Gas-Tarif der Gas Malaysia Bhd. (Stand September 2013)83

Kategorie Verbrauch Mio.

BTU pro Jahr

Preis in

RM (in

Euro) je

Mio. BTU

Preis in RM

(Euro) je m3

Erdgas

A Privathaushalte 19,52 0,705

80 www.sarawakenergy.com.my 81 EC (2011a) 82 EC (2011a) 83 www.st.gov.my

37


Kategorie Verbrauch Mio.

BTU pro Jahr

Preis in

RM (in

Euro) je

Mio. BTU

Preis in RM

(Euro) je m3

Erdgas

(4,45) (0,16)

B bis 600 20,61

(4,70)

0,75

(0,17)

C 601 – 5.000 13,98

(3,19)

0,505

(0,115)

D 5.001 – 50.000 14,61

(3,33)

0,527

(012)

E 50.001 – 200.000 16,07

(3,66)

0,580

(0,13)

F 200.001 – 750.000 16,07

(3,66)

0,580

(0,13)

L 750.001 und mehr 16,45

(3,75)

0,593

(0,135)

Durchschnittspreis 16,07

(3,66)

0,580

(0,132)

In Tab. 25 ist der regulierte Gasendverbrauchertarif dargestellt, zu welchem Preisen die Gas Malaysia Bhd. (GMB) ihre

Gasmengen an Kunden in Abhängigkeit der Verbrauchsmengen verkauft. Zusätzliche Steuern oder Abgaben fallen nicht

an. Der Durchschnittsendkundenpreis für einen Kubikmeter Erdgas liegt in Malaysia bei ca. dreizehn Eurocent pro m3

(Annahme: eine Mio. BTU entsprechen ca. 27,7 m3 Erdgas). Weitere Angaben zu den Gaspreisen der Petronas Gas waren

zum Redaktionsschluss nicht verfügbar.

Tab. 25: Treibstoffpreise (Stand September 2013)84

Produkt Preis in RM Preis in Euro

Benzin RON 97 je

Liter

2,85 0,65

Benzin RON 95 je

Liter

2,10 0,49

Diesel je Liter 2,00 0,46

LPG je 14 kg 26,60 6,06

In Tab. 26 sind die regulierten und subventionierten Preise für Benzin, Diesel und LPG (Petroleumgas zum Kochen) auf-

geführt. Es wird auch hier deutlich, dass die Treibstoffpreise in Malaysia im internationalen Vergleich sehr niedrig sind

bzw. gehalten werden.

84 http://paultan.org

38


3 Energiepolitik

3.1 Energiepolitische Administration

Die energiepolitische Administration im Malaysia umfasst im Wesentlichen folgende Institutionen:

Ministry of Energy, Green Technology and Water (KeTTHA),

Economic Planning Unit (EPU),

Energy Commission (EC),

Ministry of Public Utilities Sarawak (KKAS) bzw. Electrical Inspectorate Unit (EIU),

Sustainable Energy Development Authority Malaysia (SEDA),

Ministry of Plantation Industries and Commodities (KPPK),

Ministry of Natural Resources and Environment (NRE),

Malaysia Palm Oil Board (MPOB),

Malaysia Green Technology Corporation (Green Tech Malaysia).

Das Ministry of Energy, Green Technology and Water (KeTTHA) wurde im April 2009 gegründet.85 Der Vorgänger des

Ministeriums war das Ministry of Energy, Water and Communications. Durch die Neuorganisation erhielt das Ministeri-

um auch die Zuständigkeit für die sogenannten grünen Technologien, die damit gestärkt wurden. Das Ministerium hat

folgende Aufgaben:

Es soll Politikmaßnahmen formulieren, einen rechtlichen Rahmen schaffen sowie eine effektive Regulierung sicher-

stellen.

Es soll im Einklang mit den nationalen Entwicklungszielen die Richtung für die Energieindustrie, die grünen Techno-

logien und die Wasserindustrie vorgeben.

Es soll ein effizientes Managementsystem und effektive Kontrollmechanismen entwickeln.

Die Economic Planning Unit (EPU) ist dem Büro des Ministerpräsidenten zugeordnet und erarbeitet unter anderem die

nationalen Entwicklungspläne.86 Eine wichtige Aufgabe der EPU ist es, die Entwicklung der dem Ministerpräsidenten

unterstehenden Öl- und Gasindustrie zu fördern. Doch berät die Unit die Regierung auch in allen anderen Fragen einer

nachhaltigen Energiepolitik.

Die Energy Commission (EC) ist die staatliche Regulierungsbehörde für den Strom- und Gassektor in Westmalaysia und

Sabah.87 Sie wurde mit dem Energy Commission Act 2001 gegründet und ist dem Energieministerium KeTTHA zugeord-

net. Die EC soll in einem nicht durch Wettbewerb gekennzeichneten Markt einen fairen Ausgleich zwischen Verbrauchern

und Energieunternehmen herstellen sowie eine sichere und effiziente Energieversorgung fördern. Im Bundesstaat Sara-

wak reguliert die Electrical Inspectorate Unit (EIU) die Elektrizitätswirtschaft. Die EIU ist dem Ministry of Public Utili-

ties Sarawak (KKAS) zugeordnet.

Die Sustainable Energy Development Authority Malaysia (SEDA) wurde 2011 mit dem Sustainable Energy Development

Authority Act 2011 (Act 726) gegründet.88 Ihre Hauptaufgabe ist es, das System an Einspeisetarifen für Erneuerbare-

Energien-Technologien zu implementieren und zu managen, das mit dem Renewable Energy Act 2011 geschaffen wurde.

85 www.kettha.gov.my 86 www.epu.gov.my 87 www.st.gov.my 88 www.seda.gov.my


39


Zudem soll die SEDA das Energieministerium KeTTHA und andere relevante Regierungsinstitutionen in allen Fragen

nachhaltiger Energien beraten und entsprechende Gesetze und Maßnahmen empfehlen.

Das Ministry of Plantation Industries and Commodities (KPPK) gibt es in seiner heutigen Struktur seit dem Jahr 2004.89

Es ist für die Entwicklung des Anbaus von Agrarprodukten wie Palmöl, Kautschuk, Kakao, Ananas und Tabak verant-

wortlich. Zu den Aufgaben des Ministeriums zählt es unter anderem, sich an der Planung und Implementierung einer

„National Biofuel Policy“ zu beteiligen.

Das Ministry of Natural Resources and Environment (NRE)90 existiert in seiner heutigen Struktur seit 2004 und ist die

zentrale Regierungsinstitution im Bereich Umweltschutz. Unter anderem ist es Ansprechpartner in Sachen Clean Develo-

pment Mechanism (CDM) und verantwortlich für die Waldwirtschaft im Land.

Das Malaysia Palm Oil Board (MPOB) wurde im Mai 2000 gegründet und ist eine Regierungsinstitution.91 Aufgabe des

Boards ist es, die Palmölindustrie im Land zu fördern. Die Institution engagiert sich in der Entwicklung neuer Technolo-

gien in der Zucht, in der Produktion und in der Verarbeitung von Palmöl. Dies betrifft unter anderem auch Biodiesel-

kraftstoffe. Auch registriert und lizensiert das MPOB Unternehmen in der Branche.

Die Malaysia Green Technology Corporation (Green Tech Malaysia) ist die zentrale staatliche Forschungseinrichtung im

Bereich der Erneuerbaren und untersteht dem Energieministerium KeTTHA.92 Neben der Forschung berät es Unterneh-

men, führt Energieaudits durch, veranstaltet Schulungsprogramme und zertifiziert Produkte.

3.2 Politische Ziele und Strategien

Erstmals wurden in Malaysia im Jahr 1974 Politikmaßnahmen formuliert, die sich auf den Energiesektor bezogen.93 Mit

dem Petroleum Development Act wurde das Staatsunternehmen Petronas geschaffen und mit allen relevanten Aktivitäten

im Öl- und Gassektor betraut: Exploration, Entwicklung, Raffination, Verarbeitung, Marketing, Distribution.

Als Reaktion auf die zweite globale Ölkrise wurde im Jahr 1979 eine „National Energy Policy“ formuliert. Die damals

festgelegten Ziele gelten bis heute.94 Es soll:

ein angemessenes, sicheres, qualitativ hochwertiges und wirtschaftliches Energieangebot gewährleistet werden,

ein sparsamer Energieverbrauch gefördert werden,

eine umweltfreundliche Erzeugung und Verbrauch von Energie sichergestellt werden.

Im Jahr 1980 wurde die „National Depletion Policy“ eingeführt. Damit sollte vor dem Hintergrund einer stark zuneh-

menden Ölförderung der Erschöpfung der Kohlenwasserstoffe entgegengewirkt werden. Es wurden daher Höchstförder-

mengen für Gas und Öl festgelegt. Im Jahr 1981 folgte die „Four Fuel Diversification Policy“. Damit sollte die hohe Ab-

hängigkeit vom Erdöl bei der Energieversorgung reduziert werden. Versorgungssicherheit wollte man nunmehr durch

vier Energieträger erreichen: Öl, Gas, Kohle und Wasserkraft.

89 www.kppk.gov.my 90 www.nre.gov.my 91 www.mpob.gov.my 92 www.greentechmalaysia.my 93 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: Bodger (2009) 94 www.epu.gov.my

40


Im Jahr 2001 wurde die „Four Fuel Policy“ schließlich durch die „Fifth Fuel Policy“ abgelöst (8. Malaysia Plan 2001-

2005). Erneuerbare Energien gelten seitdem neben den fossilen Energieträgern und der Wasserkraft als fünfte Säule der

nationalen Energieversorgung. Es wurden erstmals Ausbauziele für die erneuerbaren Energien genannt. Danach sollten

erneuerbare Energiequellen bis zum Jahr 2005 einen Anteil an der Stromerzeugung von fünf Prozent erreichen. Zur För-

derung wurde das „Small Renewable Energy Power Programme“ (SREP) beschlossen. Das Programm erfüllte die Erwar-

tungen aus verschiedenen Gründen nicht, worauf im Kapitel 3.3 noch eingegangen wird.

Im November 2008 wurde ein National Renewable Energy Policy & Action Plan (NREPAP) verabschiedet.95 Darin wur-

den die damals bislang gemachten Erfahrungen mit der Förderung Erneuerbarer-Energien-Technologien analysiert, die

Grundzüge der künftigen Förderung zur Anwendung im Energiesektor skizziert, hierfür quantitative Ausbauziele genannt

und die Potenziale der einzelnen erneuerbaren Energien beschrieben. Unter anderem wurde ein Einspeisetarif für die

erneuerbare Stromerzeugung angekündigt. Laut NREPAP verfolgt die malaysische Politik im Bereich der erneuerbaren

Energien folgende Ziele:96

den Beitrag der erneuerbaren Energien zur nationalen Stromerzeugung zu erhöhen;

das Wachstum der Branche der erneuerbaren Energien zu fördern;

angemessene Erzeugungskosten bei den erneuerbaren Energien zu gewährleisten;

die Umwelt für künftige Generationen zu schützen;

das Bewusstsein für die Rolle und die Bedeutung der erneuerbaren Energien zu fördern.

Der im Juni 2010 veröffentlichte zehnte Malaysia Plan für die Jahre 2011 bis 2015 weist den Öl- und Gas-Sektor als Nati-

onal Key Economic Area aus.97 Seine Entwicklung soll also mit Priorität vorangetrieben werden (siehe auch Kapitel 2.1).

Als mögliche künftige Option für die Stromerzeugung wird ausdrücklich die Kernenergie genannt. Zudem wurde hier auf

den National Renewable Energy Policy & Action Plan verwiesen und die Einführung eines Einspeisetarifs sowie eines

„Renewable Energy Fund“ angekündigt.

Im Jahr 2011 wurde der Renewable Energy Act 2011 (Act 725) verabschiedet. Das mit dem Gesetz geschaffene System von

Einspeisevergütungen ist an das deutsche Tarifsystem angelehnt und fördert Investitionen in die „kleine Wasserkraft“, in

Biomasse- und Biogasverstromung sowie in Photovoltaiksysteme. Die Bereiche Windkraft und Geothermie werden vom

Fördersystem nicht erfasst. Zugleich wurde ein Renewable Energy Fund geschaffen, der von sämtlichen Stromverbrau-

chern finanziert wird. Am 1. Dezember 2011 wurden erste Bewerbungen für das neue FiT-Programm („Feed-in-Tarif“)

angenommen. Bislang wird das Programm nur in Westmalaysia, also dem Versorgungsgebiet der TNB, umgesetzt.

