GTZ InDesign-Vorlage für Publikationen – DIN A4 hoch

Abteilung Wasser, Energie, Transport 

TERNA Windenergieprogramm 

Energiepolitische Rahmen- 

bedingungen für Strommärkte 

und erneuerbare Energien 

16 Länderanalysen 

Eschborn, November 2009 

Studienreihe Energiepolitische Rahmenbedingungen, 

Kompetenzfeld »Energie und Transport«

Energiepolitische Rahmenbedingungen für 

Strommärkte und erneuerbare Energien 

16 Länderanalysen 


Studienreihe Energiepolitische 

Rahmenbedingungen, Kompetenzfeld 

»Energie und Transport« 

Herausgeber: 

Deutsche Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ) GmbH 

Abteilung Wasser, Energie, Transport 

Postfach 5180 

65726 Eschborn 

Deutschland 

Internet: http://www.gtz.de 

Redaktion: 

Rolf Posorski und Daniel Werner 

GTZ, TERNA Windenergieprogramm 

Autor: 

ECOFYS Germany GmbH 

Gestaltung: 

Bosbach Kommunikation & Design GmbH, 

Internet: www.bosbach.de 

ABTEILUNG WASSER, ENERGIE, TRANSPORT TERNA WINDENERGIEPROGRAMM

Inhalt 

4 Neuauflage der TERNA Länderstudie 

5 Rechtlicher Hinweis 

6 Windenergieprogramm TERNA 

Lateinamerika 

7 Argentinien 

30 Brasilien 

51 Karibische Staaten 

95 Chile 

117 Mexiko 

139 Panama 

156 Peru 

Afrika / Mittlerer Osten 

177 Ägypten 

199 Marokko 

221 Namibia 

237 Senegal 

259 Südafrika 

291 Tunesien 

Asien 

312 Indonesien 

336 Pakistan 

354 Vietnam

Neuauflage der TERNA Länderstudie 

Seit der Erstauflage der TERNA-Länderstudie im Jahre 

1999 hat sich das öffentliche und politische Bewusstsein 

für die Folgen des Klimawandels und die Energieversorgung 

als Schlüsselfaktor für nachhaltige Entwicklung 

deutlich geschärft. 

Politischer Rückenwind, wirksame Fördermechanismen 

und steigende Energiepreise haben in Deutschland und 

anderen Industrieländern einen dynamischen Markt 

mit hohen Zuwachsraten der erneuerbaren Energien im 

Energiemix ermöglicht. Über weite Teile des Jahres 2008 

bewältigte die erneuerbare Energien Branche die Finanzkrise 

erfolgreicher als viele andere Sektoren. Globale 

Neuinvestitionen in erneuerbare Energien beliefen sich 

auf $ 120 Mrd. – ein Anstieg von 16% gegenüber 2007. 

Die robuste Wirtschaftsentwicklung in vielen Schwellenländern 

hat einen stark steigenden Energiebedarf und 

einen Wettbewerb auf dem internationalen Ölmarkt ausgelöst. 

Vor dem Hintergrund steigender Preise für fossile 

Energieträger, Versorgungsrisiken und Umweltschäden 

wächst die Bedeutung von regenerativen Energieträgern 

zur Stromerzeugung auch in Entwicklungsund 

Schwellenländern: Nach Analysen des Renewable 

Energy Policy Network for the 21st Century 

(REN 21), veröffentlicht Anfang 2009, sind in 73 Ländern 

Ausbauziele für erneuerbare Energiequellen festgelegt 

und in mindestens 64 Ländern Fördermechanismen 

vorhanden. Systeme zur Einspeisevergütung wurden im 

Jahr 2008 und Anfang 2009 in mindestens 5 Ländern eingeführt, 

darunter Kenia, die Philippinen und Südafrika. 

Im Jahr 2008 stieg die installierte Leistung von Windener- 

DIE LÄNDER 

gie auf 121 GW an, was einem Zuwachs von 29 % entspricht. 

Der US-amerikanische und europäische Markt 

ist Motor und unverzichtbarer Erfahrungshintergrund 

für die Windbranche. Das Branchenwachstum findet zunehmend 

jedoch auch in Entwicklungs- und Schwellenländern 

statt. China konnte bereits zum fünften Jahr in 

Folge seine Windenergiekapazitäten verdoppeln. China 

erreichte 2008 eine installierte Gesamtleistung von 12 

GW und erfüllte damit frühzeitig das eigentlich für das 

Jahr 2010 geplante Entwicklungsziel von 10 GW. Es sind 

die Erfolge in Ländern wie Indien, China und Ägypten, 

die Mut für Engagement über die Grenzen der Industrieländer 

hinaus machen. Dort erfolgt die Fertigung von 

Anlagen mit steigenden lokalen Anteilen – und dies nicht 

nur zur Versorgung des eigenen Marktes. 

Aber auch in zahlreichen anderen Ländern werden erste 

Windparks realisiert und damit die Erfahrungsbasis für 

zukünftige Märkte gelegt. Um interessierten Akteuren 

den Einstieg in die neuen Märkte zu erleichtern, stellt 

diese Studie die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen 

für Strommärkte und erneuerbare Energien in 16 

Entwicklungs- und Schwellenländern detailliert dar. 

Die aktuelle Länderstudie sowie die vorherigen Auflagen 

sind auf der Homepage www.gtz.de/wind verfügbar. Die 

Studie ist ebenfalls auf CD-ROM erhältlich. Informationen 

hierzu sind auf der Homepage zu finden. Für die 

Unterstützung bei der Zusammenstellung der Informationen 

sei einer Vielzahl von GTZ-Mitarbeiterinnen und 

-Mitarbeitern sowie weiteren Experten und Expertinnen 

gedankt. 


Lateinamerika Afrika/Mittlerer Osten Asien 

Argentinien 

Brasilien 

Karibische Staaten 

Chile 

Mexiko 

Panama 

Peru 

Ägypten 

Marokko 

Namibia 

Senegal 

Südafrika 

Tunesien 

Indonesien 

Pakistan 

Vietnam

Rechtlicher Hinweis 

1. 

Die in dieser Studie verwandten Daten basieren sowohl 

auf öffentlich zugänglichen Informationsquellen (Publikationen, 

Fachartikeln, Internetdarstellungen, Konferenzpapieren 

etc.) als auch auf nicht öffentlichen Papieren 

(z. B. internen Gutachten von Förderinstitutionen) sowie 

persönlichen Befragungen von Fachleuten (z. B. Beamten 

der Energieministerien der untersuchten Länder, 

Projektmitarbeitern von Förderinstitutionen). Obwohl 

alle Informationen, soweit möglich, überprüft wurden, 

können Fehler nicht ausgeschlossen werden. Weder die 

GTZ noch die Autoren übernehmen daher eine Garantie 

für die Richtigkeit der in dieser Studie enthaltenen 

Daten; jegliche Haftung für etwaige Schäden, die durch 

eine Verwendung der in dieser Studie enthaltenen Daten 

entstehen, ist ausgeschlossen. 

2. 

Ausschließlicher Nutzungsberechtigter dieser Studie für 

alle Nutzungsarten ist die GTZ. Die vollständige und 

auszugsweise Vervielfältigung und Verbreitung (einschließlich 

der Übertragung auf Datenträger) zu nicht 

kommerziellen Zwecken ist gestattet, sofern die GTZ und 

das TERNA-Windenergieprogramm als Quelle genannt 

werden. Sonstige Nutzungen, einschließlich der vollständigen 

oder auszugsweisen Vervielfältigung oder Verbreitung 

zu kommerziellen Zwecken, bedürfen der vorherigen 

schriftlichen Zustimmung der GTZ.

Windenergieprogramm TERNA 

In vielen Entwicklungs- und Schwellenländern existieren 

große Potenziale zur Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieträgern. Hindernisse für ihre Nutzung bilden u. a. 

mangelnde Kenntnisse der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen 

sowie unzureichende Transparenz der 

Vorerfahrungen und Interessenlagen der nationalen Akteure. 

Um Partner in Entwicklungs- und Schwellenländern bei 

der Planung und Entwicklung von Windkraftprojekten zu 

unterstützen, führt die GTZ das Windenergieprogramm 

TERNA (Technical Expertise for Renewable Energy Application) 

im Auftrag des Bundesministeriums für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) 

durch. Seit 1988 werden im Rahmen von TERNA zum 

einen die Grundlagen für fundierte Investitionsentscheidungen 

gelegt und zum anderen die Partner befähigt, 

Windenergiepotenziale zu bewerten, Windenergieprojekte 

zu planen und energiepolitische Rahmenbedingungen 

für erneuerbare Energien zu verbessern. 

Partner des Windenergieprogramms TERNA sind Institutionen 

in Entwicklungs- und Schwellenländern, die an 

einer kommerziellen Nutzung der Windkraft interessiert 

sind: z. B. Ministerien oder staatliche Institutionen, die 

das Mandat haben, BOT/BOO-Projekte zu entwickeln, 

staatliche oder private Energieversorger (EVU) und private 

Unternehmen (Independent Power Producers). 

TERNA bietet seinen Partnern Know-how und Erfahrung: 

Um Windkraftprojekte zu initiieren, müssen günstige 

Standorte erkannt und deren Windenergiepotenzial 

ermittelt werden. Dazu werden Windmessungen i.d.R. 

über einen Zeitraum von mindestens zwölf Monaten 

durchgeführt und Windgutachten erstellt. Liegen Erfolg 

versprechende Windgeschwindigkeiten vor, folgen 

Projektstudien zur technischen Auslegung und zur 

Wirtschaftlichkeit. Auch in Finanzierungsfragen berät 

TERNA die Partner und schließt so die Lücke zwischen 

potenziellen Investoren und Finanzierungsangeboten 

nationaler und internationaler Geber. Bei Bedarf können 

CDM-Baseline-Studien erstellt werden. Zur Erzielung 

eines möglichst hohen Know-how-Transfers wird eine 

Zusammenarbeit zwischen internationalen und lokalen 

Fachkräften z. B. bei der Erstellung der Studien angestrebt. 

Im Erfolgsfall initiiert TERNA auf diese Weise 

investitionsreife Windparkprojekte. An der Finanzierung 

selbst beteiligt sich TERNA nicht. 

Neben diesen an konkrete Standorte gebundenen Aktivitäten 

berät TERNA die Partner bei der Schaffung 

von geeigneten Rahmenbedingungen für die Förderung 

erneuerbarer Energieträger. Bis 2009 wurde TERNA in 

mehr als zehn Ländern weltweit aktiv. Weitere Informationen 

zum TERNA-Windenergieprogramm der GTZ, 

dem Antragsverfahren etc. finden Sie unter: www.gtz.de/ 

wind oder direkt bei: 

Deutsche Gesellschaft für Technische 

Zusammenarbeit (GTZ) GmbH 

Postfach 5180 

65726 Eschborn | G ermany 

Dr. Rolf Posorski 

Tel.: +49 (0)6196 79-4205 

Fax: +49 (0)6196 7980-4205 

E-Mail: rolf.posorski@gtz.de 

Daniel Werner 

Tel.: +49 (0)6196 79-6203 

Fax: +49 (0)6196 7980-6203 

E-Mail: daniel.werner@gtz.de 

Hans-Gerd Huehn 

Tel.: +49 (0)6196 79-6243 

Fax: +49 (0)6196 7980-6243 

E-Mail: hans-gerd.huehn@gtz.de

ARGENTINIEN 

Abkürzungsverzeichnis 

ADEERA Asociación de Distribuidores de Energía 

Eléctrica de la República de Argentina 

[Verband der Stromversorger der 

Republik Argentinien] 

AGEERA Asociación de Generadores de Energía 


[Verband der Stromerzeuger der 

Republik Argentinien] 

AGUEERA Asociación de Grandes Usuarios de 

Energía Eléctrica de la República de 

Argentina [Verband der Stromgroßverbraucher 

der Republik Argentinien] 

ARD Argentinischer Dollar 

ATEERA Asociación de Transportistas de Energía 


[Verband der Übertragungsnetzbetreiber 

der Republik Argentinien] 

BIP Bruttoinlandsprodukt 

CAF Corporación Andina de Fomento 

[Andische Entwicklungscorporation] 

CAMMESA Compañía Administradora del Mercado 

Eléctrico Mayorista SA [Verwaltungsgesellschaft 

des Stromgroßmarktes] 

CDM Clean Development Mechanism 

CFEE Bundesrat für Elektroenergie 

CNEGH Comisión Nacional de Estudios Geo- 

Heliofisicos [National Commission for 

Geo-Heliophysical Studies] 

DNA Designated National Authority [für 

CDM zuständige nationale Behörde] 

ENARSA Energía Argentina SA 

ENRE Ente Nacional Regulador de la Energía 

[Nationale Energieregulierungsbehörde] 

EUR Euro 

FAC Fondo Argentino de Carbono [ 

Argentinischer Klimaschutzfond] 

GENREN Generación Renovable 

[Erzeugung erneuerbarer Energie] 

GWh Gigawattstunde 

IADB Interamerican Development Bank 

IAU International Astronomical Union 

Ktoe Kilotonne Öleinheiten 

kV Kilovolt 

MEM Mercado Eléctrico Mayorista 

[Stromgroßmarkt] 

MEMSP Mercado Eléctrico Mayorista Sistema 

Patagónico [Stromgroßmarkt der 

Region Patagonien] 

MW Megawatt 

NGO Non-governmental Organisation 

[Nichtstaatliche Organisation] 

PAEPRA Programa de Abastecimiento Eléctrico 

a la Población Rural Dispersa de Argentina 

[Programm zur Stromversorgung 

in entlegenen ländlichen Gebieten 

Argentiniens] 

PERMER Proyecto de Energías Renovables en el 

Mercado Rural [Projekt für erneuerbare 

Energien im ländlichen Markt] 

PJ Petajoule 

PRONUREE Programa Nacional de Uso Racional 

y Eficiente de la Energía [Nationales 

Programm zur rationalen und effizienten 

Energienutzung] 

PV Photovoltaik 

SA Sociedad Anónima [Aktiengesellschaft] 

SADI Sistema Argentino de Interconexión 

[Argentinisches Verbundnetz] 

SIP Sistema Interconectado Patagónico 

[Patagonisches Verbundnetz] 

THG Treibhausgas 

TWh Terawattstunde 

UNESCO United Nations Educational, Scientific 

and Cultural Organization 

UNESCO UNESCO International Association of 

-IAU Universities 

UNFCC United Nations Framework Convention 

on Climate Change 

USD United States Dollars 

WTE Waste to Energy [(Rück-)Gewinnung 

von Energie aus Abfällen und Rest- 

stoffen] 

7

ARGENTINIEN 

1.1 Einleitung 

ABBILDUNG 1: 

ARGENTINIEN 

Quelle: CGIAR 2009 

Argentinien ist im südlichen Teil von Südamerika gelegen 

und grenzt an Bolivien, Brasilien, Chile, Paraguay, Uruguay 

und den Südatlantik. Argentinien verfügt über eine 

TABELLE 1: 

STATISTISCHE INFORMATIONEN ZU ARGENTINIEN (STAND: 2008) 

Vielfalt an Landschaften, die von arktischen Regionen im 

Süden bis zu bewaldeten Dschungelregionen im Norden 

und schroffen Gebirgen (Anden) entlang der 4.000 km 

langen Grenze zu Chile reichen. 

Das politische System Argentiniens ist eine föderale demokratische 

Republik, in der der Präsident des Landes 

(seit den Wahlen vom Dezember 2007 Cristina Fernandez 

de Kirchner) die Position des Staats- und Regierungschefs 

innehat. Argentinien, das in der ersten Hälfte des 20. 

Jahrhunderts eine der reichsten Nationen der Welt war, erfuhr 

einen jahrzehntelangen, konstanten wirtschaftlichen 

Niedergang, der im Jahr 2001 zum Staatsbankrott führte. 

Seither wurden im Bereich der Wirtschaftsentwicklung 

gute Fortschritte erzielt (jährliche BIP-Wachstumsraten 

um 7%), aber das Land hat nach wie vor mit strukturellen 

wirtschaftlichen Problemen wie hoher Staatsverschuldung, 

Inflationsrisiko, einem schwachen Steuersystem, 

hoher Abhängigkeit von Weltmarktpreisen für Rohstoffe 

und einem Mangel an Investitionen in die Infrastruktur 

und verschiedene Wirtschaftszweige, wie z. B. die Öl- und 

Gasindustrie 1 . 

Der industrielle Sektor macht derzeit 31% des BIP des 

Landes aus. Der Großteil der Produktionen umfasst Eisen 

und Stahl, Zement, diverse Kfz-Teile und landwirtschaftliche 

Geräte. 11% des nationalen BIP werden durch den 

Export von Energie und Brennstoffen nach Brasilien und 

Chile erzeugt. 

Nach der wirtschaftlichen Krise litt die Öl- und Gas- 

Industrie unter mangelnden Investitionen, obwohl hier 

in den letzten Jahren eine Entspannung stattgefunden 

hat. Biokraftstoffe gewinnen immer mehr an Bedeutung, 

aber immer noch in begrenztem Umfang. Der Landwirtschaftssektor 

(8% des BIP) macht ein Drittel der gesam- 

Fläche Bevölkerung BIP* BIP pro Kopf Import ) Export ) 

2 780 400 km 2 41 Millions 221 970 Billion R 5 585 R 39 035 Million R 47 994 Million R 

* Platz 31 von nach BIP gelisteten Ländern (nominal) 

Quellen: Instituto nacional y de estadísticas de Argentina; Fondo Monetario Internacional 

1 Econométrica SA Economic Research and Forecast. Informe Económica 

Especial. »La Triple Tenaza Energética« (2007) 

8

ten Beschäftigung aus. Die Ausfuhr von landwirtschaftlichen 

Erzeugnissen wie Soja, Weizen, Mais, Fleisch und 

anderen Produkten stellen 54% der Gesamteinnahmen 

aus dem Export. Die Länder, die diese Produkte hauptsächlich 

importieren, sind Brasilien, Chile, China und die 

USA. Die Mehrheit der eingeführten Waren gehören den 

folgenden Sektoren an: Fahrzeuge, elektrische Geräte und 

Brennstoffe (insbesondere Öl und Erdgas). 

Die meisten Importe stammen aus Brasilien, China, der 

EU und den USA. Seit 1991 ist Argentinien Mitglied des 

Mercosur 2 . Der Mercosur ist der wichtigste Wirtschaftspartner 

der argentinischen Wirtschaft. Länder, die Teil 

dieser Organisation sind, erhalten 23% der Exporte des 

Landes und liefern 16% der Importe Argentiniens. Die 

Mitgliedschaft Argentiniens und Brasiliens im Mercosur 

hat zur Stärkung der wirtschaftlichen Beziehungen beider 

Ländern beigetragen, die bilaterale Abkommen unterzeichneten, 

um ihre wirtschaftliche Zusammenarbeit und 

Transaktionen zu erleichtern. 

1.2 

Übersicht Energiemarkt 

Seit 2001 war die Energieversorgung in Argentinien mit 

einigen strukturellen Problemen konfrontiert. Langfristig 

kann jedoch ein stetes Wachstum verzeichnet werden, insbesondere 

bei Erdöl und Erdgas. 

Die Zahlen für das Jahr 2007 sind von der nationalen 

Regulierungsbehörde (ENRE) abrufbar, jedoch werden 

etwas andere Kategorien verwendet als bei der IEA, auf 

deren Angaben Abbildung 2 basiert. ENRE zufolge be- 

2 MERCOSUR (Mercado Común del Sur): regionales Handelsabkommen 

zwischen Argentinien, Brasilien, Paraguay, Uruguay, Bolivien, Chile, Kolumbien, 

Ekuador und Peru 

ARGENTINIEN | 9 

TABELLE 2: 

ENTWICKLUNG DES BIP ARGENTINIENS (2000 – 2008) 

Jahr 

BIP (USD; 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

aktuelles 

Preisniveau 

in Mrd.) 

284 204 268 697 97 732 127 571 151 958 181 549 212 710 260 402 326 474 

BIP (Euro; 

aktuelles 

Preisniveau 

in Mrd.) 

Quelle: International Monetary Fund 

307 713 300 019 103 354 112 775 122 163 145 928 169 409 190 005 221 970 

ABBILDUNG 2: 

GESAMTE PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG 

IN ARGENTINIEN, 2006 

Gesamte Primärenergiebereitstellung 2006: 3 151.6 PJ 

1 4027.0 

46 % 

Nuklear 

Gas 

Goethermie / Solar, etc. 

Wasser 

Quelle: IEA 2008 

83.9 

3 % 

136.7 

4 % 

0.3 

0 % 

107.0 

3 % 

1 357.1 

43 % 

8.5 

0 % 

31.1 

1 % 

Kohle und Torf 

Strom 

Rohöl 

Brennbare Erneuerbare / 

Abfall 

lief sich Argentiniens Primärenergie im Jahr 2007 auf 

1.771 PJ Erdgas, 1.264 PJ Öl, 147 PJ Wasserkraft, 91 PJ 

Kernenergie, 48 PJ Holz, 42 PJ Bagasse, 16 PJ Kohle und 

25 PJ andere Energieträger. 

Aufgrund der wirtschaftlichen Krise und dem Mangel 

an Investitionen verringerte sich die Gasproduktion, was 

bei den Übertragungs- und Verteilernetzen zu Kapazitätsengpässen 

führte. Besonders im Jahr 2004 führten die 

häufigen Versorgungsunterbrechungen zu schwerer Gasknappheit 

und Stromausfällen bei Industrie und Privat-

TABELLE 3: 

GESAMTENERGIEVEBRAUCH IN ARGENTINIEN 2007 (KTOE; VORLÄUFIGE DATEN) 

Sektor Industrie Transport 

haushalten. Die Zentralregierung stellte mehrere Aktionspläne 

wie das Programm für rationelle Gasnutzung und 

das Programm für rationelle Stromnutzung auf, um die 

Energiekrise zu bewältigen. Der Gesamtenergieverbrauch 

in Argentinien belief sich im Jahr 2007 auf 52.966 ktoe 3 . 

Tabelle 3 zeigt den Energieverbrauch der verschiedenen 

Sektoren des Landes. 

Im Jahr 2007 hat die Zentralregierung einen nationalen 

Plan zur Energieeinsparung aufgestellt, um der steigenden 

Nachfrage gerecht zu werden, die noch nicht vollständig 

von der derzeitigen Energieversorgung abgedeckt 

wird. Die Energienachfrage hat sich im Jahr 2008 zudem 

erneut um 4,9% erhöht. Argentinien ist derzeit mit 

schwerwiegenden Engpässen bei der Energieversorgung 

konfrontiert, was die Regierung zwingt, Maßnahmen 4 zur 

Verringerung des Energieverbrauchs durchzuführen. Das 

Land verringerte zudem Gaslieferungen nach Chile und 

verstärkte Ölimporte aus Bolivien und begann die Einfuhr 

von Öl aus Venezuela, um so Erdgas als Quelle für 

die Energieerzeugung zu ersetzen. 

Das Stromnetz 

Die Stromversorgung besteht aus zwei miteinander verbundenen 

Netzen: SADI, das im nördlichen und zentralen 

Argentinien in Betrieb ist und von Stromerzeugungsunternehmen 

des Mercado Eléctrico Mayorista (MEM; 

Stromgroßhandelsmarkt) genutzt wird, und dem Sistema 

Interconectado Patagónico (SIP) in Patagonien, das den 

produzierten Strom der Mitglieder des Mercado Eléctrico 

Mayorista Sistema Patagónico (MEMSP) transportiert. 

Beide Netze werden durch die Companía Administradora 

del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima 

(CAMMESA), ein Privatunternehmen, verwaltet 5 . 

3 Entspricht 2.333 PJ bzw. 647.866 GWh 

4 Maßnahmen wir z. B. PRONUREE (Programa Nacional de Uso Racional y 

Eficiente de la Energía) 

5 80% der Firmenanteile gehören den verschiedenen Teilnehmern des Stromhandels, 

während 20% der Zentralregierung gehören. 

Privathaus- 

halte 

Öffentlich/ 

kommerziell 

Landwirtschaft 

PJ 772 521 501 160 131 249 

% 33 22 21 7 6 11 

Gesamt 3 404 

Quelle: Secretaría de Energía 


nicht- 

energetisch 

ABBILDUNG 3: 

KARTE DER ELEKTRIZITÄTSNETZE IN ARGENTINIEN 


Die nationale Nachfrage konzentriert sich auf drei 

Hauptgebiete: die Regionen Gran Buenos Aires und Litoral 

und die Provinz Buenos Aires 6 . Auf diese Bereiche 

entfällt 65% des nationalen Strombedarfs. Die Erzeugungskapazität 

ist in diesen Gebieten bemerkenswert 

niedrig im Vergleich zu ihrem Verbrauch, die Stromerzeugung 

beläuft sich auf nur 43% des gesamten Verbrauchs. 

6 Durch das Gebiet Gran Buenos Aires wird die Mega-City bezeichnet, die sich 

aus den unabhängigen Städten Buenos Aires zusammensetzt und 24 »departments«, 

die im städtischen Ballungsgebiet um Buenos Aires liegen.

Im Rest des Landes ist die Stromerzeugungsleistung 

größer als der Verbrauch, wodurch die Hauptleitung des 

Stromes aus diesen energieexportierenden Regionen in 

die Provinz Buenos Aires entsteht. Was die Einspeisung 

von Strom aus erneuerbaren Energien angeht, so sind 

die Stromnetzbedingungen für Windkraftprojekte in 

den Provinzen Buenos Aires, Comahue und Patagonien 

günstig. Ihre Übertragungsnetze werden ohne zusätzliche 

Investitionen in die Infrastruktur für die Installation 

von verschiedenen kleinen und mittleren Windparks 

ausreichen. 

Im April 2008 wurde die 500-kV-Leitung zwischen den 

patagonischen Städten Puerto Madryn und Pico Truncado 

eingeweiht. Diese 550 Kilometer lange Verbindung 

soll die Entwicklung der Windenergie in der Region Patagonien 

ermöglichen und fördern. Allerdings erschließt 

diese neue Verbindung nur einen geringen Prozentsatz 

des gesamten Windenergiepotenzials in Patagonien. Die 

Region ist an das nationale Stromnetz über eine 500-kV- 

Verbindungsleitung zwischen den Städten Puerto Madryn 

und Choele-Choel verbunden (Projekt im April 2008 

abgeschlossen). Eine Erweiterung der Netzkapazität wird 

erwartet, da im Juli 2009 eine öffentliche Ausschreibung 

zur Konstruktion einer zusätzlichen 500-kV-Leitung 

stattfand, welche die Regionen Pico Truncado und Río 

Gallegos verbinden soll. 

Installierte Leistung 

Ende 2007 war in Argentinien eine Gesamtleistung von 

25 890 MW installiert, was einen Anstieg von 1% im Vergleich 

zum Vorjahr bedeutet. Davon machen thermische 

Kraftwerke (mit Erdgas, Heizöl und Kohle betrieben) 


TABELLE 4: 

INSTALLIERTE LEISTUNG IN ARGENTINIEN NACH ENERGIEQUELLEN 2000 – 2007 

MW 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Thermische 

Energie 

11 382 13 075 13 407 13 555 13 530 13 962 13 439 13 669 

Wasserkraft 10 834 10 834 10 931 10 931 11 003 11 164 11 164 11 216 

Kernkraft 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 1 005 

Gesamt 23 221 24 914 25 343 25 491 25 538 26 131 25 608 25 890 

Quelle: Ente Nacional Regulador de la Electricidad. Informe Anual 2007 

13.669 MW aus (52,79%). Die installierte nukleare Leistung 

lag bei 1.005 MW (3,89%), während Wasserkraft 

einen Anteil von 11.216 MW (43,32%) darstellte. Der 

Strombedarf im Land steigt (über 6% jährlich), weshalb 

die nationale Regierung den Bau von großen Energieerzeugungsprojekten 

beauftragt (insbesondere Wasserkraft). 

Es wurde geschätzt, dass etwa 1.000 MW an zusätzlicher 

Energieerzeugungsleistung pro Jahr benötigt 

werden, um die Energieversorgung zu gewährleisten. Eine 

große Anzahl der Projekte werden durch öffentliche Mittel 

finanziert werden (von der nationalen Regierung oder 

internationalen öffentlichen Einrichtungen wie z. B. multilateralen 

Banken), während die privatwirtschaftlichen 

Initiativen noch gering ausfallen. 

Die installierte Leistung, die sowohl mit MEM als auch 

mit MEMSP verbunden ist, hat sich in den letzten Jahren 

wie folgt geändert: 

Der Beitrag der erneuerbaren Energien (ohne Wasserkraft) 

ist im Vergleich zur gesamten Energieerzeugung 

sehr gering (weniger als 0,1%). Es ist wahrscheinlich, 

dass sich diese Situation in den kommenden Jahren wegen 

der mangelhaften Erdgasversorgung als Folge von 

Engpässen in der Erkundung und Erschließung neuer 

Erdgasfelder und Schwachstellen bei Erdgaspipelines 

ändern wird. 

Im Jahr 2005 verminderte sich die Quote der Gasgewinnung 

zum ersten Mal 7 . Dies beeinträchtige die Gesamtsituation, 

da nach wie vor keine Gasabkommen mit Bolivien 

geschlossen wurden und keine neuen regionalen 

Erdgaspipelines errichtet worden sind. 

Kurzfristig (bis 2010) wird eine Reihe von Investitionsmaßnahmen 

von der Nationalregierung durchgeführt, die 

7 Das erklärt den Rückgang der 2006 und 2007 installierten Leistung.

TABELLE 5: 

BRUTTO-ENERGIEERZEUGUNG NACH ENERGIEQUELLE IN GWh; ARGENTINIEN 2000 – 2008 

auf die Sicherung der Energieversorgung im ganzen Land 

abzielt. Diese Investitionen beinhalten die Errichtung 

neuer Wasserkraftwerke (La Barrancosa, Condir Cliff, 

Punta Negra, Portezuelo del Viento, Los Blancos, Chihuido 

I und II). Die zu entwickelnden Projekte schließen 

auch den Bau von 2.020 km neuer Stromleitungen ein. 

Auch die Fertigstellung des Kernkraftwerks von Atucha 

II und der Bau von zwei Blockheizkraftwerken 8 gehört 

hierzu, was 840 MW an zusätzlicher Kapazität bringt. 

Die Regierung will die Bemühungen zur Gas- und Ölförderung 

im ganzen Land mit den Programmen »Petróleo 

Plus« und »Gas Plus« erhöhen 9 . 

Stromerzeugung 

Im Jahr 2007 belief sich der Gesamtbetrag von erzeugtem 

Strom auf 108.482 GWh. Die Stromerzeugung basierte 

auf Wasserkraft 10 (34% der gesamten Stromerzeugung) 

8 Von einem Konsortium von argentinischen Unternehmen und der spanischen 

Firma Isolux (mit einem Volumen von 569 Mio. EUR und einer Gesamtkapazität 

von 840 MW 

9 Mehr Informationen sind beim Energieministerium erhältlich 

(www.energia3.mecon.gov.ar). 

10 Die Stromerzeugung durch Wasserkraft ging um 12% im Vergleich zum Vorjahr 

zurück, was auf die geringeren Wasserressourcen der hierzu angezapften Seen 

zurückzuführen ist. 


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Thermische 

Energie 

43 248 36 510 32 642 39 466 49 399 51 351 53 928 61 012 66 877 

Wasserkraft 33 760 41 507 41 090 38 717 35 133 39 213 42 987 37 290 36 882 

Nuklear 6 541 5 393 7 025 7 313 6 374 7 153 6 721 6 849 6 541 

Importe 1 011 1 450 2 210 1 234 1 441 1 222 559 3 459 1 774 

Gesamt 83 750 86 007 81 334 86 442 93 286 98 160 104 627 108 482 112 382 

Source: CAMMESA 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH NACH BENUTZERGRUPPE 2001 – 2007 [ TWh, %] 

Sektor 2003 2004 2005 2006 2007 

Privathaushalte TWh 107 115 118 124 139 

% 18 19 20 20 23 

Handel TWh 37 39 39 42 45 

% 18 19 19 21 22 

Industrie TWh 149 123 128 186 214 

% 19 15 16 23 27 

Andere TWh 201 245 253 259 250 

% 17 20 21 21 21 

Gesamt TWh 495 523 538 610 648 

Quelle: Secretaria de Energía 

und thermischer Energie 11 (60% der gesamten Stromerzeugung), 

Kernenergie trug zu 6% bei. 

In diesem Jahr fand eine bemerkenswerte Zunahme der 

Stromimporte statt (208% Steigerung im Vergleich zum 

Vorjahr) 12 , die aus Beschränkungen der Regierung resultieren, 

die wegen der schwierigen Situation in der Strom- 

und Gasversorgung und wegen des Energieverbrauches 

des Landes in den letzten Jahren auferlegt wurden. Die 

Energieexporte wurden im Vergleich zum Vorjahr um 

73% reduziert. 

Erneuerbare Energien 

Als Ergebnis der Energiepolitik der letzten Jahrzehnte, 

die durch die Zentralregierung entwickelt wurde, und der 

Arbeit der früheren staatlichen Unternehmen die in den 

90er Jahren privatisiert wurden 13, spielt die Wasserkraft 

eine wichtige Rolle im aktuellen Energiemix Argentini- 

11 Die Stromerzeugung aus termischer Energie stieg in diesem Jahr um 14%, um 

den Rückgang der Erzeugung von Strom durch Wasserkraft zu kompensieren. 

12 Die Gesamtsumme der durch Argentinien importierten Energie beträgt dieses 

Jahr 3.459 GWh (3% der absoluten Energieerzeugung des Landes). 

13 Wie z. B. Agua y Energía Eléctria and Hidronor

ens. Argentinien verfügt über mehrere Ressourcen zur 

Erzeugung von Energie aus Wasserkraft und Wind, aber 

auch aus Sonneneinstrahlung, Biomasse und Erdwärme. 

Wie bereits erwähnt, ist der aktuelle Beitrag der erneuerbaren 

Energien zur Stromerzeugung in Argentinien 

sehr gering und existiert vor allem im Rahmen von Programmen 

der Regierung, die Bewohnern von abgelegenen 

Gebieten ohne Anschluss an das nationale Stromnetz Zugang 

zur Energieversorgung verschaffen soll. Erneuerbare 

Energien (außer Wasserkraft) werden bislang noch nicht 

in das Stromnetz eingespeist. 

In der Solarthermie-Branche existieren keine nennenswerten 

Maßnahmen, um diese Technologie zu fördern. 

Die Nutzung von Solarthermie ist wegen der hohen Installationskosten 

und den niedrigen Preisen für Erdgas 

wirtschaftlich unattraktiv. In ländlichen Gebieten decken 

Holz und andere Arten der Biomasse den Bedarf für 

Warmwasserbereitung. Der Einsatz von Biomasse macht 

fast 5,5% des Endenergieverbrauchs aus und wird hauptsächlich 

in Industrie, Land- und Forstwirtschaft genutzt. 

Brennholz und Bagasse werden für die Herstellung von 

Holzkohle eingesetzt. Biomasseprojekte zur Stromerzeugung 

wurden trotz günstiger Bedingungen noch nicht 

eingeführt. 

Der erhöhte Energiebedarf der letzten Jahre und die mangelnde 

nationale Erzeugungsleistung stellen große Hürden 

für die Entwicklung des Sektors erneuerbare Energien 

– mit Ausnahme der etablierten Wasserkraft – dar, da andere 

Energiequellen (wie z. B. Wasserkraft) und Energieimporte 

(z. B. Erdgas) als kurzfristige Lösungen für die 

gegenwärtige Energiekrise angesehen werden. 

Dennoch schätzt das Energiesekretariat des zuständigen 

Ministeriums (Ministro de Planificación Federal, Inversión 

Pública y Servicios), dass bis 2016 weitere 2.500 

MW Leistung durch erneuerbare Energie installiert sein 

werden, um die Ziele, die durch das Gesetz 26190/06 

gesetzt worden sind, zu erfüllen und 8% des nationalen 

Stromverbrauchs durch erneuerbare Energien zu decken. 

Der Minister plant darüber hinaus die Installation weiterer 

1.000 MW bis 2025, wovon Windenergie die Hälfte 

ausmachen soll. 


Strompreise 

Der Strompreis basiert auf zwei Komponenten: Eine 

Komponente spiegelt Preise wider, zu denen Energie und 

Elektrizität durch Firmen vom Großhandelsstrommarkt 

eingekauft werden, die auch die Übertragungskosten beinhalten 

14 . Die zweite Komponente spiegelt die Kosten für 

Dienstleistungen der Versorgungsunternehmen wider und 

enthält die Kosten für Entwicklung und Investitionen in 

das Netz, Betrieb, Wartung, Vermarktung von Strom und 

die Rendite des investierten Kapitals. Der Strompreis ist 

in den letzten Jahren stetig gestiegen. Während der durchschnittliche 

Preis in MEM-Strommarkt 13,2 EUR/MWh 

im Jahr 2004 betrug, belief er sich auf 30,02 EUR/MWh 

im Jahr 2009. Eine Erklärung für diesen rasanten Anstieg 

ist die mangelnde Verfügbarkeit von Wasserkraft und die 

Substituierung von Erdgas durch andere Kraftstoffe als 

Antwort auf den heimischen Energiebedarf, der die nationale 

Erdgasproduktion übersteigt. 

Liberalisierung 

Bis 1989 war der argentinische Elektrizitätssektor durch 

den Staat oder staatliche Stromunternehmen gekennzeichnet. 

Die größten Werke waren Ayee (1957 gegründet), 

Hodronor (1957 gegründet) und Segba (1962 gegründet). 

Zudem waren 19 weitere regionale Firmen (hauptsächlich 

Versorger) und verschiedene Elektrizitätskooperativen 

am Markt aktiv. 1992 privatisierte Argentinien 

seinen Energiesektor als Folge schlechten Managements 

und unzureichender Investitionen in das Stromnetz 15 . 

Die verbundenen Staatsbetriebe wurden entflochten und 

durch das Elektrizitätsgesetz von 1992 privatisiert und in 

die Bereiche Erzeugung, Übertragung und Versorgung 

aufgeteilt. Während im Bereich der Erzeugung Wettbewerbsstrukturen 

entstanden, wurde der Übertragungs- 

und Versorgungssektor auf der Basis von Privatmonopolen 

eingerichtet. Im Juni 1995 waren bereits mehr als 25 

ehemals staatliche Firmen privatisiert. 

Heute basiert der Erzeugungssektor auf einem preisorientierten 

Bieterverfahren, was zu Preisobergrenzen im Großhandel 

führte, um die Preise zu stabilisieren. Diese werden 

durch ENRE festgelegt, eine unabhängige Regulierungsinstanz 

des Sektors. Der Strom kann entweder über bila- 

14 Diese Preise werden durch das Energiesekretariat des zuständigen Ministeriums 

(Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios) festgelegt und 

alle drei Monate angepasst. 

15 Lokey 2009

terale Verträge, saisonale Kaufverträge oder kurzfristige 

Verträge verkauft werden. Mehr als die Hälfte des Stroms 

wird auf kurzfristiger Basis gehandelt. 

Stromübertragung und -verteilung werden auf nationaler 

und regionaler Ebene durch CAMMESA, dem wichtigsten 

Akteur bei der Marktregulierung, abgewickelt. Die 

Hauptaufgaben dieser Einrichtung beinhalten neben des 

Echtzeitbetriebs des Energiesystems auch die Einsatzplanung 

und -steurung der Kraftwerke, die Preiskalkulation 

am Spotmarkt und die Abwicklung sämtlicher geschäftliche 

Transaktionen im Elektrizitätsmarkt. Energieerzeuger 

sind nicht berechtigt, größere Anteile an Übertragungsunternehmen 

zu erwerben. Grundsätzlich haben alle 

Stromerzeuger freien und gleichen Zugang zum Netz. 

Allerdings erheben die Übertragungsfirmen eine Gebühr 

für ihre Übertragungsdienstleistungen. 

Ländliche Elektrifizierung 

Einige Regionen haben verschiedene Ansätze zur Lösung 

des Problems der ländlichen Energieversorgung in Betracht 

gezogen. In einigen Provinzen wurde das Problem 

durch die Verwendung von Stromaggregaten (wie z. B. 

in Juyjuy, Río Negro und Neuquén), Mini-Wasserkraftwerken 

(in den Provinzen Misiones, Salta und Neuquén), 

PV-Systemen (in Juyjuy, Catamarca, Santa Fe, La Rioja, 

Neuquén und Río Negro), Windturbinen (in den Provinzen 

Chubut, Neuquén und San Juan) und durch die 

Ausweitung regionaler Stromnetze gelöst (hauptsächlich 

in der Provinz Neuquén). 

Nach dem letzten Einwohner- und Wohnungszensus, der 

vom National Institute of Census and Statistics 16 durchgeführt 

wurde, haben 5% der gesamten Bevölkerung in 

Argentinien keinen Zugang zu Elektrizität. In den ländlichen 

Gebieten haben jedoch über 30% der Bevölkerung 

keinen Zugang zu Elektrizität. Dementsprechend haben 

die nationale Regierung und die Provinzregierungen spezielle 

Programme für die Elektrifizierung in ländlichen 

Gebieten eingerichtet. Da unzureichende Übertragungsmöglichkeiten 

einer Anbindung in das öffentliche Stromnetz 

häufig entgegenstehen, gibt es ein starkes Interesse an 

autonomen Lösungen, die auch erneuerbare Energien für 

entlegene Gebiete umfassen. Die beiden Programme, die 

16 INDEC (Instituto Nacional de Estadísticas y Censos). Weiter Informationen 

unter http://www.indec.gov.ar/ 


für die Förderung der ländlichen Elektrifizierung relevant 

sind, sind PAEPRA und PERMER 17 . 

PAEPRA 

In Argentinien gibt es derzeit zwischen zwei und drei Millionen 

Bewohner in ländlichen Gebieten, die keinen Zugang 

zu Elektrizität haben. Ähnliche Bedingungen gelten 

auch für etwa 6.000 Gebäude der öffentlichen Hand in 

diesen Regionen (Schulen, medizinische Einrichtungen, 

Polizei usw.). 

Mit dem Ziel, technische Lösungen zu finden, die eine 

netzunabhängige Lösung zulassen, hat der Energieminister 

im Jahr 1995 das Programm PAEPRA (Programa de 

Abastecimiento Eléctrico de la Población Rural) ins Leben 

gerufen. Das Programm gewährt über ein Ausschreibungsverfahren 

Zuschüsse an private Konzessionsinhaber, 

die Strom in ländlichen Gebieten zum niedrigsten 

Subventionstarif garantieren, auch wenn dafür netzunabhängige 

Lösungen umgesetzt werden müssen. 

Die ersten beiden Provinzen, in denen der ländliche 

Strommarkt nach diesem Modell etabliert wurde, waren 

Juluy und Salta im Nordwesten des Landes. Der größte 

Teil der Elektrifizierung erfolgt auf der Basis von isolierten 

Netzen oder netzunabhängigen Ansätzen, die auf fossilen 

Brennstoffe und/oder erneuerbaren Energien basieren. 

PERMER 

Im Jahr 1999 wurde das Programm PAEPRA um eine 

Komponente erweitert, die speziell auf die Nutzung erneuerbarer 

Energien für die Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete ausgerichtet ist (Proyecto de Energías Renovables 

de Mercados Rurales – PERMER). Das Projekt zielt 

auf die Erweiterung des privaten Marktes um alternative 

Energieversorgungssysteme ab und soll die Stromversorgung 

in den ländlichen Regionen nachhaltig gestalten 

und konzentriert sich auf entlegene Siedlungen, Häuser 

und Einrichtungen. 

Zu Beginn des Projekts war geplant, Elektrizität für 1,8 

Millionen Menschen in 314.000 Haushalten bereitzustellen 

und 6.000 Institutionen wie Schulen, medizinische 

Zentren und Polizeistationen zu versorgen. Bis September 

2006 erhielten jedoch nur 2.235 Haushalte und 556 

17 Weitere Informationen über PAEPRA und PERMER unter http://energia. 

mecon.gov.ar/permer/permer.html

öffentliche Einrichtungen durch die Ausweitung des öffentlichen 

Netzes oder durch isolierte, netzunabhängige 

Lösungen Strom 18 . Bislang sind 3.440 PV-Anlagen auf 

privaten Gebäuden und 690 Anlagen an öffentlichen Gebäuden 

in den Provinzen Catamarca, Río Negro, Jujuy, 

Santiago del Estero, Salta und Tucumán installiert worden. 

1.3 

Ministro de Planificación Federal, 

Inversión Pública y Servicios – Secretaría de Energía 

[Energiesekretariat] 

Als Unterabteilung des Ministeriums für Planung, öffentliche 

Investitionen und Dienstleistungen ist das Secretaría 

de Energia für die Energiesicherheit und den Zugang zu 

Energie verantwortlich. Zu den zentralen Aufgaben dieser 

Einrichtung gehören die Ausarbeitung, Formulierung und 

Durchführung der nationalen energierelevanter Politiken 

in Abstimmung mit den regionalen Regierungen. Darüber 

hinaus ist das Sekretariat dafür verantwortlich, die 

Energiemärkte zu beobachten und zu analysieren, um die 

strategische Planung im Bereich Strom und Brennstoffe 

sowie die Kontrolle und Überwachung der angemessenen 

Nutzung von Energie auf dem Land voranzutreiben. Das 

Sekretariat unterteilt sich in die nachgeordneten Einheiten 

für Brennstoffe und für Strom, die Generaldirektion 

für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Finanzhilfen sowie 

die Generaldirektion für Energiepolitikplanung und 

-Koordination. 

Ente Nacional Regulador de la Energía 

Eléctrica (ENRE) 

[Nationale Energieregulierungsbehörde] 

Diese Einrichtung wurde im Jahr 1993 im Zuge der Liberalisierung 

gegründet (Rahmengesetz Nr. 24.065 vom 

16. Januar 1992 – »Elektrizitätsgesetz«) und ist eine unabhängige 

Organisation innerhalb des Energieministeriums, 

welche die Umsetzung des Regulierungsrahmens 

durch das Gesetz Nr. 26.046 von 1991 verantwortet. 

ENRE vermittelt bei Konflikten zwischen Energieversorgern, 

sorgt für die Umsetzung von Gesetze und Ver- 

18 Mit Blick auf den aktuellen Status des PERMER-Projektes, siehe: energia. 

mecon.gov.ar/permer/Estado.html; Status: September 2008 


ordnungen und überwacht den Abschluss von Konzessionsverträgen. 

ENRE setzt auch die Standards für die 

Energieverteilung, die Strompreise sowie die Preise der 

Übertragung und Verteilung und überwacht zudem die 

Energieerzeugungsunternehmen und die CAMMESA. 

CAMMESA (Compañía Administradora del 

Mercado Mayorista Eléctrico) 

Diese Einrichtung wurde als ein privates, nicht-kommerzielles 

Unternehmen gegründet, das für die Verwaltung 

der Bereiche des nationalen Großhandelsmarkt für Strom 

zuständig ist, die nicht durch bilaterale Abkommen abgedeckt 

sind. Der Verband der Stromerzeuger (AGEERA), 

der Verband der Stromgroßverbraucher (AGUEERA) 19 , 

der Verband der Stromversorger (ADEERA), der Verband 

der Verbundnetzbetreiber (ATEERA) und das Energieministerium 

sind mit jeweils 20% an CAMMESA beteiligt. 

Die zentralen Aufgaben von CAMMESA sind Energieerzeugung 

und -verteilung sowie die Preiskalkulation 

auf dem Spotmarkt, der Echtzeitbetrieb des Stromnetzes 

und die Verwaltung der kommerziellen Transaktionen auf 

dem Strommarkt. 

Consejo Federal de la Energía Eléctrica (CFEE) 

[Bundesrat für Elektroenergie] 

Der Bundesrat für Elektroenergie (CFEE) ist eine 1960 

gegründete Einrichtung, die finanzielle Mittel der Regierung 

verwaltet (z. B. den »Nationalen Fonds für elektrische 

Energie« 20 und den »Fonds für benötigte Investitionen, 

um die Bereitstellung von Energie im Strommarkt 

zu erhöhen«). Der CFEE ist auch beratend für die nationale 

Regierung und die Provinzregierungen in Fragen 

der Energiewirtschaft, öffentlicher und privater Energiedienstleistungen, 

der Prioritäten bei der Durchführung 

neuer Projekte und Studien, der Konzessionen und Genehmigungen 

sowie der Stromtarife und Strompreise 

tätig. Es ist außerdem Ratgeber für Gesetzesänderungen 

in der Energiewirtschaft. Das Gremium ist aus einem Exekutivkomitee 

und Regionalkomitees in den Provinzen 

Córdoba, Catamarca, Misiones, Río Negro und Buenos 

Aires zusammengesetzt. 

