regenerative energien für die mena-region, mit ergänzungen zur energieeffizienz

Darmstadt/Berlin, Januar 2008

erstellt von Uwe R. Fritsche, Klaus Schmidt Öko-Institut e.V., Büro Darmstadt in Kooperation mit Detlef Loy Loy Energy Consulting, Berlin und Mitarbeit von Hinnerk Fütterer Energiebüro Berlin

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Schwerpunktanalyse Regenerative Energien für die Region Nordafri-ka/Naher Osten (MENA) mit Ergänzungen zur Energieeffizienz Endbericht für das BMZ

http://www.oeko.de/

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA ii

Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis ............................................................................................. iv

Tabellenverzeichnis .................................................................................................. iv

Danksagung................................................................................................................ v

Zusammenfassung.................................................................................................... vi

1 Einleitung und Zielsetzung.................................................................................. 1

2 Situationsanalyse für RE in der MENA-Region ................................................. 2

2.1 Überblick zur MENA-Region .......................................................................... 2 2.2 Energiewirtschaftliche Kenndaten der Region ............................................... 4 2.3 RE-bezogene Aktivitäten in der MENA-Region.............................................. 6

3 Darstellung und Analyse des Energiesektors in den MENA-Ländern ............. 8

3.1 Ägypten.......................................................................................................... 8 3.2 Algerien........................................................................................................ 20 3.3 Jemen.......................................................................................................... 24 3.4 Jordanien ..................................................................................................... 28 3.5 Libanon........................................................................................................ 35 3.6 Marokko....................................................................................................... 39 3.7 Syrien........................................................................................................... 52 3.8 Tunesien ...................................................................................................... 58

4 RE- und EE-bezogene Aktivitäten deutscher Institutionen in der MENA-Region ..................................................................................................... 63

4.1 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) ...................... 63 4.2 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit ........... 63 4.3 Centrum für internationale Migration und Entwicklung (CIM)....................... 64 4.4 Deutsche Energie-Agentur (dena) ............................................................... 65 4.5 Deutsche Gesellschaft für technische Zusammenarbeit GmbH

(GTZ) ........................................................................................................... 65 4.6 Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) .......................................................... 68

5 Energiebezogene Aktivitäten der EU und anderer Geber in der MENA-Region ..................................................................................................... 70

5.1 EU-Aktivitäten .............................................................................................. 70 5.2 Aktivitäten anderer Geber ............................................................................ 79

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA iii

6 RE und EE in der MENA-Region: Wirkungen und lessons learnt .................. 80

6.1 Wirkungen der deutschen EZ ...................................................................... 80 6.2 Lessons learnt aus deutscher EZ zu RE und EE in der MENA-

Region ......................................................................................................... 83

7 Perspektiven von RE und EE in der MENA-Region......................................... 88

7.1 RE-Potenziale in der MENA-Region ............................................................ 88 7.2 Technologie-Stand und Perspektiven von RE ............................................. 90 7.3 Marktnahe Entwicklungen............................................................................ 92 7.4 RE-Systeme mit hoher Dynamik: CSP in der MENA-Region....................... 93 7.5 Zuwachsende RE-Systeme mit moderater Dynamik ................................... 99 7.6 RE-Systeme mit unklarer Dynamik .............................................................. 99 7.7 Relevante EE-Potenziale in der MENA-Region ......................................... 101

8 Vorschläge für künftige Schwerpunkte der deutschen EZ zu RE und EE in der MENA-Region................................................................................... 102

8.1 Relevante RE- und EE-Technologien für die MENA-Region ..................... 104 8.2 Relevante Arbeitsfelder zur RE- und EE-Entwicklung in der MENA-

Region ....................................................................................................... 105 8.3 Komparative Vorteile der deutschen bilateralen EZ im Bereich RE

und EE....................................................................................................... 107 8.4 Arbeitsteilung mit der EU für die Entwicklung von RE und EE in der

MENA-Region............................................................................................ 107 8.5 Arbeitsteilung innerhalb der deutschen Bundesregierung für die

Entwicklung von RE und EE in der MENA-Region .................................... 108

Literatur- und Quellenverzeichnis......................................................................... 109

Abkürzungsverzeichnis ......................................................................................... 115

Anhang: Übersicht aktueller CSP-Vorhaben........................................................ 119

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA iv

Abbildungsverzeichnis

Bild 1 Die MENA-Region .......................................................................................... 2

Bild 2 Erdgasinfrastruktur in der MENA-Region ....................................................... 5

Bild 3 Strom-Verbundnetz in der MENA-Region ...................................................... 6

Bild 4 RE-Portfolie der KfW in der MENA-Region .................................................. 69

Bild 5 Perspektive eines nachhaltigen Weltenergiesystems .................................. 81

Bild 6 Potenziale zur Stromerzeugung aus RE in der MENA-Region .................... 88

Bild 7 Regionale Schwerpunkte von RE im Mittelmeerraum.................................. 89

Bild 8 Mögliche langfristige Entwicklung der Stromerzeugungskosten .................. 90

Bild 9 Lernkurven für Strom aus RE ....................................................................... 91

Bild 10 CSP-Technologievarianten........................................................................... 93

Bild 11 Fossile versus solare Kostendynamik .......................................................... 94

Bild 12 Mögliche Kostenentwicklung für Strom aus CSP ......................................... 96

Bild 13 RE-Stromimporte aus der MENA-Region..................................................... 97

Bild 14 Zielsystem „Energie für nachhaltige Entwicklung“ des BMZ ...................... 102

Bild 15 Bedeutung des Energiesektors für die entwicklungspolitischen Ziele des BMZ ............................................................................................................ 103

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1 Grundindikatoren für die Länder der MENA-Region ...................................... 3

Tabelle 2 Kenndaten zur Energiesituation in den Ländern der MENA-Region.............. 4

Tabelle 3 RE-Aktivitäten von Geber-Institutionen in den Ländern der MENA-Region... 7

Tabelle 4 KfW-Portfolio für RE in der MENA-Region ................................................... 69

Tabelle 5 Kostenentwicklung für Solarstrom-Importe aus Nordafrika .......................... 95

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA v

Danksagung

Die Autoren danken allen, die zu dieser Studie durch Hinweise, Material, kritische Würdigung und Kommentare beigetragen haben.

Dies gilt insbesondere für die TeilnehmerInnen an den vom BMZ organisierten pro-jektbegleitenden Workshops, bei denen uns wichtige Informationen gegeben und wertvolle Rückmeldungen formuliert wurden.

Unser besonderer Dank gilt Burghard Claus, Dietmar Wenz und Dieter Uh für aus-führliche Informationen und Rückmeldungen sowie Frau Dr. Eva Weidnitzer und Prof. Dr. Matthias Weiter für die freundliche und termintolerante Begleitung des Vorha-bens.

Darmstadt/Berlin Die Autoren

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA vi

Zusammenfassung

Die vorliegende Schwerpunktanalyse leistet eine synoptische Auswertung der bishe-rigen deutschen EZ-Aktivitäten zu regenerativen Energien (RE) und – ergänzend - Energieeffizienz (EE) in der Region Nordafrika/Naher Osten (MENA)1 und bezieht dabei vergleichbare Aktivitäten anderer bi- und multilateraler Geberorganisationen (u.a. EU, Weltbank, Regionalbanken) mit ein. Es erfolgt eine qualitative Diskussion der Wirkungen der bisherigen deutschen EZ-Aktivitäten zu RE und EE in der Region im Hinblick auf die Ziele der deutschen und internationalen EZ (insb. Sektor- und Länderkonzepte, Millenium-Entwicklungsziele, Klimarahmenkonvention).

Nach einer Darstellung der relevanten RE- und EE-Potenziale und Technologien in der Region werden darauf aufbauend Vorschlägen für künftige Schwerpunkte der deutschen EZ im Hinblick auf RE und EE in der MENA-Region abgeleitet.

Wirkungen der deutschen EZ

Die deutsche EZ hat sich in der MENA-Region bei RE auf die Solarenergie und Windkraft sowie die Rehabilitierung und Modernisierung der Wasserkraft konzent-riert. Bei der solarthermischen Stromerzeugung (CSP) sind die Aktivitäten von KfW und BMU als Schlüssel in der Region zu verstehen, die wichtige Beiträge für die De-monstration erbracht und das Interesse an der Potenzialumsetzung in Ägypten, Alge-rien, Jordanien, Marokko und Tunesien gefördert haben. Weiterhin sind die EZ-Aktivitäten zur Verbreitung von PV-Systemen vor allem zur ländlichen Elektrifizie-rung in der MENA-Region erfolgreich. Ähnliches gilt für Windenergie und – mit Ab-strichen – für solarthermische Warmwassererzeugung. Hier haben GTZ-Vorhaben zur Marktvorbereitung und Demonstration sowie KfW-Finanzierungen zur Marktein-führung in Verbindung mit begleitendem capacity building sowohl die Rolle dieser Technologien im Energiemix als auch ihre Rahmenbedingungen in der Region deut-lich verbessern können. Allerdings könnte bei anhaltender Subventionierung fossiler Energien und Wegfall internationaler finanzieller Hilfen ein Fadenriss entstehen - trotz hoher RE-Ausbauziele (z.B. Windenergienutzung in Ägypten).

Bei Biomasse gibt es nur wenige deutsche EZ-Aktivitäten in der Region. Positiv sind die Wirkungen im Bereich der traditionellen (Haushalts-)Biomassenutzung, wo die Demonstration moderner Verfahren und ihre Verknüpfung zu anderen RE gelang (Beispiel der Hammame in Marokko). Im Bereich der Abwasserreinigung gibt es ein-zelne Aktivitäten zur Nutzung von Bio- und Klärgas, jedoch ist die Verknüpfung mit der nachhaltigen Abfallwirtschaft insgesamt (noch) nicht gelungen.

Erfolgreich ist die deutsche EZ im Hinblick auf die institutionelle Beratung von Re-gierungen in der Region (Energie- und Klimapolitik, CDM), wobei allerdings die Ent-wicklung und Implementierung systematischer Regulierungs- und Förderkonzepte für den RE-Markt in der Region insgesamt bislang noch schwach entwickelt ist.

1 Die Studie konzentriert sich auf die deutschen EZ-Partner Ägypten, Algerien, Jemen, Jordanien, Libanon,

Marokko, Syrien und Tunesien.

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA vii

Für den Bereich Energieeffizienz (EE) sind positive Wirkungen insbesondere beim Aufbau nationaler Agenturen und deren beratender und aufklärender Tätigkeit zu verzeichnen. Die Ausarbeitung nationaler Gesetze und technischer Standards zur Energieeinsparung sowie die Einführung spezieller Fonds zur Förderung der Ener-gieeinsparung wurde in Einzelfällen unterstützt, jedoch steht die Umsetzung häufig noch sehr am Anfang oder noch bevor. Erfolge konnten insbesondere bei der Durch-führung von Energieberatungen im Industriebereich (energy audits) erzielt werden.

Beiträge zu den Entwicklungszielen „Zugang zu moderner Energie“ und „Armutsbe-kämpfung“ werden durch die deutsche EZ im Bereich der RE und EE in der MENA-Region ebenfalls in hohem Maße induziert.

Die Beiträge der deutsche EZ zu den Zielen „Ressourcen- und Klimaschutz“ werden quantitativ durch die Unterstützung des Windenergieausbaus und der Verbesserung der Energieeffizienz geprägt. Allerdings leisten RE in der Region insgesamt bislang nur einen kleinen Beitrag zur Primärenergieversorgung und somit zur Substitution fossiler Energien und Reduzierung von CO2-Emissionen. Eine Trendumkehr bei der Zunahme des Energiebedarfs ist bislang in keinem Land festzustellen.

Lessons learnt

In der EZ zeigen die Erfahrungen der letzten Jahrzehnte, dass über rein technische Fragen hinaus die Rahmenbedingungen für zu RE verändert bzw. angepasst werden müssen. Die deutsche EZ hat hieraus die Konsequenzen gezogen und die Frage des Hemmnisabbaus in die Projektarbeit integriert. Eine wesentliche Barriere in der ME-NA-Region sind Subventionen für Erdgas und Erdölprodukte bzw. für daraus erzeug-ten Strom. Dementsprechend zielen politikberatende TZ-Vorhaben und auch Bedin-gungen zu FZ-Projekten auf den (sukzessiven) Um- und Abbau von Subventionen.

Ein zweites Hemmnis, das sich aus den Erfahrungen der deutschen EZ klar abzeich-net, liegt darin, dass die Finanzierungskosten für RE-Projekte noch immer aufgrund ihrer (aus Sicht der Investoren) bestehenden Risiken überproportional hoch sind und bei fehlenden längerfristigen Perspektiven für ausreichende Erträge von RE-Investitionen die geforderte interne Verzinsung von Projekten stark ansteigt. Nationa-le Politiken können hier durch langfristige verbindliche Ausbauziele und „verlässliche“ Förderinstrumente, wie sie von deutscher Seite mit dem EEG beispielhaft demonst-riert wurden, erheblichen Einfluss nehmen und die Rahmenbedingungen für RE verbessern. Die energiepolitischen Kooperationsbemühungen der EZ konnten – flan-kiert von Bemühungen des BMU – zeigen, dass solche Veränderungen möglich sind.

Im Hinblick auf Klimaschutz verfolgte die deutsche EZ eine konsequente Verknüp-fung mit RE. Nicht zuletzt deshalb beschlossen fast alle Partner in der Region ver-gleichsweise ehrgeizige Ausbauziele und wollen dabei auch das Instrument des Cle-an Development Mechanism aktiv nutzen. Entsprechend wurde dieses Instrument in die deutsche EZ eingebunden. Die Unterstützung bei der Schaffung nationaler Insti-tutionen und Regulierungen sowie zur Konzeptionierung von CDM-Projekten in der Region durch die deutsche EZ ist erfolgreich.

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA viii

Die deutschen EZ-Erfahrungen mit – früher vorwiegend - dezentralen RE im Kontext der ländlichen Elektrifizierung und der Haushaltsenergieprogramme haben gezeigt, dass die Partizipation der Partner vor Ort nicht nur in Projekten, sondern auch und gerade in die Finanzierung und Verbreitung notwendige Elemente der Dauerhaftig-keit und des Erfolgs darstellen. Dies gilt auch für capacity building bei F&E-Einrich-tungen, Beratung sowie Aus- und Weiterbildung zu RE in den Partnerländern.

Die deutsche EZ hat gute Erfahrungen mit der anteiligen Finanzierung – von Klein-krediten über EVU-Beteiligungen bis hin zu staatliche Budgets und Fonds zur Ko-Finanzierung – solcher Vorhaben gemacht, und parallel auch erfolgreich zum „mainstreaming“ von größeren RE-Vorhaben mit Einzelinvestitionen von über 100 Mio. € beigetragen (z.B. Windenergie in Ägypten und Marokko).

Schwerpunkte künftiger RE- und EE-Aktivitäten in der Region

Unter Berücksichtigung der RE- und EE-Potenziale und der absehbaren technologi-schen Entwicklungen sowie der komparativen Vorteile der deutschen EZ in der Regi-on wurden die folgenden Schwerpunkte abgeleitet:

• kurzfristig der ausreichende Aufbau von lokalem Know-how und Kompetenzen für Planung, Errichtung, Betrieb und Wartung landgestützter Windkraftanlagen:

• kurz- und mittelfristig die Weiterentwicklung, Demonstration und Verbreitung von CSP-Systemen (in einzelnen Ländern auch Strom aus Geothermie) sowie PV;

• die ausreichende Bereitstellung professioneller Expertise zur Beratung der Re-gierungen bei der energiewirtschaftlichen Regulierung von RE und EE sowie der energiepolitischen und -wirtschaftlichen Kooperation mit der EU;

• der Aufbau und die Verbreitung von gewerblichem Engagement im Bereich der solaren Warmwasserbereitung (sowie mittelfristig der solaren Kühlung)

• Unterstützung bei der emissionsarmen Erfassung und Nutzung biogener Abfall- bzw. Reststoffe sowie beim energieeffizienten Einsatz von Biomasse durch marktnahe Kooperationen mit der Wirtschaft.

Die relevanten Arbeitsfelder im Bereich EE mit zukünftig erhöhtem Bedarf sind nach der vorliegenden Analyse

• die Weiterentwicklung, Demonstration und Verbreitung von effizienten Klimatisie-rungssystemen, möglichst in Kombination mit Kraft-Kälte-Kopplung

• die Konzeptionierung und Implementierung von regulativen Anreizen für EE sowie von Standards (z.B. für Geräte, Gebäude und sonstige Anwendungen);

• der Aufbau institutioneller Kapazitäten zur Beratung von Verbrauchergruppen und Durchführung von Aufklärungskampagnen und Förderprogrammen;

• die Einführung neuer Finanzierungsquellen und –instrumente (z.B. EE-Fonds) sowie die Demonstration nachfrageseitiger EE-Programme als CDM-Projekte;

• die Etablierung von Modellen zur Umsetzung von EE-Maßnahmen durch Dritte im Rahmen von Contracting-Lösungen.

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-EE MENA 1

1 Einleitung und Zielsetzung

Das Referat 325 des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) beauftragte das Öko-Institut (Institut für angewandte Ökologie e.V.) mit einer Schwerpunktanalyse der deutschen Aktivitäten zur Entwicklungszu-sammenarbeit (EZ) mit den Ländern der Region Nordafrika/Naher Osten (MENA) im Bereich regenerativer Energien (RE) und ergänzend einer summarischen Analyse zu Energieeffizienz (EE). Die Bearbeitung erfolgt in Kooperation mit dem Gutachterbüro Loy Energy Consulting (LEC).

Die Schwerpunktanalyse hat die folgenden Ziele:

• Erstellung einer synoptischen Auswertung der bisherigen deutschen EZ-Aktivitäten zu regenerativen Energien (RE) und – ergänzend - Energieeffizienz (EE) in Nordafrika und im Nahen Osten;

• Erstellung einer synoptischen Auswertung vergleichbarer Aktivitäten anderer bi- und multilateraler Geberorganisationen (u.a. EU, Weltbank, Regionalbanken);

• Diskussion der Wirkungen der bisherigen deutschen EZ-Aktivitäten zu RE und EE in der Region im Hinblick auf die Ziele der deutschen und internationalen EZ (insb. Sektor- und Länderkonzepte, Millenium-Entwicklungsziele, Klimarahmen-konvention);

• Ableitung von Vorschlägen für künftige Schwerpunkte der deutschen EZ im Hin-blick auf RE und EE in der MENA-Region.

Der vorliegende Endbericht fasst die geleisteten Arbeiten zusammen und bezieht die Ergebnisse von Fachworkshops mit ein, die das BMZ am 30.11.2006 in Bonn und am 4.5.2007 in Berlin durchführte.

Die Studie konzentriert sich auf die deutschen EZ-Partner Ägypten, Algerien, Jemen, Jordanien, Libanon, Marokko, Syrien und Tunesien.

Die Partner Irak und Mauretanien wurden aufgrund fehlender EZ-Projekte zu RE aus der vertieften Analyse ausgeschlossen.

Die Darstellung orientiert sich an den zentralen Fragen, die mit dem BMZ in der Auf-gabenbeschreibung für die Studie abgestimmt wurden.


2 Situationsanalyse für RE in der MENA-Region

2.1 Überblick zur MENA-Region Die MENA-Region besteht aus den nordafrikanischen Mittelmeer-Anrainer-Staaten und den Ländern im Nahen Osten. Das folgende Bild zeigt die der Region zugehöri-gen Staaten.

Bild 1 Die MENA-Region

MENA : Middle E ast and North Africa

In Studie einbezogen: Ä gypten, Algerien, Jemen, Jordanien, Libanon, Marokko, Syrien, Tunesiennicht einbezogen: Bahrain, Irak, Iran, Israel, Katar, Kuwait, Libyen, Oman, Palästin. Gebiete, Saudi Arabien, VAE

Quellen: bfai, Weltbank; Daten für 2005

MashreqMaghreb

Bev ö lkerung ca. 350 Mio.

BIP ca. 1,5 Billionen US$

Quelle: eigene Darstellung basierend auf dena (2007)

Die Studie umfasst insbesondere diejenigen MENA-Länder, mit denen die deutsche EZ in den letzten 10 Jahren im RE-Bereich zusammengearbeitet hat.

In einem ersten Schritt der Schwerpunktanalyse wurde ein kurzer Überblick zur energiewirtschaftlichen Situation in der Region erstellt.

Die folgenden „Ländersteckbriefe“ geben die wichtigsten Kenndaten der Länder in der MENA-Region wieder und verdeutlichen die Heterogenität der Region.


Tabelle 1 Grundindikatoren für die Länder der MENA-Region

Ländersteckbriefe

Einh

eite

n

Ägy

pten

Alg

erie

n

Jem

en

Jord

anie

n

Liba

non

Mar

okko

Syrie

n

Tune

sien

Geographische Indikatoren

Einwohner (2007) Mio. 80,3 33,3 22,2 6,0 3,9 33,8 19,3 10,3

Städt. Bevölkerung % 43 63 27 82 87 59 51 65

Fläche 10³ km² 1.001 2.382 537 89,3 10,4 447 185 164

Anbaufläche % 3,3 16,8 33,6 13,5 34 68,7 k.A. 61,5

Soziale Indikatoren

Politische Stabilität xxx xx xxx xxx x xxxx x xxxx

Entwickungsstand nach UNDP (2007)

Platz 112 104 153 86 88 126 108 91

Armutsanteil % 16,7 22,6 41,8 14,2 k.A. 19,0 k.A. 7,6

Alphabetisierungsgrad % 71,4 69,9 32,7 89,9 80,3 52,3 80,8 74,3

Ökonomische Indikatoren

BIP, kaufkraftbereinigt (2005)

US$/cap 4.337 7.062 930 5.530 5.584 4.555 3.808 8.371

Exporte (2005) % BIP 30 48 46 52 19 36 37 48

Importe (2005) % BIP 33 23 38 93 44 43 40 51

Auslandsschulden (2005)

% BIP 2,8 5,8 1,4 4,8 16,1 5,3 0,8

Entwicklungshilfe (2005) Mio. US$ 926 371 336 622 243 652 78

CO2-Emissionen t CO2/cap 1,9 2,8 0,5 3,3 4,5 1,3 k.A. 2,2

Quelle: UNDP Human Development Report 2007/2008; CIA World Factbook; Wikipedia; eigene Zu-sammenstellung

Sowohl in Nordafrika wie auch im Nahen Osten lassen sich auf der kulturellen wie auch auf der politisch-wirtschaftlichen Ebene keine gemeinsamen Strukturen her-ausarbeiten.

Die Enzwicklung einer einzigen Strategie erscheint daher wenig sinnvoll.

Aus diesem Grund muss die Frage von EZ und RE in der Region im Rahmen eines „bottom up“-Ansatzes entlang technisch-wirtschaftlicher Fragen entwickelt werden.


2.2 Energiewirtschaftliche Kenndaten der Region Bezogen auf die Energiebereitstellung gibt die nachfolgende Tabelle einen Überblick.

Tabelle 2 Kenndaten zur Energiesituation in den Ländern der MENA-Region

Ei

nhei

ten

Ägy

pten

Alg

erie

n

Jem

en

Jord

anie

n

Liba

non

Mar

okko

Syrie

n

Tune

sien

Übersicht Energie

Primärenergie kg OE/cap 689 960 272 1.091 1.489 358 1.170 794

Netto–Ex/Importeur Ex Ex Ex Imp Imp Imp Imp Imp

Energieintensität (2004)2

US$/kgOE 4,9 6,0 2,8 3,6 3,5 10,3 3,4 8,2

Stromproduktion (2005)

TWh 101 31 4 9 9,6 19 34,9 13

Stromverbrauch (2004)

kWh/cap 973 889 208 1.738 2.691 652 1.784 1.313

Strom Netto-Ex/Importeur (2005)

Ex Imp 0 Imp Imp Imp 0 0

Anteil RE am Strom % 12,5 0,8 0 0,6 11,2 8,5 9,9 1,2

el. RE-Leistung o. Wasserkraft

% 1,0 0,2 0,02 0,2 0 1,1 0 0,7

Dieselpreis 2006 US$/l 0,12 0,19 0,28 0,45 0,62 0,87 0,13 0,57

Erdölproduktion Mio. tOE 34 87 21 0 0 0 k.A. 4

Erdölex/importeur

(2005)

Ex/Imp Ex Ex Ex Imp Imp Imp Ex Ex

Erdgasproduktion

(2005 bzw. 2006)

Mrd. m³ 40,8 84,4 0 0 0 0 8,5 2,4

Erdgasex/importeur

(2005)

Ex/Imp Ex Ex 0 Imp 0 0 0 Imp

Quelle: UNDP Human Development Report 2007/2008, CIA World Factbook, GTZ International Fuel Prices 2007; eigene Zusammenstellung

2 BIP kaufkraftbereinigt pro Primärenergieeinheit


Für die Energiebereitstellung gilt somit, dass sowohl innerhalb des Teilraums Nordaf-rika und des Nahen Ostens eine hohe Heterogenität besteht.

Gemeinsam ist der betrachteten Region in energiewirtschaftlicher Hinsicht die Bil-dung eines elektrischen Verbundsystems und einer integrierten Erdgas-Infrastruktur sowie deren stärkere Verflechtung mit der EU sowie in eingeschränktem Maße mit Zentralasien (vgl. folgende Abbildungen). Diese Entwicklung ist jedoch – bislang – für die Rolle der RE praktisch bedeutungslos, da deren sehr geringe Erzeugungsanteile komplett vom nationalen Bedarf absorbiert werden und Exporte überwiegend Erdgas und fossil erzeugten Strom betreffen.

Bild 2 Erdgasinfrastruktur in der MENA-Region

Quelle: OME


Bild 3 Strom-Verbundnetz in der MENA-Region

Quelle: OME (2007)

In strategischer Hinsicht ist die energiewirtschaftliche Kooperation innerhalb der Region und insbesondere mit der EU jedoch von entscheidender Bedeutung für die Entwicklung von RE. Der energiewirtschaftliche Ordnungsrahmen der Länder ist bis-lang kaum an die Systeme der EU angepasst. Die staatliche Regulierung des Ener-giesektors und die Rolle der Privatwirtschaft in diesem Bereich sind in der Region sehr unterschiedlich ausgeprägt.

Im Hinblick auf RE zeigen derzeit Ägypten, Jordanien, Marokko und Tunesien nen-nenswertes Engagement im Sinne von Zielen, staatlichen Regelungen für den Marktzutritt und bei Forschung und Entwicklung. Der Wille, sich mit RE und EE zu befassen, hat jedoch in allen Ländern in den letzten Jahren deutlich zugenommen. Grund hierfür sind gestiegene Öl- und Gaspreise, entsprechend ausgerichtete Ge-berprogramme sowie die Option, über den Clean Development Mechanism des Kyo-to-Protokolls Emissionszertifikate zu verkaufen3.

2.3 RE-bezogene Aktivitäten in der MENA-Region Einen Überblick zu früheren und gegenwärtigen RE-bezogenen Aktivitäten bi- und multilateraler Geberinstitutionen in den MENA-Ländern gibt die folgende Tabelle.

3 Dazu kommen noch die schwindenden bzw. nicht vorhandenen fossilen Energieressourcen in einigen Län-

dern sowie der stark wachsende Energiebedarf aufgrund von Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum.


Tabelle 3 RE-Aktivitäten von Geber-Institutionen in den Ländern der MENA-Region

Ägy

pten

Alg

erie

n

Jem

en

Jord

anie

n

Liba

non

Mar

okko

Palä

stin

. Ge-

biet

e

Syrie

n

Tune

sien

Aktivitäten im Bereich RE xxx xx xx xx x xxx x x xxx

GEF/WB x x x x x x - - x

GEF/UNDP x x x x x - - x x

UNEP - x x x - - x - x

OME x x - - - x - - x

ESCWA - x x x x - x - -

MEDREC x x - - - x - - x

MEDENER x x - x - x x - x

USA x x - x - - - - -

Japan x x - - - - - x -

EU x x - x x x x x x

DK - x - x - - - x -

ES x x - - - x - x x

FR x x - - x - - - x

IT - x - - - - - - -

DE x x x x - x - x x

Quelle: eigene Zusammenstellung

Die Tabelle verdeutlicht, dass alle hier betrachteten MENA-Länder RE-Kooperationen mit der EU bzw. Deutschland unterhalten und die multilateralen Ge-ber sowie die südeuropäischen Staaten in der Region relativ aktiv sind4.

In technologischer Hinsicht dominieren von Anzahl und elektrischer Leistung her Pro-jekte zu Wind, Wasserkraft und Photovoltaik-Systemen, während geo- und solar-thermische Projekte in den letzten Jahren an Bedeutung gewannen.

Bioenergie, solare Warmwasserbereitstellung und Kühlung sowie regenerative Meerwasserentsalzung sind dagegen bislang kaum Gegenstand von EZ-Vorhaben in der Region.

4 Detailliertere Auswertungen hierzu finden sich länderbezogen im Kapitel 3 und geberbezogen im Kapitel 0.


3 Darstellung und Analyse des Energiesektors in den MENA-Ländern

Wie im vorherigen Kapitel erläutert, ist eine übergreifende Analyse der regionalen RE-Bedingungen und entsprechender EZ-Erfahrungen wenig aussagekräftig: die fol-gende detailliertere Darstellung auf Länderebene scheint daher sinnvoller.

3.1 Ägypten 3.1.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Die Energiegewinnung ist nach wie vor eine Schlüsselkomponente der ägyptischen Wirtschaft: Erdöl- sowie Erdgasförderung und Elektrizitätssektor machen etwa 20% des BIP aus. Die Ölausfuhren erbringen gegenwärtig noch 40% der Ausfuhrerlöse, nehmen allerdings kontinuierlich ab5. Nach Energiegehalt wurde im Wirtschaftsjahr 2005/06 erstmals mehr Erdgas als Erdöl gefördert. Beide Energieträger zusammen deckten 94% des gesamten Primärenergiebedarfs. Aktuelle Untersuchungen kom-men zu dem Ergebnis, dass Ägypten aufgrund seiner begrenzten Ressourcen etwa ab 2015 zum Nettoimporteur von Erdöl werden wird.

Anders gestaltet es sich mit den Erlösen aus der Erdgasgewinnung inklusive (Flüs-sig-)Gasausfuhren in die EU), die dank umfangreicher Vorkommen und dem Aufbau entsprechender Einrichtungen zur Exportverladung bzw. zum Pipeline-Transport seit wenigen Jahren möglich sind und kontinuierlich zunehmen.6

Ägypten entwickelt sich ferner zum Transitland für die Energielieferungen aus dem Arabischen Golf zur Sumed7-Ölpipeline. Längerfristig könnte der weitere Ausbau der arabischen Erdgaspipeline (Arab Gas Pipeline), die derzeit bereits Jordanien mit ä-gyptischem Gas versorgt8, eine Rolle dabei spielen, die Sicherheit der Lieferungen in die Region und die EU zu erhöhen. Bisher wurden für den Erdgassektor jedoch we-der langfristige Strategien noch auf der Marktsituation beruhende rechtliche oder ordnungspolitische Rahmenbedingungen geschaffen.

Weder die Öl- noch die Gaspreise auf dem heimischen Markt spiegeln die aktuelle Kostensituation wider. Insgesamt werden die direkten Subventionen für 2005/2006 auf 7,5 Mrd. US$ beziffert. Sie machten damit 6,4% des BIP bzw. 19,5% aller staatli-chen Ausgaben aus. Da Ägypten aufgrund unzureichender eigener Verarbeitungska-pazitäten bereits jetzt Nettoimporteur von Benzin, Diesel und LPG ist, dürften diese

5 Die Nettoexporte von Erdöl erreichten ihren Höhepunkt 1995 mit 560.000 Barrel pro Tag (bbl/d) und fielen bis

2004 auf täglich 110.000 bbl/d.

6 Derzeit ist Ägypten bereits für die EU der sechst wichtigste Lieferant von Erdgas. Das Land wurde in 2006 auch zum weltweit sechst wichtigsten Exporteur von LNG. Die Ausfuhr von verflüssigtem Erdgas (LNG) in die EU begann in 2005. Die Weltbank schätzt die Reichweite der Erdgasreserven Ägyptens auf etwa 80 Jahre.

7 Suez-Mediterranean

8 Partner bei der Arab Natural Gas Pipeline sind außer Ägypten Jordanien, Syrien und Libanon.


Subventionen angesichts aktueller Preisentwicklungen weiter steigen. Alleine die Subventionen für LPG, das zur Hälfte importiert werden muss, beliefen sich in 2006 auf 1,7 Mrd. US$. Um diese Subventionen und die Importe zu reduzieren, sollen bis 2012 insgesamt 6 Mio. Haushalte vor allem in Kairo und im Nildelta eine direkte Erd-gasversorgung erhalten.

Stromsektor

Der Strombedarf wächst stark mit Zuwachsraten von 6,5 bis 7,5% pro Jahr, was den Zubau von jährlich etwa 1.500-2.000 MW Erzeugungskapazität erfordert. Obwohl die Nachfrage bislang zu jedem Zeitpunkt befriedigt werden konnte, ist die Reserveka-pazität (Spanne zwischen Spitzenlast und gesicherter Leistung) auf ein Minimum zu-sammengeschmolzen, so dass weitere Kraftwerkskapazitäten dringend benötigt werden. Im Sommer 2007 kam es erstmals zu Engpässen in der Elektrizitätsbereit-stellung. In den letzten Jahren hat eine starke Verdrängung von Öl durch einheimi-sches Erdgas bei der Stromerzeugung stattgefunden, so dass in 2006 bereits etwa 80% der Gesamterzeugung auf Erdgas beruhte.

Im September 2006 hat Ägypten angekündigt, dass es beabsichtige, sein Programm für die zivile Nutzung von Atomenergie nach einer zwanzigjährigen Unterbrechung wieder anlaufen zu lassen.

Der Elektrifizierungsgrad liegt bei annähernd 100%, allerdings werden aufgrund des hohen Anteils ländlicher Bevölkerung (mehr als 50%) noch etwa eine halbe Million Menschen nicht über das zentrale Netz versorgt. Die Stromtarife der Endkunden ge-hören mit durchschnittlich etwa 2,5 €-ct/kWh zu den niedrigsten weltweit. Diese vom Staat festgelegten Preise sind nur deshalb möglich, weil die Einkaufspreise für Erdöl und Erdgas für den Stromsektor niedrig gehalten werden und nicht das Weltmarkt-preisniveauwiderspiegeln. Trotz mehrfacher Preiserhöhungen in den letzten Jahren9 liegt der Kostendeckungsgrad unter Berücksichtigung realistischer Marktpreise weit unter dem für erforderlich gehaltenen Niveau. In der Konsequenz wird darauf verwie-sen, dass die niedrigen Tarife zur Energieverschwendung verleiten und das Verbrauchswachstum zusätzlich anheizen.

Seit 1998 ist das Stromnetz mit den Nachbarstaaten Libyen und Jordanien verbun-den, seit 2000 gehört auch Syrien zu diesem Verbund.10 Die Stromexporte sind al-lerdings bescheiden und seit 2003 sogar rückgängig, da Jordanien seitdem ägypti-sches Erdgas vor allem zur Versorgung seiner Kraftwerke bezieht. In 2002 wurde Ägypten als Standort für ein internationales Koordinations- und Kontrollzentrum aus-gewählt, das die Verteilung in einem geplanten integrierten mediterranen Stromver-bundnetz steuern soll.

9 Der ursprüngliche Fahrplan für Tariferhöhungen wurde Ende 2006 nach oben revidiert und sieht nunmehr

jährliche Steigerungen von mindestens 7,5% vor. Hintergrund ist die schrittweise Abschaffung der Gassub-ventionen und die damit verknüpfte jährliche Erhöhung der Gaspreise um 9% für den Elektrizitätssektor. En-de 2006 wurde der entsprechende Gaspreis sogar um 11% erhöht.

10 Auch eine Verbindung zwischen Syrien und der Türkei besteht bereits.


3.1.2 Aktuelle Entwicklungen in der Sektorpolitik

Die EU kooperiert mit Ägypten seit Jahren innerhalb des Barcelona-Prozesses und in Zukunft auch im Rahmen der europäischen Nachbarschaftspolitik. Im Energiesektor zielen die Aktivitäten der EU-MENA Policy Group vor allem auf eine „Harmonisie-rung“ der europäischen Energiepolitik und mit den Ländern der MENA-Region. Ei-nerseits spielt für die EU die Sicherung der eigenen Öl- und Gasversorgung eine große Rolle, andererseits drängt sie auf Reformen im Energiesektor der Länder, ins-besondere hinsichtlich einer Liberalisierung des Stromsektors, der Einführung eines marktkonformen Tarifsystems sowie die Förderung von erneuerbaren Energien und die Verbesserung der Energieeffizienz. Im Gegenzug werden erhebliche Mittel be-reitgestellt. Vor diesem Hintergrund müssen die verschiedenen Aktivitäten in Ägypten (wie auch in anderen Ländern) betrachtet werden.

Die Elektrizitätstarife sind mit etwa 2,5 €ct/kWh sehr niedrig und liegen unterhalb ei-nes gesamtwirtschaftlich sinnvollen Tarifniveaus. Es sind jährliche Steigerungen von mindestens 7,5% geplant (erste Stufe in 2006 realisiert), die u.a. auf den Abbau der speziell für den Stromsektor bestehenden Gaspreissubventionen zurückgehen.

Trotz Reformierung und Öffnung des Stromsektors ist das Engagement privater Ak-teure vor allem im Erzeugungsbereich bislang begrenzt geblieben. Nach wie vor do-minieren auf allen Ebenen staatliche Gesellschaften.

Eine konsequente Entflechtung des Stromsektors und die eigentlich geplante Privati-sierung sind bislang nicht erfolgt. Dies ist - nach Ansicht der KfW – u.a. aufgrund der schlechten finanziellen Situation der staatlichen Sektorgesellschaften – kurzfristig auch nicht zu erwarten. Die Entflechtung ist jedoch Bestandteil des neuen Electricity Acts, der in 2007/08 Gesetzeskraft erlangen soll (s. unten). Die bereits eingerichtete Regulierungsbehörde verfügt über keine eigenständigen Entscheidungsbefugnisse. Die Umsetzung eines Vorschlages zur freien Wahl der Stromversorger für Groß-verbraucher steht noch aus.

Nach Inbetriebnahme einiger privatwirtschaftlicher BOOT-Projekte wurden die Rah-menbedingungen durch eine entsprechende Gesetzgebung dahingehend ver-schlechtert, dass devisenfinanzierte BOOT-Projekte direkt Deviseneinnahmen gene-rieren müssen. Die Durchführung weiterer derartiger Projekte ist damit ausgeschlos-sen.

Nach Informationen der KfW von Mitte Mai 2007 wird gegenwärtig der Entwurf eines neuen Elektrizitätsgesetzes von der Regulierungsbehörde gemeinsam mit dem E-nergieministerium und den zuständigen staatlichen Stellen ausgearbeitet.

Der Entwurf wird anschließend dem Kabinett vorgelegt und soll Ende 2007 bzw. An-fang 2008 beiden Kammern des Parlaments vorgelegt werden.

Neben einer teilweisen Liberalisierung des Elektrizitätssektors regelt das neue Ge-setz die zukünftige Subventionspolitik und den Bereich der erneuerbaren Energien. Ebenfalls sind im Gesetz Bestimmungen vorgesehen, die die Einbeziehung des Pri-vatsektors für einzelfallbezogene Ausschreibungen im RE-Bereich anhand von BOOT-Modellen mit für den Investor kostendeckenden Einspeisevergütungen er-


möglichen sollen.11 Seit März 2007 werden die Exporte so genannter energieintensi-ver Betriebe in den Bereichen Aluminium, Stahl, Düngemittel und Zement mir einer Sondersteuer belastet. Damit sollen die unter Marktpreisen liegenden Stromtarife kompensiert werden. Zudem hat die Regierung im August 2007 Pläne verkündet, die Subventionen für Strom und Gas für energieintensive Betriebe innerhalb von drei Jahren abzubauen. Erste Preiserhöhungen traten zum 1.10.07 in Kraft.

Mehrkosten gegenüber der herkömmlichen Stromerzeugung sollen aus dem Staats-haushalt ausgeglichen werden. Regelungen zu Zoll- und Steuerbefreiungen für Im-porte im Zusammenhang mit RE-Vorhaben sowie ein vorgeschriebener Mindestanteil lokaler Fertigung sind voraussichtlich ebenfalls Bestandteil des Gesetzentwurfes.

Die EU konzentriert sich neben einer Unterstützung bei der Ausarbeitung sektorbe-zogener Strategien und der Vorbereitung von Rechtsvorschriften sowie der Schaf-fung von Regelungsbehörden (auch für die anderen Energiesektoren) insbesondere auf die Förderung von Energieeffizienz und erneuerbaren Energiequellen.12

Auch die EIB wird ihre Beiträge für den Zeitraum über 2007 hinaus unter anderem auf den Schlüsselsektor Energie konzentrieren. Nach Aussagen der EU-Kommission könnten zinsbegünstigte Darlehen in Übereinstimmung mit den Prioritäten Ägyptens – und vorbehaltlich einer Einigung mit der EIB und anderen Finanzinstitutionen – un-ter anderem für die Entwicklung erneuerbarer Energien verwendet werden.

3.1.3 Gegenwärtige Nutzung und Potenziale erneuerbarer Energien

Politische Zielsetzungen

Ägypten hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2010 3% seines Primärenergiebedarfs (nach anderer Quelle: 3% des Strombedarfs – ohne große Wasserkraft) aus erneuerbaren Energiequellen zu decken.13

Es ist zudem erklärte Politik der ägyptischen Regierung, 20% des Primärenergiebe-darfs bis 2020 auf Basis von RE zu befriedigen.14

11 Allerdings geht NREA derzeit von unrealistisch niedrigen Erzeugungskosten (etwa 3 €-ct/kWh) aus.

12 Siehe hierzu insbesondere den Aktionsplan EU-Ägypten von 2007

13 Bei Einhaltung der derzeitigen Ausbaupläne für Windenergie dürfte das 3% -Ziel für 2010 im Stromsektor in etwa erreicht werden.