Tab. 26: Kumulierte Ausbauziele für erneuerbare Stromerzeugungskapazitäten im Zeitraum 2011 bis

2050 (in MW)98

Energieträger/Technologie 2011 2015 2020 2030 2050

Biomasse 110 330 800 1.340 1.340

Biogas 20 100 240 410 410

Kleine Wasserkraft 60 290 490 490 490

Photovoltaik 9 65 190 1.370 18.700

Fester Abfall* 20 200 360 390 430

95 KeTTHA (November 2008) 96 KeTTHA (November 2008) 97 EC (2010a) 98 KeTTHA (August 2010)

41


Energieträger/Technologie 2011 2015 2020 2030 2050

Gesamt 217 985 2.080 4.000 21.370

*Refuse Derived Fuel (RDF), Abfallverbrennung, Mülldeponien

In Tab. 27 und Abb. 6 sind die (kumulierten) Ausbauziele der malaysischen Regierung für die erneuerbaren Energien

innerhalb der Stromerzeugung dargestellt. Bis zum Jahr 2020 sollen vor allem Biomasse sowie Biogas befeuerte Stromer-

zeugungsanlagen sowie in kleinerem Umfang die Photovoltaik zum Ausbau erneuerbarer Stromerzeugungskapazitäten

beitragen. Auf sehr lange Sicht (im Jahr 2050) soll die Photovoltaik die dominierende regenerative Energiequelle mit 18,7

GWp von insgesamt 21,3 GW installierter Stromerzeugungskapazitäten sein. Zu bedenken ist, dass in diesem Ausbausze-

nario die „große Wasserkraft“ nicht enthalten ist.

Abb. 6: Ausbauszenario für erneuerbare Stromerzeugungskapazitäten im Zeitraum 2011 bis 205099

3.3 Gesetze, Verordnungen und Anreizsysteme für erneuerbare Energien

Bereits im Mai 2001 wurde das Small Renewable Energy Power Programme (SREP) angekündigt.100 Es sollte kleine EE-

Projekte mit einer installierten Leistung von bis zu 10 MW elektrischer Leistung fördern, indem die Stromeinspeisung in

das Netz der drei großen EVUs ermöglicht wurde. Die privaten Investoren mussten mit den EVU über die Konditionen

der Stromabnahme (Einspeisetarife) verhandeln und Power Purchase Agreements abschließen, die eine Laufzeit von 21

Jahren hatten.

Das Programm erfüllte nach offizieller Einschätzung die Erwartungen nicht. Bis Ende 2011 wurde bei den erneuerbaren

Energien lediglich eine installierte Kapazität von 68,45 MW geschaffen, davon 12,5 MW in der „kleinen Wasserkraft“ und

99 www.kettha.gov.my 100 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: MBIPV (April 2009)

42


50,95 MW bei Biomasse und Biogas (siehe Kapitel 2.2). Der Hauptgrund für den geringen Erfolg des Programms lag in

den Einspeisetarifen, die zu knapp bemessen waren, um im großen Stil Investitionen zu induzieren.101

Das mit dem Renewable Energy Act 2011 (Act 725) geschaffene FiT-Programm soll nach offizieller Lesart aus den Fehlern

der Vergangenheit lernen. Es löste das SREP ab und wird bislang nur in Westmalaysia umgesetzt, weil in Sabah und Sa-

rawak kein Renewable Energy Fund geschaffen wurde.102 Es gibt aber Bestrebungen, zumindest in Sabah ebenfalls ein

FiT-System einzuführen.103 Der in Westmalaysia gegründete Fonds speist sich aus Preisaufschlägen auf die Stromrech-

nungen in Höhe von einem Prozent. Allerdings müssen diese Abgabe nur Verbraucher zahlen, die mehr als 300 kWh im

Monat beziehen.

Das FiT-Programm gleicht dem deutschen EEG, allerdings mit einem wesentlichen Unterschied: Es gibt eine Obergrenze

bzw. Quoten für die Installation der förderfähigen erneuerbaren Energien (Biogas, Biomasse, kleine Wasserkraft, PV).104

Diese Quoten werden von der Sustainable Energy Development Authority Malaysia (SEDA), die das FiT-Programm

durchführt, unregelmäßig ausgeschrieben. In Tab. 28 sind die Quoten der einzelnen erneuerbaren Energiequellen aufge-

führt, die mit Einführung des FiT-Programms veröffentlicht wurden.

Tab. 27: Quoten als jährliche Zubau-Kontingente innerhalb des FiT-Programms, 2012 bis 2014 (in

MW)105

Energieträger/

Technologie

Biogas Biogas:

Deponiegas,

Klärgas

Biomasse Biomasse:

Fester

Abfall

Kleine

Wasserkraft

PV

< 1MW

PV

>1 MW

Gesamt

2012 20 10 60 20 30 10 40 190

2013 20 10 50 30 30 10 40 190

2014 20 10 50 30 90 10 40 250

Die Feed-in Tariffs sind für einen bestimmten Zeitraum garantiert: bei Biomasse- und Biogas befeuerte Anlagen gilt der

Einspeisetarif über 16 Jahre, bei der „kleinen Wasserkraft“ und bei Photovoltaikanlagen für 21 Jahre. Es werden nur

Kraftwerksprojekte mit einer maximalen Kapazität zur Stromerzeugung von 30 MW gefördert.

Die Höhe der Einspeisetarife hängt von verschiedenen Faktoren ab:

Von der Technologie: Die mit Abstand höchsten Einspeisevergütungen werden für Photovoltaiksysteme gezahlt, ge-

folgt von Biomasse, Biogas und Wasserkraft.

Von der installierten elektrischen Leistung der jeweiligen EE-Anlage: Je höher die Kapazität, desto niedriger die

Einspeisevergütung.

Von dem Zeitpunkt des positiven Förderbescheids bzw. der Genehmigung (Feed-in Approval, FiA). Das heißt: Die

Einspeisevergütungen sind degressiv gestaltet. Ein Bewerber, der im Jahr 2013 einen Förderzuschlag gewährt be-

kommt, erhält für den gesamten Förderzeitraum eine höhere Einspeisevergütung als ein Bewerber im Jahr 2014 er-

hält. Ausgenommen hiervon sind nur Wasserkraftvorhaben.

101 MBIPV (April 2009) 102 Green Prospects Asia Com (Mai 2012) 103 New Sabah Times 20. September 2013 104 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: www.seda.gov.my 105 SEDA (28. Februar 2012)

http://seda.gov.my/

43


Darüber hinaus werden bei den verschiedenen EE-Technologien (mit Ausnahme der „kleinen Wasserkraft“) Boni auf die

Einspeisevergütungen gewährt. Beispielsweise wird bei der Photovoltaik ein Bonus gezahlt, wenn es sich um ein gebäude-

integriertes PV-System handelt. Im Detail wird auf die Bonuskriterien und auf die Einspeisetarife im Rahmen des Kapi-

tels 4 (Nutzungsmöglichkeiten erneuerbarer Energien) eingegangen.

Nach Angaben der SEDA ist das FiT-Programm darauf ausgelegt, das Hauptziel der Netzparität zu erreichen.106 Dieser

Zustand ist hier dann gegeben, wenn die Erzeugungskosten bei einer Erneuerbare-Energien-Technologie genauso hoch

(oder niedriger) sind, wie bei der Stromerzeugung mit fossilen Energieträgern. In diesem Fall würden die Einspeisevergü-

tungen für die Restlaufzeit angepasst. Die Basis der Vergütungshöhe sei dann das Kriterium „Displaced Cost“. Dies seien

die durchschnittlichen Kosten für die Erzeugung einer Kilowattstunde Strom durch andere Energieträger bis zum Punkt

der Zusammenschaltung („Point of Interconnection“) mit einer EE-Anlage.

An dieser Stelle soll auf die Kosten hingewiesen werden, die auf einen Teilnehmer am FiT-Programm zukommen. Zum

einen trägt er die Kosten für den Netzanschluss bis zum Einspeisepunkt (siehe Kapitel 3.5). Diese können ebenso erheb-

lich sein, wie die Gebühren, die für die Bearbeitung der EE-Förderung fällig werden. Größter Posten ist die Gebühr für

eine Genehmigung („Feed-in Approval“): Für jedes beantragte kW bzw. installierte Leistung werden 10 RM (2,28 Euro)

berechnet.107 Für eine EE-Kraftwerksanlage mit 5 MW elektrischer Leistung werden also 50.000 RM (rund 14.000 Euro)

fällig.

Für Investitionen in Erneuerbare-Energien-Technologien werden aktuell zudem wahlweise folgende steuerliche Anreize

in Malaysia gewährt:108

Unternehmen, die in erneuerbare Energien investieren, können einen Pionierstatus („Pioneer Status“) erhalten. Die-

se sind dann für den Zeitraum von zehn Jahren vollständig von der Umsatzsteuer befreit.

Alternativ kann eine so genannte „Investment Tax Allowance“ (ITA) in Anspruch genommen werden. Investitionen

in erneuerbare Energien sind dann für einen Zeitraum von fünf Jahren voll steuerlich abzugsfähig.

Zusätzlich sind Unternehmen vom Zoll und der Umsatzsteuer („Sales Tax“) auf importierte Anlagen zur Energieerzeu-

gung aus regenerativen Ressourcen befreit. Bei einem Kauf von im Inland hergestellten Anlagen entfällt die Umsatzsteuer

ebenfalls.

3.4 Genehmigungsverfahren

In Tab. 29 ist der Ablaufplan für Bewerbungen im FiT-Programm dargestellt, den die Sustainable Energy Development

Authority (SEDA) potenziellen Bewerbern zur Orientierung an die Hand gibt. Er bildet die wesentlichen Verfahrens-

schritte ab.

106 www.seda.gov.my – Feed-in Tariff (FiT) – Grid Parity & Displaced Cost 107 Federal Government Gazette 28. März 2013 108 www.seda.gov.my, Policies, Other Related Fiscal Incentives

http://seda.gov.my/

http://seda.gov.my/

44


Tab. 28: Ablaufplan einer Bewerbung für das FiT-Programm109

Phase Zu erledigende Aufgabe

Schritt 1 Prüfung der gesetzlichen Grundlagen und aktuellen SEDA-Ausschreibungen

Schritt 2 ▪ Sicherung der Nutzungs- bzw. Eigentumsrechte des Grundstücks für die EE-Anlage

▪ Entwurf der EE-Anlage (Kapazität, technische Details etc.)

▪ Durchführung der Power System Study (PPS) bzw. des Connection Confirmation

Check (CCC)

▪ Prüfung der Anforderungen der lokalen und Regierungs-Behörden

▪ Kontaktaufnahme zu Kreditgebern zum Erhalt einer vorläufigen Finanzierungsvereinba-

rung

▪ Arbeitsplan erstellen und die wichtigsten Meilensteine festlegen

Schritt 3 Bewerbung bei der SEDA um Feed-in-Approval (FiA) – Online oder Offline

Erteilung der Förderzusage FiA (Feed-in Approval)

Schritt 4 ▪ Abschluss eines Renewable Energy Power Purchase Agreements (REPPA) mit dem

zuständigen Stromunternehmen (derzeit nur TNB)

▪ Registrierung des REPPA bei der SEDA

Schritt 5 Abschluss der Finanzierungsvereinbarung

Schritt 6 Installation der EE-Anlage

Schritt 7 Installation des FiT-Zählers

Schritt 8 Abnahme, Zertifizierung durch einen qualifizierten Experten

Schritt 9 Mitteilung an SEDA und das zuständige Stromunternehmen über den Beginn der Ein-

speisung

Schritt 10 ▪ Monatliches Monitoring des Stromzählers zur Einspeisung

▪ Monatliche Zahlungen des Stromunternehmens an den FiA-Inhaber

Die zentrale Stellung in dem Bewilligungsverfahren hat die SEDA, die Adressat für die Bewerbungen um eine Einspeise-

genehmigung (Feed-in Approval) ist. Die SEDA verlangt von den Bewerbern unter anderem einen Nachweis über Nut-

zungsrechte für das Baugrundstück, auf dem die EE-Anlage installiert und betrieben werden soll. Ist der Bewerber nicht

der Grundstückseigentümer, so muss ein Pachtvertrag vorgelegt werden, der den Anforderungen genügt.