19 Kunden, die mindestens 2.000 MWh pro Jahr verbrauchen 

20 Dieser Hauptfond bedient folgende Fonds: Unterfond für regionalen Tariffausgleich 

für Endverbreaucher (FCT); Fond zur elektrischen Entwicklung des 

Inneren (FEDEI); Treuhandfond für die Bundesenergieübertragung (FFTEF) 

und Windenergiefond.

ENARSA (Energía Argentina SA) 

ENARSA ist eine öffentliche Gesellschaft, die 2004 von 

der Regierung zur Suche, Förderung, Raffinerie und zum 

Verkauf von Öl und dessen Nebenprodukten geschaffen 

wurde. Ihre Existenz verdankt sie der politischen Notwendigkeit, 

ein regulatives staatliches Unternehmen in einem 

nahezu vollständig privatisierten Ölmarkt einzurichten 

(nachdem das größte Ölunternehmen des Landes, YPF, 

1990 privatisiert worden war, wurde es ein Teil der Gruppe 

Repsol). Neben der Sicherung des Einflusses der Regierung 

auf das Oligopol der Öl- und Gasmärkte wurde das Unternehmen 

angewiesen, die Verfügbarkeit der Grundversorgung 

zu gewährleisten. Seiner Satzung zufolge besitzt der 

Staat 53% und die Provinzen 12% der Anteile. Die verbleibenden 

35% wurden über die Börse an private Investoren 

verkauft. Derzeit weitet ENARSA ihre Aktivitäten im Sektor 

der erneuerbaren Energien aus. Die Gesellschaft wurde 

im Zuge des GENREN-Progamms vom Bundesministerium 

für Plannung, öffent liche Investitionen und Dienstleistungen 

ermächtigt, 1.000 MW durch erneuerbare Ressourcen 

erzeugte Energie zu verkaufen. Das Unternehmen 

beteiligt sich auch aktiv an der Entwicklung von Projekten 

zur Erzeugung von Wasserstoff- und Windenergie (über 

ihre Tochtergesellschaft „Vientos de la Patagonia I», die 

derzeit einen Windpark in der Provinz Chubut baut). 

Asociación Argentina de Energías Renovables y 

Ambiente [Argentinischer Verband für erneuerbare 

Energien und Umwelt] 

Der Verband wurde 1974 gegründet und entstand während 

einer von UNESCO-IAU (International Association 

of Universities) und der CNEGH (National Commission 

for Geo-Heliophysical Studies) organisierten 

Schule für junge Astronomen und lateinamerikanische 

Wissenschaftler im Bereich Solarphysik am Solar Observatory 

of Cosmic Physics. Derzeit zählt er rund 300 

Mitglieder aus öffentlichen Institutionen, Universitäten, 

Laboratorien, Umwelt-NGOs und dem privaten Sektor. 

Die Organisation ist in der nationalen Förderung erneuerbarer 

Energien aktiv (insbesondere durch die Organisation 

von Veranstaltungen 21 und Veröffentlichungen 22 ) 

und fungiert zudem als Berater für die Landesämter sowie 

21 Die letzte Veranstaltung fand im Jahr 2006 statt. 

22 Neben Studien und Berichten veröffentlicht die Organisation zwei Zeitschriften 

zum Thema erneuerbare Energien und Umwelt. 


für nationale und internationale Organisationen. 

Asociación Argentina de Energía Eólica 

[Argentinischer Verband für Windenergie] 

Diese Organisation bündelt verschiedene Einrichtungen 

und Unternehmen zur Förderung und Entwicklung der 

Windenergie. In Zusammenarbeit mit institutionellen 

Partnern, die in der Windenergieförderung tätig sind, und 

dem privaten Sektor ist diese Einrichtung ein aktives Zentrum 

von Dienstleistungen mit dem Ziel der Förderung 

und Entwicklung der Windenergie in Argentinien. Die 

Aktivitäten reichen von der Beratung und Evaluierung 

von Ressourcen zur Realisierung von Windenergieprojekten. 

Centro Regional de Energía Eólica 

[Regionalzentrum für Windenergie] 

Das Zentrum wurde im Jahre 1985 von der Provinz Chubut, 

der Nationalen Universität in Patagonien und dem 

Energieminister gegründet und wird von sechs Personen 

betrieben, die Experten in den Bereichen Windvorhersage, 

Windauswertung und der sozialen Auswirkungen 

der Windtechnologie sind. Das Zentrum arbeitet in den 

folgenden Bereichen: Management von Windprojekten, 

technisch-wirtschaftlich-finanzielle Aspekte der Windtechnik, 

Organisation der Anfragen für Genehmigungen, 

Betrieb und Wartung, Windparkdesign, Konzeption 

und Entwicklung von Programmen zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete und Aufbau von Kapazitäten in der 

Windenergie. 

Cámara Argentina de Generadores Eólicos 

[Kammer argentinischer Windkrafterzeuger] 

Diese Einrichtung wurde 1999 gegründet und besteht 

aus Unternehmern und Fachleuten aus den Bereichen 

Windvorhersage und Windpotentialbestimmung, angewandte 

Forschung, Entwicklung und Anwendung sowie 

Verwaltung und Betrieb von Windenergieanlagen. Ziel 

dieser Einrichtung ist die Förderung von Maßnahmen, 

die die Nutzung der Wind-Ressourcen innerhalb des 

Landes erleichtern und entwickeln. Darüber hinaus hat 

sie sich als Aufgabe gesetzt, Institutionen und Akteure 

der Windenergiebranche – wie z. B. Projektentwickler,

Hersteller und Lieferanten von Windkraftanlagen und 

Serviceunternehmen im Bereich von Windenergieprojekten 

– zusammenzubringen. Derzeit stellt diese Einrichtung 

zusammen mit dem argentinischen Verband für 

Windenergie einen aktiven Verbund zur Förderung der 

Windenergie im Land dar. 

Private Akteure 

Bis Ende 2007 waren insgesamt 48 Energieerzeugungsunternehmen, 

14 Eigenproduzenten, 3 Co-Erzeuger, 

76 Vertriebsgesellschaften und 2.248 Stromgroßverbraucher 

an die zwei miteinander verbundenen Netzen 

angeschlossen. Im Bereich der Energieerzeugung entfallen 

die größten Marktanteile auf drei Unternehmen: 

Endesa Costanera, Central Puerto und Yacyretá. Von 

den Vertriebsgesellschaften lieferten die beiden größten, 

EDENOR und EDESUR, etwa 40% der gesamten Stromerzeugung 

im Jahr 2007. Eine Konzession für die Stromübertragung 

über Hochspannungsleitungen wurde im 

Jahr 1990 an Trasener SA mit einer Vertragsdauer von 95 

Jahren vergeben. Die Niederspannungsnetze werden von 

sechs überregionalen Unternehmen betrieben. Zusätzlich 

zu den Stromerzeugern, die ins SADI- und SIP-Netz integriert 

sind, gibt es auch eine Reihe von lokalen Versorgungsunternehmen, 

die ebenfalls mit dem Netz verbunden sind, 

die jedoch nicht am Stromverteilungsprozesses beteiligt 

sind. Darüber hinaus gibt es unabhängige Stromerzeuger, 

die in isolierte Netze einspeisen oder für den Eigenbedarf 

produzieren. 

1.4 

 

PRONUREE und andere nationale 

Energiestrategien 

Im Dezember 2007 hat die Regierung das Nationale 

Programm zur rationellen und effizienten Nutzung von 

Energie23 initiiert, das in die Verantwortung des Energieministers 

fällt. Dieses Programm zielt auf die Steigerung 

der Energieeffizienz in den Energie verbrauchenden Sektoren 

ab. Die dazu eingesetzten Maßnahmen umfassen 

23 PRONUREE; Dekret 140/2007. Weitere Informationen unter: http://www. 

energy-strategies.org/focusfiles/D_140-07_PNUREE_Argentina.pdf 


Bildungsprogramme zu Energieeffizienz, bessere Rahmenbedingungen 

für Kraft-Wärme-Kopplung, Kennzeichnungspflicht 

für Energie verbrauchende Geräte und 

Zubehör, Verbesserung der Energieeffizienzverordnung 

und die Förderung einer breiteren Nutzung von CDM 

zur Unterstützung der Entwicklung von Energieeffizienz- 

Projekten. Ziel des Programms ist es, den Stromverbrauch 

um 6% zu reduzieren. 

Weitere wichtige Strategien der Regierung zur Verbesserung 

der Rahmenbedingungen zur Energieerzeugung 

sind in den Programmen Energy Plus und Gas-Plus definiert. 

Das erste Programm wurde im Jahr 2006 vom 

Energieministerium ins Leben gerufen. Es hat das Ziel, 

die nationale Erzeugungskapazität zu steigern, um dem 

erhöhten Strombedarf Rechnung zu tragen. Im Rahmen 

dieses Programms fordert CAMMESA alle Großverbraucherauf, 

die Differenz zwischen ihrem aktuellen Bedarf 

und dem im Jahr 2005 verzeichneten von einem deregulierten 

Markt (dem Energie-Plus-Markt) zu beziehen, 

dessen Energie aus neuen Erzeugungsanlagen stammt. So 

garantiert das Programm dem Endverbraucher ein zusätzliches 

Angebot und fördert eine höhere und effizientere 

Energieerzeugung – insbesondere durch die Nutzung von 

BHKW-Technologie für die Stromerzeugung. Zum anderen 

ermutigt es den industriellen Sektor, in Energieerzeugungsprojekte 

zur Stromeigenversorgung zu investieren. 

Der Gas-Plus-Markt wurde von der Regierung im Jahr 

2008 initiiert, um private Investitionen in die Erdgassuche 

und -produktion durch die Einführung eines Sondertarifs 

für das neue, auf dem Inlandsmarkt vertriebene Gas, 

zu fördern24. 

Für den Bereich Übertragung wird der »Nationale Plan für 

Stromtransport auf 500-kV-Basis« vom „Treuhandfond 

für nationalen Stromtransport» umgesetzt, der auf den 

Aufbau und die Vernetzung von Stromleitungen zwischen 

den verschiedenen Erzeugungsregionen des Landes abzielt. 

Der ergänzende »Nationale Plan für Stromübertragung 

II« (2003 eingeführt und 2006 aktualisiert) koordiniert 

alle Aktivitäten im Zusammenhang mit der Netzentwicklung, 

um Einschränkungen innerhalb der regionalen 

Übertragungsnetzen bis zum Jahr 2010 zu beseitigen. 

Der rechtliche Rahmen für die Stromerzeugung ist durch 

24 Der Gaspreis ist nicht in der derzeit gültigen »Vereinbarung mit Erdgasproduzenten 

2007–2011« festgesetzt, sondern richtet sich nach den tatsächlichen 

Kosten und einem angemessenem Profit.

Gesetz Nr. 24.065 (»Stromgesetz«) und der Durchführungsverordnung 

(Verordnung 1398/92 vom August 

1992) geregelt. Diese Neuregelung hat den Stromsektor 

umstrukturiert und liefert das Fundament für die Privatisierung 

nahezu aller gewerblichen Tätigkeiten, die früher 

durch staatseigene Unternehmen ausgeführt wurden. 

Das Gesetz schaffte die Grundlage für die Regulierungsbehörde 

und andere Institutionen in diesem Sektor sowie 

für die Verwaltung des Großhandelsmarktes für Strom, 

für Preise im Spotmarkt, für die Tarifgestaltung in regulierten 

Bereichen sowie für die Evaluierung von zu privatisierendem 

Vermögen. In diesem Gesetz gibt es keinen 

Hinweis auf die Förderung und den Einsatz erneuerbarer 

Energien. Die Stromerzeugung im Bereich erneuerbare 

Energien wurde durch Gesetz 25.019 aus dem Jahr 1998 

und Gesetz 26.190 von 2007 berücksichtigt (hierzu mehr 

in dem folgendem Kapitel). 

1.5 Rahmenbedingungen für 

erneuerbare Energien 

Gesetzliche Rahmenbedingungen und 

Förderung erneuerbarer Energien 

Die wichtigsten Instrumente für die Förderung erneuerbarer 

Energien innerhalb des Landes sind das Gesetz Nr. 

25.019 aus dem Jahr 1998 und das Gesetz Nr. 26.190 aus 

dem Jahr 2007 25 . Das Gesetz aus dem Jahr 1998, bekannt 

als »Nationale Wind- und Solarenergiebestimmungen«, 

erklärt die Nutzung von Wind- und Sonnenenergie zum 

Projekt von nationalem Interesse und garantiert eine Einspeiseprämie 

pro erzeugter kWh, die im Jahr 1998 einen 

40%igen Aufschlag auf den Marktpreis betrug. Darüber 

hinaus gewährt es bestimmte Steuerbefreiungen für einen 

Zeitraum von 15 Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes. 

Aufgrund der Wirtschaftskrise und der damit verbundenen 

Beschränkungen hatte das Gesetz von 1998 bislang 

keine messbare Auswirkung. 

Das Gesetz 26.190 besagt, dass Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energien von »nationalem Interesse« ist und 

legt einen Einspeisetarif von 2,67 EUR pro MWh 26 , die 

aus erneuerbaren Ressourcen gewonnen wurde, fest. Der 

25 Das Gesetz 26.190 wurde 2009 durch Beschluss 562/2009 implementiert. 

26 Der Tarif für Solar-PV liegt bei 1,60 EUR pro MWh. 


Tarif wird durch den »Treuhandfonds für erneuerbare 

Energien« 27 garantiert, der speziell für diesen Zweck 

eingerichtet wurde und durch den Bundesrat für Elektroenergie 

verwaltet wird. Ziel dieses Gesetzes ist es, bis 

2016 8% des nationalen Stromverbrauchs durch Energie 

aus erneuerbaren Ressourcen zu decken, was einer Kapazität 

von 2.500 entspricht. In diesem Gesetz gibt es auch 

andere Anreize wie z. B. Befreiung von der Mehrwertsteuer 

bei Kauf, Herstellung, Bau oder Einfuhr von Kapitalgütern 

und Ausrüstung für die Infrastruktur, sowie 

eine schnellere Amortisierung der Einnahmen durch die 

Produktion von erneuerbarer Energie. 

Auf der Grundlage der Ziele, die durch das Gesetz 26.190 

aus dem Jahr 2007 formuliert worden sind, wurde im Mai 

2009 von der nationalen Regierung über das Ministerium 

für Planung, öffentliche Investitionen und Dienstleistungen 

das Programm GENREN initiiert (Generación Renovable), 

das den alten »Plan de Energías Renovables« 

für Argentinien wiederbelebt. Dieses Programm, das ist 

immer noch in der Entwicklung ist, dient als Rahmen 

zur Einrichtung einer Verordnung zur Förderung erneuerbarer 

Energie im Land durch steuerliche Regelungen, 

Steuerbefreiungen und andere Anreize für alle Investitionen, 

die entweder mit der Erzeugung von Energie 

aus erneuerbaren Ressourcen oder der Produktion von 

Ausrüstung zur Nutzung erneuerbarer Energie verbunden 

sind. Die Regierung hat das nationale Energieunternehmen 

ENARSA dazu ermächtigt, eine öffentliche 

Ausschreibung durchzuführen. Dafür schreibt ENARSA 

Kapazitäten für private Akteure aus. Dieses Ausschreibungsverfahren 

stimmt mit Argentiniens Ziel überein, bis 

2016 mindestens 8% Strom aus erneuerbaren Ressourcen 

zu produzieren. Der Prozess soll es privaten Investoren 

ermöglichen, im Rahmen eines auf 15 Jahre angelegten 

Vertrages eine Leistung von 1.000 MW an erneuerbarer 

Energie zu installieren. Die Regierung rechnet mit Investitionen 

in Höhe von 1.769 Mio. EUR aus dem privaten 

Sektor , um alle Projekte des Programmes zu implementieren, 

die sich auf die folgenden Bereiche konzentrieren: 

Windenergie (500 MW), Biokraftstoffe (150 MW), 

WTE 28 (120 MW), Biomasse (100 MW), Mini-Wasserkraft 

(60 MW), Erdwärme (30 MW), Sonnenenergie 

27 Fondo Ficudidario de Energías Renovables 

28 Energiegewinnung aus Abfall

(20 MW) und Biogas (20 MW). Diese Regelung und der 

Einspeisetarif, der durch das Gesetz bestimmt wird, sollen 

Meilensteine zur Beschleunigung der Anwendung von erneuerbaren 

Energien in Argentinien sein. 

Der Biokraftstoff-Sektorund insbesondere die Produktion 

von Biodiesel und Bioethanol haben in Argentinien 

ein deutliches Wachstum verzeichnet. Allerdings gibt es 

nur ungenügende Maßnahmen zur Förderung dieses Sektors. 

Dem Gesetz Nr. 26.093 (Biokraftstoff-Gesetz), das 

festlegt, dass Benzin und Diesel mit 5% Biokraftstoffen 

gemischt werden soll, mangelt es an der notwendigen Unterstützung 

und entsprechenden Maßnahmen, um dieses 

Ziel zu erreichen. Bislang hat die Regierung lediglich Vorgaben 

für die Produktion von Ethanol gemacht (bezüglich 

Preisen und oder die Auswahlkriterien für geplante 

Projekte), nicht aber für Biodiesel. 

Das Gesetz Nr. 26.123 aus dem Nationalen Programm für 

Wasserstoff, das 2006 erlassen wurde und die Entwicklungen 

und Investitionen im Bereich der Wasserstoffproduktion 

fördert und reguliert, wurde nach wie vor nicht 

umgesetzt. 

Die Provinz Santa Cruz hat ein Landesgesetz (Ley Provincial 

2.796) verabschiedet, das Steuererleichterungen 

und Subventionen für Anlagen im Bereich erneuerbare 

Energie während der ersten 10 Jahre vorgibt. Die Steuervorteile, 

die durch diese Verordnung gewährt werden, variieren 

zwischen 50% und 100%, je nach Anteil der lokal 

produzierten Komponenten 29 . Der Zuschuss folgt dem 

gleichen Muster und reicht von 0,01 ARD (0,0018 EUR) 

bis 0,03 ARD (0,0054 EUR) pro kWh. Dieser Zuschuss 

bedeutet eine Ergänzung zur Einspeisetarifregelung, die 

durch das nationale Gesetz Nr. 26.190 geregelt ist. 

Die erfolgreiche Förderung und Bereitstellung von Anlagen 

für erneuerbare Energien innerhalb des Landes hängt 

weitgehend von verlässlichen Maßnahmen zur Integration 

dieser Quellen in den nationalen Energiemix ab, um 

potenzielle Investoren bei der Minderung langfristiger 

Risiken zu unterstützen und für leichteren Zugang zu Finanzmitteln 

zu sorgen, um so die höheren Kosten für die 

benötige Technologie aufzufangen. 

Die regulatorischen Rahmenbedingungen für erneuerbare 

Energien in Argentinien sind derzeit ausschließlich 

29 Seit 1. Januar 2007 gibt es 100% Steuererlass auf alle Teile, die innerhalb des 

Landes produziert wurden. 


durch Gesetz 26.190 gegeben, da der ursprünglich definierte 

Plan für erneuerbare Energien in Argentinien überholt 

ist. Die Fertigstellung und effiziente Anwendung des 

GENREN Programms zur Installation von 1.000 MW 

Leistung aus erneuerbaren Ressourcen ist der erste Schritt, 

die Akteure im Bereich erneuerbare Energie wieder zu 

motivieren, die ihre Tätigkeit nach ersten Aktivitäten in 

2002 auf Grund der Wirtschaftskrise in Argentinien eingestellt 

haben. 

Clean Development Mechanism 

Argentinien ratifizierte das Kyoto-Protokoll im Jahr 

2001. Das Büro für den Clean Development Mechanism 

OAMDL (Oficina Argentina de Cambio Climático) berichtet 

an das Sekretariat für Umwelt und nachhaltige 

Entwicklung und dient als Nationale Aufsichtsbehörde 

(DNA) des Landes. Dekret Nr. 1.070 vom September 

2005 verabschiedete einen nationalen CO2-Fond (Fondo 

Argentino del Carbono – FAC), der auf die Entwicklung 

und Umsetzung von CDM-Projekten abzielt. Zu den 

Aufgaben der Organisation gehört ein breites Spektrum 

von Aktivitäten wie z. B.: 

• Technische Unterstützung für Projektentwickler, die an 

der Evaluierung des Minderungspotenzials ihrer Projekte 

interessiert sind (inklusive Machbarkeitsstudien, 

Due-Diligence-Prüfungen etc.) sowie die Möglichkeit, 

als Kandidat für den CDM-Prozess berücksichtigt zu 

werden 

• Identifizierung potenzieller Projekte und Bereiche zur 

Vermeidung von CO2-Emissionen (durch Sektorstudien, 

nationale Kommunikation, Minderungsstrategien 

etc) 

• Entwicklung von Kapazitäten in Bezug auf Klimaschutzstrategien 

(Entwicklung von Kommunikations- 

Tools, Kampagnen und Veranstaltungen) 

Bis September 2009 wurden 26 Projekte von der DNA 

bewilligt, die als CDM-Projekte in das UNFCCC-Programm 

integriert werden sollen. Fünfzehn dieser CDM- 

Projekte wurden bereits für das UNFCCC-Programm 

registriert. Von den Projekten, die beim UNFCCC eingereicht 

wurden, kamen nur sieben aus dem Bereich Strom-

TABELLE 7: 

VERABSCHIEDETE UND GEPLANTE CDM PROJEKTE IM BEREICH ERNEUERBARE ENERGIEN IN ARGENTINIEN 

Projekt Ort Typ 

Antonio Moran Windpark 

in Patagonien 

Bio-energy in Geeral Deheza – 

–Stromerzeugung aus 

Erdnuss- und Sonnen- 

blumenkernschalen 

Complejo Industrial La Plata – 

Projekt »Rückgewinnung und 

Nutzung von Verbrennungsrückständen« 

Pindó Erzeugung von 

Biomassenergie aus 

Waldbiomasse 

6 MW Elektrizitätswerk mit 

Biomasse aus der Geflügel- 

industrie 

Biogasrückgewinnung und 

thermische Energieproduktion 

im CITRUSVIL Werk 

(Werk zur Herstellung von 

Zitronen-säureprodukten) 

Anaerobe Vergärung und 

Energieerzeugung im 

Semino Stärkewerk Projekt 

Comodoro 

Rivadavia 

– Provinz- 

Chubut 

General 

Deheza – 

Provinz 

Córdoba 

Ensenada 

– Provinz 

Buenos Aires 

Stadt Puerto 

Esperanza- 

Department 

von Iguazú 


Misiones 

District of 

Lobos – 

Provinz 

Buenos Aires 

Cevil Pozo 


Tuscumán 

Caracañá 

Stadt – 

San Lorenzo 

Department – 

Provinz 

Santa Fe 

erneuerbare 

Energien 

erneuerbare 

Energien 

produzierende 

Industrie 

erneuerbare 

Energienen 

erneuerbare 

Energien 

produzierende 

Industrie 

Müllverarbeitung 

und 

–entsorgung 

Quelle: Oficina Argentina del Mecanismo para un Desarrollo Limpio 2009 

erzeugung durch erneuerbare Energiequellen (siehe Tabelle 

7) und lediglich eines aus dem Bereich Windenergie. 

Sieben CDM-Projekte sind im Sektor der Abfallbehandlung 

und –entsorgung angesiedelt, vor allem im Bereich 

der Verwertung von Deponiegas und der Verringerung 

des Methanausstoßes. 

Derzeit gibt es keine spürbaren Auswirkungen der CDM- 

Regelung auf die Planung und Durchführung von Projekten 

für erneuerbare Energie im Land. Die Investitionsbedingungen 

und rechtlichen Rahmenbedingungen müssen 

noch von der zentralen Regierung entwickelt werden, um 

den erneuerbaren Energien eine wichtige Rolle innerhalb 

des Energiemixes des Landes zu sichern 30 . Die konse- 

30 Die stringente Anwendung des GENREN Programms innerhalb des Landes 

würde die gegenwärtigen Konditionen für den Einsatz erneuerbarer Energien 

stark verändern. Diese Form der Energie würde dann nämlich eine weitaus 

wichtigere Rolle in Argentiniens Energiemix spielen als bisher. 

Geplante 

Einsparung 

(t CO2 eq) 

MW Status 


Termin der 

Bewilligung 

Termin der 

Regis- 

trierung 

185.483 10.56 registriert 19-07-05 29-12-05 

585.760.9 10 registriert 11-10-06 09-04-07 

1.977.056 n.v. 

491.197 4 

1.102.793 6 

338.993 9.20 

203.073 10.05 

noch nicht 

registriert 

noch nicht 

registriert 

noch nicht 

registriert 

noch nicht 

registriert 

noch nicht 

registriert 

31-01-07 

18-03-08 

24-06-09 

19-03-09 

19-03-09 

quente Anwendung einer nationalen CDM-Strategie 

würde als Katalysator für die breite Nutzung erneuerbarer 

Energien im Land dienen und sollte darum parallel zum 

Marktgeschehen weiterentwickelt werden. 

Biomasse und Biogasressourcen werden derzeit im Land 

nicht genutzt, obwohl Argentinien über umfangreiche 

Ressourcen verfügt. Ein großes Potenzial zur Minderung 

von CO2-Emissionen würde sich durch die Umstellung auf 

Biodiesel im Verkehrs- und Agrarsektor und die Nutzung 

von Biomasse für die Energieerzeugung ergeben 31 . Projekte 

aus beiden Bereichen, so sie denn weiterentwickelt 

werden, kommen für die CDM-Registrierung in Frage. 

Im Bereich Solarenergie ist diese Lösung nur für isolierte 

31 Weitere Informationen in: »Klimaschutz in Argentinien und Brasilien. Marktpotenziale 

und Ratgeber für CDM Projekte« der Cámara Argentino Alemana

Siedlungen gedacht, wo der Anschluss an das nationale 

Versorgungsnetzentweder schwer realisierbar oder zu 

teuer ist. Die Entwicklung größerer Solar-PV-Projekte 

befindet sich noch in der Anfangsphase und ist aufgrund 

des kleinen Potentials sehr begrenzt. 

Aktivitäten Internationaler Geber 

The Japan International Cooperation Agency ( JICA) 

Die JICA ist eine Institution der japanischen Regierung 

und für die Ausführung von Programmen der technischen 

Zusammenarbeit in Entwicklungsländern verantwortlich. 

Seit 2007 arbeitet diese Einrichtung insbesondere im Bereich 

der Forstwirtschaft mit dem Sekretariat für Umwelt 

und nachhaltige Entwicklung an der Identifizierung und 

Entwicklung von CDM-Projekten in Argentinien. Derzeit 

wird das Projekt »Durchsetzung von Technologien 

für die Anwendung des CDM in der Aufforstung und 

Wiederaufforstung (CDM F/R) in Argentinien» durchgeführt. 

Carbon Finance-Assist Program 

Die Carbon Finance-Assist-Programm (CF-Assist) ist 

eine Initiative der Weltbank aus dem Jahr 2005. Ziel dieses 

Projektes ist es, Entwicklungs- und Schwellenländer 

im Prozess der CDM-Projektentwicklung und -durchführung 

zu unterstützen. Argentinien wurde 2006 durch 

die Unterzeichnung eines Abkommens zwischen der 

Weltbank und dem argentinischen Minister für Umwelt 

und nachhaltige Entwicklung Teil dieses Programms. Ein 

Arbeitsplan wurde zwischen den beiden Partnern ausgearbeitet, 

der die folgenden Arbeitsbereiche definiert: 

• Entwicklung von Strategien für den argentinischen 

CO2-Fond 

• Entwicklung eines Projekt-Portfolios des argentinischen 

CO2-Fond 

• Technische Unterstützung für CDM-Projekte 

• Kapazitätsaufbau 

• Teilnahme Argentiniens an der Carbon Expo 

2006–2007 


Inter-American Development Bank 

2006 erhielt Argentinien Mittel der Inter-American Development 

Bank (IADB) in Form eines Darlehens über 

580 Mio. USD zur Realisierung des »Norte Grande 

Stromübertragungsprogramms». Das Projekt konzentriert 

sich auf den Bau einer Hochspannungsleitung 

(500 kV) zur Verbindung der nordöstlichen (NOA) und 

nordwestlichen (NEA) Regionen des Landes sowie auf 

die elektrische Übertragung von Hoch- und Mittelspannungsnetzen 

(unter 500 kV) für die ergänzenden regionalen 

Übertragungsnetze beiden Regionen. 

Andean Entwicklungs-Gesellschaft 

Die Corporación Andina de Fomento (CAF) wurde als 

eine multilaterale Finanzinstitution gegründet, um Bankdienstleistungen 

für öffentliche und private Kunden insbesondere 

aus der Andenregion bereitzustellen. Im Jahr 

2006 finanzierte diese Einrichtung zwei Projekte in Argentinien: 

die Verbindung Comahue-Cuyo und die Verbindung 

Rincón Santa Maria-Rodriguez. Im selben Jahr 

wurden 210 Mio. USD bereitgestellt, um die landesweite 

Wasserinfrastruktur zu modernisieren. Im Juni 2007 genehmigte 

die CAF ein Darlehen von 45 Mio. USD für 

die Provinz Buenos Aires zur teilweisen Finanzierung der 

Ausweitung von Stromübertragungskapazitäten im nördlichen 

Teil der Region. 

1.6 

Windenergiepotential 

Die Windenergiegewinnung stellt die vielversprechendste 

Form der Stromerzeugung aus erneuerbaren Ressourcen 

im Land dar. Die Zentralregierung hat bereits die ersten 

Schritte zur Bewertung, Analyse und Nutzung des 

Windpotenzials im Land getan. In dem aktuellen Bericht 

zum Status der Windindustrie in Argentinien, den die 

Cámara Argentina de Energías Renovables ausgearbeitet 

hat, wurden 70% des Landes mit einer jährlichen durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeit von 6 m/s (50 Meter 

Höhe) als geeignete Regionen zur Windenergienutzung 

eingeschätzt 32 . Die besten Standorte für Windparks be- 

32 »Estado de la Industria Eólica en Argentina« (2009). Cámara Argentina de 

Energías Renovables.

finden sich im südlichen Teil des Landes, insbesondere im 

mittleren und südlichen Patagonien, wo die durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeiten Werte von 9 m/s bzw. 

12 m/s erreichen (http://argentinaeolica.org.ar/portal/ 

images/stories/Eolica%20en%20Argentina.pdf ). Eines 

der Hauptprobleme bei der Entwicklung von Windparks 

liegt darin, dass die geeignetsten Standorte weit von dicht 

besiedelten Gebieten und industriellen Zentren entfernt 

sind, wodurch Netzprobleme entstehen (Netzverbindungen, 

Netzkapazitäten, hohe Kosten für die Übertragungsleitungen, 

große Leitungsverluste etc.). Windkarten gibt 

es derzeit für zwei Provinzen im südlichen Teil des Landes 

(Chubut und La Pampa). Die Erstellung eines umfassenden 

Windatlasses für das gesamte Land ist ein wesentlicher 

Bestandteil des nationalen Windenergieplans. Um 

die Planung von Windenergie-Projekten zu erleichtern 

wurde das Regionale Zentrum für Windenergie (CREE) 

in der Provinz Chubut 2005 mit der Erstellung eines solchen 

Atlas beauftragt, der 2006 fertig gestellt wurde. Der 

Atlas kann unter www.eeolica.com.ar abgerufen werden. 

Die argentinische Regierung geht davon aus, dass bis 2012 

300 MW an Windenergiekapazitäten errichtet werden 

können. 

Rahmenbedingungen für Windenergie 

Die prekäre wirtschaftliche Lage in den Jahren 2001– 

2002 hat die Entwicklung der Windenergiebranche stark 

gefährdet und viele Studien und Projekte blockiert. Mittlerweile 

hat die Regierung eine ganzheitliche Strategie 

entwickelt (Nationale Windenergiestrategie, PENEE), 

um die Windenergiebranche auf nationaler Ebene zu 

stärken. So soll nicht nur die installierte Kapazität erhöht, 

sondern die gesamte Windenergieproduktion des Landes 

gefördert werden, die bislang eine nahezu unerschlossene 

wirtschaftliche Nische war. 

Das PENEE beinhaltet das offizielle Entwicklungsprogramm 

für Windparks und soll zum Bau von mindestens 

300 MW an Windenergieprojekten führen. Zu den ersten 

Maßnahmen zur Erreichung dieses Ziels gehört die 

Ausarbeitung des Windatlas und die Realisation der Projekte 

Vientos de la Patagonia 1 und 2. Beide Windparks 

werden von der Regierung mit zusätzlichen Mitteln aus 


den Provinzen, in denen sie installiert sind, finanziert. Der 

Windpark Vientos de la Patagonia 1 ist zu 80% Eigentum 

der ENARSA und zu 20% Eigentum der Provinz Chubut. 

Die Umsetzung des Projekts ist in zwei Phasen aufgeteilt: 

Phase 1, die bereits angelaufen ist und voraussichtlich bis 

Ende 2009 abgeschlossen sein wird, umfasst die Installation 

und Zertifizierung von zwei Prototyp-Turbinen 

argentinischer Hersteller (IMPSA Wind und NRG Patagonia). 

In Phase 2 wird ein 60 MW-Windpark mit den 

zertifizierten Turbinen der Phase 1 in Chubut installiert. 

Der Windpark Vientos de Patagonia 2 33 mit einer Kapazität 

von 20 MW liegt in der Provinz Santa Cruz. Studien 

zur Erschließung und zur Analyse der Windressourcen 

werden zurzeit durchgeführt. 

Gesetzgebungen für Windenergieprojekte 

• Gesetz Nr. 26.190: Wie bereits erwähnt gewährt dieses 

Gesetz wirtschaftliche Unterstützung für Energie aus 

erneuerbaren Ressourcen. Im Falle der Windenergie 

gibt es eine kleine Unterstützung (0,26 EUR ct./kWh 

für Wind) und steuerliche Vorteile (z. B. die beschleunigte 

Amortisierung oder Befreiung von der Mehrwertsteuer) 

für Windenergieprojekte. 

• Gesetz der Provinz Chubut (Ley Provincial 4.389): 

Diese Verordnung legt zusätzliche Subventionen und 

Steuervergünstigungen fest und bestimmt auch den 

Anteil 33 der Windenergieanlagen-Komponenten, die 

in der Provinz hergestellt oder dort montiert werden 

müssen. Die Zuschüsse belaufen sich auf 0,089 EUR ct/ 

kWh (zusätzlich zu den nationalen Subventionen). 

• Gesetz der Provinz von Buenos Aires (Ley Provincial 

12.603): Dieses Gesetz gewährt zusätzliche Subventionen 

für Windenergie. Die Zuschüsse belaufen sich 

auf 0,089 EUR ct/kWh,(zusätzlich zu den nationalen 

Subventionen). 

• Gesetzt der Provinz Santa Cruz (Ley Provincial 

2.796): Wie im vorhergehenden Kapitel dargestellt, 

legt diese Regulierung die Steuervorteile (50–100% 

je nach lokaler Bestimmung) und kleine Subventionen 

(0,18 – 0,54 EUR ct, je nach lokaler Bestimmung) für 

Projekte im Bereich erneuerbare Energien fest. 

33 Seit dem 1. Januar 2007 100%.

TABELLE 8: 

INSTALLIERTE WINDPARKS IN ARGENTINIEN 

Derzeitige Nutzung von Windenergie und 

geplante Projekte 

Die derzeit installierte Windenergieleistung beträgt 

30 MW aus Projekten, die hauptsächlich im Zeitraum 

von 1994 bis 2002 34 entwickelt und durch Stromgenossenschaften 

realisiert wurden. 35 Die letzte Windanlage, 

die im Land installiert wurde, ist eine 2-MW-Turbine, die 

für das Unternehmen Barrick in der Mine in der Provinz 

San Juan installiert wurde. Die nachfolgende Tabelle zeigt 

eine kurze Beschreibung der bestehenden Windprojekte 

in Argentinien. 

Nach einigen Jahren der Stagnation aufgrund der Wirtschaftskrise 

hat die Windenergieentwicklung an Dynamik 

gewonnen, was an der eindrucksvollen Projektpipeline 

zu sehen ist. Außer dem zuvor beschriebenen Projekt 

Vientos de Patagonia sind folgende Projekte geplant: 

Die Arauco Wind Farm ist ein Projekt in der Provinz La 

Rioja und wurde vom Unternehmen IMPSA entwickelt. 

Das Projekt sieht die Errichtung von 12 Windenergieanlagen 

vor (mit je 2,1 MW Leistung), die eine Gesamtka- 

34 In den Jahren 2001–2002 ließ die Wirtschaftskrise die Investitionen in die 

Windenergie sinken. Da sich die argentinische Wirtschaft langsam erholt, 

steigen diese Investitionen allmählich wieder an. 

35 In Elektrizitätsgenossenschaften schließen sich einzelne Investoren zusammen, 

um ihre wirtschaftliche Leistungsfähigkeit zu steigern (und so an großen Projekten 

teilnehmen zu können) und um eine schlagkräftige Lobby zur Vertretung 

der Interessen aller Mitglieder zu haben. 


Aufstellungsort Tag der Inbetriebnahme 

Installierte 

Kapazität (MW) 

Eigentümer 

Claromecó Dezember 98 0.8 Cooperative Claromecó 

Darragueira September 97 0.8 Cooperative Darragueira 

M. Buratovich Oktober 97 1.2 Cooperative M. Buratovich 

Punta Alta Februar 95 0.4 Cooperative Punta Alta 

Punta Alta Dezember 98 1.8 Cooperative Punta Alta 

Tandil Mai 95 0.8 Cretal Cooperative Ltd. Cooperative Tandil 

C. Rivadavia Januar 94 0.5 Pecorsa 

C. Rivadavia September 97 6.0 Soc. Coop. Comodoro Rivadavia 

C. Rivadavia Oktober 01 10.6 Soc. Coop. Comodoro Rivadavia 

R. Tilly März 96 0.4 Coagua 

Gral. Acha November 02 1.8 Cosega 

Cutral Có Oktober 94 0.4 Copelco 

Pico Truncado März 01 2.4 Municipality Pico Truncado 

Veladero August 08 2.0 Barrick 

Gesamt 29.8 

Quelle: Cámara Argentina de Energías Renovables 2009 

pazität von 25,2 MW erreichen sollen, und soll in zwei 

Schritten bis Mai 2010 fertig gestellt werden. In einem 

weiteren Schritt wird die Installation von 90 MW Leistung 

projektiert. Das Malaspina-Projekt wird von der 

Firma Central Eólica de Malaspina SA entwickelt. Es sind 

40 Windkraftanlagen geplant (Vestas V-80 mit je 2 MW). 

Das Projekt ist in der Pampa Malaspina gelegen, ca. 130 

km nördlich der Stadt Comodoro Rivaldiva in Chubut. 

Es ist vorgesehen, dass der Windpark bis 2010/2011 in 

Betrieb genommen wird. 

Das Vientos del Secano Projekt wird von der Firma ABO 

Wind entwickelt und soll in der Nähe der Gemeinde 

Ing. Buratovich (Region Villarino) aufgestellt werden. 

Der Park wird über eine Gesamtkapazität von 50 MW 

verfügen,die Arbeiten sollen bis Ende 2010 beginnen. Es 

ist geplant, dass der Park 2011 in Betrieb genommen wird. 

Ein weiteres Projekt in Planung ist der Bau des Windparks 

Diadema, der sich in der Nähe der Stadt Comodoro Rivadavia 

befindet. Der Windpark ist auf eine Gesamtkapazität 

von 6,3 MW (aus 7 ENERCON-E-44-Turbinen 

mit je 900 kW) und eine geplante durchschnittlichen Er-

zeugung von 22 GWh pro Jahr angelegt. Zusätzlich zum 

Windpark ist der Bau einer Wasserstoffanlage vorgesehen. 

Es ist geplant, dass das Projekt bis zum Jahr 2010 anläuft, 

jedoch deutet manches darauf hin, dass das Projekt bis auf 

weiteres ausgesetzt wird. 

Geschäftsklima 

Auf dem argentinischen Wind-Markt gibt es zurzeit drei 

lokale Hersteller von Windkraftanlagen: 

Das Unternehmen IMPSA besitzt eine Produktionsstätte, 

die Windkraftanlagen produziert (≥ 1,5 MW). Die 

in Mendoza gelegene Anlage kann pro Jahr 75 Windkraftturbinen 

inklusive Rotorblätter bauen. Das Unternehmen 

hat verschiedene Arten von Turbinen für unterschiedliche 

Windverhältnisse entwickelt (1 MW, 1,5 MW und 

2,1 MW). IMPSA arbeitet zurzeit an der Entwicklung 

von Turbinen mit einer Nennleistung von über 4 MW. 

IMPSA Wind ist der größte brasilianische Wind-Technologieentwickler 

mit 13 Windparks, die eine eine Gesamtkapazität 

von 317 MW haben und im Nordosten 

und Süden des Landes verteilt sind. In Argentinien ist 

das Unternehmen an Projekten in den Provinzen Buenos 

Aires, Chubut, Córdoba, Neuquén, San Luis und Santa 

Cruz beteiligt. In Patagonien hat IMPSA bislang eine 

Turbine installiert (1,5 MW) und plant einen Windpark 

(90 MW) in der Provinz La Rioja, der 45% des Strombedarfs 

der Provinz produzieren würde. 

Die Firma NRG Patagonia vermarktet das Modell NRG 

1.500 mit 1,5 MW Leistung. Diese Technologie (die üblicherweise 

als IEC Typ I+ oder Typ »S» bezeichnet wird) 

wurde speziell für den Einsatz bei starkem Wind, wie er 

beispielsweise in einigen Regionen Patagoniens herrscht, 

in Deutschland entwickelt und klassifiziert NRG Patagonia 

hat die Struktur der Turbine Typ 1+ verstärkt und daraus 

einen Typ II mit einem Rotor mit 77 m Durchmesser 

sowie einen Typ I mit einem Rotor mit 70 m Durchmesser 

entwickelt. Derzeit ist NRG Patagonia in der Endphase 

der Entwicklung einer ersten Einheit, die nun installiert 

werden soll und für die Entwicklung des Projekts Vientos 

de Patagonia I zertifiziert wird. 


Das Unternehmen INVAP entwickelt meist große und 

mittlere Turbinen. INVAP ist in der Entwicklung einer 

1,5-MW-Turbine (EOLIS 15) für starke Winde (Klasse 

1) sehr weit fortgeschritten. Die Turbine ist besonders in 

den zentralen und südlichen Regionen Patagoniens sowie 

an der Atlantikküste in der Provinz Buenos Aires von 

Nutzen. INVAP hat auch die Entwicklung einer 2-MW- 

Turbine geplant, die für Winde der Klasse 2 (also weniger 

starke als die in Patagonien) geeignet sind.

1.7 

CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado 

Eléctrico Mayorista SA) 

Avda. Madero 942- Piso 1ª 

Buenos Aires (C1106ACW) 

Tel.: +54 (11) 4319- 3700 

www.cammesa.com.ar 

Nationale Stromregulierungsbehörde 

Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) 

Avda. Madero 1020 – Piso 10º 

Buenos Aires (C1106ACX) 

Tel.: + 54 (11) 4510-4600 

www.enre.gov.ar 

Energía Argentina SA (ENARSA) 

Av. Libertador 1068 – Piso 2º 

Buenos Aires (C1112ABN) 

Tel. / Fax: +54 (11) 4801-9325 

www.enarsa.com.ar 

Vereinigung der Stromversorger 

Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la 

República Argentina (ADEERA) 

Tacuarí 163- Piso 8º 

Buenos Aires (1071AAC) 

Tel. / Fax: +54 (11) 4331-0900 

E-Mail: adeera@adeera.org.ar 

www.adeera.org.ar 

Vereinigung der Stromerzeuger 

Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la 

República Argentina (AGEERA) 

Av. Callao – 1604 piso 4º 

Buenos Aires (C1024AAP) 

Tel./Fax: +54 (11) 4807-3310 

www.ageera.com.ar 


Argentinische Vereinigung für Erneuerbare Energien 

und Umwelt 

Asociación Argentina de Energías Renovables 

y Ambiente (ASADES) 

President: Ing. Alfredo Esteves 

CC 478 No. 162 

La Plata (1900) (Prov. Buenos Aires) 

E-Mail: www.asades.org.ar 

Argentinische Kammer für Erneuerbare Energien 

Cámara Argentina de Energías Renovables 

Viamonte 524, Suite 102 

Buenos Aires (C1053ABL) 

Tel. +54 (11) 4515-0517 

E-Mail: info@cader.org.ar 

www.argentinarenovables.org 

Ministerium für Planung, öffentliche Investitionen 

und Dienstleistungen/Energieministerium 

Ministry of Federal Planning, Public Investment 

and Services/Secretary of Energy 

Ing. Daniel Cameron 

Av. Paseo Colón 171 – Piso 5º of. 504 

Buenos Aires (C1063ACB) 

Tel.: +54 (11) 4349-5000 

E-Mail: energia@minplan.gov.ar 

www.energia.gov.ar 

Ministrium für Umwelt und Entwicklung 

Secretaría Ambiente y Desarrollo Sustentable. 

San Martín 451 

Buenos Aires (C10004AAI) 

Tel.: +54 (11) 4348-8200 

Fax: +54 (11 4348-8300 

www.ambiente.gov.ar

Bundeskomission für Elektrizitä 

Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE) 

Av. Pte Julio A. Roca 651 – Piso 8º Sector 25 

Buenos Aires (C1067ABB) 

Tel.: +54 (11) 4349-3068/4445 

Fax: +54 (11) 4349-3060 

President: Ing. Daniel Omar Cameron 

E-Mail: cfee@cfee.gov.ar 

www.cfee.gov.ar 

Argentinischer Windenergieverband 

Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) 

President: Prof. Erico Spinadel 

Jose Maria Paz 1131 

RA1602 Florida 

Buenos Aires 

Tel. / Fax: +54 (11) 4362-9266 

E-Mail: gencoeol@cvtci.com.ar 

Argentinischer Verband für Windkraftturbinen 

Cámara Argentina de Generadores Eólicos 

President: Alejandro Tubal García 

Esmeralda 356_P9 Of.29 

Buenos Aires (C1035) 

Tel.: +54 (11) 5411-1444 

www.cadege.org.ar 

Japan International Cooperation Agency ( JICA) 

Agencia de Cooperación Internacional de Japón 

Maipú 1300 – Piso 21 

Buenos Aires (C1006ACT) 

Tel.: +54 (11) 4313-8901 

Fax: +54 (11) 4313-5778 

E-Mail: ag_oso_rep@jica.go.jp 

www.jica.org.ar 


Deutsch-Argentinische Industrie- und Handelskammer 

Cámara de Industria y Comercio Argentino-Alemana 

Av. Corrientes 327- Piso 23 

Buenos Aires (C1043AAD) 

Tel.: +54 (11) 5219-4000 

Fax.: +54 (11) 5219-4001 

E-Mail: ahkargentina@cadicaa.com.ar 

www.cadicaa.com.ar 

Vereinigung für andische Entwicklung 

(Argentinisches Büro) 

Corporación Andina de Fomento 

(Oficina en Argentina) 

Av. Eduardo Madero nº 900 

Edificio Catalinas Plaxza – Piso 9 

Buenos Aires (C1106ACV) 

Tel.: +54 (11) 4310-1111 

E-Mail: argentina@caf.com 

www.caf.com 

Argentinisches Büro für den Clean Development 

Mechanism 

Oficina Argentina del Mecanismo de Desarrollo 

Limpio Secretary for the Environment and Sustainable 

Development 

Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable 

San Martín 451 – Piso 1º Of. 130 

Buenos Aires (C1004AAI) 

Coordinator: Lic. Nazareno Castillo 

Tel. : +54 (11) 4348-8665 

E-Mail: ncastillo@medioambiente.gov.ar 

www.2medioambiente.gov.ar 

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública 

y Servicios –Secretaría de Energía – Consejo Federal 

de la Energía Eléctrica 

Av. Pte. Julio Roca 651, Piso 8, Sector 25 

(C1067ABB) Buenos Aires 

Argentina 

Tel.: + 54 (11) 4349-3068 

Fax: +54 (11) 4349-3060

Centro Regional de Energía Eólica 

Chubut Province 

Central office 

Lewis Jones nº 280 

(U9103CUF) Rawson 

Chubut-Argentina 

Tel.: + 54 2695-481572 

E-Mail: mail@eeolica.com.ar 

www.eeolica.com.ar 

IMPSA Argentina 

Carril Rodriguez Peña 

2451 (M5503AHY) 

Godoy Cruz 

Tel.: +54 (261) 4131-300 

E-Mail: marketing@impsa.com 

http://www.impsa.com.ar/ 


NRG Patagonia 

Central office. 

