Zielmarktanalyse Tansania - PV-Hybridsysteme Mit Profilen der Marktakteure www.export-erneuerbare.de - Bundesministerium für Wirtschaft ...
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Zielmarktanalyse Tansania PV-Hybridsysteme Mit Profilen der Marktakteure www.export-erneuerbare.de
Impressum
Herausgeber
AHK Kenia, Nairobi, http://www.kenia.ahk.de/
Autoren:
Dr. Georgia Badelt, Georgia.badelt@kenya-ahk.co.ke
Stand
28.02.2015
Druck
März 2015
Gestaltung und Produktion
AHK Kenia
Redaktion
Dr. Georgia Badelt
Disclaimer
Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom
Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Herausgebers. Sämtliche Inhalte wurden mit
größtmöglicher Sorgfalt und nach bestem Wissen erstellt. Der Herausgeber übernimmt keine Gewähr für die Aktualität,
Richtigkeit, Vollständigkeit oder Qualität der bereitgestellten Informationen. Für Schäden materieller oder immaterieller Art, die
durch die Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, haftet der
Herausgeber nicht, sofern ihm nicht nachweislich vorsätzliches oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann.
2
Inhalt
Zusammenfassung 4
1. Überblick über Tansania 11
2. Überblick über den Energiesektor 13
2.1 Energiemix 13
2.2 Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage 14
2.3 Die Rolle erneuerbarer Energien 15
2.4 Die Struktur des Stromsektors 15
3. Regulativer Rahmen für PV 17
3.1. Stromtarife 17
3.2. Einspeisetarife (FIT) 18
2.2 Standardisierter Stromabnahmevertrag (SPPA) 20
4. Status des PV-Sektors 21
5. Marktpotential 33
5.1. Ländliche Elektrifizierung 33
5.2. PV-Hybridsysteme zum Eigenverbrauch im kommerziellen-industriellen Sektor 33
5.2.1. Potenziale für PV-Hybridsysteme im Landwirtschaftssektor 34
5.2.1.1. Sisalfarmen 35
5.2.1.2. Tee-Industrie 39
5.2.1.3. Kaffee-Industrie 43
5.2.1.4. Hortikultur-Industrie 48
5.2.2. Industrie-Sektor 56
5.2.2.1. Produzierendes Gewerbe 56
5.2.2.2. Bausektor („Green Building“) 60
5.2.2.3. Bergbau 63
5.2.3. Dienstleistungs-Sektor 68
5.2.3.1. Tourismus 68
5.2.3.2. Telekommunikation 71
6. Engagement und Positionierung der deutschen Unternehmen 74
7. Die wichtigsten Marktakteure 81
8. Anhang 96
3
Zusammenfassung
Tansania hat beachtliche Fortschritte in Bezug auf die makroökonomische Stabilisierung über die letzten beiden Dekaden
erzielt und ist eines der leitungsstärksten Länder in Subsahara Afrika geworden. Die reale Wirtschaft wird auch weiterhin
mit 7-8% wachsen.
Photovoltaik (PV)-Potenziale ergeben sich zum einen aus der immer noch geringen Elektrifizierungsrate von 18,4%: Über
etliche Gemeinden und Haushalte hinaus, die noch keinen Zugang zu Strom haben, gibt es sogar Bergbauunternehmen,
die (noch) nicht an das nationale Stromnetz von TANESCO angeschlossen sind. Auch einige geplante
Bergbauunternehmen werden in ersten Jahren ihres Betriebs keinen Netzanschluss haben. Zum anderen resultiert das
PV-Potenzial in Tansania aus der Unzuverlässigkeit der öffentlichen Stromversorgung aus dem Netz: Viele
landwirtschaftliche und industrielle Betriebe müssen 16-33% ihres Strombedarfs mit Dieselgeneratoren decken.
Außerdem hat PV besonders an Attraktivität gewonnen, nachdem die Stromtarife im Januar 2014 um rund 40% gestiegen
sind und nun viele kommerzielle/ industrielle Stromverbraucher 14 – 21 USD-Cent/ kWh zahlen (einschließlich
Leistungspreis für kVA - Kilovoltampere, Service-Gebühr und Abgaben für EWURA und REA).
Tabelle 1: Überblick über Marktsegmente
Segment Kurzbeschreibung Status Kommentare
Netzungebundene Verkauf von Produkten und “Kits” Größter Anteil am Markt; Sehr kompetitiv, von
Pico-Systeme & (gewöhnlich unter 100 Wp), Subventionen durch REA chinesischen Produkten
SHS “over-the-counter”, nicht (Ländliche dominiert;
reguliert. Elektrifizierungsbehörde) Jährliches Marktvolumen
verfügbar schätzungsweise über 1
MWp
Netzferne Systeme speziell auf Bedürfnisse Aktiver Markt, angetrieben rund 1 MWp Installationen
professionelle netzferner Einrichtungen oder von Gebern, NGOs und in 2012.
Projekte von Elektrifizierungsprogrammen Regierungsprogrammen;
ausgelegt; umfasst ein Bündel von kleine Anwendungen in
SHS oder größere Systeme (PV kommerziellen und
und hybride Systeme). industriellen Sektoren (z.
B. Tourismus,
Telekommunikation etc.)
Netzgekoppelte Systeme, die für die spezifischen Nennenswertes Potenzial Pilotprojekte wahrscheinlich
kleine und mittlere Anforderungen von im Fall günstiger in 2015/16.
Systeme netzgebundenen Anlagen geplant politischer
werden. Diese können sowohl Rahmenbedingungen;
Strom für den direkten Verbrauch
(embedded generation) als auch sehr stark abhängig von
für die Einspeisung in das Netz Strompreisen
erzeugen (Net-Metering oder
Energy Banking Arrangements)
sein
Größere, Strom wird an zentralen Mehrere Projekte in der Riskantes Investitionsklima
netzgekoppelte Netzbetreiber 0der Pipeline von Ministry of (Kreditwürdigkeit von
Systeme Inselnetzbetreiber verkauft. Energy die alle eine TANESCO, dem
Anbindung an Inselnetze Stromabnehmer)
im Rahmen der
Einspeiseregelung
vorsehen.
Quelle: Energy Desk, AHK Kenia.
4In den letzten Jahren war der PV-Markt eindeutig von Pico-Systemen und Solar Home Systems (SHS) dominiert, was
dazu geführt hat, dass PV als Lösung für einzelne Haushalte in ländlichen, netzfernen Gebieten wahrgenommen wird. Da
in diesem Marktsegment auch viele Produkte von geringer Qualität (u. a. aus China) und diese zudem oft schlecht
installiert wurden, hat sich eine gewisse Skepsis gegenüber der Technologie verbreitet. Angesichts der steigenden
Stromtarife und auch dank der Förderprogramme/ Fördermechanismen der Regierung, wie z. B. den Einspeisetarifen für
erneuerbare Energien (EE) und den standardisierten Stromabnahmeverträgen, entwickeln sich aber auch allmählich die
anderen Marktsegmente.
Von besonderer Bedeutung für deutsche Unternehmen sind Inselnetze zur ländlichen Elektrifizierung und hybride Solar-
PV-Diesel-Systeme zum Eigenverbrauch in den verschiedenen Wirtschaftssektoren des Landes, sowohl in der
Landwirtschaft als auch in der Industrie (produzierendes Gewerbe, Bau/ Gebäude, Bergbau) und im Dienstleitungssektor
(Tourismus, Telekommunikation).
Ländliche Elektrifizierung
Selbst nach 2022 werden voraussichtlich 6.000 Siedlungen noch nicht an das öffentliche Netz angeschlossen sein 1. Diese
wie auch einige Zentren, die erst nach 2020 an das TANESCO-Netz angebunden werden sollen, können mit Hilfe von PV-
Anlagen, u. a. im Inselnetz, versorgt werden. Die Regierung hat konkret 93 Zentren (mit jeweils mehr als 5.000
Einwohnern) als Standorte für PV-Diesel-Hybridanlagen identifiziert (s. National Electrification Prospectus 2014).