Zudem verlangt die SEDA einen Arbeitsplan von den Bewerbern. Er soll einen Überblick über den zeitlichen Ablauf des

Projektes bis zum Beginn der Einspeisung geben. Im Allgemeinen darf die Verwirklichung eines Vorhabens insgesamt

nicht mehr als 36 Monate in Anspruch nehmen. Bei Abweichungen vom Arbeitsplan kann die SEDA die Förderzusage

(FiA) unter bestimmten Umständen widerrufen.110

Darüber hinaus benötigen FiA-Bewerber bzw. -Inhaber für Anlagen mit einer installierten Leistung von fünf kW und

mehr eine Lizenz der Energy Commission (EC) für die Stromerzeugung.111 Umweltverträglichkeitsprüfungen (Environ-

mental Impact Assessment) sind für große Wasserkraftprojekte vorgeschrieben. Hierfür ist das Department of Environ-

ment (DOE) zuständig.

109 SEDA, Feed-in Tariff Broschüre 110 www.seda.gov.my, Frequently Asked Questions on Feed-in Tariff (FiT) 111 www.seda.gov.my, Frequently Asked Questions on Feed-in Tariff (FiT)

http://seda.gov.my/

http://seda.gov.my/

45


Sofern die SEDA die FiA erteilt hat, muss der Bewerber mit dem zuständigen Stromversorgungsunternehmen TNB ein so

genanntes Renewable Energy Power Purchase Agreement (REPPA) abschließen. Dieser Stromliefervertrag muss an-

schließend bei der SEDA registriert werden. Vor dem Beginn der eigentlichen Netzeinspeisung muss die EE-Anlage von

einem qualifizierten Experten abgenommen und zertifiziert werden.

Die Beteiligung von Ausländern bzw. Investoren an dem FiT-Programm ist beschränkt:112

bei ausländischen Einzelpersonen auf EE-Kraftwerksanlagen mit einer Leistung bis 72 kWp,

an entsprechend gegründeten Betreibergesellschaften für EE-Anlagen dürfen Ausländer mit maximal 49 Prozent

beteiligt sein.

3.5 Netzanschlussbedingungen

Die staatlichen Netzbetreiber in Malaysia sind nach dem Renewable Energy Act 2011 verpflichtet, Strom aus erneuerba-

ren Energien mit Vorrang aufzukaufen bzw. in ihrem Stromnetz abzunehmen. Basis ist das Renewable Energy Power

Purchase Agreement (REPPA). Wird der Netzanschluss verweigert, so können die Unternehmen mit Strafzahlungen be-

legt werden.113

Der FiA-Inhaber trägt alle Kosten bis zum Einspeisepunkt („Point of Interconnection“). Darin enthalten sind auch die

Kosten für eine Systemanalyse („Power System Study“, PPS). Diese ist bei EE-Anlagen mit einer installierten Leistung

von mehr als 180 kW elektrischer Leistung vorgeschrieben. Durchgeführt wird die Systemanalyse von dem Netzbetreiber

bzw. einem von diesem beauftragten Dritten. Die Kosten hierfür sind in Tab. 30 aufgeführt.

Tab. 29: Kosten und Dauer einer Systemanalyse in Abhängigkeit der elektrischen Anlagenleistung

(PPS)114

Elektrische Leistung der einspeisen-

den EE-Anlage

Kosten im RM Kosten in Euro Maximale Dauer

größer als 180 kW bis 1 MW 20.000 4.559 30 Tage

größer als 1 MW bis 10 MW 40.000 9.118 30 Tage

größer als 10 MW bis 30 MW 60.000 13.677 42 Tage

Für EE-Anlagen mit einer Leistung von 72 kW bis 180 kW ist lediglich ein so genannter „Connection Confirmation Check“

(CCC) erforderlich. Er wird ebenfalls von dem Netzbetreiber ausgeführt, kostet 1.000 RM (228 Euro) und dauert maximal

21 Tage. Die Kosten trägt ebenfalls der FiA-Inhaber. Die SEDA empfiehlt FiA-Bewerbern, einen Standort für die EE-

Anlagen zu wählen, der möglichst nahe am Einspeisepunkt liegt. Zugleich sollten die Kosten sorgfältig vor einer Bewer-

bung am FiT-Programm kalkuliert werden. Der Hintergrund der Aufforderung ist klar: Der Netzanschluss kann nicht nur

sehr kostenintensiv sein. Die Überbrückung größer Entfernungen durch die Verlegung neuer Leitungen kann den Netzan-

schluss auch erheblich zeitlich verzögern. Im Übrigen trägt der Netzbetreiber die Kosten für die möglicherweise notwen-

dige Aufrüstung des Stromnetzes jenseits des Einspeisepunktes.

112 SEDA 21. Mai 2013 113 www.seda.gov.my, Frequently Asked Questions on Feed-in Tariff (FiT) 114 www.seda.gov.my

http://seda.gov.my/

http://seda.gov.my/

46


4 Nutzungsmöglichkeiten erneuerbarer Ener-gien

4.1 Windenergie

4.1.1 Natürliches, wirtschaftliches und technisches Potenzial

Im Allgemeinen wehen die Winde im Land laut Malaysian Meteorological Department (MET) leicht und wechselhaft.115

Geprägt werden die Windverhältnisse in erster Linie vom Nordostmonsun (Oktober bis Februar) und vom Südwestmon-

sun (April bis Oktober) im Jahresverlauf. Insgesamt gilt das Potenzial der Windenergie in Malaysia Onshore als begrenzt.

Größeres Potenzial wird der Offshore-Windenergie zugemessen.116 Umfassende Studien liegen hierzu allerdings noch

nicht vor. In Tab. 31 sind jedoch die durchschnittlichen monatlichen Windgeschwindigkeiten im Jahr 2009 an neun Küs-

tenstandorten in Malaysia aufgelistet. Drei Standorte liegen an der Ostküste Westmalaysias: Kuala Terengganu, Mersing

und Pulau Langkawi. Die anderen Standorte liegen in Ostmalaysia. An jedem Standort wurde die Windgeschwindigkeit

jeweils in zehn und 100 Metern Höhe gemessen.

Tab. 30: Durchschnittliche monatliche Windgeschwindigkeiten (in m/s) diverser Küstenstandorte in

Malaysia in 10 und 100 m Höhe im Jahr 2009 117

Standort Höhe/

Meter

Jan. Feb. März April Mai Juni Juli Aug. Sept. Okt. Nov. Dez.

Bintulu 10 1,99 1,75 1,81 1,75 1,65 1,78 1,66 1,82 1,72 1,79 1,74 1,72

100 2,69 2,37 2,44 2,37 2,22 2,41 2,25 2,46 2,32 2,42 2,36 2,32

Kota Kina-

balu

10 1,89 1,81 1,92 2,02 2,09 2,33 2,43 2,52 2,60 2,48 2,10 1,88

100 2,37 2,26 2,41 2,53 2,62 2,91 3,04 3,16 3,25 3,11 2,63 2,35

Kuala

Terengganu

10 2,49 1,86 1,84 1,66 1,73 1,79 1,79 1,87 1,57 1,59 1,96 2,65

100 4,51 3,37 3,33 3,00 3,13 3,24 3,23 3,39 2,83 2,88 3,53 4,79

Kuching 10 2,14 1,86 1,64 1,69 1,65 1,61 1,84 1,74 1,71 1,77 1,72 1,69

100 3,87 3,37 2,95 3,05 2,98 2,91 3,32 3,14 3,09 3,20 3,11 3,05

Kudat 10 2,61 2,44 2,05 2,56 2,18 2,17 2,53 2,99 3,19 2,77 2,05 2,93

100 4,03 3,76 3,16 3,94 3,36 3,34 3,90 4,61 4,92 4,28 3,16 4,52

Mersing 10 4,76 3,47 2,40 2,47 2,41 2,62 2,66 2,68 2,55 2,38 2,72 3,51

100 6,89 5,02 3,47 3,57 3,49 3,78 3,84 3,87 3,68 3,44 3,94 5,07

Pulau

Langkawi

10 3,10 2,17 1,77 1,76 1,44 1,63 1,72 2,26 1,85 1,65 1,80 2,90

100 4,19 2,94 2,40 2,37 1,95 2,21 2,33 3,06 2,51 2,23 2,44 3,92

Sandakan 10 2,83 2,70 2,41 2,19 2,11 2,16 2,02 2,24 2,16 2,24 2,06 2,97

100 3,83 3,65 3,26 2,96 2,85 2,91 2,73 3,03 2,92 3,03 2,79 4,01

Tawau 10 1,51 1,44 1,56 1,67 1,73 1,88 1,81 1,92 1,88 1,76 1,53 1,79

100 2,46 2,35 2,56 2,72 2,82 3,06 2,96 3,14 3,07 2,87 2,51 2,92

115 www.met.gov.my – Climate of Malaysia – Wind flow 116 Lip-Wah (2012) 117 Yong (2011)

http://www.met.gov.my/

47


Es wird deutlich, dass die Windgeschwindigkeiten überwiegend eher niedrig sind. Eine Ausnahme bildet der Standort

Mersing in Westmalaysia. Dort schwankt die monatliche Windgeschwindigkeit in zehn Metern Höhe im Jahresverlauf

zwischen 3,44 m/s (Oktober) und 6,89 m/s (Januar). Mersing gilt als der beste Windstandort auf der malaysischen Halb-

insel, weil dort der starke Nordmonsun die Küstenregion zuerst erreicht.118 In Ostmalaysia ist der Standort Kudat im

Bundesstaat Sabah mit einer Windgeschwindigkeit in zehn Metern Höhe zwischen 3,16 m/s (März und November) und

4,92 m/s (September) als bester Windstandort zu nennen. Einer Studie zufolge haben Kleinwindkraftanlagen an einem

Standort wie Mersing hohes wirtschaftliches Potenzial zur Stromerzeugung.119

Tab. 31: Durchschnittliche monatliche Windgeschwindigkeiten (in m/s) in Kuala Terengganu in 18 m

Höhe im Zeitraum 2004 bis 2007120

Monat/Jahr 2004 2005 2006 2007

Januar 4,82 3,78 4,05 5,20

Februar 3,55 2,94 4,72 3,49

März 3,63 3,51 2,69 2,65

April 2,66 2,58 2,45 2,62

Mai 2,31 2,10 2,25 2,27

Juni 2,19 2,01 2,33 2,25

Juli 2,29 2,25 2,16 2,17

August 2,10 2,16 2,24 2,24

September 2,15 2,31 2,17 2,15

Oktober 2,80 2,36 2,13 2,80

November 2,64 3,13 2,12 2,64

Dezember 4,81 3,52 4,43 4,81

In Tab. 32 sind die durchschnittlichen monatlichen Windgeschwindigkeiten am Standort Kuala Terengganu an der Ost-

küste der malaysischen Halbinsel für die Jahre 2004 bis 2007 angegeben. Die Messungen erfolgten in einer Höhe von 18

Metern über dem Boden bzw. 23 Meter über dem Meeresspiegel. Es wird deutlich, dass die Windgeschwindigkeiten in

den Monaten Dezember, Januar und Februar, also zu Zeiten des Nordostmonsuns, am höchsten sind. Zugleich wird er-

sichtlich, dass die Geschwindigkeiten von Jahr zu Jahr zum Teil erheblich schwanken. Zu den Offshore-

Windgeschwindigkeiten gibt es bislang keine zuverlässigen Daten. Diese sollen aber über den Jahresverlauf bei mehr als

zehn Knoten bzw. 5,14 m/s liegen.121

In Malaysia wurden bislang nur wenige Kleinwindkraftanlagen installiert.122 Beispielsweise gibt es auf der Insel Layang

Layang, die zum Bundesstaat Sabah zählt, seit 2005 eine Anlage von Vestas mit einer Nennleistung von 150 kW. Das

westmalaysische EVU TNB installierte zudem auf der Insel Perhentian ein Hybridsystem auf Basis von Windkraft, Photo-

voltaik und eines Dieselmotors. Die hier installierte Windleistung beläuft sich auf 100 kW Nennleistung. Insgesamt dürfte

derzeit die installierte Windleistung zur Stromerzeugung in Malaysia bei weniger als einem MW liegen.