14 So vom Energieminister Ägyptens auf der Berliner EU-Nachbarschaftspolitik-Konferenz zu Erneuerbaren Energien und Energieeffizienz im April 2007 bekräftigt. Das dem Premierminister unterstehende interministe-rielle Supreme Council for Energy hat in seiner Sitzung vom 10.4.2007 dieses Vorgehen bestätigt und die zuständigen Fachministerien (Energie- und Industrieministerium) aufgefordert, eine detaillierte Strategie zur Erreichung der Ausbaupläne zu erarbeiten. In den 20% ist auch die große Wasserkraft enthalten. In anderen – auch öffentlichen Papieren – weichen die Angaben zu den RE-Zielen teilweise stark voneinander ab. So spricht beispielsweise die Weltbank von 20% installierter Stromerzeugungskapazität in Form erneuerbarer Energie, während der stellvertretende Vorsitzende von NREA dieses Ziel – ebenfalls mit Berufung auf den Supreme Council for Energy – alleine auf den Anteil von Windenergie am gesamten Strombedarf bezieht.


Trotz Engagements im Bereich der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien läuft Ägypten allerdings Gefahr, dass der RE-Anteil (inkl. großer Wasserkraft) am Ge-samtstromaufkommen in den nächsten Jahren tendenziell abnimmt.

Insgesamt lag die installierte Leistung aller Windkraftanlagen Ende 2006 erst bei et-was mehr als 1% der gesamten Stromerzeugungskapazität. Die Windstromerzeu-gung trug in 2005 nur 0,5% zum gesamten produzierten Strom bei. Es besteht somit ohne immense zusätzliche Anstrengungen ein Risiko, dass Ägypten seine Ziele für 2020 deutlich verfehlen wird.15

Generell negativ für die Nutzung erneuerbarer Energien im Stromsektor wirken sich die immer noch hohen Subventionen aus, mit denen die Stromtarife künstlich niedrig gehalten werden.

Nach Aussage von NREA ist der vom Energie- und vom Ölminister vorgesehene Sonderfonds zur Förderung erneuerbarer Energie, in den ein Teil der durch regene-rative Energievorhaben eingesparten Ölausgaben eingezahlt werden soll, inzwischen eingerichtet und verbucht Einnahmen. Über die weitere Mittelverwendung liegen kei-ne Informationen vor.

Wasserkraft

Die Wasserkrafterzeugung erfolgt fast ausschließlich in den Großkraftwerken des Assuan-Damms am Nil, Kleinanlagen spielen keine signifikante Rolle. Da die Was-serkraftressourcen des Landes weitgehend erschlossen sind, wird ihre relative Be-deutung in Zukunft abnehmen. Insgesamt ist der Anteil von Strom aus Wasserkraft-anlagen an der Gesamterzeugung von Elektrizität von etwa 70% in 1970 auf 11,3% im Wirtschaftsjahr 2006/2007 gesunken. Bis 2029/30 dürfte der Anteil weiter auf 3,5% zurückgehen. Ein kleineres Wasserkraftwerk mit 64 MW (Nagga Hammadi) ist gegenwärtig nahezu fertig gestellt und wird voraussichtlich im ersten Halbjahr 2008 den Betrieb aufnehmen. Darüber hinaus ist bis 2029/30 derzeit nur eine weitere Leis-tung von insgesamt gut 68 MW in Form kleiner und kleinster Wasserkraftanlagen geplant. Von Interesse könnte in Zukunft der Bau von Pumpspeicherkraftwerken werden.

Windkraft

Das Land besitzt dank technischer und finanzieller Hilfe die größte installierte Wind-kraftleistung in der Region, die auch in den kommenden Jahren weiter ausgebaut werden soll auf insgesamt 850 MW bis 2010 (gegenüber 225 MW Ende 2006).

Bis 2020 ist ein Zubau an Windkraftanlagen von 2,6 GW geplant.16

15 Das Supreme Council for Energy geht von einem notwendigen Zubau im RE-Bereich von rd. 13.500 MW

aus, um die Ziele für 2020 zu erreichen, was angesichts der bisher installierten und geplanten Kapazitäten wenig wahrscheinlich ist.

16 Nach den oben wiedergegebenen neuen Zielsetzungen würde dieses Ausbauszenario noch weit übertroffen. In einem Vortrag vom März 2007 geht der stellvertretende Direktor von NREA von einem Ausbau der Wind-kraft auf 12.650 MW bis 2020/2021 aus.


Die KfW hält angesichts der gegenwärtigen Rahmenbedingungen des Sektors und des durch die NREA bestimmten Geschäftsmodells die Umsetzbarkeit dieser ehrgei-zigen Pläne für nicht realistisch. Nach jüngeren Angaben ist beabsichtigt, ab 2010 jährlich bis zu 600 MW Windleistung im BOOT-Verfahren zuzubauen und demjeni-gen Anbieter nach Ausschreibung den Zuschlag zu erteilen, der über einen Zeitraum von 20 Jahren den niedrigsten Einspeisetarif verlangt.17

Die bisher errichteten Windparks werden von der Agentur für neue und erneuerbare Energien NREA betrieben, obwohl diese forschungsorientierte Institution unter staat-licher Ägide eigentlich für derartige kommerzielle Aktivitäten nicht vorbereitet ist und bei Investitionsentscheidungen und Darlehensgarantien der staatlichen Rückende-ckung bedarf. Die KfW vermutet, dass die summierten Windstromeinnahmen aus der Liefervergütung18, aus dem Brennstoffspar-Fonds des Ölministeriums und aus Zerti-fikatsverkäufen im Rahmen des Clean Development Mechanism (CDM) die vollen Kosten der Stromerzeugung (inkl. Kapitaldienst) nicht decken, so dass zusätzliche Mittel aus dem staatlichen Budget in den Windparkbetrieb fließen müssen.

Der weitere Ausbau von Windkraft zur Stromerzeugung ist aufgrund relativ niedriger Erzeugungskosten (regional hohe Windgeschwindigkeiten) attraktiv19 und erlaubt die Einsparung von Erdgas, das zu besseren Konditionen exportiert werden kann. Der gegenwärtige Ausbau der Windparks bis 2010 erfolgt mit deutscher, dänischer und japanischer finanzieller Hilfe sowie durch Verkauf von CDM-Emissionszertifikaten. Ein privatwirtschaftliches Engagement in diesem Bereich wurde von der Regierung bislang nicht angestrebt, ist jedoch nach der Novellierung des Energiegesetzes vor-gesehen.

Solarthermische Kraftwerke zur Stromerzeugung

Ebenfalls mit internationaler Finanzierung ist der Bau eines solarthermischen Hybrid-kraftwerks (Solarteil mit 20 MW, Erdgasteil mit 160 MW) vorgesehen; die Inbetrieb-nahme ist für Mitte 2009 geplant20. Nach NREA könnte der kommende Verbrauchs-zuwachs im Stromsektor vornehmlich durch solarthermische Erzeugung abgedeckt werden. Bis 2020 ist der Aufbau von Hybrid-Solarkraftwerken mit einer Leistung von insgesamt 750 MW geplant, davon könnten 150 MW auf den Solarteil entfallen. Für die Fertigung ist die Einbindung nationaler Industrien vorgesehen. Die Bedingungen

17 Nach Informationen der KfW vom 17.5.2007, die eine derartige Größenordnung für wenig realistisch hält.

18 Sie lagen nach dem in 2002 ausgehandelten Lieferabkommen bei 1,4 €-ct/kWh. Allerdings sollten die Ein-speisetarife für alle Windparks nach Angaben der KfW von 2006 um 20% angehoben werden und fortlaufen-de Preisanpassungen vorsehen.

19 Auf Preisbasis 2003 werden die dynamischen Gestehungskosten von der KfW mit 2,7 €-ct/kWh angegeben. Durch die höheren Stahlkosten liegen die Gestehungskosten aktueller Projekte höher. Auch dürften private Betreiber höhere Finanzierungskosten zu tragen haben und ihre Gewinnerwartungen anders kalkulieren.

20 Das Kraftwerk soll bei Kureimat, etwa 95 km südlich von Kairo, entstehen. Für das insgesamt 327,6 Mio. US$ teuere Vorhaben hat die Weltbank am 10.12.2007 Mittel aus dem GEF in Höhe von 49,8 Mio. US$ als Zu-schuss bewilligt. Ko-finanziert wird das Vorhaben von der Japanese Interational Cooperation Agency (JICA) und NREA (bzw. der ägyptischen Regierung).


für die solarthermische Stromerzeugung in Ägypten sind günstig, da sich zum einen große unbewohnte Wüstengegenden zur Ansiedlung anbieten und zum anderen ein ausgedehntes Gasnetz für den konventionellen Erzeugungsteil zur Verfügung steht.

Potenziale für die künftige Nutzung

Ägypten verfügt vor allem über Ressourcen im Bereich Wind- und Solarenergie, aber es fehlen bisher die wirtschaftlichen Anreize für die Nutzung von erneuerbaren Ener-gien und die Einführung von Energieeffizienzmaßnahmen. Besondere Regelungen, mit denen privat produzierter Strom aus erneuerbaren Energien fiskalisch oder finan-ziell gefördert würde, bestehen nicht.

Die weiträumigen Wind- und Solarressourcen sind bereits gut kartographiert. Alleine für die unbewohnten Wüstengebiete westlich des Golfs von Suez werden die Aus-baupotenziale für Windenergie auf 20.000 MW geschätzt. Gleichzeitig erreichen die mittleren Windgeschwindigkeiten in dieser Region auch im globalen Maßstab Spit-zenwerte, so dass Kapazitätsfaktoren von 40 bis über 50% zu erwarten sind. Auf-grund dieser Bedingungen könnte die Windenergie in Ägypten mit einer geschätzten gesicherten Leistung von 27% der installierten Wind-Gesamtkapazität zum Strom-aufkommen beitragen (Capacity Credit).

3.1.4 Deutsche Entwicklungszusammenarbeit im RE-Bereich

Projekte der TZ im Bereich der erneuerbaren Energien wurden in den letzten Jahren nicht durchgeführt, nur das von der KfW initiierte Center of Excellence (siehe unten) wird als TZ-Vorhaben weitergeführt. Gegenwärtig wird ein Neuvorhaben vorbereitet, um die ägyptische Regierung in ihren Bemühungen um eine marktgerechte Reform des Elektrizitätssektors sowie die erforderlichen Anstrengungen im Bereich Energie-effizienz und Förderung erneuerbarer Energien zu unterstützen.

Projekte der deutschen FZ haben sich im RE-Bereich in den letzten Jahren vornehm-lich mit Windenergie und Wasserkraft beschäftigt. Mit diesen Vorhaben wird ein Bei-trag zur Umweltentlastung und zur Energieversorgungssicherheit geleistet. Außer-dem sorgt die Einsparung von Brennstoff, in erster Linie Erdgas, dafür, dass dieser Rohstoff verstärkt für Exporte bereitsteht und dadurch erhöhte Deviseneinnahmen erzielt werden.

Am Standort Zafarana wurden die Windparks I (33 MW, BMZ-Nr. 1995 65 896) und II+III (47MW, BMZ-Nr. 1998 66 385 / 1999 65 187), die im März 2001 bzw. im Juni 2004 in Betrieb gingen, mit Darlehen und Zuschüssen von der KfW finanziert. Die durchschnittliche Jahresproduktion der Anlagen beträgt 310 GWh bei einem Kapazi-tätsfaktor von 43,5%. Im ersten Betriebsjahr wurden 48% erreicht. Erwartet wird eine CO2-Vermeidung von 185.000 t CO2. Emissionszertifikate werden von der KfW an-gekauft.

Für den Windpark Zafarana I wurden FZ-Mittel von insgesamt 33,3 Mio. € bereit ge-stellt, davon 7,7 Mio. € als Zuschuss und 25,6 Mio. € als Darlehen. Für die Wind-parks Zafarana II+III beläuft sich die Förderung auf 10,2 Mio. € als Zuschuss und 30,6 Mio. € als Darlehen, also insgesamt 40,8 Mio. €. Die Gesamtkosten des Projek-tes betragen 47,1 Mio. €. Entsprechend einer Entscheidung der ägyptischen und der


deutschen Regierung wurden die Windparks Zafarana I-III liefergebunden ausge-schrieben.

Für die Errichtung des Windparks Zafarana IV (BMZ-Nr. 2003 66 674), dessen Fer-tigstellung für Anfang 2008 vorgesehen ist, stehen FZ-Verbundmittel in Höhe von 74,9 Mio. € bereit, je zur Hälfte Haushalts- und Marktmittel. Bei diesem Vorhaben soll erstmals ein privates Unternehmen den Betrieb und die Wartung für anfänglich fünf Jahre übernehmen.21 Der Windpark soll jährlich durchschnittlich 320 GWh ins Ver-bundnetz einspeisen und 180.000 t CO2-Emissionen pro Jahr vermeiden.

Vorgesehen ist außerdem eine FZ-Unterstützung für die Errichtung weiterer Wind-parks am neuen Standort Gabal el-Zayt am Roten Meer, die ab 2009 in Betrieb ge-hen sollen. Zur Vorbereitung wird eine Machbarkeitsstudie durchgeführt, die von der KfW mit Mitteln aus dem Studien- und Fachkräftefonds finanziert wird. Die Studie soll neben der Umsetzung des mit deutscher Unterstützung geplanten Windparks auch die Netzintegration bei weiterem Ausbau des Standorts untersuchen. Eine Größen-ordnung von 200 MW und Ko-Finanzierung durch EU und EIB sind im Gespräch.

Mit großem finanziellen Aufwand (geschätzte Gesamtkosten 375 Mio. €) soll von 2008 bis 2018 das bestehende und zur weiträumigen Bewässerung genutzte Nil-Stauwehr Assiut ersetzt und mit einer Wasserkraftanlage versehen werden (BMZ-Nr. 2001 65 886). Hierfür ist ein Verbunddarlehen von 164,3 Mio. € vorgesehen, das al-lerdings nur zu einem kleinen Teil in den Stromerzeugungsteil fließen wird. Die Stromproduktion aus den Turbinen mit insgesamt 32 MW wird auf 250 GWh/a bezif-fert, die CO2-Emissionsvermeidung auf 147.000 t pro Jahr. Zur Generierung von E-missionszertifikaten ist eine Anmeldung als CDM-Vorhaben vorgesehen.

Bereits im ersten Halbjahr 2008 soll die 64 MW-Wasserkraftanlage am Nil-Stauwehr Naga Hammadi in Betrieb genommen werden. Die ansonsten der Bewässerung die-nende und insgesamt knapp 300 Mio. teuere Anlage wird mit Mitteln der KfW und der EIB ko-finanziert und soll jährlich etwa 464 GWh erzeugen.

Außerdem werden im Rahmen der FZ Generatorenanlagen am Assuan-Hochdamm rehabilitiert (BMZ-Nr. 1999 65 565).

Keine deutschen Mittel flossen in die Vorbereitung für das erste Hybridkraftwerk mit solarthermischer Stromerzeugung. Allerdings waren in den Planungsprozess vorran-gig deutsche Firmen und Einrichtungen durch Verträge eingebunden.

In Vorbereitung befindet sich ein „MENA-Center for Renewable Energy and Energy Efficiency“ (MCREEE), das ein regionales Zentrum für Forschung, Entwicklung und Implementierung von Projekten für RE und zur Verbesserung der EE werden soll. Es soll die Kooperation zwischen den Ländern der MENA-Region unterstützen (Claus/Mostert 2007). Die Errichtung ist im Rahmen einer Kombifinanzierung durch GTZ, DANIDA, Ägypten und evtl. EU vorgesehen. Die Entscheidung für Ägypten als Standort ist inzwischen getroffen worden.

21 Die Zeit für die Betriebsübertragung wurde aufgrund ministerieller Verfügung begrenzt.


Auf Grundlage der bisherigen guten Zusammenarbeit im Energiesektor mit der deut-schen Seite hat sich die ägyptische Regierung entschlossen, diese Zusammenarbeit weiter zu vertiefen. Sie hat dazu ein so genanntes High Level Joint Committee for Renewable Energy, Energy Efficiency and Environmental Protection (JC) initiiert. Ein entsprechendes MoU wurde Ende Oktober 2007 zwischen der ägyptischen und der deutschen Regierung unterschrieben. Wesentliche Arbeitsfelder beziehen sich auf Erneuerbare Energien, Energieeffizienz, Umweltschutz / CDM sowie sektorale Rah-menbedingungen.

Gemeinsames Anliegen ist die Erarbeitung von Strategien und Maßnahmenpaketen, die geeignet sind, die nachhaltige und umweltschonende Energieversorgung Ägyp-tens zu sichern. Das JC wird im Januar 2008 seine Arbeit aufnehmen.

3.1.5 Weitere internationale Geberprogramme

Alle bekannten RE-Programme internationaler Geber (außer Projekten der EU) in Ägypten sind im Bereich Windenergie und Solarthermie tätig.

Mit Unterstützung der dänischen Regierung wurde auf der Basis von Standortmes-sungen zwischen 1998 und 2005 ein ausführlicher Windatlas erstellt. Mit finanzieller Hilfe ebenfalls von DANIDA wurde in 2001/2002 der erste Windpark am Standort Za-farana mit insgesamt 60 MW in Betrieb genommen. Ein weiterer Komplex mit 85 MW wurde in 2006 errichtet und von der spanischen Regierung ko-finanziert. Ein weiterer durch dänische FZ-Mittel abgesicherter 60-WM-Windpark soll bis Ende 2008 fertig estellt werden. Für beide dänische Windparks ist der Verkauf von CO2-Emissionszertifikaten vereinbart, auch für den spanischen Park befinden sich Aus-schreibungen für den Ankauf der Zertifikate auf dem Weg.

Ebenfalls für Ende 2008 wird ein Bauabschnitt in Zafarana mit einer Gesamtkapazität von 120 MW unter finanzieller Ägide Japans (Japan Bank for International Coopera-tion - JBIC) entstehen. Das Vorhaben soll zur Vermeidung von rd. 249.000 t CO2 bei-tragen und wurde bereits beim CDM-Executive Board registriert. Die Emissionszerti-fikate werden von der Japan Carbon Finance Ltd. erworben.

Mittelfristig (2010/2011) ist ein weiterer 220 MW-Windpark mit japanischer Hilfe am neuen Standort Gabal el-Zayt geplant. Hier wurde eine Machbarkeitsstudie bereits im März 2005 abgeschlossen. Ausschlaggebend für die Finanzierung durch JBIC sind unter anderem ornithologische Studien (Zugvogelverhalten) an diesem Standort, die aus deutscher FZ gefördert wurden und das Gebiet in unterschiedliche Betroffen-heitszonen einteilten.

Ein GEF-finanziertes Vorhaben zur Entwicklung der Grundlagen für ein privatwirt-schaftliches Engagement im Windbereich einschließlich der Errichtung eines 60 MW-Windparks am Standort Gabal el-Zayt wurde zwischenzeitlich fallen gelassen. Dar-über hinaus ist NREA derzeit mit Hochdruck dabei, ein neues Windfeld nördlich von Gabal el-Zayt zu identifizieren.

Die OECD ordnet Ägypten in die Gruppe der Länder mit mittlerem Einkommen ein. Aus diesem Grund werden Finanzierungen von internationalen Gebern inzwischen nur noch als zinsverbilligte Darlehen, nicht jedoch in Form von Zuschüssen gewährt.


Eine Pilot-Solaranlage zur Erzeugung industrieller Prozesswärme in dem pharma-zeutischen Unternehmen El-Nasr wurde von ADF mit 2,2 Mio. US$ finanziert. Zwei weitere Anlagen für solare Prozesswärme, die der Demonstration und dem Feldtest dienen, wurden von NREA in Kooperation und mit finanzieller Unterstützung durch USAID errichtet.

Für das Vorhaben zur solarthermischen Stromerzeugung erhielt Ägypten bei den ers-ten Schritten technische Unterstützung durch das unter dem Schirm der Internationa-len Energieagentur (IEA) laufende Vorhaben SolarPaces. 1997 wurden zwei Mach-barkeitsstudien zum Vergleich von Parabolrinnentechnologie und zentralem Solarre-ceiverturm mit finanzieller Unterstützung durch die EU und technischer Hilfe durch Spanien durchgeführt.

Im Laufe des konkreten Planungsprozesses wurden im Juni 1999 – finanziert durch einen GEF-Zuschuss aus dem PDF-Block „B“ Fonds – von NREA die Firma Lah-meyer International und das Zentrum für Solarenergie und Wasserstoffwirtschaft (ZSW) für eine Machbarkeitsstudie unter Vertrag genommen.

Durch einen weiteren GEF-Zuschuss (PDF-Block „C“) konnte NREA im Oktober die Firma Fichtner Solar und das DLR unter Vertrag nehmen, um die Ausschreibung vor-zubereiten und die Angebote auszuwerten sowie NREA bei den Vertragsverhandlun-gen zur Seite zu stehen.

Ägypten wirkt aktuell unter anderem an den EU-finanzierten Projekten SOLATERM und MED-ENEC mit und wird sich aufgrund beidseitiger Interessen auch maßgebend an Energieprojekten im 7. Forschungsrahmenprogramm der EU beteiligen.

3.1.6 Bedarf für weitere technische und finanzielle Unterstützung

Wichtig erscheint eine umfassende Unterstützung (TZ) bei der Weiterentwicklung der Reform des Stromsektors, um privaten Investoren die Möglichkeit zu eröffnen, sich im RE-Erzeugungsmarkt zu engagieren (siehe Vorhaben zur Reform des Elektrizi-tätsgesetzes). Hierfür ist allerdings Voraussetzung, dass die Energiepreise tenden-ziell an die realen Kosten herangeführt werden22 und für RE-Strom faire Marktbedin-gungen herrschen. Hilfestellung könnte bei der Neudefinition der Aufgaben und bei der personellen Entwicklung einer unabhängigen Regulierungsbehörde gegeben werden, sowie bei Ausarbeitung und Umsetzung gesetzlicher Bestimmungen und Ausführungsrichtlinien, die sich an EU-Vorgaben orientieren.

Zudem bedarf es auf Regierungsseite einer Unterstützung bei der Ausarbeitung, Festlegung und Verfolgung langfristiger Energiestrategien, insbesondere im Hinblick auf die Ziele zum Beitrag erneuerbarer Energien und die Definition entsprechender Maßnahmen zu deren Erreichung. Der Entwurf einer strategischen Partnerschaft im

22 Nach KfW müsste der Kostendeckungsgrad mittelfristig auf über 80% angehoben werden, jedoch halten die

wichtigsten internationalen Geber trotz des unzureichenden gesamtwirtschaftlichen Kostendeckungsgrades den Fahrplan für Tariferhöhungen für ausreichend, um ihre Finanzierung weiterzuführen bzw. im Falle der Weltbank wieder aufzunehmen. Die Weltbank verzichtet explizit auf Auflagen und hofft stattdessen, dass die Regierung mittelfristig Marktverzerrungen verringern wird.


Energiebereich zwischen der EU und Ägypten (Juni 2007) schlägt hierzu die Erstel-lung eines Grünbuchs zur Darstellung energiepolitischer Optionen vor sowie die Ausarbeitung eines Aktionsplans zur Umsetzung der ägyptischen Energiestrategie für den Zeitraum 2008-2015.

Ansatzpunkte im Bereich der TZ bietet auch die zweckorientierte Verwendung der Mittel aus dem Sonderfonds zur Förderung erneuerbarer Energien. Dieser Sonder-fonds soll allerdings in Zukunft vor allem die Differenz zwischen privaten Erzeuger-preisen (= notwendigen Einspeisetarifen) von BOOT-Kraftwerken und den tatsächli-chen Einspeisevergütungen der EETC abdecken und müsste hierfür erheblich auf-gestockt werden. Außerdem ist eine Verkopplung mit Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz dringend erforderlich, da ansonsten der Zuwachs an RE-Kapazitäten mit dem stark steigenden Stromabsatz nicht Schritt halten kann.

Zur Erhöhung des RE-Anteils an der Stromerzeugung und an der Deckung des Pri-märenergiebedarfs ist Ägypten auch nach 2010 zentral auf den Ausbau der Wind-energie angewiesen. Nach Einschätzung der KfW besteht jedoch aufgrund der der-zeit noch unvorteilhaften Rahmenbedingungen im ägyptischen Elektrizitätssektor und der Tatsache, dass Windenergie im Vergleich zur thermischen Alternative teurer ist, aktuell nur geringes Potenzial zur Mobilisierung privaten Kapitals für die Entwicklung der Windkraft. Erst nach Verabschiedung des neuen Elektrizitätsgesetzes und einer entsprechenden Restrukturierung des Elektrizitätssektors dürfte sich an dieser Situa-tion grundlegendes ändern und dann auch weitere FZ-Maßnahmen in diesem Be-reich erforderlich sein.

Trotz ihrer Funktion als Betreiberin der (meisten) Windparks ist NREA bislang nur begrenzt in der Lage, Wartungen und Reparaturen der Anlagen vollständig in Eigen-regie durchzuführen. Hierfür wäre zusätzliches Know-how erforderlich, um auf länge-re Sicht eine möglichst hohe Verfügbarkeit und eine lange Lebensdauer sicherzustel-len. Auch ist NREA weiterhin bei der Ausrichtung auf eine betriebswirtschaftliche Führung des Anlagenbetriebes zu beraten, um die ökonomische Nachhaltigkeit der FZ-Maßnahmen zu unterfüttern. Sofern sich die Privatwirtschaft stärker im Windbe-reich engagieren soll, wird zusätzlicher Qualifikationsbedarf für lokales Personal er-forderlich. Die KfW hat in diesem Zusammenhang gegenüber InWEnt angeregt, zu-sammen mit den Herstellerfirmen ein Ausbildungsprogramm für die Wartung von Windparks zu starten.

Die verbleibenden (relativ geringen) dezentralen Wasserkraftressourcen dürften bis 2020 bzw. bereits nach Abschluss der laufenden FZ-Maßnahmen weitestgehend ausgeschöpft sein. In diesem Bereich ist somit kein weiterer Unterstützungsbedarf gegeben.

Deutliches Ausbaupotenzial bietet der Einsatz von solarthermischen Anlagen zur Wassererwärmung und zur Klimatisierung, allerdings bleibt auch die Ausschöpfung dieses Potenzials von Preisanpassungen der konventionellen Energieträger an die reale Marktsituation abhängig. Einfache Systeme zur Brauchwassererwärmung für


einzelne Haushalte werden im Land selbst gefertigt. 23 In diesem Segment ist Ägyp-ten in der Region führend. Bedeutsam sein könnten produktionstechnische Maß-nahmen, die zu einer Verbesserung der Qualität und zur Senkung der Kosten beitra-gen. Auch die Einführung von allgemein verbindlichen Normen und Standards sowie eine entsprechende Zertifizierung von Komponenten und Gesamtsystemen steht noch aus bzw. ist bislang nicht ausreichend entwickelt und umgesetzt.

Bedeutsam könnte auch die Nutzung von agrarischen Restprodukten zur Biogas-produktion werden. Interessant ist ferner die Erschließung weiterer organischer Stoffe zur Gasproduktion, insbesondere von Methan auf Mülldeponien, dessen Nut-zung trotz vergleichsweise emissionsarmer Kraftwerksstruktur (hoher Erdgasanteil) eine hohe Anzahl von CO2-Zertifikaten generiert.

Längerfristig wird daran gedacht, RE-Strom auch in die Nachbarregionen und in die EU zu exportieren. Letzteres erfordert allerdings den Aufbau verlustarmer Übertra-gungsfernleitungen und eine Ankopplung an das türkische Stromnetz. Ein wachsen-der Markt für den Einsatz erneuerbarer Energien dürfte sich zudem bei der Entsal-zung von Meerwasser mit Hilfe von Solar- oder Windenergie entwickeln.

Ägypten hat das Kyoto-Protokoll im Januar 2005 ratifiziert und noch im gleichen Jahr eine nationale Behörde für CDM-Vorhaben aufgebaut. Eine nationale CDM-Strategie wurde bereits im Oktober 2002 beschlossen. Bislang wurden beim CDM-Executive Board nur ein Deponiegasvorhaben sowie der am Standort Zafarana von Japan fi-nanzierte 120 MW-Windpark registriert.

23 Nach NREA-Angaben gibt es im Land acht Firmen, die Systeme zur solaren Warmwasserbereitung fertigen.


3.2 Algerien 3.2.1 Merkmale des Energiesektors und Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Algerien ist für die Erdöl- und Erdgasversorgung der EU von strategischer Bedeu-tung, fast 25% der Gasimporte stammen aus Algerien. Dieser Anteil wird sich in den nächsten Jahren noch erhöhen, wenn die unter dem Mittelmeer verlaufende direkte Gaspipeline zwischen Algerien und Spanien fertig gestellt ist. Das algerische Ener-giepotenzial ist enorm und kann eine Schlüsselrolle für die Energieversorgungssi-cherheit der EU spielen. Die Entwicklung einer engen Partnerschaft zwischen der EU und Algerien im Energiesektor ist deshalb ein strategisches Anliegen. Seit dem 1.9.2005 ist ein politisches und ökonomisches Assoziierungsabkommen mit der EU in Kraft, das auch Kooperationen im Energiesektor vorsieht. Das Abkommen sieht auch die die Förderung der Erschließung erneuerbarer Energieträger und einer ratio-nellen Energienutzung vor.

Gegenwärtig werden etwa 30% der Gasproduktion im eigenen Land verbraucht, der Rest wird exportiert. Die Öl- und Gasexporte generieren etwa 55% der Einnahmen des Staatshaushaltes und machen rund 40% des BSP aus. Fast die gesamten Ex-porterlöse werden durch Erdöl- und Erdgasausfuhren erzielt. Die Gasexporte nach Europa, unter anderem in Form von Flüssiggas, sollen auch in der Zukunft weiter ausgebaut werden.24 Da die EU jedoch aus Diversifizierungsgründen die Gasimporte aus Algerien beschränkt, könnte als Alternative in der Zukunft auch Strom ausgeführt werden. Aus Sicht Algeriens erhöhen sich hierfür die Chancen, wenn dieser Strom zumindest teilweise aus Solarenergie hergestellt würde.

Auch die Erdölproduktion wird in den nächsten Jahren noch zunehmen, allerdings aufgrund begrenzter Ressourcen etwa ab 2010 stagnieren und nach 2015 langsam zurückgehen. In jüngerer Zeit hat der Energieverbrauch nach wirtschaftlicher Erho-lung stark zugenommen und auch in den kommenden Jahren wird der Primärener-giebedarf deutlich ansteigen.

Stromsektor

Aufgrund des lang anhaltenden Bürgerkriegs hat sich die Stromproduktion in der jün-geren Vergangenheit nur schleppend entwickelt. Allerdings nahm der Bedarf in den letzten Jahren bei hohem Bevölkerungswachstum um durchschnittlich etwa 4-5% pro Jahr zu. Der Stromverbrauch pro Kopf gehört jedoch zu den niedrigsten in der ge-samten MENA-Region. Die Stromerzeugung basiert fast ausschließlich auf Erdgas; Erdöl liefert nur marginale Anteile, so z.B. für die elektrische Versorgung entfernter Dörfer im Süden mit Hilfe von Dieselgeneratoren. Auch Wasserkraft ist nur unwe-sentlich an der Stromproduktion beteiligt. Die installierte Stromerzeugungskapazität soll sich bis 2020 etwa verdoppeln und der Zubau überwiegend durch gasbefeuerte

24 Algerien ist weltweit der zweitgrößte Exporteur von Flüssiggas.


Kraftwerke erbracht werden.25 Etwa ein Drittel des wachsenden Strombedarfs wird auf den Zubau von weiteren Meerwasserentsalzungsanlagen entfallen.26

Die Stromversorgung wird vom staatlichen Unternehmen Sonelgaz kontrolliert, das auch für die Verteilung von Erdgas als Monopolist zuständig ist. Aufgrund fehlender Investitionen und nicht zügig genug umgesetzter Ausbaupläne ist es in den letzten Jahren häufiger zu Stromabschaltungen gekommen. Per Gesetz von Februar 2002 wurde der Elektrizitätssektor reformiert, um zusätzliches Kapital anzuziehen und die Anforderungen des gemeinsamen Strommarktes mit der EU, wie im Rom-Vertrag von 2003 vereinbart, zu erfüllen. Die Stromerzeugung und –verteilung ist seitdem einem offenen Wettbewerb ausgesetzt, an dem sich private Unternehmen beteiligen können. Großverbraucher haben das Recht, ihren Strombezug direkt mit Produzen-ten zu verhandeln. Gleichzeitig wurde festgelegt, dass die Erzeugung von Strom auf Basis erneuerbarer Energien durch Prämien belohnt werden kann (siehe unten), die aus dem staatlichen Budget oder einem speziellen Fonds bezahlt werden sollen.

Aktuelle Entwicklungen in der Sektorpolitik

Die Strompreise in Algerien liegen deutlich unter europäischen Tarifen und sind nicht kostendeckend. Jedoch gehört es zur Regierungspolitik, die Preise schrittweise an die Kosten heranzuführen. Das Stromnetz ist mit den Netzen Tunesiens und Marok-kos verbunden und durch die Anbindung an Spanien mit dem europäischen Ver-bundnetz synchronisiert. Allerdings ist der Stromaustausch mit den Nachbarländern derzeit noch sehr begrenzt.

3.2.2 Bedeutung und Nutzung erneuerbarer Energien

Die derzeitige Nutzung erneuerbarer Energien ist vor allem aufgrund der niedrigen Preise für fossile Energieträger gering, allerdings betreibt Algerien eine aktive Politik im Bereich der Forschung und Demonstration erneuerbarer Energietechnologien. So wurde in kleinerem Maßstab Photovoltaik-Technik zur ländlichen Elektrifizierung ein-gesetzt, ein 10 MW-Windpark errichtet und eine begrenzte Anzahl solarer Warmwas-serbereiter installiert. Das o.g. Stromreformgesetz von 2002 sieht auch die Integrati-on erneuerbarer Energiequellen im Strommix auf der Basis von Ausschreibungen vor. In dieser Perspektive verfolgt Algerien ein „Projekt 2000 MW“, das folgende E-lemente beinhaltet:

- In einem ersten Schritt die Errichtung von RE-Kraftwerken zur Versorgung des nationalen Marktes im Umfang von 800 MW;

- Im Rahmen eines zweiten Schrittes den Bau von RE-Kraftwerken für den Ex-port im Umfang von 1.200 MW;

- Die Verlegung von Unterseekabeln mit einer minimalen Kapazität von 2.000 MW, um Algerien direkt mit Spanien und dem europäischen Markt zu verbin-den.

25 Nach IEA-Angaben wird für 2004-2030 ein Zubau von etwa 12 GW erwartet.

26 Bereits jetzt betreibt Algerien etliche kleinere und größere Entsalzungsanlagen, weitere befinden sich ge-genwärtig im Bau. Bis 2030 soll die Entsalzungskapazität nach IEA-Angaben auf etwa 2 Mrd. m³/a bei einem Gesamtwasserverbrauch von 7,8 Mrd. m³ ausgebaut werden.


Außerdem hat Algerien Pläne, mit einem zweiten Projekt von 500 bis 1.000 MW RE-Strom per Kabel nach Italien (Sardinien) zu transportieren.

Ein als Gesetz27 im August 2004 verabschiedetes nationales Programm zur Förde-rung von erneuerbaren Energien sieht die Einführung von RE-Quoten und die Durch-führung von Ausschreibungen vor. Später sollten auch RE-Zertifikate in Erwägung gezogen werden. Nach jüngeren Plänen soll der Anteil von Strom aus erneuerbaren Energiequellen bis 2015 5% betragen28, was einer installierten Leistung von etwa 725 MW entspräche.

Algerien verfolgt aktiv die Errichtung eines solarthermischen Hybrid-Kraftwerks mit einer Gesamtleistung von 155 MW, inklusive eines Solarfeldes mit einer Spitzenleis-tung von 25 MW.29 Zur Umsetzung dieses und weiterer Vorhaben im Bereich erneu-erbarer Energien wurde in 2002 die Gesellschaft New Energy Algeria (NEAL) ge-gründet, an der die staatlichen Energiegesellschaften Sonatrach30 und Sonelgaz so-wie das Privatunternehmen S.I.M. beteiligt sind. Das 315 Mio. €-Projekt wird nach einer Ausschreibung in 2005 gegenwärtig vom spanischen Konzern ABENER Ener-gía realisiert und von NEAL und ABENER über einen Zeitraum von 25 Jahren ge-meinsam betrieben werden.31 Für die Finanzierung stellen algerische Institutionen zinsbegünstigte Kredite bereit. NEAL beabsichtigt perspektivisch den Bau von drei weiteren solarthermischen Hybrid-Kraftwerken mit jeweils 400 MW Leistung. Seit März 2006 arbeitet die Deutsche Gesellschaft für Luft- und Raumfahrt (DLR) mit der NEAL an gemeinsamen Forschungsprojekten im Bereich der Solarenergienutzung.

In einer Verordnung vom März 2004, die dem Energiegesetz vom Februar 2002 folgt, wurden zudem Regeln für die Einspeisevergütung für RE-Strom verabschiedet. Demnach kann Solarstrom aus Hybridkraftwerken je nach solarem Anteil mit einer Prämie von bis zu 200% auf den Markttarif vergütet werden. Für reinen Solarstrom und Windenergie beträgt die Prämie 300%, für Wasserkraft 100%. Für den Fall des o.g. ersten Solar-Hybridkraftwerks wird ein solarer Ertragsanteil von 11% erwartet.

27 Gesetz No. 04-09 vom 14. August 2004

28 Je nach Quelle unterscheiden sich die Zielangaben: Nach IEA, World Energy Outlook 2005 und Welt-bank/GEF sollte das Ziel von 5% RE-Strom sogar schon 2010 erreicht sein (nach Verordnung No. 04-92 vom 25.3.2004). Nach Weltbank/GEF sollten in 2010 700 MW RE-Kapazität zur Verfügung stehen, davon 200 MW für den Export und 500 MW für die lokale Produktion (400 solarthermisch, 100 MW Wind und anderes), in 2015 bereits 1.000 MW, davon 400 MW für den Export und in 2020 1.500 MW, davon 600 MW für den Ex-port. Diese Zahlen decken sich auch in etwa mit Angaben der Deutsch-Algerischen Industrie- und Handels-kammer. Die 5% RE-Strom würden einer Menge von deutlich über 2 TWh entsprechen.

29 In diesem Kontext hat Algerien während der Bonner RE-Konferenz in 2004 eine bilaterale Absichtserklärung zur „Global Market Initiative for Concentrating Solar Power (GMI)“ unterzeichnet.

30 Staatliche Gesellschaft zuständig für Produktion, Transport und Vertrieb von Erdgas und Erdöl.

31 Ein Vertrag wurde im Januar 2007 unterzeichnet, nachdem NEAL und ABENER die gemeinsame Gesell-schaft Solar Power Plant One (SPP1) gegründet haben. ABENER ist an dieser Gesellschaft zu zwei Dritteln beteiligt. Die deutsche Gesellschaft Solar Millenium AG hatte sich aufgrund des vom Anbieter geforderten fi-nanziellen Engagements aus dem Ausschreibungsverfahren zurückgezogen.


Damit würde die Prämie 140% auf den augenblicklichen Marktpreis von 2,2 US-ct/kWh betragen (lt. Weltbank/GEF).

Ab 2007 sollte im Rahmen des nationalen Energieprogramms 2006-2010 (PNME) auch der Markt für solare Warmwasserbereitung ausgebaut werden. Dabei wurden staatliche Zuschüsse zum Erwerb der Anlagen in Höhe von 50% des Kaufpreises vorgesehen.

Algerien verfügt insbesondere über erhebliche solare Potenziale, aber auch Wasser-kraftressourcen ließen sich stärker nutzen. Das Windpotenzial zur Stromerzeugung ist aufgrund im Mittel niedriger Windgeschwindigkeiten begrenzt. Der Einsatz weite-rer erneuerbarer Energien (z.B. zur solarthermischen Warmwasserbereitung) wird wesentlich von der Entwicklung der Marktpreise bei den fossilen Energieträgern ab-hängen. Bei den derzeit von den Verbrauchern zu entrichtenden Tarifen sind erneu-erbare Energien zumeist nicht wettbewerbsfähig.


Die TZ führt derzeit kein eigenständiges Energieprojekt in Algerien durch. Allerdings gibt es kleinere Einzelmaßnahmen im Rahmen des Vorhabens „Nachhaltige Wirt-schaftsentwicklung“. Auch in der FZ gibt es gegenwärtig keine Vorhaben im Bereich erneuerbarer Energien.


Algerien ist Partner in den EU-finanzierten Projekten SOLATERM und MED-ENEC. NEAL erhält technische Unterstützung durch das Oak Ridge National Laboratory in den USA.

3.2.5 Bedarf für technische und finanzielle Unterstützung

Algerien scheint als bislang einziges MENA-Land ernsthafte Anstrengungen zu un-ternehmen, RE-Strom zum Export nach Europa zu produzieren. Selbst wenn diese Zielsetzungen im Moment einer Strategie der besseren Vermarktung von Strom aus fossilen Energien (Erdgas) folgt, so sollten die hiermit verbundenen Impulse doch nicht unterschätzt werden. In der Tat könnte gerade die Verknüpfung von billigem Erdgasstrom mit einer (noch teuren) solarthermischen Stromerzeugung letzterer auf längere Sicht zum Durchbruch verhelfen. Der weitere Ausbau solarthermischer Stro-merzeugung wird auch von der Bereitstellung zinsbegünstigter Kredite abhängen. Längerfristig könnte auch die Verbindung von solarthermischer Stromerzeugung und Meerwasserentsalzung Bedeutung erhalten.

Neben solarthermischer Stromerzeugung hat vor allem der Einsatz von solaren Warmwasserbereitern ein großes Potenzial und sollte in jeder Hinsicht unterstützt werden. Dabei geht es in erster Linie um den Aufbau einer nationalen Fertigungs-branche sowie um die Qualitätssicherung bei Produktion und Installation. Außerdem dürfte die Implementierung von Förderprogrammen Hilfestellung erfordern. Prinzipiell bedarf die Umsetzung der ehrgeizigen Ziele zum RE-Einsatz im Stromsektor einer umfassenden Unterstützung in politischer, gesetzlicher und technischer Hinsicht.


3.3 Jemen 3.3.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Jemen verfügt über begrenzte Ölvorräte. Allerdings nimmt die Produktion aufgrund erschöpfter Ölfelder seit 2001 kontinuierlich ab.32 Auch die Entdeckung einiger mar-ginaler Fundstätten wird den weiteren Rückgang der Förderung nicht aufhalten kön-nen. Bei der gegenwärtigen Produktionsrate dürften die Ölreserven in 12-14 Jahren erschöpft sein. Hohe Ölpreise in der jüngeren Vergangenheit haben die Mengenver-luste teilweise ausgleichen bzw. sogar überkompensieren können33, so dass die Ex-porteinnahmen noch nicht eingebrochen sind. Erdöl steht für nahezu drei Viertel der Steuereinnahmen und für mehr als 90% der Exporterlöse.