Unternehmen können hier nicht nur in Erzeugungsanlagen, sondern auch in die Verteilung von Strom investieren.
Stromtarife können relativ frei festgelegt werden. Firmen wie die deutsche INENSUS führen erste Projekte bereits durch.
Zudem kann auch in die Inselnetze von TANESCO eingespeist werden: Ungeachtet des Risikos, dass der Versorger seinen
Zahlungs-Verpflichtungen aus dem PPA nicht nachkommt, sind Projekte zur Einspeisung in bestehende Inselnetze zu
einem Tarif von 28 USD-Cent (2014) recht attraktiv.
PV zum Eigenverbrauch in den Sektoren Landwirtschaft, Industrie und Dienstleistungen
In kommerziellen- industriellen Sektoren wurden PV-Projekte bislang kaum durchgeführt, abgesehen von einigen Lodges
und der Ausstattung einiger Telekommuniktionsmasten mit PV-Hybridsystemen. Die Einspeisung in das Netz bzw. das
Aufrechnen mit dem Strom, der für den Verbrauch entnommen wird (sog. Net-Metering), ist zwar (noch) nicht möglich,
aber wie etliche Fallstudien zeigen – in dieser Zielmarktanalyse ausführlich jeweils dargestellt -, kann es sich für
gewerbliche Stromverbraucher durchaus rentieren, mit einer hybriden PV-Anlage den Strom aus dem TABESCO-Netz
und den Diesel teilweise zu ersetzen (sog. Eigenverbrauchs-Modelle).
Angesichts des Diesel-Anteils von bis zu 30% am Strommix der idividuellen Stromverbraucher belaufen sich die
Stromgestehungskosten (LCOE) einzelner Betriebe i.d.R. auf ca. 20-24 US-Cent/ kWh. Bei Sonneneinstrahlungswerten
von 1.900 – 2.200 kWh/ m2 sind die meisten PV-Anlagen nach 4-6 Jahren amortisiert. Allerdings ist es in vielen
Subsektoren nicht einfach, die PV-Anlge auf eine Weise auszulegen, dass sie über das gesamte Jahr und während des
Tages kontinuierlich ausgelastet ist. In vielen Bereichen, besonders in landwirtschaftlichen Betrieben, sind die
Stromverbraucher wie Verarbeitungsmaschinen nur wenige Monate im Jahr im Betrieb, was die Wirtschaftlichkeit einer
Solaranlage natürlich stark einschränkt. In diesen Fällen ist die Anlage entsprechend klein auszulegen, so dass sie durch
Pumpen und Office-Betrieb regelmäsig ausgelastet ist.
Nachfolgende Tabelle fasst die Potenziale für PV-Hybridsysteme in den einzelnen Wirtschaftssektoren zusammen.
1 Government of Tanzania, National Electrification Program Prospectus, 2014, S. 7.
5Sektor Kurzbeschreibung PV-Potenzial
Landwirtschaft
Sisal Größter Sisalproduzent in Afrika; 200-kW-Last für folgende
36.000 Tonnen (Jahr 2012); 13 große Verarbeitungsmaschinen: 1 Dekortikator,
Sisalfirmen mit Produktionsanteil v. 63%, der Bürsten, Presse;
Rest stammt von Kleinbauern; Auf einigen Farmen generieren
z. Zt. dynamische Marktentwicklung; viele Dieselgeneratoren bis zu 35% des Stroms;
Sisalfarmen erweitern ihre Produktion. Solarertrag einer Anlage kann i. d. R.
vollständig genutzt werden, da Verarbeitung
generell tagsüber und während des
gesamten Jahres stattfindet.
Tee 33.700 Tonnen Produktion (2012/13); Strom wird vor allem für das Welken und
viertgrößter Teeproduzent in Afrika; das CTC-Verfahren (Aufbrechen der Blätter
Große Teefirmen und –plantagen halten 50% durch Dornwalze) benötigt;
der Anbaufläche und 67% der Produktion; Relativ kontinuierliche Last während des
Große Teefirmen: Unilever, Mufindi, EUTCO ganzen Jahres; besuchte Teefabrik wird zu
etc. 16% mit Diesel betrieben.
Kaffee Nach Tabak zweitwichtigster PV-Anlage ist grundsätzlich an Strombedarf
landwirtschaftlicher Sektor; 50.000 Tonnen/ der Pumpen auszurichten
Jahr im Durchschnitt; (Kaffeeverarbeitung findet nur ab ca. 15:00
Einige Kaffeefarmen sind in deutschen Uhr und in maximal 6 Monaten statt); eine
Händen; besuchte Kaffeefarm erwägt, mit einer
Entwicklungsstrategie: Steigerung von Ertrag Solaranlage ihre Felder intensiver zu
und Produktion. bewässern und damit den Ertrag zu
verdoppeln.
Hortikultur 1,3 Mrd. Tonnen/ Jahr; Wachstum von 9- 2 Fallstudien:
(Blumen, Gemüse, 12%; von Kleinbauern dominiert; größere (1) Avocado-Farm:
Obst) Farmen unterstützen Kleinbauern in 32-kW-PV-Anlage mit Blick auf Pumpen
Anbautechniken und –praktiken und und Offices (Kühlräume/ Packhaus laufen
verschaffen ihnen Zugang zu Speichern, nur drei Monate/ Jahr);
Kühlräumen etc. Wirtschaftlichkeit eingeschränkt, da
kaum Diesel genutzt wird.
(2) Tomatentrocknung:
200 kW-PV-Anlage, 10 Monate Voll-Last;
Trocknungsanlage läuft etwa zu 25% auf
Diesel.
Industrie
Produzierendes Wachstumsrate von 8,2% (und somit Beispiel Speiseölhersteller:
Gewerbe überdurchschnittliches Wachstum); Anteil 500 kW Last; gleichmäßiges Lastprofil 24/7;
von 10% am BIP und 51% des 28% des Stroms durch Dieselgeneratoren;
Industriesektors; Großunternehmen z. B. PV-Anlage von ca. 300 kW hat eine
METL, Bakhresa Group, Twiga Cement, Amortisationszeit von 5 Jahren.
ALAF Ltd.
Bau/ Gebäude 37% Anteil an der industriellen Produktion; Beispiel Hospital Dar es Salaam:
„Grünes Bauen“ ist in frühem Stadium; Nach Expansion voraussichtliche Last von
kürzlich ist der „Tanzania Green Building 1.200 kW; 15% des Strombedarfs wird durch
Council“ eingerichtet worden; Diesel gedeckt; PV-Anlage von 340 kW wird
nach 6 Jahren amortisiert sein.
6Bergbau Generiert ein Drittel der Deviseneinnahmen Kabanga Nickel und MANTRA werden in
des Landes; 30% des landesweiten den ersten Betriebsjahren noch keine
Energieverbrauchs; Kabanga Nickel und Netzanbindung haben. Strombedarf wird
MANTRA Uranium sind 2 Mienen, die den sich auf 6 MW bzw. 21 MW belaufen.
Betrieb in 2015 aufnehmen werden
Dienstleistungssektor
Tourismus 12,9% Anteil am BIP (einschließlich Wirkung Größtes Potenzial bei Hotels/ Lodges, die
auf Lieferkette); 110 lizenzierte Hotels, nicht an das Netz angeschlossen sind oder
Lodges und Zelt-Camps; z.Zt. ist Tourismus zumindest noch 2-3 Tage / Woche mit
rückgängig („EBOLA“-Effekt) Dieselgeneratoren Strom produzieren . Last
liegt bei ca. 80 – 130 kW (Wäscherei,
Küche/ Kühlschränke etc.).