118 Siti (2011) 119 Siti (2011) 120 Wan Nik (2011) 121 Lip-Wah (2012) 122 Lip-Wah (2012)

48


4.1.2 Förderprogramme, steuerliche Anreize und Finanzierungsmöglichkeiten

Es gibt in Malaysia keine spezifischen Programme zur Förderung der Windenergie. Die Windkraft ist nicht in das Ende

2011 gestartete FiT-Programm als förderfähige Technologie einbezogen worden. Die SEDA hat aber im Dezember 2012

eine Potenzialstudie für die Windenergie in Auftrag gegeben.123 Es soll hierbei unter anderem herausgefunden werden, ob

es gerechtfertigt wäre, das FiT-Programm auf die Windenergie auszuweiten. Beauftragt mit der Studie wurde das Unter-

nehmen Emergent Ventures Malaysia. Dies ist eine Tochtergesellschaft des gleichnamigen indischen Unternehmens. Die

Windenergie spielt in den Überlegungen der malaysischen Regierung also durchaus noch eine Rolle. In welchem Umfang

bleibt abzuwarten. Im Übrigen gelten auch für Windenergieprojekte die in Kapitel 3.3 angeführten steuerlichen Vergüns-

tigungen.

4.2 Solarenergie


Malaysia bietet aufgrund seiner geographischen Lage in der Nähe des Äquators grundsätzlich gute natürliche Bedingun-

gen zur Nutzung der Solarenergie. Allerdings ist die tägliche Sonneneinstrahlung (durchschnittlich 6 bis 7 Stunden) auf-

grund der Wolkenbildung an manchen Standorten begrenzt.

Tab. 32: Durchschnittliche jährliche Globalstrahlung nach Standort124

Standort Strahlung in

kWh/m2/Jahr

Standort Strahlung in

kWh/m2/Jahr

Kuching 1.470 Kota Bharu 1.705

Bandar Baru Bangi 1.487 Kuala Terengganu 1.714

Kuala Lumpur 1.571 Ipoh 1.739

Petaling Jaya 1.571 Taiping 1.768

Seremban 1.572 George Town 1.785

Kuantan 1.601 Bayan Lepas 1.809

Johor Bahru 1.625 Kota Kinabalu 1.900

Senai 1.629

123 www.emergent-ventures.com/malaysia 124 KeTTHA (November 2008)

49


Abb. 7: Solar-Karte von Malaysia125

In Tab. 33 und Abb. 7 werden Werte für die durchschnittliche jährliche Globalstrahlung einwirkend an ausgesuchten

Standorten in Malaysia ersichtlich. Diese liegen zwischen 1.470 kWh/m2/Jahr in Kuching im Bundesstaat Sarawak und

1.900 kWh/m2/Jahr in Kota Kinabalu in Sabah (beide Ostmalaysia). Relativ hoch ist die Globalstrahlung zudem in Geor-

ge Town und Bayan Lepas im Nordwesten der malaysischen Halbinsel.

Im Fokus der solaren Stromerzeugung stehen aufgrund des FiT-Programmes in erster Linie die Nutzung und der Ausbau

der Photovoltaik. Es sollte jedoch berücksichtigt werden, dass nur begrenzt Freiflächen für PV-Freilandanlagen aufgrund

der intensiven Landnutzung zur Palmölproduktion in Malaysia zur Verfügung stehen.

Bislang sind solarthermische Anwendungen bei der Nutzung der Solarenergie zur Warmwasserbereitung Vorreiter im

Land. Nach Angaben des Energieministeriums (KeTTHA) wurden bis Ende 2009 etwa 10.000 „Solar Water Heating Sys-

tems“ installiert.126 Aktuellere und detaillierte Angaben weist die malaysische Statistik nicht aus. Installiert wurden die

solarthermischen Anlagen in erster Linie für Anwendungen in Hotels, in kleinen Betrieben der Lebensmittel- und Ge-

tränkeindustrie sowie in städtischen privaten Haushalten der gehobenen Mittelklasse.

Studien zufolge ist das Potenzial solarthermischer Anwendungen noch längst nicht ausgeschöpft. So kommt Sopian zu

dem Ergebnis, dass das theoretische Potenzial solarthermischer Anlagen in Malaysia bei 75 GWth liegt.127 Dieser Berech-

nung liegt eine Dachfläche von insgesamt 110 Mio. m2 von Wohn-, Gewerbe- und Industriegebäuden zugrunde, wobei die

Flächenkonkurrenz durch PV-Installationen nicht berücksichtigt ist. Vor allem für Betreiber von Hotelanlagen und

Krankhäusern ist der Betrieb von solarthermischen Installationen interessant, weil diese etwa 30 Prozent ihres Energie-

bedarfs für die Warmwasserbereitung benötigen.

125 MBIPV (April 2008) 126 www.kettha.gov.my 127 Sopian (April 2013)

50


Andere Studien kommen zu dem Ergebnis, dass die solarthermische Warmwasserbereitung auch deswegen ein hohes

Potenzial vorweist, weil sich die Investitionen bereits nach nur drei bis vier Jahren amortisieren.128 Zielgruppen sind

demnach neben Hotels und Krankenhäusern die Industrie, landwirtschaftliche Betriebe und Schwimmbäder. Bei den

meisten industriellen Anwendungen, vor allem bei Trocknungsprozessen, kann mit einer Amortisation innerhalb von drei

Jahren gerechnet werden.

Auch große solarthermische Kraftwerke („Concentrated Solar Power“, CSP) haben in Malaysia grundsätzlich Potenzial.

Doch steht, wie bereits erwähnt, derzeit die Photovoltaik wegen der hohen Einspeisevergütungen im Rahmen des FiT-

Programmes im Vordergrund. Große CSP-Anlagen sind deswegen gegenwärtig kein Thema.

Großes Marktpotenzial hat die Photovoltaik langfristig in Malaysia nicht nur wegen des lukrativen Einspeisetarifs und der

Ausbauziele und -prognosen bis 2050. Geschäftliche Chancen für Anbieter von PV-Systemen und Batterien ergeben sich

auch aufgrund der Nachfrage nach so genannten Insellösungen für nicht an das Stromnetz angeschlossene Regionen in

Ostmalaysia. Dort müssen nach wie vor zahlreiche Dörfer durch Dieselgeneratoren mit Strom versorgt werden. Vor dem

Hintergrund der steigenden Treibstoff- und Transportpreise ersetzt die Regierung jetzt in wachsenden Maße Dieselgene-

ratoren durch PV-Anlagen.129

Über die mittlerweile in Malaysia insgesamt installierte PV-Leistung sind keine zuverlässigen Angaben verfügbar. Im

Rahmen des FiT-Programms wurde bisher (Mitte 2013) eine Kapazität von 42,86 MWp geschaffen (siehe Tab. 14 in Kapi-

tel 3.2). Bis Ende 2014 soll diese PV-Leistung auf 149 MWp zunehmen (Tab. 34).

Tab. 33: PV-Ausbau im Rahmen des malaysischen FiT-Programms im Zeitraum 2012 bis Ende 2014130

Jahr Leistung in MW

2012 25,78

2013 91.82

2014 31,40

Gesamt 149,00

Tab. 34: Mittel- und langfristige PV-Ausbaupläne, 2011 bis 2050131

2011 2015 2020 2030 2050

Insgesamt installierte PV-Leistung (in MW) 9 65 190 1.370 18.700

Solarstromerzeugung (in GWh/a) 7,7 60,5 192,5 939,4 9.761

In Tab. 35 sind die langfristigen Ausbaupläne für die Photovoltaik laut National Renewable Energy Policy & Action Plan

dargestellt. Das Ausbauziel für 2015 wird durch das FIT-Programm bereits früher erreicht (vgl. Tab. 34). Auf sehr lange

Sicht (im Jahr 2050) wird die Photovoltaik die dominierende regenerative Energiequelle sein. Der PV-Anteil am insge-

samt geplanten Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugungskapazitäten (21.370 MW) wird dann bei 86 Prozent liegen mit

einer Solarstromerzeugung von 9,7 TWh (siehe auch Tab. 27 in Kapitel 3.2).

128 Kamaruzzaman (2012), WKO (Mai 2010) 129 GTAI 1. Februar 2013 130 www.seda.gov.my 131 KeTTHA (August 2010)

51


Malaysia ist weltweit zu einem der führenden Standorte für die Herstellung von PV-Modulen aufgestiegen.132 Bedeutende

internationale Herstellerunternehmen ließen sich im Land nieder. So nahm das US-Unternehmen First Solar 2008 im

Kulim High-Tech Park im Bundesstaat Kedah die Produktion von Dünnschichtmodulen auf und baute die Kapazität bis

Mitte 2010 auf 940 MW aus. Auch die deutsche Firma Q-Cells, die nach der Übernahme durch die südkoreanische Han-

wha Corporation als Hanwha Q-Cells firmiert, engagierte sich frühzeitig in Malaysia. Seit 2009 werden im Selangor Sci-

ence Park in der Nähe der Hauptstadt Kuala Lumpur multikristalline Solarzellen gefertigt. Im Jahr 2010 wurde eine Pro-

duktionskapazität von 600 MW erreicht. Weitere PV-Hersteller siedelten sich in Malaysia an. Zuletzt gab Samsung im

August 2013 bekannt, dass in dem neuen Werk des Unternehmens im Kulim High-Tech Park ab sofort die jährliche Pro-

duktionskapazität von 300 MW voll ausgelastet wird.133 Samsung stellt dort so genannte Heterojunction-Zellen her.


In Tab. 36 ist der Einspeisetarif für Photovoltaik im Rahmen des FiT-Programms für die Jahre 2013 und 2014 dargestellt.

Für das Jahr 2014 sind die Tarife im Vergleich zu 2013 abgesenkt worden. Die SEDA spricht in diesem Zusammenhang

von Degression. Ursprünglich galt für alle PV-Installationen, egal wie hoch die installierte Leistung war, eine jährliche

Degressionsrate in Höhe von acht Prozent. Im März 2013 wurde diese Regelung geändert.134 Seitdem gilt für alle PV-

Installationen mit einer Leistung von mehr als 24 kWp eine jährliche Degressionsrate von 20 Prozent. Für PV-

Installationen mit einer Leistung von bis zu 24 kWp blieb es bei der achtprozentigen Degression.

Die malaysische Regierung reagierte mit diesen Änderungen auf den weltweiten Preisverfall bei PV-Modulen.135 Man

wolle aus den internationalen Erfahrungen in Deutschland und Großbritannien lernen, sagte Badaruddin bin Mahyudin,

Staatsekretär im malaysischen Energieministerium KeTTHA. Denn man erwarte, dass die PV-Modulpreise in den kom-

menden drei Jahren weiterhin jährlich um zehn Prozent sinken.