Etwa 80% der Ölexporteinnahmen verbleiben beim jemenitischen Staat. Bereits in naher Zukunft ist bei stabilisierten Erdölpreisen allerdings damit zu rechnen, dass der Beitrag der Erdölindustrie zu Exporteinnahmen, staatlichem Budget und wirtschaftli-cher Leistung deutlich sinken wird, so dass erhebliche Folgen für die makroökonomi-sche Situation des Landes zu erwarten sind.

Erschwerend kommt hinzu, dass der nationale Verbrauch an Erdölderivaten, die – neben Biomasse – die ausschließliche Primärenergiequelle bilden, in den vergange-nen zehn Jahren stark angestiegen ist.

Um die negative Entwicklung etwas abzufedern, gibt es deshalb intensive Bestre-bungen, den Einsatz von Erdöl als Primärenergie insbesondere bei der Stromproduk-tion zurückzudrängen und die freiwerdenden Mengen ebenfalls zu exportieren. Eine Möglichkeit hierzu besteht in der Substitution von Schweröl und Diesel durch natio-nales Erdgas.

Erdgas wird derzeit nur an einem Standort (Marib) als Koppelprodukt mit Erdöl aus-gebeutet. Dieses wurde in der Vergangenheit im Wesentlichen zur Reinjektion bei der Erdölförderung und zur Produktion von Flüssiggas (LPG) verwendet. Auch nach Auslaufen der Erdölproduktion wird das Erdgas weiterhin zur Ausbeutung zur Verfü-gung stehen. Neben diesem Erdgasfeld wird deshalb gegenwärtig der erste Block eines Gaskraftwerks errichtet, das 2008 in Betrieb genommen und bis 2010 weiter ausgebaut werden soll (insgesamt 741 MW).

Darüber hinaus ist die Errichtung mehrerer Versorgungsleitungen vorgesehen, um auch andere Kraftwerke auf Erdgas umstellen, den Gasexport aufzunehmen und letztlich Gas auch in die städtischen Regionen transportieren zu können.

32 Die tägliche Ölproduktion sank von durchschnittlich 438.500 bbl/d in 2001 auf 387.500 bbl/d in 2005 (CIA

World Factbook).

33 So beispielsweise in 2006, als die Ölproduktion um 8,8% gegenüber dem Vorjahr fiel, die Exportpreise aber gleichzeitig um 22% stiegen. Insgesamt stiegen die Öl- und Gaseinnahmen des Staates um mehr als 40% (teilweise begründet auf neuen Konzessionsverträgen), so dass zum ersten Mal seit vielen Jahren der Haus-halt einen Überschuss vorwies.


Als erster Schritt wurde in 2005 ein Vertrag zum Bau einer Pipeline zwischen Marib und der Gasverflüssigungsanlage von Bal Haf sowie einer Trasse nach Sana’a ab-geschlossen. Das verflüssigte Erdgas soll ab 2008 bzw. 2009 nach Südkorea und in die USA exportiert werden. Eine weitere Trasse soll zu einem späteren Zeitpunkt ent-lang der Küste nach Aden gebaut werden. Weitere Konzessionen zur Ausbeute be-kannter Erdgasfelder ohne assoziierte Erdölvorkommen sind bisher nicht von der Regierung vergeben worden.

Stromsektor

Jemen verfügt über eine sehr begrenzte netzgebundene Stromversorgung mit einer – für die Bevölkerungszahl – sehr geringen Leistung (774 MW in 2005). Fast alle Kraftwerksblöcke im Verbundnetz werden mit Schweröl oder Diesel betrieben. Der staatliche Stromversorger PEC betreibt außerdem noch eine Reihe von Inselnetzen, in denen fast ausschließlich Dieselgeneratoren platziert sind. Zusammen mit weite-ren Erzeugungsanlagen unabhängiger Betreiber liegt die gesamte Erzeugungsleis-tung bei nur etwa 1000 MW, die allerdings aufgrund maschineller Ausfälle ebenfalls nicht komplett zur Verfügung stehen.

Stromausfälle, Lastabwürfe und erhebliche Spannungsschwankungen sind häufig und weit verbreitet. Betriebsbedingte Verluste sind extrem hoch. Dazu kommt eine stark steigende Nachfrage nach Elektrizität, die auf der Basis der momentanen Er-zeugungskapazitäten nicht gedeckt werden kann. Die Situation dürfte sich erst durch die Inbetriebnahme der gegenwärtig in Bau befindlichen Gaskraftwerke etwas ent-spannen. Um den erwarteten Bedarf von über 1.500 MW in 2010 abdecken zu kön-nen, müsste die installierte Leistung bei einer vernünftigen Reserve im Bereich von 2.200 MW liegen. Auf der Basis der momentanen Ausbauplanungen ist dieser Wert jedoch bei weitem nicht zu erreichen. Längerfristig ist vorgesehen, alle Kraftwerke auf Erdgasbetrieb umzustellen bzw. die Altanlagen durch Neubauten zu ersetzen.

Insgesamt liegt die Elektrifizierungsrate bei nur ungefähr 40%. Nur etwa 20% der ländlichen Bevölkerung verfügen über einen Zugang zu Elektrizität, entweder durch direkten Anschluss an das nationale Stromnetz oder (zumeist) durch Versorgung aus einem Inselnetz oder eine individuelle Versorgung auf der Basis von Dieselgenerato-ren und Batterien. Dieser Zugang ist jedoch in aller Regel nicht nur in der Leistung sehr limitiert, sondern auch zeitlich auf zumeist nur wenige Stunden am Tag be-grenzt. Mehr als die Hälfte der ländlichen Stromversorgung wird nicht durch PEC be-reitgestellt, sondern durch autonome private Unternehmen, Kooperativen oder Ei-generzeugung. Im Rahmen des GEF/Weltbank-Vorhabens „Rural Electrification and Renewable Energy Development“ wird gegenwärtig eine nationale Strategie zur länd-lichen Elektrifizierung erarbeitet, die einen Aktionsplan und eine Strategie für die Ent-wicklung erneuerbarer Energien beinhaltet.

Der fast ausschließliche Einsatz von Dieselöl in zumeist nicht effizient betriebenen stromerzeugenden Anlagen führt zu erheblichen Kosten für die ländlichen Verbrau-cher, die weit über dem städtischen Niveau liegen. Diese Situation hat sich in den letzten Jahren noch weiter verschärft, weil Subventionen des Dieselpreises gekürzt wurden.


Ein neues Elektrizitätsgesetzes stellt unter anderem einen adäquaten Rahmen für die Beteiligung des Privatsektors bei Erzeugung und Verteilung her und bildet die Basis zur Schaffung neuer institutioneller Systeme zur ländlichen Elektrifizierung und Entwicklung erneuerbarer Energien. Darüber hinaus schafft es die Grundlage, um PEC zu einem späteren Zeitpunkt in eine Kapitalgesellschaft überführen und in ge-trennte Betriebseinheiten aufgliedern zu können. Als erster Schritt zur Einführung einer Regulierungsbehörde wurde im Energieministerium eine (bedingt) unabhängige Einrichtung geschaffen.


Der Jemen verfügt über ein erhebliches solares Potenzial sowie über zur Stromer-zeugung geeignete Windressourcen vor allem in Teilen des Hochlandes sowie ent-lang der Küstenregion vor allem am Roten Meer. Außerdem besteht in den fruchtba-ren Gebieten des Hochlandes ein Biomasseaufkommen, das sich teilweise energe-tisch verwerten lässt. Traditionell wird, soweit verfügbar, Holz zum Backen und Ko-chen eingesetzt, allerdings zumeist in nicht nachhaltiger Art und Weise.

Insgesamt ist der Einsatz moderner Technologien zur Nutzung erneuerbarer Ener-gien bislang sehr begrenzt und beschränkt sich im Wesentlichen auf den Einsatz kleinerer photovoltaischer Anlagen für gewerbliche Zwecke bzw. für die Elektrifizie-rung (weniger) ländlicher Anwesen, auf den Einsatz einiger kleiner Windgeneratoren und in beschränktem Maß auf eine solarthermische Warmwasserbereitung.

Insgesamt besteht von staatlicher Seite aus ein erhebliches Interesse daran, den gegenwärtigen Einsatz fossiler Energieträger mit begrenzter Reichweite durch er-neuerbare Energien abzulösen und gleichzeitig die Versorgung ländlicher Regionen mit modernen Energieformen zu verstärken. Aufgrund des hohen Anteils ländlicher Bevölkerung und der topographischen Gegebenheiten bietet sich hierbei in erster Linie die Nutzung erneuerbarer Energien an.


Im RE-Bereich befindet sich seit 2004 ein GTZ-Projekt „Verbesserte Energiedienst-leistungen im ländlichen Raum“ in Zusammenarbeit mit dem Energieministerium in der Durchführung. Dieses Vorhaben wird ergänzt durch eine Unterstützung mit CIM-Personal und wird seit Anfang 2006 (und bis voraussichtlich Ende 2007) in Koopera-tion mit einem GEF/Weltbank-Vorhaben durchgeführt (s. nachfolgend).

Das Schwergewicht der GTZ/CIM-Aktivitäten liegt dabei neben einer Stärkung von Institutionen (insbesondere des unmittelbaren Partners) in der Durchführung von Windmessungen inklusive der Erstellung eines Windatlas, der allgemeinen Verbes-serung des Zugangs zu erneuerbaren Energien sowie der Marktanalyse und pilot-mäßigen Demonstration von Photovoltaikanlagen.

Langzeitwindmessungen wurden bislang am Standort Al-Mokha an der Küste des Roten Meeres mit positivem Ergebnis durchgeführt. An diesem Standort ist nun die Errichtung eines größeren Windparks vorgesehen. Derzeit werden die Ausschrei-bungsunterlagen vorbereitet, um das Projekt durch einen privaten Investor realisieren


zu lassen. Zur Erstellung des Windatlas wurden satellitengestützte Daten hinzugezo-gen.

In Vorfelduntersuchungen zur Erkundung des technischen Potenzials für die Er-schließung geothermischer Quellen zur Stromerzeugung ist die BGR eingebunden (s. auch Kap. 4.1).


Im RE-Bereich waren in der Vergangenheit vor allem UNDP, ESCWA und CIDA mit kleineren und jeweils nur punktuellen Maßnahmen tätig. Seit 2005 gibt es ein mit US$ 1 Mio. ausgestattetes Worldbank/GEF-Vorhaben „Rural Electrification and Re-newable Energy Development“, das sich mit Strategieentwicklungen für die ländliche Elektrifizierung und den Einsatz erneuerbarer Energien, mit dem Aufbau geeigneter institutioneller und gesetzlicher Strukturen sowie mit der Erfassung von Wind- und Solarressourcen und der Demonstration in kleineren Pilotprojekten beschäftigt. Das Vorhaben wird in Kooperation mit dem zuvor genannten GTZ/CIM-Projekt durchge-führt. Geplant ist, Ende 2007 eine umfassende nationale Strategie zur ländlichen E-lektrifizierung und zum Einsatz erneuerbarer Energien vorzulegen. Innerhalb einer längerfristigen Planung wird von der Weltbank – ebenfalls in Kooperation mit GTZ/CIM – die generelle Verbesserung der ländlichen Energieversorgung ange-strebt, so neben der verbesserten Elektrifizierung auch durch einen besseren Zu-gang zu LPG. Für 2015 wird in diesem Szenario ein ländlicher Elektrifizierungsgrad von 30% (von heute 20%) angestrebt.


Der Bedarf zur Weiterführung der technischen Unterstützung ist schon im vorigen Kapitel angedeutet worden. Der Jemen gehört mit zu den ärmsten Ländern in der Welt und weist zudem ein hohes Bevölkerungswachstum auf. Gleichzeitig können elementare Bedürfnisse insbesondere im Bereich der Wasser- und Energieversor-gung kaum befriedigt werden, so dass soziale Spannungen und erhebliche Migrati-onsbewegungen auf Dauer nicht ausgeschlossen werden können. Da der Jemen selbst in begünstigten Regionen im Durchschnitt bereits jetzt deutlich mehr Wasser verbraucht als natürlich zufließt, werden bereits Überlegungen erörtert, entsalztes Meerwasser bis in die Hochlandregionen zu transportieren. Hierfür könnten erneuer-bare Energien zum Einsatz gebracht werden. Aufgrund der abnehmenden Erdölres-sourcen sind zudem dringend Unterstützungsmaßnahmen zur Substitution sowie zur effizienteren Nutzung erforderlich.

Die bislang geringe Elektrifizierungsrate vor allem im ländlichen Bereich macht tech-nische und finanzielle Hilfe insbesondere bei der Verbreitung von netzfernen Mini-netzen und individuellen Versorgungssystemen auf der Basis von erneuerbaren E-nergien erforderlich.


3.4 Jordanien 3.4.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Jordanien verfügt über keine (bekannten) nennenswerten Erdölvorkommen und ist deshalb vollständig von Importen aus der Region abhängig. Das einzige erschlosse-ne Erdgasfeld befindet sich im Nordosten des Landes und versorgt primär ein dort seit 2005 in Betrieb befindliches Kraftwerk. Zur weiteren Erkundung möglicher Erd-gas- und Erdöllagerstätten und deren Ausbeutung hat die Regierung mehrere Kon-zessionen an international operierende Gesellschaften vergeben.

Des Weiteren gibt es Bemühungen, Ölschiefer als zusätzliche energetische Res-source technisch und ökonomisch zu erschließen.

Seit 2003 liefert Ägypten Erdgas über eine Pipeline durch den Golf von Akaba. Ehe-mals ölbetriebene Kraftwerke wurden daraufhin auf Gasbetrieb umgestellt, so dass gegenwärtig etwa 70% der gesamten Stromerzeugung mit Gas erfolgt. Die Verlänge-rung der Pipeline bis zur syrischen Grenze bei Rehab wurde im Februar 2006 in Be-trieb genommen. Damit wurde auch begonnen, die größeren Industrien im Land auf Erdgas umzustellen. Dieser Prozess soll bereits Ende 2008 abgeschlossen sein. Der Beginn des Aufbaus eines Netzes zur Gasverteilung in den Städten Amman, Sarka und Akaba ist für die zweite Hälfte 2008 vorgesehen, so dass die Versorgung erster Endkunden in der zweiten Hälfte 2009 beginnen könnte. In einer weiteren Phase soll die Gasleitung über Homs/Syrien in den Libanon nach Tripoli abzweigen sowie wei-ter nach Norden in Richtung Türkei geführt werden.

Die Energieimporte machen fast 23% des BIP bzw. 42% der gesamten Exporterlöse aus (2006) und führen somit zu einer erheblichen Belastung der nationalen Wirt-schaft. In den letzten zehn Jahren stieg der Primärenergiebedarf mit durchschnittli-chen jährlichen Raten von ca. 4%. Aufgrund des wirtschaftlichen Wachstums und stark steigender Bevölkerungszahl34 wird mit einer Zunahme des Energiebedarfs um mindestens 50% innerhalb der nächsten 20 Jahre gerechnet. Das Energieministeri-um sieht für den Zeitraum 2007-2020 sogar eine jährliche Steigerung um 5% voraus, was einer Verdopplung des Energieverbrauchs in dieser Periode gleichkommt.

Stromsektor

Wesentlich schneller steigt der Bedarf an elektrischer Energie (im Mittel 7% in den letzten zehn Jahren, von 2005 auf 2006 sogar um mehr als 10%). Die Prognose für die kommenden zehn Jahre liegt bei durchschnittlich 5% Stromverbrauchzuwachs pro Jahr, das Energieministerium geht nach jüngsten Angaben aufgrund der letzten Wachstumsraten für den Zeitraum 2007-2020 sogar von einem durchschnittlichen Zuwachs von 6,2% aus. Vorgesehen ist deshalb für den Zeitraum 2005-2015 der Zu-

34 Jordanien hat mit jährlich mehr als 3% weltweit eine der höchsten Wachstumsraten bei der Bevölkerung,

dazu kommt eine hohe Zahl von Flüchtlingen aus den palästinensischen Gebieten, aus dem Libanon sowie aus Irak.


bau von mehr als 1.000 MW, die von privaten Investoren auf der Basis von BOO-Verträgen erbracht werden sollen. Jordanien ist fast vollständig elektrifiziert.

Der Stromsektor befindet sich seit den neunziger Jahren in einem Reform- und Re-strukturierungsprozess, in dessen Gefolge der staatliche Monopolist entflochten wur-de. Bemühungen zur vollständigen Privatisierung der entstandenen Gesellschaften zur Stromerzeugung und –verteilung waren bislang nicht von Erfolg gekrönt und sind politisch auch nicht unumstritten. Trotzdem wird daran festgehalten, die Privatisie-rung durch Verkauf der vom Staat gehaltenen Aktien weiterzuführen und bis Ende 2007 abzuschließen.

Auch fast alle Versuche zur Einbindung unabhängiger Stromproduzenten zur Erwei-terung des Kraftwerksparks sind bisher gescheitert. Mit dem Bau eines ersten IPP-Kraftwerks wurde im März 2007 im Osten der Hauptstadt Amman begonnen.35 Es soll 2008/2009 den Betrieb aufnehmen. Ein weiteres IPP-Projekt sollte im Juni 2007 ausgeschrieben werden und bis 2010/2011 fertig gestellt sein.

Neben den Kraftwerken der beiden staatlich dominierten Stromerzeuger gibt es eine Reihe von Industrieunternehmen, die Strom in Eigenanlagen produzieren und teil-weise Überschüsse in das Verbundnetz einspeisen. Zusätzliche Kapazität steht durch eine Kopplung mit dem ägyptischen und dem syrischen Stromnetz (seit 2004) bereit.36

In der jüngeren Vergangenheit ist Jordanien im Energiesektor von erheblichen Ver-änderungen betroffen gewesen. Auch in der nächsten Zeit ist das Land neuen Her-ausforderungen ausgesetzt:

- Der kommerzielle Erdgasimport aus Ägypten wird erhebliche Wirkung auf die Primärenergieversorgung haben.37

- Der vollständige Wegfall von Subventionen wird die Energiepreise auf interna-tionales Niveau bringen und die wirtschaftlichen Bedingungen für RE-Investitionen verbessern.

Derzeit sind die durchschnittlichen Energiepreise der Endverbraucher noch nicht vollständig auf dem Niveau der Kostendeckung, so dass staatliche Subventionen erforderlich sind. Insgesamt betrachtet sind die Preise jedoch bereits jetzt deutlich höher als in den meisten Nachbarländern.

Die jordanische Regierung hat einen Generalplan (Master Plan) für die Entwicklung des Energiesektors innerhalb eines zwanzigjährigen Zeitraums erstellt (vom Minister-rat im Dezember 2004 beschlossen). Nach Angaben der EU-Kommission (Dezember 2006) hat Jordanien bei der Umsetzung des Generalplans seit 2004 Fortschritte er-zielt. Das Land beteiligt sich an dem Gas-Kooperationszentrum EU-Mashrek in Da-

35 Amman East Power Plant

36 Aus beiden Ländern zusammen wurden in 2005 etwa 9% des Strombedarfs bezogen.

37 In 2003 wurde erstmals Erdgas zur Versorgung des Kraftwerks von Akaba importiert.


maskus, das mit finanzieller Unterstützung der EU errichtet wurde. Zudem laufen die Reformen zur Ausrichtung des Energiesektors nach marktwirtschaftlichen Grundsät-zen. Dazu gehört auch der allmähliche Abbau der Ölsubventionen. Ferner steht in Jordanien die Annahme eines neuen Gesetzes für den Stromsektor bevor. Außer-dem wurden Pläne für die Einrichtung einer neuen Regulierungsbehörde ausgearbei-tet, die für alle Energiesektoren zuständig sein soll.38

Ebenfalls in 2004 hat die jordanische Regierung eine nationale Energiestrategie zur Restrukturierung und Entwicklung des Energiesektors zwischen 2005 und 2015 veröffentlicht. Im Januar 2007 wurde dem Ende 2006 hierfür gebildeten Royal Com-mittee der Auftrag erteilt, diese Strategie zu modifizieren und zu aktualisieren und bis Juni 2007 einen Arbeitsplan für die Umsetzung zu erstellen.

Jordanien hat als eines der ersten Mittelmeerländer ein Assoziierungsabkommen mit der EU im November 1997 unterzeichnet. Es trat im Mai 2002 in Kraft. Dieses Assoziierungsabkommen beinhaltet die Einrichtung verschiedener technischer Sub-komitees, um den Fortschritt der Kooperation in diversen Arbeitsfeldern, darunter Energie, zu diskutieren. Die Kooperation zwischen der EU und Jordanien im Ener-giesektor wird durch Länderstrategiepapiere und Nationale Indikativprogramme gelei-tet. Unter anderem wurde auf dieser Basis in der Assoziierungsvereinbarung als ein Bestandteil wirtschaftlicher Kooperation die RE-Förderung verankert.

Das Nationale Richtprogramm 2007-2010 bekräftigt die Intention der EU, die jordani-sche Regierung bei der Entwicklung und Umsetzung von Modellen zum Einsatz und zur Finanzierung von erneuerbaren Energien zu unterstützen. So wird gegenwärtig die Durchführung von Beratungen im Rahmen des Twinning-Programms vorbereitet (siehe unten).

3.4.2 Bedeutung und Nutzung Erneuerbarer Energien

Erneuerbare Energien haben derzeit nur einen geringen Anteil an der Stromprodukti-on. Wasserkraft, Biogas und Windenergie machen insgesamt weniger als 1% der erzeugten Gesamtstrommenge aus (insgesamt nur 14 MW installierte Kapazität). Der derzeitige Einsatz von Biomassen für thermische Zwecke lässt sich nicht genau be-ziffern, ist jedoch vergleichsweise gering, da Jordanien nur vereinzelt über Waldres-sourcen verfügt, die jedoch einem besonderen Schutz unterliegen Andere Biomasse steht ebenfalls nur begrenzt zur Verfügung.


Im Generalplan von 2004 ist vorgesehen, zur Diversifizierung der Energieversorgung verstärkt erneuerbare Ressourcen heranzuziehen. Dabei werden Wind- und Solar-energie und die Nutzung von Biomasse besonders hervorgehoben. Um einen RE-Anteil von 2% am gesamten Energiebedarf (gegenwärtig etwa 1%) zu erreichen, wä-ren laut Entwicklungsplan Investitionen im Umfang von 480 Mio. US$ erforderlich, das wären etwa 15% der Gesamtinvestitionen für den Energiesektor. Bereits im E-

38 Eine Regulierungsbehörde nur für den Stromsektor wurde bereits 2001 eingesetzt.


lektrizitätsgesetz von 2003 bekennt sich die Regierung zur Förderung erneuerbarer Energien.

In der sogenannten „Nationalen Agenda“ wurde das Ziel eines Anteils von 2% er-neuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch bis 2012 und 3% bis 2017 auf-genommen.39 Die Nationale Energieeffizienz-Strategie von 2004 verweist ebenfalls auf die Bedeutung erneuerbarer Energietechnologien. Allerdings werden die Förder-maßnahmen mit Ausnahme der Umsetzung von Demonstrationsvorhaben zur Ein-führung von solaren Warmwasserbereitern nicht näher beschrieben.

Zuletzt hat die Regierung in der Nationalen Strategie für 2005 ihre Absicht bekundet, erneuerbare Energien, vor allem Windkraft zur Erzeugung von Strom auf kommer-zieller Basis, auszubauen. Nach neuer Zielsetzung sollen bis zum Jahr 2015 3% des Primärenergiebedarfs und 5-8% der Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequel-len gedeckt werden.

Nach eigenen Angaben plant das Energieministerium eine Reihe von Maßnahmen, welche die Entwicklung erneuerbarer Energien in Jordanien beschleunigen sollen. Dazu gehören ein Gesetz für erneuerbare Energien (vgl. unten) sowie neue Karten zur Erfassung des Wind- und Sonnenenergiepotenzials. Außerdem ist im Gespräch, eine Sonderabgabe, die bislang zur Elektrifizierung des ländlichen Raums erhoben wurde, für die Förderung erneuerbarer Energien umzuwidmen.

Ein Entwurf des RE-Fördergesetzes wird gegenwärtig im Rahmen eines von Japan finanzierten Vorhabens „Barrier Removal through Resources Assessment and Regu-lation of Renewable Energy in Jordan“ erstellt. Eine Potenzialstudie über erneuerba-re Energien steht kurz vor dem Abschluss. Das vorgeschlagene Fördergesetz sieht insbesondere Maßnahmen vor, die sich kostensenkend auf Investitionen auswirken können, so die kostenfreie Bereitstellung von Land für Windparks, die Übernahme von Netzanschlusskosten durch den Konzessionär, die Einführung von Steuerer-leichterungen, der Wegfall von Import-, Verkaufs- und Mehrwertsteuer und derglei-chen.

Potenziale zur Nutzung erneuerbarer Energien liegen vor allem im Wind- und Solar-bereich.

Windenergie

Zwei potenzielle Windstandorte (Aqaba und Shawbak) sind aufgrund von Messungen mit Unterstützung der GTZ gut dokumentiert. Auch an weiteren Standorten wurden und werden – teilweise mit ausländischer Unterstützung – Windmessungen durchge-führt. In 2002 wurden nach Ausschreibung von zwei internationalen Konsortien40 Vorschläge für drei Windparks mit jeweils 25-30 MW vorgelegt. Die Standortwahl ging teilweise auf die von der GTZ durchgeführten Standortmessungen zurück. Die angebotenen Strompreise wurden von jordanischer Seite jedoch nicht für akzeptabel

39 In früheren Aussagen war von einer Erhöhung auf 5% bis 2015 die Rede.

40 Eines davon angeführt von der deutschen Firma WindSolar.


gehalten. DANIDA lehnte eine Zuschussfinanzierung aufgrund mangelnder Nachhal-tigkeitsstrategie ab.

Von einer dänischen Consultingfirma wurden die Standorte El-Kamshah bei Jerash (im Norden Jordaniens) und Al-Harir bei Tafila (etwa in der Mitte zwischen Amman und Akaba) auf ihre Machbarkeit für Windparks untersucht. Als Ergebnis dieser Stu-die wurde Mitte 2007 ein Präqualifizierungsverfahren für die Lieferung und den Be-trieb eines Windparks mit 30-40 MW auf BOO-Basis eröffnet. Die Ausschreibung soll Ende August 2007 beginnen. Für den Standort Al-Harir wird mit einem Windpark von 100 MW gerechnet, für den die Ausschreibung wenig später beginnen soll.

Zur Entscheidung (erwartet für Januar 2008) liegt ferner ein GEF-Antrag vor, der die Errichtung von zwei Windparks mit insgesamt 60 MW vorsieht. GEF-Mittel sollen die ertragsabhängigen Vergütungen auf die Windstromeinspeisung aufstocken. Weitere Mittel sollen aus der Umwidmung des bisherigen ländlichen Elektrifizierungsfonds und möglicherweise einer zusätzlichen Abgabe auf den Stromtarif aufgebracht wer-den. Außerdem sollen über das GEF-Vorhaben Verbesserungen des politischen und regulatorischen Rahmens sowie der Finanzierungsmechanismen gefördert werden.

Vorgesehen ist, dass ein erster Windpark von 60 MW im Rahmen des GEF-Projekts bei Fujei/Shawbak errichtet wird. Die Ausschreibung soll von der Weltbank gesteuert und kontrolliert werden. Es ist nicht bekannt, ob auch die zuvor genannten Wind-parks aus GEF-Mitteln ko-finanziert werden sollen.

Solarthermische Warmwasserbereitung

Die nationale Produktion und der Einsatz kleiner solarthermischer Anlagen zur Warmwasserbereitung nach dem Thermosiphon-Prinzip ist relativ gut entwickelt. Et-wa 15% aller Wohnhäuser sind mit derartigen Anlagen ausgestattet.41 Defizite be-stehen bei der Ausstattung größerer Warmwasserverbraucher (Ho-tels/Krankenhäuser etc.) mit entsprechend großflächigen Solarsystemen. Die jährli-che Zuwachsrate soll weiter gesteigert werden, so dass im Jahr 2020 etwa die Hälfte der Wohnhäuser mit solarthermischen Warmwasseranlagen ausgestattet wären. Au-ßerdem besteht Interesse, Solarthermie auf längere Sicht auch zum Heizen (Hoch-landregion42) und Kühlen zu verwenden.

Solarthermische Stromerzeugung

Eine Machbarkeitsstudie für ein solarthermisches Hybridkraftwerk soll begonnen werden, sobald eine entsprechende Finanzierung sichergestellt ist. Allerdings ver-weist eine andere Quelle darauf, dass das Energieministerium bereits vor mehreren Jahren Investoren zur Abgabe von Angeboten für ein Solar-Hybrid-Kraftwerk im Leis-tungsbereich von 100-150 MW aufgefordert hat. Auch wurde hierfür bereits Land im Gebiet Al-Quwaira/Akaba reserviert. Eine deutsche Firma reichte hierzu einen Vor-schlag ein, allerdings entschied das Kabinett nach Sichtung der Unterlagen und auf-

41 Nach anderer Quelle sogar ein Viertel all Wohnhäuser.

42 Jordanien weist regional eine bis zu 6-monatige Heizperiode auf.


grund der Kostensituation, das Projekt bis zur Verbesserung der Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit nicht weiter zu verfolgen. Stattdessen sollten die Ergebnisse der durch GEF geförderten Projekte in Mexiko, Marokko und Ägypten abgewartet wer-den.

Sonstiges

Photovoltaik findet derzeit aufgrund der Kostensituation nur ein begrenztes Anwen-dungsfeld bei dezentralen Versorgungslösungen und wird für 2020 nur auf 10 MW beziffert, darunter z.B. zum Wasserpumpen an netzfernen Standorten.

Ein größeres Interesse besteht an der Nutzung erneuerbarer Energien zum Betrieb von Entsalzungsanlagen am Roten Meer. Für ein dortiges Tourismusprojekt beste-hen Pläne, CSP zur kombinierten Stromerzeugung, Kälte und Meerwasserentsal-zung zu verwenden. Die Nutzung von Biomasse zur Energiegewinnung dürfte auf organische Abfälle und Reststoffe aus der Landwirtschaft begrenzt sein.


Von deutscher Seite aus erfolgen derzeit weder TZ- noch FZ-Projekte für den RE-Sektor. Zurückliegend hat die GTZ im Rahmen des Sonderenergieprogramms vor allem die Entwicklung kleiner dezentraler RE-Anlagen, unter anderem zum Wasser-pumpen mit Wind- und Sonnenenergie sowie zur ländlichen Elektrifizierung in Ko-operation mit dem NERC unterstützt. Des Weiteren wurden im Rahmen des TERNA-Windprogramms an zwei Standorten Windmessungen durchgeführt. Mit diesen Leis-tungen verband sich eine intensive Qualifizierung vor allem des Personals bei NERC, das heute auf diesen Erfahrungen mit eigenständigen Programmen zur Ermittlung der Windressourcen aufbauen kann. Allerdings hat das Auslaufen der Kooperations-beziehungen im Energiebereich teilweise auch begonnene Ansätze zum Erliegen gebracht bzw. in der Umsetzung stark verzögert.

Aus dem Eldorado-Programm des seinerzeitigen Bundesforschungsministeriums wurden Anfang der neunziger Jahre mehrere kleinere Windkraftanlagen finanziert.


Im Rahmen des Programms für Unterstützungsmaßnahmen zur Umsetzung des EU-Jordanien Assoziierungsabkommens (SAAP) wurde im März 2007 die Durchführung eines „Twinning“-Projekts für den Energiebereich beschlossen. In Abstimmung mit dem Nationalen Richtprogramm 2007-2010, nach dem die EU „die Regierung darin unterstützt, ihre Forschung zu verbessern und bessere Regelungen für die Nutzung erneuerbarer Energien und für Investitionen in diese Energiequellen zu schaffen“, sieht das Twinning-Projekt vor allem die institutionelle und personelle Stärkung des für die anwendungsnahe Forschung zuständigen National Energy Research Center (NERC) vor. Dabei geht es vor allem um Maßnahmen in den Bereichen Windenergie und Photovoltaik.43 Das BMWi hat sich an der Ausschreibung für die Durchführung des auf 1,5 Jahre angelegten Vorhabens beteiligt (allerdings ohne Erfolg).

43 Außerdem enthalt das Projekt auch eine Komponente zur „Energieeffizienz“.


Die dänische Regierung hat in der Vergangenheit vor allem die Windenergie unter-stützt und den Aufbau eines Windparks in den neunziger Jahren mitfinanziert. Über die von der Weltbank durchgeführten bzw. geplanten (und von Japan bzw. aus dem GEF finanzierten) Maßnahmen ist weiter oben bereits berichtet worden.

Jordanien ist mit dem NERC Partner in den EU-finanzierten Projekten MED-ENEC und SOLATERM.


Kurzfristig ist zu erwarten, dass Jordanien mehrere Windparks auf der Basis privat-wirtschaftlichen Engagements realisiert. Trotz günstiger Windbedingungen an den ausgewählten Standorten dürfte sich gegenüber der Stromerzeugung aus Erdgas (vor allem auch aufgrund der verbilligten Abgabe durch Ägypten) ein leichter Kosten-nachteil einstellen, der durch die vorgesehenen GEF-Mittel, weitere nationale Fondsmittel und zinsbegünstigte Darlehen aufzufangen ist. Da Jordanien eine – im Vergleich zu anderen Ländern – weitgehende Restrukturierung des Stromsektors mit marktorientierten Stromtarifen aufweist – bietet sich ein Einstieg der FZ in die Finan-zierung der Windparks – bevorzugt unter Beteiligung weiterer internationaler Geber – an.

Im Bereich der TZ werden vor allem Qualifizierungsmaßnahmen im Windbereich er-forderlich, die den Betrieb, die Wartung und die Überwachung der zukünftigen Anla-gen durch lokales Fachpersonal ermöglichen. Inwiefern hinsichtlich der im Rahmen des GEF-Projekts von der Weltbank angebotenen Unterstützungen zusätzlicher Input erforderlich ist, kann derzeit nicht beurteilt werden.

Solare Warmwasserbereiter müssen insbesondere in ländlichen Regionen weitere Verbreitung finden und dort den Gebrauch von Flüssiggas zur Wassererwärmung ablösen. Zur Erhöhung der Akzeptanz bei allen Bevölkerungskreisen sind Projekte zur Verbesserung der Produktqualität, zur Verbilligung der Systemkomponenten und zu deren Standardisierung und Qualitätskontrolle erforderlich. Für die städtischen Regionen, die ein Erdgasnetz erhalten, sind praktikable Modelle zu entwickeln, um Hybridlösungen mit solarthermischer Nutzung bei Warmwasserbereitung, Raumhei-zung und Kühlung zu erreichen. Wie auch in anderen MENA-Ländern besteht erheb-licher Bedarf an Know-how hinsichtlich der Anwendung von großtechnischen Kollek-toranlagen für die Warmwasserbereitung (und Klimatisierung) von größeren Verbrauchsobjekten, wie Krankenhäuser, Hotels, Ferienanlagen etc.

Hinsichtlich der weiteren Penetration von PV-Anlagen zur dezentralen Versorgung netzferner Verbraucher wird derzeit kein Handlungsbedarf im Rahmen der EZ gese-hen, da derartige Systeme inzwischen marktüblich sind und NERC sowie privatwirt-schaftliche Akteure über die erforderlichen Kenntnisse und Erfahrungen verfügen. Interessant könnte die Netzintegration von PV (z.B. auf der Basis von „net mete-ring“44 bei weiter sinkenden Kosten aus zwei Gründen werden: erstens zur Bereit-

44 Hierbei wird den PV-Betreibern erlaubt, die produzierte Solarstrommenge gegen den Strombezug aus dem

Netz zu gleichem Tarif aufzurechnen.


stellung von Spitzenlast (v.a. im Sommer) sowie im Rahmen von energetischen Op-timierungen an Gebäuden zur Verschattung.

Trotz erheblicher Windpotenziale, die allerdings regional begrenzt sind, wird eine signifikante Erhöhung des RE-Anteils bei Stromversorgung und Primärenergiede-ckung längerfristig nur durch eine Erschließung der Sonnenenergie in größerem Maßstab zu realisieren sein. Es ist jedoch aufgrund der insgesamt großen ökonomi-schen Herausforderungen unrealistisch anzunehmen, dass Jordanien beim Aufbau großtechnischer PV- oder CSP-Anlagen eine Vorreiterrolle einnehmen wird, solange die Anlagen weit von einer Kostengleichheit mit fossiler thermischer Stromerzeugung entfernt sind. Diese Sichtweise kann sich jedoch aufgrund der zu erwartenden Kos-tendegression von PV bzw. CSP und bei weiteren ansteigenden Preisen für Erdöl und Erdgas bereits etwa ab 2015 ändern.

Keine Bedarfslage sehen wir hinsichtlich einer Zertifizierung für Windkraftanlagen und PV-Module sowie für ein Windtestfeld, wie es in dem Twinning-Exposé von NERC zum Ausdruck gebracht wird. Auf absehbare Zeit dürfte der Wind- und PV-Markt von Importen bestimmt bleiben, für die international anerkannte Zertifikate und Prüfleistungen an anderer Stelle (zumeist in den Herstellerländern) erbracht werden.

3.5 Libanon 3.5.1 Merkmale des Energiesektors und Energiesektorpolitik

Fossile Energieträger


Der Libanon ist im Hinblick auf konventionelle Energieressourcen ein rohstoffarmes Land, so dass fast der gesamte Primärenergiebedarf importiert werden muss. Auf-grund der hohen Abhängigkeit von Erdölprodukten, die komplett eingeführt werden, sind die Devisenausgaben für Importe in den letzten Jahren stark angestiegen. Allei-ne die Aufwendungen für die Beschaffung von Schweröl und Diesel zur Stromerzeu-gung dürften mittlerweile bei mehr als 1 Mrd. US$ im Jahr liegen. Für alle Energieim-porte muss der Libanon vermutlich derzeit mehr als 2 Mrd. US$ pro Jahr ausgeben.

Stromsektor

Trotz hoher staatlicher Investitionen im Stromsektor überstieg der Bedarf in der Ver-gangenheit das Angebot, so dass es insbesondere in Zeiten von Spitzenlast zu Stromausfällen kam (vor allem im Sommer). Diese Situation hat sich nach dem Krieg mit Israel im Juli 2006 und der Zerstörung großer Teile der Infrastruktur noch weiter verschärft. Die bewaffneten Auseinandersetzungen im Land selbst und die damit verbundenen Versorgungsengpässe von Kraftwerken haben die Lage im Sommer 2007 zugespitzt

Stromerzeugung-, transport und –verteilung ist weitgehend Monopol des Staatsun-ternehmens Electricité du Liban (EDL), wobei im Bereich Verteilung einige Konzessi-onen auch an kleinere Gesellschaften übertragen wurden. Auch die Wasserkraftnut-


zung am Fluss Litani untersteht nicht EDL, sondern der dortigen Wasserbehörde. Ein Vorhaben zur Privatisierung von Teilen des Stromsektors, wie im Energiegesetz von 2002 dargelegt, wurde bislang nicht umgesetzt. Zum Eigenbedarf betreiben Fabriken teilweise kleinere unabhängige Erzeugungsanlagen, allerdings dürfen private Erzeu-ger grundsätzlich keinen Strom in das Versorgungsnetz einspeisen. Außerdem wird der unsicheren öffentlichen Stromversorgung durch zahlreiche privat betriebene Die-selgeneratoren begegnet.

Bereits vor dem Julikrieg 2006 war der Stromsektor wegen ausbleibender Tariferhö-hungen45 und einer äußerst hohen Rate nicht-technischer Verluste (Stromdiebstahl und geringe Zahlungsmoral) stark defizitär bzw. verschlang erhebliche Subventio-nen.46 Diese Situation hat sich nach den Auseinandersetzungen von 2006 noch ver-schlimmert. Durch Bombardierungen wurde zumindest ein Kraftwerk erheblich be-schädigt. Weitere Kapazitäten liegen teilweise brach, da die Übertragungsnetze nicht ausreichen oder ebenfalls im Krieg beschädigt wurden.

Die früher bedeutsame Wasserkraft spielt mittlerweile nur noch eine Nebenrolle (6,7% der Gesamtstromerzeugung im sehr niederschlagsreichen Jahr 2002), da die Wasserressourcen zunehmend auch in höheren Lagen zur Feldbewässerung abge-zweigt werden und aufgrund klimatischer und witterungsbedingter Einflüsse die Nie-derschläge stark von Jahr zu Jahr variieren und insgesamt tendenziell zurückgehen. Da Libanon nicht in der Lage ist, den nationalen Strombedarf aus eigener Kraft kom-plett abzudecken, wird zusätzlich Strom aus Syrien importiert.

Bereits Anfang der neunziger Jahre wurden zwei Kraftwerke errichtet, die eigentlich für die Befeuerung mit Erdgas vorgesehen waren. Aufgrund erst in jüngster Zeit be-reitstehender Gaslieferungen aus Syrien47 wurden diese Kraftwerke übergangsweise mit Dieselöl betrieben. Auch ist nicht sicher, ob Syrien seinen vertraglichen Verpflich-tungen aufgrund des steigenden Bedarfs im eigenen Land in vollem Umfang nach-kommen kann. Im Hinblick auf eine Erweiterung der Erdgaslieferungen über die nach Syrien verlängerte Arab Gas Pipeline sollen in Zukunft die weiteren (ölbetriebenen) Kraftwerke schrittweise auf den saubereren Brennstoff umgestellt werden. Im April 2006 hat der Libanon angekündigt, eine entsprechende Pipelineanbindung zur ge-planten Haupttrasse in Syrien herzustellen. Allerdings wurden die Pläne aufgrund der Konflikte mit Israel vorläufig auf Eis gelegt.

Im häuslichen und gewerblichen Bereich kommt häufig Flüssiggas zum Kochen, für Prozesswärme und für die Warmwasserbereitung zum Einsatz, das ebenfalls kom-plett importiert werden muss.

45 Insbesondere die Tarife im unteren Verbrauchsbereich liegen weit unter dem Kostenniveau.

46 Alleine im ersten Halbjahr 2006 lagen die Verluste von EDL bei über 1 Mrd. US$.

47 Eine Erdgaspipeline zwischen Syrien und dem Nordlibanon wurde erst im März 2005 fertig gestellt.



Erneuerbare Energien spielen momentan nur eine bescheidene Rolle im Libanon. Die Nutzung ist weitgehend auf Wasserkraft und Solarthermie begrenzt. Einschrän-kend für eine weitergehende Ausschöpfung der vorhandenen Potenziale wirken sich die auf Monopolversorgung zugeschnittene Gesetzgebung im Stromsektor und die hohe Subventionierung konventioneller Energieträger aus.