Telekommunikation Penetrationsrate von 62%; 26,8 Mio. 31% aller Funkstationen sind netzfern; 52%
Handynutzer; 4.593 Mobilfunkstationen; der netzgebundenen Stationen haben
erwartetes Wachstum von 20-30% pro Jahr. mindestens 6 Stunden/ Tag keinen
Netzstrom.
Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Februar 2015.
In den meisten Fallstudien amortisiert sich eine PV-Anlage nach 4-6,5 Jahren, wobei relativ konservative Annahmen in
Bezug auf die Investitionskosten (1.800 USD/ kW), auf den Solarertrag und zum Teil die Nutzungsrate des Solarertrags
angesichts der eruierten Lastprofile sowie in Bezug auf die Dieselkosten getroffen wurden. Die Kosten für den
Dieselgenerator pro Kilowattstunde (kWh) belaufen sich auf 35 -45 USD-Cent; die TANESCO-Kosten liegen bei 14 – 21
USD-Cent/ kWh. Um eine Amortisationszeit von vier Jahren zu erreichen, sollte der Anteil des Stromverbrauchs auf
Basis von Diesel bei 20-30% liegen.
Empfehlungen für deutsche Unternehmen
Auch wenn Kenia als “Hub” in Ostafrika betrachtet wird, weist Tansania einige Vorteile auf, die das Land zu einem
attraktiven Standort für Geschäftsentwicklung machen: Erstens hat es ein stabiles politisches Klima und genießt seit einer
Dekade ein stetiges wirtschaftliches Wachstum; zweitens hat es traditionelle Verbindungen zu Deutschland; und drittens
hat das Land im Vergleich zu Kenia weit mehr netzferne Regionen mit zum Teil recht wirtschaftlich aktiven Zentren, die
den Markt für PV sowohl in Bezug auf einzelne, netzunabhängige Systeme als auch auf Inselnetze attraktiv machen.
Schließlich ist der tansanische Markt noch nicht so stark bearbeitet und erschlossen wie in Kenia, sodass es für deutsche
Unternehmen einfacher sein dürfte, sich entsprechend zu platzieren und motivierte lokale Partner zu finden.
Wichtig ist, dass gemeinsam (evtl. mit Partnern der Entwicklungszusammenarbeit) das Bewusstsein für die
Einsatzmöglichkeiten von PV auch im kommerziellen, industriellen Bereich geschaffen wird. Außerdem sollten sich
deutsche Unternehmen im Klaren darüber sein, dass lokale Firmen in sich entwickelnden Ländern den Fokus auf die
Expansion ihrer Produktionskapazitäten legen, sodass wenig Eigenkapital für Investitionen in EE verfügbar ist. Umso
wichtiger ist es, mit umfassenden Geschäftsmodellen in den Markt einzutreten. Willkommen ist natürlich immer, wenn
ein EPC (Engineering, Procurement and Construction) Unternehmen auch bereit ist, in die Anlage zu investieren und
dann den Strom zu verkaufen. Für einen solchen ESCO-Ansatz (Energy Service Company) können deutsche Firmen
Venture Capital mobilisieren. Wenn dieser ESCO-Ansatz aus Sicht eines generell interessierten deutschen Unternehmens
nicht praktikabel ist, dann könnte es eine weitere Marktchance sein, Kunden Unterstützung bei der Mobilisierung
entsprechender Finanzierung anzubieten und zu beraten.
Darüber hinaus ist damit zu rechnen, dass die Solarunternehmen, die bereits in Kenia tätig sind, ihre Fühler auch nach
Tansania ausbreiten. Das bedeutet, dass deutschen Firmen zügig lokale Partner finden und aufbauen sollten, um
wettbewerbsfähig zu sein.
7Abkürzungsverzeichnis
CTC Verfahren zur Teeverarbeitung, bei dem die Blätter durch eine Dornwalze
aufgebrochen werden
DFID Department for International Development (British)
EAC East African Community
EE Erneuerbare Energien
EPC Engineering, Procurement and Construction (Design, Beschaffung und Bau)
ESCO Energy Service Company – Energiedienstleistungsunternehmen
EWURA Energy Water Utility Regulatory Authority
FIT Feed in Tariff – Einspeisetarif
BIP Bruttoinlandsprodukt
GSMA Global Association of Mobile Phone Operators
HFO Heavy Fuel Oil – Diesel
i.d.R. In der Regel
kVA Kilovolt Ampere
LED Light Emitting Diode
MoE Ministry of Energy
MNOs Mobile Network Operators
Mtpa Metric Ton per year
MW Megawatt
PSMP Power Sector Master Plan
PV Photovoltaik
REA Rural Energy Agency – Ländliche Energie-Agentur
REMP Rural Electrification Master Plan
REFIT Renewable Energy Feed-In Tariff - Einspeisetarife für Erneuerbare Energien
RETAP Renewable Energy Technical Assistance Program (Kenya Association of
Manufacturers)
SHS Solar Home System (Solare Haussysteme)
SSMP Sustainable Solar Market Package
SPP Small Power Producer – Kleine Stromerzeuger
SPPA Standardized Power Purchase Agreements – standardisierte Stromabnahmeverträge
SREP Scaling-Up Renewable Energy Programme
TANESCO Tanzania Electric Company
TAREA Tanzania Renewable Energy Association
TATEDO Tanzania Traditional Energy Organization
TEDAP Tanzania Energy Development and Access Project
TZH Tanzania Shilling (Tansanische Währung)
USD US Dollar
Währung
Tanzania Shilling (TZS) Exchange Rates Februar 2015
TZS 1.750 = 1 USD
8Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Überblick über Marktsegmente...............................................................................................................4
Tabelle 2: Strommix ........................................................................................................................................ 13
Tabelle 3: Geplante Stromerzeugungskapazität im Jahr 2035 ................................................................................... 14
Tabelle 4: Unabhängige Stromerzeuger................................................................................................................ 16
Tabelle 5: Stromtarife (Basistarife bis Dezember 2013) ........................................................................................... 17
Tabelle 6: Stromtarifänderungen (Januar 2014) .................................................................................................... 17
Tabelle 7: Kalkulation des Einspeisetarifs (FIT), öffentliches Netz ............................................................................. 18
Tabelle 8: Einspeisetarife nach Jahreszeiten (öffentliches Netz) ................................................................................ 18
Tabelle 9: Kalkulation des Einspeisetarifs, Inselnetze ............................................................................................. 19
Tabelle 10: Entwicklung der SPP-Einspeisetarife, 2008 – 2015 (USD-Cent/ kWh, TZS in Klammern) ............................... 19
Tabelle 11: Antragsverfahren für Einspeisetarife ................................................................................................... 20
Tabelle 12: Segmente des PV Markts in Tansania ................................................................................................... 21
Tabelle 13: Ausgewählte netzferne, professionelle Projekte (abgeschlossen oder laufend) ............................................... 24
Tabelle 14: Ausgewählte Akteure und Distributionskanäle im professionellen netzunabhängigen Projektmarkt .................. 26
Tabelle 15: Größere netzgebundene Projekte ......................................................................................................... 27
Tabelle 16: Internationale Kooperationsprojekte...........................................................................................................................30
Tabelle 17: Führende Sisalfarmen in Tanzania ....................................................................................................... 35
Tabelle 18: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AMBONI - ................................................................... 36
Tabelle 19: Sensitivitätsanalyse, AMBONI ............................................................................................................ 37
Tabelle 20: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, KATANI ..................................................................... 37
Tabelle 21: Sensitivitätsanalyse, KATANI .............................................................................................................38
Tabelle 22: Tee-Produktion in Tansania von Juli 2012 bis Juni 2013 .......................................................................... 39
Tabelle 23: Energiebedarf Teefabrik.................................................................................................................... 41
Tabelle 24: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, WAKULIMA ................................................................ 42
Tabelle 25: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, NGILA ........................................................................ 43