In Tab. 37 sind die von der SEDA im Jahr 2013 und bislang für das Jahr 2014 zugewiesenen PV-Quoten ja nach Förder-

begünstigte aufgeschlüsselt worden. Es fällt auf, dass im Jahr 2013 der Großteil der installierten PV-Leistung juristischen

Personen zugewiesen wurde. Hierzu werden Unternehmen, aber auch lokale Behörden gezählt.136 Natürliche Personen

sind private Haushalte. Die jeweiligen Quoten schreibt die SEDA unregelmäßig aus. Mitunter werden auch schon einmal

angebotene Volumina, die nicht vergeben wurden, erneut ausgeschrieben. Insgesamt gilt insbesondere die mittelfristige

Quotenplanung und -ausschreibung der SEDA als wenig transparent und berechenbar.137

132 OBG (2012), GTAI 27. Oktober 2010 133 Eco-Business.com 30. August 2013 134 SEDA (4. März 2013) 135 Exportinitiative 18. März 2013 136 SEDA (21. Mai 2013) 137 GTAI 1. Februar 2013, WKO (2013)

52


Tab. 35: Einspeisetarif für Photovoltaik, Stand 4. Oktober 2013138

PV-Anlagenleistung 2013 2014

RM je kWh Euro je kWh RM je kWh Euro je kWh

Bis 4 kWp inklusive 1,1316 0,2579 1,0411 0,2373

Mehr als 4 kWp kleiner gleich 24 kWp 1,1040 0,2517 1,0157 0,2315

Mehr als 24 kWp kleiner gleich 72 kWp 0,9440 0,2152 0,7552 0,1721

Mehr als 72 kWp kleiner gleich 1 MWp 0,9120 0,2079 0,7296 0,1663

Mehr als 1 MWp kleiner gleich 10 MWp 0,7600 0,1732 0,6080 0,1386

Mehr als 10 MWp kleiner gleich 30 MWp 0,6800 0,1550 0,5440 0,1240

Bonuskriterien

Nutzung als Installation in Gebäuden oder

in Gebäudestrukturen

0,2392

0,0545

0,2201

0,0502

Nutzung als Baumaterial 0,2300 0,0524 0,2116 0,0482

Nutzung lokal gefertigter oder montierter

PV-Module

0,0300

0,0068

0,0300

0,0068

Nutzung lokal gefertigter oder montierter

PV-Wechselrichter

0,0100

0,0023

0,0100

0,0023

Tab. 36: Zugewiesene PV-Quoten im FiT-Programm nach Förderbegünstigten in 2013 und 2014, Stand:

04. Oktober 2013 (in MW)139

2013 2014

Erstes Halb-

jahr

Zweites Halb-

jahr

Erstes Halb-

jahr

Zweites Halb-

jahr

Natürliche Personen 4,98 12,77 0,00 0,00

Juristische Personen (< 500 kWp) 1,18 27,74 0,78 0,00

Juristische Personen (>500 kWp) 31,26 26,24 29,53 0,00

Die Resonanz auf die erste Ausschreibung im Rahmen des FiT-Programms am 1. Dezember 2011 war enorm groß.140 In-

nerhalb weniger Stunden nach Freischaltung der Server zur Online-Anmeldung (e-FiT) gingen insgesamt 209 Förderan-

träge ein, die meisten davon für PV-Projekte. Nach der ersten Ausschreibungsrunde wurden Ende Februar 2012 insge-

samt 377 Förderanträge registriert. Auf PV-Projekte entfielen davon 348 Anträge mit einer beantragten Gesamtleistung

von 311,6 MW. Im Bereich der anderen förderungsfähigen erneuerbaren Energien wurden 29 Vorhaben mit 140 MW

beantragt. Neben dem vorteilhaften PV-Einspeisetarif sieht die SEDA vor allem das im Vergleich einfachere Genehmi-

gungsverfahren für PV-Anlagen als Grund für den hohen Photovoltaik-Anteil bei den Bewerbungen.

Im September 2012 kündigte die SEDA ein Programm für 2.000 PV-Aufdach-Anlagen an.141 Es richtet sich speziell an

private Haushalte und soll die Entwicklung in diesem Bereich beschleunigen. Gefördert werden PV-Anlagen bis zu einer

Leistung von 12 kWp, und es gelten die Bedingungen des FiT-Programmes. Angekündigt wurde, in den Jahren 2012 und

138 www.seda.gov.my 139 www.seda.gov.my 140 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: Erneuerbare Energien 13. Dezember 2011, Exportinitiative 17. September 2012, GTAI 1. Februar 2013 141 SEDA (13. September 2012)

53


2013 insgesamt 8.000 kW an PV-Leistung auszuschreiben. Zuletzt wurde am 27. August 2013 mitgeteilt, dass am 28.

August sowie am 4. und 11. September 2013 jeweils 500 kWp im Rahmen des Aufdach-Programms ausgeschrieben wer-

den sollen, was dann geschah.

Im Juni 2013 starteten das Energieministerium KeTTHA und SEDA eine Initiative, um das PV-Dach-Programm zu flan-

kieren.142 Dabei handelt es sich um Finanzierungsangebote der malaysischen Alliance Bank in Zusammenarbeit mit der

SEDA. Ziel ist es, den privaten Haushalten einen leichteren Zugang zu Krediten für die Finanzierung von EE-Projekten zu

ermöglichen. Bislang fehlte es in Malaysia an derartigen Finanzierungsmodellen, und so wurden reguläre Kredite an Pri-

vatpersonen für die Umsetzung von EE-Vorhaben kaum vergeben. Dies gilt als einer der Hauptgründe dafür, warum in

diesem Sektor der Kapazitätsaufbau bislang relativ gering ausfiel. Wie am 10. Juni 2013 mittgeteilt wurde, waren zu die-

sem Zeitpunkt noch immer freie PV-Quoten für Installationen privater Haushalte in einem Umfang von 6.000 kWp bzw.

6 MWp verfügbar.

Ende Oktober 2013 teilte die SEDA mit, dass jetzt keine Bewerbungen mehr für das PV-Dachprogramm angenommen

würden, nachdem die letzte Ausschreibung im September im Umfang von 1.500 kWp innerhalb einer Stunde „vergriffen“

war.143 Im weiteren Verlauf des Jahres 2013 seien keine weiteren Ausschreibungen geplant.

Spezielle Förderprogramme im Bereich Solarthermie gibt es in Malaysia nicht. Investoren können aber die in Kapitel 3.3

beschriebenen Steuervorteile in Anspruch nehmen. Das gilt ebenfalls für den Erwerb und den Betrieb von Photovoltaik-

systemen.

4.2.3 Projektinformationen

Das bislang größte PV-Projekt in Malaysia wurde in Pajam im Bundesstaat Negeri Sembilan verwirklicht: der „Integrated

Renewable Energy Park“ (IREP).144 Investor ist die Cypark Resources Berhad (CRB). Sie errichtete auf einer Fläche von

26 Hektar einen PV-Park mit 32.000 Solarmodulen und einer installierten Peak-Leistung zur Solarstromerzeugung in

Höhe von acht MW. Der Komplex ging im März 2012 ans Netz. Die Expansionspläne von Cypark sehen eine weitere Pho-

tovoltaik-Leistung von fünf MW sowie die Stromerzeugung aus Deponiegas (zwei MW) vor.

Die Elektrizität setzt Cypark an das EVU Tenaga Nasional Berhad (TNB) ab. Hierzu wurde ein Renewable Energy Power

Purchase Agreement (REPPA) für 21 Jahre geschlossen. Der vereinbarte Einspeisetarif beläuft sich auf 0,95 RM bzw.

knapp 0,22 Euro pro kWh.

Eine Reihe von PV-Projekten wurden in der Vergangenheit im Rahmen des Malaysian Building Integrated Photovoltaik

Technology Application Project (MBIPV) verwirklicht.145 Dieses lief von 2005 bis 2011 und hatte zum Ziel, die Marktent-

wicklung von gebäudeintegrierten PV-Systemen voranzutreiben und die Kosten für Photovoltaik langfristig zu senken. In

diesem Rahmen wurden unter anderem Demonstrationsprojekte technisch und finanziell unterstützt. Eines der größten

Vorhaben war die Installation einer PV-Anlage (71,4 kWp) auf dem Dach der Energy Commission (EC) in Putrajaya.

142 Exportinitiative 19. Juni 2013, SEDA (10. Juni 2013) 143 PV Tech 23. Oktober 2013 144 Green Prospects Asia Com (27. März 2012) 145 MBIPV (April 2009)

54


Aktuell läuft in Malaysia die Green Schools Campaign.146 Dieses Programm wird gemeinsam von dem Energieministeri-

um KeTTHA und der Association of Independent Producer durchgeführt. Bis Ende April 2013 wurden 38 Schulen mit

PV-Systemen (5 kW) ausgestattet. Weitere 60 sollen folgen. Mit der Kampagne wird nicht zuletzt das Ziel verfolgt, die

Schüler über die Vorteile der erneuerbaren Energien aufzuklären und das Bewusstsein für Energiefragen zu schärfen.

Die deutsche Firma IBC Solar AG, Bad Staffelstein, hat im Auftrag der malaysischen Regierung ein größeres PV-Diesel-

Hybridprojekt in Ostmalaysia verwirklicht.147 Installiert wurden auf neun Inseln entsprechende Anlagen, die seit Frühjahr

2013 die lokale Bevölkerung versorgen. Die Anlagen haben eine solare Gesamtleistung von 1,5 MW und beliefern rund

3.500 Menschen, neun ländliche Krankenhäuser und neun Schulen mit Elektrizität.Wird nicht genügend Solarstrom

produziert oder sind die Batterien nicht geladen, schaltet eine Monitoring- und Kontrolleinheit automatisch einen Diesel-

generator zu. Insgesamt wurden 18 Dieselaggregate installiert. Sie stellen eine nachhaltige Stromversorgung sicher. IBC

Solar wurde für drei Jahre mit dem Betrieb und der Wartung der Systeme beauftragt. Hierzu kommt ein satellitenbasier-

tes Monitoringsystem zum Einsatz.

4.3 Bioenergie


Auch das Angebot an Biomasse ist in Malaysia erheblich.148 Ressourcen sind in großem Umfang vorhanden: Abfälle der

Palmöl- und Holzindustrien, der Forstwirtschaft, der Landwirtschaft und der landwirtschaftlichen Verarbeitungsindust-

rien. Insgesamt wird das Biomassepotenzial in Malaysia auf jährlich 90 Mio. Tonnen geschätzt. Das technische bzw. theo-

retische Potenzial, um daraus Strom zu erzeugen, soll bei 29.000 MW installierter Leistung liegen.

Schlüssige Angaben zu den tatsächlich installierten Stromerzeugungskapazitäten sind zwar nicht verfügbar. Sicher ist

jedoch, dass das Potenzial nicht annähernd ausgeschöpft ist. So gibt die offizielle Statistik der Energy Commission (EC)

eine installierte Kapazität im Bereich Biomasse für Ende 2011 mit 752 MW (Tab. 10 in Kap. 2.2) an. Andere Quellen be-

richten, dass allein die malaysischen Palmölmühlen über eine installierte Leistung zur Stromerzeugung in Höhe von rund

2.000 MW in den Bereichen Biomasse/Biogas verfügen.149 Der größte Teil der erzeugten Elektrizität dient jedoch zur

Eigenversorgung. Nur ein kleiner Teil (etwa zwei Prozent erzeugter Strommengen) werden in das Stromnetz eingespeist

und verkauft.

Nach Angaben der Malaysian Investment Development Authority (MIDA) aus dem Jahr 2012 fallen jährlich etwa 80 Mio.

Tonnen Trockengewicht an Palmöl-Biomasse an.150 Aus der holzverarbeitenden Industrie kommen 6,2 Mio. Tonnen Sä-

gespäne und andere Abfälle. Der kommunale Hausmüll trägt 2,6 Mio. Tonnen an organischen Abfällen bei, während

Rückstände aus dem Reis- und Zuckerrohranbau (Reisstroh und Bagasse) sich auf insgesamt 1,2 Mio. Tonnen belaufen.

Bis zum Jahr 2015, so die Prognose der MIDA, wird das Angebot an biogenen Reststoffmengen auf 96 Mio. Tonnen zu-

nehmen.

Wie bereits erwähnt, ist Malaysia nach Indonesien der weltweit zweitgrößte Produzent von Palmöl und war 2011 sogar

größter Exporteur von Palmöl. Gut 15 Prozent der Landesfläche Malaysias wird bereits von bepflanzten Palmölplantagen

147 IBC Solar 24. Oktober 2013 148 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: AHK (30. Januar 2013), WKO (2010) und WKO (Juni 2013) 149 AHK (30. Januar 2013) 150 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: GTAI 11. Februar 2013

55


genutzt. Erhebliche Mengen an Palmöl-Biomassereststoffmengen werden nicht genutzt, weil es unter anderem an geeig-

neten Technologien fehlt. Da sich die Palmölproduktion relativ gleichmäßig über das gesamte Kalenderjahr verteilt, kann

eine ganzjährige Versorgung mit anfallender Biomasse sichergestellt werden.