Almirante 456 

1º Piso, Of »3« 

CP (9000) 

Argentina 

Tel. / Fax: + 54 (0297) 446-7848 

http://www.nrgpatagonia.com/espanol.htm 

INVAP 

Central offices 

F. P. Moreno 1089 – C.C. 961 

(R8400 AMU) 

San Carlos de Bariloche 

Río Negro 

Argentina 

Tel.: +54 (2944) 44-5400 

Fax: +54 (2944) 42-3051 

E-Mail: info@invap.com.ar 

http://www.invap.com.ar/

1.8 

Asociación Argentina de Energía Eólica 

www.argentinaeolica.org.ar 

Asociación Argentina de Energías Renovables y 

Ambiente (ASADES) www.asades.org.ar 

Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) 

www.argentinarenovables.org 

Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER). 

Estado de la Industria Eólica en Argentina. (2009) 

Cámara Argentino-Alemana. Protección Ambiental 

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CAMMESA (Comapañía Administradora del Mercado 

Eléctrico Mayorista) www.cammesa.com 

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(CGIAR-CSI), http://srtm.csi.cgiar.org, 

Gesichtet: 1. August 2009 

Comisión de Integración Energética Regional 

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de los aprovechamientos energéticos en la República 

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Covarrubias, Alvaro J. & Reiche, Kilian. A case study 

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Energética«. (2007). 


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(2008) 

Energía Argentina SA (ENARSA) 

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energy_data.cfm?fips=AR 

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El mercado eléctrico mayorista. (2007) 


Experiencia Argentina con la Revisión Tarifaria Integral. 

(2005) 


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weltweit-Chancen in der Krise. Argentinien. (2009) 

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http://buscador.lanacion.com.ar/ 

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limpio, Presented and registered projects to the 

UNFCCC. (2009) 

Página del Gobierno de Argentina 

www.argentina.gov.ar 


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Country Study: Part B- Energy and Policy. (2006) 

Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable. 

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Secretaría de Energía. Balance Energético Nacional. 

Serie 1960 – 2007. (2007) 

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World Bank. Benchmarking Data of the Electricity 

Distribution Sector in the Latin America and Caribbean 

Region 1995 – 2005 

World Wind Energy Association. Wind Energy International 

2009 – 2010. Country Report Latin America. 

Argentina. (2009)

BRASILIEN 


ABEEólica Brasilianische Windenergievereiningung 

Abrace Brasilianische Vereinigung der 

Stromgroßverbraucher und freien 

Konsumenten 

Abradee Brasilianische Vereinigung der Stromverteiler 

Abrage Brasilianische Vereinigung der Strom- 

erzeuger 

Abrate Brasilianische Vereinigung der großen 

Netzbetreiber 

Aneel Brasilianische Stromregulierungs- 

behörde 

ANP Nationale Behörde für Öl, Erdgas und 

Biokraftstoffe 

BEN Nationale Energiebilanz 

BIG Aneel-Informationsdatenbank zum 

Thema Stromerzeugung 

BNDES Brasilianische Entwicklungsbank 

CCEE Handelskammer für Stromvermarktung 

CEEE GT Energieversorgungsunternehmen aus 

Rio Grande do Sul 

CEMIG Energieversorgungsunternehmen aus 

Minas Gerais 

CESP Energieversorgungsunternehmen aus 

São Paulo 

CHESF Wasserkraftwerksbetreiber am São 

Francisco Fluss 

CMSE Überwachungsgremium des Energie- 

sektors 

CNPE Nationaler Rat für Energiepolitik 

COPEL Energieversorgungsuntenehmen aus 

Paraná 

CPFL Energieversorgungsunternehmen aus 

São Paulo 

30 

CRESESB Referenzzentrum für Solar- und Windenergie 

CTEEP Netzbetreiber aus São Paulo 

ECLAC Wirtschaftskommission für Latein- 

amerika und die Karibik 

EPE Energieplanungsinstitution EPE 

(untersteht dem Energieministerium) 

GTZ Deutsche Gesellschaft für Technische 

Zusammenarbeit 

GW Gigawatt 


km Kilometer 

kv Kilovolt 

Labsolar Labor für Solarenergie der Bundes- 

univeristät von Santa Catarina 

MME Ministerium für Bergbau und Energie 

ONS Verbundnetzbetreiber 

Petrobrás Petróleo Brasileiro S.A. (brasilianisches 

Ölunternehmen) 

PJ Petajoule 

PNPB Nationales Programm zur Herstellung 

und Nutzung von Biodiesel 

PNE 2030 Nationaler Energieplan für 2030 

Procel Nationales Programm für Energie- 

effizienz 

PROINFA Programm zur Förderung alternativer 

Stromquellen 

SI isolierte Energiesysteme 

SIN Sistema Interligado Nacional 

(nationales Verbundnetz) 

UNFCCC Klimarahmenkonvention der Vereinten 

Nationen 

WTO Welthandelsorganisation

BRASILIEN 


ABBILDUNG 1: 

WICHTIGSTE STÄDTE UND TOPOGRAPHIE 


Brasilien ist das fünftgrößte Land der Erde und befindet 

sich in Südamerika. Brasilien liegt auf dem Äquator, 

wobei der größte Teil des Landes sich über die südliche 

Hemisphäre erstreckt. Nachbarstaaten sind: Argentinien, 

Bolivien, Kolumbien, Französisch Guyana (Frankreich), 

Guyana, Paraguay, Peru, Suriname, Uruguay und Venezuela. 

Seit dem 16. Jahrhundert bis zur Unabhängigkeit im 

Jahr 1822 war Brasilien eine portugiesische Kolonie. Die 

Amtssprache ist portugiesisch. Nach Angaben der Wirtschaftskommission 

für Lateinamerika und die Karibik 

(ECLAC) werden bis zum Jahr 2010 85% der Bevölkerung 

in städtischen Gebieten leben 1 . 

Im Nordosten des Landes herrscht überwiegend trockenes 

und im Norden äquatoriales Klima. Der mittlere 

Westen und Teile des Südostens zeigen dagegen Merkmale 

tropischen Klimas, während der Süden subtropisch 

geprägt ist. Im Nordosten Brasiliens bestimmen Sonne 

und Wind ganzjährig das Klima. 

Seit 2002 ist Luiz Inácio Lula da Silva Präsident von Brasilien, 

seine Amtsperiode dauert noch bis 2011. Brasilien 

ist unter anderem Mitglied in folgenden Organisationen: 

Mercosur 2 , Unasur 3 , G-20 und WTO. Das Land stellt 

1 ECLAC, 2008 

2 Mercosur ist eine 1991 zwischen Argentinien, Brasilien, Paraguay und Uruguay 

geschlossene, regionale Wirtschaftsunion, die den freien Handel und den freien 

Verkehr von Gütern, Menschen und Geld fördern soll. Weitere assoziierte 

Mitglieder sind Bolivien, Chile, Kolumbien, Ecuador und Peru. Venezuela 

unterzeichnete am 17. Juni 2006 ein Abkommen zur Vollmitgliedschaft, jedoch 

fehlt dazu noch die notwendige Ratifizierung durch das brasilianische und 

paraguayanische Parlament. 

3 Unasur (Union Südamerikanischer Nationen) ist eine zwischenstaatliche 

31 

die größte Volkswirtschaft Lateinamerikas und laut Weltbank 

4 die achtgrößte weltweit mit einem umfangreichen 

und gut entwickelten Landwirtschafts-, Bergbau-, Produktions- 

und Dienstleistungssektor. Die wichtigsten 

Handelspartner Brasiliens sind die USA, Argentinien, 

China, Deutschland, Japan und die Niederlande. Die 

Entwicklung des Bruttoinlandproduktes und weitere 

wichtige Daten sind in Tabelle 1 aufgeführt. 

Im Jahr 2008 war die Arbeitslosenquote mit 7,9% die 

niedrigste seit 2002 5 . 2007 lebten 30% der Menschen in 

Brasilien in Armut und 8,5% in extremer Armut 6 . 

2.2 Energiemarkt 


Die jüngste Untersuchung des brasilianischen Ministeriums 

für Bergbau und Energie (MME) zeigt, dass der 

Primärenergieverbrauch auf 10 531 PJ im Jahr 2008 ge- 

ABBILDUNG 2: 

GESAMTE PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG 2008: 

10 531 PJ 

1158 

11 % 

1474 

14 % 

1790 

17 % 

Erdölderivate 

Gas 


Nuklear 

316 

3 % 

211 

2 % 633 

6 % 

Quelle: MME Energy Review 2008. 

3896 

37 % 

1053 

10 % 

Wasser 

Holz/-kohle 

Zuckerrohr 

Andere Erneuerbare 

Vereinigung, die die beiden bestehenden Bündnisse (Mercosur und Andengemeinschaft) 

als Teil des kontinuierlichen Prozesses der Südamerikanischen Integration 

miteinander verbinden soll. 

4 http://siteresources.worldbank.org/DATASTATISITCS/Resources/GDP.pdf 

5 IBGE b 

6 Als in Armut lebend wird der Anteil der Bevölkerung definiert, dessen 

Einkommen weniger als das doppelte der Kosten für einen durchschnittlichen 

Warenkorb an Grundnahrungsmitteln ausmacht; extreme Armut ist gegeben, 

wenn das verfügbare Einkommen geringer als die Kosten für einen Warenkorb 

an Grundnahrungsmitteln ist. Quelle: Eclac, 2008.

BRASILIEN | 32 

TABELLE 1: 

BIP, BEVÖLKERUNG, GRÖSSE 

Jahr 2000 2002 2004 2006 2008 

BIP (in Mrd. €) 438 344 451 729 1132 

Einwohner (in Millionen) 171 280 176 391 181 586 186 771 191 870 

BIP (pro Kopf in €) 

Landesgröße: 8 514 877 km2 

2 558 1 949 2 485 3 904 5 899 

Wechselkurs: 1€ = US $ 1,4708 (Deutsche Bundesbank, 1.10.2008) 

Quelle: IMF 

stiegen ist. Dies ist ein Anstieg um 5,3% im Vergleich zu 

2007 7 . 

Die wachsende Energienachfrage wurde durch fossile 

Energiequellen gedeckt, welche einen Produktionszuwachs 

von 6,4% verzeichneten. Die Abhängigkeit von 

Energieimporten stieg im Jahr 2008 auf 10,4% (im Vergleich 

zu 8% in 2007) aufgrund höherer Importe von Erdgas 

aus Bolivien und Elektrizität aus Paraguay (aus dem 

Wasserkraftwerk Itaipú 8 , an dem Paraguay beteiligt ist). 

Erdgas ist die Energieressource, die den größten Anstieg 

im brasilianischen Energiemix verzeichnete. Besonders 

im Jahr 2008 erhöhte sich der Verbrauch von Erdgas zur 

Elektrizitätsgewinnung um 81%. 

Der Anstieg der Energiegewinnung aus erneuerbaren Ressourcen 

von 2007 auf 2008 betrug nur 4,1%, wodurch 

sich der Marktanteil im brasilianischen Energiemix verringerte. 

Die jeweiligen Anteile der verschiedenen Energiequellen 

werden in Abbildung 2 gezeigt. 

Die Bedeutung der Wasserkraft ist gesunken, während die 

produzierte Energie durch Feuerholz konstant geblieben 

ist. Der Beitrag von Zuckerrohrderivaten führt seinen 

Wachstumstrend fort. 

Das Stromnetz 

Sistema Interligado Nacional (SIN) ist das nationale 

Energieverbundsystem bestehend aus Kraftwerken und 

den Verteilungs- und Übertragungsnetzen und ist mit den 

dazugehörigen Übertragungskomponenten in Abbildung 

4 dargestellt. Das SIN breitet sich über nahezu das gesamte 

Land aus und wurde durch den Zusammenschluss 

von verschiedenen ehemals unabhängigen regionalen Systemen 

(Süd, Südost, mittlerer Westen, Nordosten und 

7 MME, Energy Review 2008 

8 Itaipú ist das größte Wasserkraftwerk der Welt. 

Weitere Informationen unter: www.Itaipu.gov.br 

ABBILDUNG 3: 

ENERGIEVERBRAUCH NACH SEKTOR 2008 

2 % 

4 % 

7 % 

10 % 

3 % 

Industrie 

Transport 

Energiesektor 

nicht-energetisch 

Quelle: MME Energy Review 2008. 

10 % 

28 % 

36 % 


Öffentlich 

Handel 

Privathaushalte 

Teilen des Nordens) geschaffen. Neben dem SIN gibt es 

noch einzelne isolierte Systeme (SI), die den Energiebedarf 

im Amazonasgebiet decken, das wegen seiner besonderen 

geografischen Gegebenheiten nicht mit dem SIN 

verbunden ist. Der Regenwald und die zahlreichen Nebenflüsse 

des Amazonas machen den Aufbau von Übertragungsleitungen 

extrem schwierig. 

Das Übertragungsnetz besteht aus mehr als 90 000 km 

Leitungen und wird von 64 verschiedenen Unternehmen 

betrieben, welche die jeweilige Nutzungsberechtigung 

über öffentliche Ausschreibungen von der Brasilianischen 

Stromregulierungsbehörde (Aneel) erworben haben. Die

ABBILDUNG 4: 

STROMNETZ, VEREINFACHTE DARSTELLUNG 

Source: CGIAR 2004 

Nutzungsberechtigung wird für 30 Jahre ausgestellt und 

kann um weitere 30 Jahre verlängert werden. Während 

dieser Zeit sind die Unternehmen für den Bau und den 

Betrieb des Netzes verantwortlich. Die größten daran 

beteiligten Unternehmen sind Companhia Energética 

de Minas Gerais (CEMIG), Company de Transmissão 

de Energia Elétrica Paulista (CTEEP), Companhia Hidro 

Elétrica do São Francisco (CHESF), Companhia 

Paranaense de Energia (COPEL), Eletronorte, Furnas 

Centrais Elétricas, Companhia Estadual de Geração e 

Transmissão de Energia Elétrica (CEEE GT) und Eletrosul 

Centrais Elétricas. 

Die unabhängigen Systeme werden meist von thermi- 


schen, mit Diesel oder Heizöl betriebenen Anlagen und 

einigen kleinen Wasserkraftanlagen und thermischen Anlagen, 

die mit Biomasse betrieben werden, gespeist. 2007 

war eine Netzerweiterung um rund 11 500 km Übertragungsleitungen 

geplant (siehe Abbildung 4). 

Den Stromversorgungsmarkt teilen sich 63 Unternehmen, 

die für die Stromverteilung an mehr als 61 Millionen 

Konsumenten zuständig sind. Die fünf größten 

Unternehmen, bezogen auf den verkauften Strom, sind 9 : 

Eletropaulo, CEMIG, CPFL, COPEL und Light. Zusammen 

liefern sie über 40 % der verkauften Elektrizität in 

Brasilien. Diese haben sowohl öffentliche als auch private 

Anteilseigner. Die öffentlichen Hauptanteilseigner sind 

die Bundesregierung, Bundesstaaten und/oder Stadtverwaltungen, 

zu den privaten Anteilseignern gehören 

sowohl nationale als auch internationale Investoren (z. B. 

AES, Endesa oder EDP). Aneel reguliert die Aktivitäten 

der jeweiligen Unternehmen mit Hauptaugenmerk auf 

Tarifgestaltung und Servicequalität. 


Nach der Aneel Stromerzeugungsdatenbank (Stand: 

August 2009) 10 hat Brasilien 2 101 Kraftwerke mit einer 

installierten Leistung von 107 GW in Betrieb (ohne 

den Anteil, der über das Wasserkraftwerk Itaipú bezogen 

wird). Insgesamt gibt es 1 263 thermische Anlagen, von 

denen 90 mit Erdgas, 334 mit Biomasse, 799 mit Diesel 

und Heizöl und 44 mit anderen fossilen Brennstoffe betrieben 

werden. Tabelle 2 listet die existierenden Anlagen 

nach Energiequellen. 

TABELLE 2: 

ANLAGEN UND INSTALLIERTE LEISTUNG IN BRASILIEN, STAND: AUGUST 2009. 

Anzahl der Anlagen Zugelassene Leistung (MW) 

Wasser 802 38 % 77 969 73 % 

Wind 33 2 % 417 0.4 % 

Solar 1 0 % 0.02 0 % 

Thermisch 1 263 60 % 26 826 25 % 

Nuklear 2 0 % 2 007 2 % 

Total 2 101 100 % 107 219 100 % 

Quelle: Aneel, BIG 

9 Quelle: Liste der Mitgliedsunternehmen von Abradee 

10 Quelle: Aneel, BIG

Tabelle 3 stellt die Entwicklung der installierten Leistung 

zur Stromerzeugung seit 2000 nach den wichtigsten 

Energiequellen dar. Zwischen 2000 und 2008 hat sich die 

installierte Leistung von thermischen Anlagen mehr als 

verdoppelt, während die Kapazität der Wasserkraft in der 

gleichen Zeit nur um 27% anstieg. Somit stieg der Marktanteil 

des aus thermischen Anlagen gewonnenen Stroms 

von 14% auf 22%, während der Anteil der Wasserkraft 

von 83% auf 76% sank. 


Laut Aneel 11 sind Companhia Hidro Elétrica do São Francisco 

(CHESF), Furnas Centrais Elétricas, Eletronorte, 

Cia Energética de São Paulo (CESP) und Itaipú Binacio- 

11 Quelle: Aneel, BIG 


TABELLE 3: 

INSTALLIERTE LEISTUNG DER STROMERZEUGUNG (IN MW) 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (2) 11 

Wasser 61 063 62 523 65 311 67 793 68 999 70 858 73 434 76 871 77 694 

Thermisch 10 642 11 725 15 140 16 705 19 727 20 264 20 957 21 324 22 550 

Wind (1) 29 237 247 322 

Nuklear 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 2 007 

Total 73 712 76 255 82 458 86 505 90 733 93 158 96 634 100 449 102 573 

(1) Daten seit 2005 berücksichtigt 

(2) Quelle für 2008: MME, Energy Review 2008 

Quelle: MME BEN 2008 

nal die fünf größten Stromproduzenten des Landes. 2007 

wurden mehr als 440.000 GWh Strom, hauptsächlich aus 

Wasserkraft (84%), produziert. Die Bedeutung von Zuckerrohrrückständen 

für die Energiegewinnung nimmt 

zu, denn immer mehr Zuckerrohrmühlen erzeugen Strom 

aus ihren eigenen Beständen. Ihr Beitrag zur Stromerzeugung 

erhöhte sich zwischen 2000 und 2007 um das 

2,5-fache. Des Weiteren ist der Beitrag von Windkraft 

zur Stromerzeugung in den letzten fünf Jahren auf 559 

GWh gestiegen und hat sich im Jahre 2007 verneunfacht. 

Tabelle 4 stellt die Entwicklung der Stromproduktion aus 

verschiedenen Ressourcen dar. 

Der Stromverbrauch im Jahr 2008 wird vom industriellen 

Sektor dominiert, der 46% des Gesamtverbrauchs 

TABELLE 4: 

STROMPRODUKTION (IN GWh). 

Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (1) 

Wasser 304 403 267 876 286 092 305 616 320 797 337 457 348 805 374 015 363 800 

Wind 1 35 61 61 61 93 237 559 559 

Thermisch 

Biomasse 

und Abfall 10 896 12 276 13 736 15 459 16 348 18 274 18 687 22 499 24 000 

Kohle (inklusive 

Gaskoks) 8 250 8 218 6 020 5 900 7 034 6 802 7 188 6 771 7 200 

Gas, Öl 

und andere 19 312 25 824 25 926 23 945 31 604 30 549 30 666 28 851 

45 000 

(2) 

Nuklear 6 046 14 279 13 836 13 358 11 611 9 855 13 754 12 350 13 900 

Gesamt erneuerbar 33 608 48 321 45 782 43 203 50 249 47 207 51 608 47 972 66 100 

Gesamt 348 908 328 508 345 671 364 339 387 455 403 030 419 336 444 583 454 459 

(1) Vorläufige Daten von MME, BEN 2009. 

(2) Die Stromproduktion aus Erdgas verdoppelte sich fast zwischen 2007 und 2008 (von 15 500 GWh to 29 900 GWh). 

Quelle: MME, BEN 2008

enötigt. Sein Bedarf ist somit seit 2000 um über 45% 

gestiegen. Tabelle 5 zeigt den Stromverbrauch von 2000 

bis 2008 nach Wirtschaftssektoren. 

Wachstumsprognose 

Um eine Vorhersage über die zukünftige Entwicklung des 

brasilianischen Strommarktes treffen zu können, hat das 

Ministerium für Bergbau und Energie mehrere mögliche 

Szenarien entwickelt (Nationaler Energie Plan – PNE 

2030). Unterschiedliche Entwicklungstendenzen auf globaler 

sowie auch auf nationaler Ebene wurden dabei berücksichtigt. 

Eine Wachstumsprognose des Elektrizitätsmarktes 

wurde dabei für jedes einzelne Szenario erstellt. 

In Tabelle 6 sind die berechneten Durchschnittswerte 

dargestellt. 


TABELLE 5: 

STROMVERBRAUCH NACH WIRTSCHAFTSSEKTOREN (IN GWh) 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (1) 

Energiesektor 10 479 11 154 11 635 12 009 13 199 13 534 14 572 17 269 18 561 

Privathaushalte 83 613 73 770 72 752 76 143 78 577 83 193 85 810 90 881 94 680 

Gewerblich/ 

Öffentlich 

76 710 71 804 73 465 78 082 80 174 86 223 88 271 92 253 96 843 

Landwirtschaft 12 856 12 395 12 922 14 283 14 895 15 685 16 417 17 536 18 422 

Transporte 1 250 1 200 940 980 1 039 1 188 1 462 1 575 1 605 

Industrie 146 730 139 406 152 651 160 716 172 061 175 370 183 418 192 616 198 675 

Gesamtverbrauch 

an Energie 

331 638 309 729 324 365 342 213 359 945 375 193 389 950 412 130 428 786 

(1) Vorläufige Daten von MME, BEN 2009. 

Quelle: MME, BEN 2008 

TABELLE 6: 

WACHSTUMSPROGNOSE DES STROMBEDARFS (IN GWH) . 


Aufgrund historischer und geographischer Gegebenheiten 

ist der Beitrag von Wasserkraftwerken zur gesamten 

Stromproduktion mit 84% sehr hoch (77 694 MW in 

2008). Im September 2009 waren 300 Wasserkraftwerke 

mit einer Leistung unter 1 MW installiert, die zusammen 

169 MW Strom lieferten. Die Gesamtleistung der 

Wasserkraftwerke zwischen 1 MW und 30 MW liegt bei 

2 874 MW. Die verbleibenden 74 926 MW Leistung verteilen 

sich auf 162 Wasserkraftwerke mit Einzelleistungen 

von mehr als 30 MW 12 . Die brasilianische Nutzung des 

Wasserkraftwerks Itaipú (50%) entspricht einer Leistung 

von 7 000 MW. 

Biomasse, hauptsächlich Zuckerrohrrückstände und 

Schwarzlauge, hat einen Gesamtanteil an der Stromproduktion 

von 5%. Viele Zuckermühlen (Hersteller von 

Zucker und/oder Ethanol) benutzen die anfallenden 

Sektor 2005 2010 2020 2030 

12 Quelle: Aneel, BIG 

durchschnitt- 

liches, jährliches 

Wachstum 

Industrie 175 400 237 000 338 500 460 300 3.9 % 

Landwirtschaft 15 700 17 900 24 600 36 600 3.5 % 

Privathaushalte 83 200 105 300 169 600 285 500 5.1 % 

Gewerblich / Öffentlich 86 200 107 300 158 200 262 700 4.6 % 

Transport 1 200 1 100 1 400 1 700 1.3 % 

Quelle: MME, PNE 2030

Rückstände, um Energie und Wärme für den Eigenbedarf 

herzustellen. 

Dank seiner Lage in Äquatornähe verfügt Brasilien in allen 

Teilen des Landes über gute Voraussetzungen zur Gewinnung 

von Solaarenergie. In verschiedenen Regionen 

werden mehrere Versuchsprojekte durchgeführt, unter 

anderem in dem Dorf Araras in Bundesstaat Roraima. 

Dort wird seit 2001 eine 20,5 kW Solar-Diesel-Anlage 

betrieben (die in Tabelle 2 aufgeführte Solaranlage). Das 

Projekt wurde durch eine Kooperation von Aneel, Labsolar 

13 und Guascor initiiert. 

Die Regierung scheint allerdings nicht auf Solarenergie 

als eine Diversifizierungsmöglichkeit ihres Energiemixes 

zu setzen. In den von der EPE veröffentlichen Studien 

(Nationaler Energieplan 2030 und Zehnjahresplan Energieausbau) 

ist die Nutzung von Photovoltaikanlagen oder 

anderen Solarkraftwerken mittel- oder langfristig nicht 

als Alternative zur netzgebundenen Stromversorgung 

vorgesehen. Die Nutzung der Windkraft zur Stromgewinnung 

befindet sich in Brasilien zurzeit noch in der 

Anfangsphase. Ende 2008 lag die installierte Leistung bei 

359 MW. Im November 2009 findet die erste Ausschreibung 

für Windenergie über eine Leistung von mehr als 

13 000 MW statt. Allerdings muss der tatsächliche Bedarf 

an Windenergie für die Novemberausschreibung 

noch bestimmt werden. Die Regionen mit den größten 

Windpotentialen liegen im Nordosten sowie im Süden 

des Landes. 

Strompreise 

In den letzten zehn Jahren sind die Strompreise in jedem 

Sektor gestiegen. Zwischen Januar 2003 und Juni 2009 

stiegen die durchschnittlichen Preise für Privathaushalte 

um 30%, im Industriesektor verdoppelten sie sich und im 

Handels- und Dienstleistungssektor stiegen sie um 38%. 

Die Preise von Juni 2009 sind in Tabelle 7 zu sehen. 

13 Labsolar ist das Solarenergielabor der Bundesuniveristät von Santa Catarina 

(http://www.lepten.ufsc.br/english/home/solar.html) 



Seit den 1990er Jahren hat der brasilianische Energiesektor 

zwei wichtige politische Reformen erlebt. Die erste 

fand im Jahr 1996 als Konsequenz auf Gesetz 9427 statt. 

Bis zu diesem Zeitpunkt wurde der gesamte Energiesektor 

von staatlichen Unternehmen verschiedener Ebenen 

bestimmt. Der Schwerpunkt der Energiemarktreform lag 

darin, die verschiedenen Geschäftsbereiche der Energievermarktung, 

-erzeugung, -übertragung und -verteilung 

voneinander zu trennen. Mit dem Gesetz 9427 wurde im 

Jahre 1996 die Brasilianische Stromregulierungsbehörde 

(Aneel) initiiert. Unter der Kontrolle von Aneel wurde 

1998 der Verbundsnetzbetreiber ONS gegründet. Als 

Folge dieser Entwicklungen ist eine neue Struktur des 

Stromsektors entstanden. ONS ist dabei für die Koordination 

und Kontrolle der Erzeugungs- und Übertragunseinrichtungen 

innerhalb des SIN verantwortlich. 

Die zweite Reform fand im Jahre 2004 statt, nachdem das 

Land die harte Energierationierungsphase der Jahre 2001 

und 2002 überwunden hatte. Der Privatisierungs- und 

Liberalisierungsprozess war beendet und führte zu einem 

Energiesektor, in dem sowohl private als auch öffentliche 

Unternehmen tätig sind. 

Durch die Gesetze 10847 und 10848 wurde die die Gesellschaft 

für Energieforschung (EPE) ins Leben gerufen, 

welche für Studien zum Energiemix des Landes und der 

Entwicklung des Sektors zuständig ist. 

Die Energieversorgungsunternehmen wurden in Erzeugungs-, 

Übertragungs- und Verteilungsunternehmen getrennt 

und es wurden zwei Stromhandelssysteme eingeführt. 

Somit kann Strom auf dem freien Markt gehandelt 

werden – mit bilateralen Verträgen zwischen Verkäufer 

und Käufer – oder auf dem regulierten Markt (von einem 

»Pool») oder in Auktionen, in denen die Verteilungsunternehmen 

Strom kaufen und Stromerzeuger Strom 

verkaufen dürfen. Diese regulierte Form ist der einzige 

TABELLE 7: 

DURCHSCHNITTLICHE STROMPREISE, STAND: JUNI 2009 

Privathaushalte Industrie Handel und Dienstleistung 

Preis (€ / MWh) 106.09 85.57 103.77 

Quelle: Aneel Energy Prices

Weg für Händler, hohe Stromkontingente mit langfristigen 

Verträgen zu erhalten. In den Auktionen sind zwei 

Arten, Strom zu verkaufen, vorgesehen: einmal auf dem 

Spotmarkt (Lieferung über ein Jahr) oder durch Terminverträge 

(Lieferung über drei oder fünf Jahre). Der 

frühere Großhandelsmarkt für Strom wurde durch die 

Handelskammer für Stromvermarktung (CCEE) ersetzt. 

Aneel und CCEE sind für die Durchführung der Auktionen 

verantwortlich. Dieses neue 2004 eingeführte Modell 

grenzt die Handelsaktivitäten auf dem freien Markt ein, 

so dass 2008 nur noch 30% des verfügbaren Stroms auf 

dem freien Markt gehandelt wurde. 

Darüber hinaus wurde mit dem CMSE ein Überwachungsgremium 

für den Stromsektor geschaffen, das für 

eine die kontinuierliche und zuverlässige Elektrizitätsversorgung 

im gesamten brasilianischen Gebiet sorgt. 


Ende 2003 startete die Regierung ein nationales Programm 

mit dem Namen »Luz para Todos» 14 (Licht für 

Alle) mit dem erklärten Ziel, bis 2008 zehn Millionen 

Menschen bzw. zwei Millionen Haushalte, vorrangig in 

ländlichen Gebieten, mit Elektrizität zu versorgen. Da dieses 

Ziel noch nicht erreicht wurde, wurde das Programm 

bis 2010 verlängert. Die zwei Millionen Anschlüsse sollen 

nun im Juni 2009 erreicht werden 15 und es wird erwartet, 

dass bis Ende 2010 fünf Millionen weitere Haushalte an 

das Stromnetz angeschlossen werden können. 

Laut ECLAC waren 2007 97,9% der brasilianischen 

Haushalte an das Stromnetz angeschlossen 16 . In den ländlichen 

Gegenden lag der Wert dagegen etwas niedriger mit 

nur 89,1% angeschlossenen Haushalten. 

In den Regionen, in denen der Netzausbau technisch 

schwierig bis unmöglich ist, finden Solar Home Systeme 

Verwendung, um eine Grundstromversorgung bieten zu 

können. Die wichtigsten Programme zur Installation dieser 

Systeme wurden in den Bundesstaaten Bahia und Minas 

Gerais durchgeführt. Einige Pilotprojekte für netzunabhängige 

Stromversorgung wurden in der Amazonasregion 

durchgeführt, welche zu einer breiteren Anwendung dieser 

Lösungen in den nächsten Jahren führen könnten. 

14 Weitere Informationen unter: http://luzparatodos.mme.gov.br/luzparatodos/ 

asp/default.asp?id=1 

15 Siehe Veröffentlichung: http://luzparatodos.mme.gov.br/luzparatodos/downloads/Informativo_19_CDR.pdf 

16 ECLAC, 2008 

2.3 Marktakteure 


Ministrium für Bergbau und Energie (MME) 

Das MME ist für die Formulierung und Umsetzung der 

Politik im Energiesektor verantwortlich, wie sie in den 

Richtlinien der CNPE festgelegt wurde. Das MME spielt 

eine zentrale Rolle in der Entwicklung des Energiesektors, 

indem es Angebot und Nachfrage im Rahmen eines geregelten 

Strommarktes (nach dem von EPE vorgeschlagenen 

Modell) koordiniert. Des Weiteren ist MME dafür 

verantwortlich, dass auch im Falle eines Ungleichgewichts 

von Angebot und Nachfrage die Energieversorgung gewährleistet 

ist. 

Nationaler Rat für Energiepolitik (CNPE) 

Der CNPE (Conselho Nacional de Politica Energética) 

ist ein Gremium, das den Präsidenten in allen energiepolitischen 

Fragen berät. Der Rat besteht aus Mitgliedern 

verschiedener Ministerien, wobei das Energieministerium 

den Präsidenten stellt, einem Vertreter der Bundesländer 

und einem des Bundesdistrikts (ein vom Energieministerium 

bestimmter Staatssekretär), einem brasilianischen 

Zivilexperten in Energiefragen und einem Vertreter der 

brasilianischen Universitäten, der auch ein Experte in 

Energiefragen sein muss (wobei die letzten beiden Vertreter 

ebenfalls durch das Energieministerium bestimmt 

werden). Die Geschäftsführer von Petrobrás, Eletrobrás 

und der Brasilianischen Entwicklungsbank (BNDES) 

dürfen ebenfalls an den Treffen teilnehmen, besitzen jedoch 

kein Stimmrecht. 

Der CNPE ist für die durchgeführte Energiepolitik sowie 

die Leitlinien für eine effiziente Nutzung der Energieressourcen 

zuständig, um die Energieversorgung auch in entlegenen 

Regionen Brasiliens sicherzustellen und die Energiematrix 

in vier Regionen zu überwachen. Des Weiteren 

gehört das Festlegen von Leitlinien für Spezialprogramme 

für den Gebrauch von Erdgas, Kohle, Nuklearenergie, 

Biokraftstoffen, Solarenergie, Windkraft und anderen 

alternativen Energiequellen zu den Aufgaben des CNPE.

Brasilianische Stromregulierungsbehörde 

(Aneel) 

Aneel vermittelt, reguliert und kontrolliert den Betrieb 

des Stromsystems. Weitere Aufgaben der Aneel sind die 

Erarbeitung von Vorschlägen zur Erteilung von Konzessionen 

für die Stromerzeugung und -verteilung, zur Festlegung 

von Tarifen für Endkunden und zur Erteilung von 

Netzzugangsgenehmigungen. 

Verbundnetzbetreiber (ONS) 

Das ONS ist für die Gewährleistung eines gleichberechtigten 

Zugangs für alle Marktteilnehmer zu dem nationalen 

Energienetz (Sistema Interligado Nacional – SIN) zuständig 

und kontrolliert darüber hinaus die Erzeugungs-, 

Übertragungs- und Verteilungssysteme. Die Stromversorgungsunternehmen, 

Verteiler, Händler, Großverbraucher 

und Vertreter anderer Konsumentengruppen halten Anteile 

an ONS, welches ein privatwirtschaftliches Unternehmen 

ist. 

Gesellschaft für Energieforschung (EPE) 

Die EPE führt Studien und Forschungen durch, um das 

MME in ihrer politischen Arbeit zu unterstützen. Der 

Schwerpunkt der EPE besteht in der Entwicklung von 

Strategien für den Energiesektor und Prognosen zum brasilianischen 

Energiemix, in der Forschung zur effizienten 

Nutzung aller verfügbaren Energieressourcen und der Erstellung 

von Studien, die den Ausbau von Energieanlagen 

und Verteilernetzen kurz-, mittel- und langfristig unterstützen. 

Die EPE kann außerdem Vorschläge zum Bau 

neuer Kraftwerke, die sich an der zukünftigen Nachfrage 

orientieren, ausarbeiten. Ein Großteil der öffentlichen Informationen 

über den brasilianischen Energiemarkt wird 

durch die EPE veröffentlicht. 

Handelskammer für Stromvermarktung 

(CCEE) 

Im Jahr 2004 setzte das Gesetz 10484 ein neues Modell 

für den Energiesektor durch und genehmigte die 

Gründung der Handelskammer für Stromvermarktung 

(CCEE), wie in Dekret 5 177 vom 12. August 2004 festgelegt. 

Die CCEE ist eine gemeinnützige, private und 


nicht-staatliche Vereinigung, der Vertreter aus den Bereichen 

Erzeugung, Verteilung und Vermarktung angehören. 

Der Zweck der CCEE besteht in Durchführung von 

Großhandelstransaktionen und der Vermarktung von 

Strom im Rahmen des Nationalen Verbundsystems, sowohl 

für den regulierten Markt und den freien Markt 

als auch den Spot-Markt. Darüber hinaus ist die CCEE 

federführend bei der finanziellen Abwicklung der Spot- 

Markt-Transaktionen. Diese Aufgaben beinhalten die 

Energieabrechnung und den finanziellen Abwicklungsprozess. 

Die Vermarktungsregeln und Verfahren, welche 

die von der CCEE durchgeführten Tätigkeiten regeln, 

werden durch Aneel festgelegt und genehmigt. 

Überwachungsgremium des Energiesektors 

(CMSE) 

Der CMSE wurde als Teil des MME als Reaktion auf frühere 

Stromkrisen geschaffen und hat das vorrangige Ziel, 

Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt kurzfristig 

(d. h. die nächsten 5 Jahre) durch den gezielten und ökonomisch 

sinnvollen Ausbau des Erzeugungs-, Übertragungs- 

und Versorgugnsnetzes sicherzustellen. Sind Defizite 

absehbar, kann das CMSE beispielsweise entscheiden, 

bestimmte Preisanreize einzuführen um so zusätzliche Erzeugungskapazitäten 

auf den Markt zu bringen. 

Nationale Behörde für Öl, Erdgas und 

Biokraftstoffe (ANP) 

Das ANP untersteht dem MME und ist die Aufsichtsbehörde 

für die Branchen Öl, Erdgas und Biokraftstoffe. 

Des Weiteren ist es verantwortlich für die Umsetzung der 

nationalen Energiepolitik für die genannten Brennstoffe 

und kontrolliert und reguliert die Aktivitäten dieser Industrie. 

Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – 

ELETROBRÁS 

Eletrobrás ist die nationale Holdinggesellschaft der nationalen 

Stromunternehmen und ist u. a. für die Vermarktung 

der produzierten Strommenge des Itaipú-Kraftwerks 

sowie die Vermarktung der erneuerbaren Energien, die 

im Rahmen des PROINFA-Programms erzeugt werden,

verantwortlich. Die Erzeugungsleistung von Eletrobrás, 

einschließlich den brasilianischen 50% Stromanteil 

am Itaipú-Wasserkraftwerk, beläuft sich auf annähernd 

40 000 MW. Dies entspricht einem Anteil am nationalen 

Markt von 39%. Die Übertragungsleitungen, die zu Eletrobrás 

gehören, besitzen eine Gesamtlänge von ungefähr 

59.856 km. 

Folgende Unternehmen sind Teil der Eletrobrás: Itaipú 

(Süden; Erzeugung), Eletronorte (Norden; Erzeugung 

und Übertragung), CHESF (Nordosten; Erzeugung und 

Übertragung), Furnas (alle Regionen außer Nordosten; 

Erzeugung und Übertragung), Eletronuclear (Südosten; 

Kernkraftwerke), CGTEE (Süden; Erzeugung), Eletrosul 

(Süden und Mittlerer Westen; Übertragung und Verteilung), 

CERON (Norden; Erzeugung, Übertragung und 

Verteilung), Eletroacre (Norden; Verteilung), Manaus 

Energia (Norden; Erzeugung), CEAL (Nordosten; Verteilung) 

and Boa Vista Energia (Norden; Verteilung). 

Brasilianische Windenergievereinigung 

(ABEEólica) 

ABEEólica ist ein gemeinnütziger Verein, in dem Unternehmen 

aus dem Windkraftsektor zusammengeschlossen 

sind. Sein Ziel ist es, die Produktion von Strom aus Windkraft 

als zusätzlichen Beitrag zum nationalen Energiemix 

zu fördern und zur Stärkung und Wettbewerbsfähigkeit 

des Windenergiesektors, vor allem durch ein langfristiges 

Programm der Regierung, beizutragen. Es haben sich insgesamt 

47 Unternehmen der Vereinigung angeschlossen. 

Brasilianische Vereinigung der Stromerzeuger 

(Abrage) 

Abrage ist ein Zusammenschluss der großen Stromerzeugungsunternehmen, 

von denen die meisten Wasserkrafterzeuger 

sind. Die Gesamtproduktion aller Mitglieder 

entspricht 70% des innerhalb von SIN produzierten 

Stroms einschließlich der 50% von Itaipú. 

Brasilianische Vereinigung der großen Netzwerk- 

betreiber (Abrate) 

Abrate besteht aus acht Mitgliedern, die zusammen 

87 024 km Übertragungsleitungen besitzen, was nahezu 


50% des gesamten brasilianischen Übertragungsnetzes 

entspricht. 80% der Übertragungsleitungen mit einer 

Spannung von mindestens 230 kV sind im Besitz von Abrate 

Mitgliedern. Folgende Unternehmen sind Mitglieder 

bei Abrate: CEMIG (6%), CTEEP (10%), CHESF 

(20%), COPEL (2%), ELETRONORTE (8%), Furnas 

Centrais Elétricas (19%), CEEE GT (6%) und ELETRO- 

SUL (19%) 17 . 

Brasilianische Vereinigung der Stromversorger 

(Abradee) 

Abradee ist ein Zusammenschluss von 48 sowohl staatlichen 

als auch privaten Vertriebsgesellschaften, die zusammen 

99% des nationalen Markts bedienen. 

Brasilianische Vereinigung der Stromgroßverbraucher 

und freien Konsumenten (Abrace) 

Abrace ist eine Vereinigung industrieller Großabnehmer 

und freier Konsumenten, die zusammen 45% der Elektrizität 

und 40% der thermischen Energie im brasilianischen 

Industriesektor verbrauchen. 

Brasilianisches Windenergiezentrum (CBEE) 

Das brasilianische Windenergiezentrum (CBEE) wurde 

im März 1996 mit Unterstützung des Ministeriums für 

Wissenschaft und Technologie, des Ministeriums für 

Umwelt, Wasserressourcen und die Region Legal Amazon, 

des Sekretariats für Wissenschaft, Technologie und 

Umwelt von Pernambuco und der Bank of Northeast of 

Brazil ins Leben gerufen. Es wird von den Mitarbeitern 

der Windenergiegruppe der Bundesuniversität von Pernambuco, 

einer anerkannten Forschungsgruppe im Bereich 

der Windenergie, geleitet. 

Das Zentrum besitzt an der Küste in der Nähe der Stadt 

Olinda ein eigenes Testgebiet für Windturbinen. Darüber 

hinaus entwickelt das CBEE Projekte in folgenden 

Bereichen: Bestimmung des Windenergiepotentials (mit 

computergestützen Windschreibern); Entwicklung von 

Windenergiesystemen, Entwicklung von Hybridsystemen 

(Wind, Solar, Diesel); Entwerfen von Windparks, 

Simulation von Stromerzeugungen und ökonomische 

Analysen. 

17 Die Prozentsätze entsprechen dem Anteil an den Übertragungsleitungen 

≥ 230kV innerhalb des nationalen Stromnetzes.

2.4 

 

Die Gesellschaft für Energieforschung (EPE) hat eine 

Reihe von Studien veröffentlicht, die dem Ministerium 

für Bergbau und Energie die Entwicklung und Umsetzung 

einer nationalen Energiestrategie nahelegen. Eine 

der Studien ist der Zehnjahresplan zum Energieausbau 

(Plano Decenal de Expansão de Energia), der jährlich 

aktualisiert wird. Die letzte Version befasst sich mit dem 

Zeitraum von 2008 bis 2017. 

Der Plan berücksichtigt neben sozio-ökonomischen auch 

ökologische Faktoren und ermittelt aus den gewonnenen 

Daten den zukünftig benötigten Strombedarf sowie den 

notwendigen Ausbau der Erzeugungs-, Übertragungs- 

und Verteilungskapazitäten. Neben einer breit angelegten 

Analyse zum brasilianischen Energiemarkt bietet der Plan 

auch detaillierte Angaben zur prognostizierten Entwicklung 

jeder einzelnen Energieressource. Ein weiteres für die 

nationale Energieentwicklungsstrategie wichtiges Papier 

ist der Nationale Energieplan 2030 (PNE 2030), welcher 

genau abbildet, wie sich die Nutzung der verschiedenen 

Energiequellen bis 2030 voraussichtlich entwickeln wird. 

Er besagt, dass sich der Marktanteil der Wasserkraft (Verringerung 

um 2%) 18 und der anderen Energieressourcen 

bis 2030 nur geringfügig verändern wird. Allerdings liefert 

der Nationale Energieplan den Entscheidungsträgern 

wenige Argumente, einen Strukturwandel in der brasilianischen 

Energieerzeugung durchzuführen. 

2.5 

 

Strategien und Ziele für erneuerbare Energien 

Derzeit gibt es keine verbindlichen Rahmenbedingungen 

für erneuerbare Energien. Das Programm zur Förderung 

alternativer Stromquellen (PROINFA, siehe nächstes 

Unterkapitel) war das letzte seiner Art. Derzeit existieren 

lediglich einige besondere Richtlinien für bestimmte Rohstoffe. 

18 Quelle: Kissel, 2009 


PROINFA wird mit Abschluss der dort beschriebenen 

Projekte auslaufen. Im Bereich Windenergie entschied 

sich die Regierung auf gezielte Windenergieauktionen, 

welche erstmals für November 2009 geplant sind. Es 

ist noch nicht entschieden worden, wie viel MW versteigert 

werden sollen, jedoch sind bislang über 13 GW 

projektiert. 

Regelungen und Fördermechanismen für 


Das Ziel des PROINFA Programmes 19 ist es, den Aufbau 

und Anschluss von weiteren 3 300 MW Leistung an 

das nationale Netz zu erreichen. Dabei sollen ein Drittel 

durch Windenergie, ein weiteres Drittel durch kleine 

Wasserkraftwerke und das letzte Drittel durch Biomassekraftwerke 

gedeckt werden. Der produzierte Strom wird 

ab Betriebsbeginn über eine Vertragslaufzeit von 20 Jahren 

durch das staatliche Unternehmen Eletrobrás aufgekauft. 

Das PROINFA-Programm wurde im Jahr 2002 durch 

das Gesetz 10438/02 eingeführt, als Frist für das Erreichen 

der Ziele war das Jahr 2006 festgesetzt. Als jedoch 

deutlich wurde, dass die von öffentlicher Hand und dem 

privatem Sektor vorgestellten Projekte nicht die erwarteten 

Werte erreichen würden, wurde die Frist bis zum 30. 

Dezember 2010 verlängert. 

Gemäß Gesetz 10438/2002 und 10762/2003 (welches 

das Gesetz 10438 teilweise veränderte) beabsichtigt die 

Regierung, für die von Eletrobrás aus dem PROINFA- 

Programm aufgekauften Strommengen Bezugspreise festzulegen. 

Diese Preise werden von der MME für jede Technologie 

und jede Energiequelle separat bestimmt. Für 

Windenergie beträgt der Referenzpreis ca. 105 €/MW. 

Aneel-Beschluss 77 vom 18. August 2004 ordnet eine Verringerung 

der Netzgebühren für Anlagen für erneuerbare 

Energien (Solarkraft, Wind, Biomasse oder Kraft-Wärme- 

Kopplung) mit Leistungen bis zu 30 MW um mindestens 

50% an. Dies wird bis heute als wichtigster Anreiz für die 

Produktion erneuerbarer Energien angesehen. 

19 Weitere Informationen unter: http://www.mme.gov.br/programas/PROINFA

Luz para Todos 

Ein wichtiger Baustein der Energiepolitik Brasiliens ist 

das Projekt »Luz para Todos«. Sein Hauptziel ist es, bis 

2010 rund 10 Millionen Menschen in ländlichen Gegenden 

Menschen mit Strom zu versorgen. Das Projekt wird 

zum Teil durch ein Kooperationsprojekt zwischen Electrobrás 

und der GTZ gefördert, das die Nutzung erneuerbarer 

Energien einschließlich der Windenergie über die 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete in den nördlichen und 

nordöstlichen Regionen bewirbt und unterstützt. 

Besonders in Regionen, in denen die Anbindung an SIN 

aufgrund geographischer Besonderheiten problematisch 

erscheint (z. B. in Regenwaldgebieten und im Bereich 

von Nebenflüssen des Amazonas, wo nur schwer Leitungen 

verlegt werden können), setzt »Luz para Todos» 

Anreize zur Entwicklung neuer Kraftwerke auf Basis erneuerbarer 

Resourcen: Wasser (kleine Wasserkraftwerke 

und hydrokinetische Systeme), Biokraftstoffe, Solar- und 

Windenergie. 