Tabelle 26: Sensitivitätsanalyse, NGILA .............................................................................................................. 44
Tabelle 27: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, Kilimanjaro Plantation ................................................... 45
Tabelle 28: Sensitivitätsanalyse, Tchibo/ Kilimanjaro Plantations ............................................................................. 46
Tabelle 29: Führende Blumenproduzenten, Tansania (Auswahl) ...............................................................................48
Tabelle 30: Auswahl führender Gemüse- und Obstfarmen ....................................................................................... 49
Tabelle 31: Energieverbrauch auf ostafrikanischen Blumenfarmen ............................................................................ 49
Tabelle 32: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AFRICADO ..................................................................50
Tabelle 33: Sensitivitätsanalyse, AFRICADO......................................................................................................... 52
Tabelle 34: Wirtschaftlichkeit einer 100-kW-Photovoltaikanlage, AFRICADO ............................................................. 53
Tabelle 35: Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage, MANGOLE ......................................................................... 54
Tabelle 36: Sensitivitätsanalyse, MANGOLE ......................................................................................................... 55
Tabelle 37: Akteure der verarbeitenden Industrie in Tansania .................................................................................. 56
Tabelle 38: PV für eines der führenden Speiseölunternehmen .................................................................................. 58
Tabelle 39: Kürzlich abgeschlossene und laufende Bauprojekte im kommerziellen Sektor (Auswahl)................................ 59
9Tabelle 40: Führende Bauunternehmen in Tansania ............................................................................................. 60
Tabelle 41: Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage, Aga Khan Hospital Dar .................................................................... 61
Tabelle 42: Hauptakteure der Bergbauindustrie......................................................................................................64
Tabelle 43: Ausgewählte, zukünftige große Stromverbraucher in der Bergbauindustrie...................................................66
Tabelle 44: Akteure des Tourismussektors und ihre Stromversorgung.........................................................................67
Tabelle 45: PV in einer netzgebundenen Exklusiv-Lodge, in der Nähe von KARATU.......................................................68
Tabelle 46: Führende Mobilnetzbetreiber (MNOs) in Tansania...................................................................................72
Tabelle 47: Deutsche Unternehmen mit Engagement in Tansania...............................................................................73
Tabelle 48: Quellen zur Finanzierung von Solarprojekten..........................................................................................76
Tabelle 49: Deutsche Deckungspolitik für Tansania.................................................................................................78
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Wachstumsraten des BIP
Abbildung 2: Primärenergieverbrauch
Abbildung 3: Strommix
Abbildung 4: Sektorale Struktur des BIP, 2011 (vorläufige Zahlen)
Abbildung 5: Sisalproduktion in Tansania, 2008 – 2012
Abbildung 6: Stromverbrauch KTDA Fabrik
Abbildung 7: Hortikultur-Produktion
Abbildung 8: Anteil an Hortikultur-Produktion 2012
Abbildung 9: Stromlast einer Blumenfarm
Abbildung 10: Anteil des Produzierenden Gewerbes am landesweiten BIP
Abbildung 11: Struktur der industriellen Produktion
Abbildung 12: Stromversorgung der netzgekoppelten Funkmasten
Abbildung 13: Stromversorgung netzferner Mobilfunkmasten
Verzeichnis der Textkästen
Box 1: Regional Technical Assistance Programme (RTAP)
Box 2: Das Geschäftsmodell MOBISOL
Box 3: Basisinformationen zu Sisal
101. Überblick über Tansania
Die Vereinigte Republik Tansania ist ein ostafrikanischer Staat, der als Zusammenschluss von Sansibar und Tanganjika in
den späten 1960er Jahren gegründet wurde. Tansania ist ein Mitglied der South Africa Development Community (SADC)
und der East African Community (EAC) mit Sitz in Arusha.
Bis 2025 strebt das Land den Status eines Schwellenlandes mit einem mittleren Einkommensniveau, mit
einer global wettbewerbsfähigen und florierenden Ökonomie sowie einem hohen Lebensstandard in einer sauberen und
sicheren Umgebung an. Noch gilt Tansania als armes Land, wenngleich der Anteil derjenigen, die unter der Armutsgrenze
leben, im Zeitraum 2007 – 2013 von 33,6% auf 28,2% gesunken ist. Mit einem durchschnittlichen Pro-Kopf-Einkommen
von annähernd 700 USD im Jahr 2013 rangiert Tansania auf Platz 176 (von 191 Ländern der Welt).
Abbildung 1: Wachstumsraten des BIP (landesweit und im produzierenden Gewerbe)
12 Tansania hat einen signifikanten Fortschritt in den letzten
zwei Dekaden in der Erreichung und Aufrechterhaltung
10 der makroökonomischen Stabilität zu verzeichnen.
Heute hat das Land eine der leistungsstärksten
8
Ökonomien Subsahara Afrikas. Laut der Bank of Tanzania
6 betrug das durchschnittliche Wirt-
schaftswachstum 7% seit dem Jahr 2000 und das
4 jährliche BIP pro Kopf rund 694.8 USD in 20132. Eine
2
Reales solide makroökonomische Politik, marktorientierte
BIP Reformen und eine Schuldenbefreiungen haben zu einem
0 positiven Umfeld für Tansanias beständiges
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2015 2017 Wirtschaftswachstum beigetragen.
Quelle: Tanzania National Bureau of Statistics and Bank of Und auch für die nächsten Jahre wird mit einem
Tanzania computations, 2014. Wachstum von weiterhin 7-8% pro Jahr
gerechnet. Im Vergleich zum Nachbarland Kenia hat es
Tansania geschafft, den Anteil des produzierenden Gewerbes am BIP ein wenig auszubauen, nämlich von 8,4% (2001-03)
auf knapp 10% (2012); zeitgleich ist der Anteil des landwirtschaftlichen Sektors am BIP von 30% auf 23,8% gesunken.
Allerdings sind im Landwirtschaftssektor immer noch rund 75% aller Beschäftigten tätig. Es wird erwartet, dass der
Anteil des Agro-Sektors am BIP weiter zurückgehen wird; mit 5% wird er weniger wachsen als die Gesamtwirtschaft, was
auf den relativ geringen Einsatz moderner Agrartechnik zurückgeführt wird. Da dieser Sektor allerdings der wichtigste
Arbeitgeber ist, fördert die Regierung zunehmend die Bewässerung von Ackerflächen – im Rahmen des “Big Results
Now” (BRN) sollen z. B. 78 bewässerte Reisplantagen entstehen – und die Zusammenarbeit von Kleinbauern mit
Agrargroßbetrieben, um die Erträge von den Kleinbauern – dem Rückgrat des Sektors – zu steigern. Im sogenannten
“Southern Agricultural Growth Corridor of Tanzania” (SAGCOT) 3 sollen über einen Zeitraum von 20 Jahren private
Investitionen in Höhe von 2,1 Mrd. USD angestoßen werden; der öffentliche Sektor hat 1,3 Mrd. USD zugesagt.
Der Außenhandel weist traditionell ein Handelsdefizit auf, das sich tendenziell vergrößert, da internationale Preise für die
wichtigsten Exportgüter Tansanias sinken und zudem der Tansania Schilling (TZS) gegenüber dem USD kontinuierlich
an Wert verliert. Der Preis für Gold, das einen Anteil von 33% an den Exporten Tansanias hat, ist zum Beispiel seit 2012
um 20% gefallen4. Es verwundert daher nicht, dass die Exportquote (Exporte/ BIP) von 19,7% (2011) auf 13,5% (2013)
gesunken ist. Nahrungsmittel und Rohstoffe machen mit 22% bzw. 17,8% knapp 40% aller Exporte aus. Südafrika,
Indien, Schweiz und China nehmen knapp 50% aller Exporte ab. Einfuhrgüter sind hauptsächlich Erdöl (37,7%) und
2 GDP per capita, World Bank, 2013 http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.CD
3 Feed the Future, 2014, http://feedthefuture.gov/model/southern-agricultural-growth-corridor-tanzania-sagcot
4 World Bank, 2014, http://www.worldbank.org/en/country/tanzania/overview
11chemische Erzeugnisse (11%); Hauptlieferländer sind Indien, Schweiz, China und die VAE. Der deutsche Lieferanteil an
den tansanischen Gesamtimporten lag 2013 bei nur 1,4%.