In Tab. 38 sind wichtige Fakten zur Palmöl-Industrie zusammenfasst. Danach liegt etwa die Hälfte der Anbaufläche auf

der malaysischen Halbinsel. Doch gibt es auch in Sarawak und in Sabah in bedeutendem Flächenumfang Plantagen. Dort

soll die Produktion und Anbaufläche in den kommenden Jahren noch deutlich ausgeweitet werden.151

Die Produktion von rohem Palmöl lag in den Jahren 2011 und 2012 bei knapp 19 Mio. Tonnen pro Jahr. Der Palmölex-

port erreichte im Jahr 2011 17,993 Mio. Tonnen und im Jahr 2012 17,562 Mio. Tonnen. Nach Deutschland wurden im

Jahr 2012 rund 130.600 Tonnen Palmöl exportiert.

Tab. 37: Entwicklung von Anbauflächen und Produktionsmengen der malaysischen Palmöl-Industrie in

den Jahren 2011 und 2012152

2011 2012

Anbaufläche (Hektar)

Westmalaysia 2.546.760 2.558.103

Sabah 1.431.762 1.442.588

Sarawak 1.021.587 1.076.238

Gesamt 5.000.109 5.076.929

Produktion (Tonnen)

Rohes Palmöl 18.911.250 18.785.139

Palmkerne 4.706.603 4.705.964

Rohes Palmkernöl 2.144.698 2.164.024

Palmkernkuchen 2.387.056 2.399.204

Als Biomassereststoffmengen der Palmöl-Industrie können entweder so genannte Empty Fruit Bunches (EFB) oder Palm

Kernel Shells (PKS) genutzt werden.153 EFB muss aber, um industriell zur Stromerzeugung genutzt werden zu können,

stark getrocknet werden. PKS, die harte Schale der Palmölfrucht, eignet sich wesentlich besser als Biomasse zur Stromer-

zeugung. Insgesamt beläuft sich die landwirtschaftliche Nutzfläche in Malaysia auf 7,87 Mio. Hektar.154 Der Anteil der

Palmölplantagen an der Agrarfläche liegt also bereits bei mehr als 60 Prozent. Die bewaldete Landesfläche belief sich

1990 auf 20,54 Mio. Hektar und ging bis 2007 infolge von Rodung auf 19,66 Mio. Hektar zurück.155 Tendenz: weiter rück-

läufig.

Nur knapp sechs Prozent der Gesamtfläche Malaysias wird als Ackerland für einjährige Kulturen (Reis, Gemüse) genutzt,

aber mehr als 18 Prozent für Dauerkulturen (Palmöl, Kautschuk, Kakao).156 Es gibt etwa 400.000 landwirtschaftliche

Betriebe: einerseits eine relative kleine Zahl von Großbetrieben (Plantagen), andererseits viele Kleinbauern, die nur etwa

ein bis vier Hektar bewirtschaften. In Tab. 39 ist der Viehbestand in Malaysia in den Jahren 2007 bis 2011 dargestellt.

151 WKO (2010) 152 http://econ.mpob.gov.my 153 Vgl. hierzu und zu den folgenden Ausführungen: WKO (2010) 154 www.fao.org 155 FAO (2010) 156 BMELV (Juli 2009)

56


Laut BMELV spielt die Tierhaltung in der malaysischen Landwirtschaft – abgesehen von der Geflügelzucht – nur eine

marginale Rolle.157

Tab. 38: Entwicklung des Nutztierbestands in Malaysia, 2007 bis 2011 (Stück)158

Büffel Rinder Ziegen Schafe Schweine Hühner Enten

2007 130.775 842.186 428.263 125.988 2.020.117 188.383.841 9.789.847

2008 131.229 851.227 477.480 131.278 1.988.889 198.924.820 6.982.029

2009 127.152 860.491 514.233 136.285 1.831.308 201.967.963 8.278.379

2010 125.900 836.910 496.194 123.475 1.922.321 217.227.467 8.490.975

2011 123.213 768.403 476.431 126.412 1.801.247 231.249.057 9.219.884

Als Hauptquellen für die Erzeugung von Biogas in Malaysia gelten kommunale Mülldeponien, das bei der Erzeugung von

Palmöl anfallende Palm Oil Mill Effluent (POME) und anfallende Reststoffmengen in der Landwirtschaft.159 Es existieren

in Malaysia 165 Mülldeponien, die über das Land verteilt sind und etwa 95 Prozent des malaysischen Abfalls aufneh-

men.160 Die Menge des flüssigen Reststoffes POME wird auf derzeit jährlich 60 Mio. Tonnen geschätzt.161 Sie könnte, so

die Prognose, auf bis zu 110 Mio. Tonnen im Jahr 2020 zunehmen.

Biodiesel wird in Malaysia aus Palmöl hergestellt. Letzteres ist reines Pflanzenöl, bei dem die Flächenerträge deutlich

höher liegen als beispielsweise beim Raps. Da Palmöl zudem gebundene Kohlenwasserstoffketten enthält, die denen mi-

neralischer Öle ähneln, kann es nach Umesterung unproblematisch herkömmlichem Diesel beigemischt werden. Aus

diesen Gründen wird dem Palmöl als nachwachsende Energiequelle eine gute Öko- und Energiebilanz bescheinigt.

Biodiesel wird derzeit in einigen Regionen Westmalaysias als B5 fossilem Diesel obligatorisch beigemischt. Zur Politik in

diesem Bereich wird im Detail im folgenden Kap. 4.3.2 eingegangen. Die Biodieselproduktion belief sich 2011 auf 173.220

Tonnen und nahm 2012 auf 249.213 Tonnen zu.162 Im Jahr 2010 lag die Produktion noch bei 117.000 Tonnen. Auch künf-

tig ist mit stark wachsender Produktion zu rechnen, weil die (subventionierte) Beimischungspflicht ausgedehnt werden

soll (Kap. 4.3.2).

Es gibt in Malaysia etwa 30 Fabriken, die Biodiesel herstellen können.163 Davon war 2011 aber nur ein Drittel in Betrieb.

Das bedeutet: Die Produktionsreserven sind groß. Die Ursachen für die geringe Auslastung der Fabriken waren die da-

mals schwache Binnennachfrage und hohe Exportabgaben.

Die Erzeugung von Bioethanol hat in Malaysia bislang kaum Bedeutung, soll aber nach dem Willen der Regierung künftig

eine Rolle spielen (Kap. 4.3.2). Auch sind konkrete Projekte geplant bzw. in der Umsetzung (Kap. 4.3.3).

157 BMELV (Juli 2009) 158 DOS (2012) 159 WKO (2010) 160 GTAI 25. Februar 2013 161 AIM (Juni 2013) 162 KPPK (22. Juli 2013) 163 GTAI 4. Mai 2012

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

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

57


Tab. 39: Langfristige Ausbaupläne für die Stromerzeugung aus Biomasse und Biogas, 2011 bis 2050 (in

MW)164

2011 2015 2020 2030 2050

Biomasse 110 330 800 1.340 1.340

Biogas 20 100 240 410 410

In Tab. 35 sind noch einmal die langfristigen Ausbaupläne der malaysischen Regierung für die Stromerzeugung aus Bio-

masse und Biogas zusammengefasst.


In den Tab. 42 und 43 sind die Einspeisetarife im FiT-Programm für Biogas und Biomasse befeuerte Kraftwerksanlagen

dargestellt. Sie sind für eine Laufzeit von 16 Jahren garantiert. Auch hier ist eine Degression im Tarif eingebaut, die aller-

dings deutlich geringer ausfällt als bei der Photovoltaik. Auffällig sind zudem die relativ hohen Boni, die bei Biogas für die

Nutzung von Deponie- und Klärgas und bei der festen Biomasse für die Verwendung biogener Reststoffe kommunaler

Abfälle gezahlt werden. Wie bei allen erneuerbaren Energien werden die Kap. 3.3 beschriebenen Steuervergünstigungen

auch für den Erwerb und den Betrieb von Biomasse befeuerte Anlagen gewährt.

Tab. 40: Einspeisetarif für die Biogasverstromung nach elektrischer Anlagenleistung und Bonuskrite-

rien, Stand: 4. Oktober 2013165

Elektrische Anlagenleistung 2013 2014

RM/kWh Euro/kWh RM/kWh Euro/kWh

bis 4 MW 0,3184 0,0726 0,3168 0,0722

Mehr als 4 MW bis 10 MW 0,2985 0,0680 0,2970 0,0677

Mehr als 10 MW bis 30 MW 0,2786 0,0635 0,2772 0,0632

Bonuskriterien

Nutzung einer Gasturbine mit Wirkungsgrad > 40 % 0,0199 0,0045 0,0198 0,0045

Nutzung einer lokal gefertigten oder montierten Gasturbine 0,0100 0,0023 0,0099 0,0023

Nutzung von Deponie- oder Klärgas als Energiequelle 0,0786 0,0179 0,0771 0,0175

164 KeTTHA (August 2010) 165 www.seda.gov.my

58


Tab. 41: Einspeisetarif für die Biomasseverstromung nach elektrischer Anlagenleistung und Bonuskrite-

rien, Stand: 4. Oktober 2013166

Elektrische Anlagenleistung 2013 2014 2015

RM/kWh Euro/kWh RM/kWh Euro/kWh RM/kWh Euro/kWh

bis 10 MW 0,3085 0,0703 0,3069 0,0700 0,3054 0,0696

> 10 bis < 20 MW 0,2886 0,0658 0,2871 0,0654 0,2857 0,0651

> 20 bis < 30 MW 0,2687 0,0612 0,2673 0,0609 0,2660 0,0606

Bonuskriterien

Nutzung einer Vergasungstechnik 0,0199 0,0045 0,0198 0,0045 0,0197 0,0045

Dampfturbinen mit einem Wirkungsgrad > 14 % 0,0100 0,0023 0,0099 0,0023 0,0099 0,0023

Lokale gefertigte/montierte Vergasungstechnik 0,0100 0,0023 0,0099 0,0023 0,0099 0,0023

Nutzung kommunaler Abfälle als Energiequelle 0,0982 ,0224 0,0964 0,0220 0,0947 0,0220

Eine bessere Verwertung der in Malaysia verfügbaren Biomasse hat für die Regierung allgemein hohe Priorität. Im Jahr

2010 wurde daher eine die „National Biomass Strategy 2020“ beschlossen.167 Koordiniert wird das Programm von der

Malaysian Innovation Agency (AIM). Ziel ist es, biogene Abfälle – vor allem aus der Palmöl-Industrie – in nützliche Pro-

dukte umzuwandeln. Ausdrücklich erwähnt wird in diesem Zusammenhang neben Pellets und Chemikalien auch Bio-

ethanol. Dieser Biokraftstoff soll unter anderem durch die Gewährung von Steuervorteilen gefördert werden. Dabei han-

delt es sich im Wesentlichen um die in Kapitel 3.3 beschriebenen Vergünstigungen.

Zunehmend werden in Malaysia die Umweltfolgen der Palmölproduktion diskutiert. Dabei geht es in erster Linie um das

Abwasser (Palm Oil Mill Effluent, POME), das im Rahmen der Erzeugung anfällt. Dieses wird in Teichsysteme abgeleitet,

woraus dann große Mengen des klimarelevanten Schadgases Methan in die Atmosphäre entweichen. Nach Angaben des

Malaysian Palm Oil Board (MPOB) enthält das aus den Auffangbecken austretende Biogas etwa 65 Prozent Methan.168

Dessen Treibhauseffekt sei 21 mal so stark wie beim Kohlendioxid.

Vor diesem Hintergrund schlägt das MPOB eine landesweite Regulierung in diesem Bereich vor. Neue Palmölmühlen

sollen demnach bereits vom 1. Januar 2014 an dazu verpflichtet werden, Anlagen zum Auffangen des Biogases (Full Bio-

gas Trapping) oder zur Vermeidung von Methan (Methan Avoidance Facilities) zu installieren. Für alle Palmölmühlen im

Lande sollen diese Vorschriften bis zum 1. Januar 2020 verpflichtend sein.