Wasserkraft

Der Anteil der Wasserkraft an der Stromproduktion liegt bei etwa 4 bis 7% im Jahr, je nach Höhe der Niederschläge. Tendenziell ist der Anteil der Wasserkraft in den letz-ten 35 Jahren immer weiter zurückgegangen, da bei wachsendem Strombedarf keine Anlagen zugebaut wurden und die verfügbaren Wassermengen tendenziell zurück-gegangen sind. Alle Anlagen sind zwischen 40 und 75 Jahren alt, d.h. es wurden seit längerer Zeit keine Investitionen mehr im Wasserkraftbereich getätigt. Aufgrund ihres Alters befinden sich viele Anlagen in einem schlechten technischen Zustand bzw. erzeugen Strom nur mit einem Teil der Nennkapazität.

Für einen weiteren Ausbau der Wasserkraftnutzung ist vor allem der Konflikt mit an-deren Nutzformen entscheidend, insbesondere die Ableitung von Flusswasser in hö-heren Berglagen zur Bewässerung landwirtschaftlich genutzter Gebiete. Bestehende Pläne zum Bau von Staubecken für die Bewässerung und die Erweiterung bewässer-ter Flächen könnten die zur Stromerzeugung verbleibenden Wassermengen deutlich begrenzen. Nur wenige Dämme mit einer Gesamtleistung von rund 200 MW sollen auch der Stromerzeugung dienen.

Insgesamt wird damit gerechnet, dass der Libanon sich bereits 2010 von Wasser-knappheit betroffen sein wird, was sich auch negativ auf die Stromproduktion auswir-ken würde. Allerdings gibt es auch Aussagen, dass das volle Wasserkraftpotenzial auch bei Umsetzung der Neubaupläne nicht voll ausgeschöpft wird.


Die solarthermische Warmwassererzeugung ist bislang nur in Ansätzen verbreitet, überwiegend wird Wasser mit Strom und Heizöl erwärmt. Während in früheren Jah-ren nur individuelle Systeme eingesetzt wurden, haben sich seit etwa zehn Jahren auch größere Sammelanlagen durchgesetzt, die z.B. die in den Städten vorherr-schenden Mehrfamilienhäuser bedienen, wobei fehlende Dachflächen bei bestehen-den Gebäuden einen limitierenden Faktor darstellen.

Eine Verpflichtung zum Einbau solarthermischer Anlagen besteht ebenso wenig wie eine irgendwie geartete finanzielle oder fiskalische Förderung. Einfachere solarther-mische Anlagen werden überwiegend von mehreren Herstellern im Land produziert, hochwertigere und technisch anspruchsvollere Anlagen werden importiert.

Die derzeitige jährliche Installation dürfte bei Fortschreibung früherer Zuwachsraten bei etwa 10.000 m² liegen, allerdings gibt es dazu keine bestätigte Angaben.


Windenergie

Für die Stromerzeugung geeignete Windressourcen werden sowohl im Norden wie auch im Süden des Landes ausgemacht, allerdings gab es in der Vergangenheit kei-ne genaueren Standorterkundungen. Mitte 2007 soll ein erster Windatlas vorgelegt werden, der Rückschlüsse auf geeignete Gebiete zur Aufstellung von Windkraftanla-gen zulässt und vom Energieministerium in Auftrag gegeben wurde. Eine einzelne Windturbine mit 300 kW wurde bei Ammik aufgestellt, in einem Gebiet mit eher unzu-reichenden Windverhältnissen.

Geothermie

Geothermische Energie steht nach derzeitigen Erkenntnissen nur im Niedertempera-turbereich zur Verfügung, ist also nicht zur Stromerzeugung geeignet.

3.5.3 Deutsche und internationale EZ im RE-Bereich

Die deutsche Entwicklungszusammenarbeit ist im RE-Bereich bislang nicht im Liba-non tätig gewesen. Angaben über andere internationale Geberprogramme liegen uns nicht vor bzw. sind uns nicht bekannt geworden.

Libanon ist jedoch über die „Vereinigung für das Energiesparen und die Umwelt“ (ALMEE) in zahlreiche EU-Projekte eingebunden gewesen oder aktuell engagiert. So unter anderem bei den Vorhaben MED-ENEC, Solar-Build und SOLATERM, die sich alle mit dem verstärkten und verbesserten Einsatz solarthermischer Anlagen be-schäftigen.

Das EU-Assoziierungsabkommen von April 2002 sieht in allgemeiner Form eine För-derung erneuerbarer Energien vor.

3.5.4 Bedarf für technische und finanzielle Unterstützung im RE-Bereich

Aufgrund der fast völligen Abhängigkeit des Libanon von importierter Energie besteht ein erhebliches Interesse, verstärkt regenerative Energiequellen zu erschließen. Be-darf zur Unterstützung besteht sowohl beim Umbau des Stromsektors zur Öffnung gegenüber privaten Investoren wie auch bei der Schaffung geeigneter Rahmenbe-dingungen insbesondere zur Stärkung des Marktes für solarthermische Anlagen.

Im Windbereich fehlen sowohl detaillierte Standorterkundungen wie auch Know-how zur Integration von Windparks in das bestehende Übertragungsnetz und zur Umset-zung von entsprechenden Projekten. Es müssen also standortbezogene Langzeit-messungen des Windaufkommens vorgenommen und Fachpersonal vor allem aus staatlichen Institutionen und aus dem Versorgungssektor grundlegend qualifiziert werden.

Im Bereich Solarthermie bedarf die nationale Herstellung einer verbesserten Qualifi-zierung in Verbindung mit einer Produktzertifizierung durch staatlich autorisierte Stel-len. Zudem müssen die Voraussetzungen zum Einsatz der Solarthermie bei mehrge-schossigen Wohngebäuden verbessert werden. Als weiteres Anwendungsfeld für die solarthermische Nutzung bietet sich die Raumkühlung im Sommer an. Alleine für die Warmwasserbereitung wird das Marktpotenzial auf 1,5 bis 3 Mio.m² beziffert.


Im Wasserbereich ist Hilfe bei der Aufstellung langfristiger Strategien zur abgestimm-ten Nutzung und Sicherung der Wasserressourcen erforderlich. Außerdem wird Un-terstützung bei der Rehabilitierung bestehender Wasserkraftanlagen benötigt, um das vorhandene Potenzial in vollem Umfang auszunutzen. Auch bei optimalem Aus-bau der Wasserenergie wird allerdings für 2020 nur mit einem Beitrag zum Stromauf-kommen in Höhe von rd. 7% bei weiter sinkender Tendenz gerechnet, da der Strom-bedarf insgesamt schneller steigen dürfte.

Als Land mit einer intensiven Landwirtschaft weist der Libanon erhebliche, aber bis-lang nicht quantifizierte Potenziale zur energetischen Nutzung von agrarischen Rest-stoffen auf, z.B. durch Aufbereitung in Biogasanlagen. Außerdem gibt es bislang un-genutzte energetische Ressourcen bei der Verwendung von Methangasen auf be-stehenden Mülldeponien sowie bei der Verwertung der hohen organischen Anteile im Hausmüll.

Insgesamt bietet der Libanon somit günstige Bedingungen für erneuerbare Energien, deren Potenziale bislang nur in Ansätzen erfasst sind. Allerdings werden Kooperati-onsprojekte derzeit durch politische Instabilität und die anhaltenden inneren und in-ternationalen Spannungen erheblich eingeschränkt. Zudem dürfte der Wiederaufbau der zerstörten Infrastruktur momentan Vorrang besitzen.

3.6 Marokko 3.6.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik


Marokko verfügt über keine nennenswerten eigenen fossilen Energieressourcen und ist deshalb zur Deckung seines Energiebedarfs weitgehend (zu mehr als 95%) von Einfuhren abhängig (vor allem Kohle und Erdöl). Etwa ein Drittel des Primärenergie-bedarfs wird durch Importkohle abgedeckt.

Die Energieimporte sind seit 2000 stetig angestiegen und machten in 2005 22% der Gesamtimporte aus (Energieimporte: US$ 4,6 Mrd.48). Zwischen 2004 und 2006 ver-doppelten sich die Zahlungen für den Erdölimport. Marokko ist damit in hohem Maße von internationalen Preisfluktuationen betroffen, die sich destabilisierend auf die Zah-lungsbilanz auswirken. Es wird geschätzt, dass der Anstieg der Energiepreise in den ersten fünf Jahren dieser Dekade das jährliche Wirtschaftswachstum um 1% verrin-gert hat.

Aufgrund der seit 2000 wirkenden Preiskontrollpolitik wurden Erdölprodukte in 2005 mit rund 1 Mrd. US$ bzw. 46% des Regierungsbudgets für Investitionen subventio-niert. Um eine weitere Belastung des Staatshaushalts zu vermeiden, wurden von der Regierung im September 2006 Maßnahmen zur Reduzierung der Subventionen er-

48 Nach Weltbank 4,2 Mrd. US$.


lassen. Für alle flüssigen Erdölprodukte, außer Diesel, wurden die Subventionen komplett abgebaut.49 Für LPG bestehen sie weiterhin.

Seit 1996 liefert Algerien Erdgas über die Maghreb-Europa-Gasleitung an Marokko sowie an Spanien und Portugal. Der Verbrauch von Erdgas aus Algerien steht seit 2005 zur Verfügung, ist allerdings derzeit noch gering. Da die Erdgasmengen zum Ausbau des Stromerzeugungssektors nicht ausreichend sind, wird alternativ auch an den Import von Flüssigerdgas gedacht.50

Stromsektor

Marokkos Stromnetz ist sowohl mit dem Nachbarland Algerien wie auch mit Spanien (seit Mai 1998) verbunden. Das Seekabel zwischen Spanien und Marokko, dessen Kapazität im Juni 2006 auf 1.400 MW verdoppelt wurde, trägt momentan in erster Linie zum Stromimport bei, da bei Wachstumsraten des Stromverbrauchs von jährlich bis zu 10% (2005/2006) der Zubau von einheimischen Erzeugungskapazitäten zur Bedarfsdeckung nicht ausreicht.51 Vor allem aufgrund der andauernden ländlichen Elektrifizierung nahm die Zahl der Stromkunden zwischen 2005 und 2006 stark zu (+10,6%). Zwischen 2005 und 2006 stieg der Stromimport aus Spanien aufgrund des wachsenden Bedarfs von 784 auf 2.003 GWh (knapp 10% des Gesamtbedarfs).

Von 2003 bis 2015 sieht das Ausbauprogramm eine Verdopplung der verfügbaren Kraftwerkskapazität vor. Die prognostizierte Spitzenlast könnte in 2015 bei 8.500 MW liegen, gegenüber rd. 3.300 MW im Jahr 2003. Zudem ist die Stromversorgung anfäl-lig gegenüber der periodisch auftretenden Wasserknappheit.

Die zwei bestehenden Hochspannungsleitungen nach Algerien werden derzeit durch eine dritte Trasse von 400 kV ergänzt, so dass sich die Übertragungskapazität von 0,4 auf 1,4 GW erhöht.

Die durchschnittlichen Stromtarife sind nach Preiserhöhungen in 2006 kostennah52 und mit 8 US-ct/kWh die zweithöchsten in der MENA-Region (nach Libanon). Dem stehen Erzeugungskosten ohne Abschreibungen von etwa 6,5 US-ct/kWh gegen-über.

Der staatliche Stromversorger ONE agiert als „single-buyer“ und Betreiber des Über-tragungsnetzes und spielt auch bei Erzeugung und Verteilung noch eine wichtige Rolle. Auch die Mehrzahl der Windkraftanlagen wird von ONE betrieben.

Die bereits früh begonnene Reform des Strommarktes erlaubt allerdings auch das Engagement privater Erzeuger (unter bestimmten Bedingungen) und im Verteilungs-

49 Allerdings macht der Dieselkonsum 45% des Gesamtverbrauchs an Erdölprodukten aus.

50 Marokko kann der Pipeline maximal 7% der von Algerien eingespeisten Menge entnehmen. Das Erdgas wird derzeit fast ausschließlich zum Betrieb des Gaskraftwerks Tahaddart verwendet.

51 Zwischen 1995 und 2005 lag der Zuwachs im Mittel bei 6,1%/a. Für den Zeitraum bis 2015 wird von jährli-chen Zuwächsen von 8 bis 9% ausgegangen, was den Zubau von 200-300 MW Kraftwerkskapazität pro Jahr zur Folge hat.

52 Es handelte sich um die ersten Preiserhöhungen seit 1997.


sektor. So befinden sich mittlerweile mehr als 50% der Stromerzeugungskapazität in den Händen unabhängiger Produzenten (die mit mehr als 70% zur Stromproduktion beitragen).53 Auch der erste Windpark, der in 2000 in Betrieb ging, wurde im Kon-zessionsverfahren durch eine private Investorengruppe realisiert.

Bis 2015 sollte der Anteil von ONE an der Gesamterzeugung auf 15% verringert werden. Im Verteilungsmarkt sind derzeit zu 55% private Unternehmen tätig (insge-samt 12 Gesellschaften). Geplant ist ferner, in einem weiteren Liberalisierungsschritt den Markt zur Direktbelieferung ausgewählter Großverbraucher durch unabhängige Stromproduzenten zu öffnen. Seit September 2006 ist es Eigenerzeugern aus dem produktiven Sektor erlaubt, Strom aus erneuerbaren Energiequellen über das Ver-bundnetz an die Verbrauchsstätten zu transportieren.

Ein im Januar 2007 vom Regierungsrat gebilligtes Gesetz zur Stärkung des Wettbe-werbs im Strommarkt sieht vor, dass Selbsterzeuger Produktionskapazitäten bis 50 MW (bislang 10 MW) errichten dürfen und dass ONE sein Übertragungsnetz für der-artige Selbsterzeuger zur Verfügung stellt.

Der Entwurf für ein neues Gesetz zur Liberalisierung des Stromsektors, das dem Parlament in 2008 vorgelegt werden soll, beinhaltet die Einrichtung einer Regulie-rungsbehörde, die vertragliche Freiheit beim Strombezug durch Großverbraucher und die Entflechtung von ONE.

In 2006 lag der Elektrifizierungsgrad bei etwa 89%. Die Anstrengungen zur Elektrifi-zierung des Landes dürften entgegen früherer Ziele der Regierung, die eine vollstän-dige Stromversorgung bereits Ende 2007 erreichen wollten, erst in 2010 abgeschlos-sen sein.54



Im Vergleich zu anderen Ländern des Maghreb ist Marokko bei der Erschließung er-neuerbarer Energien weit fortgeschritten. In der Vergangenheit existierten keine spe-ziellen nationalen Förderprogramme, so dass die erzielten Ergebnisse im Wesentli-chen auf die Unterstützung durch internationale Geber zurückzuführen sind. Dabei wurde von deutscher Seite sowohl im Rahmen der TZ als auch der FZ ein wesentli-cher Beitrag geleistet.

Ziel ist, den Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieaufkommen auf 10% (derzeit 2,1 %) und an der Strombereitstellung auf 20%55 bis 2012 zu steigern, vor allem durch Ausbau der Nutzung von Wind- und Sonnenenergie, was auf Basis der

53 Hierbei handelt es sich jedoch nur um drei Konzessionsverträge: Mit der Jorf Lasfar Energy Company für den

Betrieb eines Kohlekraftwerks, für einen Teil des Gaskraftwerks Tahaddart (in Betrieb seit 2005) und für ei-nen Windpark der Betreiberfirma CED.

54 Marokko hat eine wachsende ländliche Bevölkerung. Gegenwärtig leben etwa 13 Mio. Menschen, entspre-chend 45% der Gesamtbevölkerung, auf dem Land.

55 Darunter 1000 MW Windenergie plus 20 MW solarthermische Stromerzeugung, entsprechend ca. 3,9 TWh/a.


Preise von 2005 einem Gegenwert eingesparter Energieimporte von jährlich 800 Mio. US$ gleichkäme. Zudem sollen bis 2010 150.000 Haushalte auf dem Land dezentral mit erneuerbarer Energie versorgt sein.

Im März 2007 wurde zudem ein Gesetz für Energieeffizienz und erneuerbare Ener-gien vorgelegt und im Mai 2007 vom Regierungsrat gebilligt, bei dessen Entwurf die GTZ und die Weltbank unterstützend tätig waren. Das Regelwerk, das voraussicht-lich Ende 2007 in Kraft treten wird und damit das erste derartig umfassende Gesetz im arabischen Raum wäre, würde die Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Ener-gien erleichtern und gleichzeitig bestimmen, dass in einer separaten Regelung Grundsätze für die Vergütung bei Stromeinspeisungen geschaffen werden müssen. Wesentliche Neuerung ist, dass jede private Gesellschaft und auch jede Privatperson das Recht bekommen soll, Strom aus erneuerbaren Energien zu produzieren und ins Netz einzuspeisen. Großprojekte würden zwar eine formelle Zustimmung des Ener-gieministeriums brauchen, Anlagen mit weniger als zwei MW Leistung könnten je-doch vereinfachte Verwaltungsverfahren in Anspruch nehmen. Zudem sieht der Ge-setzestext im Entwurf vor, dass unabhängige Energieerzeuger ihren erneuerbaren Strom ins Ausland (zum Beispiel nach Spanien) exportieren können. Das Gesetz selbst macht keine Aussagen zur Art der Vergütung oder Förderung. Offen ist bislang auch, ob der Kreis der von einer Vergütung profitierenden Technologien über die Windenergie hinaus ausgeweitet werden sollte. Debattiert werden insbesondere Prä-ferenzvergütungen für solarthermische Kraftwerke.

Windenergie

Mit internationaler technischer und finanzieller Hilfe wurde in den letzten Jahren be-gonnen, in großtechnischem Maßstab die Windkraft zur Stromerzeugung zu nutzen, deren erschließbares Potenzial auf insgesamt etwa 6.000 MW geschätzt wird.

Die derzeit installierte Windkraftleistung von knapp 64 MW liefert etwa 250 GWh/a, das ist nur etwa mehr als 1% des Gesamtbedarfs.56 Bis Ende 2008 ist vorgesehen, die installierte Windleistung auf insgesamt 360 MW auszubauen, bis 2012 sollen 1.000 MW gebaut sein.

Lokale Windressourcen an der Atlantikküste und im Nordosten, die teilweise gute bis sehr gute Bedingungen aufweisen, wurden bereits in den neunziger Jahren mit Un-terstützung der GTZ messtechnisch erfasst. Gegenwärtig erfolgen weitere Messun-gen in den Gebirgsregionen Atlas und Rif.

Vorgesehen ist ferner, Windenergie auch zur Meerwasserentsalzung zu nutzen. Eine erste Großanlage mit bis zu 11 MW elektrischer Leistung, die in der Nähe der Stadt

56 Die gesamten Stromverkäufe lagen in 2006 bei 21.100 GWh.


Tan-Tan an der südlichen Atlantikküste entstehen soll, befindet sich in der Pla-nung.57

Wasserkraft

Im Strombereich steht außerdem in begrenztem Maße Wasserkraft zur Verfügung, die derzeit deutlich weniger als 10% zum Gesamtstromaufkommen beiträgt, mittel-fristig durch Modernisierungs –und Erweiterungsinvestitionen aber über 10% gehal-ten werden soll. Allerdings schwankt der Beitrag zur jährlichen Stromproduktion auf-grund stark variierender Niederschlagsmengen.

Das technisch nutzbare Wasserkraftpotenzial ist bislang zu etwa 40% erschlossen. Bis 2012 ist ein Zubau von 440 MW geplant, bis 2015 soll der Erschließungsgrad auf 68% erhöht werden.


Die Regierung hat die Umsetzung eines 140.000 m² umfassenden Pilotprogramms zur von solaren Warmwassererzeugung abgeschlossen und strebt nun eine verste-tigte Installation von 30.000 m² Solarkollektoren jährlich an. Zu diesem Zweck sieht das Finanzgesetz von 2007 eine von 20% auf 14% gesenkte Mehrwertsteuer für so-larthermische Warmwasserbereiter vor.

Bis 2015 sollen insgesamt 400.000 m² Solarkollektoren zur Warmwasserbereitung installiert sein (derzeit 160.000 m²).

PV-Nutzung

Nach aktuellen Angaben sollen bis Ende 2008 rund 53.000 Haushalte mit eigenen PV-Anlagen ausgerüstet sein.58 Um bis 2010 eine vollständige (Basis)-Elektrifizierung zu erreichen, wird die Verbreitung weiterer kleiner PV-Systeme erfor-derlich sein. Eine erste netzgekoppelte PV-Anlage wurde Mitte 2007 auf einem ONE-Gebäude in Betrieb genommen.

Solarthermische Stromerzeugung

Marokko wird in den nächsten Jahren ein solarthermisches Hybrid-Kraftwerk errich-ten, das mit einer Gesamtleistung von 472 MW (davon 20 MW aus Solarenergie) aufwartet (s. Kasten) und 2010 in Betrieb gehen soll. Allerdings wird der solare Anteil an der Stromproduktion dieser Anlage nur bei 1,13% liegen. Der solarthermische Teil wird zu etwa zwei Dritteln durch Mittel aus dem GEF finanziert. Eigentümerin des Kraftwerks wird ONE sein.

57 Die Anlage sollte bereits in 2007 in Betrieb genommen werden, wurde jedoch nach unserer Information bis-

lang nicht in Angriff genommen. Geplant war eine erste Ausbaustufe von 5,6 MW, eine Erweiterung in 2010 auf 8,8 MW und ein Endausbau auf 11,2 MW bis 2015. Damit sollten in 2015 bei einer Stromproduktion von 25,5 GWh/a 11.230 m³ Trinkwasser pro Tag erzeugt werden.

58 Dies entspräche der Zahl der nur von der KfW in zwei Teilprogrammen mitfinanzierten PV-Anlagen.


Solarthermisches Hybrid-Kraftwerk in Marokko

In 1999 wurde eine Vor-Machbarkeitsstudie mit Kostenschätzungen durchgeführt, die auf der Basis des festste-

henden GEF-Zuschusses von 43,2 Mio. US$ eine solare Kapazität von 38-45 MW für möglich hielt. Eine darauf

aufbauende und detailliertere Machbarkeitsstudie, die von Fichtner Solar in 2005 durchgeführt wurde, hielt für

diesen Betrag eine Leistung von nur 23 MW für realisierbar.

O.N.E. startete zwei Interessenbekundungsverfahren im Mai und Oktober 2002 auf der Suche nach privatem

Investitionsengagement für ein solares Kraftwerk als IPP. Beide Ausschreibungsrunden blieben erfolglos. Darauf-

hin wurde mit Zustimmung des GEF das ganze Vorhaben als öffentlich geführtes Versorgungsprojekt umge-

schrieben.

Die von ONE in 2006/2007 vorgenommene Ausschreibung für eine schlüsselfertige Lieferung eines hybriden

Gas-Solar-Kraftwerkes (inklusive eines fünfjährigen Instandhaltungs- und Wartungsvertrages durch den Lieferan-

ten) erlaubte den Anbietern die Wahl zwischen zwei solaren Optionen: Eine mit einem Minimum solarer Kapazität

und die andere mit einer Kapazität von 30 MW. Das Ergebnis gab der vorsichtigen Annäherung recht: Auch 20

MW erwiesen sich mit Minimalkosten von 66 Mio. US$ noch als wesentlich kostspieliger als es die zur Verfügung

stehenden GEF-Mittel erlaubten (allerdings wurden in der letzten Ausschreibungsrunde auch nur zwei Angebote

abgegeben).

Statt der im Vorfeld geschätzten 2.160 US$/kW für den Solarteil belaufen sich die wirklichen Kosten auf 3.289

US$/kW, sie liegen somit um mehr als 50% über dem Ansatz. Trotzdem entschied sich ONE, das Projekt unter

Beteiligung von Eigenmitteln in Höhe von 23 Mio. US$ weiterzuführen, da die Auswirkungen auf die Stromtarife

als gering eingestuft wurden. Allerdings war ONE nicht bereit, weitere 27,1 Mio. US$ auszugeben, um die Leis-

tung auf 30 MW zu steigern. Gleichwohl halten die Beteiligten daran fest, dass sich auch mit 20 MW ein wesentli-

cher Lern- und Demonstrationsfortschritt erzielen ließe.

Interessanterweise ist das Solarfeld in dem bevorzugten Angebot um 32.000 m² größer geraten (bei insgesamt

183.000 ²), als ursprünglich zur Sicherung der 20 MW Leistung unterstellt wurde. Die spezifischen Kosten nur des

Solarfeldes stiegen von erwarteten 203 US$/m² auf 363 US$/m².

Auch die Leistung des gasbetriebenen GuD-Kraftwerksteils erhöhte sich im Verlaufe der Projektvorbereitung von

ursprünglich 100 MW (1999) über 207 MW auf schließlich 452 MW, da ein an anderer Stelle vorgesehenes GuD-

Kraftwerk erhebliche Verzögerungen aufweist und sich nur mit einer größeren Einheit mittelfristig Stromabschal-

tungen vermeiden lassen. Die Wahl für ein solarthermisches Kombikraftwerk statt einem reinen solarthermischen

Kraftwerk wurde aufgrund prognostizierter Kosteneinsparungen getroffen. Auch auf eine thermische Speicherung

wurde aus Kostengründen verzichtet.

Bei einer zeitlichen Verfügbarkeit von 35% und einer direkten solaren Einstrahlung von jährlich 2.290 kWh/m² am

Standort wird von einem Jahresertrag von 40 GWh ausgegangen, was den solaren Anteil am Gesamtertrag von

geschätzten 3.538 GWh auf 1,13% reduziert. Bei der kleineren Kraftwerksvariante und einem 30 MW-Solarfeld

war ursprünglich von etwa 3,5% ausgegangen worden.

Die solaren Erzeugungskosten werden auf Basis des günstigsten Angebots mit 17,4 US-ct/kWh kalkuliert, die

Vermeidungskosten für CO2-Emissionen liegen bei 104 US$ pro Tonne. In der Mischkalkulation ergeben sich

(ohne Berücksichtigung des GEF-Zuschusses) Stromerzeugungskosten von 6,2 US-ct/kWh, wobei jeweils eine

25-jährige Lebensdauer unterstellt wird.


Geothermie und Meeresenergie

Wenig erfasst sind bislang geothermische Potenziale, die sich eventuell zu Heizzwe-cken nutzen ließen. Zu erforschen bleiben ferner Ressourcen zur Nutzung der Mee-resenergie an der Atlantikküste.

3.6.3 CDM-Projekte

Marokko hat das Kyoto-Protokoll in 2002 ratifiziert und im gleichen Jahr ein CDM-Büro eingerichtet. In 2005 wurde eine nationale CDM-Strategie vorgelegt. Bis Ende 2006 waren beim CDM-Executive Board drei Vorhaben registriert, darunter zwei Windparks sowie das in der Umsetzung befindliche Projekt zur ländlichen Elektrifizie-rung mit Solar-Home-Systemen (PERG), dessen Mehrkosten für die Stromverbrau-cher bzw. den Staat mit den Zertifikateinnahmen gesenkt werden sollen.


Technische Zusammenarbeit

Die Nutzung regenerativer Energien wird im Bereich Ressourcenermittlung, Grundla-genforschung und Fortbildung vornehmlich von der Agentur CDER59 gefördert, die hierfür mehr als 10 Jahre lang von 1987 bis 2000 im Rahmen der TZ (Sonderener-gieprogramm Marokko, PN 1986.2298.7 und PN 1993.2280.1) in ihren Aufgaben und bei der Personal- sowie der institutionellen Entwicklung unterstützt wurde.

Bereits zwischen 1992 und 1994 wurden im Rahmen des Sonderenergieprogramms der GTZ im Norden Marokkos durch CDER Windmessungen durchgeführt. Weitere Standorterkundungen – diesmal an der Atlantikküste - erfolgten im Rahmen einer Ländermaßnahme des TERNA-Windenergieprogramms (PN 1997.2019.4) von 1997-2000. An mehreren der seinerzeit als günstig identifizierten Standorte wurden oder werden Windparks realisiert.

Beratungsleistungen der GTZ wurden im Rahmen des Entwurfs für ein RE- und EE-Fördergesetz in 2006/2007 erbracht (innerhalb einer SFF-Anschubfinanzierung „Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien und Ener-gieeffizienz“ – PN 2003.3505.9 und des laufenden Vorhabens „KV-Umweltprogramm Marokko“ – PN 2005.2099.9). Diese Leistungen wurden in Koordination mit der Weltbank durchgeführt, die sich auf die Windenergie konzentrierte, während die GTZ die Bereiche Solarthermie, Biogas etc. abdeckte.

Ab 2008 bis 2010 ist darüber hinaus in einem Neuvorhaben eine Unterstützung bei der Implementierung des Gesetzes (Ausarbeitung von Verordnungen) und bei der Restrukturierung von CDER als Förder- und Beratungsinstitution für erneuerbare E-nergien und Energieeffizienz vorgesehen.

59 Centre de Dévelopment des Energies Renouvables; nach Erweiterung um den Arbeitsbereich Energieeffi-

zienz soll CDER in ADEREE umbenannt werden, Agence de Dévelopment des Energies Renouvable et des Eficacité Energetique“. Die Restrukturierung wird gegenwärtig durch die Beratungsfirma Ernst&Young vorbe-reitet.


Insgesamt soll CDER in Zukunft mehr angewandte Forschung betreiben (Wind und Solarthermie), stärker in der Öffentlichkeit die Verbreitung von erneuerbaren Ener-gien (und die Förderung von Energieeffizienz) unterstützen und neben der Wahr-nehmung staatlicher Aufgaben (Erarbeitung von Standards, Zertifizierung von Anla-gen) auch als Beratungsfirma für Privatunternehmen tätig werden. Außerdem wird die Ausarbeitung eines Masterplans für Bioenergie angestrebt.

Finanzielle Zusammenarbeit

Die laufenden und geplanten FZ-Vorhaben im Sektor Energie werden durch Zu-schüsse und Entwicklungskredite von insgesamt 209,6 Mio. € unterstützt (einschließ-lich 7,5 Mio. € für Zinssubventionen). Die Darlehen enthalten 126,7 Mio. € KfW-Mittel im Rahmen der Verbundfinanzierungen und zinsverbilligten Kredite.

Ländliche Basiselektrifizierung mit Photovoltaik

Im Rahmen eines FZ-Vorhabens „Ländliche Basiselektrifizierung mit Photovoltaikan-lagen I“ (BMZ-Nr. 1997 65 383) wurde von der KfW der Einsatz von 16.000 Solar-Home-Systemen in vier Provinzen im Rahmen eines Fee-for-Service-Modells mit ei-nem Kredit im Gesamtvolumen von rd. 5,1 Mio. € unterstützt (RE-Teil des ONE-Programms PERG zur ländlichen Elektrifizierung, im Januar 2006 abgeschlossen60). Das Vorhaben war in die EZ-Förderstrategie für den Umweltschutz und die Erschlie-ßung regenerativer Energiequellen in Marokko eingebettet und mit Gesamtkosten von 8,65 Mio. € (einschließlich Consultingleistungen) verbunden. Pro SHS ergaben sich damit Durchschnittskosten von rd. 540 €.

In Weiterführung dieses Projektes wird bis Ende 2008 die Ausrüstung weiterer 37.000 ländlicher Haushalte in 20 Provinzen mit Solar-Home-Systemen finanziell ge-fördert („Ländliche Basiselektrifizierung II (Photovoltaikprogramm)“, BMZ-Nr. 2005 66 687). Dabei handelt es sich um ein PPP-Vorhaben, da Lieferung und Betrieb der An-lagen sowie das Inkasso von einem privaten Konzessionär durchgeführt werden.

Eine öffentliche Ausschreibung wurde in 2004 durchgeführt, ein Konzessionsvertrag Anfang 2006 abgeschlossen.61 Die Gesamtkosten für diesen Projektabschnitt wur-den vorab auf rd. 25,8 Mio. € geschätzt. Davon werden rd. 3,5 Mio. € von den Nut-zern vor Installation der SHS als Anzahlung erbracht. Die restlichen Kosten werden durch Mittel der AFD (5 Mio. €), einem FZ-Entwicklungskredit von 10 Mio. € (Laufzeit 12 Jahre, davon 3 Freijahre) und Eigenmitteln des ONE in Höhe von 7,3 Mio. € fi-nanziert.

Dabei werden ONE pauschal rd. 450 €/SHS erstattet, so dass sich direkt aus FZ-Mitteln etwa 22.200 SHS mitfinanzieren lassen. Die zur Zinsverbilligung vorgesehe-nen FZ-Haushaltsmittel betragen rd. 3 Mio. € und stammen aus der Sonderfazilität für erneuerbare Energien und Energieeffizienz (4E). 60 Die Auswahl der Dörfer erfolgt nach Kostengesichtspunkten. Bei durchschnittlichen Anschlusskosten pro

Haushalt von unter rd. 2.500 € werden die Dörfer durch Netzerweiterung elektrifiziert.

61 Parallel hierzu wurden in einem zweiten Block weitere 40.000 SHS ausgeschrieben und vertraglich verein-bart.


Den Erfahrungen der ersten Projektphase entsprechend werden durch die Bereitstel-lung einer PV-Basiselektrizitätsversorgung im Wesentlichen die häusliche Beleuch-tung ermöglicht sowie Kommunikationsmedien besser nutzbar gemacht. Dadurch kann z.B. die Schulausbildung unterstützt oder durch verbesserten Zugang zu Infor-mationen die Teilnahme am öffentlichen Leben oder am Marktgeschehen erleichtert werden. Direkte produktive Effekte werden typischerweise durch dezentrale PV-Anlagen aufgrund ihrer geringen elektrischen Leistung nicht erreicht.

ONE hat in einer umfangreichen Untersuchung der sozioökonomischen Wirkungen des PERG von 2003 auch die Genderwirkungen des Programms untersuchen las-sen. Die Studie hat eine Erhöhung des Einschulungsgrades und eine Verlängerung der Schulbesuchsdauer von Mädchen aus Haushalten mit SHS statistisch nachge-wiesen. Die KfW beabsichtigte, die Genderkategorie nach Abschluss des ersten PV-Vorhabens durch eine spezielle Untersuchung zu überprüfen.

Das Vorhaben trägt außerdem zur Verringerung der Innenraumbelastung durch Schadstoffe bei. Aufgrund hoher Zahlungsbereitschaft der Haushalte, die als Maß für die Akzeptanz der PV-Anlagen gelten kann, hat sich das Projekt als sehr erfolgreich erwiesen. Es ist weltweit eines der größten Elektrifizierungsvorhaben mit Solarsys-temen überhaupt.

Windkraft

Ein von ONE betriebener Windpark mit 3,5 MW wurde Ende 2000 am Standort Al Koudia mit deutscher Anlagentechnik errichtet und von der KfW mit einem niedrig verzinsten Kredit in Höhe von 4,35 Mio. € finanziert (BMZ-Nr. 1993 65 685).

Als FZ-Verbundfinanzierung (jeweils 25 Mio. € FZ-Darlehen und FK-Mittel) ist die finanzielle Unterstützung für das von ONE geplante Neuvorhaben Windpark Tanger mit 140 MW vorgesehen (BMZ-Nr. 2004 65 765). Die Gesamtkosten des Vorhabens wurden auf 167 Mio. € geschätzt, wofür die EIB zusätzlich 80 Mio. € zur Verfügung stellt.

Der Windpark wird von ONE betrieben werden, da eine internationale Ausschreibung keine positiven Ergebnisse erbrachte und die Finanzierungskosten für einen staatli-chen Betreiber insgesamt für günstiger erachtet werden. Der Windpark soll etwa 510 GWh/a Strom produzieren.

Nach Auswertung der internationalen öffentlichen Ausschreibung zeichnet sich aller-dings eine Erhöhung der Investitionskosten auf rd. 220 Mio. € ab. Ein weiterer Wind-park von 60 MW, dessen Inbetriebnahme ebenfalls für 2008 vorgesehen ist, soll an der Atlantikküste südlich der Stadt Essaouira entstehen (BMZ-Nr. 2002 66 155). Das 83 Mio. € teuere Projekt wird ebenfalls durch einen Kredit der KfW in Höhe von 50 Mio. € unterstützt. Der Windpark soll 210 GWh Strom pro Jahr produzieren und wird ebenfalls von ONE betrieben werden.

Mit den Windparks können Emissionen von etwa 690 g CO2 pro kWh vermieden werden. Sie leisten ferner einen Beitrag zur Erreichung des MDG 7 über die nachhal-tige Sicherung der Ressourcen.


Zum Zeitpunkt der Projektprüfung für den Windpark Tanger (2004) lagen die be-triebswirtschaftlichen Bereitstellungskosten des Stroms aus Windenergie rd. 16% über denen der thermischen Erzeugungsalternative. Aufgrund der zwischenzeitlichen erheblichen Preiserhöhungen für Erdöl und andere fossile Energieträger dürfte Windstrom trotz teilweise gestiegener Investitionskosten zumindest auf gleichem Kostenniveau stehen.

Weitere Windkraftanlagen könnten in Zukunft von Industrieunternehmen zur Selbst-versorgung errichtet werden. Eine seit September 2006 geltende Neuregelung er-laubt den Stromtransport zwischen Erzeugungs- und Abnehmerstätte gegen Entgelt. Überschussstrom kann zu erhöhter Ankaufsvergütung in das öffentliche Stromnetz eingespeist werden.

Langfristig ist für Windenergie unter den Bedingungen Marokkos mit einem Kosten-vorteil zu rechnen. Zudem kann bei Verkauf von CDM-Zertifikaten (der Windpark Es-saouria ist als CDM-Projekt registriert) mit zusätzlichen Erlösen gerechnet werden. Nicht berücksichtigt sind zudem vermiedene externe Kosten durch Vermeidung sons-tiger Umweltbelastungen.

Wasserkraft

Die deutsche FZ fördert bereits seit rd. 30 Jahren die Erschließung der Wasserkraft-potenziale Marokkos. Mit FZ-Mitteln wurden auch Bau und Montage der Laufwasser-kraftwerke Tanafnit (18 MW) und El Borj (22 MW) finanziert (BMZ-Nr. 2000 655 40). Für beide Wasserkraftwerke, die ca. 170 GWh/a erzeugen und den Ausstoß von 110.000 t CO2 vermeiden sollen, wurden insgesamt rd. 61 Mio. € bereitgestellt.

Ebenfalls mit FZ-Unterstützung wird derzeit die Rehabilitierung mehrerer älterer Wasserkraftwerke durchgeführt (BMZ-Nr. 2003 67 482). Die Gesamtkosten des Vor-habens wurden auf 32 Mio. € geschätzt. Zur Finanzierung wurde ein zinsverbilligtes FZ-Darlehen in Höhe von 26 Mio. € bereitgestellt, wofür etwa 4,5 Mio. € FZ zur Zins-verbilligung erforderlich sind. Ohne die Rehabilitierungsmaßnahmen müssten insge-samt 10 der vor 1978 in Betrieb genommenen Wasserkraftwerke mit einer Gesamt-leistung von 361 MW sukzessive vom Netz gehen. Die Stromproduktion würde pri-mär durch thermische Kraftwerke ersetzt. Die aufgrund des Projektes ermöglichte jährliche CO2-Vermeidung liegt bei etwa 285.000 t.

Bei den Regierungsverhandlungen 2006 wurde zudem eine Verbundfinanzierung von 35 Mio. € für das Wasserkraftwerk Tilougguit vorgesehen, das eine Ausbauleistung von 33 MW mit einem Tagesspeicher erhalten soll. Die Inbetriebnahme dieser Anla-ge wird frühestens in 2009 erfolgen können.


AFD unterstützt, gemeinsam mit der EIB, Marokkos ländliches Elektrifizierungs-programm PERG, einschließlich des Einsatzes von Solarsystemen. PERG läuft seit 1995 unter der Regie von ONE und sollte ursprünglich Ende 2007 mit einer Elektrifi-zierungsrate von 98% abgeschlossen sein (davon 91% durch Netzanschluss und 7% durch PV-Versorgung). Dieses Ziel soll nun bis 2010 erreicht werden.


AFD hat das Programm seit Beginn in vier Teilprojekten unterstützt: PERG I (30 Mio. €), PERG II (45 Mio. €), PERG III (40 Mio. €), und PERG IV-I (40 Mio. €). Aufgrund sehr positiver ex-post-Evaluierungen hinsichtlich Durchführung und Wirkung wird sich AFD auch am abschließenden Teil (PERG IV-II) finanziell beteiligen. Dafür sollen 45 Mio. € bereitgestellt werden, davon 40 Mio. für Netzanschlüsse und 5 Mio. € für den dezentralen Teil des Programms, innerhalb dessen 7.000 Haushalte in etwa 300 Dörfern mit PV-Anlagen ausgestattet werden sollen.

Von EIB wurden der 50 MW-Windpark Tanger, der im August 2000 in Betrieb ge-nommen wurde mit 24,4 Mio. € finanziert. Eine Mitfinanzierung in Höhe von 80 Mio. € ist auch bei dem neuen 140 MW-Windpark Tanger vorgesehen, dessen Inbetrieb-nahme für Ende 2008 vorgesehen ist. Die EIB finanziert ebenfalls die Phase II des vierten und letzten Teilprogramms von PERG mit einem Kredit über 170 Mio. Euro (Gesamtinvestitionen 573 Mio. Euro) im Zeitraum 2007-2010.

Die Weltbank hat dem marokkanischen Energiesektor seit 1997 (Abschluss von PERG II) keine finanziellen Mittel mehr geliehen. Gemeinsam mit der Afrikanischen Entwicklungsbank (AfDB) bereiten Weltbank/GEF gegenwärtig die Kofinanzierung für das solarthermische Hybrid-Kraftwerk bei Ain Beni Mathar vor.62 Die GEF-Zuschussfinanzierung für das integrierte solarthermische Kraftwerk von 43,2 Mio. US$ wurde im März 2007 dem Weltbank Board vorgelegt.

Im Kontext des erweiterten Dialogs zur Energiesektorreform über die vergangenen zwei Jahre hat die Weltbank ein umfassendes technisches Energie-Kooperations-programm für 2006-2007 entwickelt, das eine Unterstützung bei der Entwicklung ei-nes fundierten gesetzlichen und regulatorischen Rahmens vor allem zur Förderung der Windenergie vorsah. Im Rahmen dieses Kooperationsprogramms wurden in 2006 Consultingleistungen zur „Elaboration of a regulatory framework for large-scale development of grid-connected wind energy“ vergeben. Gegenwärtig (bis Ende 2007) werden zudem Beratungen zur Restrukturierung von CDER und zur Einrichtung ei-nes RE-Fonds durchgeführt.