Subventionen von bis zu 85% der direkten Projektkosten 

können beantragt werden. Ein »Handbuch für Spezialprojekte» 

wurde entwickelt und stellt die Bedingungen 

für diese Projekttypen dar. 20 

Nationales Programm für die Herstellung und 

Nutzung von Biodiesel (PNPB) 

Seit 2005 hat Brasilien damit angefangen, einen Biodieselmarkt 

mithilfe des PNPB zu entwickeln. Seit Juli 

2009 müssen landesweit verkauftem Diesel mindestens 

4% Biodiesel beigemischt sein, bis 2013 soll der Anteil 

TABELLE 8: 

EINGETRAGENE CDM WINDPROJEKTE 

Projekt Standort Größe (MW) 

Projekt 0843 : Petrobrás Windkraftprojekt 

für Ölpumpen 

Projekt 0575 : Água Doce Projekt zur Erzeugung 

von Windkraft 

Projekt 0603 : Osório Wind 

Windkraftwerkprojekt 

Projekt 0486 : Horizonte 

Projekt zur Erzeugung von Windkraft 

Quelle: UNFCCC 2009 

20 Das Handbuch ist auf der Website vom MME unter dem Namen »Manual de 

Projetos Especiais« zu finden: http://www.mme.gov.br/mme/galerias/arquivos/legislacao/portaria/Portaria_n_060-2009.pdf 


auf 5% erhöht werden. Biodieselhersteller erhalten unterschiedliche 

Steueranreize und verschiedene Finanzierungsmöglichkeiten, 

besonders wenn sie über den »Sozialen 

Stempel» verfügen. Um diesen zu erhalten, müssen 

die Hersteller sicherstellen, dass ein Minimalanteil der 

Rohstoffe von landwirtschaftlichen Familienbetrieben 

stammt. Dieser Anteil schwankt je nach Region; im Norden 

sind es 50%, während es im Süden und Südosten 

nur 30% und im Norden und Mittleren Westen sogar 

nur 10% sind. Dies führte zwischen 2006 und 2007 zu 

einem enormen Wachstumsschub für die brasilianische 

Biokraftstoffindustrie. Die Biodieselproduktion stieg von 

69 002 m³ auf 402 154 m³, während die Ethanolproduktion 

im gleichen Zeitraum um 27% auf eine Produktion 

von 388,7 bbl/Tag im Jahr 2007 anstieg. 


Brasilien ratifizierte die Klimarahmenkonvention der Vereinten 

Nationen (UNFCCC) im Februar 1994 und das 

Kyoto Protokoll im August 2002. Ein erster nationaler 

Bericht zum Klimawandel wurde erstim November 2004, 

einige Jahre später als geplant, eingereicht. Seit Juli 1999 

ist eine interministerielle Kommission (Comissão Interministerial 

de Mudança Global do Clima) durch das Ministerium 

für Wissenschaft und Technologie eingerichtet 

worden. Diese beschäftigt sich mit der Bekämpfung des 

Klimawandels und damit auch mit CDM-Projekten. 

Diese Kommission erhielt außerdem den Status einer 

»Designated National Authority« (DNA) von Brasilien. 

Nach der UNFCCC-Website gibt es in Brasilien aktuell 

jährliche 

Einsparung 

(tCO2) 

Jahr der 

Registrierung 

Macau, Brazil 1.8 1 277 2007 

Santa Catarina 9.0 13 704 2006 

R. Grde Sul 150 148 325 2006 

Santa Catarina 4.8 6 227 2006

ein Portfolio von 190 CDM-Projekten. Davon wurden 21 

abgelehnt, zwei zurückgezogen, drei beantragen die Zulassung, 

vier werden überprüft und 160 sind erfolgreich 

registriert worden. Brasilien kann 44% der zertifizierten 

Emissionsreduktion in Lateinamerika, die durch CDM- 

Projekte erzielt wird, verzeichnen. 

Die folgende Tabelle stellt die derzeit registrierten Windenergieprojekte 

vor. Sechs der Projekte werden zurzeit 

noch überprüft, für ein weiteres Projekt ist die Überprüfung 

abgeschlossen. 

Aktivitäten internationaler Geber 

GTZ 

Die Zusammenarbeit der Deutschen Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ) mit Brasilien beschränkt 

sich hauptsächlich auf zwei Gebiete der Entwicklungspolitik: 

Tropischer Regenwald sowie erneuerbare 

Energien und Energieeffizienz. Das TA-Programm »Erneuerbare 

Energien und Energieeffizienz« unterstützt 

die Umsetzung der brasilianischen Politik. Schwerpunkte 

des Programms (in Zusammenarbeit mit Eletrobrás und 

EPE) sind Maßnahmen zur Kompetenzförderung von 

staatlichen Institutionen, professionelle Trainingskurse 

für technische Experten, Strategieentwicklung auf Bundesebene 

und die Unterstützung von Pilotprojekten. Das 

Programm ist Teil eines Deutsch-Brasilianischen Energieabkommens, 

welches im Mai 2008 von Bundeskanzlerin 

Angela Merkel und Präsident da Silva unterschrieben 

wurde. 

Kf W 

Die deutsche Entwicklungsbank Kf W führt gerade im 

Namen der deutschen Regierung ein Erneuerungsprojekt 

für kleine Wasserkraftwerke durch und unterstützt in Zusammenarbeit 

mit der brasilianischen Entwicklungsbank 

BNDES den Aufbau von Windparks, die eine Gesamtleistung 

von 80 MW und ein Gesamtvolumen von 200 

Mio. US $ aufweisen. 


2.6 

Windenergiepotenziale 

Brasiliens Windpotential wird auf 143 GW geschätzt 21 . 

Im Rahmen des PROINFA-Programms sind bis heute 1,4 

GW in Auftrag gegeben worden, bis zum August 2009 

konnten allerdings erst 414 MW Leistung ans Netz angeschlossen 

werden. 22 Das Brasilianische Windenergiezentrum 

veröffentlichte 2001 einen Windatlas für Brasilien, 

welcher für die Windenergiestudien der PNE 2030 verwendet 

wurde (http://www.cresesb.cepel.br). Der Atlas 

liefert Informationen zu den Windenergiebedingungen 

in einer Höhe von 50 m und deckt alle Gebiete mit Windgeschwindigkeiten 

über 7 m/s ab. Diese Werte sind jedoch 

eher theoretischer Natur. Im Nordosten wird in der 

PNE 2030 Studie beispielsweise ein Potential von 75 GW 

angenommen, während andere glaubwürdige Studien von 

einem Potential von nur 12 GW ausgehen. 


PROINFA ist das derzeit wichtigste Förderprogramm 

für Windenergie (plus Biomasse und kleine Wasserkraftwerke). 

Die Regierung hat jedoch beschlossen, zukünftig 

durch die Förderung von Windenergieauktionen einen 

anderen Weg zu gehen. Sie hat angekündigt, ein bis zwei 

Windenergieauktionen pro Jahr durchzuführen. 

Die erste Auktion für Windenergie findet im Rahmen des 

regulierten Marktes im November 2009 statt. Nach Angaben 

der Brasilianischen Windenergievereinigung waren 

bis Juli 2009 441 Projekte mit einer Gesamtkapazität von 

13 341 MW registriert, die an den Auktionen teilnehmen 

wollten. Betrachtet man im Vergleich die zurzeit installierte 

Leistung von nur 359 MW, ist dies ein außerordentlich 

hoher Wert. Diese Projekte befinden sich im Süden, 

Südosten und Nordosten, den Regionen mit dem größten 

Windpotential im Land. Die in der Auktion verkaufte 

Energiemenge muss ab Juli 2012 über einen Zeitraum von 

bis zu 20 Jahren bereitgestellt werden. 

Ein beträchtliches Hindernis für die Entwicklung des 

Windenergiemarktes mit den Vergünstigungen des 

PROINFA-Programms besteht darin, dass 60% der für 

die Produktionsanlagen verwendeten Teile im Land her- 

21 Quelle: Brasilianisches Windenergiezentrum (CBEE). Bedingungen: 50m 

Höhe und eine durchschnittliche Windgeschwindigkeit von mindestens 7 m/s 

22 Aneel, BIG

gestellt werden müssen. Dies war als ein Anreiz für die 

heimische Industrie gedacht, wird jedoch nun von vielen 

Projektentwicklern als Hemmnis betrachtet. Diese Frage 

wird derzeit diskutiert und es wird erwartet, dass bei der 

Auktion im November 2009 die Entwickler die Möglichkeit 

erhalten, Windenergieanlagen mit einer Nennleistung 

von mehr als 1 500 kW zu importieren. Für kleinere 

Anlagen wird die Einfuhrbeschränkung jedoch bestehen 

bleiben (bislang lag der Grenzwert bei 2 000 kW, was bedeutet, 

dass die importierten Industrieprodukte mit 14% 

besteuert werden. 

In dieser Hinsicht ist auch das Programm »Luz para Todos« 

(Einzelheiten dazu in Kapitel 1.5) zu erwähnen, bei 

dem Subventionen von bis zu 85% der direkten Projektkosten 

beantragt werden können. 

Kraftwerke einschließlich Windenergieanlagen fallen unter 

die Kategorie von Unternehmen, die sich einer Umweltverträglichkeitsprüfung 

unterziehen müssen. Gesetz 

Nr. 6938/1981 bestimmt die Nationale Umweltpolitik 

(AMPP) und legt Standards und Kriterien bezüglich des 

Umfangs der zulässigen Emissionen. 

Bezüglich der Netzanbindung muss der Konzessionsinhaber 

oder der Verbundnetzbetreiber ONS eine Möglichkeit 

zum Anschluss an das Verteilungs- oder Leitungsnetzwerk 

an einer passenden Stelle für den Windpark 

anbieten. Der Windparkbetreiber muss die Kosten für 

Kabel vom Windpark zum Netzanschlusspunkt bezahlen. 

In this respect, also the programme »Luz para Todos« 

(see chapter 1.5 for details) needs to be mentioned, providing 

subsidies of up to 85 % of direct project cost. 

Power plants, including wind energy plants, are included 

in the category of enterprises that have to undergo an environmental 

licensing process. Law No. 6938 / 1981, which 

provides the National Policy on Environment (AMPP), 

establishes standards and sets criteria for the licensing of 

actual or potentially polluting activities. 

With regard to grid connection, the concessionaire or the 

ONS has to offer an entry point to the distribution or 

transmission network at a convenient knot for the wind 

park; the wind park owner has to pay for the cable from 

the park to the entry point (shallow connection costs). 


Aktuelle Nutzung von Windenergie und 


Die Regionen im Süden und Nordosten Brasiliens besitzen 

im Land das größte Windpotential, weshalb die 

Mehrzahl der bereits umgesetzten Projekte dort angesiedelt 

ist. Anhang I zeigt in einer Liste alle Windparks in 

Brasilien, die eine Gesamtleistung von 414 MW aufweisen. 

Fast 250 MW sind in 25 Windparks im Nordosten 

installiert. 7 Windparks mit insgesamt 167 MW sind im 

Süden gelegen und eine 1 MW Anlage befindet sich im 

Südosten des Landes. 

Laut Aneel befanden sich zum Zeitpunkt des Verfassens dieses 

Berichts 13 neue Windkraftwerke im Bau. Eine Übersicht 

dazu gibt Tabelle 11 im Anhang. Zwölf von ihnen 

liegen im Nordosten Brasiliens (davon acht im Staat Ceará 

und vier in Pernambuco) und eines im Bundesstaat Rio de 

Janeiro. Sie erreichen zusammen eine Gesamtleistung von 

442 MW. Weiteren 45 Windkraftwerken (mit einer Gesamtleistung 

von 2 300 MW) wurde bereits eine Genehmigung 

erteilt, sie befinden sich jedoch noch nicht im Bau 23 . 

Tabelle 9 zeigt die Unternehmen, welche bestehende 

Windfarmen besitzen, mit dem jeweiligen Anteil an der 

installierten Gesamtleistung: 

TABELLE 9: WINDKRAFTWERKSBETREIBER UND DEREN 

ANTEIL AN DER INSTALLIERTEN GESAMTLEISTUNG 

(STAND: AUGUST 2009, 414 MW) 

Betreiber Anteil 

Enerfin Enervento / Wobben Wind Power Enercon 36.2 % 

Pacific Hydro 13.3 % 

Enerbrasil / Iberdrola 11.9 % 

SIIF 11.7 % 

Tractebel Energia / GDF Suez 10.5 % 

Wobben Wind Power Enercon 4.3 % 

Servtec 4.0 % 

EDP / CENAEEL 3.3 % 

Martifer 3.3 % 

COPEL 0.6 % 

Petrobrás 0.4 % 

CEMIG 0.2 % 

Centro Brasileiro de Energia Eólica - FADE / UFPE 0.1 % 

Foum El Oued 2011 

Quelle: Aneel, BIG. 

23 Quelle: Aneel, BIG.


Die Windenergieindustrie im Land ist relativ etabliert. 

Das Unternehmen »Wobben Wind Power« (eine Tochtergesellschaft 

der Enercon GmbH – einem der Weltmarktführer 

in der Windenergietechnologie) produziert 

und installiert qualitativ hochwertige Windkraftanlagen 

und übernimmt auch die Wartung. Daher sind viele Experten 

der Meinung, dass es keine Notwendigkeit für den 

Import von Bauteilen gibt. Jedoch würden Importe den 

Wettbewerb auf den Märkten erhöhen. 

Auf der anderen Seite sind Fachkräfte und technische 

Experten weiterhin Mangelware auf dem brasilianischen 

Markt und es ist abzusehen, dass der Bedarf an weiteren 

Experten, die Wartungsarbeiten durchführen können, ansteigt; 

insbesondere, wenn der Aufbau der letzten PRO- 

INFA-Anlagen abgeschlossen ist. An dieser Stelle setzt 

das GTZ Energieprogramm für Brasilien an, das ein Weiter- 

und Ausbildungsprogramm beinhaltet, in welchem 

das Wissen über das Bedienen und Warten der Anlagen 

gefördert werden soll. 

Die Brasilianische Entwicklungsbank (BNDES) bietet 

spezielle Finanzierungsprogramme für die Errichtung von 

Windparks an. Diese wurden u. a. auch schon bei den in 

Osório-RS liegenden Windparks beansprucht. Außer den 

bekannten internationalen Finanzorganisationen gibt es 

neben dem BNDES keine weiteren in Frage kommenden 

Alternativen zur Finanzierung solcher Projekte. 

BRASILIEN | 

44

2.7 

Ministerium für Bergbau und Energie (MME) 

Esplanada dos Ministérios Bloco »U« 

CEP 70065-900 Brasília – DF 

Tel.: +55 61 3319-5555 

Internet: www.mme.gov.br 

Brasilianische Stromregulierungsbehörde (Aneel) 

SGAN 603 módulo J 

CEP 70830-030 Brasília DF 

Tel.: +55 61 2192 8600 

Internet: www.aneel.gov.br 

Verbundnetzbetreiber (ONS) 

Rua da Quitanda 196 – Centro 

CEP 20091-005 – Rio de Janeiro – RJ 

Tel.: +55 21 2203-9400 

Internet: www.ons.org.br 

Eletrobrás 

Avenida Presidente Vargas, 409 / 13º 

CEP 20071-003 - Rio de Janeiro, RJ 

Tel.: +55 21 2514-5151 

Internet: www.eletrobras.com 

Gesellschaft für Energieforschung (EPE) 

Av. Rio Branco, 1 – 11º andar, Centro 

CEP 20.090-003 Rio de Janeiro – RJ 

Tel.: +55 21 3512-3100 

www.epe.gov.br 

Brasilianische Vereinigung der Stromerzeuger (Abrage) 

Rua Alvarenga Peixoto, 1408 - Room 906 

CEP 30180 121 Belo Horizonte – MG 

Tel.: +55 31 3292-4805 

Internet: www.abrage.com.br 

BRASILIEN | 

45 

Brasilianische Vereinigung der großen Netzbetreiber 

(Abrate) 

Address: Rua Deputado Antonio Edu Vieira, 999 

CEP: 88040-901 Florianópolis / SC – Brasil 

Tel.: +55 48 3231-7215 

Internet: www.abrate.org.br 

Brasilianische Vereinigung der Stromversorger 

(Abradee) 

Rua da Assembléia Nº 10 - Grupo 3201 - Ed. 

Cândido Mendes 

CEP: 20011-901- Rio de Janeiro – RJ 

Tel.: + 55 21 2531-2053 

E-Mail: abradee@abradee.org.br 

Internet: www.abradee.org.br 

Brasilianische Vereinigung der Stromgroßverbraucher 

und freien Konsumenten (Abrace) 

Rua Gomes de Carvalho, 1510 – cj. 41 – 4º andar 

CEP 04547-005 – São Paulo – SP 

Internet: www.abrace.org.br 

Tel.: +55 11 2139-7550 

Banco do Brasil 

Tel.: +55 800 729 0722 

Internet: www.bb.com.br 

Handelskammer für Stromvermarktung (CCEE) 

Alameda Santos, 745 / 9º 

CEP 01419-001 São Paulo – SP 

Tel.: +55 800 10 00 08 

E-Mail: atendimento@ccee.org.br 

Internet: www.ccee.org.br 

Nationale Behörde für Öl, Erdgas und Biokraftstoffe 

(ANP) 

Av. Rio Branco, 65 / 12° to 22 ° 

CEP: 20.090-004 Rio de Janeiro / RJ 

Tel.: +55 21 2112-8100 

Internet: www.anp.gov.br

Kompetenzzentrum für Solar- und Windenergie 

(CRESESB) 

Av. Horácio Macedo, 354 – Cidade Universitária 

CEP 21941-911 Rio de Janeiro – RJ 

Tel.: +55 21 2598-6174 

E-Mail: crese@cepel.br 

Internet: www.cresesb.cepel.br 

Brasilianische Entwicklungsbank (BNDES) 

Tel.: +55 21 2172-8888 

E-Mail: faleconosco@bndes.gov.br 

Internet: http://inter.bndes.gov.br/english/ 

Banco do Nordeste 

clienteconsulta@bnb.gov.br 

Av. Paranjana, 

5700 – Passaré – Bloco E1 (Superior) 

CEP 60740-000 Fortaleza – Ceará 

Tel.: +55 800 728 3030 

Internet: www.bnb.gov.br 

Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ) 

Brasilia Office 

Country Director : Mr Ulrich Krammenschneider 

Edificio Brasilia Trade Center / SCN Quadra 01 Bloco 

C / Sala 1501 / Zona Central / Caixa Postal 01991 

70259-970 Brasilia / DF, Brazil 

Tel.: +55 (61) 21012170 

Fax: +55 (61) 21012166 

E-Mail: gtz-brasilien@gtz.de 

Kf W Office Brasília 

Director: André Ahlert 

SCN Quadra 01-Bloco C-No. 85 

Edifício Trade Center / Sala 1706 

CEP 70711-902 Brasília DF - Brazil 

Tel.: +55 (61) 33 28 00 49 

Fax: +55 (61) 33 28 07 49 

E-Mail: kfwbrasil@uol.com.br 

2.8 Informationsquellen 

BRASILIEN | 

46 

Aneel, BIG (Generation Information Data Base) 

(http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/capacidadebrasil/ 

capacidadebrasil.asp), Gesichtet: im August 2009 

Aneel, Energy Prices, (http://www.aneel.gov.br/area. 

cfm?idArea=550), Gesichtet: im August 2009 

Bundesbank, Euro reference exchange rate 

(http://www.bundesbank.de/statistik/statistik_zeitreihen.php?lang=de&open=devisen&func=row&tr 

=WJ5636), Gesichtet: im August 2009 

Central Bank of Brazil (Banco Central do Brasil), 

A Economia Brasileira (The Brazilian Economy), 

2009,(http://www.bcb.gov.br/pec/boletim/banual2008/rel2008cap1p.pdf 

), Gesichtet: im August 

2009 

Brazilian Wind Energy Center (CBEE) (http://www. 

eolica.org.br/index_ing.html), Gesichtet: im August 

2009 

CIA World Fact Book, Brazil (https: // www.cia.gov/ 

library/publications/the-world-factbook/geos/br.html), 

Gesichtet: im August 2009 

CGIAR – Consortium for Spatial Information 

(CGIAR-CSI) (http://srtm.csi.cgiar.org/SELEC- 

TION/inputCoord.asp), Gesichtet: im Oktober 2009 

CRESESB, Wind Potential (www.cresesb.cepel.br), 


ECLAC, Statistical Yearbook for Latin America and 

Caribbean, (http://www.eclac.cl/cgi-bin/getProd. 

asp?xml=/publicaciones/xml/7/35327/P35327. 

xml&xsl=/deype/tpl/p9f.xsl&base=/tpl/top-bottom. 

xsl), Gesichtet: im August 2009

IBGE a, Summary of the Statistical Data Available 

(http://ibge.gov.br/brasil_em_sintese/default.htm), 


IBGE b, Monthly Employment Research 

(http://www.ibge.gov.br/home/estatistica/indicadores/ 

trabalhoerendimento/pme_nova/defaultestudos.shtm) , 


IMF (International Monetary Fund), World Economic 

Outlook Database, October 2008 (http://www.imf. 

org/external/pubs/ft/weo/2008/02/weodata/weoselgr. 

aspx), Gesichtet: im August 2009 

Kissel, J.M. et al., Cornerstones of a renewable energy 

law for emerging markets in South America, Energy 

Policy 37, 2009 

MME, Energy Review 2008 – Preliminary (Resenha 

Energética 2008 - Preliminar) (http://www.mme.gov. 

br/mme/menu/todas_publicacoes.html), Gesichtet: im 

August 2009 

BRASILIEN | 

47 

MME, BEN 2008 (National Energy Balance 2008) 

(http://www.mme.gov.br/mme/menu/todas_publicacoes.html), 


MME, BEN 2009 (National Energy Balance 2009) – 

PRELIMINARY (http://www.mme.gov.br/mme/menu/ 

todas_publicacoes.html), Gesichtet: im August 2009 

MME, PNE 2030 (National Energy Plan 2030) 

(http://www.mme.gov.br/mme/menu/todas_publicacoes.html), 


ONS, SIN Maps (http://www.ons.org.br/conheca_sistema/mapas_sin.aspx#), 


UNFCCC, CDM projects (http://cdm.unfccc.int/ 

Projects/projsearch.html), Gesichtet: im August 2009

2.9 Anhang 

TABELLLE 1: WINDKRAFTANLAGEN IN BETRIEB (STAND AUGUST 2009) 

Betreiber 

Centro Brasileiro de Energia 

Eólica - FADE / UFPE 

CEMIG 

COPEL 

EDP / CENAEEL 

Enerbrasil / Iberdrola 

Enerfin Enervento / Wobben 

Wind Power Enercon 

Pacific Hydro 

Namer der 

Anlage 

Eólica de Fernando 

de Noronha 

Betreiber-gesellschaft 

Centro Brasileiro 

de 

Energia Eólica - 

FADE / UFPE 

Leistung 

(kW) 

% der 

Gesamt- 

leistung 

225 0.1 % 


Ort Region 

Fernando de 

Noronha - PE 

Nordosten 

Eólica Olinda 225 0.1 % Olinda - PE Nordosten 

Eólica-Elétrica 

Experimental 

do Morro do 

Camelinho 

Eólio - Elétrica de 

Palmas 

Parque Eólico do 

Horizonte 

CEMIG Geração 

e Transmissão 

S / A 

Centrais Eólicas 

do Paraná Ltda. 

Central Nacional 

de Energia 

Eólica Ltda 

1 000 0.2 % Gouveia - wMG Südosten 

2 500 0.6 % Palmas - PR Süden 

4 800 1.2 % Água Doce - SC Süden 

Eólica Água Doce 9 000 2.2 % Água Doce - SC Süden 

RN 15 - 

Rio do Fogo 

Parque Eólico de 

Osório 

Parque Eólico 

Sangradouro 

Parque Eólico dos 

Índios 

Millennium 

Presidente 

Energias 

Renováveis do 

Brasil S.A. 

Ventos do Sul 

Energia S / A 

SPE Millennium 

Central Geradora 

Eólica S/A 

49 300 11.9 % Rio do Fogo - RN Nordosten 

50 000 12.1 % Osório - RS Süden 



10 200 2,5% Mataraca – PB Nordosten 


Camurim 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Albatroz 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Coelhos I 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Coelhos III Vales dos Ventos 

Geradora Eólica 


Atlântica 

S.A 


Caravela 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Coelhos II 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Coelhos IV 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten 

Mataraca 4 500 1,1% Mataraca – PB Nordosten

Betreiber 

Namer der 

Anlage 

Petrobrás Macau 

Martifer 

Eólica Canoa 

Quebrada 

Servtec Taíba Albatroz 

SIIF 

Tractebel Energia/GDF 

Suez 

Wobben Wind Power 

Enerco 

Betreibergesellschaft 

Petróleo 

Brasileiro 

S/A 

Rosa dos 

Ventos Geração 

e Com- 

Leistung 

(kW) 

% der 

Gesamt- 

leistung 


Ort Region 

1 800 0,4% Macau – RN Nordosten 

10 500 2,5% Aracati – CE Nordosten 

ercialização 

Lagoa do Mato de Energia 

S.A. 

3 230 0,8% Aracati – CE Nordosten 

Eólica Paracuru 

Foz do Rio Choró 

Parque Eólico 

de Beberibe 

Pedra do Sal 

Eólica de Bom 

Jardim 

Bons Ventos 

Geradora de 

Energia S.A. 

Eólica Paracuru 

Geração 

e Comercialização 

de 

Energia S.A. 

SIIF Cinco 

Geração 

e Comercialização 

de 

Energia S.A. 

Eólica Beberibe 

S.A. 

Eólica Pedra 

do Sal S.A. 

Parque 

Eólico de 

Santa Catarina 

Ltda 

16 500 4,0% 

São Gonçalo do 

Amarante – CE 

Nordosten 

23 400 5.6 % Paracuru - CE Nordosten 

25 200 6.1 % Beberibe - CE Nordosten 

25 600 6,2% Beberibe – CE Nordosten 

18 000 4,3% Parnaíba – PI Nordosten 

600 0,1% 

Eólica de 

Prainha Wobben 

Wind Power 

Eólica de Taíba Industria e 

Comércio 

Ltda 

5 000 1,2% 

Bom Jardim da 

Serra – SC 

Süden 

10 000 2,4% Aquiraz – CE Nordosten 

São Gonçalo do 

Amarante – CE 

Nordosten 

Mucuripe 2 400 0,6% Fortaleza – CE Nordosten 

Gesamt 

Quelle: eigene Berechnung mit Daten von Aneel, BIG 

414 480 100,0%

TABELLE 2: 

WINDPARKS IM BAU 


Fabrikname Betreibergesellschaft Leistung (MW) 

Praia do Morgado Central Eólica Praia do Morgado S/A 28,80 

Volta do Rio Central Eólica Volta do Rio S/A 42,00 

Praia Formosa Eólica Formosa Geração e Comercialização de Energia S.A. 104,40 

Eólica Icaraizinho Eólica Icaraizinho Geração e Comercialização de Energia S.A. 54,00 

Eólica Praias de Parajuru Central Eólica Praia de Parajuru S/A 28,80 

Gargaú SeaWest do Brasil Projetos e Participações Ltda 28,05 

Parque Eólico Enacel Bons Ventos Geradora de Energia S.A. 31,50 

Canoa Quebrada Bons Ventos Geradora de Energia S.A. 57,00 

Bons Ventos Bons Ventos Geradora de Energia S.A. 50,00 

Xavante Eólica Gravatá – Geradora de Energia S.A. 4,25 

Mandacaru Eólica Gravatá – Geradora de Energia S.A. 4,25 

Santa Maria Eólica Gravatá – Geradora de Energia S.A. 4,25 

Gravatá Fruitrade Eólica Gravatá – Geradora de Energia S.A. 4,25 

Gesamt 441,55 

Quelle: Aneel, BIG

KARIBIK 


Landesunabhängig: 

ACS Association of Caribbean States 

BSP Bruttosozialprodukt 

CARICOM Caribbean Community 

CREDP Caribbean Renewable Energy 

Development Programme 

ESA Electricity Supply Act 

GSEII Global Sustainable Energy Islands 

Initiative 

GWh Gigawattstunden 

MW Megawatt 

OAS Organisation of American States 

OECS Organisation of 

Eastern Caribbean States 


UNDP United Nations Development Program 

[Entwicklungsprogramm der Vereinten 

Nationen] 

UNEP/GEF Globale Umweltfazilität, verwaltet 

vom Umweltprogramm der Vereinten 

Nationen 

USAID U.S. Agency for International 

Development [US-Agentur für Inter- 

nationale Entwicklung] 

WTO World Trade Organization 

[Welthandelsorganisation] 

Barbados 

BL&P Barbados Light & Power Company Ltd. 

DNA Designated National Authority 

FTC Fair Trading Commission 

L&PH Light & Power Holdings Ltd. 

Dominica 

DOMLEC Dominica Electricity Services Ltd. 

IRC Independent Regulatory Commission 

Grenada 

GRENLEC Grenada Electricity Services Ltd. 

St. Lucia 

BIT Banana Industry Trust‘s 

LUCELEC Saint Lucia Electricity Services Limited 

| 51 

St. Vincent und Grenadines 

SVG St. Vincent and Grenadines 

VINLEC St. Vincent Electricity 

Services Limited 

Dominikanische Republik 

CDE Dominican Electricity Company 

CDEE Dominican Corporation of State- 

Owned Power Companies 

CNE Comisión Nacional de Energía 

EDEESTE Eastern Power Distribution Company 

EDENORTE Northern 

Power Distribution Company 

EDESUR Southern 

Power Distribution Company 

EGEHaina Electricity Generating Company 

Haina S. A. 

EGEHID Empresa de Generación 

Hidro-eléctrica Dominicana 

ETED Empresa de Transmisión Eléctrica 

Dominicana 

HIC Haina Investment Company Ltd. 

IIBI Instituto de Innovación en Biotecno- 

logía e Industira 

INDRHI Instituto Nacional de Recursos 

Hidráulicos 

ITBIS Taxes on transfers of industrial goods 

NRECA National Rural Electric Cooperative 

Association 

NREL U.S. National Renewable Energy 

Laboratory 

OC Coordination group for 

the wholesale market 

PROFER Proyecto de Fomento de Energías 

Renovables 

REGAE Renewable Energy Growth 

Assistance Entity 

REGAE Renewable Energy Growth 

Assistance Entity 

SIE Superintendencia de Electricidad 

SINE Dominican electricity system 

TCW Trust Company of the West

KARIBIK 


ABBILDUNG 1: 

ALLGEMEINER ÜBERBLICK ÜBER DIE REGION. 


Die Karibik ist eine Region in Mittelamerika, die das 

Karibische Meer, seine Inseln und die umliegenden Küsten 

umfasst. Die Inseln umfassen dreizehn unabhängige 

Länder und mehrere Überseedepartements, Besitztümer 

und Kolonien. Die größten Inseln sind Kuba, Jamaika, La 

Española, bestehend aus Haiti und der Dominikanischen 

Republik, und Puerto Rico. Die anderen unabhängigen 

Inseln sind Antigua und Barbuda, die Bahamas, Barbados, 

Dominica, Grenada, St. Kitts und Nevis, St. Vincent 

TABELLE 1: 

GRUNDINFORMATIONEN 

| 52 

und die Grenadinen, St. Lucia und Trinidad und Tobago. 

Die für diese Studie ausgewählten Länder sind: Barbados, 

Dominica, Dominikanische Republik, Grenada, 

St. Lucia, St. Vincent und die Grenadinen (SVG). 

Das Klima der Region ist tropisch, Regenfälle variieren jedoch 

nach Höhe, Größe und Wasserströmungen. Warme, 

feuchte Nordostpassatwinde wehen stetig von Osten her, 

die Region verfügt daher über ein gutes Potenzial für 

Windkraft. 

Land Barbados Dominica 

Dominikanische 

Republik 

Grenada St. Lucia SVG 

Fläche (km²) 431 754 48 442 344 616 389 

Sprache Englisch, 

Bajan 

Hindi/Bhojpur 

Währung 1€ = 2.81 

(BBD) Barbados 

Dollar 

Quelle: CARICOM, www.caricom.org 

Englisch, 

Patois 

1€ = 3.80 

(XCD) Ost- 

karibische 

Dollar 

Spanisch Englisch, 

Patois 

1€ = 51,29 (DOP) 

Dominikanische 

Peso 

1€ = 3.80 

(XCD) Ost- 

karibischen 

Dollar 

Englisch, 

Patois 

1€ = 3.80 

(XCD) Ost- 

karibischen 

Dollar 

Englisch, 

Patois 

1€ = 3.80 

(XCD) Ost- 

karibischen 

Dollar

Dominica, Grenada, St. Lucia und St. Vincent sind Mitglieder 

in der Organisation Ostkaribischer Staaten (Organization 

of Eastern Caribbean States) und haben eine 

gemeinsame Währung. Alle ausgewählten Länder sind 

Mitglieder der Welthandelsorganisation (WTO) und des 

Verbandes Karibischer Staaten (Association of Caribbean 

States (ACS) und bis auf die Dominikanische Republik 

auch Mitglieder der Karibischen Gemeinschaft (Caribbean 

Community (CARICOM). Tabelle 2 zeigt BIP und 

Einwohnerzahl der jeweiligen Länder. 

TABELLE 2: 

BIP UND EINWOHNERZAHL DER AUSGEWÄHLTEN LÄNDER 

BIP, Tages- 

kurse (Mrd. €) 

BIP pro Kopf, 

Tageskurse (€) 

Barbados 

Dominica 


Grenada 

St. Lucia 

St. Vincent und 

die Grenadinen 

Barbados 

Dominica 


Grenada 

St. Lucia 



Einwohnerzahl Barbados 

Dominica 


Grenada 

St. Lucia 



Quelle: IMF 59 ,kursive Werte sind Schätzungen 

Da alle Länder der Karibik in hohem Maße von importierten 

Energieträgern abhängig sind, spielen erneuerbare 

Energien eine wichtige Rolle bei der Planung einer 

diversifizierteren Versorgungsstruktur und verminderter 

Abhängigkeit. Das Caribbean Renewable Energy Development 

Programme (CREDP), das alle Länder der 

CARICOM unterstützt, hat den Zweck, die Barrieren 

für die Nutzung erneuerbarer Energieressourcen zu beseitigen 

und dadurch ihre Entwicklung und Kommerzialisierung 

zu fördern. Das Programm wurde auf Initaitive 

der Energieminister der CARICOM ins Leben gerufen, 

1 Quelle: IWF (Internationaler Währungsfonds), World Economic Outlook 

Database, October 2008, (http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2008/02/ 

weodata/weoselgr.aspx ) Abgerufen im August 2009 

KARIBIK | 53 

um das Marktumfeld für erneuerbare Energien in der 

gesamten Region zu verändern. Finanziert wird es von 

UNEP/GEF (mit ca. 3,8 Mio. €), der GTZ (mit ca. 1,7 

Mio. €) und UNDP TRAC (ca. 68 000 €) und erhält 

Unterstützung in Form von Sachleistungen von regionalen 

Regierungen und Institutionen der OAS. CREDP 

bietet Unterstützung bei der Entwicklung von Politiken 

und Richtlinien, der Bereitstellung von Informationen 

und Maßnahmen zum Capacity Building, sowie technische 

Hilfe bei der Projektvorbereitung. Es verfolgt das 

Ziel »Hindernisse, einer stärkeren Nutzung erneuerbarer 

2000 2002 2004 2006 2008 

1.74 

0.18 

16.32 

0.29 

0.48 

0.23 

6 460 

2 551 

2 055 

2 909 

3 084 

2 143 

269 000 

72 000 

7 939 000 

100 000 

156 000 

106 000 

1.68 

0.17 

15.16 

0.30 

0.48 

0.25 

6 217 

2 417 

1 856 

2 903 

3 012 

2 335 

271 000 

72 000 

8 170 000 

102 000 

159 000 

106 000 

1.92 

0.19 

14.66 

0.32 

0.54 

0.28 

7 049 

2 705 

1 744 

3 035 

3 353 

2 642 

272 000 

72 000 

8 407 000 

105 000 

162 000 

107 000 

Energien abzubauen und somit unabhängiger von fossilen 

Brennstoffen zu werden und zu einer Verminderung der 

Treibhaus gasemmissionen beizutragen.» 2 

3.2 Länderübersichten 

Barbados 

Barbados liegt östlich des Karibischen Meeres und ist ein 

unabhängiger kontinentaler Inselstaat im westlichen Atlantik. 

Seine nächstgelegenen Inselnachbarn sind St. Vin- 

http://www.ca rg/jsp/projects/credp-bankers.pdf 

2.17 

0.22 

23.99 

0.38 

0.63 

0.34 

7 918 

3 008 

2 773 

3 619 

3 803 

3 192 

274 000 

72 000 

8 651 000 

106 000 

167 000 

107 000 

2.57 

0.25 

31.06 

0.45 

0.70 

0.41 

9 315 

3 457 

3 489 

4 203 

4 123 

3 794 

276 000 

72 000 

8 902 000 

106 000 

170 000 

107 000

cent und die Grenadinen und St. Lucia im Westen. Im 

Süden liegen Trinidad und Tobago. Barbados hat eine Gesamtfläche 

von etwa 430 Quadratkilometern (166 Quadratmeilen), 

die hauptsächlich aus Flachland mit einigen 

höheren Regionen im Landesinneren besteht. 

Das Land hat Potenzial zur Gewinnung von Energie aus 

Wind, Sonne und Biomasse. Die neuen Richtlinien zur 

nationalen Energiepolitik sehen vor, dass etwa 20 bis 40 

MW installierter Leistung durch Windenergie, zwischen 

5 und 10 MW durch Abfälle (durch Verwertung von Deponiegas), 

1 bis 5 MW durch Photovoltaik und 30 MW 

durch Blockheizkraftwerke erzeugt werden. Außerdem 

wird eine 30-MW-Vergasungsanlage in Erwägung gezogen. 

Weitere 10 bis 20 MW sollen durch andere Technologien 

generiert werden. 

Dominica 

Der unabhängige Staat Dominica liegt zwischen den französischen 

Inseln Guadeloupe und Martinique in der östlichen 

Karibik. Es handelt sich hierbei um die größte und 

gebirgigste der Windward Islands. Dominica ist vulkanischen 

Ursprungs und hat Berge, Regenwälder mit mehr 

als 365 Flüssen, Wasserfälle, kochende Seen und Korallenriffe. 

Auf Dominica befindet sich der zweitgrößte kochende 

See der Welt. 

Dominica hat ein riesiges ungenutztes Potenzial an fast 

allen erneuerbaren Energieressourcen: Windkraft, Solarenergie, 

Wasserkraft, Geothermie und Deponiegas. 

Geothermische Energie ist die vielversprechendste der 

erneuerbaren Energieressourcen der Insel, vor allem in der 

Region Wotten Waven, die ein Potenzial von 120 MW 

zur Stromerzeugung hat. 

2008 wurde die erste Windturbine auf Dominica installiert, 

diese soll 596 GWh pro Jahr erzeugen. 

Grenada 

Grenada liegt nördlich von Trinidad und Tobago und 

Venezuela und südlich von St. Vincent und den Grenadinen. 

Es besteht aus den Inseln Grenada, Carriacou und 

Petit Martinique, die zur Inselgruppe der Grenadinen gehören. 

Grenada wird auch »The Spice Isle» (Gewürzinsel) 

genannt, weil es ein führender Hersteller und Expor- 

KARIBIK | 54 

teur verschiedener Gewürze, vor allem Muskatnuss, ist. 

Die Grenada Electricity Services Ltd (GRENLEC) erweitert 

derzeit ihre Aktivitäten zur Bemessung der Geothermieressourcen 

und zukünftigen Windkraftprojekte. Das 

Unternehmen plant, demnächst eine 80 kW Windturbine 

in Betrieb zu nehmen. 

GrenSolar besaß Ende 2008 21 installierte Photovoltaiksysteme 

von weniger als 10 kW. Diese Systeme sind an das 

GRENLEC-Netz angeschlossen. 

St. Lucia 

Die vulkanische Insel St. Lucia ist gebirgiger als die meisten 

anderen karibischen Inseln. Ihr höchster Punkt, der 

Mount Gimie, liegt 950 Meter über dem Meeresspiegel. 

St. Lucia ist auch eine der wenigen Inseln der Welt, die einen 

»Drive-in-Vulkan» besitzt. Zum vulkanischen Komplex 

gehört ein geothermales Feld mit Schwefelfumarolen 

und heißen Quellen. 

Die wichtigsten erneuerbaren Energieressourcen auf der 

Insel sind Windkraft, Solarenergie und Geothermie. St. 

Lucia Electricity Services Ltd. plant den Bau eines Windparks 

mit 12 MW Leistung und hat 2008 eine Initiative 

für kleine netzgekoppelte Photovoltaik-Anlagen gestartet. 

Das Unternehmen verhandelt außerdem momentan 

mit der Regierung über die Durchführung von Studien 

zu geothermalen Energiequellen. 

St. Vincent und die Grenadinen 

St. Vincent und die Grenadinen (SVG) liegen zwischen 

St. Lucia und Grenada und gehören zu den Windward 

Islands der Kleinen Antillen. Zu St. Vincent und den Grenadinen 

gehören die Hauptinsel St. Vincent und sieben 

kleinere bewohnte Inseln, sowie ca. 30 unbewohnte Inseln 

und Riffe, die sich südlich von St. Vincent bis Grenada 

erstrecken. 

SVG steht zur Entwicklung von Projekten mit erneuerbaren 

Energien ein großes Potenzial an Ressourcen zur Verfügung: 

Biomasse, Wind, Geothermie, Wasserkraft und 

Solarenergie. Wasserkraft hat auf den Inseln eine lange 

Tradition, dennoch gibt es nach wie vor ein ungenutztes 

Potenzial von geschätzten 5 bis 10 MW.

St. Vincent Electricity Services Ltd. (VINLEC) entwickelt 

derzeit einen Windpark mit 7,2 MW Leistung auf 

dem südlichen Teil der Insel. Das Potenzial für Geothermie 

wird auf ca. 100 MW geschätzt. 

In Hotels und größeren Wohnanlagen wird Solarenergie 

bereits zum Erwärmen von Brauchwasser verwendet. 

Dennoch könnte die Nutzung solcher Anlagen weiter 

ausgebaut werden. 


Die Dominikanische Republik ist ein Land auf der Insel 

Hispaniola, die Teil der Inselgruppe der Großen Antillen 

in der Karibik ist. Das westliche Drittel der Insel nimmt 

Haiti ein. Die Dominikanische Republik ist das zweitgrößte 

Land der Karibik (nach Kuba). Das Land hat vier 

wichtige Bergketten. Die nördlichste ist die Cordillera 

Septentrional (nördlicher Gebirgszug), die sich von der 

nord-westlichen Küstenstadt Monte Cristi in der Nähe 

der haitischen Grenze bis zur Halbinsel Samaná im Osten 

parallel zur Atlantikküste erstreckt. Die höchste Gebirgskette 

in der Dominikanischen Republik ist die Cordillera 

Central (zentraler Gebirgszug). Sie erstreckt sich nach Süden 

und endet nahe der Stadt Azua an der karibischen 

Küste. 

KARIBIK | 

55 

Biomasse wird in Zuckerfabriken bereits zur Wärme- und 

Stromerzeugung eingesetzt. Außerdem hat das Land die 

Möglichkeit, aus Bananenstauden und aus den Schalen 

und Blättern von Reispflanzen Biogas herzustellen. Darüber 

hinaus könnte Biogas auch in der Viehwirtschaft 

sowie aus kommunalen Abfällen gewonnen werden. 

Generell sind die höchsten Windstärken auf Hügeln, 

Bergkämmen und in den Küstenregionen zu verzeichnen, 

die den vorherrschenden Winden aus dem Osten optimal 

ausgesetzt sind. Die Regionen ganz im Südwesten und 

Nordwesten haben Schätzungen zufolge die meisten Gebiete 

mit gutem Windpotential. 

Die Dominikanische Republik hat eine Sonneneinstrahlung 

von ca. 5 kWh pro m² und Tag, welche allerdings 

noch weitgehend ungenutzt ist. Bisher nutzen nur Hotels 

Solarenergie zur Brauchwassererwärmung. Die Stromerzeugung 

aus Solarenergie befindet sich ebenfalls noch in 

einem frühen Entwicklungsstadium. Bis Februar 2009 

waren Aufträge für fünf Photovoltaikprojekte, mit einer 

geplanten Gesamtkapazität von 300 MW bewilligt.

1. BARBADOS / KARIBIK 

3.1.1 Energiemarkt 


Die Hauptenergiequelle in Barbados sind fossile Brennstoffe. 

Andere Ressourcen, die in geringerem Ausmaß genutzt 

werden, sind Solarenergie und in sehr begrenztem 

Maße Bagasse. Ca. 30 000 Haushalte verwenden Solarenenergieanlagen 

zur Wärmegewinnung. 

Barbados gewinnt Erdöl und Erdgas aus Onshore-Bohrungen 

in und um das Woodbourne- Ölfeld in St. Philip. 

Der Gesamtertrag dieser Ölquellen lag 2007 bei etwa 

16 000 m³ Erdöl und etwa 8 500 m³ Erdgas. 

Da der Energiebedarf 2008 viel höher als die inländische 

Produktion war, gab Barbados über 250 Millionen € für 

den Import von Energie aus. 2007 waren es noch 150 

Mio. € und 2006 lediglich knapp 130 Mio. €. Dies schuf 

zusätzliche Haushaltsprobleme, da bei der Preisentwicklung 

für 2008 Ölpreise von mehr als 100 € pro Barrel zu 

Buche schlugen 3 . 

TABELLE 3: 

STROMERZEUGUNG VON 2004 BIS 2008, WERTE IN GWH. 

3 Quelle: http://www.barbadosadvocate.com/newsitem. 

asp?more=business&NewsID=5536 

| 56 

Installierte Leistung und Stromerzeugung 

Die installierte Gesamtleistung zur Stromerzeugung belief 

sich 2008 auf 239,1 MW mit Spitzenbelastungen 

von bis zu 164 MW. Erzeugt wurde der Strom durch 

Diesel- (113,1 MW), Kohle-Dampfturbinen- (40 MW) 

und Gasturbinenkraftwerke (86 MW), die sich in Spring 

Garden, Garrison und Seawell befinden. Der Großteil 

des Stroms wird aus heimischem Öl produziert 4 . Die 

folgende Tabelle zeigt die Entwicklung der Stromerzeugung 

zwischen 2004 und 2008 und die Auswirkung der 

unterschiedlichen Energieträger und Erzeugungsarten 

auf den Preis. 

Industrie und Gewerbe verbrauchen in Barbados über 

50% des Stroms. Zusammen stellen sie 19 798 Kunden, 

während es 99 000 Privatkunden gibt. Tabelle 4 zeigt die 

Entwicklung und den Verbrauch beider Sektoren. 

Aufgrund höherer Preise nahm der Verbrauch zwischen 

2007 und 2008 nur um 0,34% zu. Die Zunahme war viel 

geringer als in den vergleichbaren Zeiträumen zwischen 

2004 und 2007. Während dieses gesamten Zeitraums 

stieg der Verbrauch um ca. 14%. 

Bruttoerzeugung 2004 2005 2006 2007 2008 

Dampf 256.9 239.1 210 261.9 204.7 

Diesel 369.3 568.3 706.5 663.4 658.6 

Gasturbinen 302.6 185.4 103.9 123.9 190.4 

Gesamt 928.8 992.8 1 020.40 1 049.20 1 053.70 

Nettoerzeugung 896.4 953.4 976.4 1 002.90 1 010.50 

Quelle: L&PH 

TABELLE 4: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN, WERTE IN GWH. 

Verbrauch 2004 2005 2006 2007 2008 

Privathaushalte 275.7 293.7 294.8 300 301 

Gewerblich 555.6 591 608.6 640.8 643 

Gesamt 831.3 884.7 903.4 940.8 944 

Quelle: L&PH 

4 Quelle: L&PH


Die momentan geltenden Bestimmungen sehen keine 

Energieerzeugung durch unabhängige Unternehmen vor. 

Der Energieversorger Barbados Light & Power Company 

Ltd. ist Monopolist bei Erzeugung, Übertragung und Verteilung 

von Elektrizität. 

Strompreise 

Die Strompreise werden entsprechend den Bestimmungen 

des Utilities Regulation Acts festgesetzt. Der Strompreis 

für Haushalte 5 besteht aus einem monatlichen 

Grundpreis von 1,07 € und den folgenden Tarifgruppen 

(bei einem maximalen monatlichen Verbrauch von 2 000 

kWh) 

Die gesetzlich vorgeschriebenen 15% Mehrwertsteuer 

sind nicht mit inbegriffen. Außerdem wird eine zusätzliche 

Preisanpassungsklausel für Kraftstoffe 6 von 8,33 € in 

Rechnung gestellt. 