Presseberichten zufolge haben sich bereits 60 Palmölmühlen verpflichtet, das entweichende Biogas aufzufangen und als

Brennstoff zu nutzen.169 Offenbar ist in erster Linie daran gedacht, Strom zu erzeugen. Nach Angaben von Datuk Douglas

Uggah Embas, Minister für Plantation Industries and Commodities, wird daran gearbeitet, die Ölmühlen an das nationale

(Strom-) Netz anzuschließen. Dem Minister zufolge stellt die negative Wahrnehmung der Palmölindustrie durch westli-

che NGOs und die Medien eine große Herausforderung dar, der man sich in Malaysia stellen müsse.

Für Biodiesel wurde Mitte 2011 in der „Central Region“ Westmalaysias (Putrajaya, Melaka, Negeri Sembilan, Selangor

und Kuala Lumpur) eine Beimischungspflicht (B5) eingeführt, was einen einheimischen Verbrauch des Biokraftstoffes in

Höhe von 113.000 Tonnen pro Jahr implizierte.170 Im Juli 2013 kündigte das Ministry of Plantation Industries and Com-

166 www.seda.gov.my 167 AIM (Juni 2013) 168 MPOB (Oktober 2013) 169 The Star 25. Oktober 2013 170 KPPK (22. Juni 2013)


59


modities (KPPK) an, dass die Beimischungspflicht auf die „Southern Region” ausgedehnt wird, was zusätzlich eine Nach-

frage von 37.270 Tonnen Biodiesel pro Jahr beinhaltet.

Bis zum Juli 2014 soll das B5-Programm landesweit eingeführt werden. Dann soll der einheimische Verbrauch an Biodie-

sel 500.000 Tonnen erreichen. Bereits beschlossen wurde, ein B10-Programm einzuführen. Wann dies genau geschehen

soll, steht noch nicht fest. Für die Durchsetzung der Beimischungspflicht wurden bislang Subventionen in Höhe von ins-

gesamt 250 bis 300 Mio. RM (60 bis 68 Mio. Euro) pro Jahr gezahlt.171 Mit den Programmen wird nicht zuletzt das Ziel

verfolgt, die Preise für Palmöl zu stabilisieren.


In der Presse wird über eine Reihe von Bioenergieprojekten berichtet, die zum Teil im Zusammenhang mit dem FiT-

Programm stehen. Hierzu zählen auch die Vorhaben, die die Felda Palm Industries (FPI) plant. Das Unternehmen ist

nach eigenen Angaben mit 71 Betrieben der größte Palmölmühlenbetreiber in Malaysia. Mitte April 2013 gab FPI be-

kannt, dass man damit begonnen habe, am Standort Serting Hilir in das Netz der Tenaga Nasional Berhad (TNB) Strom

einzuspeisen. Produziert wird die Elektrizität von einer bereits 2008 errichteten Biogasanlage (1,2 MW elektrische Leis-

tung). Eine weiteres Biogasprojekt mit 12,5 MW elektrischer Leistung, das die FPI im Joint Venture mit der TNB am

Standort Jengka im Bundesstaat Pahang verwirklicht, soll ab Ende 2013 Strom an die TNB liefern.

Bis zum Jahr 2018 will FPI an allen 71 Produktionsstandorten Biogasanlagen zur Stromerzeugung errichten. Schon heute

erzeugt das Unternehmen in 15 Betrieben Elektrizität, die der Eigenversorgung dient. Die Pläne geben eine eindrucksvolle

Vorstellung davon, wie hoch das bislang ungenutzte Potenzial an Bioenergie in Malaysia ist.

Auch von Bioethanol-Projekten wird berichtet. So errichtet die japanische Toyo Engineering Co. in Johor Baru eine Bio-

ethanol-Anlage mit einer jährlichen Kapazität von 10.000 Tonnen. Rohstoffgrundlage ist reines Glycerin aus der Palm-

ölerzeugung. Es ist geplant die Kapazität auf insgesamt 30.000 Jahrestonnen zu verdreifachen.

4.4 Geothermie


Es gibt in Malaysia 79 Thermalwasserquellen, von denen bisher keine energetisch genutzt wird.172 Zudem ist deren ener-

getisches Potenzial bislang weitgehend unerforscht. Die meisten Quellen liegen auf der malaysischen Halbinsel (Abb. 8).

Sie sind hauptsächlich entlang der „Main Range“, dem größten Gebirgszug in Westmalaysia, verortet.

171 WKO (2013) 172 Asean Institute of Technology

60


Abb. 8: Thermalquellen auf der malaysischen Halbinsel173

Auch im östlichen Teil des Bundesstaates Sarawak gibt es eine Reihe von Thermalwasserquellen (vgl. Abb. 9).

173 Asean Institute of Technology

61


Abb. 9: Thermalquellen im Bundesstaat Sarawak174

Das größte geothermische Potenzial wird jedoch den Quellen im Bundesstaat Sabah (vgl. Abb. 10) zugemessen.

Abb. 10: Thermalquellen im Bundesstaat Sabah175

174 Asean Institute of Technology 175 Asean Institute of Technology

62


Innerhalb von Sabah gilt wiederum Apas Kiri im District Tawau als Standort mit dem größten geothermischen Potenzial.

Untersuchungen wurden dort bereits in den achtziger Jahren des vergangenen Jahrhunderts durchführt. Dabei wurden

unter der Oberfläche („Subsurface“) Wassertemperaturen von bis zu 236°C gemessen, was als sehr hoher Temperatur-

wert für die energetische Nutzung der Thermalwässer zur Stromerzeugung gilt. Schließlich bescheinigte das malaysische

Minerals and Geosciences Department dem Standort, dass dieser sich für ein geothermisches Stromprojekt eignet.

Es gab daher schon seit längerem Pläne, in Apas Kiri ein geothermisches Kraftwerksprojekt zu verwirklichen. Nunmehr

werden diese von der Tawau Green Energy Sdn. Bhd. (TGE) mit finanzieller Unterstützung der Bundesregierung in Kuala

Lumpur verwirklicht (Kap. 4.4.3).


Es gibt in Malaysia keine spezifischen Programme zur Förderung der Geothermie. Insbesondere ist diese erneuerbare

Energiequelle nicht in das Ende 2011 gestartete FiT-Programm einbezogen. Allerdings dokumentiert die Bereitschaft, das

Projekt in Apas Kiri finanziell zu unterstützen, dass die Geothermie in den Überlegungen der malaysischen Regierung

durchaus eine Rolle spielt. Im Übrigen gelten für die Geothermie die in Kapitel 3.3 angeführten steuerlichen Vergünsti-

gungen für Investitionen in erneuerbare Energien.


Errichtet werden soll in Apas Kiri eine geothermische Kraftwerksanlage mit einer installierten Leistung zur Stromerzeu-

gung in Höhe von 30 MW.176 Insgesamt wird das Potenzial des Standortes auf 100 MW geschätzt. Die voraussichtlichen

Gesamtkosten des Vorhabens belaufen sich auf 506 Mio. RM (115 Mio. Euro). Die malaysische Regierung steuert hierzu

einen Zuschuss von 35 Mio. RM (rund acht Mio. Euro) bei.

Mit dem regionalen EVU, der Sabah Electricity Sdn. Bhd. (SESB), schloss die TGE bereits im November 2011 ein Power

Purchase Agreement. Das Unternehmen erhielt einen Vertrag, der für 21 Jahre eine Einspeisevergütung in Höhe von 0,21

RM/kWh (4,79 Euro-Cent/kWh) garantiert. Darüber hinaus wurde das Vorhaben als CDM-Projekt registriert. Die TGE

hat mittlerweile die vorbereitenden Arbeiten für das Kraftwerksvorhaben weitgehend abgeschlossen. Die Fertigstellung

war ursprünglich für 2014 geplant. Inzwischen wird das Jahr 2016 genannt.

176 Free Malaysia Today 29. Juli 2013, Clean Biz Asia 28. Mai 2012

63


4.5 Wasserkraft


Die Wasserkraft verfügt in Malaysia über hohes natürliches Potenzial. Im Land gibt es etwa 570 Flüsse, die durch häufige

Regenfälle gespeist werden.177 Die gesamte jährliche Niederschlagsmenge beläuft sich auf schätzungsweise 990 Mrd. Ku-

bikmeter. Eine frühere Untersuchung des Asian and Pacific Development Center kommt zu dem Ergebnis, dass das Po-

tenzial der Wasserkraft in Malaysia einer installierten Leistung zur Stromerzeugung in Höhe von 38.500 MW ent-

spricht.178

Tab. 42: Standort und installierte Leistung betriebener Großwasserkraftwerke im Jahr 2011179

Kraftwerk Installierte Leistung ein-

zelner Turbinen (in MW)

Gesamtleistung ( in MW)

Westmalaysia

Terengganu

▪ Stesen Janakuasa Sultan Mahmud Kenyir

4 x 100

400,0

Perak

▪ Stesen Janakuasa Temenggor

▪ Stesen Janakuasa Bersia

▪ Stesen Janakuasa Kenering

▪ Chenderoh

▪ Sg. Piah Hulu

▪ Sg. Piah Hilir

4 x 87

3 x 24

3 x 40

3 x 10,7 + 1 x 8,4

2 x 7,3

2 x 27

348,0

72,0

120,0

40,5

14,6

54,0

Pahang

▪ Stesen Janakuasa Sultan Yussuf, Jor

▪ Stesen Janakuasa Idris II, Woh

▪ Cameron Highland Scheme

4 x 25

3 x 50

11,9

100,0

150,0

11,9

Kelatan

▪ Pergau

▪ Kenerong Upper

▪ Kenerong Lower

4 x 150

2 x 6

2 x 4

600,0

12,0

8,0

Gesamt Westmalaysia 1.931,0

Sabah

▪ Tenom Pangi 3 x 22 66,0

Gesamt Sabah 66,0

Sarawak

▪ Batang Ai

▪ Bakun

4 x 23,5

750

94,0

750,0

Gesamt Sarawak 844,0

Gesamt Malaysia 2.841,0

177 AHK (11. Dezember 2012) 178 Asean Institute of Technology 179 EC (2011a)

64


Im Kontrast zu dieser möglichen Leistung steht die tatsächlich installierte und betriebene Wasserkraftkapazität. Diese

belief sich – wie Tab. 43 zeigt – in großen Kraftwerken im Jahr 2011 auf 2.841 MW (Tab. 43). Hierzu ist allerdings anzu-

merken, dass das Wasserkraftwerk in Bakun im Bundesstaat Sarawak insgesamt eine installierte Kapazität von 2.400

MW (und nicht nur 750 MW) hat bzw. haben wird, wenn die Anlage vollständig in Betrieb ist.180

Dieses größte malaysische Wasserkraftvorhaben ist eine Talsperre am Balui River, einem Nebenfluss des Rajang. Haupt-

teil ist ein 207 Meter hoher Staudamm. Das Projekt wurde 1994 von dem damaligen Premierminister Mahathir Moham-

mad gestartet. Seit 6. August 2011 wird hier Strom erzeugt. Der Betreiber der Kraftwerksanlage ist die im staatlichen

Eigentum befindliche Firma Sarawak Hidro. Weitere große Wasserprojekte sind in Malaysia in der Planung oder Umset-

zung. Hierauf wird im Detail in Kap. 4.5.3 näher eingegangen.

Neben den großen Wasserkraftwerken gab es im Jahr 2011 31 kleine Wasserprojekte („Mini Hydro Power Stations“), die

zusammen auf eine installierte elektrische Leistung von rund 22 MW kommen (Tab. 44). Etwa die Hälfte der Projekte

wurde in Westmalaysia verwirklicht. Sie haben aber allesamt jeweils eine installierte Leistung von weniger als einem MW.

In Sabah gibt es sieben kleine Wasserkraftwerke mit einem bis zwei MW Leistung. In Sarawak wurden 2011 neun „Mini

Hydros“ registriert. Ihre installierte Leistung lag zwischen 0,333 und zwei MW.

Tab. 43:Installierte Leistung betriebener Kleinwasserkraftwerke nach Stromversorgungsgebiet im Jahr

2011181

Region Leistung (MW)

Westmalaysia 6,501

Sabah 8,335

Sarawak 7,297

Gesamt Malaysia 22,133

Im Übrigen sei hier auf eine statistische Differenz hingewiesen: In Tab. 10 (Kap. 2.2) wird die installierte Leistung in der

malaysischen Wasserkraft mit insgesamt 3.015 MW angegeben, während die Addition der Kraftwerksleistung in Tab. 43

und 44 lediglich eine gesamte Kapazität in Höhe von rund 2.843 MW ergibt.