Positiv hervorzuheben ist, dass inzwischen nicht mehr die öffentliche Entwicklungshilfe den Kapitalzufluss dominiert: in
2012/13 hatten ausländische Direktinvestitionen und öffentliche (kommerzielle) Anleihen einen Anteil von 56% an den
Kapitalzuflüssen; in 2007/08 waren dies lediglich 38%.
122. Überblick über den Energiesektor
2.1 Energiemix
Das gesamte Energieangebot basiert hauptsächlich auf der Nutzung von Biomasse, die einen Anteil von 76% im primären
Energieverbrauch ausmacht.
Abbildung 2: Primärer Energieverbrauch, 2013 Abbildung 3: Mix elektrischer Energie (% der erzeugten Energie)
Biomasse
1%
Petroleu
Anderes m8% Strom;
; 0,50% Hydro Öl
1,50% 19%
28%
Gas
Biomass 52%
e; 90%
Quelle: EWURA – Annual Report 2013.
Quelle: Presentation by
Eng. Christian Matyelele Msyani,
März 2013, Washington.
Die aktuelle Stromerzeugungskapazität beläuft sich auf 1.564 MW (März 2013), von denen 61% thermische Kraftwerke
sind. Diese umfassen Notstrom-Anlagen von 205 MW, die mit Hilfe von Diesel befeuert werden. Wasserkraft spielt mit
einem Anteil von 36% die zweitwichtigste Rolle.
Tabelle 2: Strommix
Technologie Installierte Kapazität TANESCO IPP EPP SPP
(in MW), Total
Wasserkraft 553,0 553,0
Kleinwasserkraftwerke 12,8 8,8 4,02.2. Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage
Eine Prognose der Energienachfrage wurde vor dem Hintergrund des Power Supply Master Plans (Update 2012)
durchgeführt. Gemäß diesem Plan wird die Elektrizitätsnachfrage bis 2030 um mindestens 11,9% pro Jahr (im Falle eines
niedrigen Wirtschaftswachstums) bzw. um bis zu 15,3% pro Jahr (im Falle eines hohen Wirtschaftswachstums) steigen.
Dies bedeutet, dass die aktuelle Stromproduktion von 5.653 GWh auf bis zu 47.724 GWh bis 2035 zunehmen muss (im
Referenzszenario, d. h. 6,6% Wirtschaftswachstum pro Jahr über 14 Jahre). Im Falle eines hohen Wirtschaftswachstums
(7,8% pro Jahr innerhalb von 14 Jahren) muss die Energieproduktion sogar auf rund 53.000 GWh gesteigert werden. Um
eine derartige Nachfrage zu bedienen, muss die Stromerzeugungskapazität auf mehr als 6.700 MW bis 2035 (˃2780 MW
bis 2015/ 2016) ausgeweitet werden5.
Die treibenden Faktoren für die steigende Energienachfrage sind wie folgt:
Wirtschaftswachstum: rund 6,6% pro Jahr (innerhalb einer Periode von 14 Jahren).
Zusätzliche Lasten, die zwischen 2013 und 2019 entstehen werden, z. B. Nickelminen mit einer Gesamtlast von
72 MW, neue Goldminen mit einer Last von 90 MW, ein Eisenhüttenwerk mit einer Last von 100 MW, eine
Textilfabrik in Shinyanga (39 MW), eine Düngemittelfabrik in Mtwara (30 MW) und die Ausweitung von Hong
Yu Stahl (34 MW).
Weitere ländliche Elektrifizierung: Steigerung der gesamten Elektrifizierungsrate auf 78% bis 2035 (aktuell:
18%); zwischen 2013-2017 sollen 250.000 neue Kunden pro Jahr an das Netz angeschlossen werden. Die
Regionen (Ruvuma Kigoma, Kagera, Rukwa, Lindi und Mtwara) werden voraussichtlich bis 2019 an das
Hauptstromnetz angeschlossen.
Die Verluste innerhalb des Systems betragen aktuell 25%, davon 5,3% im Übertragungsnetz und 19,7% im
Verteilungsnetz. Bis 2035 soll eine Reduzierung der Verluste auf 15,8% erreicht werden.
Die unterdrückte Nachfrage, die sich u. a. in Stromausfällen und Lastabwürfen wiederspiegelt, wird auf rund 2,1%, das
heißt fast 100 GWh, geschätzt.
Bis 2035 sollen zusätzlich 8990 MW Erzeugungskapazitäten an das Hauptstromnetz angeschlossen werden, um die
steigende Nachfrage zu bedienen und alte Stromerzeugungseinheiten zu ersetzen. Den Hauptanteil an den zusätzlichen
Kapazitäten soll auf Wasser- und Kohlekraftwerke entfallen:
Tabelle 3: Geplante Stromerzeugungskapazität im Jahr 2035
Technologie Installierte Kapazität (in MW) in %
Wasserkraft 3304 36,8
Gaskraftwerke 995 11,1
Kohle 3800 42,3
Wind 120 1,3
Solar 100 1,1
Biomasse/ KWK 40 0,4
GESAMT 8990 100
Quelle: Power System Master plan, 2012 update.
5 Vgl. Ministry of Energy and Minerals, Power Supply Master Plan (Update), Februar 2013, S. 12 ff.
142.3 Die Rolle erneuerbarer Energien Mit Blick auf die gesamte Bandbreite erneuerbarer Energien spielen sie bereits eine bedeutende Rolle für den Energiemix Tansanias. Der hohe Anteil an Wasserkraft (fast 40%) am Strommix macht die Energieversorgung allerdings anfällig für saisonbedingte Wasserknappheit. Zudem ist der Preis für Diesel, mit dem die Notstromaggregate befeuert werden, vor allem in trockenen Perioden stark gestiegen und führt zu einer Verteuerung der Energieerzeugung. Laut dem SREP (Scaling-Up Renewable Energy Programme) Investment Plan Tanzania (2013) haben große Wasserkraftanlagen, Erdgas und geothermische Energieanlagen die niedrigsten durchschnittlichen Stromgestehungskosten (4-6 USD-Cent/ kWh). Energiegewinnung aus Kohle ist vergleichbar. Dies erklärt, warum Wasserkraft, Erdgas und Kohle in Zukunft vermeintlich die Hauptpfeiler in der netzgekoppelten Stromversorgung sein werden. Aktuell stammen rund 4,9% der gesamten Erzeugungskapazität in Tansania aus erneuerbaren Energien, inkl. Erzeugungsanlagen zum Eigenverbrauch durch Zucker-, Tannin- und Sisalfabriken, Solar-, kleine Wasserkraftanlagen, exkl. großer Wasserkraftwerke. Ungeachtet ihres großen Potenzials spielt PV zurzeit (noch) keine große Rolle. Die Stromgestehungskosten von PV betragen rund 11 USD-Cent. Dies bedeutet, dass diese Energieerzeugungsart konkurrenzfähig gegenüber Diesel (35-45 USD-Cent/ kWh, einschließlich Betriebskosten für Dieselgeneratoren) ist. Diese Kosten beziehen sich auf größere netzgekoppelte Anlagen. Laut dem Power System Master Plan aus dem Jahr 2012 sollen in der Periode zwischen 2016 und 2018 120 MW (2x60 MW) PV-Anlagen installiert werden. Im Bereich der ländlichen Elektrifizierung kann PV in den Gebieten, in denen der Anschluss an das Hauptnetz nicht wirtschaftlich ist, eine entscheidende Rolle spielen. Laut dem letzten SREP Report (04/ 2013) sind 14,9 Mio. Menschen weit vom Hauptnetz entfernt und haben zusätzlich eine niedrige Dichte (
Energieministerium/ Ministry of Energy and Minerals (MEM): Das Ministerium verfügt über das Mandat,
Energie- und Mineralressourcen zu entwickeln und den Sektor zu führen. Es ist verantwortlich für die Politik und für die
Gestaltung eines attraktiven Umfeldes, in denen die Akteure erfolgreich operieren können. Die Förderung erneuerbarer
Energien gehört ebenfalls zum Mandat des MEM.