TABELLE 5: STROMPREISE IN BARBADOS 

Monatlicher Verbrauch Grundpreis (Euro/kWh) 

Erste 100 kWh 0.0626 

Nächste 900 kWh 0.0698 

Über 1000 kWh 0.0769 

Verwendeter Wechselkurs: 1€ = 2.81 BBD 

Quelle: BL&P 2009 

Großkunden sind von einer festen Grundgebühr befreit 

und zahlen 1 € pro kW sowie eine verbrauchsabhängigen 

Tarif von 69,80 €/MWh. Kleine gewerbliche Nutzer (bis 

zu einem maximalen Verbrauch von 5 kW und/oder einem 

monatlichen Verbrauch von 1 000 kWh) haben eine 

ähnliche Tarifstruktur, sie zahlen eine feste Grundgebühr 

von 1,78 € und einen an den Verbrauch gekoppelten Preis 

von 0,0804 €/kWh. Große Verbraucher zahlen keine 

Grundgebühr, aber zahlen einen Energiepreis von 1 €/ 

kW sowie einen an den Verbrauch gekoppelten Preis von 

69,80 €/MWh. 

5 Quelle: http://www.blpc.com.bb/cus_dtar.cfm 

6 Die Kraftstoffanpassungsklausel wird monatlich aktualisiert. Die hier verwendeten 

Werte sind vom 5. September 2009. 

1. BARBADOS / KARIBIK | 57 


Die solare Brauchwassererwärmung ist die einzige Nutzung 

erneuerbarer Energien, die in Barbados weit verbreitet 

ist. Etwa 30 000 Haushalte auf der Insel haben Solaranlagen 

zur Warmwasserbereitung. 

Die Barbados Light & Power Company Ltd. trifft Vorkehrungen 

für den Anschluss kleiner kundeneigener 

Photovoltaiksysteme an das Netz. Diese Anlagen, die in 

der Regel kleiner als 5 Kilowatt sind, sind so konstruiert, 

dass sie direkt an das Elektrizitätssystem eines Kunden 

angeschlossen werden können. Der überschüssig erzeugte 

Strom kann an das Netz verkauft werden. Das Unternehmen 

geht davon aus, dass die erforderlichen technischen 

und rechtlichen Rahmenbedingungen bis Ende 2009 vorhanden 

sind. 

BL&P plant den Bau eines Windparks mit 10 MW Leistung 

in Lamberts, St. Lucy.

3.1.2. Marktakteure 

Ministry of Energy and Public Utilities (Ministerium 

für Energie und Öffentliche Einrichtungen) 

Das Ministerium für Energie und öffentliche Einrichtungen 

ist für Entscheidungen im Bereich Energie und 

Naturressourcen, öffentliche Einrichtungen, die National 

Petroleum Corporation und die Barbados National Oil 

Company zuständig. 

Barbados Light & Power Company Ltd. 

Die Barbados Light & Power Company Ltd (BL&P) 

versorgt Kunden in Barbados seit 1911 mit Strom. Der 

Energieversorger hat bis 2028 eine Generallizenz für die 

Erzeugung, Übertragung und Verteilung von Strom in 

Barbados. BL&P gehört der Light & Power Holdings. 

63% der Anteile werden von rund 2 800 Investoren aus 

Barbados gehalten, die restlichen 37% der Anteile gehören 

der Canadian International Power Co. Ltd., deren 

Muttergesellschaft die Leucadia National Corporation 

aus den USA ist. 2008 generierte BL&P 1 054 GWh 

Strom, 0,4% mehr als im Vorjahr. 

Fair Trading Commission (FTC) 

Die FTC ist seit 2001 für die Regulierung der verschiedenen 

Energieversorgungsunternehmen in Barbados 

verantwortlich. Ihre Aufgabe ist es sicherzustellen, dass 

regulierte Energieversorger wie BL&P sich an die Bestimmungen 

des Utilities Regulation Act und anderen 

Gesetzen zum Verbraucherschutz und fairem Wettbewerb 

halten. Vor kurzem hat die FTC eine Reihe von Servicestandards, 

die den Betrieb von BL&P betreffen, veröffentlicht; 

darunter einen Standard für die Qualität von 

Elektrizität. 

3.1.3 Politische Rahmenbedingungen 

im Energiesektor 

Im Dezember 2006 veröffentlichte das Ministerium für 

Energie einen Entwurf für eine Nationale Energiepolitik 

(Energiestrategie), den das Parlament im Januar 2008 ver- 

1. BARBADOS / KARIBIK | 

58 

abschiedete. Das Dokument stellt mehrere Aktionspläne 

mit politischen Initiativen, z. B. zur Verringerung der 

Abhängigkeit von importierten Kraftstoffen und zur Diversifizierung 

des Energiesektors, vor, darunter auch ein 

Aktionsplan zur Förderung erneuerbarer Energien. 

Der Energiesektor unterliegt dem Electric Light and Power 

Act (1899) und wird durch den Fair Trading Commission 

Act, Kap. 2000-31, sowie den Utilities Regulation 

Act, Kap. 2000-2030, reguliert. Das Gesetz erlaubt zwar 

die Erzeugung von Strom zum Eigengebrauch, verbietet 

aber den Verkauf oder die Einspeisung ins Netz. Das Gesetz 

legt die Bestimmungen, Tarife und Servicestandards 

fest, nimmt Anpassungen vor, und überwacht die Beachtung 

des Gesetzes durch die Nutzer. 

3.1.4 Rahmenbedingungen für 


Erneuerbare Energien werden in der nationalen Energiepolitik 

berücksichtigt. Die Regierung hat Ziele und politische 

Initiativen festgelegt. Die beiden wichtigsten Ziele 

sind das Erreichen eines 10%igen Anteils der erneuerbaren 

Energien am Verbrauch von Primärenergie bis 2012 

und eines Anteils von 20% bis 2026. Etwa 20 bis 40 MW 

Erzeugungskapazität sollen aus Windenergie, zwischen 5 

und 10 MW aus der Verwertung von Abfällen (Nutzung 

von Deponiegas), 1 bis 5 MW aus Photovoltaik und 30 

MW aus Heizkraftwerken kommen. Darüber hinaus ist 

der Bau einer 30-MW-Vergasungsanlage geplant. 10 bis 

20 MW sollen mit Hilfe anderer Technologien erzeugt 

werden. Das wichtigste Motiv für den Ausbau erneuerbarer 

Energien ist die Verringerung der Abhängigkeit von 

importierten Kraftstoffen. 

Momentan wird über eine Änderung des Gesetzes für 

Energieversorgungsunternehmen, die eine vergütete Einspeisung 

von Strom an das Netz zuließe, nachgedacht. Der 

Plan nennt aber keine Frist dafür. Der Ausschuss für Versorgungsbetriebe 

der Fair Trading Commission wird den 

Preis für den Wiederverkauf im Oktober 2009 festsetzen.

Die Kunden werden dann in der Lage sein, überschüssig 

produzierten Strom aus erneuerbaren Energieressourcen 

an den Stromversorger (BL&P) zu verkaufen. 

Darüber hinaus hat die Inter-American Development 

Bank 1 Mio. US $ für die Entwicklung von Rahmenbedingungen 

für den Bereich nachhaltige Energie für 

Barbados (Sustainable Energy Framework for Barbados 

– (SEFB) bewilligt, welche die Förderung erneuerbarer 

Energien und die Minimierung der Abhängigkeit 

von fossilen Brennstoffen zum Ziel haben. Dies erlaubt 

es der Regierung, Strategien zu den Themenkomplexen 

Energieeffizienz und erneuerbare Energien zu testen, alternative 

Ansätze wie Bio- und Solarenergie auszuarbeiten 

und rechtliche und finanzielle Anreize zur Förderung 

der nachhaltigen Energieversorgung zu entwickeln. 

Clean Development Mechanism (CDM) 

Barbados hat im August 2000 das Kyoto-Protokoll unterzeichnet 

und eine nationale Aufsichtsbehörde eingerichtet. 

Bisher wurden noch keine CDM-Energieprojekte 

angemeldet. 

1. BARBADOS / KARIBIK | 

59 

3.1.5 Marktpotenzial für Windenergie 

BL&P hat ein Projekt, das Windenergie in den Energiemix 

einführen soll, vorgestellt und wartet momentan 

auf eine Entscheidung 7 über den Antrag zum Bau eines 

Windparks mit 10 MW Leistung in Lamberts, St. Lucy 

(wo zu Beginn der 80-er Jahre eine Windturbine zu 

Versuchszwecken installiert wurde) durch das Town & 

Country Development Planning Office. Das Projekt wird 

mit der Hilfe des Caribbean Renewable Energy Development 

Programme (CREDP) der Deutschen Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit (GTZ) entwickelt. Tatsächlich 

könnte der administrative Aufwand bei dem 

Town & Country Development Planning Office (in diesem 

Fall wurden die Beurteilungen zu den Auswirkungen 

auf die Umwelt Anfang 2007 geliefert) ein Hindernis für 

Investoren sein, da Projekte sich stark verzögern oder ganz 

gestoppt werden könnten. 

7 BL&P muss noch eine weitere Sitzung mit Anwohnern abhalten, bevor über die 

Zukunft des Windparks in Lamberts, St. Lucy entschieden wird. http://www. 

barbadosadvocate.com/newsitem.asp?more=local&NewsID=5547

3.1.6 Adressen und Kontaktdaten 

The Barbados Light & Power Co. Ltd (BL&P) 

The Garrison/ St. Michael 

Barbados, W.I. 

Tel.: +1 (246) 430 43 00/436 18 00 

Fax: +1 (246) 429 60 00 

Internet: www.blpc.com.bb 

Designated National Authority (DNA) 

Ministry of Family, Youth, Sports and Environment 

1st Floor, S.P. Musson Building 

Hincks Street 

Bridgetown 

St. Michael 

Minister of Family, Youth, Sports and Environment 

Dr. The Hon. Esther Byer-Suckoo 

Email: minister_environment@gob.bb/doctor_esther@ 

hotmail.com 

Tel.: (1-246)467-5710 

Fax: (1-246)437-8859 

Fair Trading Commission 

Good Hope, Green Hill 

St. Michael 246-4240300 

Barbados 

Tel.: (1-246) 4240260 

Fax: (1- 246) 4240300 

Internet: www.ftc.gov.bb/ 

Ministry of Finance, Economic Affairs and Energy 

Energy Division 

2nd Floor-N.P.C Building 

Wildey 

St. Michael 

Tel.: (1-246) 429-5254 

or (246) 427-9806 or (246)427-8615 

Fax: (1-246)436-2004 

Internet: http://www.energy.gov.bb/ 


Town and Country Development Planning Office 

Block »C«, 

The Garrison 

St. Michael 

BB14038 

Email: contact@townplanning.gov.bb 

Tel.: (1-246)467-3000 

Fax: (1-246)430-9392 

Internet: www.townplanning.gov.bb/ 

3.1.7 Informationsquellen 

Barbados Light and Power ( BL&P ) 

( http://www.blpc.com.bb/ ), Gesichtet: imSeptember 

2009 

Ministry of Energy and Environment, Barbados National 

Energy Policy – DRAFT, 2006 

Ministry of Finance, Economic Affairs and Energy 

( http://www.energy.gov.bb ), Gesichtet: imSeptember 

2009 

L&PH ( Light & Power Holdings Ltd ), 

Annual Report 2008, available at: 

http://www.blpc.com.bb /photos/E0431 %2BL&P %20 

Annual %20Report.pdf 

Utilities Regulation Act , available at: 

http://www.ftc.gov.bb/index.php?option=com_content 

&task=view&id=18&Itemid=45 

IMF ( International Monetary Fund ), World Economic 

Outlook Database, October 2008, ( http://www.imf. 


aspx , Gesichtet: im August 2009

Barbados Advocate, 2009 

(http:/www.barbadosadvocate.com/newsitem. 

asp?more=business&NewsID=5536), Gesichtet: im 

September 2009 

Fair Trading Commission Act, available at: 



Electric Light and Power Act, available at: 



Utilities Regulation Act, Cap 2000 – 2030, available at: 




Barbados Draft National Energy Policy, available at: 

http://www.scribd.com/doc/18190048/Barbados-National-Energy-Policy-Draft-December-2006 

Sustainable Energy Framework for Barbados ( SEFB ), 

available at: http://cipore.org/sustainable-energy-framework-coming-for-barbados/CARICOM, 

http://www. 

caricom.org

2. DOMINICA / KARIBIK 



Wie die Mehrzahl der karibischen Inseln hat auch Dominica 

keine Erdölressourcen und muss alle Ölprodukte, 

die im Land verbraucht werden, importieren. Allerdings 

besitzt das Land Wasserkraftwerke und ein beträchtliches 

Potenzial für Windkraft, Geothermie und Solarenergie. 

Die traditionelle Verwendung von Biomasse spielt im privaten 

Bereich zum Kochen und Heizen eine große Rolle, 

verlässliche quantitative Daten sind diesbezüglich jedoch 

nicht vorhanden. 

Das Stromnetz 

Dominica Electricity Services Ltd. (DOMLEC) ist der 

einzige lizenzierte Stromanbieter. 

DOMLEC gehört zum Großteil dem Unternehmen 

WRB Enterprises Inc. aus den USA (51%). Die Sozialversicherung 

Dominicas (Dominica Social Security (DSS) 8 

hält 20%, und örtliche Unternehmen und Privateigner 

besitzen die restlichen 29% der Anteile. 

Das Stromnetz, das ebenfalls DOMLEC gehört, verzeichnet 

hohe Leitungsverluste von 10 bis 14%, die auf das Alter 

und die schlechte Qualität der Verteilungsleitungen 

TABELLE 6: 

INSTALLIERTE LEISTUNG VON 2000 BIS 2008, WERTE IN MW. 

8 DSS ist das staatliche Sozialversicherungssystem in Dominica. 

Mehr Informationen: http://www.dss.dm 

| 62 

zurückzuführen sind. Der Bau einer 33 kV Übertragungsleitung 

entlang der Westküste soll planmäßig 2010 fertig 

gestellt werden 9 . 

Installed Capacity and Power Generation 

Dominicas Strom stammt hauptsächlich von Dieselgeneratoren, 

die mit importiertem Öl betrieben werden (69% 

des gesamten Stroms) und Wasserkraftwerken (31% des 

gesamten Stroms). 2008 wurden mehr als 3,8 Mio. US 

Gallonen Öl importiert. 

DOMLEC betreibt zwei Dieselkraftwerke (Fond Cole 

und Portsmouth) und drei Wasserkraftwerke (Laudat, 

Trafalgar und Padu). 

Kürzlich wurden im Fond Cole Kraftwerk 3 Generatoren 

mit mittlerer Geschwindigkeit und einem Maximum von 

4,2 MW Leistung als Ersatz für alte, unzuverlässige und 

ineffiziente Geräte installiert. 

Der Zuwachs bei der Stromproduktion ist auf Heizkraftwerke 

zurückzuführen. Zwischen 2007 und 2008 stieg die 

Bruttoproduktion um 1,3%. Die Produktion der Wasserkraftwerke 

nahm 2007 um 21% ab, weil das Padu-Kraftwerk 

durch Hurricane Dean beschädigt wurde und seitdem 

keinen Strom mehr produzieren kann. Infolgedessen 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wasserkraft 7.60 7.60 7.60 7.60 7.60 7.60 7.60 7.60 7.60 

Diesel 12.84 12.84 12.84 13.59 14.44 15.89 15.89 17.17 17.17 

Gesamt 20.44 20.44 20.44 21.19 22.04 23.49 23.49 24.77 24.77 

Spitzenbedarf 12.97 13.87 13.04 12.92 13.19 14.37 14.47 14.50 14.66 

Quelle: DOMLEC 

TABELLE 7: 

BRUTTOSTROMERZEUGUNG, WERTE IN MWh. 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wasserkraft 31 590 27 036 35 929 28 523 33 736 27 876 27 797 21 885 20 554 

Diesel 45 925 53 929 44 203 48 404 45 493 55 779 57 619 64 497 66 944 

Gesamt 77 515 80 965 80 132 76 927 79 229 83 655 85 416 86 382 87 498 


9 Quelle: DOMLEC, 2007.

TABELLE 8: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN, WERTE IN MWH. 

2. DOMINICA /KARIBIK | 63 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Privathaushalte 30 872 31 772 32 856 32 942 33 062 33 492 34 176 33 732 34 051 

Gewerbe 16 052 17 068 22 758 21 669 24 017 24 993 26 469 28 788 30 278 

Hotel 3 154 4 026 2 839 2 473 2 704 2 649 2 439 2 002 6 004 

Industrie 4 420 2 801 4 607 4 354 5 508 5 504 5 357 5 600 2 028 

Straßenbeleuchtung 1 098 1 120 1 125 1 295 1 127 1 150 1 130 1 298 1 325 

Gesamt 55 596 56 787 64 185 62 733 66 418 67 788 69 571 71 420 73 686 


stieg die Abhängigkeit von Diesel an, was allgemein zu 

einem höheren Kraftstoffverbrauch führte. 

Der private Sektor hat den größten Anteil am Stromverbrauch 

in Dominica (2008 verbrauchte er 46% des 

Stroms). Er besteht aus über 28 000 Kunden. Der Strombedarf 

des gewerblichen Sektors machte 41% aus. Dieser 

Sektor besteht aus ca. 4 000 Kunden. Der Sektor Straßenbeleuchtung 

verbrauchte 2% und der industrielle Sektor 

3% des Stroms. Es gibt insgesamt 27 Kunden aus der 

Industrie. Tabelle 8 zeigt die Entwicklung des Stromverbrauchs 

nach Sektoren: 

Ein langsames Wirtschaftswachstum über die letzten 

Jahre führte zu einem sehr langsamen Anwachsen des 

Strombedarfs, daher wurde wenig oder gar nichts in zusätzliche 

Erzeugungskapazitäten oder eine Verbesserung 

der Anlagen investiert. 

Zwischen 2007 und 2008 stieg der Verbrauch um 3,2% 

an, das höchste Wachstum seit 2004, während von 2000 

bis 2008 ein Anstieg von 33% zu verzeichnen war. 


The country started the liberalization of the power sector 

in the beginning of 2007, when the new Electricity Supply 

Act (ESA) came into effect, but no change has occurred in 

the general supply pattern in the meantime. 

Strompreise 

Cost of electricity in Dominica has risen significantly in 

recent years and is subject to oil price development due 

to the dependence on diesel generators. Prices are among 

the highest in Latin America and the Caribbean: Residen- 

tial customers are charged approximately 10 0.15 €/kWh 

for the first 50 kWh and 0.175 €/kWh for each additional 

kWh (but subject to a minimum monthly charge of 

0.653 €). Fuel surcharge is calculated monthly and added 

to the total consumption. In May 2009 the surcharge was 

0.0588 €/kWh. 

DOMLEC has been unable to achieve the legally 

prescribed fuel efficiency level of 17.5 kWh/gallon 11 at 

16.7 kWh/gallon in 2008). 


Dominica hat ein großes ungenutztes Stromerzeugungspotential 

aus nahezu allen erneuerbaren Energieressourcen: 

Windkraft, Solarenergie, Wasserkraft, Geothermie 

und Deponiegas. 

Geothermische Energie ist die vielversprechendste erneuerbare 

Energie auf der Insel12. Im Rahmen des Interreg 

IIIB Programms der EU wurden in Zusammenarbeit mit 

der französischen Environment and Energy Management 

Agency (Agence de l‘Environnement et de la Maîtrise de 

l‘Energie) bereits mehrere Studien zum Potenzial der 

Insel durchgeführt. Dem Ministerium für Öffentliche 

Versorgungsbetriebe, Energie und Häfen zufolge werden 

die vorläufigen Ergebnisse eines Gutachtens über das geothermische 

Reservoir in Wotten Wave als am günstigsten 

erachtet. Hier wurde für die Stromerzeugung ein Potenzial 

von bis zu 120 MW ermittelt. Wotten Wave hat genügend 

Potenzial für bis zu 40 Anlagen zur Produktion und 

Reinjektionsschächte und verfügt über eine geschätzte 

Leistung von 120 MW. 

10 Values of last update in April 2009. Source: Domlec: http://www.domlec.dm 

11 Imperial gallon = 4.55 litres 

12 Quelle: Fadelle, 2009

Das Projekt sieht vor, mindestens 80 MW an Elektrizität 

an Guadeloupe und Martinique zu verkaufen. Mit der 

Produktion von geothermischer Energie (Elektrizität) 

kann in 5 Jahren begonnen werden. Falls das Projekt effektiv 

ist, könnte sich der Strompreis von 0,18 €/kWh auf 

0,04 €/kWh (ohne Kraftstoffzuschlag) reduzieren. 

3.2.2 

Ministry of Public Utilities, Energy and Ports 

(Ministerium für Öffentliche Versorgungsbetriebe, 

Energie und Häfen) 

Das Ministerium für Öffentliche Versorgungsbetriebe, 

Energie und Häfen ist für die Überwachung und Koordinierung 

von Abläufen an den Flughäfen und Häfen, 

für die Bereiche Marine, Strom und Wasser sowie für 

den Betrieb der Post zuständig. Die staatseigenen Wasser- 

und Abwasserunternehmen (Dominica Water and 

Sewage Company Ltd.) und die Dominica Air and Sea 

Ports Authority sind direkt dem Minister für Öffentliche 

Versorgungsbetriebe, Energie und Häfen unterstellt. 

Das Ministerium ist mit der Aufgabe betraut, ein Umfeld 

zu schaffen, das die Entwicklung des privaten Sektors 

ermöglicht. Außerdem überwacht und evaluiert es die 

Auswirkungen auf die verschiedenen Untersektorenund 

koordiniert alle von der Regierung geförderten Projekte 

in den Bereichen Strom, Wasser, Häfen sowie Katastrophenschutz 

und –eingrenzung. 

Die Abteilung »Energie» des Ministeriums ist für die 

Koordinierung von Abläufen zuständig, die mit der 

Entwicklung und dem Ausbau der Stromerzeugung und 

-verteilung zu tun haben. Dies schließt die Entwicklung 

von erneuerbaren Energieressourcen wie geothermische 

Energie, Solarenergie, Windkraft und Wasserkraft ein. 

Die Abteilung koordiniert darüber hinaus alle Aktiviäten 

im Bereich öffentlicher Beleuchtung. 

Independent Regulatory Commission (IRC) 

Die Unabhängige Regulierungskommision (IRC) wurde 

2006 im Rahmen des neuen Stromgesetzes (Electricity 

Act of 2006), das im Oktober 2006 in Kraft trat, gegrün- 


det. Mit der tatsächlichen Arbeit begann die IRC am 1. 

Juni 2007 nach der Ernennung ihrer fünf Kommissionsmitglieder, 

der dann ihre Amtseinführung am 22. Juni 

2007 folgte. Die IRC ist eine unabhängige Behörde. Ihre 

Hauptaufgaben liegen in der Regulierung aller Unternehmen 

und Lizenzinhaber auf dem Energiesektor, dem 

Schutz der Interessen aller Marktakteure und der Bewilligung 

der Strompreise. Strukturell besteht die IRC aus einem 

Vorsitzenden und vier Kommissionsmitgliedern, die 

vom Minister für öffentliche Versorgungsbetriebe ernannt 

werden. Die Kommission besteht aus sechs Abteilungen, 

denen je ein Kommissionsmitglied vorsitzt: Rechtliche 

Unterstützung und Lizenzierung; Ingenieurswesen, 

Sicherheit und Standards; Wettbewerb und Tarife; Finanzen 

und Unterstützungsleistungen; Regierungs- und 

Kundenangelegenheiten; Forschung und Entwicklung. 

Dominica Electricity 

Services Limited (DOMLEC) 

Zurzeit ist DOMLEC der einzige Stromversorger auf der 

Insel. Der Hauptanteilseigner ist WRB Enterprise Inc. mit 

Sitz in Florida. Als das neue Gesetz zur Stromversorgung 

(Electricity Supply Act) im November 2006 in Kraft trat, 

verlor DOMLEC jedoch sein Monopol und der Markt 

wurde für unabhängige Stromproduzenten geöffnet. 



Seit Januar 2007 ist ein neues Gesetz zur Stromversorgung 

in Kraft (Electricity Supply Act – ESA), das den Energiesektor 

in Dominica liberalisieren soll. Theoretisch endete 

damit die Monopolstellung von DOMLEC. Der Markt 

wurde für jedes Unternehmen, das Interesse an Ativitäten in 

den Bereichen Stromerzeugung, Stromvertrieb und Strommarketing 

im Land hat, geöffnet. Bisher ist DOMLEC aber 

immer noch das einzige Energieunternehmen auf der Insel. 

Momentan wird das neue Gesetz im Rahmen des Programms 

zur Entwicklung Erneuerbarer Energien in der 

Karibik, das von der GTZ und CREDP gemeinsam 

durchgeführt wird, überarbeitet. Darüber hinaus werden

auch weitergehende Richtlinien für das ESA erarbeitet. 

Die Überarbeitung soll das Problem beheben, dass das bestehende 

Gesetz die Einspeisung von Energie aus erneuerbaren 

Ressourcen in das bestehende Netz nicht erlaubt. 

Parallel zur Überarbeitung des ESA wird intensiv an der 

Entwicklung einer neuen nationalen Energiepolitik gearbeitet. 

Mit ihr soll dafür Sorge getragen werden, dass sich 

die Situation auf dem Energiesektor nicht verschlechtert, 

weil eine langfristige Versorgungsstrategie fehlt. 

3.2.4 

 

Dominica hat keine gesetzlichen Richtlinien für den Umgang 

mit erneuerbaren Energien. Die einzige Maßnahme, 

die bislang Anwendung findet, ist die Befreiung aller erneuerbaren 

Energiesysteme von Einfuhr- und Mehrwertsteuern. 

Um diese Gesetzeslücke zu schließen, hat das Energieministerium 

die Weltbank um technische Unterstützung im 

Rahmen des »Growth and Social Protection Technical 

Assistance Project» gebeten. Ziel ist dabei, Entwürfe für 

Gesetze und Richtlinien zu entwickeln, die das rechtliche 

und behördliche Rahmenwerk zur Förderung alternativer 

Energien und der dazugehörigen Technologie in 

Dominica schaffen sollen. Dieser Prozess soll bis 2010 

abgeschlossen sein. 

Gleichzeitig entwickelt das Sekretariat der Caribbean 

Community (CARICOM) im Rahmen des CREDP für 

Dominica einen Aktionsplan für nachhaltige Energie, der 

unter anderem die Global Sustainable Energy Islands Initiative 

(GSEII) mit einbezieht, die für einige Karibische 

Inseln bereits entwickelt wurde. 

Infolge der fehlenden gesetzlichen Richtlinien für erneuerbare 

Energien gibt es momentan keine klare Vorgehensweise 

für den Netzanschluss und den parallelen Betrieb 

von erneuerbaren Energiesystemen. 



CDM-Maßnahmen befinden sich auf Dominica noch 

in einem sehr frühen Stadium. Dominica hat das Kyoto- 

Protokoll im Januar 2005 unterzeichnet, bisher aber noch 

keine nationale Aufsichtsbehörde eingerichtet. Bislang 

wurden keine Projekte auf CDM-Basis angemeldet. 

3.2.5 

Die erste Windturbine in Dominica war eine Class 1 

Norwin (225 kW), die 2008 im Rosalia Naturschutzgebiet 

installiert wurde und die hohen Strompreise von 

DOMLEC auffangen soll13. Erwartet wird eine Leistung 

von 596 GWh pro Jahr. 

Seit 2006 ist DOMLEC auf der Suche nach geeigneten 

Orten und sammelt Windgeschwindigkeitsdaten, die 

Hinweise zu möglichen Standorten für kleine Windparks 

mit Leistungen zwischen 5 und 8 MW liefern sollen. 

Seit 2003 arbeitet GTZ/CREDP auf der Insel an einer 

Reihe von Projekten zum Thema Windenergie. Zwischen 

2003 und 2004 wurden die bereits existierenden Studien 

zu den Windregionen der Insel überarbeitet. 2004 

führte die GTZ eine Windenergiemessung für die Regierung 

durch. Diese Studie deckte neun Gebiete an der 

Südostküste und fünf Gebiete im Nordosten ab. Die abschließenden 

Berichte besagten, dass die Nordostküsten 

von Dominica die besten Bedingungen für die Entwicklung 

von Windkraft in großem Maßstab bieten, dass die 

schlechte Qualität des Stromverteilungssystems entlang 

der Ost- und Nordostküsten momentan jedoch keine 

Einspeisung von Strom in großen Mengen erlaubt. GTZ/ 

CERDP hat außerdem in den Aufbau von Kapazitäten 

investiert, indem es die Teilnahme von Schlüsselpersonen 

an Windkraftveranstaltungen in Deutschland förderte 

und DOMLEC bei der Identifizierung von geeigneten 

Gebieten und bei Windmessungen unterstützte. 

Der CNE zufolge liegt das Potenzial für netzgekoppelte 

Windkraft bei 10 000 MW plus ca. 30 000 MW, die nicht 

ans Netz angeschlossen sind und für den Eigenverbrauch 

erzeugt werden. 

13 Quelle: Dominica Weekly - http://www.dominica-weekly.com/news/ 

norwinas-installs-the-first-utility-scale-wind-turbine-in-the-eastern-caribbean/, 

Gesichtet: im September 2009


Dominica Electricity Services Limited (DOMLEC) 

P.O. Box 1593 

Roseau 

Commonwealth of Dominica 

Tel.: +1 (767) 255 60 00/448 26 81 

Fax: +1 (767) 448 53 07 

E-Mail: support@domleconline.com 

Internet: www.domlec.dm/ 


Minister: Hon. Charles Savarin 


3rd Floor, Government Headquarters, 

Kennedy Avenue, Roseau 

Tel.: +1 (767) 266-3298 

Fax: +1 (767) 448-0182 

E-Mail: publicutilities@cwdom.dm 

Internet: www.dominica.gov.dm/cms/index. 

php?q=node/197 


2. DOMINICA /KARIBIK | 

66 

Domlec, Annual Report 2007, 

( http://www.domlec.dm/pdf/domlecannualreport2007.pdf 

) Gesichtet: September 2009 

Fadelle M., Energy Development Programme 

for Dominica, June 2009. 

Ministry for Public Utilities, Energy And Ports; Remarks 

by the Minister at government stakeholder 

meeting on the national energy policy and sustainable 

energy plan, March 2009 (http://cipore.org/download/27) 

Gesichtet: September 2009 

Electricity Supply Act ( ESA ) Electricity Supply Act 

(2006), http://www.dominica.gov.dm/laws/2003/ 

act20-2003.pdf 

National Energy Policy, status information available 

at. http://www.dominica.gov.dm/cms/index. 

php?q=node/840 

Sustainable Energy Plan, available at: 

http://cipore.org/dominica-sustainable-energy-plandraft/

3. GRENADA / KARIBIK 



Grenada ist, ähnlich wie die meisten anderen Länder der 

Karibik, in hohem Maße von importierten fossilen Brennstoffen 

als Energiequelle für die Insel abhängig. Andererseits 

hat die Insel das Potenzial, erneuerbare Energien wie 

Windkraft, Solarenergie und Biomasse (Reststoffe aus der 

Muskatproduktion) zu nutzen. 

Das Stromnetz 

GRENLEC besitzt ein Verteilernetz von etwa 350 km 

Länge. Im September 2009 nahm das Unternehmen zwei 

Umspannwerke und ein 33 kV-Übertragungsnetz in Betrieb, 

um die Kapazität im Süden von Grenada und die 

Zuverlässigkeit des Verteilernetzes zu verbessern. Diese 

neue 33-kV-Leitung überlagert die bestehenden 11 kV- 

Leitungen und ermöglicht somit die Aufrüstung aller 

Verteilerleitungen entlang des Verlaufs der neuen Leitung 

sowie deren Verlegung auf neue Übertragungsmaste. 

Im selben Jahr konzentrierte sich GRENLEC außerdem 

auf den Ausbau seines Verteilernetzes, um die steigende 

Nachfrage nach Strom zu befriedigen. Im Rahmen des 

TABELLE 9: 

STROMERZEUGUNG, WERTE IN MWh. 

| 67 

Ausbaus wurden über 1,5 km an 50 mm² Fernleitungsdraht 

ersetzt, außerdem wurden die Strommasten ersetzt, 

um den Spannungsgrad zu verbessern. Um neue Kunden 

beliefern und die steigende Nachfrage der bestehenden 

Kunden befriedigen zu können, wurde das Verteilernetz 

um rund 2,8 MVA an Transformatorleistung erhöht. 


Die installierte Gesamtleistung liegt in Grenada momentan 

bei 49 MW Erzeugungsenergie für die gesamte Insel. 

Die Energie stammt aus dem ölbetriebenen Kraftwerk 

Queens Park, das eine Spitzenlastkapazität von 29,8 MW 

hat. 

Aufgrund der wachsenden Nachfrage erzeugte GREN- 

LEC 2008 fast 200 GWh, 6% mehr als 2007, was im 

Hinblick auf die letzten fünf Jahre ein Wachstum von 

fast 40% bedeutet. Der Bruttokraftstoffverbrauch lag in 

Queens Park 2007 mit 16,27 kWh/Gallone geringfügig 

unter dem des Vorjahres, was hauptsächlich auf Fehler im 

Brennstoffsystem der neueren Motoreinheiten zurückzuführen 

ist. 

Die Tabelle 9 zeigt sowohl die Brutto- als auch die Nettostromerzeugung: 

2 004 2005 2006 2007 2008 

Bruttoerzeugung 141 618 153 702 173 490 185 569 196 957 

Hilfseinrichtungen & 

Eigenverbrauch 

5 696 6 395 6 329 6 904 7 133 

Nettoerzeugung 

Quelle: GRENLEC 

135 922 147 307 167 162 178 665 189 825 

TABELLE 10: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN, WERTE IN MWh. 

Sektor 2 004 2005 2006 2007 2008 

Privathaushalte 48 358 49 946 60 089 65 749 66 232 

Gewerbe 70 355 73 542 81 990 89 569 96 600 

Industrie 4 572 5 674 5 903 6 480 5 628 

Straßenbeleuchtung 2 226 2 409 3 026 3 427 4 041 

Absatz insgesamt 125 511 131 571 151 008 165 225 172 500 

Quelle: DOMLEC

56% des Stroms in Grenada wurde von den 5 330 Kunden 

aus dem gewerblichen Sektor verbraucht. Privathaushalte 

sind mit einem Bedarf von 38% des Stroms der zweitgrößte 

Konsument. Dieser Sektor besteht aus über 35 000 

Kunden. Die 36 Kunden aus der Industrie verbrauchten 

3%, und 2% wurden für die Straßenbeleuchtung verwendet. 

Die Entwicklung des Verbrauchs aller Sektoren zeigt 

Tabelle 10: 

GRENLECs Lastenprognose deutet darauf hin, dass der 

von der Nachfrage bestimmte Umsatz weiterhin auf dem 

gleichen Niveau wie im Jahr 2008 wachsen wird. Es wird 

mit einem jährlichen Wachstum von 4,2% und einem 

Wachstum des Spitzenbedarfs um 4,1% gerechnet. Der 

Verbrauch im gewerblichen und im industriellen Sektor 

wird voraussichtlich jeweils um 4,8% jährlich wachsen, 

während für den privaten Sektor ein Wachstum von 4,4% 

erwartet wird. 


Obwohl das Land einen liberalisierten Energiemarkt hat, 

hat GRENLEC eine Monopolstellung in den Bereichen 

Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung. Im Rahmen 

der Entwicklung der Energiepolitik des Landes plant 

GRENLEC den Netzanschluss von Solarkollektoren (des 

Unternehmens Grensol) und Windturbinen in naher Zukunft. 

Strompreise 

Der beispiellose Anstieg des Ölpreises im Jahr 2008 führte 

dazu, dass der allgemeine Strompreis für Privatkunden 

bis September 2008 auf beachtliche 0,30 Euro pro kWh 

anstieg. Im August begann der Ölpreis zu sinken, was zu 

niedrigeren Benzinpreisen und infolgedessen am Ende 

des Jahres zu einer Senkung des Strompreises auf 0,22 € 

pro kWh führte. 


Die Sonneneinstrahlung und die hohen Strompreise 

machen Grenada zu einem interessanten Markt für die 

Entwicklung von Solarenergieprojekten. Bis Ende 2008 

wurden 21 Photovoltaikanlagen mit weniger als 10 kW Leis- 

3. GRENADA / KARIBIK | 68 

tung von der Firma Grensolar an das Netz angeschlossen. 

GRENLEC hat Technologiestudien zu den wichtigsten 

erneuerbaren Energieressourcen durchgeführt und kam 

zu dem Schluss, dass Geothermie für Grenada die besten 

Aussichten bietet. Für 2009 sind die Ausweitung der Bemessungen 

der geothermischen Ressourcen und die Erweiterung 

der Erkundung der Windressourcen geplant. 

GRENLEC hat vor, eine Windturbine mit 80 kW Leistung 

in Auftrag zu geben. 

Die von Unterbrechungen geprägte Stromerzeugung aus 

Windkraft und Solarenergie gestaltet sich dem Unternehmen 

zufolge als schwierig 14 . 

3.3.2 Marktakteure 

Ministry of Finance, Economic Development, Energy 

and Foreign Trade (Ministerium für Finanzen, wirtschaftliche 

Entwicklung, Energie und Außenhandel) 

Das Ministerium für Finanzen, wirtschaftliche Entwicklung, 

Energie und Außenhandel ist für alle Angelegenheiten 

verantwortlich, die mit erneuerbaren Energien zu tun 

haben. Neben St. Lucia ist es das einzige Ministerium in 

allen OECS-Staaten (Organisation of Eastern Caribbean 

States) mit einer eigenen internen Energieagentur als Regierungsbehörde. 

Grenada Electricity Services Limited 

(GRENLEC) 

Das Unternehmen wurde durch ein Gesetz ins Leben gerufen, 

das am 7. November 1960 vom Gesetzgebungsrat 

von Grenada verabschiedet wurde und das GRENLEC 

die exklusive Lizenz zur Erzeugung, Übertragung, Verteilung 

und zum Verkauf von Strom in Grenada bis 2073 erteilte. 

Die Regierung war damals nur einer der Anteilseigner, 

aber 1982 kaufte sie die Anteile der Commonwealth 

Development Corporation und wurde somit alleiniger 

Eigentümer des Unternehmens. 1992 beschloss sie, ihre 

Anteile zu veräußern und verkaufte 50% davon an das Unternehmen 

WRB Enterprise Inc. mit Sitz in den USA. 

40% wurden von Mitarbeitern oder Bürgern von Grenada 

und anderer Staaten der Karibik gekauft, die Regierung 

14 Clive Hosten, 2009

ehielt die restlichen 10%. Derzeit ist GRENLEC der 

einzige Energieanbieter auf der Insel. 



Der Stromsektor wird entsprechend den Bestimmungen 

der Electricity Supply Ordinance von 1960 und des Electricity 

Supply Act (ESA) von 1974 reguliert. Seit 1993 

ist GRENLEC auch für die Stromversorgung der Inseln 

Carriacou und Petite Martinique verantwortlich. 

Eine Verordnung von 1961 erlaubt die Eigenproduktion 

von Strom durch Privaterzeuger, allerdings nur mit der 

Genehmigung von GRENLEC und nach Bewilligung 

durch die Regierung. Das gleiche gilt für andere Aktionen 

auf dem Strommarkt (Übertragung, Verteilung und/oder 

der Verkauf von Strom, sowie Stromerzeugung). 



Die Regierung von Grenada sieht die Entwicklung und 

Einführung einer nachhaltigen Energiepolitik 15 als zwingend 

notwendig an. Die gesetzlichen Richtlinien werden 

momentan vorbereitet. Ihr Schwerpunkt liegt auf 

Energiesparmaßnahmen und der Nutzung vorhandener 

Energieressourcen des Landes, um die Abhängigkeit von 

importierten Kraftstoffen zu verringern. 

Im Bereich Energiesparen will die Regierung Energiemessungen 

in allen öffentlichen Gebäuden durchführen, 

um Schwachstellen in der effizienten Energienutzung zu 

identifizieren und im Anschluss daran entsprechende 

Verbesserungsmaßnahmen umzusetzen. Außerdem sollen 

Energieausschüsse in verschiedenen Ministerien gebildet 

werden, um mit der Abteilung für Energie und nachhaltige 

Entwicklung bei der Ausarbeitung, Umsetzung und 

Überwachung von Energiesparplänen zusammenzuarbeiten. 

Es ist geplant, die derzeitigen Aufwendungen für 

15 Grenada, 2009 

3. GRENADA / KARIBIK | 69 

Strom der Regierung mit Hilfe dieser Maßnahmen um 

mindestens 10% zu senken. 

In der Landwirtschaft wird die Regierung die einheimische 

Produktion bzw. Installation von Solartrocknern 

anregen und darüber hinaus die Nutzung von Biogasanlagen 

zur energetischen Verwertung von tierischen und 

landwirtschaftlichen Abfallprodukten vorantreiben. Die 

Regierung wird eine Reihe von Anreizen für die zum Bau 

oder zur Installation dieser Technologien erforderlichen 

Mittel schaffen. 

Die Regierung plant darüber hinaus die Förderung von 

Energiesparlampen, -equipment und -geräten in Form 

von Steuersenkungen für Kompaktleuchtstofflampen und 

andere Produkte mit hoher Energieeffizienz. In jüngster 

Zeit wurden Maßnahmen zur Abschaffung der Mehrwertsteuer 

auf Technologien für erneuerbare Energien 

getroffen. 

Die Diversifizierung des Energiemixes und die Nutzung 

alternativer Energieressourcen sind für GRENLEC strategische 

Ziele. Um dies zu erleichtern begann GRENLEC 

mit der Umsetzung von Bestimmungen, die klare Richtlinien 

für den Anschluss von Anlagen für erneuerbare 

Energie an das Netz des Unternehmens vorgeben und das 

Vorgehen zur Anmeldung, Bewilligung, Inbetriebnahme 

und der allgemeinen Verwaltung definieren. Um die Nutzung 

erneuerbarer Energien zu fördern, sehen diese Bestimmungen 

eine Einspeisevergütung für erneuerbaren 

Energiequellen mit bis 10 kW Leistung vor. 

Darüber hinaus hat GRENLEC folgende Ziele für erneuerbare 

Energien vorgegeben 16 : 

• Verringerung des Dieselverbrauchs auf Carriacou und 

Petite Martinique um 40% bis 2011 

• 10% der Kapazität soll bis 2013 aus erneuerbaren Energien 

erzeugt werden, 

• 20% der Kapazität soll bis 2017 aus erneuerbaren Energien 

erzeugt werden (soweit ausstehende Machbarkeitsstudien 

diese Prognose plausibel erscheinen lassen) 

16 GENLEC Annual Report 2007


Die CDM-Maßnahmen in Grenada befinden sich noch 

in einem sehr frühen Stadium. Grenada hat das Kyoto- 

Protokoll im August 2002 unterzeichnet und kürzlich das 

Ministerium für Finanzen, Wirtschaftliche Entwicklung, 

Energie und Außenhandel (Ministry of Finance, Economic 

Development, Energy and Foreign Trade) als nationale 

Aufsichtsbehörde eingerichtet. Bisher wurden keine 

Projekte auf CDM-Basis angemeldet. 


GRENLEC arbeitet derzeit an einem bodengebundenen 

Kontrollnetzwerk und der Verbesserung des Programms 

zur Bemessung der Windressourcen, das fünf potenzielle 

Windstandorte auf Grenada umfasst. Auf Carriacou analysiert 

das Unternehmen Daten und schlägt der Regierung 

potenzielle Standorte für Windparks auf Crown Land 

vor. Ziel ist es, ein 1-MW-System zu installieren. Ähnliche 

Schritte werden für Petite Martinique vorbereitet. 

Im Laufe des Jahres 2008 führte GRENLEC Verhandlungen 

mit zwei Grundeigentümern fort, um die Details zur 

Nutzung von Standorten, die für die Installation von zwei 

Windparks geeignet sind, auszuhandeln. Die Verhandlungen 

über die langfristige Anmietung beider Standorte 

sind noch im Gange. Inzwischen haben die Eigentümer 

GRENLEC die Erlaubnis gegeben, Wind-Logger zu installieren 

und mit Messungen zu beginnen. Nach Angaben 

des Unternehmens sehen die Daten vielversprechend 

aus, beide Standorte weisen Windgeschwindigkeiten von 

durchschnittlich ca. 7,6 m/s auf. 

Im März 2007 installierte das Paradise Bay Resort eine 

Windturbine mit 80 kW Leistung und einem erwarteten 

jährlichen Ertrag von 180 000 kWh. Es ist die erste kommerzielle 

Windturbine in Caricom. Der überschüssige 

Strom wird an GRENLEC verkauft, wenn die Windturbine 

ans Netz angeschlossen ist. 

3. GRENADA / KARIBIK | 70


Ministry of Finance, Economic Development, 

Energy and Foreign Trade 

Financial Complex, The Carenage 

St. George’s/Grenada 

Tel.: +1 (473) 440-2731/2732 

Fax: +1 (473) 440-4115 

E-Mail: finance@gov.gd 

Grenada Electricity Services Ltd. (GRENLEC) 

Halifax Street 

St. George’s/Grenada 

Tel.: +1 (473) 440 20 97 

Fax: +1 (473) 440 41 06 

E-Mail: customersupport@grenlec.com 

Internet: www.grenlec.com 

Grenada Solar Power Ltd. (GrenSol) 

P.O. Box 3521 

Grand Anse, St. George’s/Grenada 

Tel.: +1 (473) 439 67 75 

Internet: www.grensol.com 

Designated National Authority for CDM: 

Ministry of Finance, Planning, Economy, 

Energy, Foreign Trade and Cooperatives 

Energy Division 

The Carenage 

St. George’s 

Grenada, W.I. 

Mr. John Auguste 

E-Mail: john.auguste@gmail.com, 

energydivisionou@gmail.com) 

Tel.: +1 (473) 435 8708/+1 (473) 419 2354 

Fax: +1 (473) 440 4115/+1 (473) 435 9115 


3. GRENADA / KARIBIK | 

71 

Grenada, Budget Speech 2009 

(http://www.cipore.org/), Gesichtet: im September 

2009 

GRENLEC, Annual Report 2007 

(http://www.grenlec.com/index.php?option=com_con 

tent&view=article&id=202&Itemid=101) , 

Gesichtet: im September 2009 

GRENLEC, Annual Report 2008 

(http://www.grenlec.com/index.php?option=com_con 

tent&view=article&id=202&Itemid=101) , 


Clive Hosten, GRENLEC Perspectives on Renewable 

Energy Opportunities in Grenada, July 2009 

(http://www.sepa-americas.net/descarga.php?l=data/ 

eventos/94.pdf&a=Clive %20Hosten %20GRENLEC. 

pdf ), Gesichtet: im September 2009 

1960 Electricity Supply Ordinance , available at: 

http://www.gov.gd/ministries/finance.html# 

1974 Electricity Supply Act (ESA), available at: 

http://www.gov.gd/ministries/finance.html#

4. ST. LUCIA / KARIBIK 


Überblick Energiemarkt 

St. Lucia ist eine vulkanische Insel in der Ostkaribik und 

nahezu vollständig abhängig von fossilen Brennstoffen. 

St. Lucia verbrauchte 2008 fast 18 Mio. Gallonen Öl allein 

zur Stromerzeugung. 

Das Stromnetz 

Der lokale Energieversorger St. Lucia Electricity Services 

Limited (LUCELEC) hat eine exklusive Lizenz zur Erzeugung 

und Verteilung von Strom und versorgt derzeit 

rund 98% der Bevölkerung. Fast der gesamte im Land verbrauchte 

Strom wird von Dieselgeneratoren produziert. 

LUCELEC hat 7 Umspannwerke, die sich in Cul de Sac, 

Castries, Union, Reduit, Soufriere, Vieux Fort und Praslin 

befinden. Es verfügt über 118 km Übertragungsleitungen 

mit 66 kV und 4 129 km Verteilerleitungen mit 11 kV. 


Im Laufe des Jahres 2008 hat LUCELEC die Kraftstoffeffizienz 

insgesamt verbessert, weil neue und effizientere 

Kraftwerke betrieben wurden. Insgesamt wurden 2008 

302 GWh verkauft, was einem Wachstum von 1,4% gegenüber 

den 299 GWh, die 2007 verkauft wurden, entspricht. 