Zur Weiterentwicklung der Energiesektorreform wird die Weltbank einen Develop-ment Policy Loan (DPL) im Umfang von 75 Mio. € über einen Zeitraum von 25 Jah-ren bereitstellen. Dazu gehört auch die Unterstützung der marokkanischen Regie-rung bei der Verbesserung der Versorgungssicherheit durch Entwicklung einheimi-scher Energieressourcen. Weitere Themen sind die effiziente Energieverwendung, die Formulierung einer Langzeitstrategie, die Stärkung des Wettbewerbs durch regi-onale Integration, die Liberalisierung im Hochspannungsbereich sowie die Reduzie-rung der staatlichen Subventionen bei Erdölprodukten.

Die EU hat ein 40 Mio. € Hilfsprogramm zur Unterstützung der Energiesektor-reformen in Marokko vorgelegt. Es ist geplant, dass die Mittel Anfang 2008 zur Ver-fügung stehen und auch den Bereich Energieeffizienz und erneuerbare Energien ab-

62 Die AfDB wird insbesondere Kreditmittel für den konventionellen Teil des Kraftwerks bereitstellen.


decken. Zusätzlich will die EU technische Unterstützung für den Energiesektor anbie-ten.


Zitat der EU-Kommission: „Im Energiebereich müssen angesichts der Abhängigkeit Marokkos von Energieimporten und der steigenden Kosten der fossilen Energieträ-ger große zusätzliche Anstrengungen unternommen werden, um die Energieeffizienz zu erhöhen und das nationale Potenzial an erneuerbarer Energie besser zu nutzen sowie die saubere Verbrennung von Kohle zu fördern“.

Mit den bislang geplanten und bereits vorhandenen Windenergievorhaben wird der Beitrag erneuerbarer Energie zum gesamten Stromaufkommen (ohne vorhandene Wasserkraft) auf weniger als 5% gesteigert werden können. Auch zusammen mit den nur begrenzt ausbaubaren Wasserkraftressourcen verbleibt damit eine deutliche Lü-cke gegenüber dem Ziel eines 20% RE-Anteils bis 2012, die durch den Bau weiterer Windparks geschlossen werden soll (1000 MW lt. CDER zwischen 2009 und 2012).

In der Planung befindet sich bereits ein 60 MW Windpark bei der Stadt Taza. Insge-samt werden von CDER/IMET sowie von ADEME derzeit Machbarkeitsstudien für jeweils acht Standorte durchgeführt. Der in den nächsten Jahren erforderliche Finan-zierungsaufwand alleine im Windbereich liegt unter Abzug der Eigenmittel bei etwa 800 Mio. €.63

Kurzfristig wird auch noch weitere finanzielle Unterstützung erforderlich sein, um das Ziel einer (Basis-)Vollversorgung im ländlichen Raum mit Strom aus erneuerbaren Energien bis 2010 zu erreichen (die geplanten 150.000 PV-Anlagen sind bislang nicht voll finanziert). Allerdings ist zu erwarten, dass dank der jüngst erfolgten umfas-senden Elektrifizierung mittel Netzerweiterung der Bedarf für PV-Anlagen geringer ausfällt als ursprünglich gedacht.

Weiterer Mittelbedarf kann sich auch bei dem noch möglichen Ausbau der Wasser-kraft ergeben, dessen Erschließungsgrad bis 2015 um etwa 50% erhöht werden soll.64 Weitere Potenziale lassen sich insbesondere auch im Bereich der Kleinwas-serkraft (bis 300 kW) erschließen.

Technische Unterstützung (Politikberatung und personelle sowie institutionelle Ent-wicklung) ist bei der Umsetzung des neuen Fördergesetzes für erneuerbare Energien erforderlich. Diese soll im Rahmen des GTZ-Neuvorhabens erbracht werden.

Auch für den Bereich solarthermischer Anlagen im Warmwasserbereich ist weitere technische und finanzielle Hilfe erforderlich. Dies gilt insbesondere für die Verbesse-rung der produktions- und installationstechnischen Qualität sowie für den Einsatz von

63 Die Weltbank nennt ein Ziel von insgesamt 1000 MW Windleistung bis 2012 und geht deshalb von einem

niedrigeren Investitions- und Finanzierungsbedarf aus.

64 Nach KfW-Angaben wird das wirtschaftliche Potenzial zur Stromerzeugung aus Wasserkraft auf 4.600 GWh/a geschätzt, wohingegen derzeit nur etwa 1.600 GWh/a erzeugt werden. Insgesamt betrieb ONE Ende 2005 26 Wasserkraftanlagen, von denen 10 Anlagen derzeit rehabilitiert werden.


großen Kollektorfeldern. Darüber hinaus bietet sich mittelfristig ein erhebliches Marktpotenzial für solare Kühlung.

Wachsende Bedeutung dürfte die Meerwasserentsalzung mittels Solarenergie oder Windkraft vor allem in den trockeneren südlichen Regionen entlang der Atlantikküste erlangen.

Längerfristig kann Marokko eine Schlüsselstellung bei der großflächigen Nutzung solarer Energiequellen durch Photovoltaik oder thermische Kraftwerke zur Stromer-zeugung für den Export in die EU einnehmen, da das Land günstige Zugangsbedin-gungen zum europäischen Strommarkt besitzt. Allerdings setzt dies voraus, dass Marokko selbst primär seinen (stark wachsenden) Eigenbedarf decken kann bei gleichzeitiger Eingrenzung der derzeit erforderlichen Energieimporte. Außerdem müssen beide Technologien gegenüber fossiler Stromerzeugung deutlich konkur-renzfähiger werden.

Als weiteres Thema könnte die effizientere Nutzung von Biomasse (insbesondere Holz) an Bedeutung gewinnen, die derzeit etwa ein Drittel des gesamten Energiebe-darfs Marokkos abdeckt.65 Insbesondere in den kälteren Zonen des Atlas-Gebirges geht es dabei nicht nur um einen wirkungsvolleren Einsatz von Holz zum Kochen und Backen, sondern auch um eine vernünftige energetische Verwertung beim Heizen in den Wintermonaten. Auch die Nutzung landwirtschaftlicher Reststoffe und organi-scher Abfälle zur Biogasnutzung hat ein signifikantes Marktpotenzial.

Da gegenwärtig in Marokko im Rahmen von Umweltprogrammen zahlreiche Klärwer-ke gebaut und Deponien geordnet werden, bietet sich die Integration von Deponie- und Klärgas-Anlagen zur energetischen Nutzung an. Die im Rahmen der TZ vorge-sehene Erarbeitung des Masterplans Bioenergie wird hierfür die erforderliche Grund-lage liefern.

65 Die Holznutzung erfolgt derzeit in nicht-nachhaltiger Form, da sie mit einem kontinuierlichen Verlust an Wald-

fläche verbunden ist.


3.7 Syrien 3.7.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Syrien verfügt über einige nationale Ölreserven, die jedoch so gering sind, dass die Produktion bereits seit 1996 kontinuierlich abnimmt. Damit verbunden ist eine stetige Verringerung der in der Vergangenheit bedeutsamen finanziellen Zuflüsse aus dem Erdölsektor in den Staatshaushalt, die allerdings in den letzten beiden Jahren (2005/2006) aufgrund der starken internationalen Preiserhöhungen kompensiert werden konnte. Es gilt als sicher, dass das Land im nächsten Jahrzehnt bei gleich-zeitig steigendem Inlandsverbrauch zum Nettoimporteur von Erdöl wird und sich die-se Entwicklung bei anhaltend hohen Ölpreisen negativ auf die wirtschaftliche Situati-on auswirken kann.

Derzeit gehen bereits nur noch etwa 40% der gesamten Erdölproduktion in die Aus-fuhr. Gleichzeitig müssen aufgrund ungenügender Raffineriekapazitäten im Land zu-nehmend Erdölprodukte importiert werden. Insgesamt wird damit gerechnet, dass bereits ab 2010 der nationale Energiebedarf die einheimische Energiebereitstellung übersteigt.

Die Regierung ist sich der abnehmenden Energieressourcen bewusst und versucht den Zeitpunkt des Erdölimports durch verschiedene Maßnahmen hinauszuschieben (bzw. Ölressourcen für den Export zu reservieren). Unter anderem konzentriert sie sich auf eine Effizienzerhöhung der Förderung des nationalen Öl- und Gassektors durch ausländische Direktinvestitionen und Technologien zur Verbesserung der Pro-duktivität der Öl- und Gasfelder und auf den Ersatz von Öl durch Erdgas bei der Ver-stromung. Angedacht wird auch die Erschließung der reichlich vorhandenen Lager-stätten von Ölschiefer zur Stromerzeugung.

Das noch ausreichend vorhandene Erdgas bietet Syrien Spielraum bei Produktion und Export in der Zukunft. Die Reserven sind die drittgrößten aller Mittelmeeranrai-nerländer. So könnte sich die vermarktete Gasproduktion von 2005 bis 2010 in etwa verdoppeln und ließe sich bis 2015 sogar noch weiter steigern. Dabei haben aller-dings auch die Gasreserven nur etwa ein Zehntel des Umfangs der beispielsweise im Irak erschließbaren Vorkommen.

Syrien gehört dem regionalen Konsortium an, das die so genannte „Arab Gas Pipeli-ne“ errichtet. Diese (vorwiegend) an Land verlaufende Erdgasleitung liefert bereits ägyptisches Erdgas nach Jordanien und soll später auch den Libanon versorgen und weiter in Richtung Türkei geführt werden.66

Über diese Pipeline könnte nach Fertigstellung der Erdgasleitungen zwischen der Türkei und der EU, insbesondere der vom Kaspischen Meer nach Europa führenden

66 Derzeit endet die Pipeline kurz vor der syrischen Grenze. Eine Vereinbarung zum Bau der Pipeline durch

Syrien bis in die Türkei wurde zwischen mehreren Ländern im März 2006 abgeschlossen.


„Nabucco-Pipeline67“ syrisches und ägyptisches Erdgas auch für den Balkan und die EU zur Verfügung stehen.68

Zur Schaffung eines euro-arabischen Erdgasmarktes hat Syrien ein Finanzierungs-abkommen gemeinsam mit Ägypten, Jordanien und dem Libanon abgeschlossen. Im September 2004 wurde zwischen diesen Ländern zudem vereinbart, Irak an die Arab Gas Pipeline anzuschließen. Die Umsetzung dieses Vorhabens soll bis 2010 erfol-gen. Syrien würde damit zum Transitland für Erdgas aus dem Irak werden.

Stromsektor

Der Elektrizitätssektor wird von zwei staatlichen Versorgungsunternehmen69 domi-niert, allerdings hat sich die Regierungspolitik nach Jahren mit häufigen Stromab-schaltungen gegenüber einer schrittweisen Einbindung privater Investoren bei der Stromerzeugung geöffnet. Der Ausbau der Erzeugungskapazitäten konnte in der Vergangenheit mit dem pro Jahr um bis zu 9-10% wachsenden Bedarf /a (teilweise mit verursacht durch ein forciertes Elektrifizierungsprogramm) nicht mithalten. Ge-genwärtig befinden sich mehrere Kraftwerke durch ausländische Konsortien im Bau, die durch diese auch betrieben werden sollen.

Syrien verfügt über einen Stromverbund mit Jordanien, dem Libanon und mit Irak. Eine Verbindung zwischen Syrien und der Türkei zur Komplettierung der Mittelmeer-Ringleitung befindet sich in Planung. Auf mittlere und längere Sicht dürfte Syrien eine wichtige Rolle auch bei der Versorgung der genannten Nachbarländer mit Strom spielen.70

In den letzten Jahren wurden erhebliche Anstrengungen bei der ländlichen Elektrifi-zierung unternommen, so dass inzwischen etwa 99% der Gesamtbevölkerung aus dem landesweiten Stromnetz oder in anderer Form versorgt werden. Trotzdem ha-ben noch geschätzte 700 Dörfer keinen Zugang zu Elektrizität.

Die Endkunden-Preise für Strom sowie für Erdöl und Erdgas liegen erheblich unter den Kosten bzw. den regulären Marktpreisen, so dass der Staat massiv für Subven-tionen aufkommt, wenngleich diese für den Elektrizitätsbereich in jüngster Zeit redu-ziert wurden.


Syrien verfügt durch den Zugang zum Euphrat über Wasserkraftressourcen, die vor-rangig mittels dreier großer Kraftwerke an diesem Fluss genutzt werden.

67 Diese Pipeline soll von der Türkei aus über Bulgarien, Rumänien und Ungarn bis nach Österreich geführt

werden. Baubeginn der 3.300 km-Strecke ist für 2008 vorgesehen, die Fertigstellung für 2011. Die planmäßi-ge Realisierung ist jedoch nach jüngster Hinwendung der Haupterdgaslieferanten Turkmenistan und Ka-sachstan in Richtung Russland nicht mehr sicher.

68 Perspektivisch wird auch daran gedacht, Zypern mit einer Stichleitung von Syrien aus zu versorgen.

69 Ein Unternehmen für Erzeugung und Stromtransport sowie ein Unternehmen für Verteilung und Verkauf von Elektrizität.

70 Bereits jetzt liefert Syrien Strom nach Irak, Jordanien und in den Libanon.


Allerdings verändert sich die Stromproduktion aufgrund wechselnden Wasserange-bots stark von Jahr zu Jahr, außerdem standen von der installierten Kapazität von 1.528 MW in 2005 nur 1.200 MW zur Verfügung. Die bestehenden Kapazitäten sol-len bis 2020 weiter ausgebaut werden (um ca. 880 MW). Dabei könnten auch kleine-re und mittlere Anlagen in anderen Regionen eine Rolle spielen. Derzeit (2005) stammen etwa 10% der Stromproduktion aus Wasserkraft.

In Syrien besteht ferner ein erhebliches Potenzial für die Nutzung anderer erneuerba-rer Energiequellen, insbesondere Wind- und Solarenergie. In 2003 hat die Regierung das National Energy Research Center (NERC) gegründet, um energiebezogene For-schungen durchzuführen und entsprechende Politik- und Regulierungsvorschläge zu erarbeiten. Im Vordergrund der Forschung standen bislang solarthermische und –elektrische Anwendungen.

Politische Ziele

In Zusammenarbeit mit dem Higher Institute of Applied Science and Technology (HI-AST) und UNDP wurde im Zeitraum 2000-2004 ein „National Renewable Energy Master Plan“ ausgearbeitet, der bis 2011 einen Ausbau des Beitrags erneuerbarer Energien (ohne große Wasserkraft) von derzeit (2005) geschätzten 3,5% (überwie-gend in Form von Holz) auf gut 4,3% des Primärenergiebedarfs vorsieht.71

Zur Erreichung dieses Ziels sollten Investitionen im Umfang von knapp 1,5 Mrd. US$ getätigt werden, vor allem in Wind- und Solarenergie. So gehören zu dem Plan der Aufbau von 800 MW Windkapazitäten und die Installation von 16.000 PV-Anlagen in Dörfern (davon 10.000 in der zentralen Halbwüstenebene von Al-Baida). Außerdem sollten landwirtschaftliche und tierische sowie Haushaltsabfälle energetisch nutzbar gemacht werden.

Weitergehende Maßnahmen im RE-Bereich haben auch Eingang in den laufenden Fünfjahresplan (2006-2010) gefunden, allerdings stellt die Nutzung erneuerbarer E-nergien bislang keine politische Priorität dar. So wird auch davon ausgegangen, dass der Anteil erneuerbarer Energien bei gleichzeitigem Ausbau konventioneller Stro-merzeugung ohne zusätzliche Bemühungen bis 2030 kontinuierlich sinkt. Und selbst bei einem forcierten Einsatz erneuerbarer Energien wird noch mit einem leichten Rückgang des Anteils am Gesamtenergiebedarf gerechnet.

Die Umsetzung des Masterplans steht in 2007 selbst in Ansätzen noch aus, so dass eine Realisierung in dem gesetzten Zeitrahmen unrealistisch erscheint. Es besteht kein regulatorischer Rahmen für die Förderung von erneuerbaren Energien. Die Verwirklichung von Einzelprojekten hängt wesentlich von der Bereitstellung entspre-chender Finanzierungen (internationale Geber oder Privatinvestoren) ab.

71 Alle hier zu Syrien genannten Zahlen sind mit äußerster Vorsicht aufzunehmen. Sie sind teilweise je nach

Quelle widersprüchlich und scheinen oft nur Schätzgrößen darzustellen. So deutet vieles darauf hin, dass die hier genannten zukünftigen RE-Anteile am Primärenergiebedarf die nicht-kommerziellen erneuerbaren Ener-gieträger nicht einschließen. In einer Präsentation von Oktober 2007 beziffert der syrische Elektrizitätsminister den Biomasseanteil an der Primärenergie auf etwa 3% (2006).


Andere Quellen sprechen zudem von Plänen, den RE-Anteil am Primärenergiebedarf bis 2020 auf 7,5% zu erhöhen. Allerdings wird nicht deutlich, ob hierbei bereits die gesamte Wasserkraftnutzung einbezogen ist.72

Im Bereich Energieeffizienz wurde von 1998 bis 2006 mit finanzieller Unterstützung von UNDP, GEF und dem OPEC-Fonds das Vorhaben „Supply Side and Energy Ef-ficiency Conservation and Planning Project“ durchgeführt. Im Rahmen dieses Vorha-bens wurde auf nationaler Ebene ein Energiedienstleistungszentrum eingerichtet und ein Nationales Energieeffizienzprogramm erstellt. Auch das bereits oben erwähnte Energieforschungszentrum NERC wurde in diesem Zusammenhang gegründet.

Der laufende Fünfjahresplan (2006-2010) erwähnt spezifische Maßnahmen zur Re-duzierung des Energiebedarfs, so unter anderem durch Verbesserung der Energieef-fizienz in der Industrie und bei der Stromübertragung sowie durch Anpassungen der Energiepreise und durch thermische Isolierung von Gebäuden.73 NERC ist zudem beauftragt, ein Energieeinspargesetz auf den Weg zu bringen.

Windenergie

Bislang sind nur wenige kleine Windkraftanlagen zu Testzwecken errichtet worden. Eine 150 kW-Windkraftanlage mit Netzanschluss wurde bereits 1994 installiert. Au-ßerdem produziert ein syrisches Unternehmen eigene kleine windbetriebene Batte-rielader. In enger Zusammenarbeit mit der EU, UNDP (Risø-Institut) und JICA wur-den in jüngerer Zeit die Wind- und Solarressourcen erkundet, ein erster Windatlas wurde bereits 1999 veröffentlicht. Dabei erwiesen sich einige Standorte als heraus-ragend geeignet für Windenergienutzung. Ende 2002 wurde in Kooperation mit der Firma Deutsche Energie-Consult (decon) das „Wind Resource Assessment Project“ zur Entwicklung der Windenergie in Syrien gestartet, in dessen Rahmen an 20 Standorten Langzeitwindmessungen durchgeführt werden sollten. Bislang wurden für 15 Standorte Messungen über zwei Jahre vorgenommen und ausgewertet.

Als erster nennenswerter Schritt soll nun ein 6 MW-Windpark im Zentrum des Landes bei Homs (Standort Sindianah) errichtet werden, dessen voraussichtliche jährliche Stromproduktion auf 18 Mio. kWh beziffert wird. Hierfür stellt die spanische Regie-rung Fördermittel bereit (50% FZ-Mittel und 50% Exportkredite). Eine Ausschreibung zur Errichtung des Windparks, an der sich nur spanische Firmen und Konsortien beteiligen konnten, wurde hierzu vom NERC gestartet und Ende Mai 2007 abge-schlossen. Zur Beteiligung und Entscheidung gibt es bislang keine Informationen. Die Inbetriebnahme ist für 2008 vorgesehen.

Die Realisierung eines weiteren Windparks mit 12,5 MW Leistung ist ebenfalls für 2008 geplant. Außerdem soll im kommenden Jahr eine Ausschreibung für einen 100 MW-Windpark gestartet werden.

72 Einschließlich Wasserkraft wird der RE-Anteil am Primärenergiebedarf auf 6,5% (2005) beziffert.

73 In 2006 wurde bereits die erste Version eines „Building Thermal Insulation Code“ vorgelegt. Dieser Standard sollte in 2007 einen verbindlichen Charakter bekommen. Außerdem werden seit 2003 schrittweise Standards und Labels für Haushaltsgeräte eingeführt.


Biomasse

Zusätzlich erschließen lässt sich ein begrenztes Biomassepotenzial, unter anderem durch effizientere Holzverwertung und Nutzung agrarischer Abfälle in Biogasanlagen. Bereits jetzt wird die (traditionelle) energetische Biomassenutzung auf ähnliche Grö-ßenordnungen beziffert wie die Wasserkraftnutzung. Außerdem bestehen erhebliche Potenziale bei der energetischen Verwertung von Hausmüll.


Die Anzahl solarthermischer Anlagen wird mit 15.000 bis 20.000 angegeben. Aller-dings muss diese geringe Zahl bei ebenfalls in Quellen zu findenden angeblichen 15 nationalen Herstellern von solaren Warmwasserbereitern in Zweifel gezogen werden. In Zukunft soll die Qualität durch Prüfzertifikate verbessert werden. Außerdem sollen solarthermische Anlagen bei Regierungsgebäuden Vorrang genießen74.

Als Ziel wird die Installation von 200.000 m² Kollektorfläche jährlich angegeben bzw. eine Zahl von 480.000 installierten Systemen bis 2010.75 Nach früheren Fehlschlä-gen bei der Förderung solarthermischer Anlagen hat NERC vorgeschlagen, dass die Regierung 50% der Kosten übernehmen sollte, während die Nutzer ihren Anteil über einen fünfjährigen zinslosen Kredit finanzieren könnten. Die Regierung plant hierzu die Einrichtung eines mit 500 Mio. US$ ausgestatteten Sonderfonds. Außerdem sieht der Entwurf des Energieeinspargesetzes die verpflichtende Installation von Sonnen-kollektoren bei Neubauten vor. Selbst bei Umsetzung dieser Maßnahmen erscheint allerdings die Erreichung der kurzfristigen Ziele unrealistisch.


Deutschland hat in der Vergangenheit keine EZ im RE-Bereich mit Syrien durchge-führt. Bei den Regierungsverhandlungen mit Syrien im April 2007 wurde jedoch ver-einbart, dass ein Teil der für die nächsten zwei Jahre zugesagten 70 Mio. € in Projek-te zur Nutzung erneuerbarer Energien und zur Erhöhung der Energieeffizienz fließen sollte. Ein Arbeitsvorschlag zur Entwicklung einer nationalen Energiestrategie unter Einbeziehung von Energieeffizienz und Erneuerbaren Energien wird gegenwärtig von der GTZ vorbereitet.


Wichtiger Beitrag war in der jüngeren Vergangenheit die Unterstützung von UNDP bei der Erarbeitung des Renewable Energy Master Plan, welcher von der UNDESA finanziert wurde (mit allerdings nur 178.000 US$).

Im Rahmen der bilateralen Zusammenarbeit EU-Syrien wurde zwischen 1996 und 2005 ein „Electricity Sector Support Programme“ durchgeführt. In dessen letzter Phase wurde auch die Entwicklung erneuerbarer Energien unterstützt, unter ande-rem durch den Entwurf für einen Windpark bei Homs sowie durch Beratungen für ein

74 So im Originaltext. Evtl. sind hier jedoch allgemein staatliche öffentliche Gebäude gemeint.

75 Sowie zusätzlich 75.000 Systeme für industrielle Prozesswärme.


Gesetz zur Einspeisevergütung von Windstrom, eine Politik zur Nutzung erneuerba-rer Energien sowie finanzielle und institutionelle Maßnahmen.76 Im Rahmen eines weiteren EU-Vorhabens „Power Sector Action Programme“ wurde Ende 2002 eine Maßnahme zur Bewertung der Windressourcen begonnen. Dabei wurden an 20 Standorten Langzeit-Windmessungen durchgeführt.

Aus spanischen Fördermitteln wird die Realisierung des ersten Windparks in Syrien ko-finanziert (siehe oben).

In 2005 wurde von syrischer Seite mit der Teilnahme an einem EU-finanzierten Tem-pus77-Projekt begonnen, mit dem die Themen erneuerbare Energien und Energieef-fizienz in die höhere Ausbildung durch Erarbeitung von Curricula und Ausbildung von Lehrkräften eingeführt werden sollen. An diesem Vorhaben ist auch die Universität Kassel beteiligt.78

Syrien beteiligt sich aktuell an den EU-Projekten MED-ENEC und SOLATERM.

Laut ENP-Länderstrategiepapier 2007-2010 könnte der FEMIP-Fonds der EIB für technische Hilfe genutzt werden, um unter anderem Machbarkeitsstudien für Darle-hen im Sektor Energie zu finanzieren.

Syrien hat die 4. MENAREC-Konferenz im Juni 2007 ausgerichtet.


Aufgrund der unübersichtlichen Ausgangssituation muss der Bedarf für weitere Un-terstützung im RE-Bereich in Abstimmung mit kompetenten syrischen Partnern ermit-telt werden. Es ist derzeit nicht erkennbar, ob die syrische Regierung – wenn auch mit zeitlicher Verzögerung – an den Zielen des Renewable Energy Master Plan fest-hält. Auch wird bisher nicht deutlich, welche Strategien und Maßnahmen verfolgt werden, um ausländische Investoren z.B. zum Bau und Betrieb von größeren Wind-kraftparks ins Land zu holen. Grundsätzlich bedarf es offenkundig der Erarbeitung einer längerfristigen Energiestrategie, in die sich der Beitrag erneuerbarer Energien sinnvoll und realistisch einbettet (erster Schritt dazu in Vorbereitung, s.o.).

Vorrang besitzen derzeit im RE-Bereich in erster Linie die Windenergienutzung sowie der Einsatz solarthermischer Anlagen. Allerdings lässt sich aus den spärlichen ver-fügbaren Informationen auch ein Bedarf an technischer und finanzieller Unterstüt-zung bei energetischer Verwertung von Biomasse und organischen Abfällen ableiten. Grundsätzlich defizitär sind gegenwärtig die politischen und rechtlichen Rahmenbe-dingungen sowie die personellen und institutionellen Ressourcen, die mit einem ent-sprechenden Wissenstransfer gestärkt werden müssten.

76 Vorgesehene Zuschüsse für einen ersten kleinen Windpark in Höhe von 2,6 Mio. € wurden nicht eingesetzt.

77 Trans-European Mobility Programme for University Studies

78 Partner sind außerdem die Universität Graz in Österreich sowie die Universität Damaskus.


3.8 Tunesien 3.8.1 Merkmale des Energiesektors und der Energiesektorpolitik

Öl- und Gassektor

Tunesien verfügt über begrenzte eigene Erdgas- und Erdölressourcen, die jedoch seit 2000 nicht mehr ausreichen, um den Eigenbedarf zu decken. Bei in den letzten 25 Jahren etwa gleich bleibendem Angebot nationaler fossiler Energieressourcen ist der Primärenergiebedarf im gleichen Zeitraum stark angestiegen. Auch die Erschlie-ßung eines neuen Erdgasfeldes ab 1996 konnte den Trend hin zu einer defizitären Energiebilanz nur kurzfristig stoppen. Das Land führt deshalb zusätzlich Erdgas aus Algerien ein und importiert Erdöl aus unterschiedlichen Ländern. Tunesien dient au-ßerdem über die Gaspipeline Transmed, deren Kapazität derzeit ausgebaut wird, als Transitland für algerisches Erdgas nach Italien. Zusätzlich wurde mit den Vorberei-tungen für den Bau einer neuen Gaspipeline mit Libyen begonnen, die ebenfalls vor-rangig der Lieferung in die EU dienen soll. Der Bau eines Terminals für verflüssigtes Erdgas (LNG) ist geplant.

Das Land deckt seinen Primärenergiebedarf zu knapp 50% aus Erdölprodukten und zu rund 40% aus Erdgas. Der Rest besteht überwiegend aus der Nutzung von Bio-masse (Holz) im ländlichen Raum zum Kochen und Backen.79

Stromsektor

Die Stromproduktion basiert fast ausschließlich auf Gaskraftwerken, der Einsatz von Öl geht kontinuierlich zurück. Etwa 2% der installierten Leistung sind Wasserkraft-werke, weniger als 1% Windkraftanlagen. Der Stromsektor wird von dem staatlichen Versorger STEG beherrscht, obwohl seit 1996 auch unabhängige Stromproduzenten aufgrund von internationalen Ausschreibungen tätig werden können, die den erzeug-ten Strom allerdings ausschließlich an STEG verkaufen dürfen. Bislang werden nur 15% der Gesamtkapazität von unabhängigen Erzeugern betrieben. Dazu kommt die Stromproduktion von Eigenversorgern vor allem im industriellen und Dienstleistungs-bereich.

Trotz gezielter Maßnahmen zur Stromeinsparung wird der Bedarf auch in Zukunft weiter zunehmen, wenn auch ggf. gebremster als in den letzten Jahren. Zunehmend belastend sowohl für den staatlichen Haushalt wie auch für die Bedarfsentwicklung wirkt sich die fortdauernde Subvention von Erdgas auch für Verstromung aus. Bereits in 2005 mussten fast eine Mrd. € bzw. 15% der Staatsausgaben für die Ausgleichs-zahlungen zur Energiepreisstabilisierung eingesetzt werden. Im internationalen Ver-gleich konnten die Stromtarife dadurch niedrig gehalten werden.

Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit wurden zudem Untersuchungen über eine Stromverbindung mit Italien durchgeführt. Überlegungen bestehen auch hinsichtlich einer Verstärkung der bestehenden Stromtrasse mit Algerien und bezüglich einer

79 In offiziellen Statistiken taucht der vergleichsweise hohe Anteil nicht-kommerzieller Biomasse nicht auf.


zukünftigen Nutzung von Kernenergie. Nach Osten ist das tunesische Stromnetz als Teil der mediterranen Ringleitung mit Libyen gekoppelt.

3.8.2 Gegenwärtige Nutzung und Potenziale erneuerbarer Energien


Aufgrund hoher Wachstumsraten beim Energieverbrauch und zunehmender Abhän-gigkeit von Energieimporten hat die tunesische Regierung in 2004 ein Gesetz zur rationellen Energienutzung erlassen. Die darin genannten Kernpunkte eines nationa-len Förderprogramms für erneuerbare Energien sind:

- der Ausbau der Windkraft zur Stromerzeugung; - die Schaffung von Anreizen zur Nutzung der Solarthermie; - die Nutzung der Sonnenenergie zur weiteren Elektrifizierung des ländlichen

Raumes, zur Bewässerung und zur Meerwasserentsalzung; - die verstärkte energetische Nutzung von Produktionsrückständen und von

geothermischen Quellen und der Einsatz kleiner Wasserkraftwerke. Schwerpunkte bilden derzeit die Solarthermie und der Ausbau der Windkraftnutzung. Mit weniger als 0,5% am Primärenergiebedarf (in 2005) spielen die erneuerbaren Energien (ohne traditionelle Biomassenutzung) allerdings bislang nur eine unterge-ordnete Rolle. Dabei dominiert gegenwärtig noch die Wasserkraftnutzung, die aller-dings auch nur in wenigen kleineren Anlagen erfolgt und weniger als 2% zum Strom-aufkommen beiträgt. Auch für 2010 wird trotz eines Ausbaus der Nutzung erneuerba-rer Energien nur ein Beitrag von 2,1% zum Primärenergiebedarf erwartet. Bis 2020 wird von einem realisierbaren Anteil von 5,6% ausgegangen.

Tunesien sieht erhebliche Chancen in der Finanzierung von RE-Projekten durch den CDM. Bislang sind allerdings erst zwei Deponiegasprojekte beim CDM-Executive Board registriert.

Windkraft

Das Windenergiepotenzial wird auf etwa 1.000 MW geschätzt. Die Erstellung eines landesweiten Windatlas befindet sich in der Durchführung. Der bislang einzige Wind-park mit 20 MW wurde mit einem langfristigen spanischen Kredit finanziert und ist seit 2000 am Netz. Für 2007 ist eine Erweiterung des Windparks um 34 MW vorge-sehen. Bis 2009 soll die Windkraft auf 155 MW, bis 2011 auf 200 MW ausgebaut werden. Eine 2004 erstellte Strategiestudie zu erneuerbaren Energien hielt sogar einen Ausbau von 310 MW bis 2010 für möglich, was in etwa auch der Zielvorgabe für den 10. und 11. Entwicklungsplan (2003-2007 bzw. 2008-2011) entspricht. Aller-dings ist derzeit bereits absehbar, dass die Erstellung von geplanten 120 MW im lau-fenden 10. Entwicklungsplan nicht erreicht werden kann.

Unter anderem mit Unterstützung der GTZ wurden weitere Standorte auf ihre Eig-nung für die Errichtung von Windparks untersucht. Ein GEF-Vorhaben zur „Entwick-lung netzgekoppelter Windenergie“ wurde in 2004 begonnen und wird in Kooperation mit der GTZ durchgeführt. Kernelement des Vorhabens ist eine Teilfinanzierung der Vergütung für Windstrom mittels einer produktionsabhängigen Förderung in den ers-ten fünf Betriebsjahren.


Die Umsetzung von Plänen der Regierung für einen erheblichen Ausbau der Wind-energie hängen wesentlich von der Interessenlage privater Investoren und den wirt-schaftlichen Rahmenbedingungen ab. So wird insbesondere auf die teilweise Selbst-versorgung großer industrieller Stromverbraucher (Zementfabriken) durch Windener-gie gesetzt. Keine Informationen liegen derzeit über die Ergebnisse einer im Dezem-ber 2006 beendeten internationalen Ausschreibung für drei Windparks mit insgesamt 120 MW vor, die von STEG betrieben werden sollen.


Bis 2009 wird eine installierte Kollektorfläche von 500.000 m² angestrebt. Nach dem Auslaufen des GEF-Projekts zur Förderung von SWH im Jahr 2004 wurde mit dem seit 2005 laufenden Programm PROSOL80, das Zuschüsse in Höhe von etwa 20% der Investitionskosten und zinsvergünstigte Kredite bereitstellt, eine Ausweitung auf 700.000 m² bis 2011 vorgesehen. Auch damit dürfte allerdings das geschätzte Po-tenzial von mindestens 5 Mio. m² nur zu einem kleinen Teil ausgeschöpft sein. Allei-ne in 2006 wurden etwa 35.000 m² Kollektorfläche installiert. Bemerkenswert ist an dem Programm PROSOL die starke Einbindung des staatlichen Stromversorgers STEG, der für die von lokalen Banken ausgereichten Kredite Garantieleistungen ab-gibt und die Kreditrückzahlungen mit den Stromrechnungen der Kunden verbucht.

Wasserkraft, dezentrale Solarstromerzeugung und Geothermie

Das noch zu erschließende Wasserkraftpotenzial Tunesiens ist sehr begrenzt und beschränkt sich auf Kleinanlagen. Geothermische Quelle weisen nach aktuellem Kenntnisstand nur ein geringes Temperaturniveau auf und sind deshalb in erster Li-nie zur Beheizung (z.B. von Gewächshäusern) von Interesse. Potenziale zur Stro-merzeugung müssen derzeit ausgeschlossen werden.

Tunesien weist eine fast hundertprozentige Elektrifizierung auf. Netzferne Regionen wurden unter anderem durch rund 11.000 dezentrale PV-Anlagen mit einer Basis-Stromversorgung ausgestattet. Weitere 2.000 kleinere Ansiedlungen sollen noch mit solarelektrischen Systemen ausgestattet werden.


Seit 2003 unterstützt die GTZ im Rahmen des Vorhabens „Förderung der Erneuerba-ren Energien und der Rationellen Energienutzung“ die staatliche tunesische Energie-agentur ANME („Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Energie“) in den Bereichen Planung, Projektmanagement, Qualitätssicherung und Nutzung erneuerbarer Ener-gien. Seit Anfang 2006 wird Tunesien zudem beim Aufbau von Kapazitäten für die Durchführung von CDM-Aktivitäten durch die GTZ beraten. Die GTZ tritt außerdem als Kooperationspartner bei der Durchführung eines von UNDP/GEF finanzierten Vorhabens zur Entwicklung der netzgekoppelten Windenergienutzung auf. Wie be-reits erwähnt, fließt der Förderanteil der GTZ im Rahmen dieses Projekts vorwiegend

80 Das Vorhaben wird innerhalb des von der italienischen Regierung geförderten Mediterranean Renewable

Energy Programme (MEDREP) abgewickelt und von UNDP unterstützt. Zu Details siehe Amous (2007).


in Standortanalysen, die Beratung der Regierung in Fragen der Netzintegration, der Tarifgestaltung sowie der Vorbereitung und Begleitung von Bieterverfahren.

Die Identifizierung von FZ-Projekten scheiterte in der Vergangenheit an mangelnden Projektvorschlägen von ANME sowie an den Ausschreibungsverfahren von STEG. So wurden bei einem Windpark Anlagenlieferung und Finanzierung gleichzeitig aus-geschrieben, was mit den Vergaberichtlinien der FZ nicht vereinbar ist.


Seit 2001 wurden insbesondere mit kanadischen und spanischen EZ-Mitteln Bera-tungsleistungen und Studien zur Windkraft finanziert. Der bereits bestehende Wind-park wurde mit einem langfristigen zinsgünstigen Kredit aus spanischen FZ-Mitteln finanziert.

Ein nennenswerter Beitrag zur Entwicklung erneuerbarer Energien wird insbesonde-re durch das bereits erwähnte UNDP-GEF Vorhaben im Windbereich geleistet, das Zuschussmittel von 10,25 Mio. US$ umfasst und bis 2012 läuft. Angesichts der Kos-tensituation im Windbereich, der anhaltenden Subventionierung fossiler Stromerzeu-gung und der begrenzten Fördermittel wird die Umsetzung von 100 MW Windleistung allerdings nur gelingen, wenn zusätzlich verbilligte Exportkredite und Erlöse aus dem Verkauf von Emissionszertifikaten bereitstehen.

Der durch UNEP und Italien (im Rahmen von MEDREP) mitfinanzierte Garantiefonds für SWH-Systeme sorgt für eine Reduzierung der Zinsbelastungen beim kreditfinan-zierten Kauf der Anlagen durch Privatinvestoren. Der staatliche Stromversorger STEG verbürgt sich für die Rückzahlung der Kleinkredite gegenüber den lokalen Banken.

Mit China besteht eine Partnerschaft zur Biogaserzeugung aus organischen Abfall-stoffen. Ein neues Kooperationsabkommen im Rahmen der französisch-tunesischen Zusammenarbeit im Energiebereich wurde im Juli 2007 zwischen ANME und der französischen nationalen Energieagentur ADEME abgeschlossen.


Der im Rahmen des Assoziierungsabkommens mit der EU aufgestellte Aktionsplan für Tunesien sieht insbesondere die Prüfung der Verabschiedung und Umsetzung eines Aktionsplans für Energieeffizienz und Erneuerbare Energie vor. Außerdem soll-te die Umsetzung konkreter Maßnahmen und die Stärkung relevanter Institutionen unterstützt werden.

Wie zuvor bereits dargestellt, wird der auf der Basis erhöhter Vergütungen vorgese-hene Ausbau der Windkraft im Umfang von 120 MW voraussichtlich nur dann umge-setzt, wenn zinsgünstige Kredite bereitgestellt werden.

Auch der über diesen Umfang hinausgehende Ausbau, der auf rein wettbewerblicher Basis erfolgen soll, wird entscheidend von günstigen Finanzmitteln abhängig sein, solange sich die tunesische Regierung nicht dazu durchringt, die Mehrkosten gegen-über einer fossil basierten Stromerzeugung durch staatliche Budgets oder eine Um-lage auf die Verbrauchstarife abzudecken bzw. die Kostendifferenz durch Abbau von


Subventionen für Erdgas zu verringern. Hinsichtlich des Betriebs und der Wartung neuer Windparks durch lokales Personal dürfte eine weitere Unterstützung durch Know-how-Transfer erforderlich sein.

Aufgrund seiner Nähe zu Italien und guter Bedingungen für die Erzeugung von So-larstrom bietet Tunesien längerfristig geeignete Voraussetzungen für die Ansiedlung solarthermischer81 oder photovoltaischer Kraftwerke mit Exportchancen nach Euro-pa. Mittelfristig dürften die verfügbaren Wind- und Solarressourcen im Küstenbereich auch für die Meerwasserentsalzung von Interesse sein.

Kurzfristig dürfte Bedarf an technischer Unterstützung bei der Realisierung von solar-thermischen Großanlagen zur Warmwasserbereitung (beim Einsatz in Hotels, Kran-kenhäusern, Geschosswohnungsbau etc.) und bei der Qualitätsverbesserung ein-heimischer Kollektorproduktion bestehen. Angesichts der anhaltend hohen Bedeu-tung des Biomasseeinsatzes im ländlichen Raum besteht auch Beratungsbedarf für dessen effizientere energetische Verwertung in Kombination mit einer nachhaltigen Bewirtschaftung der pflanzlichen Ressourcen.

81 Hierzu ist ein Vorhaben bei der KfW in der Planung. Auf italienischer Seite wird vom staatlichen Stromversor-

ger ENEL und der Energieforschungsbehörde ENEA der Export von CSP-Technologie nach Tunesien ge-plant.


4 RE- und EE-bezogene Aktivitäten deutscher Institutionen in der MENA-Region

Das folgende Kapitel gibt eine akteursbezogene Zusammenfassung der Aktivitäten deutscher Geber bzw. entsprechend tätiger Einrichtungen in der MENA-Region. Die Details der Aktivitäten wurden jeweils bereits in den Länder-Kapiteln dargestellt.

Vorangestellt sei, dass der deutschen EZ eine Sektorstrategie des BMZ zugrunde liegt (BMZ 2007), die gezielt den Ausbau von RE und die intensivere Nutzung von EE in den Mittelpunkt stellt.

4.1 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) Insbesondere der Jemen weist nach Aussagen der BGR ein hohes geothermisches Potenzial auf, das zu geringen Kosten genutzt werden könnte. Aber auch für Ägypten und Marokko ist im Bereich der Direktwärmenutzung für industrielle Zwecke eine ho-he Dynamik zu erwarten. Generell hängt die Dynamik dieses Sektors in der MENA-Region von der Entwicklung eines kontinuierlichen Engagements der Regierungen im Bereich der Exploration im Vorfeld von Investitionen ab.

Die BGR führt derzeit im Auftrag des BMZ das Programm GEOTHERM in mehreren Partnerländern durch (Laufzeit der ersten Phase 2003-2008). Dabei geht es im Kern um die Vermittlung von grundlegenden Fachkenntnissen zur Erfassung geothermi-scher Ressourcen und um Unterstützung bei Entscheidungsprozessen zur weiteren Entwicklung von Geothermiestandorten. Das Programm wird in Kooperation mit U-NEP, GEF, KfW, GTZ, Privatfirmen und UNU-GTP (United Nations University - Geo-thermal Training Programme) durchgeführt.