Energy and Water Utilities Regulatory Authority (EWURA): EWURA ist eine autonome multi-sektorale
Regulierungsbehörde, deren Verantwortung in der technischen und wirtschaftlichen Steuerung der Sektoren Strom,
Petroleum, Erdgas und Wasser liegt. Die Aufgaben von EWURA umfassen die Regulierung der Stromtarife, die Vergabe
von vorläufigen und permanenten Lizenzen sowie Überwachungs- und Umsetzungsaufgaben.
Tanzania Electric Supply Company (TANESCO): TANESCO ist der Hauptakteur in der Erzeugung, Übertragung
und Distribution von Elektrizität und trägt mit fast 60% zu der installierten Erzeugungskapazität im nationalen
Stromnetz bei. TANESCO ist ein öffentliches Unternehmen.
Rural Energy Agency (REA): REA ist ein autonomer Akteur unterhalbhalb des MEM und ist dafür verantwortlich,
den Zugang zu modernen Energiedienstleistungen in ländlichen Regionen des Festlandes Tansanias zu fördern und zu
verbessern. Mit Hilfe des Rural Energy Fund (REF), der seine finanziellen Ressourcen aus einem Zuschlag auf den
Stromverkauf im Netz als auch von Entwicklungspartnern erhält, finanziert REA Elektrifizierungsprojekte in ländlichen
Gegenden sowie Erneuerbare-Energien-Systeme. Umgesetzt werden diese Projekte von TANESCO oder dem Privatsektor.
REA bereitet auch den Investitionsplan für Ländliche Elektrifizierung („Rural Electrification Investment Prospectus“)
vor, der erstmals einen Minimalkostenansatz für Elektrifizierung nutzt. Dieser entspricht einer integrierten Planung
unter Berücksichtigung von netzgekoppelten, netzunabhängigen Optionen ebenso wie die Nutzung erneuerbarer
Energien.
Independent Power Producers (IPPs) und Emergency Power Producers (EPPs): Private, unabhängige
Stromerzeuger tragen mit 40% zu den landesweiten Stromerzeugungskapazitäten in Tansania bei. Dazu gehören u. a.
Symbion-Ubongo, IPTL, Symbion Arusha, Songas, Aggreko und Symbion Dadoma:
Tabelle 4: Unabhängige Stromerzeuger
Kraftwerk Installierte Kapazität Kraftstoff IPP EPP
(in MW)
Songas 1 42 Gas X
Songas 2 120 Gas X
Songas 3 40 Gas X
Tegeta IPTL 103 HFO X
Symbion Ubongo 120 Gas/ Jet A1 X
Aggreko Ubongo 50 Diesel X
Aggreko Tegeta 50 Diesel X
Symbion Dodoma 55 HFO X
Symbion Arusha 50 HFO X
Quelle: Power System Master plan, 2012 update.
Small Power Producers (SPP): Einige private Unternehmen entwickeln kleine Projekte auf Basis erneuerbarer
Energien im Rahmen des sogenannten SPP–Schemas und verkaufen dann den Strom an TANESCO und/oder direkt an
Endverbraucher. Viele dieser Firmen operieren bereits in ländlichen Gegenden, jedoch in anderen Geschäftsbetrieben,
wie zum Beispiel Zucker, Tee, Sisal, Tannin etc. Zwei Betriebe, TPC und TANWAT, arbeiten auf der Basis von Biomasse
und verkaufen den Strom an das Hauptnetz (insgesamt 19,7 MW). Das 4 MW-Wasserkraftwerk Mwanga bietet den
nahegelegenen ländlichen Dörfern Energie an und liefert den Überschuss an TANESCO. Im Jahr 2013/14 wurde ein
Gutachter beauftragt werden, um die Struktur des Stromsektors zu prüfen und gegebenenfalls zu überarbeiten. Laut
EWURA sollen private Investoren eine bedeutende Rolle spielen. Ein Entwurf zur Sektorstruktur-Reformierung sieht
eine Verlagerung von einzelnen IPPs zu mehr PPPs (z. B. Konzessionsverträgen) vor. Das bedeutet, dass
private Investoren verstärkt durch Ausschreibungen mobilisiert werden sollen, wobei der Einspeisetarif bei dieser Art des
Projektes auf Basis eines wettbewerblichen Bieterverfahrens festgelegt wird. EWURA verspricht sich davon, Benchmarks
für die Stromgestehungskosten zu bekommen und realistische Einspeisetarife für die verschiedenen Stromerzeugungs-
Technologien finden zu können. Trotz dieser Verlagerung wird es aber weiterhin auch Platz für IPPs geben.
163. Regulativer Rahmen für PV
3.1 Stromtarife
Im Januar 2014 sind die Stromtarife um rd. 40% gestiegen. Diese Erhöhung soll dem stark verschuldeten,
monopolitischen Stromversorger TANESCO helfen, seine Betriebskosten zumindest zu decken. Mehrfach hatte die
Regulierungskommission EWURA eine von TANESCO beantragte Erhöhung der Stromtarife abgelehnt.
Tabelle 5: Stromtarife (Basistarife bis Dezember 2013)
Verbraucher- Definition Service Grund- Energiegebühr/ Leistungsgebühr
kategorie gebühr kWh / kVA
DC Endverbraucher/ Haushalte, 60 TZS
Domestic Niederspannung, einphasig (230V) (0 – 50 kWh)
Low Usage 273 TZS
(D1) (mehr als 50 – 283
kWh)
General Haushalte, Kleinhandel, 3.841 TZS 221 TZS
Usage (T1) Leichtindustrie mit einem Verbrauch
> 283 kWh; Niederspannung, 230 V
und 400 V
Low 7500 kWh; 400 V; < 500 kVA 14.233 TZS 132 TZS 16.944 TZS
Voltage
Max (T2)
High Stromverbrauch auf 11 kV-Ebene 14.233 TZS 118 TZS 14.520 TZS
Voltage oder höher
Max (T3)
Zanzibar 14.233 TZS 106 TZS 12.079 TZS
Quelle: http://www.tanesco.co.tz
Tabelle 6: Stromtarifänderungen (Januar 2014)
Verbraucher Energiegebühr/ Energiegebühr/ Steigerungsrate Sehr stark betroffen sind vor
-kategorie kWh kWh (seit 01/ (in %) allem kommerzielle/ industrielle
(bis 12/ 2013) 2014) Verbraucher, die auf
D1 60 TZS 100 TZS + 67% Niederspannungsebene mehr als
(0 – 50 kWh) 7500 kWh/ Monat verbrauchen
273 TZS 350 TZS + 28% und seit Januar 2014 55% mehr
(mehr als 50 – 283 pro kWh zahlen müssen.
kWh)
T1 221 TZS 306 TZS + 38% Die neuen Tarife sollen bis
Dezember 2016 gültig sein. Bis
T2 132 TZS 205 TZS + 55% dahin soll im Auftrag der
Regierung eine Studie zur
T3 118 TZS 163 TZS + 38%
Quelle: http://www.ewura.go.tz/newsite/attachments/article/124/TANESCO%20Multi-
Year%20Tariff%20Order%20December%202013.pdf.