Der Spitzenbedarf stieg von 52,7 MW im Vorjahr 

TABELLE 11: 

INSTALLIERTE LEISTUNG, WERTE IN MW. 

| 72 

auf 54,1 MW an, die verfügbare Leistung lag 2008 bei insgesamt 

76 MW. 

Die folgende Tabelle 11 zeigt die Entwicklung der installierten 

Kapazität zwischen 2004 und 2008: 

TIn St. Lucia verbraucht der gewerbliche Sektor am meisten 

Strom. Er verbrauchte 57% des auf der Insel verkauften 

Stroms, der von 6 169 Kunden genutzt wurde. An 

Privathaushalte, die Nummer zwei im Stromverbrauch, 

gingen 34%, während 6% des Stroms von der Industrie 

gekauft wurden. Es gibt über 50 000 Privatkunden und 

98 Kunden aus der Industrie. 3% des Stroms wurden für 

die Straßenbeleuchtung verwendet. Tabelle 12 zeigt die 

Entwicklung des Verbrauchs aller Sektoren. 

LUCELEC erwartet für die nächsten fünf Jahre ein jährliches 

Wachstum von 2,4% bei den Verkäufen und 2,3% 

bei der Nachfrage. 


Der Power Supply Regulation von 1964 zufolge besitzt 

LUCELEC, das fünf öffentlichen Einrichtungen gehört 

(siehe unten), bis 2045 eine Generallizenz zur Stromerzeugung, 

-übertragung, -verteilung sowie zum Verkauf 

von Strom. Obwohl die Bestimmung von 1964 im Jahr 

1994 durch den Electricity Supply Act ersetzt wurde, 

2 004 2005 2006 2007 2008 

Verfügbare Leistung 56.8 65.8 65.8 76.0 76.0 

Quelle: LUCELEC, 2008 

TABELLE 12: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN, WERTE IN GWh. 

Sektor 2004 2005 2006 2007 2008 

Privathaushalte 96 062 98 914 101 635 104 784 103 214 

Gewerbe 151 451 158 483 160 895 168 151 170 624 

Industrie 12 345 12 522 12 982 15 789 18 626 

Straßenbeleuchtung 6 544 7 480 8 886 9 117 9 510 

Absatz insgesamt 266 402 277 399 284 398 297 841 301 975 

Quelle: DOMLEC

lieb die exklusive Lizenz von LUCELEC bestehen. 

Der ESA von 1994 erlaubt zwar die Eigenezeugung (von 

Strom), aber nur mit Zustimmung und Lizenz von LU- 

CELEC und zu bestimmten Bedingungen und Auflagen. 

Strompreise 

Im Januar 2009 zahlten die Kunden von LUCELEC 

den niedrigsten Preis pro Stromeinheit seit Januar 

2005. Der Tarif wurde seit August 2008 sechsmal hintereinander 

gesenkt, weil ab diesem Zeitpunkt die Benzinpreise 

sanken. 

Tabelle 13 fasst die Tarife für die unterschiedlichen Kundengruppen 

zusammen: 

TABELLE: 13 

STROMPREISE IN ST. LUCIA. WERTE VOM JANUAR 2009. 

Kunde 

Tarif (€/ 

kWh) 

Privathaushalte Bis 180kWh 0.18 

über180 kWh 0.19 

Gewerbe/ 

Hotel/Industrie 

Niederspannung – 

alle Einheiten 


Solarenergie ist die ergiebigste erneuerbare Energieressource 

in St. Lucia. Der nationale Plan für Nachhaltige 

Energie beinhaltet eine Initiative zu Solarthermie, welche 

die Nutzung von Solaranlagen zur Brauchwassererwärmung 

steigern soll. Dies wird die hohen Kosten der 

Warmwasserbereitung für Privathaushalte und den gewerblichen 

Bereich deutlich verringern. Steuervergünstigungen 

wurden eingeführt, um die hohen Anschaffungskosten 

für die Solaranlagen zur Brauchwassererwärmung 

auszugleichen. Außerdem werden Photovoltaiksysteme 

als Demonstrationsanlagen und zusätzliche Produktionsanlagen 

für Notfallsituationen gefördert 17 . 

Im Rahmen des projektierten Ausbaus plant LUCELEC 

die Errichtung eines Windparks mit 12 MW Leistung, 

um der steigenden Nachfrage gerecht zu werden. 

17 Ministry of Planning: http://www.sovereign-publications.com/stlucia.htm 

0.22 

Hochspannung - 

alle Einheiten 

0.21 

Straßenbeleuchtung 

Quelle: Carilec Newsletter 

alle Einheiten 0.22 

4. ST. LUCIA / KARIBIK | 73 

Das Unternehmen hat 2008 mit einer Initiative für kleine 

netzgekoppelte Photovoltaiksysteme begonnen 18 . Dabei 

arbeitet es mit Solar St. Lucia Ltd. bei einem Pilotprojekt 

zusammen, das den Prozess zur Installation von Solartechnologie 

deutlich erleichtern soll. Im Rahmen des 

Projekts wird LUCELEC eine umfassende Empfehlung 

zum Betrieb netzgekoppelter Photovoltaikanlagen erarbeiten, 

die insbesondere Aspekte wie Sicherheit, Energiequalität, 

Schutz, Netzkopplung und die Erfassung von 

Messwerten berücksichtigt. LUCELEC konzentriert sich 

dabei auf Anlagen zwischen 1 und 10 kW , die auf private 

Nutzer zugeschnitten sind, die einen Teil ihres Strombedarfs 

mit Solarenergie decken wollen. Im Rahmen der 

Vereinbarung wird Solar St. Lucia Photovoltaikanlagen 

für rund zehn Orte auf der ganzen Insel anschaffen und 

installieren, während LUCELEC sich um den Netzanschluss 

kümmern und die Betriebsdaten überwachen und 

aufzeichnen wird. 

Das Unternehmen verhandelt außerdem mit der Regierung 

und anderen Anteilseignern über die Durchführung 

weiterer Untersuchungen, die mehr Gewissheit über die 

geothermischen Energieressourcen der Insel liefern sollen. 

Im August 2009 wurde ein Pilotprojekt zum Thema Photovoltaik 

offiziell aus der Taufe gehoben. Es ist geplant, dieses 

Photovoltaik-Projekt des Saint Lucia Banana Industry Trust 

(BIT), das vom Special Framework of Assistance (SFA) 

der EU für 2003 gefördert wird, ans Netz anzuschließen 19 . 


St. Lucia Electricity Services Ltd (LUCELEC) 

St. Lucia Electricity Services Ltd. (LUCELEC) wurde am 

9. November 1964 als GmbH »zum Zwecke der Stromerzeugung, 

und -verteilung und des Stromhandels (…)» 

gegründet. Am 22. August 1994 wurde das Unternehmen 

verstaatlicht. Im Dezember 2008 waren die fünf größten 

Anteilseigner Emera Inc. (20%), First Citizen Bank Ltd. 

(20%), National Insurance Corporation (16,79%), Castries 

City Council (16,36%) und die Regierung von Saint 

Lucia (12,44%). 

18 Quelle: Regierung von St. Lucia 

19 Quelle: CIPORE

Ministry of Planning, Development, 

Environment and Housing 

Das Ministerium für Planung, Entwicklung, Umwelt und 

Wohnungsbau ist für alle Belange im Bereich erneuerbare 

Energien zuständig. Es ist das einzige Ministerium aller 

OECS-Staaten mit einer eigenen internen Energieagentur 

als Regierungsbehörde. 



Seit 1999 hat die Regierung alle Einfuhrzölle und Verbrauchssteuern 

auf technisches Equipment und Materialien 

für erneuerbare Energien aufgehoben. Darüber 

hinaus entschied sie sich 2001 dazu, den Erwerb von Solaranlagen 

zur Brauchwassererwärmung von der Steuer 

absetzbar zu machen. 

Momentan arbeiten Energieexperten des Klimainstituts 

(Climate Institute) und der Organisation Amerikanischer 

Staaten (Organization of American States) gemeinsam 

mit dem Minsterium für Planung, Entwicklung, Umwelt 

und Wohnungsbau einen Aktionsplan für nachhaltige 

Energie für das Land aus. Der Plan stellt eine Strategie für 

die Instandhaltung und das Wachstum des Energiesektors 

in St. Lucia bereit, um eine Reihe von Zielen für den Energiesektor 

zu erreichen. Dazu sollen Maßnahmen durchgeführt 

werden, die ein politisches und behördliches Rahmenwerk 

schaffen, das die Diversifizierung des örtlichen 

Energiemarktes und die Förderung von Energieeffizienz 

und Energiesparmaßnahmen unterstützt. CIPORE 20 zufolge 

ist das Ziel von St. Lucia, künftig 30% seiner Energie 

aus erneuerbaren Ressourcen zu erzeugen. 

Ein Entwurf für eine nationale Energiestrategie wurde im 

August 2009 mit Hilfe des GTZ/CREDP fertig gestellt 

und muss nun noch von der Regierung St. Lucias bewilligt 

werden. Der Plan fasst die Einrichtung eines »Energy Policy 

Advisory Committee» ins Auge, das Beratung zu Fragen 

und Maßnahmen im Energiebereich anbieten wird. 

Darüber hinaus wird es Empfehlungen und Vorschläge 

für adäquate Instrumente und Strategien machen. 

Darüber hinaus soll eine unabhängige Aufsichtskommis- 

20 Siehe Informationsquellen. 


sion unter dem Vorsitz eines designierten Regulationsorgans 

eingerichtet werden. Diese Kommission wird sich 

über Lizenz- und andere Servicegebühren weitgehend 

selbst finanzieren. Zunächst soll sie nur auf nationaler 

Ebene arbeiten, könnte in Zukunft jedoch in eine länderübergreifende 

Aufsichtsbehörde integriert werden, die 

auch andere staatliche Stromversorger in OECS-Staaten 

beaufsichtigt. Im Rahmen ihrer Aufgaben wird die Kommission 

dem zuständigen Ministerium Empfehlungen zu 

Laufzeiten und Konditionen für die Lizenzen zur Stromerzeugung, 

-übertragung und -verteilung und für den 

Verkauf an Endabnehmer aussprechen. Sie wird darüber 

hinaus Tarifstrukturen und Gebühren für alle Kunden bewilligen 

und Ausschreibungen für größere Investitionen 

im Energieerzeugungsbereich ausrichten und überwachen. 



Der Entwurf der nationalen Energiestrategie schließt 

auch den Bereich erneuerbare Energien ein und gibt Ziele 

für deren kurz- und mittelfristige Anwendung vor. 

Als eines der ersten Ziele wurde die Vorgabe von Quoten 

definiert, nach denen 5% der im Jahr 2010 erzeugten und 

10% der im Jahr 2012 erzeugten Energie aus erneuerbaren 

Energieressourcen stammen sollen. Bis 2020 soll die 

Quote mindestens 25% betragen 21 . 

Der Betreiber des Übertragungsnetzes muss dafür sorgen, 

dass diese Quote erreicht wird, indem er Strom aus 

erneuerbaren Energiequellen von Anlagen erwirbt, die 

eine Lizenz der Aufsichtsbehörde haben. LUCELEC darf 

für diesen Zweck eigene Kraftwerke bauen, Joint-Ventures 

einrichten oder geeignete Betreiber solcher Kraftwerke als 

Subunternehmer beauftragen. 

Wenn die Quote für ein bestimmtes Jahr nicht erreicht 

wird, so hat die Aufsichtskommission (Regulatory Commission) 

die Aufgabe, eine öffentliche Ausschreibung vorzubereiten, 

die unabhängigen Energieproduzenten (IPPs) 

erlaubt, Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Ressourcen zu installieren und zu betreiben. 

Der Betreiber des Übertragungsnetzes wird dazu ver- 

21 Quelle: St. Lucia National Energy Policy - Draft, 2009

pflichtet, allen unabhängigen Stromproduzenten freien 

Zugang zum Stromnetz zu gewähren. Falls die Übertragungsleitungen 

bis zum Ort des Anschlusses ausgebaut 

oder verstärkt werden müssen, liegt dies in der Verantwortung 

des unabhängigen Produzenten. 


St. Lucia unterzeichnete das Kyoto-Protokoll 2003. 

Die entsprechende nationale Aufsichtsbehörde sitzt im 

Ministerium für technische Entwicklung, Umwelt und 

Wohnungsbau (Ministry of Physical Development, Environment 

and Housing). Bisher wurden jedoch keine 

CDM-Projekte angemeldet. 


Die Ausbaupläne von LUCELEC für das Jahr 2009 beinhalteten 

den Ankauf von Land im südöstlichen Teil der 

Insel und die Erhebung von Winddaten für die Entwicklung 

eines Windparks mit 12 MW Leistung. Anfang 2009 

erhielt LUCELEC nach jahrelangen Verhandlungen vorläufigen 

Zugang zu dem dafür vorgesehenen Grundstück. 

Aktivitäten zur Datensammlung für dieses spezifische Gebiet 

sollten im dritten Quartal des Jahres 2009 beginnen. 

4. ST. LUCIA / KARIBIK | 75


Ministry of Economic Affairs, Economic Planning, 

National Development and Public Service 

Price Waterhouse & Coopers Building 

Point Serephine, St. Lucia 

Tel.: +1 (758) 451 8746 

Fax: +1 (758) 453 0781 

E-Mail: estplanning@candw.lc 

Ministry of Planning, Development, 


Sustainable Development and Environment Section 

Greaham Louisy Administrative Building 

The Waterfront 

P.O. Box 709 

Castries 

St. Lucia, West Indies 

Contact Person: Mrs Alison King-Joseph 

Permanent Secretary 

Tel.: (758) 468-4459/451-8746 

Fax: (758) 451-6958/452-2056 

E-Mail: estplanning@candw.lc 

Designated National Authority for CDM 

Ministry of Physical Development, 


Greaham Lousy, Adminisrative Building, 

P. O. Box 709, 

Waterfront, Castries 

Saint Lucia, West Indies 

Mr. Martin Satney 

Permanent Secretary 

Tel.: (758) 468-4419/4418 

Fax: (758) 452-2506/4516958 

E-Mail: ps@planning.gov.lc 

LUCELEC 

St. Lucia Electricity Services Ltd 

P. O. Box 230, 

Sans Soucis, Castries, 

St. Lucia, West Indies 

Tel.: (758) 457 - 4400 

Fax: (758) 457 - 4409 

E-Mail: lucelec@candw.lc 

Internet: www.lucelec.com/ 


Ministry of Physical Development and the Environment 

Greaham Louisy Administrative Building, Waterfront 

Castries, St. Lucia 

Tel.: +1 (758) (758) 468 4457/4438/4439/4461 

Fax: +1 (758) 456 0563 

Email: info@physicalplanning.gov.lc 

Internet: www.physicalplanning.gov.lc 

Organisation of Eastern Caribbean States (OECS) 

Morne Fortune/P.O. Box 1383 

Castries/St. Lucia 

Tel.: +1 (758) 453 62 08 

Fax: +1 (758) 452 21 94 

Internet: www.oecs.org 

Caribbean Electric Utility Service Corporation 

(CARILEC) 

Desire Avenue, Sans Souci 

P.O. Box CP 5907 

Castries 

St. Lucia 

Tel.: +1 (758) 452 01 40/1 

Fax: +1 (758) 452 01 42 

Internet: www.carilec.com


Carilec Newsletter February 2009 

(http://www.carilec.com/), Gesichtet: im September 

2009 

Caribbean Information Platform on Renewable 

Energy – CIPORE (http://cipore.org/participatingcountries/st-lucia/), 


LUCELEC, Annual Report 2008 

(http://www.LUCELEC.com/investor_information/ 

index.php), Gesichtet: im September 2009 

LUCELEC, Interim Report, June 2009 

(http://www.LUCELEC.com/investor_information/ 

index.php), Gesichtet: im September 2009 

St. Lucia Government 

(http://www.stlucia.gov.lc), Gesichtet: im September 

2009 

Ministry of Physical Development and the Environment, 

St. Lucia National Energy Policy – Draft, 

August 2009. 

1994 Electricity Supply Act, available at: 

http://www.caricomlaw.org/doc.php?id=2474 

4. ST. LUCIA / KARIBIK | 77

5. ST. VINCENT UND DIE GRENADINEN / KARIBIK 



St. Vincent und die Grenadinen (SVG) sind in den Bereichen 

Stromerzeugung, Transport, Kochen und anderen 

Bereichen, die Energie beanspruchen, in hohem Maße 

von importierten Erdölprodukten abhängig. SVG hat 

einen Energiemix, der zu über 96% auf Erdöl und zu 3% 

auf Wasserkraft basiert. Alle Inseln bis auf St. Vincent sind 

bei ihrer Stromversorgung vollständig von Dieselgeneratoren 

abhängig. Auf der Hauptinsel St. Vincent stammen 

nur 80% des Stroms von Dieselgeneratoren, die restlichen 

20% aus kleinen Wasserkraftwerken. 

Das Stromnetz 

Die St. Vincent Electricity Services Limited (VINLEC) 

beliefert fast 38 000 Kunden in St. Vincent, Bequia, Canouan, 

Union Island und Mayreau, wo das Unternehmen 

seine Kraftwerke betreibt, mit Strom. VINLEC versorgt 

seine Kunden über ein Netz, das über 560 km an 33 kV-, 

11 kV-, 400 V- und 230 V-Leitungen umfasst, mit Strom. 

TABELLE 14: 

INSTALLIERTE LEISTUNG NACH INSELN, WERTE IN KW. 

| 78 


2007 erreichte die installierte Leistung von VINLEC auf 

folgenden Inseln mehr als 40 MW: St. Vincent, Bequia, 

Union Island, Canouan, Mayreau. Die Grundleistung des 

gleichen Jahres lag bei fast 32 MW und der Spitzenbedarf 

bei über 23 MW. Zwischen 2002 und 2007 nahm 

die installierte Kapazität um 9% zu, wobei das Wachstum 

zwischen 2005 und 2007 stagnierte. Die Stromerzeugung 

wird von Öl (97%) dominiert, nur 3% stammen aus Wasserkraft. 

Die Tabelle 14 zeigt die Entwicklung der installierten 

Leistung zwischen 2002 und 2007. 

2007 wurden 84% des gesamten Stroms durch Dieselgeneratoren 

produziert. Die restlichen 16% wurden durch 

Wasserkraft erzeugt (s. Tabelle 15). 

Der gewerbliche Sektor verbraucht in SVG 47% des 

Stroms, während Privathaushalte 45% verbrauchen. Der 

Bedarf der Industrie liegt bei 5%, 2% werden für die 

Straßenbeleuchtung benötigt. Tabelle 16 zeigt die Entwicklung 

des Verbrauchs aller Sektoren. 

2002 2003 2004 2005 2006 2007 

St. Vincent 31 235 30 635 33 195 33 195 33 195 33 195 

Bequia 2 160 2 156 2 156 2 931 2 931 2 931 

Union Island 910 1 270 1 270 1 270 1 270 1 270 

Canouan 3 120 3 120 3 120 3 120 3 120 3 120 

Mayreau 0 180 180 180 180 180 

Gesamt 37 425 37 361 39 921 40 696 40 696 40 696 

Quelle: VINLEC 2007 

TABELLE 15: 

STROMERZEUGUNG NACH RESSOURCEN, WERTE IN MWH. 

Bruttoerzeugung (kWh) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 22 027 20 712 27 147 25 540 23 193 22 714 

Diesel 79 820 87 528 93 595 106 211 111 109 118 379 

Gesamt 101 846 108 240 120 742 131 751 134 302 141 093 

Eigenverbrauch 1 639 2 980 3 804 4 225 3 929 3 624 

Nettoerzeugung 100 208 105 260 116 938 127 526 130 373 137 469 

Quelle: VINLEC 2007.

TABELLE 16: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN, WERTE IN MWH. 


VINLEC ist ein staatlicher Energieversorger mit einer 

exklusiven Lizenz zur öffentlichen Stromversorgung in 

St. Vincent und den Grenadinen bis 2033. Die Lizenz 

wurde im Rahmen des Stromversorgungsgesetzes von 

1973 (Electricity Supply Act) erteilt. 

Im Rahmen des ESA ist es auch anderen Unternehmen erlaubt, 

Strom zu erzeugen, zu übertragen und zu verteilen, 

jedoch nur mit Erlaubnis von VINLEC oder als Lizenznehmer 

von VINLEC und auch dann nur mit der Bewilligung 

des zuständigen Ministers. Auch für die Erzeugung 

von Strom für den Eigenbedarf ist eine Bewilligung durch 

VINLEC nötig. 

Strompreise 

Die folgende Tabelle 17 zeigt die Stromtarife für die unterschiedlichen 

Kunden in SVG: 


SVG hat erhebliche Ressourcen an erneuerbarer Energie, 

die zum Heizen (Solarthermie, Biomasse), zur Stromerzeugung 

(Windkraft, Geothermie, Wasserkraft und Solarenergie) 

und eventuell als Treibstoff (aus Biomasse) 

verwendet werden können 22 . Diese Ressourcen könnten 

einen großen Teil des Energiebedarfs abdecken, was momentan 

aber nicht der Fall ist. Während der Einsatz von 

Wasserkraft zur Stromerzeugung eine lange Tradition hat, 

ist die aktive Nutzung von Solarenergie zur Warmwasserbereitung 

eine Technik, die erst in jüngerer Zeit zum Einsatz 

kommt. 

Vorstudien zufolge, die mit Hilfe der Deutschen Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit durchgeführt 

22 Quelle: SVG, 2009. 

5. ST. VINCENT UND DIE GRENADINEN / KARIBIK | 79 

Sektor 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Privathaushalte 44 185 47 195 50 494 53 688 54 867 56 748 

Gewerbe 36 571 39 004 47 087 53 541 54 135 58 941 

Industrie 6 500 6 520 6 147 6 309 6 587 6 832 

Straßenbeleuchtung 2 569 2 711 2 796 2 881 2 937 2 930 

Umsatz insgesamt 89 825 95 431 106 524 116 419 118 525 125 452 

Quelle: VINLEC 2007 

wurden 23 , gibt es genügend Potential zur Intensivierung 

der Nutzung von Wasserkraft, wenn die existierenden 

Wasserkraftwerke modernisiert und ausgebaut und neue 

Kraftwerke entwickelt werden 24 . Konservative Schätzungen 

zu dem ungenutzten Wasserkraftpotential (vorwiegend 

aus den Flüssen Wallilabou und Bucament) bewegen 

sich zwischen 5 und 10 MW 25 . 

VINLEC ist von dem Windkraftpotential der Insel überzeugt 

und besitzt einen 7,2 MW Windpark im Süden der 

Insel St. Vincent. 

Die Insel St. Vincent hat darüber hinaus das Potential 

zur Nutzung von geothermischer Energie 26 . Das dafür 

geeignete Gebiet befindet sich inmitten des gebirgigen 

vulkanischen Terrains an der Nordküste der Insel. In den 

Morne-Garu-Bergen im südlichen Teil der Region gibt es 

TABELLE 17: 

STROMTARIFE IN ST. VINCENT UND DEN GRENADINEN 

Haushalte 

50 kWh 0.11 €/kWh 

> 50 kWh 0.13 €/kWh 

Mindestgebühr 

Gewerbe 

1.28 € pro Monat 

Grundgebühr 0.12 €/kWh 

Verbrauchsabhängige Gebühr 3.06 €/kVA 

Mindestgebühr 

Industrie 

3.83 € pro Monat 


Verbrauchsabhängige Gebühr 

Straßenbeleuchtung 

3.06 €/kVA 


Quelle: VINLEC 

23 Im Rahmen des Caribbean Renewable 

Energy Development Programme (CREDP). 



26 Quelle: Leonard Deane, 2009.

weitere vulkanische Gipfel. Das Potential wird auf ca. 100 

MW geschätzt. 

Solaranlagen zur Brauchwassererwärmung werden bereits 

genutzt, und zwar hauptsächlich in größeren Gebäuden 

mit Privatwohnungen. SolcheAnlagen eignen sich aber 

auch für Privathaushalte, die momentan andere Mittel 

zur Warmwasserbereitung verwenden, und alle anderen 

Warmwasserverbraucher wie Krankenhäuser, Hotels und 

Restaurants. 

Momentan werden Biomasseressourcen hauptsächlich 

konventionell in Form von Holzkohle genutzt, die von 

ländlichen Gemeinden verwendet wird und sowohl vom 

Groß- als auch vom Einzelhandel vertrieben wird. Es gibt 

nach momentanem Kenntnisstand keine Biogaskraftwerke 

und auch andere Technologien, die Biomasseressourcen 

auf zeitgemäße Art nutzen, kommen nicht zum 

Einsatz. Die Eignung von Pflanzenöl zur Energiegewinnung 

wurde bisher noch nicht geprüft 27 . 


St. Vincent Electricity Services Limited 

(VINLEC) 

St. Vincent Electricity Services Ltd. (VINLEC) ist ein 

staatlicher Energieversorger und der einzige Stromversorger 

auf der Hauptinsel St. Vincent und den Grenadineninseln 

Bequia, Union Island, Canouan und Mayreau. Das 

Unternehmen betreibt Diesel- und kleine Wasserkraftwerke 

auf der Hauptinsel St. Vincent, während die Inseln 

Bequia, Union Island, Canouan und Mayreau komplett 

durch dieselbetriebene Kraftwerke versorgt werden. Die 

anderen Grenadineninseln werden von privaten Anlagen 

mit Dieselmotoren versorgt. Die staatliche Exklusivlizenz 

von VINLEC läuft Ende 2033 aus. 

Regierung von St. Vincent und den Grenadinen 

Das Büro des Premierministers agiert momentan als Energieministerium 

und hat die allgemeine Verantwortung für 

den Energiesektor in St. Vincent und den Grenadinen. 

2006 wurde ein nationales Energiekomitee (National 

Energy Committee), das aus Interessenvertretern anderer 

27 Quelle: SVG, 2009 

5. ST. VINCENT UND DIE GRENADINEN / KARIBIK | 

80 

Ministerien und staatlicher Institutionen besteht, eingerichtet, 

um die Regierung zu Fragen im Energiebereich 

auf nationaler Ebene zu beraten. 2008 wurde eine Energieabteilung 

(Energy Unit) im Büro des Premierministers 

eingerichtet, welche die Aufgabe hat, die Regierung bei 

der Formulierung und Durchsetzung von Energierichtlinien, 

insbesondere im Bereich erneuerbare Energien und 

Energieeffizienz zu unterstützen. 



SVG hat im März 2009 eine nationale Energiestrategie 

verabschiedet. 

Die Hauptziele für den Energiesektor sind die Verbesserung 

der Effizienz bei der Erzeugung, Übertragung und 

Verteilung von Energie und die Förderung von Energieeffizienz- 

und Energiesparmaßnahmen bei allen Verbrauchern. 

Außerdem wird erwogen, die Einführung umweltfreundlicher 

und öknomisch und finanziell sinnvoller 

neuer Technologien zu unterstützen. Die Richtlinien besagen 

darüber hinaus, dass die Regierung Mechanismen, 

die allen Marktteilnehmern den geregelten Zugang zum 

Übertragungs- oder Verteilernetz garantieren, einführen 

wird. 

Das Dokument beschreibt darüber hinaus Richtlinien für 

die Entwicklung eines Markts für Heizenergie (Ersetzen 

von Brennholz), gibt aber keine spezifischen Ziele vor und 

definiert auch die Art und Weise, wie die Richtlinien umgesetzt 

oder unterstützt werden sollen, nicht näher. 

Das Energiegesetz von 1973 (Electricity Supply Act) 

besagt, dass jegliche technische Ausrüstung (Maschinen, 

Verschleißteile, Ersatzteile etc.), die zur Erzeugung, 

Übertragung und/oder Verteilung von Energie notwendig 

sind, von Zollabgaben und allen anderen Einfuhrbeschränkungen 

befreit sind.



In Zusammenarbeit mit dem staatlichen Energieversorger 

VINLEC macht die Regierung derzeit eine Bestandsaufnahme 

des Einsatzes erneuerbarer Energien. Die Regierung, 

namentlich die Energieeinheit (Energy Unit) des 

Büros des Premierministers, formuliert darüber hinaus 

Pläne, um die Energieeffizienz von öffentlichen Institutionen 

zu steigern. 

Die nationale Energiestrategie gibt außerdem Richtlinien 

für den Bereich erneuerbare Energien vor, allerdings wurden 

keine genauen Ziele genannt. Sie zielt darauf ab, die 

Förderung geeigenter Technologien aus dem Bereich erneuerbare 

Energien kontinuierlich zu fördern. Die Regierung 

plant darüber hinaus, das Potential für Erneuerbare 

Energien auf allen Inseln zu analysieren, um ortsspezifische 

Bemessungen durchführen und sorgfältig ausgearbeitete 

Vorschläge machen zu können 28 . 

Den Richtlinien zufolge soll der private Sektor ermutigt 

werden, sich an der Entwicklung, Finanzierung und Verwaltung 

von Projekten im Bereich erneuerbarer Energien 

aktiv zu beteiligen. Finanzielle und steuerliche Anreize 

sollen dafür sorgen, dass Technologien für erneuerbare 

Energien wettbewerbsfähig werden. 

Darüber hinaus gibt es Überlegungen, Großverbraucher 

von Warmwasser zur Installation von Solaranlagen zu verpflichten. 


ICDM-Maßnahmen befinden sich in SVG noch in einem 

sehr frühen Entwicklungsstadium. SVG hat das Kyoto- 

Protokoll im Dezember 2002 unterzeichnet, hat bisher 

aber noch keine nationale Aufsichtsbehörde etabliert. Bislang 

wurden keine Projekte auf CDM-Basis angemeldet. 



81 

3.5.5 

2005 analysierte eine mit Unterstützung der GTZ durchgeführte 

Studie zur Bemessung des Windkraftpotenzials 

von St. Vincent verschiedene Standorte: Brighton, Greggs 

und Ribish Point, der sich als der vielversprechendste herausstellte. 

Im Juni 2008 willigte die Regierung in den 

Bau eines Windparks mit einer Leistung von 6 bis 8 MW 

ein und am Ende des Jahres wurde entschieden, diesen in 

Ribishi Point, im Süden der Insel St. Vincent zu installieren. 

Es wird erwartet, dass der Windpark bei einer durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeit von 8,4 m/s in 55 m 

Höhe 12 410 Mwh pro Jahr erzeugt 29 . 

Die Investitionskosten für dieses Projekt belaufen sich auf 

schätzungsweise ca. 4,9 Millionen € und die geschätzten 

Kosten zur Stromerzeugung liegen bei 0,05 €/kWh. 

29 Quelle: Scheutzlich , 2007

3.5.6 

St. Vincent Electricity Services Limited (VINLEC) 

Pauls Ave., Box 856 

Kingstown 

Tel.: +1 (784) 456 17 01 

Fax: +1 (784) 456 24 36 

E-Mail: vinlec@vinlec.com 

Internet: www.vinlec.com 

Government of St. Vincent and The Grenadines 

E-Mail: webunit.telecom@mail.gov.vc 

Tel.: +1 (784) 456 1223/1111, Ext. 404/405 

Fax: +1 (784) 457 2880 

E-Mail: webunit.telecom@mail.gov.vc 


Caribbean Information Platform on Renewable Energy 

(http://cipore.org), Gesichtet: im September 2009. 

Leonard Deane (Director, Energy Unit Prime Minister’s 

Office), Situation and Perspectives of Geothermal 

Development in Eastern Caribbean Countries, 

Presentation at the 1st Eastern Caribbean Geothermal 

Conference, am 30. Juni 2009. 

St. Vincent and the Grenadines (SVG), Sustainable 

Energy for SVG: The Government’s N ational Energy 

Policy, März 2009. 

Scheutzlich T. M., Experiences with Investments in 

Renewable Energy Projects in the Caribbean Region - 

Caribbean Renewable Energy Development Programme 

(CREDP – GTZ), November 2007 

VINLEC, Financial Statements for the Year Ended, 

31. Dezember, 2007 (http://www.vinlec.com), Gesichtet: 

im September 2009. 


82

6. DOMINIKANISCHE REPUBLIK / KARIBIK 

3.6.1 Eneriemarkt 


Die wichtigsten Energiequellen der Dominikanischen 

Republik sind importiertes Öl und Ölderivate. Diese 

tragen 75% des Primärenergieverbrauchs bei. Nur 16% 

der Energie wird im Land selbst produziert und stammt 

hauptsächlich aus Brennholz (7%), Bagasse (4%) und 

Wasserkraft (3%). Die folgende Tabelle fasst den Primärenergieverbrauch 

zusammen: 

TABELLE 18: 

PRIMÄRENERGIEVERBRAUCH, WERTE IN TJ. 

Resource Nationale Produktion Import 

Das Stromnetz 

Das »Dominican Electricity System« (SINE) stellt das 

Stromnetz der Dominikanischen Republik. Das SINE 

besteht aus 15 Stromerzeugungsunternehmen, einem 

Übertragungsunternehmen und drei Verteilergesellschaften. 

Abbildung 2 zeigt eine Darstellung des SINE. 

Die Dominikanische Republik hat ein Stromversorgungsproblem, 

das bislang noch nicht gelöst wurde. Stromausfälle 

im Land haben das Vertrauen des privaten Sektors 

stark erschüttert. Insbesondere im Jahr 2008 gab es Stromausfälle, 

die das Land in dramatischer Weise betrafen und 

soziale Unruhen und Forderungen des privaten Sektors 

nach sich zogen. Das Energieproblem wurde durch den 

Anstieg der Ölpreise noch verschärft und zwang die Regierung, 

den Stromsektor zu subventionieren. 2008 gab 

| 83 

es einen monatlichen Durchschnittsbedarf von 374 MW, 

der nur teilweise gedeckt werden konnte 30 . 

Die Stromknappheit hat in der Dominikanischen Republik 

mehrere Ursachen: Die Verluste bei der Übertragung 

und Verteilung waren schon immer sehr hoch (momentan 

liegen sie bei etwa 35 bis 40%). Diese Verluste sind auf 

Stromdiebstahl sowie ein ineffizientes Übertragungssystem 

zurückzuführen. Obwohl der Strombedarf jährlich steigt, 

nimmt das Stromangebot für den privaten Sektor nicht in 

ausreichendem Maße zu. Ein Großteil des Stroms, der in 

das landesweite Netz eingespeist wird, wurde bisher von 

den Kraftwerken produziert, die der Regierung gehören. 


Das Dominican Electricity System (SINE) besteht aus 

verschiedenen Stromerzeugungsunternehmen (private 

Unternehmen und die staatliche Hydroelectric Power Generation 

Company), den Verteilergesellschaften EDEN- 

ORTE (staatlich), EDESUR (staatlich) and EDEESTE 

(privat) und der Dominican Transmission Company 

(staatlich). Alle staatlichen Unternehmen werden durch 

die Dominican Corporation of State-Owned Power 

Companies (CDEEE) vertreten. Darüber hinaus verkauft 

das Unternehmen Falconbridge als Eigenerzeuger 

gelegentlich überschüssige Energie an SINE. 

30 SIE, 2008. 

Bereitstellung 

insgesamt 

% des Gesamt- 

verbrauchs 

Öl und Ölderivate 0 229 018 227 762 75 % 

Erdgas 0 15 031 12 644 4 % 

Kohle und Steinkohlekoks 0 14 612 14 612 5 % 

Wasserkraft 8 206 0 8 206 3 % 

Feuerholz 22 232 0 22 232 7 % 

Bagasse 10 969 0 10 969 4 % 

Solarenergie 209 0 209 0 % 

Andere 8 583 0 8 583 3 % 

Gesamt 50 200 258 661 305 218 100 % 

Quelle: CNE 2005

ABBILDUNG 1: 

DARSTELLUNG DES SINE 


Insgesamt beträgt die installierte Leistung, die in der Dominikanischen 

Republik ins Stromnetz eingespeist wird, 

3 191 MW (im August 2009). 31 . Die wichtigsten Energieressourcen 

sind fossile Brennstoffe (Kohle mit 23%, 

Erdöl mit 27% und Erdgas mit 34%, insgesamt 84%). Die 

rest lichen 16% stammen aus Wasserkraftwerken. 


2007 wurden innerhalb des SINE-Netzes über 11 000 

GWh produziert, 85% davon aus konventionellen Ressourcen 

und der Rest durch Wasserkraftwerke. Abbildung 

3 zeigt den Anteil der verschiedenen Technologien. 

Privathaushalte sind für 35% des Strombedarfs verantwortlich. 

Es wird erwartet, dass ihr Verbrauch sich bis 2025 verdoppelt 

und auf über 7 700 GWh anwächst. Die Industrie 

verbraucht 40% des Stroms und ihr Verbrauch wird sich 

31 Quelle: OC, 2009 

6. DOMINIKANISCHE REPUBLIK / KARIBIK | 84 

bis 2025 auf über 12 300 GWh verdreifachen. Das Gewerbe 

verbraucht 15% des Stroms, sein Stromverbrauch 

wird sich bis 2025 auf über 4 400 GWh verdoppeln 32 . 


Der dominikanische Strommarkt wurde teilweise liberalisiert. 

Private Kunden müssen ihren Strom von einem regionalen 

Stromverteiler erwerben, während Kunden aus der 

Industrie ihre Energieversorger völlig frei wählen können 

(siehe dazu auch den nächsten Abschnitt). 

Strompreise 

Die Strompreise werden monatlich von der Energieaufsichtsbehörde 

Superintendencia de Electricidad (SIE) 

angepasst, welche die Benzinpreise, den Tauschkurs von 

Dominikanischen Pesos in US Dollars und die allgemeine 

32 Quelle: CNE, 2008. Prognosen entsprechen dem wahrscheinlichsten Szenario.

ABBILDUNG 2: 

ANTEILE EINZELNER TECHNOLOGIEN 

AN DER STROMERZEUGUNG 2006 

15 % 

35 % 

Dieselgeneratoren 

Wasserkraft 

Dampfturbinen 

Quelle: OC, 2007 

Inflationsrate berücksichtigt. Tabelle 19 zeigt eine Zusammenstellung 

der angewandten Tarife: 

SIE beaufsichtigt die Preise für regulierte Verbraucher 

(Haushalte, Handel und Gewerbe), die ihren Strom von 

einer der Verteilergesellschaften erwerben müssen. Im Gegensatz 

dazu dürfen große Verbraucher frei verhandeln, 

um ihren Strom von demjenigen Versorger zu beziehen, 

der ihnen die günstigsten Bedingungen bietet. Im Juni 

2000 wurde ein Spot-Markt für Strom eingerichtet, um 

kurzfristige Stromerwerbstransaktionen zu ermöglichen. 


Die wichtigste Biomasseressource ist Bagasse, also Abfall 

aus der Zuckerproduktion, der in Zuckerfabriken bereits 

zur Wärme- und Stromerzeugung genutzt wird. Das Land 

hat genügend Biomasse zur Verfügung, um ein Kraftwerk 

mit 100 MW Leistung zu betreiben und kann genug Biodiesel 

erzeugen, um ein Kraftwerk mit 80 MW Leistung 

zu betreiben 33 . Zu den weiteren verfügbaren organischen 

Abfällen gehören landwirtschaftliche Abfälle, insbesondere 

Bananenstauden und Hülsen und Blätter von Reis 

33 Quelle: CNE, 2008 

21 % 

Gasturbinen 

KWK 

4 % 

25 % 

6. DOMINIKANISCHE REPUBLIK / KARIBIK | 

85 

zur Biogaserzeugung. Darüber hinaus könnte Biogas auch 

in der Viehwirtschaft und aus Siedlungsabfällen, die einen 

hohen Anteil organischen Materials enthalten, gewonnen 

werden. 

Das Windenergiepotenzial ist auf Hügelkuppen, Bergkämmen 

und in Küstenregionen am größten, die dem 

vorherrschenden Ostwind am stärksten ausgesetzt sind. 

Die Regionen im äußersten Südwesten und Nordwesten 

der Insel weisen Schätzungen zufolge die meisten Gebiete 

mit guten bis exzellenten Windstärken für kommerzielle 

Anlagen auf, weil die Höhenströmungen und Seewinde 

in diesen Regionen am stärksten sind. Von dem gesamten 

Windenergiepotenzial, das bei 30 000 MW liegt, könnten 

10 000 MW kommerziell genutzt werden 34 . 

Die Dominikanische Republik hat eine Sonneneinstrahlung 

von ca. 5 kWh/m² pro Tag 35. Somit sind die 

Bedingungen für die Nutzung von Solarenergie äußerst 

vorteilhaft. Solarenergie wird bereits zur Warmwasserbereitung 

genutzt, ist bei Privathaushalten aber nicht sehr 

weit verbreitet. Bisher nutzen hauptsächlich Hotels diese 

Technologie. Bis Februar 2009 war fünf Photovoltaikprojekten 

mit einer Gesamtleistung von 300 MW 36 eine 

Konzession erteilt worden. 

Zusätzlich zu der bereits installierten Wasserkraftleistung 

von über 500 MW werden 15 weitere Wasserkraftwerke 

gebaut, die eine zusätzliche Leistung von 762 MW liefern 

werden 37 . Insgesamt werden die Wasserkraftwerke dann 

1 870 GWh pro Jahr produzieren. 

Die CNE geht davon aus, dass 2020 über 23% der landesweiten 

Stromproduktion aus erneuerbaren Energieressourcen 

kommen (4 000 GWh pro Jahr). 38 Die wichtigste 

erneuerbare Energieressource wird Windkraft sein. 

Obwohl SINE 2009 noch keinen Strom aus Windkraft 

bezog, prognostiziert die CNE, dass 2010 die ersten 100 

GWh produziert werden. 2020 sollen mehr als 2 700 

GWh pro Jahr aus Windparks kommen 39 . 



36 Quelle: CNE, Promotion, 2009 

37 Quelle: CNE, Promotion, 2009 

38 Quelle CNE, Promotion, 2009 

39 Quelle: CNE, Promotion, 2009

TABELLE 19: 

STROMPREISE FÜR JANUAR 2009 


In ländlichen Gegenden wurden Solaranlagen installiert, 

die nicht ans Netz angeschlossen sind. Dies sind hauptsächlich 

Projekte, die von nichtstaatlichen Unternehmen 

finanziert werden und mit monetärer Unterstützung der 

U.S. Agency for International Development (USAID), 

dem United Nations Development Programme (UNDP) 

und anderen internationalen Gebern sowie dem Ministerium 

für Industrie und Gewerbe durchgeführt werden. 


86 

Art des Tarifs € / kWh Art des Tarifs € / kWh 

BTS 1 

BTS 2 

Quelle: SIE tarifas 

50 kWh 0.27 

BTD 

Fixtarif 

Energie 

3.24 

0.11 

14 612 Maximale Energie 14.94 

Feste 

> 75 kWh 100 kWh 0.99 

Gebühr > 100 kWh 125 kWh 1.33 

Fix Tariff 2.47 

> 125 kWh 150 kWh 

> 150 kWh 175 kWh 

1.68 

2.02 

BTH 

Energy 

Schwachlastzeit 

0.11 

3.81 

> 175 kWh 2.17 Höchstlast Spitzenzeit 21.24 

0-75 kWh 0.06 

76-200 kWh 0.06 

Fixtarif 3.75 

201-300 kWh 0.09 MTD1 Energie 0.12 

301-400 kWh 0.14 Höchstlast 7.31 

401-500 kWh 0.14 

501-600 kWh 0.14 

Fixtarif 3.54 

601-700 kWh 0.14 MTD2 Energie 0.11 

701 - 1000 kWh 0.17 Höchstlast 5.12 

> 1000 kWh 0.17 

Fixtariff 2.47 

Fixtarif 2.17 MTH Energie 0.11 

0-75 kWh 0.09 Schwachlastzeit 1.46 

76-200 kWh 0.09 Höchstlast Spitzenzeit 14.81 

201-300 kWh 0.10 BTS1 – Privathaushalt (Bedarf 10kW) 

301-400 kWh 0.16 BTS2 – Kleinbetriebe (Bedarf 10kW) 

401-500 kWh 0.16 BTD – Haushalte oder Betriebe (Bedarf > 10kW) 

501-600 kWh 0.16 BTH – Tarif mit stündlicher Preisabgrenzung (Bedarf > 10kW) 

601-700 kWh 0.16 MTD1 – Haushalte oder Betriebe mit Mittelspannungsbedarf 

701 - 1000 kWh 0.18 MTD2 – Industrie mit Mittelspannungsbedarf 

> 1000 kWh 0.18 MTH – Mittelspannungsbedarf mit stündlicher Preisabgrenzung 

Das UNDP hat im Land ein Projekt initiiert, das die 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete mit Hilfe von erneuerbaren 

Energieressourcen ermöglichen soll 40 . Das Projekt 

wurde im Mai 2008 begonnen und soll bis Mai 2013 

laufen. Es hat ein Gesamtbudget von 4,4 Mio €, über die 

Hälfte davon stammt aus der Europäischen Union. 

Ziel des Programms ist der landesweite Zugang und die 

Nutzung erneuerbarer Energieressourcen in ländlichen 

Gemeinden und die Unterstützung lokaler Unternehmen, 

40 UNDP Project Nr 00060210: »Programa de electrificación rural basado en 

fuentes de energía renovable en República Dominicana». http://pnud.onu.org. 

do/proyectos/energiaymedioambiente/1201

die im Bereich der nachhaltigen Nutzung von Energie tätig 

sind. Kurzfristig werden etwa 16 500 Menschen von diesem 

Projekt profitieren, innerhalb der nächsten fünf Jahre 

soll die Zahl der Nutzer auf über 150 000 ansteigensein. 

Im Rahmen des Programms sollen 31 Wasserkraftwerke 

und eine Windenergieanlage mit einer Erzeugungsleistung 

zwischen 5 und 150 kW gebaut werden. Es soll darüber 

hinaus potenzielle Kleinstbetriebe identifizieren 

und fördern, die von der erzeugten Energie profitieren 

könnten. 

3.6.2 

Nationale Energiekomission (CNE) 

Die Aufgaben der Comisión Nacional de Energía (CNE), 

die 2001 gegründet wurde, schließen die Erarbeitung von 

Gesetzen und Bestimmungen sowie die Erstellung von 

Prognosen zu Versorgung und Bedarf ein. Die CNE arbeitet 

unter der Leitung des Ministeriums für Industrie 

und Gewerbe sowie des Finanzministeriums und ist dem 

Technischen Sekretariat des Büros des Präsidenten, dem 

Direktor der Zentralbank, dem Landwirtschaftsministerium, 

dem Umweltministerium und dem Direktor des 

Instituts für Telekommunikation unterstellt. Als Exekutivorgan 

hat es die rechtliche Befugnis, Richtlinien für den 

Energiesektor zu beschließen. Seit Mitte des Jahres 2003 

hat die CNE eine neue Abteilung für alternative Energieressourcen 

und die rationelle Nutzung von Energie 

(Gerencia Energías Alternas y Uso Racional de Energía). 

Regulierungsbehörde SIE 

Die Superintendencia de Electricidad (SIE), die durch das 

Dekret Nr. 118-98 am 16. März 1998 gegründet wurde 

und im Juli 1999 ihre Arbeit aufnahm, beaufsichtigt die 

Marktregulierung. Der Status der SIE als öffentlich-rechtliche 

Institution wurde offiziell durch den General Electricity 

Act von 2001 verankert. Ihre Aufgaben umfassen 

insbesondere die Kontrolle der Preise für Kunden. 


87 

Koordinationsgruppe für den Großhandelsmarkt (OC) 

Eine weitere Institution, die 2001 durch den General 

Electricity Act ins Leben gerufen wurde, ist die Koordinationsgruppe 

für den Großhandelsmarkt (Organismo 

Coordinador – OC), eine Koordinationsgruppe mit der 

Hauptaufgabe, die Tätigkeiten der verschiedenen Energieproduzenten 

und Netzbetreiber aufeinander abzustimmen 

und sicherzustellen, dass die notwendige Kapazität 

auf dem Spot-Markt verfügbar ist. Diese nichtstaatliche 

Institution dient dazu, die Selbstregulierungsmechanismen 

des Marktes zu unterstützen. Ihre höchste Autorität 

ist ein Koordinierungskomitee, dessen Mitglieder sich aus 

jeweils einem Repräsentanten der unabhängigen Energieproduzenten, 

der Energieproduzenten mit privater Beteiligung 

und der Übertragungs- und Verteilersektoren 

zusammensetzen. 

Energieerzeugung 

Das Stromerzeugungsunternehmen Haina S. A. (EGE 

Haina) ist das größte Stromerzeugungsunternehmen der 

SINE (mit 17% der installierten Leistung des Landes). 

Haina ist eines der Stromerzeugungsunternehmen, die im 

Prozess der Kapitalisierung der ehemals staatlichen Dominican 

Electricity Company (CDE) gegründet wurden. 

50% des Kapitals von Haina gehört dem Unternehmen 

Haina Investment Company Ltd. (HIC), einem Konsortium 

internationaler Investoren, und die verbleibenden 

fünfzig 50% gehören der CDE und einzelnen Investoren. 