Über das größte Wasserkraftpotenzial in Malaysia verfügt der Bundesstaat Sarawak. Nach Angaben der Sarawak Energy

Berhad (SEB) soll es bei 20.000 MW liegen. Doch sollen auch in Westmalaysia und in Sabah weitere Wasserkraftprojekte

verwirklicht werden.

Im Jahr 2011 lag der Anteil der Wasserkraft am gesamten malaysischen Primärenergieverbrauch (79.289 ktoe) bei 1.850

ktoe bzw. 2,3 Prozent. Der Anteil an der Gesamtstromerzeugung (123,561 TWh) betrug im gleichen Jahr 7,784 TWh bzw.

6,3 Prozent.

In Tab. 45 sind noch einmal die langfristigen Ausbaupläne der malaysischen Regierung für die Stromerzeugung aus der

kleinen Wasserkraft zusammengefasst. Auffällig ist hierbei, dass bereits 2020 die langfristigen Ziele insgesamt zum Aus-

bau erreicht werden und somit langfristig nach 2015 lediglich insgesamt 200 MW an Neukapazitäten gebaut werden.

180 www.sarawak-hidro.com, www.sarawakenergy.com.my 181 EC (2011a)

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

http://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Balui&action=edit&redlink=1

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

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

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

http://www.sarawak-hidro.com/

65


Tab. 44: Langfristige Ausbaupläne für die Stromerzeugung aus Kleinwasserkraftwerken (installierte

Kapazitäten und Stromerzeugung), 2011 bis 2050182

2011 2015 2020 2030 2050

Installierte Kraftwerks-

leistung (in MW)

60 290 490 490 490

Stromerzeugung (GWh/a) 300 1.450 2.450 2.450 2.450


Die Einspeisevergütungen für die kleine Wasserkraft im Rahmen des FiT-Programms sind in Tab. 46 aufgeführt. Es wird

deutlich, dass hier anders als bspw. bei der Bioenergie oder bei der Photovoltaik keine Degression in den Tarifen einge-

baut ist. Im Vergleich mit den anderen Erneuerbaren-Energien-Technologien werden die niedrigsten Vergütungen ge-

zahlt. Die Einspeisevergütungen sind für 21 Jahre garantiert.

Tab. 45: Einspeisetarif für die kleine Wasserkraft, Stand 4. Oktober 2013183

2013 2014 2015

RM/kWh Euro/kWh RM/kWh Euro/kWh RM/kWh Euro/kWh

Bis 10 MW inklusive 0,2400 0,0547 0,2400 0,0547 0,2400 0,0547

> 10 bis < 30 MW 0,2300 0,0524 0,2300 0,0524 0,2300 0,0524

Wie bei den anderen erneuerbaren Energien können Investoren die in Kap. 3.3 beschriebenen Steuervergünstigungen

auch für Kleinwasserkraftwerke in Anspruch nehmen.


In Sarawak identifizierte die regionale Regierung im Jahr 1979 155 Standorte für große und größere Wasserkraftwerke.184

Davon wurden 51 in die engere Wahl gezogen, um das auf 20.000 MW geschätzte Potenzial der Wasserkraft zu erschlie-

ßen. Bislang gingen nur die Projekte in Bakun (2.400 MW) und Batang Ai (94 MW, wird von der SEB betrieben) ans

Netz. Die Sarawak Energy Berhad (SEB) hat zudem den Murum-Damm am Murum River (944 MW) im Bau. Das Vorha-

ben soll bis Juni 2014 abgeschlossen sein. Weitere neun mögliche Vorhaben hat die SEB identifiziert. Sie kommen zu-

sammen auf eine installierte elektrische Leistung von mehr als 4.000 MW.

Derartige Dimensionen übertreffen den Strombedarf in Sarawak bei weitem. Darüber hinaus ist das ins Auge gefasste

Unterseekabel zwischen Ost- und Westmalaysia bislang nicht in Angriff genommen worden, über das erzeugte Strom-

mengen abtransportiert werden könnten. Allerdings wird von Sarawak ausgehend künftig Strom nach Indonesien expor-

tiert. Hierzu ist, wie bereits erwähnt (Kap. 2.1), eine Stromleitung geplant, die bereits im Dezember 2014 fertiggestellt

sein soll.

182 KeTTHA (August 2010) 183 www.seda.gov.my 184 www.sarawakenergy.com – About Hydropower

http://www.sarawakenergy.com/

66


Auch in Sabah steht ein großes Wasserkraftvorhaben auf der Agenda. Dabei handelt es sich um das „Upper Padas Hydro-

electric Project“ im Padas Basin mit einer geplanten Kapazität in Höhe von 180 MW.185 Regierungsvertretern zufolge soll

mit dem Bau des schon länger geplanten Vorhabens 2014 begonnen werden. Die Fertigstellung ist für 2019 vorgesehen.

Die gesamten Kosten werden auf 2,3 Mrd. RM (524 Mio. Euro) veranschlagt.

Der westmalaysische Energieversorger TNB plant ebenfalls eine Reihe von Wasserkraftprojekten, die die installierten

Wasserkraftkapazitäten auf der malaysischen Halbinsel von derzeit rund 1.900 MW auf mehr als 3.000 MW steigern

sollen.186 Die Standorte weitere Kraftwerksvorhaben sind Hulu Terengganu (265 MW), Hulu Jelai (387 MW), Tekai (150

MW) und Chenderoh (12 MW). Außerdem soll die Leistung des Kraftwerkes Sultan Mahmud Kenyir (bislang 400 MW)

um 15 Prozent gesteigert werden.

185 The Borneo Post 18. August 2013. 186 HydroWorld.com 28. Juni 2013

67


5 Kontakte

5.1 Staatliche Institutionen

Economic Planning Unit (EPU)

Prime Minister's Department

Block B5 & Block B6

Federal Government Administrative Centre

62502 Putrajaya, Malaysia

Tel: +60-3-8000-8000

E-Mail : [email protected]

Internet: www.epu.gov.my

Electrical Inspectorate Unit (EIU)

Permanent Secretary

Ministry Of Public Utilities

2nd Floor, Wisma Sumber Alam,

Jalan Stadium, Petrajaya,

93050 Kuching, Sarawak, Malaysia

Tel: +60-082-440062

E-Mail: [email protected]

Internet: www.mpu.sarawak.gov.my

Energy Commission (EC)

Suruhanjaya Tenaga

No. 12, Jalan Tun Hussein

Precinct 2,


Tel: +60-3-8870-8500


www.st.gov.my

Malaysia Green Technology Corporation (Green Tech Malaysia)

No. 2, Jalan 9/10

Persiaran Usahawan, Seksyen 9

43650 Bandar Baru Bangi, Malaysia

Tel: +60-3-8921-0800

Internet: www.greentechmalaysia.my

Malaysian Investment Development Authority (MIDA)

No.5, Jalan Stesen Sentral 5

Kuala Lumpur Sentral

50470 Kuala Lumpur

Malaysia

Tel: 60-3-2267-3633

http://www.epu.gov.my/



http://www.st.gov.my/

68



Internet: www.mida.gov.my

Malaysian Palm Oil Board (MPOB)

6, Persiaran Institusi

Bandar Baru Bangi

43000 Kajang Selangor

50720 Kuala Lumpur

Tel: +60-3-8769-4400


Internet: www.mpob.gov. my

Ministry of Energy, GreenTechnology and Water (KeTTHA)

Block E4/5 Parcel E

Federal Government Administration Centre


Tel: +60-3-8883-6200


Internet: www.kettha.gov.my

Ministry of International Trade and Industry (MITI)

Block 10, Government Offices Complex

Jalan Duta,

50622 Kuala Lumpur, Malaysia

Tel: 60-3-8000 8000

E-Mmail: [email protected]

Website: www.miti.gov.my

Ministry of Natural Resources and Environment

Department of Environment

Level 1-4, Podium 2 & 3, Wisma Sumber Asli

No.25, Persiaran Perdana, Precint 4

Federal Government Administrative Centre


Tel: +60-3-8871-2000

www.doe.gov.my

Ministry of Plantation Industries and Commodities (KPPK)

No. 15, Level 6-13

Persiaran Perdana, Presint 2


Tel: +60-3-8000-8000


Internet: www.kppk.gov.my

Ministry of Public Utilities Sarawak (KKAS)

2nd Floor, Wisma Sumber Alam,


http://www.mida.gov.my/


http://www.mpob.gov/


http://www.kettha.gov.my/


http://www.miti.gov.my/

http://www.doe.gov.my/


http://www.kppk.gov.my/

69


Jalan Stadium, Petrajaya,

93050 Kuching,

Sarawak, Malaysia

Tel : +60-82-440062


Internet: www.mpu.sarawak.gov.my

Ministry of Rural and Regional Development (KKLW)

No 47, Persiaran Perdana

Presint 4, Pusat Pentadbiran Kerajaan Persekutuan


Tel: +60-3-8891-2000


Internet: www.rurallink.gov.my

Sustainable Energy Development Authority Malaysia (SEDA)

Galeria PjH

Aras 9, Jalan P4W

Persiaran Perdana, Presint 4


Tel: + 60-3-8870-5800


Internet: : www.seda.gov.my

5.2 Wirtschaftskontakte

Felda Holdings Bhd.

Level 42, Menara Felda

Platinum Park

No.11, Persiaran KLCC



IBC SOLAR AG

Am Hochgericht 10

96231 Bad Staffelstein

Deutschland

Tel. +49-9573-9224-0


Internet: www.ibc-solar.de

Malakoff Corporation Berhad

Level 10, Block 4, Plaza Sentral

Jalan Stesen Sentral 5



http://www.mpu.sarawak.gov.my/






http://www.ibc-solar.de/

70


Tel: +60-3-2263-3388


Internet: www.malakoff.com.my

Malaysian Photovoltaic Industry Association (MPIA)

Lot 510, 5th Floor Block A

Kelana Business Centre

No 97, Jalan SS 7/2

47301 Kelana Jaya, Petaling Jaya, Malaysia

Tel: +60-3-78809499

www.mpia.org.my

Petroliam Nasional Berhad (Petronas)

Tower 1, PETRONAS Twin Towers

Kuala Lumpur City Centre


Tel: +60-3-2051-5000

Internet: www.petronas.com.my

Sabah Electricity Sdn. Bhd. (SESB)

Wisma SESB

Jalan Tunku Abdul Rahman

88673 Kota Kinabalu

Sabah, Malaysia

Tel: +60-88-282699

Internet: www.sesb.com.my

Sarawak Energy Berhad (SEB)

Menara Sarawak Energy,

No. 1, The Isthmus,

93050 Kuching,

Sarawak, Malaysia

Tel: +60-82-388388


Internet: www.sarawakenergy.com.my

Sarawak Hidro Sdn. Bhd.

Level 19, Units 19-1 & 19-2,

CP Tower, No. 11, Jalan 16/11

Pusat Dagang Seksyen 16

46350 Petaling Jaya, Malaysia

Tel: +60-03-7932-2310

Internet: www.sarawak-hidro.com

Tawau Green Energy Sdn. Bhd. (TGE)

5th. Floor, Wisma Perkasa

Jalan Gaya

http://www.malakoff.com.my/

http://www.mpia.org.my/


http://www.sarawakenergy.com.my/

71


88821 Kota Kinabalu, Sabah, Malaysia

Tel: +60-88-262301/262302

E-Mail : [email protected]

Internet: www.tgepower.com

Tenaga Nasional Berhad (TNB)

No 129, Jalan Bangsar,


Tel: +60-3-2296-5566

Internet: www.tnb.com.my


http://www.tnb.com.my/

72


Literatur-/Quellenverzeichnis

AA, Länderinformationen zu Malaysia, Stand: März 2013, in: www.auswaertiges-amt.de, abgerufen am 2. September

2013.

AIM (Juni 2013), National Biomass Strategy 2020: New wealth creation for Malaysia’s biomass industry, Version 2.0,

Juni 2013.

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Länderprofil Malaysia - dena

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