17Erfassung der dann aktuellen Strombereitstellungskosten neue Tarife empfehlen. Zeitgleich mit der Erhöhung der Tarife
wurde auch beschlossen, dass der Strompreis an die Treibstoffkosten, Inflation und Wechselkursschwankungen
angepasst wird8.
3.2. Einspeisetarife (FIT)
Seit 2008 gibt es bereits Einspeisetarife für Stromerzeuger in der Größenordnung 100 kW und 10 MW. Darüber hinaus
ist der Einspeisetarif verhandelbar.
Die Einspeisetarife für Erzeuger der genannten Größenordnung werden jährlich von der Regulierungskommission
EWURA auf Basis der Stromvermeidungskosten angepasst. Das bedeutet, dass die Tarife Einheitstarife und nicht nach
Technologien ausdifferenziert sind. Außerdem ist der Preis angesichts der jährlichen Anpassung keineswegs über die
Laufzeit eines Stromabnahmevertrages (15 Jahre in Tansania) garantiert.
Es gibt Tarife für die Einspeisung in das öffentliche Netz (Hauptnetz) sowie in Inselnetze. Der Tarif zur Einspeisung in
das öffentliche Netz wird wie folgt kalkuliert:
Tabelle 7: Kalkulation des Einspeisetarifs (FIT), öffentliches Netz
Kosten 2015
A Langfristige Grenzkosten (LRMC), wie im „Power System Master Plan 9,10 USD-Cent
2012“ definiert
+ durchschnittliche Steuer auf Erzeugungsinvestitionen Ca. 30%
+ durchschnittliche Treibstoff-Steuer Ca. 19%
Umrechnung in Tansania Schilling (TZS), basierend auf dem jährlichen
durchschnittlichen USD-Verkaufspreis
Zwischensumme 186,24 TZS/ kWh
(11,41 USD cent/
kWh)
B Durchschnittliche Erzeugungskosten im bestehenden System
Vorausschau thermischer Erzeugung im TANESCO Netz
x voraussichtliche Kosten der thermischen Stromerzeugung im Netz (Leistungspreis von
TANESCO eigenen Kapazitäten und von IPP & EPP + Brennstoffkosten und variable O &
M-Kosten für alle Kraftwerke)
Zwischensumme 127,66 TZS/ kWh
C Durchschnittliche Erzeugungskosten/ Erzeugungs-Vermeidungskosten 158,24 TZS/ kWh
(Durchschnittswert von A und B)
D Anpassung an Übertragungsverluste (5,2%) 166,92 TZS/ kWh
E Standardisierter Einspeisetarif 2012, 188,55 TZS/ kWh
Durchschnittswert über 3 Jahre (2013, 2014, 2015) (11,42 USD-Cent)
Quelle: EWURA, Detailed Tariff Calculations for Year 2015 for the Sale of Electricity to the Main grid in Tanzania
under Standardized Small Power Purchase Agreement, January 2015.
Um die höheren Erzeugungskosten in trockenen Jahreszeiten auszugleichen, wenn die relativ günstige Wasserkraft
weniger verfügbar ist und thermische Kraftwerke mehr als in den feuchten Jahreszeiten erzeugen müssen, wird der
Einspeisetarif nach Jahreszeiten differenziert:
Tabelle 8: Einspeisetarife nach Jahreszeiten (öffentliches Netz)
Standardisierter Einspeisetarif 2015, TZS/ kWh
Durchschnittstarif 188,55 (11,42 USD-Cent)
Trockenperiode (August – November) 226,26
Regenzeit (January – July, December) 169,70
8Vgl. Tanzania Electric Supply Company Multi-Year Tariff Adjustment Order, 2013,
http://www.ewura.go.tz/newsite/attachments/article/124/TANESCO%20Multi-
Year%20Tariff%20Order%20December%202013.pdf
18In den nächsten zehn Jahren werden die Stromvermeidungskosten in der Erzeugung weitgehend von thermischen
Kraftwerken bestimmt sein. Die geplante Entwicklung der thermischen Kraftwerke, die Erdgas nutzen sollen (Erdgas
wird lediglich nach Kosten für Extraktion zuzüglich einem Aufpreis eingepreist statt nach internationalem Marktpreis),
macht unwahrscheinlich, dass die Stromvermeidungskosten im öffentlichen Netz und somit der Einspeisetarif über den
Stromgestehungskosten von PV liegen wird. Das Risiko, dass der Einspeisetarif unter das jetzige Niveau fällt, wird jedoch
gedämmt, indem Mindestpreise festgelegt werden.
So wird für alle Stromerzeugungsanlagen, die 2015 installiert und in Betrieb genommen wurden, 188,55 TZS (226,26 in
der Trockenperiode; 169,70 TZH in der Regenzeit) als Mindestpreis bestimmt. Auch wenn die Vermeidungskosten in den
nächsten Jahren stark fallen sollten, wird dieser Mindestpreis an die Stromerzeuger gezahlt.
Der Einspeisetarif für Inselnetze ist höher. Er wird auch auf Basis der Vermeidungskosten berechnet, d. h. er ist der
Durchschnitt der langfristigen Grenzkosten im Hauptnetz und der inkrementellen Kosten in Inselnetzen:
Tabelle 9: Kalkulation des Einspeisetarifs, Inselnetze
Kosten in 2015
A Langfristige Grenzkosten (LRMC), wie im „Power System Master Plan 9,10 USD-Cent
2012“ definiert
+ durchschnittliche Steuer auf Erzeugungsinvestitionen Ca. 30%
+ durchschnittliche Treibstoff-Steuer Ca. 19%
Umrechnung in Tansanische Schilling (TZS), basierend auf dem jährlichen
durchschnittlichen USD-Verkaufspreis
Zwischensumme 186,24 TZS/ kWh
(11,41 USD-Cent)
B + Anpassung an Übertragungsverluste (5,2%) 166,92 TZS/ kWh
C Durchschnittliche inkrementelle Kosten in Inselnetzen
Inkrementeller Leistungspreis in Inselnetzen 48,89 TZS/ kWh
+ Inkrementelle Kosten für Brennstoff und Instandhaltung 764,97 TZS/ kWh
Zwischensumme 813,86 TZS/ kWh
E Standardisierter Einspeisetarif 2015 490,39 TZS/ kWh
Durchschnitt von B und C (29,72 USD-Cent)
Quelle: EWURA, Detailed Tariff Calculations for Year 2012 for the Sale of Electricity to Mini-grids in Tanzania under
Standardized Small Power Purchase Agreement, January 2015.
Die Tabelle zeigt, dass der Einspeisetarif in Inselnetzen fast das Dreifache des Einspeisetarifs in das öffentliche Netz ist.
Während der Tarif für die Einspeisung in das öffentliche Netz sicherlich nicht ausreicht, um netzgekoppelte PV-Anlagen
wirtschaftlich zu machen, sind die Tarife für Inselnetze recht attraktiv, auch für PV. Wie Tabelle 9 zeigt, sind die Tarife
seit Bestehen des FIT-Regimes (2008) gestiegen:
Tabelle 10: Entwicklung der SPP-Einspeisetarife, 2008 – 2015 (USD-Cent/ kWh, TZS in Klammern)
Tarif 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Hauptnetz, 7,80 8,05 8,53 8,95 10,05 10,88 12,33 11,42
standardisiert (197,31 ) (188,55)
Hauptnetz, 9,36 9,66 10,24 10,74 12,06 13,06 14,8 13,71
Trockenperiode (236,78) (226,26)
Hauptnetz, Regenzeit 7,02 7,25 7,68 8,05 9,05 9,80 11,1 10,28
(177,58) (169,70)
Inselnetz 28,05 28,54 28,08 31,66 30,53 30,17 29,72
(482,64) (490,39)
Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Februar 2015.
19Gegenwärtig werden die Einspeisetarife überarbeitet. Dabei steht die derzeitige Technologie-Neutralität zur Diskussion.