HIC hat die vertragliche Verantwortung für die Verwaltung 

von EGE Haina inne. Der zweitgrößte Energieversorger 

ist der Dominikanische Wasserkraftproduzent 

(Empresa de Generación Hidro-eléctrica Dominicana 

– EGEHID). EGEHID ist ein zu 100% staatliches Unternehmen 

und Teil der Holding-Gesellschaft CDEEE. 

Der drittgrößte Stromproduzent ist AES Andrés. Das 

LNG Import Terminal ‘Andres Facility’ wurde 2003 in 

Betrieb genommen und befindet sich neben dem 319 

MW Kombikraftwerk von AES. Es ist die erste und einzige 

Importeinrichtung für Erdgas in der Dominikanischen 

Republik.

Stromübertragung 

Das einzige Unternehmen im Lande, das für Stromübertragung 

zuständig ist, ist die Dominikanische Übertragungsgesellschaft 

(Empresa de Transmisión Eléctrica 

Dominicana – ETED), die ebenfalls zu 100% staatlich 

ist und zur CDEEE gehört. Die ETED besitzt 2 183 km 

an 138 kV-Leitungen, 1 686 km an 69 kV-Leitungen und 

20 Umspannwerke. 

Verteilergesellschaften 

Die Nördliche Stromvertriebsgesellschaft (EDENORTE 

Dominicana SA) kommerzialisiert und verteilt Strom in 

den 14 Provinzen des nördlichen Teils der Dominikanischen 

Republik. Das Unternehmen gehört dem Staat, der 

die Anteile des ehemaligen Besitzers, der Union Fenosa, 

aufkaufte, und wird von der CDEE verwaltet. EDEN- 

ORTE verteilt monatlich durchschnittlich 41 257 GWh. 

Die Südliche Stromvertriebsgesellschaft (EDESUR) ist 

ebenfalls staatlich und trägt zur Verteilung von monatlich 

309 GWh bei. Die dominikanische Regierung hat auch 

hier 100% der Anteile von Union Fenosa gekauft. Die 

Östliche Stromvertriebsgesellschaft EDEESTE gehört zu 

50% der dominikanischen Regierung, die verbleibenden 

Anteile gehören AES Corp und Trust Company of the 

West (TCW). EDEESTE verteilt monatlich 248 GWh 

(Stand: 2009). 



Die zentrale juristische Referenz für den Stromsektor 

in der Dominikanischen Republik ist das Allgemeine 

Stromgesetz (das durch das Gesetz 125-01 von 2001 etabliert 

wurde) und seine Modifikation durch Dekret Nr. 

749-02 vom September 2002. In diesem Gesetz sind folgende 

Eckpunkte verankert: 

• Es muss sichergestellt werden, dass mindestens 20% des 

Stromhandels auf dem Spot-Markt stattfindet. 

• Energieerzeuger sind dazu autorisiert, Verbindungsleitungen 

zum Verbundnetz und/oder ihren eigenen 

Kunden zu legen (autarke Versorger). 

41 Quelle für die durchschnittliche monatliche Versorgung: OC, 2009. 


88 

• Die Anteilseignung von Verteilergesellschaften an 

Erzeugungskraftwerken wird auf nicht mehr als 15% 

der Spitzenlast im Verbundnetz begrenzt (erneuerbare 

Energien sind von dieser Regel ausgeschlossen). 

• Die Strompreise für Kunden des öffentlichen Netzes 

mit einer maximalen Anschlussleistung von 2 MW sind 

festgelegt, es sei denn, die Kunden schließen einen direkten 

Vertrag mit den Versorgern ab. 

• Die Übertragungstarife für die Nutzung von Anlagen 

zur Übertragung und Verteilung sind festgelegt. 

• Unternehmen, die Strom aus erneuerbaren Energieressourcen 

erzeugen, werden bei Vertrieb und Lastenverteilung 

bevorzugt behandelt, solange Preise und Konditionen 

ansonsten identisch sind. 

• Unternehmen, die Strom aus erneuerbaren Energieressourcen 

erzeugen, sind für fünf Jahre von nationalen 

und lokalen Steuern befreit. 

• Eine nationale Energiekommission (CNE) entwickelt 

Maßnahmen zur Energiepolitik und langfristige Pläne 

für den Energiesektor. 

• Die Superintendencia de Electricidad (SIE) wird gestärkt, 

damit diese sich als unabhängige neutrale Regulierungsbehörde 

mit weitreichenden Kompetenzen 

etablieren kann. 

• 10% der Bußgelder für Stromdiebstahl werden in einen 

Fonds eingezahlt, der Anreize für die Entwicklung erneuerbarer 

Energieressourcen bieten soll. 



Der erste Entwurf für ein Gesetz, das Anreize für die 

Entwicklung erneuerbarer Energieressourcen bieten soll, 

wurde dem Nationalkongress im Oktober 2001 zur Diskussion 

vorgelegt. Mit Unterstützung des GTZ-Projekts 

»Proyecto de Fomento de Energías Renovables« (PRO- 

FER) wurde der Entwurf im Zeitraum zwischen 2003 

und 2005 überarbeitet und dem Kongress im Oktober 

2005 erneut unter dem Titel »Proyecto de Ley de Incentivo 

al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energías« 

vorgelegt. Er wurde dem Senat zur nochmaligen Lektüre

vorgelegt und im September 2006 bewilligt. Das Gesetz 

57-07 wurde schließlich im Mai 2007 unterzeichnet und 

trat anschließend in Kraft. 

Das Gesetz fördert Windparks mit einer Leistung bis 50 

MW, Mini-Wasserkraftwerke bis zu 5 MW, Photovoltaikanlagen 

aller Größen, solarthermische Kraftwerke bis 120 

MW, Biomassekraftwerke mit einem Biokraftstoffanteil 

von mindestens 60% und einer Leistung von maximal 80 

MW und Meereskraftwerke. Das Gesetz fördert außerdem 

Technologien zur solarthermischen Wärmeerzeugung 

und Kühlung. 

Die vom Gesetz vorgesehen Anreize gestalten sich wie 

folgt 42 : 

• 100%ige Befreiung von Einfuhrzöllen auf technische 

Ausrüstung, Maschinen und Zubehör, das für die Erzeugung 

Erneuerbarer Energie notwendig ist. 

• 100%ige Befreiung von der Umsatzsteuer (ITBIS) auf 

alle genannten Gerätschaften. 

• 100%ige Befreiung von der Einkommenssteuer für 10 

Jahre für Unternehmen oder Einzelpersonen, die von 

diesem Gesetz profitieren, bis 2020. 

• Ermäßigung auf einen festen Satz von 5% auf die Steuer 

auf ausländisch finanzierte Zinszahlungen, in Abänderung 

des Artikels 306 des dominikanischen Steuergesetzes 

für die von diesem Gesetz profitierenden Unternehmen 

und Personen. 

• Eine anrechenbare Gutschrift von bis zu 75% auf die 

Investitionskosten für technische Ausrüstung, die von 

Besitzern oder Mietern von Einfamilienhäusern oder 

gewerblichen oder industriellen Einrichtungen benö- 

42 Dominican Legal Laws http://www.drlawyer.com/dominican-legal-news/ 

dominican-renewable-energy-bill.html 


89 

tigt wird, um die Gebäude komplett auf den Betrieb mit 

erneuerbaren Energien umzustellen oder den Anteil an 

Energie aus erneuerbaren Ressourcen an ihrem Verbrauch 

erhöhen. Diese Gutschrift wird über die folgenden drei 

Jahre auf die Einkommenssteuer des jeweiligen Kunden 

angerechnet, wobei pro Jahr 33,33% des Gesamtbetrages 

abgeschrieben werden können. Dieses neue Gesetz fordert 

auch die Etablierung eines Marktes für CO2-Anleihen, 

wie er im Rahmen des Kyoto-Protokolls vorgesehen 

ist, der vom Clean Development Mechanism des Ministeriums 

für natürliche Ressourcen reguliert werden soll. 

Die Einfuhr von Maschinen, technischer Ausrüstung und 

Zubehör, die für Anlagen genutzt werden, die erneuerbare 

Energie erzeugen und nutzen, sind von Steuern befreit. 

10 Jahre lang sind die Unternehmen darüber hinaus 

von der Einkommenssteuer und Steuern auf den Transfer 

von industriellen Gütern (ITBIS) befreit. 


Die Dominikanische Republik hat die UNFCCC im 

Oktober 1998 ratifiziert und trat im Februar 2002 dem 

Kyoto-Protokoll bei. Im August 2004 wurde die Oficina 

Nacional del Mecanismo de Desarrollo Limpio (ON- 

MDL) auf Anordnung des Präsidenten als nationale Aufsichtsbehörde 

eingerichtet 

Es gibt sechs CDM-Projekte, die sich im Zulassungsverfahren 

befinden, und ein Projekt, das bereits bei der 

UNFCCC zugelassen ist. Drei davon sind Projekte mit 

Windenergie, die Einzelheiten dazu sind in Tabelle 20 

aufgeführt. 

TABELLE 20: 

CDM-WINDPROJEKTE IN DER DOMINIKANISCHEN REPUBLIK, IRR VOR DEM VERKAUF VON CER. 

Projekt Ort Status Jährliche 

Einsparungen 

(ktCO ² ) 

Cabo Engaño Wind 

Project 

El Guanillo Windpark in 

der Dominikanischen 

Republik 

Juancho – Los Cocos 

Windparkprojekt, 

100 MW 

Quelle: UNEP Risoe und UNFCCC 

La 

Altagracia 

Zulassungsverfahren 

abgeschlossen 

IRR Anmeldungs 

jahr 

Leistung 

(MW) 

20 8,25 MW 

Monte Cristi Registriert 124 11.3 % 2006 64,6 MW 

Barahona & 

Pedernales 

Im Zulassungsverfahren 

321 13 % 100 MW



Das U.S. National Renewable Energy Laboratory (NREL) 

hat eine erste Bemessung durchgeführt. Das Hauptziel der 

Studie war es, eine Karte für die Windressourcen in allen 

Regionen der Dominikanischen Republik zu erstellen und 

die Ergebnisse in einem Windatlas zusammenzustellen(zu 

finden unter http://www.windatlas.dk/World/Other. 

html#Dominican%20Republic). 

Die Windressourcen in der Dominikanischen Republik 

hängen in hohem Maße von der Höhenlage und der Nähe 

zur Küste ab. Im Allgemeinen sind die Windstärken auf 

Hügelkuppen, Bergkämmen und in küstennahen Gegenden, 

die den vorherrschenden Ostwinden am meisten ausgesetzt 

sind, am höchsten. In den Regionen im äußersten 

Südwesten und Nordwesten des Landes sind Schätzungen 

zufolge die meisten Gegenden mit guten bis sehr guten 

Windstärken 43 angesiedelt, weil die Höhenströmungen 

und Seewinde in diesen Regionen am stärksten sind. Die 

Ergebnisse der Windkartierung zeigen viele Gebiete mit 

guten bis sehr guten Windressourcen für Anwendungen 

auf kommerziellem Niveau für Energieversorger oder sehr 

gute Windressourcen für die Stromversorgung von Dörfern. 

Die besten Windressourcen sind in den südwestlichen 

Provinzen Pedernales und Barahona und in den 

nordwestlichen Provinzen Puerto Plata und Monte Cristi 

zu finden. Geeignete Regionen mit guten bis sehr guten 

Windressourcen gibt es auch noch an vielen anderen Orten, 

etwa die Hügelkuppen und Bergrücken der Halbinsel 

Samana und andere küstennahe Gebiete in der gesamten 

Dominikanischen Republik oder in den größten Gebirgszügen 

wie Cordillera Septentrional, Cordillera Oriental, 

Cordillera Central und Sierra Neiba. Die Ergebnisse der 

Kartierung zeigen außerdem viele Gebiete mit mäßigen 

Windstärken für Anwendungen auf kommerziellem Niveau 

für Energieversorger oder guten Windressourcen für 

die Stromversorgung von Dörfern, darunter viele nach 

Osten gerichtete Küstenregionen entlang der Ost- und 

Nordküsten der Dominikanischen Republik. 

Schätzungen zufolge bieten etwa 1 500 km² des Landes 

43 Windkraftklassifizierungen der NREL Studie: 

Für Energieversorger: mäßig – 6.1 to 7.0 m/s; gut – 7.0 to 7.7 m/s; 

sehr gut – 7.7 to 10.5 m/s 

Für ländliche Anwendungen: mäßig – 4.9 to 6.1 m/s; gut – 6.1 to 7.0 m/s; 

sehr gut – 7.0 to 10.5 m/s 


90 

ein gutes bis sehr gutes Windenergiepotenzial. Diese Regionen 

mit Windkorridoren stellen weniger als 3% der gesamten 

Fläche (48 442 km²) der Dominikanischen Republik 

dar. Nach konservativen Schätzungen von ca. 7 MW 

pro km² könnte das Land über 10 000 MW Leistung 

installieren und über 24 Mrd. Kwh pro Jahr gewinnen. 

Wenn man nur die Gegenden mit guten bis sehr guten 

Windressourcen einrechnet, gibt es in der Dominikanischen 

Republik 20 Provinzen mit einem Windpotenzial 

von mindestens 100 MW und drei Provinzen mit einem 

Windpotenzial von mindestens 1 000 MW. 

Wenn zusätzlich die Gegenden mit mäßigen Windressourcen 

(bzw. guten Windressourcen für die ländliche 

Anwendung) berücksichtigt werden, erhöht sich diese 

Fläche auf über 4 400 km², was etwas mehr als 9% der Gesamtfläche 

der Dominikanischen Republik entspricht. In 

diesen Regionen könnten zusammen über 30 000 MW 

Leistung installiert und über 60 Mrd. kWh pro Jahr produziert 

werden. Es gibt 12 Provinzen mit einem Windpotenzial 

von mindestens 1 000 MW und bis auf drei haben alle 

Provinzen ein Windpotenzial von mindestens 100 MW. 

Es sind jedoch weitere Studien notwendig, um das Windkraftpotenzial 

genauer bemessen zu können und Faktoren 

wie das bereits existierende Übertragungsnetz und den 

Zugang dazu mit zu berücksichtigen.. 



Im Juli 2009 gab die CNE eine Zusammenarbeit der Dominikanischen 

Republik mit den Vereinigten Arabischen 

Emiraten beim Bau von 600 MW Windkraft bekannt 

(innerhalb eines Projekts, das den Bau eines Erdgaskraftwerks 

mit 600 MW Leistung einschließt). Dazu sind 

Investitionen in Höhe von 500 Mio. € geplant. 6 neue 

Windparks sollen installiert werden: 2 in Puerto Plata, 

2 in Montecristi und 2 in Azua. 

Bisher sind Windkraftanlagen im Land nur bei Kraftwerken 

von Eigenerzeugern im Einsatz. 44 Allerdings wurde 

in den letzten Jahren 33 Projekten eine Konzession erteilt, 

mit denen insgesamt 1 905 MW im Land installiert werden 

sollen. Tabelle 21 zeigt alle Windkraftprojekte mit 

Konzessionen im Land. 

44 Quelle: CNE, Statistics, 2009

TABELLE 21: 

WINDENERGIEPROJEKTE MIT BETRIEBSERLAUBNIS. 


91 

Unternehmen Projekt Energie (MW) Betriebserlaubnis seit 

Grupo Eólico Dominicano El Granadillo 50 2007 

Compañía Generación Eólica Internac. SL NA 90 2008 

Grupo Eólico Dominicano NA 50 2007 

Compañía Poseidón NA 100 2007 

CEPM NA 50 Vorläufig 2008 

AIM Powergem NA 50 Vorläufig 2008 

Jasper Caribean NA 115 Vorläufig 2007 

Los Cuatro Vientos. NA 50 Vorläufig 2008 

Inversiones Agian, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Inversiones Dihue S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Multigestiones Ofir, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Inversiones Galloway, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Compañía HB-Globe, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Callot, C. por A. NA 50 Vorläufig 2008 

Renovable Dominicana NA 50 Vorläufig 2009 

El Morro Eólico, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Alisios de Montecristi, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Energía Alternativa, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Inveravante Dominicana, S.A. Papayo I 50 Vorläufig 2008 

Inveravante Dominicana, S.A. Papayo II 50 Vorläufig 2008 

Inveravante Dominicana, S.A. Cabrera 50 Vorläufig 2008 

Inversiones Birttan, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Inversiones Tazaret, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Natural Wind Energy, S.A. NA 50 Vorläufig 2008 

Royal London Investment, S.A. Green Power 50 Vorläufig 2008 

Solar Monkey NA 50 Vorläufig 2009 

TECSOL NA 50 Vorläufig 2008 

EGE-HAINA NA 50 Vorläufig 2008 

The Wind Farm, C. por A. NA 50 Vorläufig 2009 

Summer Wisper Group, S.A. NA 50 Vorläufig 2000 

RENSA NA 50 Vorläufig 2009 

Fluitecnik Solar, S.A. NA 50 Vorläufig 2009 

Bio Fuel World Supply NA 50 Vorläufig 2009 

Quelle: CNE, Promotion, 2009


Secretaría de Estado de Industria y Comercio 

Programa de Energía No Convencional 

Director: Ing. Salvador Rivas 

E-Mail: salvador.rivas@seic.gov.do 

Av. México Esq. Leopoldo Navarra 

Edificio Oficinas Gubernamentales Juan Pablo Duarte 

Ensanche Gazcue, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 685 51 71 

Fax: +1 (809) 548 65 10 

E-Mail: energia@seic.gov.do 

Internet: www.seic.gov.do 

Comisión Nacional de Energía (CNE) 

Executive director: Ing. Aristedes Fernández Zucco 

E-Mail: presidente@cne.gov.do 

Director of Renewable Energy Sources and Rational 

Use of Energy Department: 

Arq. Doroteo Rodriguez 

E-Mail: drodriguez@cne.gov.do 

Director of Planning Department: Lucas Vicens 

E-Mail: lvicens@cne.gov.do 

Ave. Gustavo Mejía Ricart No. 73 

Ensanche Serrallés, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 732 20 00 

Fax: +1 (809) 547 20 73 

Internet: www.cne.com.do 

Superintendencia de Electricidad (SIE) 

Chairman: Ing. Francisco Méndez 

E-Mail: smedrano@sie.gov.do 

Ave. Gustavo Mejía Ricart No. 73 

Ensanche Serrallés, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 683 25 00/683 27 27 

Fax: +1 (809) 732 27 75 

E-Mail: sielectric@verizon.net.do 

Internet: www.sie.gov.do 


92 

Corporación Dominicana de 

Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) 

President of Board 

Dr. Armando Peña Castillo 

Director of Rural Electrification Programme: 

Thelma Eusebio 

Head of »Transmission« division: 

Julian Santana Araujo 

Head of Generation Division: 

Sr. Rafael Suero 

Av. Independencia Centro de los Héroes 

Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 535 11 00 

Fax: +1 (809) 533 72 04 

E-Mail:cderd06@verizon.net.do 

Internet: www.cde.gov.do 

Internet Hydropower: www.hidroelectrica.gov.do 

Instituto de Innovación en 

Biotecnología e Industira – IIBI 

Energy Department (Divisón Recursos Energéticos) 

Head: Bolivar Rodriguez 

Apartado Postal 329-2 

Calle Oloff Palme Esq. Núñez de Cáceres, 

Edificio INDOTEC 

Ensanche San Gerónimo, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 566 81 21 

Fax: +1 (809) 227 88 09 

E-Mail: servicio@iibi.gov.do, tics@iibi.gov.do 

Internet: www.indotec.gov.do 

Renewable Energy Growth Assistance Entity (REGAE) 

Luis Guillermo Local PRONATURA 

Paseo de Los Periodistas No. 4 

Ensanche Miraflores, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 688 60 92 

Fax: +1 (809) 688 87 74 

E-Mail: luisguille1@hotmail.com

Instituto Nacional de Recursos Hidráulicos (INDRHI) 

Head: Sr. Ing. Frank Rodríguez 

Centro de los Héroes 

Edificio Nuevo del INDRHI 

Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 532 32 71 

Internet: www.indrhi.gov.do 

National Rural Electric 

Cooperative Association (NRECA) 

Director: Jame Vancoevering 

Calle Rafael Augusto Sánchez No. 51A 

Ensanche Piantini, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 541 48 25 

Fax: +1 (809) 683 86 08 

E-Mail: jvancoevering@nrenca-intl.org 

Internet: www.nreca.org 


Technische Zusammenarbeit (GTZ) 

Head: Hans-Peter Debelius 

E-Mail: hans-peter.debelius@gtz.de 

Calle Angel Severo Cabral N° 5 

Ensanche Julieta Morales 

Santo Domingo 

Tel.: +1809 541-1430 

Fax: +1809 683-2611 

E-Mail: gtz-domrep@gtz.de 

Internet: www.gtz.de/dominican-republic 

German-Dominican Chamber 

of Industry and Commerce 

Director: Werner Kuhn 

Centro-Dominicano-Alemán 

Calle Isabel la Católica No. 212 

Zona Colonial, Santo Domingo 

Tel.: +1 (809) 688 67 00 

Fax: +1 (809) 687 96 81 

E-Mail: ccdomalemana@codetel.net.do 

Internet: http://dominikanischerepublik.ahk.de/ 


93 


CNE – National Energy Commission, Energy Demand 

Prospective Study ( Estudio Prospectivo de la Demanda 

de Energía de República Dominicana ) – Final Report, 

November 2008. ( http://www.cne.gov.do ), Gesichtet: 


CNE, Statistics - National Information System 

( latest data available: 2005 ) ( http://www.cne.gov.do/ 

sien2/estadisticas.aspx ), Gesichtet: im September 2009. 

CNE, News published at »Hoy Digital« in July 2009 

( http://www.hoy.com.do/el-pais/2009/7/26/286968/ 

Dan-toques-finales-a-contratos-de-generacion-a-gas-yeolica 

), Gesichtet: im September 2009. 

CNE, Renewable Energy as National Solution 

( presentation ), December 2008. ( http://www.oas.org/ 

dsd/Energy/Meeting/ElSalvador/Documentos/Microsoft 

%20PowerPoint %20- %20Onil %20Abreu %20 

CNE.pdf ), Gesichtet: im September 2009. 

CNE, Promotion for investments, regulatory framework 

and incentives for renewable energy in the Dominican 

Republic ( presentation by the CNE president ), 

August 2009 

( http://www.acce.com.co/descargas/Presentaciones 

%20VII %20Encuentro/Panel %20de %20Ministros/ 

NE %20Rep %20Dominicana.pdf ), Gesichtet: im 

September 2009. 

OC - National Power System Coordinator, Monthly 

Operations Report – august 2009 ( http://www.oc.org. 

do/ ), Gesichtet: im September 2009. 

OC, Memoria Annual 2007. ( http://www.oc.org.do/ ), 

Gesichtet: im September 2009.

SIE – Superintendencia de Electricidad, Tarifas 

( http://www.sie.gov.do/peages_tarifas.php ), Gesichtet: 


SIE – Statistics, 2008 ( http://www.sie.gov.do/estadisticas.php 

), Gesichtet: im September 2009. 

General Electricity Act of 2001, available at: http:// 

www.drlawyer.com/dominican-legal-news/, Gesichtet: 

im Oktober 2009. 

General Electricity Act ( created by the law 125-01 of 

2001 ) and its modification with the decree 749-02 of 

September 2002, available at: http://www.drlawyer. 

com/dominican-legal-news/, Gesichtet: im Oktober 

2009. 

Dominican Legal Laws http://www.drlawyer.com/dominican-legal-news/dominican-renewable-energy-bill. 

html, Gesichtet: im September 2009. 

Wind Atlas, available at: http://www.windatlas.dk/ 

World/Other.html#Dominican %20Republic, Gesichtet: 

im Oktober 2009. 


94

CHILE 


APEC Asiatisch-Pazifische Wirtschafts- 

gemeinschaft 


BMU Bundesministerium für Umwelt, 

Naturschutz und Reaktorsicherheit 

BMZ Bundesministerium für Wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung 

CDEC Centro de Despacho Economico de 

Carga – Zentrum für ökonomische 

Lastverteilung 


CER Renewable Energy Centre – Zentrum 

für erneuerbare Energien 

CNE Comision Nacional de Energia – 

Nationale Energiekommission 

CONAMA Comision Nacional del Medio 

Ambiente Nationale Umwelt- 

kommission 

CORFO Corporacion de Fomento de la Produccion 

– Chilenische Wirtschaftförderungsgesellschaft 

ECLAC Wirtschaftskommission für Latein- 

amerika und die Karibik 

EE Energieeffizienz 

RE Renewable Energies (Erneuerbare 

Energien) 



GW Gigawatt 

95 


HDI Human Development Index 

IKI Internationale Klimaschutzinitiative 

IZF Interner Zinsfuß 

Kf W Kreditanstalt für Wiederaufbau 

KMU Kleine und Mittlere Unternehmen 

NCRE Non-conventional renewable energy 

sources – nichtkonventionelle erneuerbare 

Energiequellen 

PER Programa de Electrificacion Rural – 

Programm zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete 

PJ Petajoule 

PPEE Programa Pais de Eficiencia Energetica – 

Nationales Programm für Energie- 

effizienz 

SEC Superintendencia de Electricidad y 

Combustible – Aufsichtsbehörde für 

Elektrizität und Kraftstoffe 

SEIA Evaluierungssystem für Umweltver- 

träglichkeit 

SIC Zentrales Verbundsystem 

SING Norte Grande Verbundsystem 

UNDP United Nations Development 

Programme – Entwicklungsprogramm 

der Vereinten Nationen 

UNDP-GEF Global Environment Facility der UNDP 

UVP Umweltverträglichkeitsprüfung 

VAD Valor Agregado de Distribucion – 

Wertschöpfung der Verteilung

CHILE 

4.1 Einführung 

ABBILDUNG 1: 

KARTE VON CHILE 


96 

Die Republik Chile ist ein Staat in Südamerika, der einen 

langen und schmalen Küstenstreifen zwischen den Anden 

und dem Pazifischen Ozean einnimmt. Darüber hinaus 

gehören die Osterinseln, die in Ozeanien liegen, und ein 

Hoheitsgebiet in der Antarktis zum chilenischen Staatsgebiet. 

Das chilenische Festland ist in 15 Regionen aufgeteilt, 

die formell sowohl mit einem Namen als auch einer 

römischen Zahl gekennzeichnet werden. Ursprünglich 

wurden diese Regionen mit den römischen Zahlen in der 

Reihenfolge von Norden nach Süden bezeichnet (die Aufnahme 

der beiden jüngsten Regionen hat dies verändert). 

Benachbarte Länder sind Peru (im Norden), Bolivien (im 

Nordosten) und Argentinien (im Osten); die Amtssprache 

ist Spanisch. Seit März 2006 ist Michelle Bachelet 

Staatspräsidentin. Die Wirtschaftspolitik ist marktorientiert. 

Chile ist assoziiertes Mitglied der G-20 und des 

Mercosur (Gemeinsamer Markt des Südens) und vollwertiges 

Mitglied der APEC (Asiatisch-Pazifische Wirtschaftsgemeinschaft). 

Chile ist eines der Länder mit der 

höchsten Zahl von Freihandelsabkommen in der Welt. Es 

unterhält Freihandelsabkommen mit den folgenden Ländern 

und Regionen: Europäische Union, USA, Kanada, 

Mexiko, Mittelamerika, China, Japan, Südkorea, Singapur, 

Brunei, Australien und Neuseeland. 

Das Land hat den höchsten Index der menschlichen Entwicklung 

(HDI) in Lateinamerika (0,874) und liegt damit 

auf Platz 40 in der Weltrangliste, gefolgt von Argentinien 

(Platz 46 )1. Chile repräsentiert mit einem BIP von 

123 Mrd. € im Jahr 2008 die fünftgrößte Volkswirtschaft 

in Lateinamerika. 

Tabelle 1 führt sozio-ökonomische Indikatoren Chiles 

auf. 

Nach Angaben der Wirtschaftskommission für Lateinamerika 

und die Karibik (ECLAC 2) werden im Jahr 2010 

87,5% der Bevölkerung in städtischen Gebieten leben. Im 

Jahr 2006 lebten 13,7% der Bevölkerung in Armut (Anteil 

der Bevölkerung mit Einkommen von weniger als dem 

Doppelten der Kosten für den Warenkorb von Grundnahrungsmitteln 

einschließlich derer, die in extremer 

Armut leben) und 3,2% lebten in extremer Armut 3. Ob- 

1 UNDP 

2 ECLAC, 2008 

3 (Bevölkerungsanteil, der sich einen Warenkorb an Grundnahrungsmitteln nicht 

leisten kann)

wohl Chile in Lateinamerika ein herausragendes Beispiel 

für wirtschaftliche Stabilität darstellt, wurde es von der 

globalen Finanzkrise betroffen. Die Arbeitslosenquote im 

Land hat sich zwischen Dezember 2008 (7,5%) und Juni 

2009 (10,7%) um 3,2% erhöht 4. 

4.2. Energiemarkt 


Chile besitzt begrenzte Energieressourcen (fossile Energieträger, 

Wasserkraft und Brennholz) und produziert 

weniger Energie als es verbraucht. Nach Angaben der Nationalen 

Energiekommission 5 entsprach die Produktion 

aus nationalen Mitteln 379 PJ (209 PJ aus Holz und 82 

PJ aus Wasserkraft), während das Gesamtvolumen des 

Primärenergieverbrauchs 6 im selben Jahr 1 085 PJ betrug. 

Abbildung 2 zeigt den Beitrag der verschiedenen Energiequellen 

an der Brutto-Primärenergieproduktion im Jahr 

2007. 

Zwischen 1990 und 2007 hatte der Primärenergieverbrauch 

ein durchschnittliches jährliches Wachstum von 

4,6%. Die hohe Abhängigkeit von Öl, Kohle und Erdgaseinfuhren 

stellt eine Herausforderung für die Regierung 

dar. Neben dem Risiko der Versorgungsunsicherheit ist 

das Land internationalen Preisschwankungen ausgesetzt. 

Im Jahr 2004 begann Argentinien, Chiles wichtigster 

Erdgaslieferant, Einschränkungen in der Gasversorgung 

vorzunehmen; 2007 erreichten die Beschränkungen fast 

100% der vertraglich vereinbarten Liefermengen. Erdgas 

INE, 2009 

5 CNE 2009a 

6 Der gesamte Brutto-Primärenergieverbrauch entspricht der aus nationalen Ressourcen 

gewonnen Energie sowie der Energieeinfuhr abzüglich von Bestandsveränderungen 

und Verlusten. 

CHILE | 97 

TABELLE 1: 

BSP, BEVÖLKERUNG UND STAATSFLÄCHE. 

Jahr 

BIP 

2000 2002 2004 2006 2008 

in Milliarden € (Basis 2008) 51 46 65 100 123 

Bevölkerungszahl (Mio.) 15.2 15.6 16.0 16.4 16.8 

BIP pro Kopf € (Basis 2008) 

Staatsfläche 

3 361 2 933 4 067 6 066 7 352 

* : 2 006 096 km² 

Währung: 1€ = 780 CLP (Chilenischer Peso ** ) 

Original-BSP-Werte in US$bei Wechselkursen zu: 1€ = US$ 1.4708 (Deutsche Bundesbank) 

* Chilenische Regierung 

** Quelle: http://www.reuters.com/finance/currencies, 28. August 2009. 

Quelle: IMF, wenn nicht anders ausgewiesen 

ABBILDUNG 2: 

GESAMTE PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG 2007 

210 

55 % 

Gas 

Holz und anderes 

Quelle: CNE 2009a 

Primärenergiebereitstellung 2007: 379 PJ 

TABELLE 2: 

ENERGIEIMPORTE IN 2007 

Quelle Menge 

Öl 459 PJ 

Erdgas 109 PJ 

Kohle 172 PJ 

Quelle: CNE, 2009a 

6 

2 % 

81 

21 % 

Wasserkraft 


82 

22 %

ABBILDUNG 3: 

ENERGIEBERBRAUCH GESAMT IN 2007 

261 

17 % 

Quelle: CNE 2009a 

Energieverbrauch gesamt, 2007: 1 508 PJ 

494 

33 % 

Industrie 

Transport 

Trafostationen 

364 

24 % 

Gewerbe / Handel / 

Dienstleistung 

389 

26 % 

ist daher weitgehend durch Diesel ersetzt worden. 

Der Endenergieverbrauch verteilt sich auf vier Sektoren: 

Industrie und Bergbau, Verkehr, Gewerbe/öffentlicher 

Verbrauch/Haushalte und Energieumwandlung. Zwischen 

1990 und 2007 hat sich der Verbrauch fast verdoppelt; 

mit einer mehr als dreifachen Erhöhung in dieser 

Zeitspanne wies der Energieumwandlungssektor die 

höchsten Wachstumsraten auf. Im Verkehrssektor wuchs 

der Verbrauch um 230%, während die Industrie einen 

Verbrauchsanstieg von 212% aufwies. Der gewerbliche, 

öffentliche und Haushaltssektor wuchs um 168%. Abbildung 

3 zeigt den Endenergieverbrauch nach Sektoren im 

Jahr 2007. 

Das Stromnetz 

Die Aktivitäten in den Bereichen Erzeugung, Übertragung 

und Verteilung werden vollständig von privaten 

Unternehmen durchgeführt, während die Regierung 

die Branche regelt, überwacht und steuert. Die Planung 

von Investitionen im Bereich Distribution und 

Übertragung wird ebenfalls von der Regierung durchgeführt, 

dies aber nur als Orientierung für private Un- 

CHILE | 98 

ternehmen. Der wichtigste Akteur ist die Nationale 

Energiekommission (CNE), die verantwortlich ist für 

die Entwicklung und Koordination von Plänen, Maßnahmen 

und Vorschriften des nationalen Energiesektors. 

Sie berät alle staatlichen Stellen in Energiefragen. 

40 Erzeugungs-, 10 Übertragungs- und 31 Verteilungsunternehmen 

beteiligen sich an der nationalen Stromindustrie 

und sind in vier verschiedenen Elektrizitätssystemen 

aktiv. Diese Systeme setzen sich jeweils aus Kraftwerken 

und dem dazugehörigen Übertragungs- und Verteilernetz 

zusammen. 

Die vier separaten elektrischen Verteilsysteme in Chile 

sind: 

• Das Zentrale Verbundsystem (SIC): versorgt den mittleren 

Teil des Landes. Es ist das Hauptstromnetz, das 

mehr als 90% der Bevölkerung beliefert. Es erstreckt 

sich von der im Norden gelegenen Stadt Taltal (Region 

II) bis zur großen Chiloé Insel im Süden des Landes 

(Region X). Karten zum Download unter www. 

cdec-sic.cl/imagenes/contenidos/Datei/documentos/ 

mapa_sic.pdf 

• Das Norte Grande Verbundsystem (SING): versorgt 

die Bergbauregionen im Norden des Landes (Region 

XV, I und II). 90% der Verbraucher des SING bestehen 

aus großen Kunden (Bergbau und Industrie). Karten 

und Statistiken zum Download unter http://www. 

cdec-sing.cl/html_docs/anuario2007/PDF/CDEC- 

SING%202007%20Ing.pdf 

• Das Aysén-System versorgt die Region XI (Süd). 54% 

der Energie stammt aus Wärmekraftwerken, 42% aus 

Wasserkraftwerken und 4% aus dem ersten Windpark 

Chiles. Das einzige Unternehmen, das im Aysén-System 

tätig ist, ist Edelaysen S.A, welches für die Erzeugung, 

Übertragung und Verteilung verantwortlich ist 

und über 26 000 Kunden beliefert. 

• Das Magallanes-System: Es besteht aus vier Teilsystemen: 

Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams 

und Puerto Porvenir, in der Region XII. Edelmag S.A. 

ist das einzige Unternehmen, das im System tätig ist, 

und beliefert etwa 50 000 Kunden. 

Installierte Leistung

Die installierte Leistung des chilenischen Elektrizitätssektors 

erreichte im Jahr 2008 über 13 GW mit einer Stromerzeugung 

von mehr als 55 000 GWh. Die wichtigsten 

Technologien sind Wasserkraft (ca. 47%) sowie thermische 

Anlagen zur Nutzung von Kohle, Erdgas und Diesel 

(ca. 51%). Aufgrund von Beschränkungen im Bereich der 

Gasversorgung mussten viele Gas- und Dampfkraftwerke 

auf Dieselkraftstoff umgestellt werden. Andere erneuerbare 

Quellen wie Biomasse und Wind sind in geringem 

Umfang vorhanden und stellten im Jahr 2008 2,7% der 

installierten Leistung, die bis Ende 2009 600 MW erreichen 

wird 7 . Laut Gesetzesvorlagen soll der Anteil der 

erneuerbaren Energien ab dem Jahr 2010 5% betragen. 

7 GTZ Chile 

CHILE | 99 

TABELLE 3: 

INSTALLIERTE LEISTUNG NACH SYSTEM UND ENERGIEQUELLE IM DEZEMBER 2008, WERTE IN MWN. 

System SING SIC AYSEN Magallanes Gesamt 

Erneuerbare Energien 12.802 5 094.22 22.677 0 5 129.70 

Wasserkraft insgesamt 12.802 4 909.67 20.70 0 4 943.17 

Wasserkraft > 20MW 0 4781.17 0 0 4781.17 

Wasserkraft < 20MW 12.802 128.50 20.7 0 162.00 

Wind 0 18.15 1.98 0 20.13 

Thermische Nutzung von 

Biomasse 

0 166.4 0 0 166.40 

Nicht-erneuerbare Energien 

Wärmebereich: 

3 589.05 4 291.52 27.77 98.71 8 007.05 

Kohle 1 205.64 837.7 0 0 2 043.34 

Erdgas 2 111.65 2 547.30 0 84.485 4 743.44 

Öl und Derivate 271.763 906.522 27.77 14.22 1 220.27 

Windturbinen [MW] 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 

Insgesamt 3 601.86 9 385.75 50.45 98.71 13 136.75 

Quelle: CNE 2009c 

Das SIC trägt 71,4% der installierten Leistung und der 

SING 27,4% bei. Das Magallanes System und das Aysén 

System stellen gemeinsam 1,2%. Tabelle 3 zeigt die installierte 

Leistung jedes Systems nach den verschiedenen 

Energiequellen. 

Zwischen 2000 und 2008 ist die installierte Leistung um 

26% gestiegen (von 10,4 GW auf 13,1 GW). Die installierte 

Leistung der Gaskraftwerke hat mit etwa 80% das 

höchste Wachstum verzeichnet. Allerdings hat die Stromerzeugung 

aus dieser Quelle aufgrund der von Argentinien 

eingeführten Beschränkung der Erdgasversorgung 

abgenommen, wie im nächsten Abschnitt erläutert wird. 

Die installierte Leistung aus Wasserkraft hat ebenfalls in 

TABELLE 4: 

STROMERZEUGUNG NACH ENERGIEQUELLEN 2000 – 2007 (IN TWh) 

Quelle 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 13.6 19.1 21.7 23.2 22.6 21.0 25.6 28.2 22.3 

Biomasse und Wind 1.5 1.4 1.7 1.8 1.7 1.3 0.8 0.6 0.8 

Erdgas 6.7 9.8 12.5 12.5 16.0 17.7 15.0 12.5 6.1 

Kohle 13.3 9.4 6.2 6.9 6.6 8.9 8.4 12.1 14.7 

Diesel / Heizöl 3.4 1.7 1.8 1.1 1.9 0.2 1.2 0.6 12.5 

Gesamt 38.4 41.3 43.9 45.5 48.8 49.0 50.9 53.9 56.4 

Quelle: CNE 2009b

TABELLE 5: 

VERBRAUCH NACH SEKTOREN IN 2007 

Sektor GWh % 

Bergbau und Industrie 35 958 65 

Gewerbe/Verwaltung/ 


16 567 30 

Stromerzeugung 2 280 4 

Transport 408 1 

Gesamt 55 213 

der gleichen Zeit zugenommen, jedoch auf einem niedrigeren 

Niveau (19%). Die installierte Leistung von Kohle- 

und Dieselkraftwerken sank um 8% bzw. 18%, doch aufgrund 

der steigenden Nachfrage sind aktuell 4 000 MW 

Leistung aus Kohlekraftwerken in Planung. Die Leistungen 

aus Biomasse und Windkraft blieben bis 2008 mit 0,2 

GW mehr oder weniger konstant. 

Vier Windparks sind derzeit im Bau, die zu einer erheblichen 

Zunahme der Windenergienutzung führen werden 

(siehe auch Kapitel über Marktpotential für Windenergie). 


Die Einschränkungen der Versorgung mit Erdgas aus Argentinien 

und die geringen Niederschläge im Jahr 2007 

hatten erhebliche Auswirkungen auf die Stromerzeugung. 

Der Anteil von Erdgas ist nach einem Höchstwert im Jahr 

2004 stark zurückgegangen und der Anteil der Wasserkraft 

sank von 28,2% im Jahr 2006 auf 22,3% im Jahr 

2007. Beide Entwicklungen führten zu einem verstärkten 

Einsatz von Diesel und Heizöl. 

Der gesamte Stromverbrauch im Jahr 2007 betrug 55 213 

GWh. Die Industrie und der Bergbau sind die wichtigsten 

Verbraucher im Land und haben im Jahr 2007 65% der 

gesamten Stromerzeugung abgenommen. Tabelle 5 zeigt 

den Verbrauch der einzelnen Sektoren. 

Zwischen 2000 und 2007 ist der gesamte Stromverbrauch 

um 44% gestiegen. Das Wachstum der einzelnen 

Sektoren im gleichen Zeitraum betrug 55% bei Gewerbe, 

Verwaltung und Privathaushalten, 31% im Energiesektor, 

40% in Bergbau und Industrie und 86% im Verkehrs- 

sektor 8 . 

8 CNE 2009b 

CHILE | 100 

Eine Studie der Universidad de Chile 9 für die CNE hat 

ein erweitertes Prognosemodell für die Energienachfrage 

im Land für verschiedene Sektoren in den beiden Hauptsystemen 

(SIC und SING) bis zum Jahr 2030 entwickelt. 

Dieser Studie zufolge wird der Stromverbrauch in der 

SING zwischen 2010 und 2030 um 92% wachsen. Der 

Sektor mit dem größten Wachstum wird der Bereich Gewerbe, 

Verwaltung und Privathaushalte (243%) sein, der 

von 1 368 GWh auf 4 695 GWh ansteigen wird. 10 

Der industrielle Sektor im SIC wird im Jahr 2030 194% 

mehr Strom als in 2010 verbrauchen und von allen Sektoren 

das höchste Wachstum im Verbrauch aufweisen. 

Insgesamt wird sich die Nachfrage in dem Zeitraum 

verdoppeln und einen massiven Kapazitätsausbau nötig 

machen, sowohl im SING- als auch im SIC-System. Da 

Chile stark abhängig von importierten Kraftstoffen ist 

und die Gaslieferung des derzeit einzigen Anbieters Argentinien 

in der Vergangenheit nicht immer zuverlässig 

war, steigt die Zahl der Kraftwerke, die mit Importkohle 

betrieben werden. 


Chile nutzt seit langer Zeit Wasserkraft zur Stromerzeugung. 

Im Jahr 2008 entsprach die daraus gewonnene Enerige 

37,6% der Erzeugungskapazität (siehe Tabelle 3) bzw. 

einer installierten Leistung von 4 942 MW, von denen 1 

516 MW aus Laufwasserkraftwerken gewonnen wurde. 11 

Chile verfügt über zahlreiche Flüsse, die für die Stromerzeugung 

aus Wasserkraft geeignet sind, sowie eine 4 000 

km lange Küste, die für die Gewinnung von Wind- und 

Meeresenergie genutzt werden kann. Das Land befindet 

sich in einer vulkanisch stark aktiven Region mit einem 

geothermischen Potenzial von mehr als 2 000 MW. Die 

nördliche Wüstenregion in Chile hat eine der höchsten 

Sonneneinstrahlung der Welt. Trotz des hohen Potentials 

von Chile im Bereich nicht-konventioneller erneurbarer 

Energien 12 befindet sich die Nutzung dieser Quellen noch 

im frühen Stadium der Umsetzung. In den letzten Jahren 

hat es Fortschritte bei der Installation von Biomasseanlagen 

und dem Bau kleiner Wasserkraftwerke mit einer 

Leistung bis zu 20 MW gegeben. Solarenergie wurde vor 

allem für die ländliche Elektrifizierung verwendet. Auch 

9 Universidad de Chile, 2008 

10 Die gesamten Ergebnisse für beide Systeme SIC und SING können unter 

Universidad de Chile, 2008 gefunden werden 

11 CNE, 2009b 

12 Im chilenischen Kontext wird dieser Ausdruck für alle erneuerbare Energiequellen 

außer Wasserkraft über 20 MW gebraucht. In folgenden Kapiteln werden 

diese als erneuerbare Energien bezeichnet.

TABELLE 6: 

INSTALLIERTE KAPAZITÄT NICHTKONVENTIONELLER ERNEUERBARER ENERGIEQUELLEN IN 2008 (IN MW) 

die Rahmenbedingungen für netzgekoppelte erneuerbare 

Energieanlagen wurden weitgehend verbessert, so dass 

eine Vielzahl an Projekten aktuell in Entwicklung ist 

(ca. 2 300 MW werden zurzeit auf Umweltverträglichkeit 

geprüft). Die folgende Tabelle zeigt die installierte 

Leistung nichtkonventioneller erneuerbarer Energien 

in jedem Stromversorgungssystem. Insgesamt betrug ihr 

Beitrag zur Gesamtleistung Chiles im Jahr 2007 2,7%. 

Strompreise 

Die Verbraucher im chilenischen Strommarkt können in 

drei Kategorien eingeteilt werden: 

− Großverbraucher mit einem Energiebedarf von 

mehr als 2 MW, 

− Mittlere Verbraucher mit einer Nachfrage zwischen 

500 kW und 2 MW und 

− Kleinverbraucher, die weniger als 500 kW benötigen. 

Die Verbraucher werden nach ihrem Strombedarf in eine 

der folgenden Kategorien eingestuft: 

− Regulierte Kunden: angeschlossene Kapazität kleiner 

oder gleich 2 000 kW 

− Nichtregulierte Kunden: angeschlossene Kapazität 

höher als 2 000 kW 

− Kunden mit einer Kapazitätsnachfrage höher 

500 kW und gleich oder niedriger als 2.000 kW 

können sich für einen Zeitraum von mindestens vier 

Jahren dafür entscheiden, als regulierter oder nichtregulierter 

Kunde anerkannt zu werden. 

Regulierte Kunden unterliegen regulierten Energiemarktpreisen, 

während nichtregulierte Kunden Energiepreise 

CHILE 101 

SING SIC AYSEN Magallanes TOTAL 

% der gesamten 

Elektrizitätserzeugung 

Wasserkraft < 20MW 12.8 128.5 20.7 0.0 162.0 1.2% 

Wind 0.0 18.2 2.0 0.0 20.1 0.02% 

Biomasse (thermisch) 0.0 166.4 0.0 0.0 166.4 1.3% 

Wind 0 18.15 1.98 0 20.13 

Gesamt NCRE 12.8 313.1 22.7 0.0 348.5 2.7% 


mit dem Energieversorger frei vereinbaren können. In 

zwei weiteren Fällen kann sich der Kunde für eine freie 

Tarifwahl entscheiden: Lieferleistung für weniger als 12 

Monate oder Lieferleistung mit besonderem Qualitätsanspruch. 

Diese Regelung ist auch dann anwendbar, wenn 

die angeschlossene Energie multipliziert mit der Entfernung 

zwischen der Anschlussstelle und dem nächsten primären 

Umspannwerk einen höheren Wert als 20 ergibt 

(z. B. 11 MW x 2 km). 

Im Jahr 2007 betrug der Anteil nichtregulierter Kunden 

am nationalen Verbrauch 61%. 

Energieerzeuger haben die Möglichkeit, ihren Strom an 

drei verschiedenen Märkten zu verkaufen: dem freien 

Markt (für Großverbraucher), an Stromgroßhändler (zu 

einem von der CNE festgelegten Tarif, dem Knotenpreis 

– precios de nudo 13) oder an das jeweilige Verteilungszentrum 

(economic load dispatch centre; CDEC) des Verbundnetzsystems 

zu den stündlich festgelegten Grenzkosten 

(Spot-Markt). Erzeuger, die Strom aus erneuerbaren 

Energien in Anlagen mit bis zu 9 MW erzeugen, können 

ihren Strom ebenfalls an Verteilungsunternehmen zu festen 

Tarifen verkaufen. 