Im Jemen führt die BGR im Rahmen von GEOTHERM und als Teil eines GEF-Vorhabens eine Machbarkeitsstudie für die Nutzung geothermischer Energie am Standort Al Lisi durch. Nationale Partner sind in diesem Fall das Ministerium für Wasser und Umwelt sowie das Geological Survey and Mineral Resources Board. Ziel der Unterstützungsleistung ist neben der institutionellen und personellen Befähigung und genereller Wissensvermittlung die Erstellung eines Finanzierungsplans und ei-nes Förderantrags für eine Explorationsbohrung.

4.2 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Das BMU hat sich in den letzten Jahren in vielfältiger Form im RE-Bereich in der MENA-Region betätigt. Die Aktivitäten ordnen sich in die generelle Linie des für RE zuständigen BMU ein, die Verständigung zwischen Ländern hinsichtlich der RE-Rahmenbedingungen auf der Ebene der Energiepolitik zu forcieren. Außerdem för-dert das BMU im Rahmen seines Aufgabenportfolios auch Forschungsarbeiten und internationale Kooperationen zur Erkundung und Anwendung von RE-Technologien.

Ausgehend von der ersten regionalen Vorbereitungskonferenz (Middle East North Africa Renewable Energy Conference – MENAREC) für die internationale RE-Konferenz in Bonn 2004 wurden bislang vier Veranstaltungen in unterschiedlichen Ländern durchgeführt, die - vom BMU gefördert - in erster Linie dem energiepoliti-


schen Dialog zwischen den beteiligten Ländern dienen, aber auch durch starke insti-tutionelle und privatwirtschaftliche Beteiligung aus Deutschland geprägt sind.

Nach der MENAREC-4 in Syrien im Juni 2007 soll die nächste Konferenz in 2008 in Marokko stattfinden. Weiterhin unterstützt das BMU aktiv die Einbeziehung von RE-Fragen in die Europäische Nachbarschaftspolitik (ENP) und beteiligte sich mit ent-sprechendem Fokus an der 6. ENP-Konferenz im April 2007 in Berlin.

Wesentliche BMU-Unterstützung wird im Bereich der solarthermischen Stromerzeu-gung geleistet, die sowohl aus Sicht der Lieferung deutscher Anlagentechnik in die Region wie auch im Hinblick auf einen möglichen zukünftigen Export von Solarstrom in die EU und nach Deutschland von Bedeutung ist.

Mit finanzieller Beteiligung des BMU wurde in 2005 das Studienvorhaben MED-CSP abgeschlossen (DLR 2005), das sich grundlegend mit den Möglichkeiten und Mach-barkeiten solarthermischer Anlagen sowie den Potenzialen anderer RE-Technologien im Mittelmeerraum beschäftigte.

In einem Folgevorhaben (TRANS-CSP) wurde der Frage einer Lieferung von Solar-strom aus der MENA-Region nach Europa nachgegangen (DLR 2006). Dabei wurde von dem Fernziel ausgegangen, 15% des europäischen Strombedarfs durch Einfuhr von solar erzeugtem Strom vor allem aus Nordafrika abzudecken. Gegenwärtig wird das Vorhaben Aqua-CSP durchgeführt, das sich dem Potenzial solarthermischer Kombianlagen zur Stromerzeugung und Entsalzung widmet (DLR 2007a).

Alle Studien wurden bzw. werden federführend vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Kooperation mit Partnerinstitutionen in Marokko, Jordanien, Ä-gypten und Algerien betreut82.

Das BMU beteiligt sich des Weiteren mit finanzieller Unterstützung an dem EU-MENA-Projekt SOLATERM, das von der GTZ koordiniert wird und der stärkeren Verbreitung solarthermischer Anlagen in den beteiligten MENA-Ländern dient.

Schließlich ist das BMU aktiv bei capacity building für NGO und Privatsektor (BMU 2007).

4.3 Centrum für internationale Migration und Entwicklung (CIM) Das CIM verfolgt RE-relevante Vorhaben nur im Jemen (vgl. Abschnitt 3.3). Künftig könnte CIM auch bei Fragen des capacity buildings in der Region aktiver werden, sofern entsprechende Projekte durchgeführt werden (Claus/Mostert 2007).

82 Zu einer näheren Darstellung siehe Abschnitt 7.4


4.4 Deutsche Energie-Agentur (dena) Die dena hat im Rahmen der RE-Exportinitiative folgende Aktivitäten durchgeführt:83

• Geschäftsreisen 2004-2007 mit steigender Tendenz, Technologieschwerpunkte sind Solar- und Windenergie;

• Erstellung von Länderprofilen: Marokko (Stand 2005, wird derzeit aktualisiert), Tunesien, VAE (Stand 2006);

• Exporthandbuch MENA (dena-Schriftenreihe).

4.5 Deutsche Gesellschaft für technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ) Die GTZ verfolgte im Rahmen der früheren Sonderenergie-Programme (SEP) eine Reihe von RE-Einzelprojekten in der MENA-Region, die insbesondere zur ländlichen Elektrifizierung (SHS, PV-Pumpen) und zur Vorbereitung der Potenzialerschließung sowie capacity building und Regierungsberatung zu RE und EE dienten. Die folgen-de Beschreibung bezieht sich auf die Aktivitäten der jüngeren Zeit.

Ägypten

Wie unter 3.1.4 „Deutsche Entwicklungszusammenarbeit im RE-Bereich“ ausgeführt, soll das deutsch-ägyptische High Level Joint Committee for RE, EE and Environmen-tal Protection (JC) im Januar 2008 seine Arbeit aufnehmen. Dabei wird das JC so-wohl von KfW als auch GTZ unterstützt. Die länderbezogenen Aktivitäten dieses Pro-jekts werden komplementär die regional orientierten Vorhaben des MENA Regional Center (s.u) sowie der EU ergänzen.

Marokko Umweltprogramm Marokko; darin als Teilmaßnahmen: • Beratung der marokkanischen Regierung und Institutionen bei der Entwicklung

eines RE-Gesetzes (liegt seit April 07 im Entwurf vor); • Unterstützung bei der Anbahnung von Unternehmenskooperationen im Umwelt-

bereich (auch RE: Wind, PV, Solarthermie) • Unterstützung bei der Messe EnviroMaroc Marokko ist Partner in den EU-finanzierten Projekten SOLATERM und MED-ENEC (vgl. unten „Überregionale Aktivitäten“).

Geplant ist die Unterstützung Marokkos bei der Implementierung von RE und Ener-gieeffizienz durch eine umfassende Beratung und Unterstützung der Regierung und marokkanischer Institutionen bei der Implementierung des RE/EE-Gesetzes.

Dazu gehört auch die Mitwirkung bei der Aufgabenerweiterung der neu strukturierten „Agence pour le Développement des Energies Renouvelables et de l’Efficacité Ener-gétique“ (ADEREE).

Das GTZ-Vorhaben "Förderung der EE in Jordanien" wurde von 1996 bis 2002 durchgeführt und konzentrierte sich vor allem auf Energieberatungen und einzelne 83 Aufgrund eines personellen Wechsels wird die Ausrichtung der DENA-Arbeiten zu RE neu diskutiert..


Anwendungen bei industriellen Verbrauchern und im Gebäudebereich sowie auf Ausbildung (Energieberater). Dabei wurden neben einzelnen Pilotmaßnahmen die ökonomischen und institutionellen Rahmenbedingungen für EE adressiert (u.a. For-mulierung Energiespargesetz).

Tunesien

Laufende Vorhaben betreffen die Förderung erneuerbarer Energien und der rationel-len Energieverwendung, die Eigenmaßnahme „Windpotenzialmessungen an ausge-wählten Standorten in Tunesien“ sowie die Partnerrolle in den EU-finanzierten Pro-jekten SOLATERM und MED-ENEC.

Die GTZ unterstützt die Agence Nationale des Energies Renouvelables (ANER) in den Bereichen Energieeffizienz und Förderung erneuerbarer Energien. Im Bereich erneuerbare Energien ist ANER bisher u.a. in den Bereichen kleine PV- und So-larthermie-Systeme aktiv.

Die GTZ unterstützt Tunesien auch darin, das Ziel zu erreichen, bis 2011 Windkraft-kapazitäten von 300 MW aufzubauen. Es wurde ein Vorschlag für ein nationales Windprogramm ausgearbeitet und die Ausschreibung eines 100 MW-Windparks mit vorbereitet. Es wird sowohl die Weiterentwicklung des Windparks des staatlichen EVU (STEG) als auch der Aufbau privater Erzeugungskapazitäten gefördert. Eine pre-feasibility Studie für ein CSP-Kraftwerk ist in Planung.

In Bezug auf RE und EE unterstützt die GTZ mit dem Projekt „Förderung erneuerba-rer Energien und der rationellen Energieverwendung“ die nationale Agentur für Ener-giemanagement (Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Energie, ANME) des Minis-teriums für Industrie und Energie (MIE), das Vorhaben läuft noch bis Dezember 2012. Ziel ist dabei u.a., dass Einsparpotenziale beim Energieverbrauch berücksich-tigt werden sollen. Zielgruppen sind Energienutzer, Energieversorger, private Unter-nehmen und Energiedienstleister. Das Projekt soll ANME in ihrer Rolle als Förderin-stitution für RE und EE stärken. Hierfür werden die Rahmenbedingungen für die Be-teiligung des Privatsektors verbessert. Zudem werden Ansätze zu Public Private Partnerships (PPP) zwischen deutschen und tunesischen Unternehmen vermittelt.

Algerien

Keine eigenständigen Energieprojekte; kleinere Einzelmaßnahmen im Rahmen des Vorhabens „Nachhaltige Wirtschaftsentwicklung“; Algerien ist aber Partner in den EU-finanzierten Projekten SOLATERM und MED-ENEC (vgl. unten „Überregionale Aktivitäten“).


Syrien, Jordanien, Ägypten, Palästinensische Gebiete

Derzeit keine laufenden, allein auf Energie ausgerichteten Programme. Die Länder sind jedoch Partner in den EU-Programmen SOLATERM, MED-ENEC (vgl. unten „Überregionale Aktivitäten“).

Jemen

Laufendes Vorhaben „Verbesserte Energiedienstleistungen im ländlichen Raum“. Ziele sind die Erarbeitung einer nationalen Strategie zur ländlichen Energieversor-gung, die mit einem Weltbankkredit umgesetzt wird, mindestens drei Pilotmaßnah-men (PV und/oder Wind) und die Erstellung umfangreicher Winddaten für den Je-men. Weltbank/GEF- Finanzierung ist in Vorbereitung.

Überregionale Aktivitäten

Das von der KfW initiierte Vorhaben „MENA Regionales Zentrum für Erneuerbare Energien und Energieeffizienz“ mit Sitz in Kairo wird seit Oktober 2007 von der GTZ weitergeführt. Das Vorhaben zielt auf eine stärkere Kooperation der MENA-Länder und der EU in den Bereichen

• (innovative) Politiken und Strategien für RE und EE in der MENA-Region

• Technologiepolitik und wissenschaftliche Kooperation

• Stärkere Einbindung des Privatsektors in die Entwicklung von RE und EE (PPP)

Grundsätzlich soll das Center als eine Art „Think Tank“ arbeiten, eine gemischte Zu-sammensetzung des Managements und des Governing Board sollen die regionale Ausrichtung unterstreichen. Die Einbeziehung europäischer Consultants in die Arbeit ermöglicht einen Know-how-Transfer von Europa in die Region.

Bisher sind neben Deutschland auch Dänemark und Ägypten selbst Träger des Vor-habens; eine Beteiligung der EU ist Gegenstand von laufenden Gesprächen. Im Rahmen von zwei umfangreichen Vorstudien wurden zahlreiche Aspekte dieses Zentrums untersucht; ein erster abschließender Entwurf liegt vor und wird nun mit anderen interessierten Partnerregierungen in der Region diskutiert.

Im Rahmen des TERNA-Programms hat die GTZ in den vergangenen Jahren mehr-fach Länderprofile zu energiepolitischen Rahmenbedingungen für Strommärkte und erneuerbare Energien erstellen lassen, wobei auch einzelne MENA-Länder betrach-tet wurden. Zuletzt wurden in 2007 aktualisierte Profile zu Jordanien, Ägypten, Ma-rokko und Tunesien veröffentlicht.


Die GTZ koordiniert im Rahmen des 6. Forschungsrahmenprogramms der EU fol-gende Projekte in der MENA-Region84:

MED-ENEC – Energy Efficiency in the Construction Sector in the Mediterranean

Das Vorhaben hat eine erhöhte Energieeffizienz im Gebäudebestand zum Ziel. Da-durch soll nicht zuletzt die Einbindung erneuerbarer Energien in die Gebäude-Energieversorgung erleichtert werden. Die Zielgruppen sind sowohl die Politik mit ihren Institutionen als auch der Privatsektor (v.a. Bauunternehmen). Wissenstransfer im Bereich politischer Rahmenbedingungen, Standards und Normen, Erfahrungsaus-tausch sowie praktische Umsetzung in Pilotprojekten bilden den Kern des Projekts. Einzelheiten unter www.med-enec.com

SOLATERM – Promotion of New Generation of Large Solar Thermal Systems for Heating and Cooling

Das SOLATERM- Projekt wird durch die EU gefördert und bringt Forschungseinrich-tungen, Energieagenturen, Ministerien und Behörden sowie Unternehmen zusam-men, um Wissen im Bereich großer solarthermischer Systeme zur Gebäudebehei-zung und zur solaren Kühlung in die MENA-Region zu transferieren. 8 Partner aus ME und NA sowie 5 EU-Länder tauschen Wissen und Erfahrungen zu Energiekon-zepten und der Einbindung von Solarthermie in die Gebäudetechnik aus.

Dabei spielen die Themen „Energiekonzepte/Solare Kühlung“ eine besondere Rolle. SOLATERM verbindet das technologische Know-how von EU-Forschungs-einrichtungen mit den spezifischen Erfahrungen und Notwendigkeiten der südlichen Mittelmeerländer. Die Erfahrung der EU- Länder mit den erforderlichen politischen Rahmenbedingungen zur Förderung von RE sind ebenso Gegenstand wie technolo-gischer Wissenstransfer. Einzelheiten unter www.solaterm.eu

4.6 Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) Die KfW konzentriert sich in der FZ zum Thema RE in der MENA-Region auf die Fi-nanzierung von Wasser- und Windkraftwerken sowie – in kleinerem Umfang – auf Solarenergie85. Schwerpunkte bilden dabei Ägypten, Marokko und Tunesien.

Sowohl in Ägypten wie auch in Marokko wird ein erheblicher Teil der insgesamt dort durchgeführten RE-Investitionen mit Mitteln der deutschen FZ finanziert. Neben der klassischen Investitionsförderung werden von der KfW auch Maßnahmen zur Modifi-zierung der sektoralen Rahmenbedingungen und der Neuausrichtung der Energie-sektoren sowie Machbarkeitsstudien unterstützt.

84 vgl. dazu auch Kapitel 5.1.2

85 Wie unter 3.1.4 „Deutsche Entwicklungszusammenarbeit im RE-Bereich“ ausgeführt, soll das deutsch-ägyptische High Level Joint Committee for Renewable Energy, Energy Efficiency and Environmental Protec-tion (JC) im Januar 2008 seine Arbeit aufnehmen. Dabei wird das JC sowohl von KfW als auch durch die GTZ unterstützt. Die länderbezogenen Aktivitäten dieses Projekts werden komplementär die regional orientierten Vorhaben des MENA Regional Center (s.u) sowie der EU ergänzen.

http://www.med-enec.com/

http://www.solaterm.eu/


Dabei kommt den KfW-Außenbüros eine wichtige Bedeutung im Rahmen der nach-haltigen Kontaktpflege und Kommunikation mit Gebern, Regierung und Projektträ-gern zu.

Eine Übersicht zum Portfolio geben die folgende Tabelle und Abbildung.

Tabelle 4 KfW-Portfolio für RE in der MENA-Region

Land Schw erpunktVolum en

(M io €)W indparks 571R ehabilitie rung therm ischer K ra ftwerkeR ehabilitie rung / Bau von W asserkra ftwerke

W indparks 257R ehabilitie rung / Bau von W asserkra ftwerkePhotovo lta ik (so lar hom e system s)

Ägypten

M arokko

Quelle: KfW (2007)

Bild 4 RE-Portfolie der KfW in der MENA-Region

Aktives Portfolio (2006) € 790 Mio.

Wasserkraft49%

Energie-Effizienz in thermischen Kraftwerken

6%

Windenergie39%

Solarenergie5%

Regionale Initiativen1%

Quelle: KfW (2007)

Für Tunesien ist derzeit ein CSP-Kraftwerk in der Diskussion (Machbarkeitsstudie aus TZ-Mitteln). Bei Finanzierung würde sich das Portfolio in Richtung 10% für So-larenergie ändern.


5 Energiebezogene Aktivitäten der EU und anderer Geber in der MENA-Region

5.1 EU-Aktivitäten 5.1.1 Europäische Nachbarschaftspolitik für den Energiesektor

Die Nachbarländer der EU, darunter vor allem auch ein Teil der hier betrachteten MENA-Länder (insbesondere Libyen, Algerien und Ägypten), sind für die Sicherheit der europäischen Energieversorgung entweder als gegenwärtige oder zukünftige Energielieferanten oder als Transitländer von großer Bedeutung.

Bereits mit der Barcelona-Erklärung von 1995 wurde die Bedeutung des Energiesek-tors für den Aufbau einer Partnerschaft zwischen der EU und den Mittelmeeranrai-nerländern hervorgehoben und zur Entwicklung der Region das Programm MEDA86 ins Leben gerufen. Insbesondere die gemeinsame Ministerkonferenz der EU- und Mittelmeerländer vom Dezember 2003 in Rom hat die Entwicklung einer effektiven Partnerschaft im Energiebereich erneut unterstrichen. Der Regionale Finanzierungs-plan 2004 für das Programm MEDA hat diesem Anspruch zum ersten Mal in größe-rem Maße Rechnung getragen, wobei der Schwerpunkt in erster Linie auf der Integ-ration der Strom- und Gasmärkte sowie auf Energiereform und Angleichung von Normen und Regelwerken lag.

In der Bemühung, die neuen Außengrenzen der vergrößerten EU nicht zu neuen Tei-lungslinien werden zu lassen, hat die EU-Kommission im Mai 2004 ein Strategiepa-pier für eine Europäische Nachbarschaftspolitik (ENP) vorgelegt, die zur Stärkung der Prosperität, der Stabilität und der Sicherheit beitragen soll. Die ENP richtet sich an alle Länder, mit denen die EU auf Land oder See gemeinsame Grenzen unterhält, darunter sämtliche südlichen und östlichen Mittelmeerländer einschließlich Jorda-niens. Im Dezember 2006 hat die Kommission außerdem Vorschläge unterbreitet, wie die Politik der Nachbarschaft weiter entwickelt werden könnte.

Stärkung der Energiepartnerschaft mit den Nachbarländern ist ein strategisches E-lement der ENP. Auf dem EU-Mittelmeer Energieforum im September 2006 wurden Prioritäten für die regionale Energiekooperation in der Periode 2007-2010 formuliert: Stärkung der Integration der Energiemärkte und Förderung von Energieprojekten von gemeinsamem Interesse sowie Unterstützung einer nachhaltigen Energieentwick-lung. Auch die neue „Energiepolitik für Europa“, die von den EU-Mitgliedsstaaten im März 2007 beschlossen wurde, hat die Notwendigkeit der Stärkung der Beziehungen zwischen der EU und seinen Nachbarländern unterstrichen. Bei zwei Expertenrun-den in der Folge des Energieforums im Januar und April 2007 wurde sichtbar, dass von Seiten der Mittelmeer-Partnerländer ein erhebliches Interesse besteht, die Zu-sammenarbeit mit der EU auch in den Bereichen Energieeffizienz und erneuerbare Energien auszuweiten.

86 Beteiligt sind hieran als Unterzeichner der Barcelona-Erklärung Algerien, Ägypten, Israel, Jordanien, Marokko,

Syrien, Tunesien, Türkei und die Palästinensischen Gebiete.


Seit 2005 sind sieben ENP-Aktionspläne in Kraft getreten und in der Umsetzung, darunter mit Jordanien, Marokko, Ägypten, Libanon, der Palästinensischen Behörde und Tunesien. Ein ENP-Landesbericht zu Algerien wurde in 2006 veröffentlicht.

Die Energieteile der ENP-Aktionspläne umfassen weite Gebiete der Kooperation: Energiedialoge, Angleichung der Energiepolitiken und gesetzliche/regulatorische Rahmenbedingungen (z.B. die Integration in die Strom- und Gasbinnenmärkte), Mög-lichkeiten der Beteiligung an EU-Programmen und –veranstaltungen, Energienetz-werke, Energieeffizienz und neue bzw. erneuerbare Energiequellen, sowie regionale Kooperation.

Das regionale Strategiepapier für 2007-2013 und das regionale Richtprogramm für 2007-2009 unterstreichen den Bedarf für eine weitere Stärkung bei der Integration der Energiemärkte durch Energiedialoge, Handelsliberalisierung, Infrastrukturent-wicklung, Netzwerkbildung und die weitere Entwicklung der bereits entstandenen regionalen Energiemärkte.

Als ein Element zur Weiterentwicklung der Partnerschaft im Energiebereich wird die EU-Kommission87 ab Anfang 2008 das Vorhaben „Support for the Enhanced Integra-tion and the Improved Security of the Euro-Mediterranean Energy Market (MED-EMIP)“ durchführen. Mit diesem Vorhaben sollen insbesondere die institutionellen Kapazitäten in den Mittelmeerländern durch einen verstärkten Nord-Süd- und Süd-Süd-Erfahrungsaustausch gestärkt, ein Wechsel im Energiemix in Richtung nachhal-tiger und sauberer Energie befördert, ein Technologietransfer und eine Marktentwick-lung für RE und Energieeffizienz angeregt und die Integration der Energiemärkte durch Harmonisierung der nationalen Energiepolitiken und Schaffung eines institutio-nellen und gesetzlichen Rahmens beschleunigt werden. Als Sitz des Vorhabens ist das neue MENA Regional Centre of Excellence for Renewable Energy and Energy Efficiency vorgesehen, das von GTZ, DANIDA und Ägypten sowie evtl. der EU finan-ziert werden wird und in Kairo angesiedelt werden soll88.

Von NRO-Seite wird allerdings aktuell das Fehlen jeglicher Nachhaltigkeitselemente in der ENP bemängelt, einschließlich eines Mangels bei der Berücksichtigung der EU-Klimaschutzziele. Moniert wird insbesondere, dass die ENP als zentrales Ele-ment der EU-Außenpolitik im Energiebereich sich vorwiegend mit traditioneller Ener-gieinfrastruktur beschäftigt und die großen Potenziale erneuerbarer Energien und von Energieeffizienz außer Acht ließe. Zentrales Anliegen der EU sei die Frage der Energieversorgung durch Sicherung der Lieferungen aus den gas- und ölfördernden Ländern, während beispielsweise solare Potenziale unbeachtet blieben. Außerdem hätte die EIB in der Vergangenheit nur geringe Teile seiner Kreditlinien für erneuer-bare Energien und Energieeffizienz bereitgestellt. Nicht genügend Aufmerksamkeit werde insbesondere den Möglichkeiten gewidmet, die sich für den einheimischen Nutzen sowie den Export von erneuerbarer Energie ergäben.

87 EuropeAID, Referat A/3 – Zentrale Operationen für Europa, Mittelmeer und Nahen Osten

88 vgl. dazu näher Claus/Mostert (2007).


Bei gleichbleibendem Trend sei nach „Blue Plan“89 sogar mit einem Fallen des An-teils erneuerbarer Energien in den südlichen Mittelmeerländern auf 3% zu rechnen.

In den seit 2005 aufgestellten bilateralen Aktionsplänen der ENP sowie der Assoziie-rungsabkommen werden folgende energiebezogene Schwerpunkte und Ziele mit Einfluss auf die RE-Entwicklung formuliert:

Ägypten

Ägypten ist ein stark expandierender Erdgasproduzent. Exporte in die EU haben An-fang 2005 begonnen. Ägyptens strategische Rolle im Energiebereich kommt außer-dem durch den Suezkanal und die Sumed (Suez-Mediterranean)-Pipeline, die Arab Natural Gas Pipeline und den Bau von Einrichtungen zum Export von Flüssigerdgas (LNG) sowie durch eine Erdgasverbindung mit Libyen zum Ausdruck. Der bilaterale ENP-Aktionsplan enthält ein zentrales Kapitel zur Energiekooperation. Hinsichtlich Energieeffizienz und Nutzung erneuerbarer Energieträger formuliert der Aktionsplan:

- Erarbeitung eines Aktionsplans einschließlich eines Finanzplans zur Verbes-serung der Energieeffizienz und Ausweitung der Nutzung erneuerbarer Ener-gieträger;

- Stärkung der Einrichtungen, die sich mit der Energieeffizienz und den erneu-erbaren Energieträgern befassen;

- Zusammenarbeit im Hinblick auf die Entwicklung von Mechanismen für die ef-fektive Einführung von erneuerbaren Energieträgern auf dem ägyptischen Strommarkt, Förderung des Technologietransfers und Vermittlung von Fach-wissen in diesem Bereich;

- Durchführung von Maßnahmen zur Energieeffizienz und zur Nutzung erneu-erbarer Energieträger;

- Fortschritte bei der Verwirklichung des Ziels Ägyptens, bis zum Jahr 2010 ins-gesamt 3% des Strombedarfs durch erneuerbare Energieträger (ohne große Wasserkraft) zu decken.

Algerien

Algerien ist ein Schlüssellieferant für Erdgas und Erdöl nach Europa. In der Planung befinden sich direkte Erdgasverbindungen über eine Unterwasserpipeline mit Spa-nien (Medgaz) sowie nach Italien (GALSI). Das Assoziierungsabkommen zwischen EU und Algerien sieht eine verstärkte Kooperation im Energie- und Bergbausektor vor. Ein strategischer Energiedialog zwischen der EU und Algerien befindet sich im Aufbau.

89 Eine Initiative zur nachhaltigen Entwicklung des Mittelmeerraums, die von UNEP gefördert wird.


Jordanien

Mit Bezug auf Energieeffizienz und erneuerbare Energien enthält der bilaterale ENP-Aktionsplan folgende Punkte: - Effektive Strompreisentwicklungen, um Verzerrungen zu beseitigen - Entwicklung der Stromregulierungskommission in Richtung einer Institution, die

unabhängig von den Marktakteuren agiert - Weitere Fortschritte bei der Restrukturierung und Privatisierung des Elektrizitäts-

sektors - Schritte zur Verabschiedung einer neuen umfassenden Energiepolitik unter Be-

achtung europäischer Ziele zur Energiepolitik - Weiterentwicklung des Energiepolitik-Dialogs und der Kooperation mit der EU - Reduzierung der Stromnetzverluste - Weiterentwicklung der regionalen Energieinfrastruktur, einschließlich des Unter-

wasserstromkabels von Ägypten, der Stromnetzverbindung mit Syrien und der Gaspipeline Richtung Syrien

- Entwicklung von neuen Verbindungen mit den Nachbarstaaten zum Transport von Erdöl, Erdgas und Strom.

- Schritte zur Verabschiedung eines Aktionsplans zur Verbesserung der Energieef-fizienz und zur verstärkten Nutzung erneuerbarer Energien.

- Stärkung der Institutionen, die sich mit Energieeffizienz und erneuerbaren Ener-giequellen beschäftigen.

- Beiträge zum nationalen Ziel, 5% des Energiebedarfs bis 2015 aus erneuerbaren Energiequellen zu decken.

Libanon - Umsetzung des Gesetzes zur Organisation des Elektrizitätssektors von 2002, das

eine gesetzliche Basis für die Restrukturierung darstellt und auf die Einrichtung einer Regulierungsbehörde abzielt

- Privatisierung des staatlichen Monopolversorgers EdL bleibt auf der Tagesord-nung

- Diversifizierung und Entwicklung eigener Ressourcen - Stärkung des Wettbewerbs, einschließlich schrittweiser Kostendeckung durch

Tarife - Ermutigung zur Teilnahme des Privatsektors - Entwicklung einer gemeinsamen Stromverbindung mit Ägypten, Irak, Syrien und

Türkei, die zur Entwicklung eines Ringsystems im Mittelmeerraum beiträgt - Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien in der nationalen Energiebilanz auf

bis zu 10% bis 2015. - Entwicklung einer umfassenden Energieeffizienzpolitik. Libyen Mit Libyen, einem wesentlichen Erdgasproduzenten, unterhält die EU keine formalen Beziehungen. Das Land ist auch noch nicht Teil des Barcelona-Prozesses. Es ist jedoch vorgesehen, einen Energiedialog sobald als möglich zu beginnen.


Marokko - Fortgesetzte Integration des marokkanischen Strom- und Gasmarktes und des

Europäischen Binnenmarktes für Strom und Gas - Restrukturierung des Stromsektors und Festlegung von erforderlichen Bedingun-

gen für dessen Liberalisierung - Stärkung der Verbindungen zum Energieaustausch - Festlegung einer Energiepolitik auf der Basis nachhaltiger Entwicklung und Integ-

ration der Europäischen Ziele hinsichtlich Versorgungssicherheit, Energieeffizienz und Umwelt

- Stärkung der Kontrolle des Energiebedarfs und Nutzung erneuerbarer Energien Kooperation im Bereich erneuerbarer Energien und Energieeffizienz Syrien Syrien erhält aufgrund kürzlicher Funde von Erdgas sowie seines Potenzials als Transitland für Lieferungen aus Ägypten, Irak und dem Mittleren Osten in die EU eine größere Bedeutung als wachsender Umschlagplatz für Erdgas im Mashrek. Die EU hat mit Syrien ein Assoziierungsabkommen abgeschlossen, in dem die Energieko-operation eine Komponente darstellt. Dieses Abkommen wurde jedoch noch nicht unterzeichnet.

Tunesien - Fortgesetzte Integration des tunesischen Strom- und Gasmarktes und des Euro-

päischen Binnenmarktes für Strom und Gas - Reduzierung von Netzverlusten - Stärkung des Energiepolitik-Dialogs einschließlich Aspekten, die sich mit der

schrittweisen Integration Tunesiens in den Europäischen Binnenmarkt beschäfti-gen

- Ausbau der Elektrifizierung ländlicher Gebiete - Entwicklung von Netzwerken, Infrastrukturen und Verbindungen (Erdgas, Strom,

Erdöl) zwischen Tunesien und der EU - Stärkung von Institutionen und Festlegung eines Aktions- und Finanzierungs-

plans.

Eine konkrete Umsetzung erfolgt einerseits im Rahmen von EU-finanzierten Vorha-ben, andererseits werden von der ENP auch Impulse für bi- und multilaterale Vorha-ben erwartet.

5.1.2 EU-finanzierte Vorhaben zum RE-Einsatz in MENA-Ländern

Aus den öffentlich zugänglichen Informationen wurde die folgende Zusammenstel-lung von relevanten EU-Projekten aus den letzten Jahren generiert:

Die meisten Vorhaben wurden bzw. werden aus dem Forschungsrahmenprogramm der EU ko-finanziert.


HYPA Renewable Energy and Hybrid Systems in the Mediterranean (www.hy-pa.org) Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: WIP (DE) Partner: OME, ALMEE (RL), ANME (TN), CP (GR), FM21 (MO),

NERC (JO) Laufzeit: 1/2005 bis 12/2006

Ziele: Evaluierung gegenwärtiger technischer, sozioökonomischer und Umwelt-positionen im Hinblick auf den Einsatz von RE- und Hybridsystemen in den Mittel-meerpartnerländern; Unterstützung der EU-Kommission bei der Formulierung zukünf-tiger Internationaler Kooperationsprogramme (INCO) in Bezug auf RE im Mittelmeer-raum. Stärkung der MEDREP-Initiative.

OME-Beitrag90: Sozioökonomische Porträts für Jordanien, Libanon, Marokko und Tunesien.

Das Projekt wurde von der deutschen Consulting-Firma WIP in München koordiniert. Es richtete sich unter anderem auf die Definition von gemeinsamen INCO-Vorhaben im Kontext des (derzeit laufenden) 7. FP der EU. Das Vorhaben wurde mit einem Meeting am 14.-16. Dezember 2006 abgeschlossen.

REMAP – Action-Plan for high-priority Renewable Energy initiatives in Southern and Eastern Mediterranean Areas Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: Observatoire Méditerranéen de l’Energie - OME (FR); Partner: Acciona (ES), ADEME (FR), DLR (DE), EIE (TR), ESD (UK),

Fundación Labein (ES), NERC (JO), SONELGAZ (DZ), STEG (TN), 3E (BE)

Laufzeit: ab Anfang 2007 für zwei Jahre

Ziele:

• Erstellung eines Solar- und Windatlas für südliche und östliche Mittelmeerregion • Identifizierung potenzieller Demonstrationsstandorte für Wind- und CSP-

Vorhaben in Algerien, Tunesien, Jordanien und Türkei • Verpflichtung relevanter Akteure, die Vorhaben umzusetzen • Finanzierungsvorschläge für die Projekte • Ausarbeitung eines Aktionsplans.

Das Vorhaben befasst sich vor allem mit netzgebundener Stromerzeugung auf Basis von Wind und CSP-Kraftwerken. Es nimmt dabei Themen auf, die teilweise GTZ und andere TZ-Institutionen bereits behandelt haben. Auffallend ist die Beteiligung der Energieversorger SONELGAZ und STEG in Algerien bzw. Tunesien (die zugleich Mitglieder von OME sind).

90 OME ist ein Zusammenschluss von 30 Energieversorgungsunternehmen aus der EU und dem südlichen

und östlichen Mittelmeerraum.


ASTEMB – Applications of Solar Thermal Energy in the Mediterranean Basin (www.solarmed.net) Ko-Finanzierung: EuropeAid (MEDA-Programm) Koordination: ADEME (FR) und ANER (TN) Partner: 12, davon 11 aus MEDENER-Verband, darunter alle 7 ME-

NA-Länder Laufzeit: 4/2001 bis 3/2004 Ergebnis: Diskussion und Austausch zu Garantierten Solarerträgen, Umsetzung von größeren solarthermischen Anlagen in allen 7 MENA-Ländern.

MED-ENEC – Energy Efficiency in the Construction Sector in the Mediterranean (www.med-enec.com) Ko-Finanzierung: DG TREN Koordination: GTZ/IS Partner: Ecofys (NL), NEEDS (Libanon), ERC (EG) Zielländer: MEDA-Länder DZ, EG, IL, JO, RL, MO, Paläst. Gebiete, Sy-

rien, TN, TR Laufzeit: 1/2006 bis 12/2008 Projektbüros: Beirut und Tunis

Ziele: Förderung von bis zu 10 Pilotprojekten, Verträge über technische und finan-zielle Unterstützung bis je max. 100.000 €; außerdem Beratungen, Workshops etc.

Das Vorhaben beinhaltet unter anderem auch die Nutzung solarthermischer Energie im Gebäudebereich. Die Ausschreibung für die Pilotprojekte endete am 30.6.06. Die Realisierung ist im Zeitraum 9/2006–9/2008 vorgesehen.

CRESMED – Cost efficient and reliable rural electrification schemes for South Medi-terranean countries based on multi-user Solar Hybrid grids (www.cresmed.org) Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: TRAMA Tecnoambiental (ES) Partner: AFRISOL (MO), ADEME (FR), ARMINES (FR), CDER (MO),

CDER (DZ), Consultancy Unit (ES), FhG-ISE (DE), LSES (RL), NERC (JO), SASSO (IT), Transénergie (FR)

Laufzeit: 1/2006 bis 6/2009

Ziele: Das Vorhaben konzentriert sich auf Technologien zur Elektrifizierung durch Kleinstnetzwerke von Dörfern bzw. ländlichen Kommunen, Schulen und Gesund-heitsposten mit Hilfe von Hybridsystemen auf der Basis RE und fossiler Energien. Angepasste Systeme mit hoher Verlässlichkeit und zusätzlicher Fernerfassung sollen für Marokko, Algerien, Jordanien und Libanon entwickelt werden. - Weiterentwicklung von Systemkomponenten (Leistungsregler, Wasser- und Wind-

turbine) und Testeinsatz in Algerien - Feldtest eines Komplettsystems in einem Dorf in Marokko.


Das Projekt trifft in Jordanien auf eine fast vollständige Elektrifizierung. Auch im Li-banon ist die Elektrifizierungsrate hoch. Für die Verbreitung der Ergebnisse sollen auch UNESCO und ESCWA eingebunden werden. Beteiligt ist von deutscher Seite das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (FhG-ISE).

SOLARBUILD – Integration of solar technologies into buildings in Mediterranean Communities Ko-finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: CRES (GR) Partner: NERC (JO), IDEA (ES), ENEA (IT), ALMEE (RL), PEC (Pa-

lästinensische Gebiete) Laufzeit: 2007 bis 2008

Ziele: Unterstützung nicht-europäischer Mittelmeerländer bei der Nutzung von Solar-energie zum Heizen und Kühlen; Aufbau eines Netzwerkes zum Informationsaus-tausch in diesem Bereich.

REACt – Self-sufficient Renewable Energy Air-Conditioning Systems for Mediterra-nean countries Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: University of Florence (IT) Partner: ALMEE (RL), CDER (MO), DLR (DE), NERC (JO), Solar

Heat and Power (IT), SOLITEM GUNES ENERJISI (TK), Laufzeit: 1/2006 bis 12/2008 Projektvolumen: 1,7 Mio. €

Ziele: - Einführung fortgeschrittener und innovativer hybrider Warmwasserbereiter und

Klimaanlagen auf Basis Solarenergie in ausgewählten Partnerländern. - Zum Einsatz kommen sollen Systeme mit Parabolrinnenkollektoren. - Testeinsatz in einem öffentlichen Krankenhaus in Casablanca (MO) und einem

Tourismusresort in Akaba (JO). - Außerdem Vorplanung für ein öffentliches Krankenhaus in Baabda (RL) mit Ein-

satz eines KWK-Systems zur Produktion von Wärme und Klimatisierungskälte un-ter Ausnutzung von Sonnenenergie.

Beteiligt ist von deutscher Seite das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR). Der Einsatz solarthermischer Klimatisierungsanlagen befindet sich weltweit noch in einem Anfangsstadium.


RAMSES – Renewable Energy Agricultural Multipurpose for Farmers Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: Universität Florenz (IT); Partner:, ALMEE (RL), CDER (MO),

CREAR (IT), EC BREC (PO), ELBA (IT), Institute for Building Mechanization and Electrification of Agriculture (PL), LEBA-NESE AGRICULTURAL RESEARCH INSTITUTE (RL), NERC (JO), University of Ulster (UK), Sociedad Espanola del Acumulador (ES)

Laufzeit: 10/2006 bis 9/2009 Projektvolumen: 1,3 Mio. Euro

Ziele: - Einführung erneuerbarer Energie in der Landwirtschaft (insb. PV) - Verbindung von PV-Strom mit batteriebetriebenem Allzweckfahrzeug. - Einsatz der Batterien auch für Strombereitstellung im Bedarfsfall.

Sehr technisch ausgerichtetes Vorhaben. Es dürfte eher fraglich sein, ob ein solches Elektrofahrzeug ein Einsatzfeld im landwirtschaftlichen Bereich der beteiligten ME-NA-Länder Jordanien, Libanon und Marokko findet. SOLATERM – Promotion of a New Generation of Solar Thermal Systems in the Mediterranean Partner Countries (www.solaterm.eu) Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: GTZ (Geschäftsfeld “Öffentlicher Sektor” beim BMWi) Partner: Barcelona Energy Agency (ES), Cyprus Institute of Energy

(CY), BMU (DE), FhG-ISE (DE), ITW (DE), Malta Resources Authority (MT), Technological Education Institute of Crete (GR), NERC (JO), ANME (TN), CDER (MO), CEDARE (EG), CIEDE (MO), ALMEE (Libanon), PEC (Palästinensische Ge-biete), NEAL (DZ), NERC (SY), NREA (EG)

Laufzeit: 2006 bis 2008

Ziele: Erarbeitung länderspezifischer Analysen zum Einsatz solarthermischer Anla-gen zur Warmwasserbereitung für die beteiligten MENA-Länder.

Das Projekt wird von der GTZ koordiniert. Beteiligt sind von deutscher Seite noch das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (FhG-ISE) und das Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik der Universität Stuttgart (ITW) sowie das BMU. RESYSPRODESAL – Renewable Energy Systems for Desalination. Systems Analy-sis Environment for the Integration of Renewable Energy with Decentral Water and Power Production in Mediterranean Partner Countries (www.resyspro.net) Ko-Finanzierung: DG Research, FP 6 (INCO) Koordination: ZSW (DE) Partner: SimTech (AT), NERC (JO), Université M’Hamed Bouguerra

(DZ) Laufzeit: 7/2005 bis 12/2006 Projektumfang: 120.000 €


Ziele: - Entwicklung eines Softwaretools für die technische und ökonomische Leistungs-

vorhersage integrierter Wasser- und Stromversorgungssysteme - Das Tool soll den Anwendern eine schnelle Beurteilung möglicher technischer

Optionen bieten - Im Vordergrund stehen Hybridsysteme mit Nutzung RE und fossiler Brennstoffe - Projekt basiert auf früheren Erfahrungen des Middle East Desalination Research

Center. Weitere EU-finanzierte Vorhaben: ● ADU-RES – Autonomous Desalination Units based on Renewable Energy Sys-

tems ● CDM-ANVIMAR – Analysis of Viability of CDM in the Mediterranean Area ● MED-NET OPET Network ● OPEN-GAIN - Optimal Engineering Design for Dependable Water and Power

Generation in Remote Areas Using Renewable Energies and Intelligent Automa-tion

5.2 Aktivitäten anderer Geber In der MENA-Region waren bzw. sind neben der Weltbank auch verschiedene UN-Einrichtungen (UNDESA, UNDP, UNEP) aktiv sowie die Geber-Organisationen ver-schiedener europäischer Ländern (insb. AfD, DANIDA), bilaterale Projekte der EU-Mittelmeerländer (insb. ES, FR, IT) sowie Japan und die USA (US-AID in Ägypten und Marokko).