Laut MEM und REA werden die Einspeisetarife wahrscheinlich nach Technologien ausdifferenziert, nicht zuletzt da viele
Akteure in diese Richtung arbeiten. Allerdings werden diese spezifischen Tarife voraussichtlich – zumindest bei IPP
(größeren Projekten mit Einspeisung in das Hauptnetz) – im Auktionsverfahren festgelegt, zumindest für PV und Wind.
Die Verabschiedung des neuen Regimes wird für die nächsten Wochen erwartet.
3.3 Standardisierter Stromabnahmevertrag (SPPA)
Um die Transaktionskosten zu reduzieren, die bei der Aushandlung von Stromabnahmeverträgen entstehen, wurde für
Projekte bis zu 10 MW ein standardisierter Vertrag eingeführt. Dieser Stromabnahmevertrag gilt für alle Anlagen,
unabhängig von den eingesetzten Technologien und vom Energieträger.
Der Stromabnahmevertrag hat folgende wesentliche Merkmale:
Abnahmepflicht: Der gesamte Strom, der von einem Erzeuger (kleiner 10 MW) produziert wird, muss vom
Netzbetreiber gekauft werden, sofern das Versorgungssystem des Netzbetreibers nicht gefährdet ist.
Der standardisierte Einspeisetarif wird jährlich auf Basis der Vermeidungskosten (in der Erzeugung) festgelegt.
Der Mindesttarif ist über die Laufzeit des PPA der Einspeisetarif des Jahres, in dem der Stromabnahmevertrag
geschlossen wurde.
Der Maximaltarif ist 150% des Einspeisetarifes des Jahres, in dem der Stromabnahmevertrag geschlossen wurde.
Der Stromerzeuger soll die Netzanbindung auslegen, bauen und betreiben (einschließlich Aufrüstung der Zähler
an der Umspannstation zur Überwachung der Blindleistung).
“Step-in”-Rechte, d.h. Finaciers wie Banken können einschreiten
Laufzeit des Stromabnahmevertrages von 25 Jahren.
Hervorzuheben ist, dass mit den SPP Rules 2014 die Laufzeit von SPPA von 15 auf 25 Jahre erhöht worden ist.
Damit ist man den privaten Projektentwicklern und Erzeugern ein großes Stück entgegengekommen.
Was im standardisierten Stromabnahmevertrag fehlt, ist eine “Take-or-pay”-Klausel, die eine Kompensation des
Stromproduzenten vorsieht, falls das Netz den erzeugen Strom nicht aufnehmen kann. Das Fehlen einer solchen Klausel
beeinträchtigt natürlich erheblich die Bankfähigkeit der Stromabnahmeverträge, besonders weil das tansanische Netz oft
unter Ausfällen leidet und nicht als sehr zuverlässig gilt.
Ein weiteres Thema, das die Projektentwickler beschäftigt, sind die Kosten für die Anbindung an das Netz, vor allem
wenn das Netz aufgerüstet werden muss, um den Strom aus einer Erneuerbare-Energien-Anlage aufzunehmen. In diesem
Fall hat die REA bislang fallweise Subventionen zur Verfügung gestellt, was aber von Projekt zu Projekt verhandelt
werden muss. Die Wirtschaftlichkeit eines SPP kann auch durch einen Anschluss an das Hauptnetz gefährdet sein:
Damit Projektentwickler die Risiken entsprechend einschätzen können, sind die Inselnetz-Betreiber aufgefordert,
relevante Pläne zum Anschluss an das Hauptnetz offenzulegen, die außerdem von EWURA und der REA mit Blick auf die
Strategien und Pläne zur ländlichen Elektrifizierung verifiziert werden.
Tabelle 11: Antragsverfahren für Einspeisetarife
Aktivität/ Meilenstein Verantwortlich
Land sichern und Zugang zu EE Ressourcen sichern Projektsponsor
Antrag auf “Letter of Intent“ (Absichtserklärung) Projektsponsor
Ausgabe der Absichtserklärung Netzbetreiber
Anmeldung des Geschäfts Projektsponsor
Durchführbarkeitsstudie erstellen Projektsponsor
Bewilligung des Zuschusses (als technische Hilfe) REA
Beantragung einer Baugenehmigung und einer Bescheinigung, das das Projekt Projektsponsor
konform mit Umwelt- und Sozialregularien ist
Beantragung einer Lizenz zur Stromerzeugung Projektsponsor
Vergabe der Lizenz zur Stromerzeugung EWURA
Beantragung einer Netzanbindung und des Stromverkaufs Projektsponsor
Stromabnahmevertrag Projektsponsor/ Netzbetreiber
Finanzierung Projekt Sponsor/ Partner Bank
Quelle: EWURA, Guidelines for Development of Small Power Projects, March 2011
204. Status des PV-Sektors
Politische Stabilität, rechtliche Rahmenbedingungen wie die Einspeisevergütung, Förderprogramme sowie rasant
fallende Systempreise bei gleichzeitig steigenden Stromtarifen in Tansania begünstigen die Marktentwicklung im PV-
Bereich.
Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die verschiedenen Marktsegmente und deren Dynamik.
Tabelle 12: Segmente des PV-Marktes in Tansania
Segment Kurzbeschreibung Status Anmerkungen
Netzungebunden, Pico Verkauf von relativ Größtes Segment des Sehr großer Wettbewerb,
& SHS, standardisierten Produkten Marktes, tausende dominiert von chinesischen
Produktgeschäft (normalerweise unter 100Wp), Outlets. Subventionen Produkten.
Produkte aus dem Regal, nicht durch REA/ Regierung
reguliert Marktvolumen: Schätzung
von über 1 MWp per Jahr.
Netzungebunden, Systeme werden auf die Aktiver Markt, der vor 1 MWp Installation im Jahr
professionelle spezifischen Anforderungen allem von Regierung, 2012
Systeme/ von netzfernen Einrichtungen Gebern und NGOs
Projektgeschäft und angetrieben wird. Regierungsausschreibungen
Elektrifizierungsprogrammen Kleinere Anwendungen und NGO-Projekte machen
zugeschnitten (umfassende im kommerziellen und den Großteil davon aus.
SHS-Programme, größere industriellen Sektor (z. B.
Projekte – sowohl PV als auch Tourismus,
hybrid) Telekommunikation,
etc.)
Netzgebunden, Systeme, die für die Nennenswertes Potenzial Pilotprojekte
kleinere/ mittlere spezifischen Anforderungen im Fall günstiger wahrscheinlich in 2015/
Systeme von netzgebundenen Anlagen politischer 2016, nicht zuletzt
geplant werden. Diese können Rahmenbedingungen; angesichts gestiegener
sowohl Strom für den direkten sehr stark abhängig von Stromtarife
Verbrauch (embedded Strompreisen.
generation) als auch für die
Einspeisung in das Netz
erzeugen (Net-Metering oder
Energy Banking Arrangements)
sein
Größere Anlagen, die Strom an Mehrere Projekte in der Riskantes Investitionsklima
netzgebundene Netzbetreiber TANESCO oder MoE Pipeline; die alle im (Kreditwürdigkeit von
Anlagen (IPP und SPP) dezentrale Versorger auf Basis Rahmen der SPPA an Tanesco); seit 2013 gibt es
von standardisierten oder Inselnetze angeschlossen unverändert 3 PV-Projekte
verhandelten Einspeisetarifen sind/ werden. im SPP-Portfolio
verkaufen
Der größte Teil der PV-Kapazität wird immer noch im Zusammenhang mit Projekten der ländlichen Elektrifizierung und
Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Zielmarktanalyse, 2013; aktualisiert auf Basis eigener Beobachtungen.
geberfinanzierten Projekten installiert, wobei die meisten Anlagen Stand-Alone-Systeme in netzfernen Gebieten sind und
SHS ebenso wie Systeme für Sozialeinrichtungen umfassen. Es ist wahrscheinlich, dass dieser Markt weiter wächst, da –
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