Soweit ermittelbar, ziel(t)en diese Aktivitäten primär auf einzelne Projekte zur ländli-chen Elektrifizierung sowie auf Personalentwicklung (capacity building) im RE-Bereich. Beispielsweise ko-finanziert die AfD das ländliche Elektrifizierungsprogramm der ONE in Marokko und hatte von 2002-2006 ein mittleres jährliches Budget von 40 Mio. € für RE in der MENA-Region, das künftig weiter ausgebaut werden soll (Bonnel 2007). Darüber hinaus sind vor allem bei Wind einzelne Geber aktiv sowie bei PV- und SWH-Programmen (siehe Länder-Darstellungen im Kapitel 3).

Mittlerweile sind auch arabische Gebereinrichtungen sowie private Fonds aus dem arabischen Raum in der Region in Bezug auf RE aktiv, jedoch konnten hierzu keine näheren Informationen gewonnen werden.

Als Initiative zur Kostensenkung solarer Stromerzeugungstechnologien (netzgebun-dene Photovoltaik und konzentrierende Solarthermie) durch intensiven Einsatz derar-tiger Systeme bei Stromversorgern wurde Ende 2005 das Programm EMPower ge-startet.91 Die Initiative, deren erste Phase in 2007 abgeschlossen wurde, wird von GEF, UNEP, KfW und der Solar Electric Power Association (SEPA) getragen. Aus den MENA-Ländern hat sich bislang nur der Versorger Sonelgaz aus Algerien betei-ligt.

91 Nähere Informationen unter www.empowerprogram.com.


6 RE und EE in der MENA-Region: Wirkungen und lessons learnt

6.1 Wirkungen der deutschen EZ Wie aus der Länderübersicht hervorgeht, sind in den betrachteten MENA-Ländern vor allem folgende Ziele ausschlaggebend für eine (moderne) Nutzung von RE und die Verbesserung der EE:

• Die verstärkte Unabhängigkeit von Importen fossiler Energieträger bzw. Scho-nung endogener „traditioneller“ Energieressourcen (darunter auch Biomasse);

• die mittel- bis langfristige Sicherstellung einer wirtschaftlichen Energieversor-gung, insbesondere vor dem Hintergrund steigender Preise für fossile Energie-träger und sinkender staatlicher Subventionen;

• die Bereitstellung einer ausreichenden Energieversorgung bei stark wachsendem Bedarf;

• die Reduzierung spezifisch hoher Energieverbräuche in relevanten Nutzungssek-toren;

• die Bereitstellung zumindest einer Basiselektrifizierung im ländlichen Raum (vor-rangig in Marokko und im Jemen), sowie

• perspektivisch der Export erneuerbarer Energien in die EU-Mitgliedsländer.

Dabei ist der politische Druck, diese Ziele in signifikanter Weise anzustreben, durch-aus sehr unterschiedlich ausgeprägt, je nach der Ausgangslage hinsichtlich Import-abhängigkeit, langfristiger Ressourcensicherheit bei fossilen Energieträgern, Elektri-fizierungsgrad, Erschließbarkeit von RE-Potenzialen etc.

Auf Basis der Analysen der bisherigen deutschen EZ-Aktivitäten zu RE in der MENA-Region erfolgte im Rahmen dieser Studie eine qualitative Abschätzung der wesent-lichen Wirkungen im Hinblick auf die übergeordneten Ziele der deutschen und inter-nationalen EZ. Basis bildeten dabei das BMZ-Sektorkonzept (BMZ 2007), die Millen-nium-Entwicklungsziele sowie die internationalen Vereinbarungen zum Klimaschutz.

Dabei interessieren zwei wesentliche Fragen92:

• In welchen Arbeitsfeldern war die deutsche EZ besonders erfolgreich?

• Welche nachhaltigen Wirkungen haben die deutschen Beiträge hinterlassen?

Mit Blick auf das Ziel eines global nachhaltigen Energiesystems, das perspektivisch in der folgenden Abbildung dargestellt ist, leistet die deutsche EZ in der Region in mehrfacher Hinsicht sehr wesentliche Beiträge93.

92 Die Frage, wie die beteiligten Institutionen die Ergebnisse dokumentiert und wie sich die Messbarkeit der

deutschen EZ-Beiträge (Zurechenbarkeitsproblem) verbessern ließe, konnte in den durchgeführten Arbeiten aufgrund der verfügbaren (Zeit-)Ressourcen nicht systematisch untersucht werden.

93 Hier sind allerdings auch andere Gebereinrichtungen – von DANIDA bis Weltbank – entsprechend parallel aktiv. Die erzielten Wirkungen sind somit nicht allein deutscher EZ geschuldet.


Bild 5 Perspektive eines nachhaltigen Weltenergiesystems

Quelle: WBGU (2003)

Der Ausbau der RE wird längerfristig stark durch die solare Stromerzeugung geprägt sein (müssen), deren Bedeutung etwa 2050 die des fossilen Energieträgers Erdgas erreichen und danach zum dominanten Energieträger werden soll (WBGU 2003).

Diese Entwicklung kann allerdings nur dann erfolgreich sein, wenn gleichzeitig er-hebliche Anstrengungen unternommen werden, den Anstieg des Primärenergiebe-darfs entgegen dem derzeitigen Trend zu bremsen. Dazu ist eine erhebliche Aus-weitung der Rolle der Energieeffizienz (EE) sowohl in Industriestaaten wie auch in Entwicklungs- und Schwellenländern und sowohl bei der Energiebereitstellung (Kraftwerke, Kessel usw.) wie auch auf der Nachfrageseite (Anwendungs- und Um-wandlungstechnologien, Gebäude usw.) nötig.

Die deutsche EZ hat sich in der MENA-Region bei der EE schwerpunktmäßig auf die Angebotsseite (Kraftwerksrehabilitation) konzentriert, nennenswerte Projekte auf der Nachfrageseite sind nur vereinzelt bekannt94.

In diesem Kontext ist die Bedeutung der CSP-Technologie in der Region (vgl. Ab-schnitt 7.4) und die dahingehenden Aktivitäten von KfW und BMU als Schlüssel zu verstehen. Sie haben wichtige Beiträge für dieses Ziel erbracht, wie das Interesse an der Potenzialumsetzung in Ägypten, Algerien, Jordanien, Marokko und Tunesien be-legt. Weiterhin sind die EZ-Aktivitäten zur Verbreitung von PV-Systemen vor allem im Bereich ländlicher Elektrifizierung in der MENA-Region erfolgreich und sowohl ihr „uptake“ wie auch ihr „up-scale“ gelungen (Beispiel Marokko).

Ähnliches gilt für Windenergie und – mit Abstrichen – für solarthermische Warm-wassererzeugung. Hier haben GTZ-Vorhaben zur Marktvorbereitung und Demonstra-

94 Zu nennen sind hier Aktivitäten der TZ im Rahmen von RE-Projekten, die auch EE umfassen (z.B. effizientere

Hammame in Marokko; effiziente Beleuchtung als Teil von PV-Programmen). EE-Vorhaben wurden in Jorda-nien und Tunesien durchgeführt und aktuell für Marokko, zudem ist EE ein generelles Element von Energiebe-ratungsprojekten auch in der MENA-Region.


tion sowie KfW-Finanzierungen zur Markteinführung in Verbindung mit begleitendem capacity building sowohl die Rolle dieser Technologien im Energiemix als auch ihre Rahmenbedingungen in der Region deutlich verbessern können. Allerdings ist zu befürchten, dass insbesondere bei anhaltender (vor allem politisch bedingter) Kos-tendisparität im Vergleich zu fossilen Optionen und Wegfall der internationalen finan-ziellen Hilfen ein Fadenriss entsteht. Diese Befürchtung besteht trotz der verlauteten Ausbauziele insbesondere in Hinblick auf die Windenergienutzung in Ägypten.

Bei der Biomasse als Energieträger sind bisher nur sehr wenige deutsche EZ-Aktivitäten in der Region zu verzeichnen. Positiv sind die Wirkungen im Bereich der traditionellen (Haushalts-)Biomassenutzung, wo die Demonstration moderner Verfah-ren (und ihre Verknüpfung zu anderen RE) gelang, wie das Beispiel der Hammame in Marokko belegt. Auch im Bereich der Abwasserreinigung gibt es einzelne Aktivitä-ten zur Nutzung von Bio- und Klärgas, jedoch ist die Verknüpfung mit der nachhalti-gen Abfallwirtschaft insgesamt (noch) nicht gelungen.

Erfolgreich ist die deutsche EZ im Hinblick auf die institutionelle Beratung von Re-gierungen in der Region (Energie- und Klimapolitik, CDM), wobei allerdings die Ent-wicklung und Implementierung systematischer Regulierungs- und Förderkonzepte für den RE-Markt in der Region bislang noch schwach entwickelt ist95.

Für den Bereich Energieeffizienz sind positive Wirkungen insbesondere beim Aufbau nationaler Agenturen und deren beratender und aufklärender Tätigkeit zu verzeich-nen. Die Ausarbeitung nationaler Gesetze zur Energieeinsparung96 und technischer Standards zur Minderung des Energiebedarfs (insbesondere für Haushaltsgeräte nach EU-Vorbild) sowie die Einführung spezieller Fonds zur Förderung der Energie-einsparung (z.B. in Verbindung mit GEF-geförderten Projekten) wurde in Einzelfällen unterstützt, jedoch steht eine Einführung und Umsetzung häufig noch sehr am An-fang oder erst noch bevor. Erfolge konnten insbesondere bei der Durchführung von Energieberatungen im industriellen Bereich (energy audits) erzielt werden.

Themen der Gender-Perspektive stellen sich – kulturell und durch den Bezug auf RE-Technologien bedingt – bislang kaum in der deutschen EZ in der Region97.

Beiträge zu den Entwicklungszielen „Zugang zu moderner Energie“ und „Armutsbe-kämpfung“ werden durch die deutsche EZ im Bereich der RE und EE in der MENA-Region ebenfalls in hohem Maße induziert. Die Steigerung der ländlichen Elektrifizie-rungsrate mittels RE (insbesondere in Marokko), Programme zur Aufklärung breiter Bevölkerungskreise beim Umgang mit Energie und zur Einführung energiesparender Lampen, vereinzelte Vorhaben zu PV-Pumpensystemen (Jordanien, Tunesien, Ma-rokko) sowie Beispiele zur besseren Biomassenutzung belegen dies.

95 Ausnahmen sind hier Jordanien, Marokko und Tunesien.

96 So hat die GTZ in 2002 in Jordanien die Ausarbeitung eines nationalen Energiespargesetzes unterstützt.

97 Ausnahmen hiervon sind Programme zur PV-Verbreitung und SWH sowie einzelne Vorhaben zur Biomasse-nutzung (Marokko).


Die Beiträge der deutsche EZ zu den Zielen Ressourcen- und Klimaschutz werden dagegen quantitativ durch die Unterstützung des Windenergieausbaus und der Ver-besserung der Energieeffizienz geprägt. Allerdings leisten in allen betrachteten Län-dern (nachhaltige) erneuerbare Energien bislang nur einen sehr kleinen Beitrag zur Primärenergieversorgung und somit zur Substitution fossiler Energien und Reduzie-rung von CO2-Emissionen. Eine Trendumkehr bei der Zunahme des Energiebedarfs ist bislang in keinem Land festzustellen.

Qualitativ – und langfristig - dagegen ist die deutsche Unterstützung für Effizienz-maßnahmen ebenso wie für CSP von großer Bedeutung (siehe Abschnitt 7.4). Eine Quantifizierung der Beiträge zur Zielerreichung findet in der deutschen EZ zu RE und EE nur in wenigen Fällen statt – naturgemäß ist dies bei FZ-Projekten wie dem Windkraftausbau einfacher als bei capacity building und Beratungsvorhaben, die nur mittelbar Effekte zeigen.

6.2 Lessons learnt aus deutscher EZ zu RE und EE in der MENA-Region Der zweite Analysekomplex der deutschen EZ betrifft die Frage, welche Erkenntnisse gewonnen und wie diese Erkenntnisse den Partnern bzw. auf internationaler Ebene vermittelt und in welcher Form ggf. die Instrumente angepasst wurden.

Die Vielzahl der in den einzelnen Ländern und RE-Segmenten sehr unterschiedli-chen Erfahrungen kann hier nicht adäquat repräsentiert werden. Daher wird im Fol-genden eine Auswahl von - aus Sicht der Verfasser - besonders wichtigen „lessons learnt“ dargestellt.

Es sei vorangestellt, dass eine spezifische Analyse der Erfahrungen aus EE-Vorhaben aufgrund der Zeit- und Mittelrestriktionen nicht möglich war.

6.2.1 Hemmnisse: Von der Technik zu Rahmenbedingungen

Sowohl in der TZ wie auch der FZ zeigten die Erfahrungen der letzten Jahrzehnte zu RE in der MENA-Region98, dass über die rein technischen Fragen hinaus für die er-folgreiche Umsetzung der Entwicklungsziele und zur Sicherung dauerhafter Projekt-erfolge die Rahmenbedingungen verändert bzw. angepasst werden müssen: dies reicht von „enabling activities“ zur Verbesserung der Kapazitäten und Kompetenzen der Partner über die Absicherung von Finanzierungsoptionen für die Verbreitung bis hin zu den regulativen Aspekten im Energiesektor.

Die deutsche EZ hat hieraus – und nicht erst seit der Konferenz „renewables2004“, sondern schon seit Anfang der 1990er Jahre – die Konsequenzen gezogen und die Frage des Hemmnisabbaus für RE in die Projektarbeit integriert.

Als wesentliche Barrieren gelten auch in der MENA-Region die Subventionen für fos-sile (und nukleare) Energien – vor allem Erdgas und Erdölprodukte - bzw. für daraus erzeugten Strom. Noch immer beträgt das Verhältnis der Subventionen für fossile Energien zu denen für RE etwa 6:1, und auch indirekt werden nicht-erneuerbare E-

98 Dies gilt sinngemäß auch für RE in anderen Entwicklungs- und Schwellenländern.


nergien durch die unzureichende Internalisierung ihrer externen Kosten begünstigt (IEA 2007)99.

Dementsprechend zielen politikberatende TZ-Vorhaben und auch die Bedingungen zu FZ-Projekten auf den (sukzessiven) Um- und Abbau von Subventionen für nicht-erneuerbare Energien. Wenngleich die deutsche EZ seit längerem als größter Ein-zelgeber für RE in der MENA-Region gilt, ist der daraus ableitbare „Hebel“ gegen-über den Partnerländern zur Durchsetzung von Reformen vergleichsweise schwach: andere Geber – darunter GEF und Weltbank – verfolgen die finanzielle Nachhaltig-keit weniger explizit. Auf der anderen Seite haben sich die Möglichkeiten der Partner-länder, von FZ-Mitteln auf weniger konditionalisierte Finanzierungsoptionen durch den privaten Finanzsektor auszuweichen, in den letzten Jahren deutlich gebessert (Beispiele Ägypten und Algerien).

Die „Konzertierung“ von Gebern in der Region zur stärkeren Positionierung gegen-über den Partnern – z.B. durch Konsortien und Absprachen der EU-Partner – kann hier jedoch nur in dem Maße erfolgreich sein, wie auch der Abbau von Subventionen ceteris paribus in den Geberländern erfolgt.

Ein zweites Hemmnis, das sich aus den Erfahrungen der deutschen EZ klar abzeich-net, liegt darin, dass die Finanzierungskosten für RE-Projekte noch immer aufgrund ihrer (aus Sicht der Investoren) bestehenden Risiken überproportional hoch sind (BASE/UNEP 2004) und bei fehlenden längerfristigen Perspektiven für ausreichende Erträge von RE-Investitionen die geforderte interne Verzinsung von Projekten stark ansteigt. Nationale Politiken können hier durch langfristige verbindliche Ausbauziele und „verlässliche“ Förderinstrumente, wie sie von deutscher Seite mit dem EEG bei-spielhaft demonstriert wurden, erheblichen Einfluss nehmen und die Rahmenbedin-gungen für RE verbessern.

Die intensiven energiepolitischen Kooperationsbemühungen der EZ konnten – flan-kiert von Bemühungen des BMU – an den Beispielen Jordanien, Marokko und teil-weise Ägypten zeigen, dass solche Veränderungen in der MENA-Region grundsätz-lich möglich sind.

6.2.2 Klimaschutz: Rolle von Zielen und Instrumenten

Im Hinblick auf die Thematik des Klimaschutzes hat die deutsche EZ in der MENA-Region (und auch darüber hinaus) eine konsequente Verknüpfung mit RE verfolgt.

Nicht zuletzt deshalb beschlossen einige der Partner – wie Ägypten, Jordanien, Ma-rokko und Tunesien – vergleichsweise ehrgeizige Ausbauziele für RE100 und wollen

99 Im Rahmen des EU-Verbundforschungsvorhabens NEEDS (New Energy Externalities Developments for Sus-

tainability) nimmt OME eine aktive Rolle zur Bestimmung externer Kosten der Öl- und Gasförderung ein und koordiniert die Methodenarbeiten für Ägypten, Marokko und Tunesien. Im Herbst 2007 ist eine Konferenz zu externen Kosten der Energie in Ägypten geplant (OME 2007a).

100 Dabei verfolgt die deutsche EZ richtigerweise nicht primär die direkte Implementierung von Klimaschutzzielen in den Partnerländern, sondern setzt argumentativ auf Ressourcenschutz, Versorgungssicherheit, Zugang zu Energie und positive Beschäftigungseffekte, die allerdings implizit zu erheblichen Klimaschutzeffekten führen.


dabei auch das neue Instrument „CDM“ aktiv nutzen. Entsprechend wurde dieses Instrument in die deutsche EZ eingebunden. Dessen ungeachtet gilt aber in der ME-NA-Region, dass – mit Ausnahme von Marokko (Arderiu 2006) und Tunesien (Ben Arfa 2006) – bislang nur wenige CDM-Projekte registriert wurden und dabei Energie-effizienz bisher keine Rolle spielt.

Ein Erfahrungsaustausch zwischen den Ländern der Region zu CDM fehlt, und der Privatsektor (insb. Banken) ist bislang nur zögernd an der Finanzierung beteiligt (vgl. UNEP 2006b).

Die Unterstützung durch die deutsche EZ (insb. GTZ, partiell auch CDM- und PPP-Aktivitäten des BMU) für die Entwicklung nationaler Institutionen und Regulierungen sowie zur Konzeptionierung von CDM-Projekten in der Region ist erfolgreich und sollte daher fortgeführt werden. Dabei sind weiterhin Kooperationen mit den regiona-len Akteuren (Plan Bleu, OME, EU-Programme) sinnvoll.

6.2.3 Finanzierung: Dezentrale „ownership“ und mainstreaming großer Inves-titionen

Die deutschen EZ-Erfahrungen mit – früher vorwiegend - dezentralen RE-Technologien (Biomasse, Kleinwasserkraft, SHS) im Kontext der ländlichen Elektrifi-zierung und der Haushaltsenergieprogramme haben gezeigt, dass die Partizipation der Partner vor Ort nicht nur in Projekten, sondern auch und gerade in die Finanzie-rung und Verbreitung notwendige Elemente zur Erzeugung von „ownership“ und da-mit der Dauerhaftigkeit und des Erfolgs von RE-Vorhaben darstellen. Dies gilt zudem auch für das capacity building im Hinblick auf Einrichtungen für F&E, Beratung und Aus- und Weiterbildung bei RE in den Partnerländern.

Die deutsche EZ hat gute Erfahrungen mit der anteiligen Finanzierung – von Klein-krediten über EVU-Beteiligungen bis hin zu staatliche Budgets und Fonds zur Ko-Finanzierung – solcher Vorhaben gemacht, wie die im Kapitel 3 aufgeführten Län-deraktivitäten zeigen.

Parallel hierzu hat die deutsche EZ in der MENA-Region auch erfolgreich zum „mainstreaming“ von größeren RE-Vorhaben mit Einzelinvestitionen von über 100 Mio. € beigetragen, was sich z.B. bei der Windenergie in Ägypten und Marokko zeigt.

6.2.4 Regionale Kooperation zu RE und EE: Langer Atem und starke Geber

Die deutsche EZ hat in der Vergangenheit primär den Auf- und Ausbau von RE in den einzelnen Ländern der MENA-Region über bilaterale Vorhaben fokussiert und dabei entsprechendes capacity und institution building mit den einzelnen Partnern vorangetrieben. Parallel hierzu unterstützen einzelne andere Geber aus der EU (Mit-gliedsländer und Kommission) eine Reihe von Vernetzungsaktivitäten zu RE (und mit MED-ENEC auch sektorbezogen zu EE), die primär Kooperationen zwischen den MENA-Ländern einerseits und europäischen Partnern andererseits zum Ziel haben und auch den Privatsektor gezielt einzubeziehen versuchen.


In den letzten Jahren hat sich die deutsche EZ – hier vor allem die GTZ – sowie das BMU aktiv und erfolgreich an diesen Vernetzungsaktivitäten zu RE (und EE) in der MENA-Region beteiligt.101

Die Erfahrungen zeigen, dass solche Aktivitäten insbesondere dann erfolgreich sind, wenn sie längerfristig angelegt, durch starke Geber unterstützt und durch Partnerleis-tungen „eingebettet“ werden können.

Die seit einigen Jahren von Seiten der EU-Staaten ES und IT (sowie im Nahen Osten auch UK) gezielt und vor allem bilateral vorangetriebenen Kooperationen mit (einzel-nen) MENA-Ländern zur RE-Entwicklung bieten dabei die Chance, zusammen mit der (noch weiter zu fokussierenden) EU-Nachbarschaftspolitik und UN-Einrichtungen diese Aktivitäten auch durch deutsche EZ-Beiträge voranzutreiben und auszuweiten.

Bei der EE ist dagegen – mit Ausnahme von MED-ENERC – eine Konzertierung von Akteuren auf Projektebene in der Region noch unterentwickelt.

6.2.5 Technologieentwicklung und EZ: von endogenen Potenzialen zum Welt-markt

Die genannten bilateralen Aktivitäten vor allem von ES und IT (und jüngst auch FR) und der EU liegen auch darin begründet, dass mit dem Erfolg von RE in der MENA-Region einerseits und den hohen Potenzialen dort (vgl. nächstes Kapitel), der gene-rellen Preisentwicklung für fossile Energien sowie gestiegenem Interesse an Fragen der Versorgungssicherheit anderseits die RE nicht mehr nur als endogene Optionen zur Entwicklung der Partnerländer gesehen werden, sondern seit Ende der 1990er Jahre auch strategisch unter den Gesichtspunkten

- der Technologieentwicklung in den Geberländern (Wind, PV, CSP) und

- des Handels mit RE, d.h. Exporten aus der MENA-Region nach Europa.

Während sich die deutsche EZ sowie deutsche F&E-Organisationen und der Privat-sektor bereits früh – und durchaus erfolgreich – mit dem ersten Aspekt beschäftig-ten, wird der zweite Aspekt vor allem durch ES, IT und die EU-Kommission themati-siert und trifft zunehmend das Interesse der Partner. Von deutscher Seite hat vor al-lem das BMU diese Frage aktiv in der MENA-Region aufgegriffen.

Die deutsche EZ hat bislang – anders als etwa im südlichen oder östlichen Afrika - noch kein explizites Konzept zur stromwirtschaftlichen Kooperation in der MENA-Region oder auch zum Handel zwischen MENA und EU. Durch die enge Verknüp-fung dieser Frage mit dem Auf- und Ausbau von RE - insbesondere Wind und So-larenergie – könnte die deutsche EZ hier wichtige Akzente setzen und dabei auf die langjährige Erfahrung sowohl mit den Partnern als auch mit der eigenen Technolo-gieentwicklung setzen (vgl. dazu vor allem Abschnitt 7.4).

101 Hier soll nicht unerwähnt bleiben, dass Deutschland sehr prominent globale Vernetzungsaktivitäten zu RE

unterstützt – von internationalen RE-Konferenzen über REN21 und IEA-Vorhaben bis hin zum Engagement für eine globale RE-Einrichtung bei der UN (International Renewable Energy Agency - IRENA).


Im Hinblick auf die in Deutschland seit einigen Jahren besonders adressierte Ent-wicklung von Technologien zur nachhaltigen Abfallwirtschaft und die dahingehende Rolle von biogenen Abfällen als energetischer Ressource könnte – mehr als bislang von der deutschen EZ thematisiert – ein tendenziell wichtiges Feld für weitere Aktivi-täten liegen.

Die bisherigen Erfahrungen zeigen, dass sowohl von Seiten der deutschen EZ-Institutionen wie auch auf Seiten der Partnereinrichtungen und anderer Geber die hier besonders relevante sektorübergreifende Entwicklung von Technologien, In-strumenten und Projekten noch wenig gelingt102.

Die von der deutschen EZ in anderen Regionen – z.B. Südostasien103, Argentinien und Uganda – aktiv und erfolgreich betriebene EE-Politik zeigt, dass auch relevante Technologien und Politikinstrumente auf der Nachfrageseite entwickelt, demonstriert und verbreitet werden können, wenn entsprechend längerfristige Konzepte verfolgt und geeignete Partnerstrukturen aufgebaut werden.

102 Dies gilt allerdings auch für die – ja durchaus komplexen – Fragen der sektorübergreifenden Integration von

biogenen Abfall- und Reststoffen in Deutschland.

103 Hier stellvertretend für viele: Der Effizienzfonds in Thailand und die Beratungs- und Contractingaktivitäten von TERI Bangalore in Indien.


7 Perspektiven von RE und EE in der MENA-Region

Bevor im nächsten Kapitel die Schlussfolgerungen für die künftigen Schwerpunkte der deutschen EZ zu RE und – ergänzend – EE in der MENA-Region dargestellt wer-den, diskutiert das folgende Kapitel die Potenziale von RE in der Region sowie die technologischen Perspektiven zur RE-Nutzung sowie eine kurze summarische Dis-kussion der entsprechenden EE-Potenziale und -perspektiven.

7.1 RE-Potenziale in der MENA-Region Die MENA-Region ist in Bezug auf RE sehr ressourcenreich, wobei naturräumlich bedingt die Potenziale an Wind und Solarenergie besonders hoch sind – dies hat eine Reihe von Untersuchungen aus den letzten Jahren bestätigt (OME 2007c; TREC 2006: UNEP 2006a; UNEP 2007c). Einige der MENA-Länder unternehmen bereits erhebliche Anstrengungen zur Markterschließung104, die jedoch weit unter den Potenzialen – vor allem für Solarenergie – liegen.

Für den Bereich der Stromerzeugung aus RE zeigt die folgende Abbildung die große Bedeutung der Sonnen- sowie der Windenergie.

Bild 6 Potenziale zur Stromerzeugung aus RE in der MENA-Region

Quelle: TREC (2006b); die Potenzialangaben für „solar“ beziehen sich auf das technische Potenzial; zum Vergleich: Die Stromerzeugung in DE liegt derzeit bei 600 TWh.

104 Für eine Abschätzung der marktnahen Potenziale in den nächsten Jahren siehe Claus/Mostert (2007).


Biomasse, Geothermie sowie Wasser- und Windkraft haben ähnlich hohe Potenziale, während die Solarenergie diese um mehr als den Faktor 100 übersteigt.

Da die RE-Potenziale zur Stromerzeugung aus Solar- sowie z.T. Wasser- und Wind-energie auch langfristig den endogenen Bedarf der Region stark übersteigen, wächst das Interesse an der Region als potenziellem Exporteur auch von RE- Strom105.

Mehrere – von deutscher Seite unterstützte – Studien haben die dahingehenden Op-tionen bereits seit längerem im Blick. Das folgende Bild zeigt die prinzipielle regiona-le Verteilung der möglichen RE-Stromerzeugung sowie die schematische Einbindung in ein überregionales Stromverbundnetz.

Bild 7 Regionale Schwerpunkte von RE im Mittelmeerraum

Solar

Wind

Hydro

Geothermal

EURO-MED

possiblefurther inter-connections

Biomass

Solar

Wind

Hydro

Geothermal

EURO-MED

possiblefurther inter-connections

Biomass

Quelle: DLR (2005)

Wenngleich diese Optionen eher mittel- und langfristig nennenswerte Umsetzung erfahren können, ist es eingedenk der langen Vorlaufzeiten für die Technologieent-wicklung und den Infrastrukturaufbau im Energiesektor notwendig, die Perspektiven der stromwirtschaftlichen RE-Kooperation mit der MENA-Region kritisch zu reflektie-ren.

105 Bislang ist die Region vor allem durch Stromexporte aus fossilen Energien (insb. Erdgas) geprägt, wobei hier

Ägypten und Algerien die Hauptexporteure und ES sowie IT die Hauptimporteure sind.


Da die Infrastrukturkosten und deren Aufbaufragen vergleichsweise gut untersucht und auf der deutschen EZ aus vielen Praxisfällen bekannt sind, wird die technische Entwicklung von RE-Optionen in der Region im folgenden Abschnitt kurz skizziert.

7.2 Technologie-Stand und Perspektiven von RE Um eine übergreifende Betrachtung für die MENA-Region zu erlauben, erfolgt die Darstellung des Stands und der möglichen Perspektiven nicht bezogen auf einzelne Länder, sondern die MENA-Region insgesamt106. Aus heutiger Sicht stellen sich die längerfristig erwartbaren Kosten zur Stromerzeugung aus RE im Vergleich zu kon-ventionellen Systemen wie in der folgenden Abbildung gezeigt dar.

Bild 8 Mögliche langfristige Entwicklung der Stromerzeugungskosten

0

5

10

15

20

25

30

2000 2010 2020 2030 2040 2050Year

Ele

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ity C

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c/kW

h]

Import SolarPhotovoltaicsWindWave / TidalBiomassGeothermalHydropowerCSP PlantsCoalOilGasNuclear

Quelle: DLR (2006)

Die in der Grafik stark ansteigenden Kostenkurven für Strom aus Erdgas und Öl sind für die MENA-Region besonders relevant, da diese fossilen Energieträger heute – zusammen mit Kohle und großer Wasserkraft - den Hauptteil der Stromerzeugung ausmachen. Die stark fallenden Kostenkurven für Strom aus Geothermie und Solar-energie (PV, CSP) beruhen auf der Wirkung von sog, Lernkurven, die einen quanti-tativen Zusammenhang zwischen der Dynamik der Markterschließung von Techno-logien einerseits und deren durch Innovation und „economies of scale“ geprägten Investitionskosten andererseits herstellen.

Die folgende Abbildung zeigt drei Beispiele für Lernkurven von RE-Strom-erzeugungstechnologien.

106 Zu den technologischen und energiewirtschaftlichen RE-Perspektiven in den einzelnen MENA-Ländern siehe

Kapitel 3.


Bild 9 Lernkurven für Strom aus RE

Quelle: Schott (2005), nach DLR-Daten

Neben der Frage, mit welchen Verfahrensverbesserungen in den nächsten Jahren (und Jahrzehnten) bei RE gerechnet werden könnte ist die erwartbare Kostenent-wicklung aus Sicht der Lernkurven extrem durch die Marktdynamik für RE geprägt.

Bei Windenergie konnte innerhalb von etwa 25 Jahren ausgehend von sehr kleinen Pioniermärkten eine Senkung der Investitionskosten um mehr als den Faktor 5 er-reicht werden, wozu die Programme zur Markteinführung in mehreren Ländern den entscheidenden Beitrag leisteten. Gleiches gilt für die in der Mitte der obigen Grafik gezeigte Lernkurve für PV-Strom, wobei hier die Kostenreduktion fast den Faktor 10 erreichte. Bei Strom aus solarthermischen Kraftwerken (STKT, rechter Teil der Abbil-dung) stagnierte die Marktdurchdringung (Dynamik = Null) und daher auch die Kos-tenentwicklung.

Entscheidend für die künftige Kostenperspektive ist demnach die Einschätzung dar-über, wie sich die Märkte für die RE-Technologien entwickeln werden – nur bei posi-tiven und stark dynamischen Perspektiven können die F&E-Investitionen erfolgen und diese wiederum die Kostensenkungspotenziale realisieren107.

Auch wenn dies nach „selbsterfüllender Prophezeiung“ klingt, ist der empirisch beleg-te Befund eindeutig: Die als künftig attraktiv erscheinenden Technologien werden durch entsprechende Marktdynamiken genau dahin entwickelt, soweit keine wesent-lichen technischen Probleme auftauchen. Die Marktpotenziale hängen wiederum von

107 Dabei ist zu beachten, dass die in den letzten Jahren zu beobachtenden Kostensteigerungen bei CSP und

Wind vorwiegend durch Preissteigerungen bei Einsatzmaterialien (vor allem Stahl) bedingt wurden, die sich ceteris paribus auch auf fossile Kraftwerke auswirken und somit das Kostenniveau insgesamt erhöhen. Bei PV-Systemen beruhen Kostensteigerungen auf der erhöhten Nachfrage für electronic-grade Silizium, das auch im weiter wachsenden Markt für IT-Geräte Verwendung findet. Mittlerweile sind Investitionen in neue Produktionskapazitäten für hochreines Silizium erfolgt, und auch Investitionen in die PV-Produktion mit weni-ger S-Bedarf (Dünnschicht) sowie solche ohne Silizium finden statt.


den technischen Potenzialen und nichtmonetären Hemmnissen sowie nichtmonetä-ren Vorteilen (z.B. Umweltfragen, soziale Akzeptanz) ab.

Vor diesem Hintergrund sei die künftige RE-Entwicklung in der MENA-Region für drei „Stufen“ analysiert: marktnah, hohe Dynamik und unklare Dynamik.

7.3 Marktnahe Entwicklungen 7.3.1 Landgestützte Windenergie

Neben dem Ausbau der verbleibenden Wasserkraftpotenziale vor allem in Ägypten wird bis 2020 der Auf- und weitere Ausbau landgestützter Windkraft die vorrangige Bedeutung in der MENA-Region behalten, da diese Systeme bei den gegebenen o-rographischen Bedingungen und Windregimen im Mittelmeerraum an Wettbewerbs-fähigkeit gegenüber den (ansteigenden) fossilen Erzeugungskosten gewinnen.

Die absehbaren technischen Entwicklungen bei landgestützter Windenergie werden zu keiner nennenswerten Senkung der Investitionskosten mehr führen, vielmehr ste-hen die Erhöhung der Verfügbarkeit, die Reduktion der Wartungskosten und die bes-sere Netzeinbindung im Mittelpunkt der Hersteller-Anstrengungen.

7.3.2 Solare Warmwassererzeugung

Parallel wird der Ausbau der in der Region schon länger eingeführten solaren Warmwasserbereitstellung dann vermehrt erfolgen, wenn die Preisregulierung für Strom und Erdgas sich stärker an deren Marktpreisen orientiert.

Im Zuge der (wirtschaftlichen) Integrationsbemühungen der Nordafrika-Staaten mit der EU und im Kontext der Preisentwicklung für fossile Energien insgesamt ist die Marktpreisorientierung - auch gegen bestehende Widerstände auf nationaler Ebene (soziale Härte) - zumindest als Tendenz zu erwarten.

7.3.3 Rahmenbedingungen für marktnahe RE

Im Nahen Osten - und insbesondere in Jemen - ist aufgrund der eher kleinräumigen Struktur eine gemäßigte RE-Entwicklung absehbar, die sich vor allem auf ländliche Räume konzentrieren wird, da hier die Konkurrenzpreise fossiler Systeme höher lie-gen108.

Als relevant für die weitere EZ sind vor allem die Unterstützung der stromwirtschaftli-chen Regulierung zu Gunsten von RE, die Aus- und Weiterbildung zur Schaffung nationaler personeller Kapazitäten und Qualifikationen für das „mainstreaming“ (vor allem bei onshore-Wind) sowie die Bemühungen zur länderübergreifenden Koopera-tion auf Stromnetzebene.

Die von der deutschen EZ aktiv verfolgte Strategie der kostenorientierten Preisbil-dung im Stromsektor durch schrittweise Reduktion der Subventionen für fossile E-nergien sollte fortgeführt und weiter mit der EU und multilateralen Gebern koordiniert werden.

108 Unter diesen Verhältnissen können auch PV-Systeme (vgl. Abschnitt 7.6) bereits marktnah sein.


7.4 RE-Systeme mit hoher Dynamik: CSP in der MENA-Region Neben den o.g. marktnahen Entwicklungen kann zumindest in Nordafrika ein deutli-cher Zuwachs bei weiteren, heute noch präkommerziellen RE-Techniken erwartet werden, wenn die angelaufene F&E-Förderung intensiviert und durch Markteinfüh-rungsprogramme und gezielte Anreizregulierung gestützt wird. Dies gilt insbesondere für die solarthermische Stromerzeugung (Concentrating Solar Power = CSP). Hier ist zu erwarten, dass die in den EU-Anrainerstaaten des Mittelmeeres ausgelöste Dynamik sich auch in Nordafrika weiter verbreitet109, da dort hohe Potenziale zu günstigeren Kosten erschlossen werden können als in der EU. Die angelaufene Ko-operation und das Engagement vorrangig spanischer und deutscher Firmen in die-sem Bereich wird durch die Förderaktivitäten des BMU, Spaniens und der EU weiter intensiviert werden. Grundsätzlich sind heute vier technologische Varianten für CSP in der Diskussion, die in der folgenden Abbildung gezeigt werden.

Bild 10 CSP-Technologievarianten

Quelle: DLR (2005)

109 Entsprechende Aktivitäten gibt es in Ägypten, Algerien und Marokko (s. Länderübersicht). Auch Tunesien

interessiert sich für CSP, allerdings ist die Netzeinbindung derzeit (nach KfW) eher problematisch.


Die Parabolrinnen-Kraftwerke (parabolic trough) sind seit den 1980er Jahren erfolg-reich in Kalifornien in Betrieb und werden in Europa kontinuierlich durch u.a. die deutsch-spanische Forschungskooperation auf der Plataforma Solar de Almería (PSA) fortentwickelt. Dort wurde auch der Solarturm (solar tower) mit Spiegelfeld und zentralem Receiver getestet, der parallel in den USA erforscht wird110.

Die Hohlspiegel-Variante mit Stirlingmotor (parabolic dish) ist für kleinere Anlagen-größen entwickelt worden und findet sich ebenfalls auf der PSA. Einzelne Erprobun-gen dazu fanden auch in Ägypten statt. Erst seit kurzem wird das Konzept der linea-ren Fresnel-Kollektoren diskutiert, das von der Firma Solarmundo entwickelt wurde. Ob und in wieweit Fresnel-Kollektoren kostengünstig sind und sicher betrieben wer-den können, untersucht – gefördert vom BMU – die DLR in einer 1-MW-Anlage auf der PSA in Spanien (DLR 2007).

Die Marktdynamik für CSP-Systeme wurde in den letzten Jahren durch Investitionen in Südeuropa und USA neu angeschoben. Bei Marktvolumina deutlich über 1.000 MW könnten CSP-Systeme bei steigenden fossilen Energiepreisen schon vor 2020 konkurrenzfähig werden, wie die folgende Abbildung zeigt.

Bild 11 Fossile versus solare Kostendynamik

Solar vs. Fossil Energy Costs during Market Introduction

with Varying Return on Investment and Fuel Escalation

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Installed Capacity in MW and 1000 m³/d

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fossil fuel cost: escalation rates from 0.4 to 1.2 %/y

equivalent solar energy cost: return on investment from 6 to 12 %/y

Start: 2006 205020202015

Source:IEAMED-CSP

possible from today’s perspective

IEA scenario

Solar vs. Fossil Energy Costs during Market Introductionwith Varying Return on Investment and Fuel Escalation

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Source:IEAMED-CSP

possible from today’s perspective

IEA scenario

Quelle: DLR (2005)

110 Aus Sicht der Autoren wird das Solarturm-Konzept aufgrund systemimmanenter Restriktionen (zentraler

Receiver, aufwändige Spiegelnachführung) sich weniger dynamisch entwickeln als das Parabolrinnen-Konzept. Dies wird durch die gegenwärtigen Investitionspläne bestätigt.


Unter dieser Annahme würde auch ein Solarstromimport aus der MENA-Region att-raktiv, wie die folgende Tabelle verdeutlicht.

Tabelle 5 Kostenentwicklung für Solarstrom-Importe aus Nordafrika

0.800.750.670.60Capacity Factor

35045

24531

14320

425

Investment CSPBillion € HVDC

0.0400.010

0.0400.010

0.0450.010

0.0500.014

Elec. Cost CSP€/kWh HVDC

50 x 503600 x 1.0

40 x 403600 x 0.7

30 x 303600 x 0.4

15 x 153100 x 0.1

Land Area CSPkm x km HVDC

352412.53.8Turnover Billion €/y

70047023060Electricity Transfer TWh/y

20 x 514 x 58 x 52 x 5Transfer Capacity GW

2050204020302020Year

0.800.750.670.60Capacity Factor

35045

24531

14320

425

Investment CSPBillion € HVDC

0.0400.010

0.0400.010

0.0450.010

0.0500.014

Elec. Cost CSP€/kWh HVDC

50 x 503600 x 1.0

40 x 403600 x 0.7

30 x 303600 x 0.4

15 x 153100 x 0.1

Land Area CSPkm x km HVDC

352412.53.8Turnover Billion €/y

70047023060Electricity Transfer TWh/y

20 x 514 x 58 x 52 x 5Transfer Capacity GW

2050204020302020Year

Quelle: DLR (2006); HVDC = High Voltage Direct Current

Ein „Fahrplan” zur Realisierung der notwendigen Senkung der Investitionskosten von CSP wurde von Seiten der Weltbank vorgelegt und sieht bei konsequenter Marktein-führung um das Jahr 2025 eine Wettbewerbsfähigkeit gegenüber fossiler Erzeugung:

„The technology has the potenzial to be cost-competitive within 10 to 25 years, and has the potenzial to be a significant electrical power option for developing countries, which often have abundant solar resources. With hybridization and thermal energy storage, solar thermal power is dispatchable power that helps to support grid stabil-ity”. (zit. n. WB-GEF 2006, S. 21).

Diesen Fahrplan zeigt die folgende Grafik.


Bild 12 Mögliche Kostenentwicklung für Strom aus CSP

Quelle: WB-GEF (2006)

GEF und die deutsche KfW sind an der Global Market Initiative for Concentrating So-lar Power (GMI) beteiligt, die in 2002 beim Weltklimagipfel in Johannesburg von der UNEP als offizielles PPP-Programm anerkannt wurde. Auf der renewables2004- Konferenz in Bonn unterzeichneten die Regierungen Algeriens, Ägyptens, Marokkos, Jordaniens, Italiens und Spaniens sowie Deutschlands jeweils bilaterale Abkommen zur Förderung der CSP.

TREC als Motor für CSP in der MENA-Region

Die Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation (TREC) wurde in 2003 vom Club of Rome, dem Verein Hamburger Klimaschutz Fonds und dem National Energy Research Center (NERC) in Jordanien gegründet, um die Übertragung sau-berer Energie vornehmlich aus Wüstenregionen (Mittelmeer, Sahara, Ägypten, arabi-sche Halbinsel) nach Europa zu propagieren. In Zusammenarbeit mit dem Deut-schen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) wurde das sogenannte DESERTEC-Konzept erarbeitet.111 Mittlerweile gehören dem TREC-Gremium verschiedenste Repräsentanten staatlicher und nicht-staatlicher Institutionen vor allem aus dem For-schungsbereich in MENA-Ländern (Algerien, Bahrain, Dubai, Ägypten, Jordanien, Libyen, Marokko, Palästinensische Gebiete, Tunesien, Jemen) und EU-Mitgliedsstaaten (Tschechische Republik, Frankreich, Deutschland, Italien, Nieder-lande, Spanien, Schweiz, Großbritannien) an.

111 Siehe hierzu www.desertec.org


In Deutschland beteiligen sich an dem Netzwerk unter anderem Vertreter des Wup-pertal-Instituts, des Umweltbundesamtes sowie verschiedener Forschungsinstitute und aus der Privatwirtschaft. Nach dem DESERTEC-Konzept soll der Ausbau von Windkraft und CSP in der MENA-Region forciert werden, um ab 2020 per Gleich-stromübertragung Strom nach Europa exportieren zu können (s. folgendes Bild).

Bild 13 RE-Stromimporte aus der MENA-Region

Quelle: TREC (2006)

Im Rahmen von TREC und im Auftrag des BMU wurden zwei Studien erstellt, die sich mit dem RE-Potenzial in der MENA-Region, dem erwarteten Bedarf für Wasser und Strom in der EU und in MENA sowie dem Potenzial für den Aufbau von Übertra-gungsleitungen zwischen MENA und der EU beschäftigt haben (DLR 2005+2006).

Nach diesen Studien sind geringe Wüstenflächen ausreichend, um mittels CSP den Strombedarf der EU und der MENA-Region inklusive Meerwasserentsalzung abzu-decken. Zusätzlich ließen sich Windpotenziale in Marokko und am Roten Meer er-schließen.

Durch den Aufbau einer (technologisch bereits ausgereiften) Gleichstromübertragung mit mehreren Verbindungen könnten die Übertragungsverluste auf 10-15% begrenzt werden, was jedoch durch die hohe Solareinstrahlung mehr als kompensiert würde.


Perspektivisch ließen sich nach TREC in 2050 10-25% des Strombedarfs in der EU durch Importe aus Wüstenregionen decken. Nach DLR-Schätzungen könnten die Kosten für CSP-Strom bei einem entsprechenden Marktvolumen für derartige Anla-gen von gegenwärtig 9-22 €-ct/kWh auf etwa 4-5 €-ct/kWh zum Zeithorizont 2030 gesenkt werden112.

Große Hoffnungen in Richtung Kostenreduzierung werden dabei auf die Projekte ge-legt, die sich momentan vor allem in Spanien und den USA, aber auch in einigen MENA-Ländern (Marokko, Algerien, Ägypten) in Vorbereitung, Umsetzung oder Pla-nung befinden (siehe Liste im Anhang).

Nach jüngsten Informationen113 befinden sich alleine für Spanien solarthermische Kraftwerksprojekte mit einer Gesamtkapazität von fast 1.600 MW in der Realisierung bzw. Vorbereitung (wovon allerdings bisher nur 161 MW fertig gestellt sind bzw. sich im Bau befinden). Der gesamte Investitionsaufwand für CSP-Anlagen in der MENA-Region und Übertragungsleitungen würde bis 2050 knapp 400 Mrd. € betragen, da-von gut 90% für CSP-Systeme, die dann insgesamt etwa 100 GW installierter Leis-tung aufweisen würden.

Das TREC-Netzwerk schlägt als erste Maßnahme den Bau einer Gleichstromüber-tragung für 10 GW bis 2020 vor, zu geschätzten Investitionskosten von 5 Mrd. €. Ei-ne derartige Initiative sollte über einen energiepolitischen Dialog mit den beteiligten Ländern eingeleitet werden.114

Als Modell zur Lösung akuter politischer und sozialer Probleme propagiert TREC au-ßerdem den Aufbau einer kombinierten Anlage zur Stromerzeugung und Meerwas-serentsalzung zur Versorgung des Gaza-Streifens, die in der Küstenregion der ägyp-tischen Sinai-Halbinsel platziert werden könnte. Die Kosten werden auf etwa 5 Mrd. € geschätzt.

Als zweites Projekt wird der Aufbau einer ähnlichen solaren Meerwasserentsalzung am Roten Meer befürwortet, mit der die jemenitische Hauptstadt Sanaa versorgt werden könnte, deren Grundwasserressourcen in etwa 15 Jahren erschöpft sein dürften.

Eine BMU-geförderte Grundsatzstudie der DLR prüfte die Möglichkeiten zur Ver-knüpfung solarer Stromerzeugung und Meerwasserentsalzung (DLR 2007), die wei-teren Schritte zur Realisierung werden wesentlich von der Finanzierung abhängen.

112 Hier sei angemerkt, dass sich die aktuellen Kosten entsprechend der spanischen Vergütungsregelung

(26,93 €-ct/kWh über 25 Jahre bei Wahl des festen Tarifes) eher im oberen Bereich der angegebenen Preis-spanne bewegen. Eine Senkung auf etwa ein Viertel der momentanen Kosten ist deshalb nur unter äußerst günstigen Voraussetzungen zu erwarten. Allerdings dürften auch die Erzeugungskosten bei fossilen Kraftwer-ken in der EU in den nächsten Jahrzehnten weiter steigen.

113 Zeitschrift „Neue Energie“, 10/2007

114 Zu Status und Perspektiven der Verknüpfung der elektrischen Übertragungsnetze im Mittelmeerraum, inklu-sive der Untersuchungen und Planungen zur Gleichstromübertragung siehe insbesondere OME (2007c).


7.5 Zuwachsende RE-Systeme mit moderater Dynamik Parallel zu den o.g. RE-Technologien werden auch andere Systeme an Bedeutung gewinnen, jedoch mit geringer ausgeprägter Wachstumsdynamik und (bis 2020 in absoluten Größen) eher geringem Umsetzungspotenzial.

7.5.1 Bioenergie

Dies sind einerseits Systeme zur Nutzung von Biomasse, insbesondere aus Rest- und Abfallstoffen, die im Zuge des Aufbaus von Entsorgungssystemen für häusliche und gewerbliche Abfälle vor allem über biologische und thermische Verfahren der Energienutzung zugeführt werden. Weiterhin sind hier die Deponiegasfassung und nachfolgende energetische Nutzung zu nennen. Dazu hat die deutsche EZ in ande-ren Regionen (z.B. Südostasien) erhebliche Erfahrungen gesammelt, die gezielt in die marktnahe Umsetzung eingebracht werden sollten (z.B. im Rahmen der Export-initiative der dena). Weiterhin sind diese Technologien aus Sicht des Klimaschutzes besonders wirksam und über CDM-Projekte zumindest teilweise finanzierbar. In die-sem Kontext ist die verstärkte Information über solche Optionen wichtig.

7.5.2 Solare Kühlung

Andererseits dürften auch solare Kühlsysteme insbesondere für die zunehmende Klimatisierung im tertiären Sektor genutzt werden. Die breitere Einführung dieser Systeme ist aber stark von der weiteren Verbesserung der verfügbaren Technolo-gien im Hinblick auf Kostensenkung und Betriebssicherheit abhängig, andererseits wird deren Wettbewerbsfähigkeit stark von der Tarifgestaltung für die konkurrieren-den elektrischen Kompressionssystemen geprägt, die bislang den Markt dominieren.

7.5.3 Strom aus Geothermie

Schließlich ist auch die geothermische Stromerzeugung von weiteren Erfolgen bei Exploration sowie der Entwicklung günstigerer Tiefbohrverfahren mit höherer Höffig-keit abhängig – ihre Markteinführung bedarf weiterer Kostensenkungen. Die in der MENA-Region (Jemen) begonnene deutsche EZ-Kooperation über die BGR sollte daher fortgeführt werden, sofern sich perspektivisch eine Beteiligung des Privatsek-tors an den (erheblichen) Explorationskosten und damit an den hiermit verbunden Chancen und Risiken erkennen lässt.

7.6 RE-Systeme mit unklarer Dynamik Abschließend sei auf RE-Technologien hingewiesen, deren Entwicklung in der Regi-on aus heutiger Sicht unklar ist.

Dies betrifft insbesondere PV-Systeme zur dezentralen Stromerzeugung, die grund-sätzlich ein erhebliches Potenzial in der Region aufweisen, zu dessen Realisierung jedoch noch deutliche Erhöhungen der Wirkungsgrade und Senkungen der Herstel-


lungskosten erforderlich sind. Inwieweit dies in den nächsten Jahren erreichbar sein wird, ist aus heutiger Sicht offen115.

Die weitere Verbreitung von PV-Systemen in „Nischen“ mit hohen Grenzkosten für alternative Systeme hängt zudem wie die solare Kühlung von der Tarifgestaltung für Strom und Diesel (z.B. für Wasserpumpen) sowie von der Einkommensentwicklung in peripheren Räumen ab. Die Verbreitung von Solar Home Systems (SHS) als Bei-trag zur ländlichen Elektrifizierung ist in diesem Kontext zu sehen116.

Die solare Meerwasserentsalzung bietet ein weiteres Einsatzgebiet für RE, das grundsätzlich von hohem Potenzial in der Region geprägt ist, jedoch entscheidend von Kostensenkungen nicht nur auf Seiten der Solarfelder, sondern auch der Entsal-zungsanlagen selbst abhängt. Im Zuge der Entwicklung der solarthermischen Stro-merzeugung ist zu erwarten, dass die CSP-Technologien spin-offs für die solarge-stützte Entsalzung erbringen (DLR 2007a; Trieb 2007), jedoch ist bislang die Tech-nologieentwicklung auf Seiten druckarmer Mittel- und Niedertemperatursysteme für die Entsalzung eher verhalten. Ein von deutscher Seite gefördertes Projekt mit Jor-danien und Israel soll zur Klärung der weiteren Entwicklungsfragen dienen, wobei neben CSP auch PV-gestützte und nichtkonzentrierende thermische Entsalzungsver-fahren untersucht werden (DLR 2007c).

Das zuvor Gesagte gilt auch für die solare Trocknung, deren Marktpotenzial in eini-gen Ländern der Region (Marokko, Tunesien) im Zuge der verstärkten landwirt-schaftlichen Exportorientierung und höherer Verarbeitungstiefe von Lebensmitteln zunehmen wird.

Offen ist auch, inwieweit die dezentrale Wasserkraft in ländlichen Räumen weiter ausgebaut werden kann. Hier sind neben Kosten- und Umweltfragen vor allem die durch den Klimawandel bedingten Unsicherheiten über die künftige Entwicklung der Niederschlagsmengen und deren räumliche und zeitliche Verteilung maßgeblich.

Mit hoher Sicherheit kann dagegen die Nutzung von RE im Bereich mariner Syste-me (Gezeiten- und Wellenenergie) für die MENA-Region (evtl. mit Ausnahme Marok-kos) ausgeschlossen werden, da sowohl wegen des geringen Tidenhubs als auch der massiven Restriktionen durch küstennahe Aktivitäten (Schifffahrt, Tourismus) diese potenziell interessanten Technologien kaum nennenswert verbreitet werden können.

115 Die weitere Entwicklung der PV-Systeme wird dabei kaum durch das MENA-Marktpotenzial beeinflusst, son-

dern entscheidend durch die Markteinführungs- und –stützungsprogramme in den Industrieländern. Die Rolle des EEG in Deutschland und entsprechender Regelungen in anderen EU-Staaten sowie die PV-Förderung in Japan und den USA geben die Anreize für anwendungsnahe F&E-Aktivitäten, die für weitere Fortschritte ent-lang der PV-Lernkurve erforderlich sind.

116 Hier gilt zu beachten, dass in wenigen Jahren in der MENA-Region (mit Ausnahme von Jemen) die Elektrifi-zierungsrate praktisch überall 100% betragen wird, wozu PV-Systeme in einigen Ländern (vor allem Marokko) einen signifikanten Beitrag leisten.


7.7 Relevante EE-Potenziale in der MENA-Region Ergänzend zu den RE-Potenzialen soll summarisch auch auf Ergebnisse von Ab-schätzungen zum möglichen Umfang von Energieeffizienzsteigerungen in der Region eingegangen werden. Hierzu wurden im Rahmen von PlanBleu von OME szenarien-gestützte Studien durchgeführt, die bis 2025 eine Größenordnung von 50% des im Trend-Szenario erwarteten Zuwachses als EE-Potenzial in der Region ergaben (U-NEP/OME 2006b). In Claus/Mostert (2007) wurde eine Auswertung von Marktanaly-sen für EE in der MENA-Region durchgeführt. Dort wurde eine Größenordnung von 460 Mio. € jährlichen EE-Investitionen für den Zeitraum von 2007-2015 abgeschätzt, wobei nur die Länder Ägypten, Jordanien, Marokko und Tunesien eingezogen wur-den. Wird dies entsprechend der Primärenergiebedarfe auch auf alle Länder hochge-rechnet, so ergibt sich ein Investitionspotenzial von jährlich ca. 1 Mrd. € bis 2020.

Bislang fehlt es an „bottom-up“-Studien, die auf der Grundlage von statistischen Da-ten und Erhebungen über die IST-Bedarfe von Energieanwendungen (z.B. Elektro-motoren, Kesselanlagen und Stromwärmeanwendungen in Industrie und Gewerbe, Weißgeräte und Klimatisierung in den Haushalten und im Kleinverbrauchssektor) sowie deren Verbreitung Aussagen zu EE-Potenzialen erlauben, so dass eine ge-nauere Ableitung von Potenzialen nicht möglich ist. Aus den ersten sektorbezogenen Länderstudien des MED-ENEC-Projekts (2006a-h) gibt es einige Hinweise. Auf Basis der geplanten Pilotprogramme sind in den nächsten Jahren für den Gebäudesektor bessere Grundlagen zu erwarten. Die Weltbank startete kürzlich eine EE-Studie für die MENA-Region, deren Ergebnisse in 2008 zu erwarten sind (WB 2007c).

Die IEA hatte in ihrem World Energy Outlook 2005 einen Fokus auf die MENA-Region (IEA 2005) und fasste in ihrem Energy Policy Review für die Region die Opti-onen zur EE zusammen, die insbesondere in der Bewässerung und Wasserentsal-zung sowie in der Klimatisierung liegen (IEA 2006a). Aus anderen Studien von GEF, GTZ, UNEP, UNIDO und Weltbank in Entwicklungsländern kann geschlossen wer-den, dass erhebliche EE-Potenziale im Bereich der elektrischen (Haushalts- und Bü-ro-) Geräte, elektrischen Antriebe, Druckluft und Ventilation (Gewerbe/Industrie), der Klimatisierung (alle Sektoren) und Stromwärmeanwendungen (Industrie) sowie bei der Warmwasserbereitstellung und Beleuchtung (alle Sektoren) bestehen117.

Ein MENAREC-Papier zur Rolle des CDM in der MENA-Region (Flamos 2006) ar-gumentiert, dass in der gesamten Region EE-Potenziale auf Seiten der Stromerzeu-gung und in großen Industriebetrieben bestehen, da dort Anlagen durchweg ertüch-tigt werden müssen. Auch wird darin auf die Bedeutung der Kraft-Wärme-Kopplung hingewiesen, die bislang noch kaum genutzt wird118. Aufgrund der Subventionierun-gen von Strom- und Erdgastarife sind die volkswirtschaftlich sinnvollen Potenziale allerdings aus Sicht privater Investoren oft wenig attraktiv.

117 Erhebliche EE-Potenziale sind auch bei der (individuellen) Mobilität sowie bei Gütertransporten zu vermuten.

118 Dies gilt aus Sicht der Autoren noch mehr für dezentrale Kraft-Kälte-Kopplung, die ein erhebliches Potenzial auf Basis von heißgekühlten Dieselmotoren (mit Erdgaseinsatz) in Kombination mit Absorptionskältemaschi-nen aufweisen und parallel als Notstromaggregate fungieren können.


8 Vorschläge für künftige Schwerpunkte der deutschen EZ zu RE und EE in der MENA-Region

Aus der Analyse der bisherigen EZ-Aktivitäten in den MENA-Ländern, den „lessons learnt“ und den aufgezeigten Entwicklungstendenzen für RE und – ergänzend - EE werden im letzten Teil der Studie Vorschläge zur künftigen Schwerpunktsetzung der deutschen EZ im Hinblick auf RE und – wiederum ergänzend – EE abgeleitet, die vorrangig für die Länder Ägypten, Jemen und Marokko gelten, aber grundsätzlich auch für die Partnerländer Algerien, Jordanien, Libanon, Syrien und Tunesien über-tragbar sind119.

Diese Schwerpunktsetzung erfolgt vor dem Hintergrund der generellen Sektorziele der deutschen EZ, die in der nachfolgenden Abbildung zusammengefasst sind.

Bild 14 Zielsystem „Energie für nachhaltige Entwicklung“ des BMZ

Quelle: BMZ (2007)

Die ökologischen Leitplanken stehen für globalen Klimaschutz (2°C-Grenze für zu-sätzliche Erwärmung in diesem Jahrhundert), Minderung der (lokalen) Luftver-schmutzung und Reduktion von dadurch bedingten Gesundheitsschäden sowie Schutz von Ökosystemen (BMZ 2007).

119 Für die Palästinensischen Gebiete erscheinen die Überlegungen dagegen weniger geeignet, da hier auf-

grund der politischen Unsicherheiten und Instabilitäten ein Aufbau kostenintensiver Infrastrukturen – wie dies RE in der Regel darstellen – erst nach einer belastbaren Friedensregelung sinnvoll erscheinen.


Der Energiesektor trägt aufgrund seiner vielfältigen direkten und indirekten Verknüp-fungen zu fast allen Lebensbereichen und in besonderer Weise auch zu anderen ge-sellschaftlichen Zielen bei, wie folgende Abbildung zeigt.

Bild 15 Bedeutung des Energiesektors für die entwicklungspolitischen Ziele des BMZ

Quelle: BMZ (2007)

In der MENA-Region sind dabei aufgrund der besonderen klimatischen Bedingungen die Fragen der Wasserversorgung (Bewässerung, Entsalzung) und – damit gekop-pelt - des Klimawandels zu beachten. Der Schutz von Ökosystemen und die Ge-sundheit sind in Bezug auf die traditionelle Biomassenutzung (Brennholz, Holzkohle) in den ländlichen Regionen von Bedeutung, bei Wasser- und Windkraftnutzung sind Fragen der Umwelt ebenfalls von Belang.

In wirtschaftlicher Hinsicht sind die effiziente Nutzung der fossilen Energieträger Öl und Erdgas und der effizienten Bereitstellung und Nutzung von Strom aufgrund der hohen Anteile von Öl und Erdgas an der Erzeugung wesentlich. Zudem sind für eini-ge Länder (insb. Ägypten und Algerien) die Möglichkeiten zum weiteren Export von Öl und Erdgas wichtig – hier können EE und RE zur „Streckung“ der heimischen Po-tenziale dienen.

Bei der Diversifizierung der Versorgung und der – längerfristigen – Preisstabilität spielen die endogenen Potenziale der RE eine wichtige Rolle.


8.1 Relevante RE- und EE-Technologien für die MENA-Region Die zentralen Themen für die (deutsche) EZ in der MENA-Region zur weiteren Verbreitung von RE-Technologien mit ökonomischer, technologischer, ökologischer und regional- sowie entwicklungspolitischer Relevanz sind nach den Erkenntnissen aus der vorliegenden Studie und der Einschätzung der Autoren

• kurzfristig (bis fünf Jahre) die weitere Steigerung des Ausbaus der landgestützten Windenergie (Verstetigung);

• kurzfristig die weitere Demonstration und mittelfristig (bis zehn Jahre) die Markt-einführung der solarthermischen Stromerzeugung mit CSP-Systemen und der Photovoltaik120;

• mittelfristig die erfolgreiche Einbindung relevanter MENA-Länder in das ener-giewirtschaftliche System der EU, insbesondere im Hinblick auf die Strompreis-bildung, Anreizregulierung und die Rolle des Privatsektors als Investor für RE121;

• kurz- bis mittelfristig die Verbreitung emissionsarmer Systeme zur energetischen Nutzung biogener Reststoffe und Abfälle, die unter Einbeziehung abfallwirtschaft-licher Erfordernisse hohe Kosteneffizienz aufweisen;

• kurz- bis mittelfristig die Bereitstellung ausreichender Investitionsmittel für RE durch den Privatsektor und Entwicklung von Kooperationen mit arabischen Ge-bern und Investoren, wobei vor allem die FZ als Ko-Finanzierer gefragt ist;

• mittelfristig die Demonstration der solargestützten Meerwasserentsalzung sowie die Markteinführung der solaren Kühlung.

Im Hinblick auf die Energieeffizienz sind die wichtigsten Themen

• der weitere Abbau von Subventionen für fossile Energieträger und die anreizori-entierte Regulierung auch für EE;

• die Verbesserung der Energieeffizienz bei der Bereitstellung von Strom durch thermodynamisch hochwertigere Systeme (GuD-Anlagen, GT-Topping bei Kohle) und im Bereich der Mineralöl- und Erdgasindustrie (Raffinerien, Erdgasaufberei-tung und LNG-Herstellung) sowie bei der Stromübertragung und –verteilung;

120 Dieser Vorschlag erfolgt auf dem Hintergrund der mittelfristig prognostizierten Kostensenkungen in der Tech-

nologie (s. EPIA 2007), die eine Einführung im Gebäudebestand über eine net-metering-Regelung ohne in-krementelle Kosten für das Energiesystem in einigen Ländern mit nicht-subventionierten Elektrizitätspreisen sinnvoll erscheinen lassen

121 Kostenorientierte Strompreisbildung, Anreizregulierung und Stärkung von Privatinvestition in RE sind auch für die MENA-Länder ohne die An- bzw. Einbindung in die EU-Energiewirtschaft sinnvoll, jedoch erscheint der mögliche „Hebel“ der deutschen EZ in Bezug auf die jeweils nationale Umsetzung größer, wenn dies mit der EU-Kooperation verbunden wird.


• die Demonstration und Markteinführung von Kraft-Wärme(Kälte)-Kopplung bei Industrien mit einen hohen Bedarf an Prozesswärme sowie bei Gebäuden mit ho-hen Kühlbedarfen (in Verbindung mit Absorptionskälteanlagen);

• die Entwicklung und Implementierung von EE-Programmen für Industrie (Antrie-be, Verfahrensverbesserungen in den Grundstoffindustrien)122, Kleinverbrauch und Haushalte (elektrische Geräte, Warmwasser)123 und Einführung und Anwen-dung von Normen zum energieeffizienten Bauen und zur Gebäudesanierung;

• die Einführung neuer Finanzierungs- und Betreibermodelle (Contracting) und der Aufbau von Dienstleistungen zur Ausschöpfung der Effizienzpotenziale durch spezialisierte Drittunternehmen (Energy Service Companies = ESCO);

• die Ausweitung der Maßnahmen zur Energieeffizienz auf den Verkehrssektor durch Verbesserung der Kontrolle von Fahrzeugmotoren, den Ausbau der Infra-struktur für öffentlichen Personen- und Güterverkehr, die Verbesserung des Ver-kehrsmanagements etc.

Die Themen stellen somit ein Bündel von technologischen, energiepolitischen und energiewirtschaftlichen sowie finanzpolitischen Herausforderungen dar, denen durch entsprechende Programme und Maßnahmen der deutschen EZ begegnet und hier-bei eine enge Verknüpfung mit anderen Gebern gesucht werden sollte.

Alle genannten Optionen sind grundsätzlich in den MENA-Ländern durch bilaterale Vereinbarungen umsetzbar, jedoch werden insbesondere die o.g. zweite und dritte Option nur zusammen mit EU-Partnern wirksam zu realisieren sein.

8.2 Relevante Arbeitsfelder zur RE- und EE-Entwicklung in der MENA-Region

Die relevanten Arbeitsfelder in der MENA-Region im Bereich RE mit zukünftig erhöh-tem Bedarf an (deutscher) EZ sind nach der vorliegenden Analyse

• kurzfristig der ausreichende Aufbau von lokalem Know-how und Kompetenzen für Planung, Errichtung, Betrieb und Wartung landgestützter Windkraftanlagen:

• kurz- und mittelfristig die Weiterentwicklung, Demonstration und Verbreitung von CSP-Systemen (in einzelnen Ländern auch Strom aus Geothermie) sowie PV;

• die ausreichende Bereitstellung professioneller Expertise zur Beratung der Re-gierungen bei der energiewirtschaftlichen Regulierung von RE sowie der ener-giepolitischen und -wirtschaftlichen Kooperation mit der EU;

122 Dazu zählen auch die verbindliche Einführung von Energieberatungen (energy audits)

123 Dabei wird angenommen, dass der wichtige Gebäudebereich durch das MED-ENEC-Vorhaben bereits abge-deckt wird. Sollte dieses Vorhaben keine adäquate Umsetzung finden (die Pilotprojekte befinden sich ja gera-de in der Konzeption), so wäre der Gebäudebereich ein weiteres Thema.


• der Aufbau und die Verbreitung von gewerblichem Engagement im Bereich der solaren Warmwasserbereitung (sowie mittelfristig der solaren Kühlung)124

• Unterstützung bei der emissionsarmen Erfassung und Nutzung biogener Abfall- bzw. Reststoffe sowie beim energieeffizienten Einsatz von Biomasse durch marktnahe Kooperationen auf der Ebene von KMU125.

Dabei wird unterstellt, dass neben der technischen Entwicklung der regulative Kon-text sowie die Qualifikation lokalen Personals entscheidende Größen für die erfolg-reiche Verbreitung von RE (und auch EE) darstellen.

Die relevanten Arbeitsfelder in der MENA-Region im Bereich EE mit zukünftig erhöh-tem Bedarf an (deutscher) EZ sind nach der vorliegenden Analyse

• kurz- und mittelfristig die Weiterentwicklung, Demonstration und Verbreitung von effizienten Klimatisierungssystemen, möglichst in Kombination mit Kraft-Kälte-Kopplung

• die Konzeptionierung und Implementierung von regulativen Anreizen für EE sowie von Standards (z.B. für Geräte, Gebäude und sonstige Anwendungen);

• der Aufbau institutioneller Kapazitäten zur Beratung unterschiedlicher Verbrau-chergruppen und zur Durchführung von Aufklärungskampagnen und Förderpro-grammen;

• die Einführung neuer Finanzierungsquellen und –instrumente (z.B. EE-Fonds) sowie die Demonstration nachfrageseitiger EE-Programme als CDM-Projekte126;

• die Etablierung von Modellen zur Umsetzung von EE-Maßnahmen durch Dritte im Rahmen von Contracting-Lösungen.

124 Gewerbliches Engagement ist hier spezifisch für die Produktions-, Vertriebs- und Wartungsaufgaben solar-

thermischer Systeme gemeint als mögliches Feld endogener Wirtschaftsentwicklung.

125 Der KMU-Fokus liegt an den spezifischen Bedingungen der Bioenergietechnologien: hohe Vielfalt, geringe Stückzahl, Anpassung an lokale Bedingungen. Ergänzend sind auch „größere“ Systemanbieter, abfallwirt-schaftliche Unternehmen sowie überregionale Energieversorger als Partner möglich. Die KMU-Orientierung leitet sich primär aus der Struktur entsprechender deutscher Unternehmen ab, die als Partner gewonnen wer-den sollen.

126 vgl. dazu näher den Vorschlag in ESMAP (2007)


8.3 Komparative Vorteile der deutschen bilateralen EZ im Bereich RE und EE

Die komparativen Vorteile der deutschen EZ in der MENA-Region im Bereich RE lie-gen in den Arbeitsfeldern und Technologien

• der Windenergie, der solarthermischen Energienutzung (CSP127, SWH128, sola-res Kühlen, PV100) und der energetischen Nutzung biogener Abfälle und Reststof-fe

• der Kooperationsunterstützung mittelständischer Unternehmen beim Aufbau von Geschäftsbeziehungen

• der Unterstützung der energiewirtschaftlichen Einbindung in die EU

• der finanziellen Förderung des RE-Ausbaus durch erhebliche Mittel

• der grundsätzlichen Kooperationsbereitschaft der arabischen Finanzwelt, bei der Bereitstellung von Investitions- bzw. Finanzierungsmitteln für RE gegenüber deutschen Partnern.

Bei der EE sind die vielfältigen Erfahrungen der deutschen EZ in anderen Regionen zu nennen sowie die bereits guten Kontakte zu EVU im Hinblick auf Verbesserungen bei der Strombereitstellung und im Bereich der Netze.

8.4 Arbeitsteilung mit der EU für die Entwicklung von RE und EE in der MENA-Region

Die anzustrebende Arbeitsteilung – im Sinne der Schwerpunktsetzung - mit der EU in der MENA-Region im Bereich RE bezieht sich vor allem auf folgende Bereiche:

• Steigerung und Verstetigung des Windenergieausbaus: bilateral;

• CSP und PV -Demonstration und Markteinführung: gemeinsame Initiative mit den EU-Mittelmeeranrainern (insb. ES, GR, IT), EU sowie Ko-Finanzierung;

• Förderung energiewirtschaftlicher Reformen und Öffnung von Märkten für Investi-tionen des Privatsektor: bilaterale Beratung, gemeinsame „Außenpolitik“ mit der EU;

• Projektbezogene Förderung und Finanzierung: Abstimmung von ENP-Initiativen und Programmen mit bilateralen Vorhaben sowie Ko-Finanzierung von ENP-

127 Deutsche Firmen sind bei CSP-Technologien derzeit sehr gut positioniert. So ist die Firma Flabeg weltweit

einziger Lieferant von hochpräzisen Solarreflektoren für Parabolrinnen-Kraftwerke. Die Absorberelemente für derartige Kraftwerke werden global außer von der Schott AG nur noch von einem israelischen Hersteller angeboten. Die Firma Solar Millenium AG und deren Tochter Flagsol GmbH sind (neben dem spanischen Konkurrenten Abengoa und deren Tochter Solúcar Energía) führend bei der Entwicklung und dem Enginee-ring solarthermischer Kraftwerke und aktuell an drei derartigen Anlagen in Spanien beteiligt.

128 Bei Solarwärme interessieren erster Linie Systemen mit Zwangsumlauf und große, dachintegrierte Anlagen sowie der Bereich der Fertigungstechnik, der Qualitätsstandards (Zertifizierung) und der Ausbildung.


Projekten durch deutsche FZ, sofern in Abschnitt 8.1 genannte Themen und in Abschnitt 8.2 genannte Arbeitsfelder betroffen sind.

Ein EE-Schwerpunkt sollte durch die Replikation des MED-ENEC-Projekts für andere Sektoren gebildet werden. Hier sind gemeinsame Anstrengungen mit EU, EIB und Weltbank sowie ggf. der GEF sinnvoll.

Das in Gründung befindliche Zentrum für EE und RE in Ägypten sollte dabei eine zentrale Rolle spielen und bedarf weiterer Unterstützung durch bi- und multilaterale Initiativen.

8.5 Arbeitsteilung innerhalb der deutschen Bundesregierung für die Entwicklung von RE und EE in der MENA-Region

Die anzustrebende Arbeitsteilung des BMZ mit den anderen Ressorts in der MENA-Region im Bereich RE sollte sich insbesondere auf folgende Bereiche beziehen:

• technologische Entwicklung und Verbreitung von CSP-Systemen, solarer Kühlung und Bioenergie: BMZ in finanzieller Kooperation mit BMU129;

• Aufbau und Verbreitung des lokalen Know-how über RE-Technologien sowie Re-gulierungsfragen: BMZ in Kooperation mit BMBF (Aus/Weiterbildung, For-schungskooperationen) und BMU/BMWi (Regulierung);

• Unterstützung der EU bei der ENP-Formulierung - BMZ in Abstimmung mit AA, BMWi und BMU130;

• Einbeziehung der Zivilgesellschaft sowie der mittelständischen Unternehmen – BMZ in Kooperation mit BMU und BMWi.

Bei der EE ist die Kooperation mit dem BMWi wesentlich. Die anzustrebende Arbeits-teilung sollte auch auf der Ebene der Durchführungsorganisationen der Ressorts (z.B. dena, GTZ/KfW, InWEnt, UBA) konkretisiert werden.

Hierzu wären entsprechende Technologie-/Projekt- und Partnertyp- sowie Länder-matrizen zu entwickeln, die eingedenk der bisherigen Aktivitätsprofile der jeweiligen Institutionen und der daraus resultierenden Anknüpfungspunkte eine jeweilige Schwerpunktsetzung für die nächsten Jahre erlauben und Kooperationsfelder identi-fizieren.

129 Hier ist vor allem die Verwendung der Mittel aus der Versteigerung von CO2-Emissionszertifikaten relevant.

Das BMU wird im Frühjahr 2008 entsprechende Richtlinien erarbeiten. Hier sollte sich das BMZ für die Auf-nahme entsprechender Formulierung zu Ko-Finanzierung einsetzen.

130 Die ab Mitte 2008 anstehende französische Ratspräsidentschaft wird einen Schwerpunkt auf die mediterrane Kooperation legen.


Literatur- und Quellenverzeichnis

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Abkürzungsverzeichnis

AA Auswärtiges Amt

ADEREE Agence des Énérgies Renouvelables et de l’Éfficacité Énérgeti-que (Marokko)

AfD Agence Française de Développement

AfDB African Development Bank

ALMEE Association Libanaise pour la Maîtrise de l’Énergie et de l’Environement

ANER Agence Nationale des Énergies Renouvelables (Tunesien)

ANME Agence Nationale pour la Maîtrise de l’Énergie (Tunesien)

AT Länderkürzel für Österreich

BASE Basel Agency for Sustainable Energy

BGR Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe

BE Länderkürzel für Belgien

BIP Brutto-Inlandsprodukt

BMBF Bundesministerium für Forschung und Bildung

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsi-cherheit

BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie

BMZ Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung

BOO Built-Operate-Own

BOOT Built-Operate-Own-Transfer

CDER Centre de Development des Energies Renouvable

CDM Clean Development Mechanism

CH Länderkürzel für die Schweiz

CIDA Canadian International Development Agency

CIM Centrum für internationale Migration und Entwicklung CIM

CSP Concentrating Solar Power

CY Länderkürzel für Zypern

DANIDA Danish Agency for International Development Assistance

DE Länderkürzel für Deutschland

dena Deutsche Energie-Agentur

DK Länderkürzel für Dänemark


DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt

DPL Development Policy Loan

DZ Länderkürzel für Algerien

EDL Electricité du Liban

EE Energieeffizienz

EG Länderkürzel für Ägypten

EIB European Investment Bank

ENP Europäische Nachbarschafts-Politik

ES Länderkürzel für Spanien

ESCWA United Nations Economic and Social Commission for Western Asia

ESMAP Energy Sector Management Assistance Programme

EU Europäische Union

EZ Entwicklungszusammenarbeit

F&E Forschung und Entwicklung

FEMIP Facility for Euro-Mediterranean Investment and Partnership

FP Forschungsrahmenprogramm (der EU)

FR Länderkürzel für Frankreich

FZ Finanzielle Zusammenarbeit

GEF Global Environment Facility

GMI Global Market Initiative for Concentrating Solar Power

GTZ Deutsche Gesellschaft für technische Zusammenarbeit GmbH (GTZ)

GuD Gas- und Dampfturbinen

HIAST Higher Institute for Applied Science and Technology (Syrien)

IEA International Energy Agency

IL Länderkürzel für Israel

IPP Independent Power Producer

IT Länderkürzel für Italien

JBIC Japan Bank for International Cooperation

JICA Japan International Cooperation Agency

JO Länderkürzel für Jordanien

JP Länderkürzel für Japan

KfW Kreditanstalt für Wiederaufbau


KMU Kleine und mittlere Unternehmen

LEC Loy Energy Consulting

LNG Liquified Natural Gas

LPG Liquified Petroleum Gas

MDG Millennium Development Goals

MEDA Mésures d’accompagnement financières et techniques (Finan-zielle und technische Begleitmaßnahmen zur Reform der wirt-schaftlichen und sozialen Strukturen im Rahmen der Partner-schaft Europa-Mittelmeer)

MED-EMIP Support for the enhanced integration and the improved security of the Euro-Mediterranean energy market

MED-ENEC Energy Efficiency in the Construction Sector in the Mediterra-nean

MEDENER Mediterranean Energy Network

MEDREC Mediterranean Renewable Energy Center

MEDREP Mediterranean Renewable Energy Programme

MENA Middle East and North Africa

MENAREC Middle East North Africa Renewable Energy Conference

MO Länderkürzel für Marokko

MT Länderkürzel für Malta

NEAL New Energy Algeria

NERC National Energy Research Center (Jordanien)

NL Länderkürzel für die Niederlande

NREA New and Renewable Energy Agency (Ägypten)

OECD Organization for Economic Cooperation and Development

OME Observatorie Mediterraneén de l’Énergie

ONE Office National de l’Electricité (Marokko)

PEC Public Electricity Corporation

PERG Programme d’Electrification Rurale Globale (Marokko)PEV Pri-märenergieverbrauch

PEV Primärenergieverbrauch

PIK Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung

PNME Programme National de Maîtrise de l’Énergie (Algerien)

PL Länderkürzel für Polen

PPP Public-Private Partnership


PSA Plataforma Solar de Almeria

PV Photovoltaik

RE Regenerative Energien

RL Länderkürzel für Libanon

SEP Sonderenergie-Programm (GTZ)

SHS Solar Home Systems

SFF Studien- und Fachkräftefonds

STEG Société Tunisienne de l’Electricité et du Gaz

SWH Solar Water Heater

SY Länderkürzel für Syrien

TERNA Technical Expertise for Renewable Energy Application (GTZ)

TN Länderkürzel für Tunesien

TR Länderkurzel für Türkei

TREC Trans-Mediterranean Renewable Energy Cooperation

TZ Technische Zusammenarbeit

UK Länderkürzel für Großbritannien

UNDESA United Nations Division for Sustainable Development

UNDP United Nations Development Programme

UNEP United Nations Environment Programme

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change

WB Weltbank

WBGU Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Um-weltveränderungen

ZSW Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung

Öko-Institut/LEC BMZ/RE-MENA 119

Anhang: Übersicht aktueller CSP-Vorhaben

Name Land Standort Leistung

(MW)

Strom-produktion

(GWh)

Solare Einstr.

(kWh/m²a)

Technologie Status Entwickler Invest.-Kosten

Bemerkung

PS10 11 23 In Betrieb seit

Ende März 2007

Ca. 35

Mio. €

Zuschuss aus 5. For-

schungsrahmenprogramm

der EU; 12-15% fossile

Brennstoffe; am gleichen

Standort sollen insgesamt

rd. 300 MW Solarstromka-

pazität entstehen.

PS20 20 Bau begann im

Juni 2006

AZ20

Sanlúcar la

Mayor bei

Sevilla

20

2.100 Turm

Bau sollte Ende

2006 beginnen

Solúcar/ABENGOA

(Spanien)

Solar

Tres

Bei Écija /

Andalusien 17 96

Turm mit Salz-

schmelz-

technologie

SENER/Spanien

16 Stunden ohne Sonne

überbrückbar; 5 Mio. €

Zuschuss aus 5. For-

schungsrahmenprogramm

der EU; 12-15% fossil

erzeugt; erwarteter Leis-

tungsfaktor ca. 65%.

Andasol

I

Spa

nien

Bei Guadix /

Andalusien 50 176 (12% aus

Gas)

2.136

Parabolrinnen

Bau begann im

Juni 2006; soll im

ACS

Cobra/Spanien

260 Mio.

€

5 Mio: € Zuschuss aus 5.

Forschungsrahmenpro-



(MW)

Strom-produktion

(GWh)

Solare Einstr.

(kWh/m²a)


Bemerkung

Herbst 2008 in

Betrieb gehen

(75%) und Solar

Millenium/

Deutschland (25%)

gramm der EU; 7,5 Stun-

den Wärmespeicherung

möglich (Salzschmelze);

Absorberröhren von

Schott, Spiegel von Fla-

beg, Dampfturbine von

Siemens

Andasol

II 50 176

Grundsteinlegung

im Juli 2007; Inbe-

triebnahme für

Anfang 2009 ge-

plant

ACS Cobra und

Solar Millenium

260 Mio.

€ Baugleich mit Andasol I

Andasol

III

50 176

Baubeginn für

Ende 2007 vorge-

sehen

Hidrocantábrico/ED

P

(Spanien/Portugal)

und Solar

Millenium

12 Stunden Wärmespei-

cherung möglich

Saguaro

Saguaro bei

Phoe-

nix/Arizona

1 Parabolrinnen Inbetriebnahme

April 2006

Solargenix/Acciona

Energy (Spanien)

und Arizona Public

Service (USA)

Absorberröhren wurden

von Schott/Deutschland

geliefert; Spiegel von

Flabeg.

Nevada

Solar

USA

Boulder City/

Nevada 64 129-134 Parabolrinnen Baubeginn im

Februar 2006;

Solargenix/Acciona

Energy (Spanien)

rd. 250

Mio. US$

Absorberröhren wurden zu

62% von



(MW)

Strom-produktion

(GWh)

Solare Einstr.

(kWh/m²a)


Bemerkung

One Erste Netzeinspei-

sung April 2007;

Inbetriebnahme

Juni 2007

Schott/Deutschland gelie-

fert; Dampfturbine von

Siemens; Spiegel von

Flabeg/D.; kein Einsatz

fossiler Brennstoffe

Marok-

ko Marokko

Ain Beni

Mathar 20

40 (= 1,13%

der Gesamt-

erzeugung)

2.290 Parabolrinnen

Inbetriebnahme für

Februar 2010

geplant

ONE (Marokko) mit

….

568 Mio.

US$,

davon

Solarteil

63,2 Mio.

US$

Gas-Solar-Hybridkraftwerk

mit insgesamt 472 MW;

GEF-Zuschuss von 43,2

Mio. US-$

Ägypten Ägypten Kuraymat 20 2.400 Parabolrinnen Inbetriebnahme für

Mitte 2009 geplant

NREA (Ägypten)

mit ….


mit insgesamt 180 MW;

GEF-Zuschuss

Algerien Algerien Hassi R’mel 30 2.400 Parabolrinnen

NEAL (Alge-

rien)/ABENGOA

(Spanien)


mit insgesamt 150 MW

Quelle: eigene Zusammenstellung

regenerative energien für die mena-region, mit ergänzungen zur energieeffizienz

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