Die Verteilungsunternehmen verkaufen ihre Elektrizität 

an Endverbraucher zu einem Preis, der auf festgelegten 

Tarifen und dem Valor Agregado de Distribución (VAD), 

beruht. Regulierte Preise werden zweimal pro Jahr auf 

Basis der erwarteten Grenzkosten für die nächsten 48 

Monate von der CNE festgelegt. Der durchschnittliche 

Knotenpreis 14 (letzte Festlegung im April 2009) in SIC 

beträgt etwa 75 €/MWh nach einer Erhöhung um das 

13 Precios de nudo: Preise der Energieerzeugung und Verkehr, die als »Knotenpreise» 

für alle Umspannwerke definiert sind. Dieser Tarif wird zweimal im 

Jahr von der CNE und der SEC bestimmt.

1,5-fache zwischen April 2006 und April 2009, während 

der durchschnittliche Preis von SING bei 90 €/MWh lag, 

nachdem er im gleichen Zeitraum verdoppelt wurde. In 

der Zukunft wird die Festsetzung von Knotenpunktpreisen 

durch öffentliche Ausschreibungen für Strombezug 

durch Verteilungsunternehmen ersetzt. In den beiden 

anderen Hauptsystemen sind die Knotenpunktpreise wie 

folgt: 104 €/MWh im Aysén-System (Anstieg um 10% 

zwischen April 2006 und April 2009) und 62 €/MWh im 

Magallanes-System (Anstieg um 4% zwischen April 2006 

und April 2009). 


Chile privatisierte seinen Stromsektor in den 80-er Jahren 

des 20. Jahrhunderts. Mit einer wegweisenden Strategie, 

die anderen Ländern als Beispiel diente, hat Chile 

die vertikale Struktur der Stromerzeugung, -übertragung 

und -verteilung entkoppelt, so dass die drei Bereiche nun 

unabhängig voneinander sind. In allen drei Bereichen engagieren 

sich ausschließlich private Unternehmen. Die 

wichtigsten sind Endesa, AES Gener und Colbún (siehe 

Kapitel 1.3 Marktakteure). CNE ist hauptverantwortlich 

für die Regulierung des Stromsektors in Chile. 


Derzeit sind 94% aller Haushalte elektrifiziert. Das Ziel 

der Regierung ist 96% im Jahr 2010 zu erreichen. 

Das nationale Programm zur ländlichen Elektrifizierung 

der chilenischen Regierung (PER), das erst kürzlich ausgelaufen 

ist, ermöglichte die Realisierung vieler Projekte 

durch Zuschüsse. Um die lokalen Gemeinden einzubinden, 

forderte das Programm, dass Projekte von Organisationen 

und nicht von Einzelpersonen beantragt wurden. 

Die Rolle der Regierung Chiles war es, wirtschaftliche 

Ressourcen, technische Unterstützung und Hilfe zur 

Koordinierung der Institutionen, die in das Programm 

einbezogen waren, zur Verfügung zu stellen. Die Kosten 

wurden zwischen den beteiligten Parteien nach folgendem 

System geteilt: Die Regierung trug 75 bis 85% der 

Investitionen, Unternehmen, die an den Projekten beteiligt 

waren, übernahmen zwischen 10 und 20% und die 

Endverbraucher waren für etwa 5% verantwortlich. Die 

Aufwendungen der Endverbraucher für die Kosten der 

CHILE | 102 

Hausanschlüsse, der Stromzähler und der Netzanbindung 

wurden zunächst von dem Verteilungsunternehmen vorfinanziert 

und sukzessive von den Benutzern zurückgezahlt. 

Sobald die Projekte laufen, bezahlen die Nutzer die 

regulierten Tarife. 

2001 wurde im Einklang mit dem PER die Verwendung 

nichtkonventioneller erneuerbarer Ressourcen 15 in ländlichen 

Regionen durch ein von UNDP-GEF finanziertes 

Projekt weiter vorangetrieben. Mit dem Ziel, die Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete durch nichtkonventionelle 

erneuerbare Quellen zu fördern sind folgenden Aktivitäten 

geplant: Entwicklung einer Projektpipeline, Entwicklung 

technischer Normen und Zertifikationsverfahren, 

Förderung erneuerbarer Energien; Schulungen; Entwurf 

und Ausführung eines Photovoltaikprojekts in der Region 

IV; Ersatz von Dieselgeneratoren und Bewertung der 

Windenergiepotenziale 16 . Dafür steuert die GEF mehr 

als 4 Mio. € und die Regierung mehr als 17 Mio. € bei. 

4.3. Marktakteure 

Nationale Energiekommission 

(Comisión Nacional de Energía, CNE) 

Die Nationale Energiekommission (CNE) ist eine eigenständige 

staatliche Institution, die im Rahmen der Gesetzesverordnung 

2 224 vom 25. Mai 1978 gegründet wurde. 

Sie ist für die Entwicklung und Koordinierung von Plänen, 

Richtlinien und Standards verantwortlich sowie für Zusammenarbeit 

und Entwicklung im Energiebereich. Die 

Kommission berät die Regierung in allen Energiefragen. 

Die CNE bereitet öffentliche Richtlinien, Regeln und 

Vorschriften vor, erarbeitet Pläne für Investitionen in 

Stromerzeugung und -übertragung und berechnet die regulierten 

Stromtarife. Der CNE steht ein Verwaltungsrat 

vor. Dieser besteht aus einem Vertreter des Präsidenten 

der Republik, der den Rang des vorsitzenden Minister des 

CNE bekleidet, und Ministern aus den Ressorts Bergbau, 

Wirtschaft, Entwicklung und Wiederaufbau, Finanzen, 

Verteidigung, Generalsekretariat des Präsidenten sowie 

Planung und Zusammenarbeit. 

Eine der Abteilungen der CNE ist die Abteilung für Um- 

15 Nichtkonventionelle erneuerbare Ressourcen: Wasserkraft mit einer Kapazität 

von weniger als 20 MW, Windenergie, Erdwärme, Meeres- und Solarenergie, 

Biomasse 

16 Weitere Informationen unter: http://www.renovables-rural.cl

welt und Erneuerbare Energie. In diesem Bereich werden 

Studien über Umweltauswirkungen wichtiger Projekte im 

Energiesektor bewertet und nichtkonventionelle erneuerbare 

Energiequellen sowohl durch Potenzialanalysen 

verschiedener Technologien und erneuerbarer Quellen 

als auch durch die Zusammenarbeit mit Investoren und 

die Vorbereitung von Gesetzen, Vorschriften und Finanzinstrumenten 

gefördert. CNE hat außerdem mehrere 

Gesetzesvorschläge in das Parlament eingebracht, unter 

anderem einen Renewable Portfolio Standard, der im Jahr 

2008 verabschiedet wurde, und die Einführung von Steuererleichterungen 

für Solarkollektoren in Neubauten. Des 

Weiteren wurden von CNE finanzielle Anreize für erneuerbare 

Energien und höhere Energieeffizienz geschaffen, die 

durch CORFO umgesetzt werden. Zudem koordiniert die 

Nationale Energiekommission den Austausch von Technologien 

und den Wissenstransfer mit anderen Ländern, wie 

zum Beispiel das Kooperationsprogramm zwischen CNE 

und der GTZ, das zum Ziel hat, den Anteil erneuerbarer 

Energien im Stromnetz Chiles zu erhöhen. 

Im Jahr 2008 begann der chilenische Kongress, das Ministerium 

für Energie aufzubauen, das für Energiepolitik 

und Strategien verantwortlich sein soll. Die CNE 

wäre dann dem Energieministerium als Aufsichtsbehörde 

unterstellt. 

Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) 

– Aufsichtsbehörde für Elektrizität und Kraftstoffe 

Die SEC wurde 1984 gegründet, ihre Rolle hat sich in 

den folgenden Jahren immer weiter herausgebildet. Nach 

Gesetz Nr. 18 410 von 1985 und Gesetz Nr. 19 613 von 

1999 hat sie die Aufgabe übernommen, Dienstleistungen 

im Bereich Elektrizität, Gas und Brennstoffe in Bezug 

auf Sicherheit, Qualität und Preise zu überwachen. Die 

SEC stellt sicher, dass alle Gesetze, Verordnungen und 

Regelungen eingehalten werden und ist für die Erteilung 

von vorläufigen Lizenzen für gasproduzierende Anlagen, 

Kraftwerke (einschließlich nichtkonventionelle erneuerbare 

Energien), Umspannwerke, Übertragungs- und 

Verteilungsleitungen zuständig. Sie ist außerdem für die 

Konfliktlösung und die Vollstreckung von Bußgeldern 

zuständig (siehe auch »Expertengremium»). 

CHILE | 103 

Comision Nacional del Medio Ambiente 

(CONAMA) – Nationale Umweltkommission 

Die CONAMA (Comisión Nacional del Medio Ambiente) 

ist eine staatliche Institution. Ihre Aufgabe ist es, 

durch den Erhalt und Schutz des Umwelterbes das Recht 

der Bürger auf ein Leben in einer schadstofffreien Umwelt 

zu gewährleisten. CONAMA wurde im Jahre 1994 

durch das Gesetz Nr. 19 300 geschaffen und ist für die 

Beratung, Analyse, Kommunikation und Koordination 

im Umweltbereich zuständig. Darüber hinaus schlägt sie 

dem Präsidenten der Republik umweltpolitische Gesetzesinitiativen 

vor und wacht über die Einhaltung geltender 

Umweltstandards und Rechtsvorschriften. Sie verwaltet 

das Evaluierungssystem für Umweltverträglichkeit 

(SEIA), das für alle Energieprojekte vorgeschrieben ist. 

Parallel zur Initiative im Energiesektor ist der chilenische 

Kongress dabei, ein Umweltministerium zu schaffen. 

Centro de Despacho Economico de Carga (CDEC) – 

Zentrum für ökonomische Lastverteilung 

Das CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga) 

ist eine private Einrichtung, die den Betrieb des Eletrizitätssystems 

koordiniert. Ihre Aufgaben sind im Stromgesetz 

definiert. Die entsprechenden Regelungen wurden 

durch das oberste Dekret Nr. 291 vom 4. Oktober 2008 

vorgenommen. Es liegt in der Verantwortung des CDEC, 

für die Aufrechterhaltung der allgemeinen Sicherheit der 

Energiesysteme zu sorgen, die größtmöglichste Wirtschaftlichkeit 

aller elektrischen Anlagen zu gewährleisten, einen 

offenen Zugang zu den Übertragungsnetzen zu schaffen 

und die Grenzkosten des Energie- und Wirtschaftstransfers 

zwischen den Mitgliedern der CDEC zu bestimmen. 

Jedes Verbundnetz hat ein eigenes CDEC, darum gibt es 

eine CDEC-SIC und eine CDEC-SING. 

Die CDECs der kleineren Magallanes- und Aysen-Systeme 

sind Teil der vertikal integrierten Energieversorger 

Edelmag und Edelaysen. Alle Unternehmen, die Anlagen 

zur Erzeugung, Übertragung, Zwischenübertragung 

oder zur Überschussübertragung haben, und auch freie 

Kunden, die direkt an Einrichtungen angeschlossen sind, 

müssen einer der CDECs beitreten. Ausgenommen sind

Unternehmen mit folgenden Charakterstika: 

• Unternehmen, die Kraftwerke mit einer gesamten installierten 

Leistung von weniger als 9 MW besitzen 

• Eigenstromerzeuger mit Überschussleistungen von weniger 

als 9 MW 

• Unternehmen, die eigene Stromübertragungsnetze besitzen 

und deren Leitungen nicht mehr als 100 km lang 

sind 

• Unternehmen, die eigene Übertragungsstationen besitzen 

• Firmen mit zusätzlichen Übertragungsnetzen, deren 

Leitungen nicht mehr als 100 km lang sind 

• Nichtregulierte Kunden, die mit einem Netz von weniger 

als 4 MW Leistung verbunden sind. 

Expertengremium für das Allgemeine Gesetz zu 

Leistungen im Elektrizitätssektor 

Das Expertengremium ist in Gesetz Nr. 19 940 verankert 

und wurde speziell für den Energiesektor eingerichtet. Es 

besteht aus einer Reihe von Spezialisten, deren Aufgabe es 

ist, verbindliche Entscheidungen bei Meinungsverschiedenheiten 

und in Streitfällen der Gesetzesanwendungen 

im Energiebereich herbeizuführen. Die Expertengruppe 

setzt sich aus sieben Personen mit unterschiedlicher beruflicher 

oder akademischer Qualitfikation zusammen. 

Fünf dieser Fachleute sind Ingenieure oder Absolventen 

der Wirtschaftswissenschaften, die anderen beiden sind- 

Juristen. Die Mitglieder und ihr Sprecher werden durch 

den Gerichthof zur Gewährleistung des freien Wettbewerbs 

nach einer öffentlichen Ausschreibung für eine 

Dauer von sechs Jahren ernannt. Alle drei Jahre wird das 

Gremium teilweise neu besetzt. 

Für nichtkonventionelle erneuerbare Energieprojekte 

werden je nach der Art des Projekts, der entsprechenden 

Anlage und der Art der Vermarktung Probleme im Bereich 

Vernetzung entweder durch das Expertengremium 

oder durch die Superintendencia de Electricidad y Combustible 

(SEC), der Aufsichtsbehörde für Elektrizität und 

Kraftstoffe, beigelegt. Die sektorale Regulierung definiert 

von Fall zu Fall, welcher Träger für die jeweilige Konfliktsituation 

zuständig ist. 

CHILE 104 

Der Gerichtshof zur Gewährleistung des freien 

Wettbewerbs 

Der Gerichtshof zur Gewährleistung des freien Wettbewerbs 

wurde durch das Gesetz Nr. 19 911 im November 

2003 geschaffen. Er ist ein unabhängiges Sondergericht, 

das sich ausschließlich der Wettbewerbspolitik widmet. 

Da die Förderung des freien Wettbewerbs eines der zentralen 

Themen bei der Regulierung des Energiesektors ist, 

ist das Gericht ein wichtiger Akteur in diesem Bereich. 

Das Gericht steht unter Aufsicht des Obersten Gerichtshofes 

und setzt sich aus drei Juristen und zwei Ökonomen, 

die alle Experten des Wettbewerbsrechtes sind und 

den Rang des Ministers erhalten, zusammen. 

Corporacion de Fomento de la Produccion 

(CORFO) – Chilenische Wirtschaftsförderungs- 

gesellschaft 

Die CORFO (Corporación de Fomento de la Producción), 

die Chilenische Entwicklungsagentur, ist eine staatliche 

Organisation, die im Jahre 1939 gegründet wurde, 

um das Wirtschaftswachstum in Chile durch die Anreize 

für Investitionen, Innovation und Unternehmensentwicklung 

zu fördern. Bis heute hat CORFO über 57 000 Unternehmen 

sowie 74 000 Projekte unterstützt. CORFO 

stellt im Jahresdurchschnitt mehr als 30 Mio. US $ für 

Programme zu Förderung kleiner und mittlerer Unternehmen 

(KMU) und mehr als 38 Mio. US $ für Hochtechnologieprogramme 

bereit. Darüber hinaus wurde von 

der CORFO im Jahr 2000 das InvestChile Programm gegründet, 

um ausländische Investitionen zu fördern. Der 

Schwerpunkt von InvestChile liegt im Bereich technologieintensiver 

ausländischer Investitionen und bei der Unterstützung 

von Unternehmen, die beabsichtigen, Produktionskapazitäten 

nach Chile zu verlagern. Seit 2005 hat 

CORFO 130 nichtkonventionelle erneuerbare Energieprojekte 

durch Vorinvestitionszuschüsse unterstützt. Von 

diesen sind fünf bereits abgeschlossen und zehn derzeit 

im Bau. Die Projekte entsprechen einer Leistung von 150 

MW bei einem Investitionsvolumen von 300 Mio. US $. 

Wenn alle Projekte in der Pipeline abgeschlossen sind, 

wird eine Leistung von bis zu 1 500 MW erreicht werden.

Centro de Energías Renovables (CER) – 

Zentrum für Erneuerbare Energien 

Das CER ist ein neuer Akteur in der Branche, der im August 

2009 ins Leben gerufen wurde. Seine Hauptaufgabe 

liegt in der Untersuchung der Entwicklung im Bereich 

nichtkonventionelle erneuerbare Energie und in der Beseitigung 

von Hindernissen für die Realisierung neuer 

Projekte. Das CER wird für die Unterstützung in der staatlichen 

Umsetzung und für die Förderung des Technologietransfers 

ein Netz von Zentren und Institutionen entwickeln. 

Dafür stand dem CER im Jahr 2009 ein Budget von 

mehr als 3,5 Mio. € zur Verfügung. Die Regierung, Wissenschaftler, 

Investoren und Projektentwickler können 

auf das CER zur Information und Orientierung zugreifen. 

Eine der Aufgaben des CER ist die Analyse des Potentials 

erneuerbarer Energiequellen (ohne Großwasserkraft). 

Endesa und AES Gener 

Von den zahlreichen privatwirtschaftlichen Akteuren 

der Energiebranche haben die zwei größten Unternehmen 

Endesa und AES Gener den größten Marktanteil. 

Chiles größter Stromerzeuger ist die Endesa (Empresa 

Nacional de Electricidad), die einem spanischen Unternehmen 

gleichen Namens gehört. Endesa betreibt fast 

alle Wasserkraftwerke des Landes, mit einer Kapazität 

von 4 893 MW, was 48% der Gesamtkapazität im SIC 

und 5% in der SING entspricht. Der gleichen Holding 

gehört auch die Netzgesellschaft Chilena de Electricidad 

(Chilectra), die im Energiesektor der Metropolregion 

Santiago agiert und etwa 45% des gesamten Marktes 

und damit fast die Hälfte der Bevölkerung versorgt. 

Der zweitgrößte Produzent ist AES Gener mit einer installierten 

Leistung von 2 559 MW (einschließlich der 

Tochtergesellschaften) und 1 475 km Übertragungsleitungen. 

Der Hauptanteilseigner der AES Gener ist das 

amerikanische Unternehmen AES. 

CHILE | 105 

4.4. Politische Rahmenbedingungen 


In den letzten Jahren hat Chile begonnen, seine Energiestrategie 

neu zu fokussieren. Wichtigste Grundsätze sind 

die Diversifizierung der Energieversorgung, die Minderung 

der Abhängigkeit von externen Lieferanten und die 

Nutzung von Optionen für eine nachhaltige Energieversorgung. 

Eine der treibenden Kräfte hierfür war die Erdgaskrise, 

als Argentinien begann, die Kraftstoffeinspeisung 

im Jahr 2004 senken. Im Jahr 2005 startete die Regierung 

ein nationales Energieeffizienzprogramm (Programa Pais 

de Eficiencia Energetica – PPEE 17) mit dem Ziel, eine effizientere 

Nutzung von Energie im Land zu fördern und 

politische Richtlinien im Bereich der Energieeffizienz zu 

schaffen. Eine der wichtigsten Aufgaben der PPEE im 

Jahre 2009 wird die Entwicklung des Aktionsplans zur 

Energieeffizienz für 2010 bis 2020 sein. Dieser wird die 

Ziele, Grundsätze und Maßnahmen für jeden der betroffenen 

Bereiche mit entsprechenden Finanzierungs- und 

Evaluierungsinstrumenten definieren. 

Die Entwicklung hin zu einem breit gefächerten Energiemix 

wird von der Regierung stark unterstützt. Wesentliche 

Änderungen der regulatorischen Rahmenbedingungen 

zur Förderung nichtkonventioneller 

erneuerbarer Energien sind bereits erreicht worden. Ein 

wichtiger Schritt war die Verabschiedung des Gesetzes 

für erneuerbare Energien (Gesetz 20 257) in 2008 (siehe 

die folgenden Kapitel). 

Ein weiteres wichtiges Gesetz für diese Art der Energiegewinnung 

ist Gesetz Nr. 19 940 von 2004 (Ley Corta I) 

und der Verordnung DS 244, die garantiert, dass kleine 

Kraftwerke und Erzeuger erneuerbarer Energien sich am 

Spot-Markt beteiligen und an die Verteilernetze anschließen 

können. Die wichtigsten Regelungen gestalten sich 

wie folgt: 

• Garantiertes Recht für jeden Stromerzeuger aus dem 

Bereich der erneuerbaren Energien, seine Energie auf 

dem Strommarkt zu Preisen des Spot-Marktes oder der 

Netzknotenpunkte zu verkaufen 

17 Weiterführende Informationen: http://www.ppee.cl/

• Faire Bedingungen für kleine Energieerzeuger (weniger 

als 9 MW Leistung) durch erleichterten Zugang zum 

Strommarkt und einen stabilen Verkaufspreis 

• Garantierter Zugang für kleine Energieerzeuger (weniger 

als 9 MW) zu den Verteilungssystemen 

• Vollständige oder teilweise Befreiung von Durchleitungsabgaben 

im Verbundsnetz für nichtkonventionelle 

Anlagen mit weniger als 20 MW 

4.5. Rahmenbedingungen für 


Strategien und Ziele für erneuerbare 

Energien 

Für die Förderung nichtkonventioneller erneuerbarer 

Energien gibt es zwei Handlungsstrategien der Regierung: 

Verbesserung der rechtlichen Rahmenbedingungen 

im Strommarkt und die Umsetzung von Finanzinstrumenten, 

die unmittelbar Investitionen in nichtkonventionelle 

erneuerbare Energien fördern. Die Verbesserung 

der rechtlichen Rahmenbedingungen zielt auf die Gleichbehandlung 

der erneuerbaren Energien im Strommarkt 

unter Berücksichtigung ihrer spezifischen Anforderungen 

ab. Der rechtliche Rahmen bleibt ein wichtiges Instrument 

zur Förderung der nichtkonventionellen erneuerbaren 

Energien. Hierbei nimmt die Verabschiedung 

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im April 2008 eine 

Schlüsselrolle ein. Die wichtigsten Aspekte des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes 

können wie folgt zusammengefasst 

werden 18 : 

Energieerzeuger (SIC und SING) müssen nachweisen, 

dass ein Teil ihrer jährlich vermarkteten Energie aus nichtkonventionellen 

erneuerbaren Energien stammt. 

• Die Verpflichtung tritt ab 1. Januar 2010 in Kraft. 

• Die Verpflichtung gilt für 25 Jahre (bis 2035). 

• Die Verpflichtung sind für alle Lieferverträge zwischen 

den freien, d. h. nicht regulierten Kunden und 

Vertriebsunternehmen vom 31. August 2007 an bindend. 

• Die geforderten jährlichen Prozentsätze staffeln sich 

wie folgt: 

18 CNE, 2009 d 

CHILE | 106 

− 2010–2014: 5% 

− 2015–2024: jährliche Steigerung um 0,5 Prozentpunkte 

(2015: 5,5%; 2016: 6% usw.) 

− Ab 2024: 10% 

Um diese Verpflichtungen zu erfüllen, werden bestimmte 

Anteile Wasserkraft (bis 40 MW) akzeptiert: bei unter 

20 MW wird 100% der Energie berücksichtigt; bei unter 

30 MW wird 50% der Energie berücksichtigt. Die 

Bestimmungen des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes gelten 

nur für Projekte, die nach dem 1. Januar 2007 an das 

Stromnetz angeschlossen wurden. 

Traditionelle Erzeuger können entweder eigene oder beauftragte 

Projekte im Bereich nichtkonventioneller erneuerbarer 

Energien anrechnen. So schafft das Gesetz einen 

echten neuen Markt für Strom aus Projekten nichtkonventionell 

erzeugter erneuerbarer Energie, da Energieunternehmen 

diese Energie benötigen, um ihre Verpflichtungen 

zu erfüllen. 

Rechtliche Rahmenbedingungen und Förderung 

erneuerbarer Energien 

Der regulative Rahmen des chilenischen Elektrizitätssektors 

unterschied ursprünglich nicht zwischen konventionellen 

und nichtkonventionellen erneuerbaren Energien. 

Die Änderungen des Stromgesetzes im März 2004 durch 

das Gesetz 19 940 brachten eine Reihe von Verbesserungen 

für die Nutzung erneuerbarer Energien mit sich: 

Der Spot-Markt wurde geöffnet und der Netzzugang für 

kleine Kraftwerke wurde ebenfalls gewährleistet (in der 

Regel bestimmt durch die Größe der jeweiligen Anlagen). 

Darüber hinaus bietet es eine Befreiung von Durchleitungsabgaben 

zur Nutzung des Übertragungsnetzes 

für Anlagen bis 9 MW. Für Anlagen mit einer Leistung 

zwischen 9 und 20 MW wird diese Gebührenbefreiung 

proportional angepasst und beläuft sich auf 100% für Anlagen 

mit 9 MW und 0% für Anlagen mit 20 MW oder 

mehr. Ein 15-MW-Kraftwerk zum Beispiel müsste 55% 

der Übertragungsgebühr bezahlen, während ein 9-MW- 

Kraftwerk keine Abgaben zu leisten hätte. 19 

Das Programm für nichtkonventionelle erneuerbare Energien 

(CNE/CORFO) wurde geschaffen, um Hindernisse 

19 CNE/GTZ

für die Entwicklung erneuerbarer Energien zu beseitigen, 

und fördert Projekte, die auf nichtkonventionellen Technologien 

für erneuerbare Energien basieren. Das Budget 

belief sich auf rund 2 Mio. € im Jahr 2008 und wurde 

auf rund 3,5 Mio. € für 2009 erhöht. Um weitere neue 

Projekte zu fördern, wurde ein Zentrum für erneuerbare 

Energien (CER) im August 2009 ins Leben gerufen. 

Seit 2005 haben die Chilenische Wirtschaftförderungsgesellschaft 

(CORFO) und CNE die Verwendung von 

nichtkonventionellen erneuerbaren Energien, vor allem 

netzgekoppelten Stromerzeugungsprojekten, durch finanzielle 

Anreize gefördert. Dies wird durch ein umfangreiches 

Programm namens »Todo Chile« erreicht, das die 

Entwicklung von Projekten in verschiedenen Sektoren 

fördert (siehe CORFO im Kapitel über die Marktteilnehmer). 

Eine Liste aller Projekte für Investoren aus dem Bereich 

erneuerbarer Energien kann von der Webseite von 

CORFO abgerufen werden, die für Investoren im Bereich 

erneuerbare Energie eingerichtet wurde. 20 

InvestChile unterstützt auch den Zugang zu Unternehmensnetzwerken 

und öffentlichen Dienstleistungen. Auf 

diese Weise werden Geschäftspartner und Zulieferer ermittelt, 

Treffen mit Vertretern aus Wirtschaft und Politik 

organisiert, sowie Besichtigungen von chilenischen Unternehmen 

durchgeführt. 

Die Kooperation von CORFO und CNE bietet folgende 

Anreize: 

• Kofinanzierungszuschüsse für Investitionsvorstudien 

im Bereich netzgekoppelter Projekte in folgendem 

Umfang : 

• Umweltverträglichkeitsstudien und CDM-Projekte 

(siehe Unterkapitel CDM in diesem Bericht) 

− Übernahme von bis zu 50% der Studienkosten (maximal 

2% der geschätzten Investitionen und nicht 

mehr als 60 000 US $) 

− Zugang zu Betriebsmitteln (z. B. die Pacht der Flächen 

für Windenergie-Prospektion) 

• Kofinanzierungszuschüsse für Investitionsvorstudien 

im Bereich erneuerbare Energien in einem fortgeschrittenen 

Stadium (also abgeschlossenen technischen und 

wirtschaftlichen Machmarkeitsstudien): 

CORFO, 2008 

CHILE | 107 

− Übernahme von bis zu 50% Studienkosten (maximal 

5% der geschätzten Investitionen und nicht mehr als 

160 000 US $) einschließlich der Basic- und Detail- 

Engineering, Studien zu Stromanschlüssen, Umweltverträglichkeitsstudien, 

CDM-Dokumentation 

etc. (finanziert von der deutschen Kf W 21 und der 

chilenischen Regierung). 

• Förderung internationaler Tagungen zum Thema erneuerbare 

Energien (jährliche Treffen seit 2006) mit 

dem Ziel, internationale Partnerschaften aufzubauen 

• Langfristige Finanzierungen (80% durch Kf W und 

20% durch CORFO): bis zu 15 Mio. US $ in 12 Jahren 

• Unterstützung von Projekten im Bereich Übertragunsleitungen, 

die den Netzanschluss von Kraftwerken für 

erneuerbare Energien in einer definierten Region erleichtern 

sollen; Zuschüsse von bis zu 300 000 US $ / 

Jahr für maximal 5 Jahre und bis zu 50% der Investitionen 

(Kredite im zweiten Halbjahr 2009) 

• Programm für Investitionen in innovative Techno logien: 

− Studien in der Vorinvestitionsphase: bis zu 60% der 

Kosten (maximal 30 000 US $) 

− Unterstützung für den Projektstart: bis zu 30 000 

US $ für Start-up-Aktivitäten 

− Ausbildung: bis zu 50% des jährlichen Gehalts und 

maximal 25 000 US $ pro angestelltem Mitarbeiter 

− Ausrüstung und Infrastruktur: bis zu 40% der Investitionskosten 

für Ausrüstung und Infrastruktur, 

maximal 2 000 000 US $ 

− Langfristige Immobilienfinanzierung: bis zu 40% 

der langfristigen Finanzierungskosten für Immobilien 

(5 Jahre), maximal 500 000 US $ 

− Spezialisierte Mitarbeiterrekrutierung und Ausbildung: 

bis zu 50% der fachlichen Ausbildung oder 

Einstellungskosten, maximal 100 000 US $. 

• Geplante finanzielle Anreize für erneuerbare Energien 

− Im letzten Quartal des Jahres 2009 wird von der 

deutschen Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W) 

und der chilenischen Regierung ein neues Finanzierungsinstrument 

aufgelegt. Dieses wird zinsgünstige 

Darlehen für Investitionen in Projekte der erneuerbare 

Energien bereitstellen. 

Kf W Development Bank: http://www.kfw-entwicklungsbank.de

TABELLE 7: 

INSTALLIERTE KAPAZITÄT NICHTKONVENTIONELLER ERNEUERBARER ENERGIEQUELLEN IN 2008 (IN MW) 

Projekt Standort Status 

− Im August 2008 kündigte die chilenische Regierung 

die Bereitstellung von 400 Mio. US $ in Garantien 

für Investitionen im Bereich erneuerbare Energien 

und Energieeffizienz an. Diese Mittel ergänzen die 

zinsgünstigen Darlehen und sind darauf ausgerichtet, 

das Risikomanagement während allen Phasen 

zu unterstützen: bei der Prüfung, Entwicklung, 

und der endgültigen Finanzierung der betreffenden 

Aktivitäten. 22 

Die genannten Finanzmittel sind derzeit in Planung und 

werden voraussichtlich im ersten Halbjahr 2009 zur Verfügung 

stehen. Sie unterstützen die Entwicklung von Projekten 

im Bereich erneuerbare Energien und ergänzen damit 

das neue Gesetz zur Förderung erneuerbarer Energien 

vom vergangenen April. Sie stärken auch die Initiativen 

der CNE und CORFO aus dem Jahre 2005 und schaffen 

die Voraussetzungen für die Ausweitung der NCRE- 

Projekte, um so das vom Präsidenten gesteckte Ziel (mehr 

Leistung aus NCRE-basierenden Anlagen) zu erfüllen. 

TABELLE 8: 

BIS ENDE 2008 IN BETRIEB GENOMMENE WINDPARKS 

CORFO, 2009 

CHILE | 108 


Derzeit gibt es insgesamt 69 geplante CDM-Projekte, 34 

davon sind bereits zugelassen, 33 befinden sich im Zulassungsverfahren, 

eines soll überarbeitet werden und für 

eines wurde eine Nachbesserung angefordert. 54 Projekte 

haben mit erneuerbaren Energien zu tun. Chile betreut 

8,6% aller CDM-Projekte in Lateinamerika und belegt 

nach Brasilien und Mexiko den dritten Platz. 

Tabelle 7 führt die Einzelheiten der vier Windprojekte in 

Chile auf. 

CNE und CONAMA haben gemeinsam mit der GTZ 

einen CDM-Leitfaden für Projekte im Energiebereich in 

Chile entwickelt. Der Leitfaden stellt hauptsächlich die 

Abläufe und Akteure vor und bietet detaillierte Informationen 

zum chilenischen CDM-Markt .23 

Eine Finanzierung von CDM-Studien ist über das Invest- 

Chile-Programm möglich. 

Windpark Leistung Ort Jahr Betreiber 

Alto Baguales 2 MW Region XI 2001 Edelaysen 

Canela 18.2 MW Region IV 2007 Endesa Chile 

Quelle: WWEA 

Annual Savings 

(ktCO ² ) 

IRR* 

Jahr der 

Registrierung 

Canela (18.15MW) Region IV Registriert 27 n/a 2009 

CrisToro - Lebu (9MW) Region VIII Im Zulassungsverfahren 11 n/a Nicht reg. 

Monte Redondo 

(38MW) 

Region IV Im Zulassungsverfahren 68 1.63% Nicht reg. 

Totoral (46MW) Region IV Im Zulassungsverfahren 75 4.82% Nicht reg. 


23 Dieses Material kann unter folgender Adresse heruntergeladen werden: 

http://www.cne.cl/cnewww/opencms/05_Public_Estudios/publicaciones.html 

(Spanisch)

CHILE | 109 

TABELLE 9: 

STATUS VON STUDIEN ZU UMWELTFOLGEN 

Region Windpark Leistung (MW) Betreiber Status 

Granja Eólica Calama 250 Codelco Chile, División Codelco Norte In Prüfung 

Proyecto Parque Eólico Valle de 

los Vientos 

99 Parque Eólico Valle De Los Vientos S.A. In Prüfung 

II Proyecto Eólico Quillagua de 100 

MW 

100 Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. Bewilligt 

»PROYECTO PARQUE EÓLICO 

MINERA GABY« 


Proyecto Parque Eólico Hacienda 

Quijote 


Parque Eólico Punta Palmeras 103.5 ACCIONA ENERGIA CHILE S.A. In Prüfung 

D.I.A. Parque Eólico La Gorgonia 76 Eolic Partners Chile S.A. Bewilligt 

DIA PARQUE EOLICO EL PACIFICO 72 Eolic Partners Chile S.A. Bewilligt 

Parque Eólico La Cachina Ener-Renova In Prüfung 

DIA MODIFICACIONES PARQUE 

EOLICO TOTORAL 

46 Norvind S.A. Bewilligt 

Parque Eólico Talinay 500 Eólica Talinay S. A. Bewilligt 

IV 

Proyecto Ampliación y Modificación 

Parque Eólico Punta 

Colorada 

20 Barrick Chile Generación S.A. Bewilligt 

Parque Eólico Canela II 69 Central Eólica Canela S.A. Bewilligt 

Parque Eolico Totoral 

Norvind S.A. Transmisión, Generación y 

Distribución de Energía Eléctrica 

Bewilligt 

Proyecto Parque Eólico Monte 

Redondo 

Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. Bewilligt 

Parque eolico Punta Colorada 20 Laura Emery Emery Bewilligt 

Aumento de Potencia Parque 

Eólico Canela 

18 Central Eólica Canela S.A. Bewilligt 

Parque Eólico Canela 9.9 Central Eólica Canela S.A. Bewilligt 

V 

VIII 

XI 

Parque Eólico Las Dichas Ener-Renova In Prüfung 

Parque Eólico Laguna Verde 24 Inversiones EW Limitada In Prüfung 

Generadora Eólica Punta Curaumilla 

9 Handels und Finanz AG Chile S.A. In Prüfung 

PARQUE EÓLICO ARAUCO 100 Element Power Chile S.A. In Prüfung 

Parque Eólico Lebu Sur 108 Inversiones BOSQUEMAR Ltda In Prüfung 

Ampliación Parque Eólico Lebu 

Parque Eólico Lebu 

Cristalerías Toro S.A.I.C. Bewilligt 

Parque Eólico Chome Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. Bewilligt 

Parque Eólicos Altos de Hualpén Bewilligt 

Aumento Potencia Central Eólica 

Alto Baguales 

Quelle: CONAMA, SEIA 

Empresa Eléctrica de Aysén S.A. Bewilligt

Aktivitäten Internationaler Geber 


Die GTZ führt in Chile drei große Projekte im Energiebereich 

durch: Zwei der Projekte (zum Thema erneuerbare 

Energien und Förderung der Energieeffizienz) werden 

vom deutschen Bundesministerium für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) finanziert, 

während das Projekt zum Thema «Öffentliche Liegenschaften 

für Projekte mit netzgebundenen Anlagen im 

Bereich erneuerbare Energie« im Rahmen der Internationalen 

Klimainitiative des Bundesministeriums für 

Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) 

durchgeführt wird. In allen drei Fällen ist der politische 

Gegenpart der GTZ Chiles Nationale Energiekommission 

(Comisión Nacional de Energía); das Energieeffizienzprojekt 

wird vom Nationalen Energieeffizienzprogramm 

des CNE (Programa País de Eficiencia Energética 

PPEE) durchgeführt. 

Das Projekt zum Thema erneuerbare Energien hat das 

Ziel, den Anteil von Anlagen mit erneuerbarer Energie 

an der Leistung der Verbundnetze zu steigern. Das Projekt 

bietet der chilenischen Regierung technische Assistenz 

und Beratung und schafft damit günstige Bedingungen 

für die Stromerzeugung aus nichtkonventionellen erneuerbaren 

Energiequellen. Dies schließt die Unterstützung 

von Richtlinien und Bestimmungen, die Einbindung von 

NCRE in den Strommarkt, die Einschätzung von NCRE- 

Potenzialen und die Förderung des Aufbaus von Kapazitäten 

(capacity building) ein. 

Das Projekt zum Thema Energieeffizienz konzentriert 

sich auf die Förderung von Energieeffizienz im Baugewerbe 

und in der Industrie. Das Projekt hat das Ziel, 

durch die Unterstützung der zentralen Aktivitäten der 

PPEE die technischen und institutionellen Kompetenzen 

und Kapazitäten privater und öffentlicher Akteure 

bei der Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen zu 

verbessern. 

CHILE 110 

Ziel des Projekts »Öffentliche Liegenschaften für Projekte 

mit netzgebundenen Anlagen im Bereich erneuerbare 

Energie« ist es, Grundstücke im Norden Chiles, die 

sich in staatlichem Besitz befinden, zu identifizieren und 

zu evaluieren, um netzgebundene NCRE-Projekte (insbesondere 

im Bereich Wind- und Solarenergie) umsetzen 

zu können. Diese Grundstücke werden dann zur weiteren 

Nutzung an den Privatsektor vermittelt. 

Kf W 

Die deutsche Kreditanstalt für Wiederaufbau (KFW) 

refinanziert mit einem Gesamtbeitrag von 80 Mio. Euro 

Niedrigzins-Rahmenkredite für Investitionen im Bereich 

erneuerbare Energien und Energieeffizienz, welche von 

der Chilenischen Agentur für Wirtschaftsentwicklung 

(CORFO) für Privatinvestoren angeboten werden. Diese 

Kredite werden durch Subventionen für Machbarkeitsstudien 

– hauptsächlich für Windenergie-, Biomasse- und 

Biogasprojekte – ergänzt. Zudem finanziert die Kf W ein 

Projekt, das von der Nationalen Agentur für Geologie 

und Minen (SERNAGEOMIN) durchgeführt wird und 

auf die Identifizierung geothermischen Potentials und 

den Aufbau geothermischer Fachkompetenzen im Land 

abzielt. 

UNDP-GEF 

Das Projekt »Beseitigung von Hindernissen für die 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete durch erneuerbare 

Energien« (Nummer CHI/00/G32) hilft dabei, existierende 

Barrieren für die Nutzung nichtkonventioneller 

erneuerbarer Energien (NCRE) im Rahmen des PER zu 

beseitigen. In diesem Zusammenhang wird eine Reihe 

von Aktivitäten entwickelt, die auf die Reduzierung von 

Treibhausgasemissionen durch Energiequellen auf dem 

Land und die Verbesserung der Lebensbedingungen in 

ländlichen Gemeinden abzielen.

Windenergiepotentiale 

Chile hat günstige Bedingungen zur Entwicklung von 

Windenergie, besonders in den Küstenbereichen und 

in einigen Tälern im Landesinneren. In den nördlichen 

Wüsten werden durchschnittliche Windgeschwindigkeiten 

von ungefähr 8 m/s erreicht (gemessen in 50 m 

Höhe). In einigen Teilen der zentralen und südlichen Regionen 

herrschen ähnliche Windverhältnisse. Bislang sind 

die meisten Windparks dort geplant. 

Eine detaillierte Erkundung der Potentiale für erneuerbare 

Energien in Chile ist noch nicht abgeschlossen. 

Wenn nur die durch die CNE identifizierten Regionen 

berücksichtigt werden, beträgt die technisch und ökonomisch 

durchführbare Leistung im Land ungefähr 

6 000 MW 24 . 

In der SIC wurden mindestens drei geeignete Zonen ausfindig 

gemacht 25 : 

− Küstenregion von Coquimbo im Süden Tongoys 

(2 800 MW). 

− Südküste der Region Atacama (1 650 MW). 

− Südküste von Concepción (noch keine genauen 

Werte verfügbar) 

In der Sing-Region ergeben vorläufige Ergebnisse ein Gebiet 

von 42 km² mit einem Potential von 600 MW, weitere 

Studien werden im Laufe des Jahres 2009 durchgeführt. 

Die GTZ unterstützt eine Windmesskampagne auf 

öffentlichem Boden im Norden Chiles 26 . Die Ergebnisse 

werden auf einer öffentlich zugänglichen Online-Plattform 

veröffentlicht, auf der Informationen über Windgeschwindigkeiten 

und Sonneneinstrahlung in spezifischen 

Regionen abgerufen werden können 27 , z. B. in Form von 

hochauflösenden Windkarten, Windkarten zur Nutzung 

mit Google Earth 28 und detaillierten Berichten, die 

Windgeschwindigkeiten, tägliche Windzyklen und die 

Verteilung der Windrichtungen auflisten 29 . 

Im Rahmen des Programms zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete werden zudem Windmessungen in nahezu 

allen Regionen des Landes durchgeführt. Auf der Web- 

CNE, 2009d 

CNE, 2009e 

26 Projekt für das BMU: Öffentliche Grundstücke für netzverbundene Erneuerbare-Energien-Projekte 

27 CNE 2009e 

28 Google Earth: kostenlose Software verfügbar unter http://earth.google.com/. 

29 Diese Informationen können unter folgender Webseite abgerufen werden: 

http://condor.dgf.uchile.cl/ViewerV2/Energia-Renovable/ 

CHILE | 111 

seite des Programms sind mehrere Berichte mit Informationen 

zu Windgeschwindigkeiten in verschiedenen 

Regionen verfügbar. 


Die Entwicklung von Windenergieprojekten wird durch 

politische Programme und Instrumente für erneuerbare 

Energien unterstützt (Details dazu im vorangegangenen 

Kapitel). Windenergie wird vom Gesetz als nichtkonventionelle 

Energiequelle eingestuft, es existieren keine speziellen 

Programme oder Richtlinien, die sich ausschließlich 

auf Windenergie beziehen. 

Um die Entwicklung von netzgebundenen Windparks zu 

unterstützen, hat die CNE in Zusammenarbeit mit der 

GTZ und CONAMA ein Handbuch zur Abschätzung 

der Umweltfolgen von Windenergieprojekten in Chile 

veröffentlicht. Dem Gesetz 19 300 von 1994 zufolge 

müssen Windparks mit einer Leistung über 3 MW eine 

Erklärung zu ihren voraussichtlichen Umweltauswirkungen 

einreichen. Wenn ein Windpark eine Leistung von 

weniger als 3 MW hat, aber in einem Naturreservat oder 

geschützten Gebiet liegt, muss es Teil des SEIA werden. 

Neben Kraftwerken müssen auch Hochspannungsleitungen 

und Schaltanlagen mit einer Spannung von mehr als 

23 kV eine Umweltfolgenabschätzung durchlaufen. Das 

Handbuch beschreibt das Verfahren zum Erhalt einer 

Umweltlizenz und kann unter der CNE-Webseite heruntergeladen 

werden 30. 

1.6. Market Potential for Wind Energy 

Windenergiepotentiale 

Chile hat günstige Bedingungen zur Entwicklung von 

Windenergie, besonders in den Küstenbereichen und 

in einigen Tälern im Landesinneren. In den nördlichen 

Wüsten werden durchschnittliche Windgeschwindigkeiten 

von ungefähr 8 m/s erreicht (gemessen in 50 m 

Höhe). In einigen Teilen der zentralen und südlichen Regionen 

herrschen ähnliche Windverhältnisse. Bislang sind 

die meisten Windparks dort geplant. 

30 Das EIA Handbuch für Windenergieprojekte kann unter http://www.cne.cl/ 

cnewww/opencms/05_Public_Estudios/publicaciones.html abgerufen werden.

Eine detaillierte Erkundung der Potentiale für erneuerbare 

Energien in Chile ist noch nicht abgeschlossen. 

Wenn nur die durch die CNE identifizierten Regionen 

berücksichtigt werden, beträgt die technisch und ökonomisch 

durchführbare Leistung im Land ungefähr 

6 000 MW 31 . 

In der SIC wurden mindestens drei geeignete Zonen ausfindig 

gemacht 32 : 

− Küstenregion von Coquimbo im Süden Tongoys 

(2 800 MW). 

− Südküste der Region Atacama (1 650 MW). 

− Südküste von Concepción (noch keine genauen 

Werte verfügbar) 

In der Sing-Region ergeben vorläufige Ergebnisse ein Gebiet 

von 42 km² mit einem Potential von 600 MW, weitere 

Studien werden im Laufe des Jahres 2009 durchgeführt. 

Die GTZ unterstützt eine Windmesskampagne auf 

öffentlichem Boden im Norden Chiles 33. Die Ergebnisse 

werden auf einer öffentlich zugänglichen Online-Plattform 

veröffentlicht, auf der Informationen über Windgeschwindigkeiten 

und Sonneneinstrahlung in spezifischen 

Regionen abgerufen werden können 34, z. B. in Form von 

hochauflösenden Windkarten, Windkarten zur Nutzung 

mit Google Earth 35 und detaillierten Berichten, die 

Windgeschwindigkeiten, tägliche Windzyklen und die 

Verteilung der Windrichtungen auflisten. 36 

Im Rahmen des Programms zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete werden zudem Windmessungen in nahezu allen 

Regionen des Landes durchgeführt. Auf der Webseite des 

Programms sind mehrere Berichte mit Informationen zu 

Windgeschwindigkeiten in verschiedenen Regionen verfügbar. 


Die Entwicklung von Windenergieprojekten wird durch 

politische Programme und Instrumente für erneuerbare 

Energien unterstützt (Details dazu im vorangegangenen 

Kapitel). Windenergie wird vom Gesetz als nichtkonventionelle 

Energiequelle eingestuft, es existieren keine speziellen 

Programme oder Richtlinien, die sich ausschließlich 

auf Windenergie beziehen. 

CNE, 2009d 

32 CNE, 2009e 

33 Projekt für das BMU: Öffentliche Grundstücke für netzverbundene Erneuerbare-Energien-Projekte 

34 CNE 2009e 

35 Google Earth: kostenlose Software verfügbar unter http://earth.google.com/. 

36 Diese Informationen können unter folgender Webseite abgerufen werden: 

http://condor.dgf.uchile.cl/ViewerV2/Energia-Renovable/ 

CHILE | 112 

Um die Entwicklung von netzgebundenen Windparks zu 

unterstützen, hat die CNE in Zusammenarbeit mit der 

GTZ und CONAMA ein Handbuch zur Abschätzung 

der Umweltfolgen von Windenergieprojekten in Chile 

veröffentlicht. Dem Gesetz 19 300 von 1994 zufolge 

müssen Windparks mit einer Leistung über 3 MW eine 

Erklärung zu ihren voraussichtlichen Umweltauswirkungen 

einreichen. Wenn ein Windpark eine Leistung von 

weniger als 3 MW hat, aber in einem Naturreservat oder 

geschützten Gebiet liegt, muss es Teil des SEIA werden. 

Neben Kraftwerken müssen auch Hochspannungsleitungen 

und Schaltanlagen mit einer Spannung von mehr als 

23 kV eine Umweltfolgenabschätzung durchlaufen. Das 

Handbuch beschreibt das Verfahren zum Erhalt einer 

Umweltlizenz und kann unter der CNE-Webseite heruntergeladen 

werden 37 . 



Die Entwicklung von Windparks im Land befindet sich 

noch im Anfangsstadium. Bis Ende 2008 waren zwei 

Windparks mit einer Gesamtkapazität von 20 MW betriebsbereit 

(in Besitz von Endesa Chile und Edelaysen). 

Bis Ende 2009 kommen weitere 200 MW hinzu. Eines 

der größten Projekte ist eine Anlage von Endesa mit einer 

Leistung von 69 MW. 

Tabelle 9 gibt einen Überblick über alle Windprojekte in 

Chile, für die eine Umweltlizenz beantragt worden ist inklusive 

derer, die bereits eine Erlaubnis erteilt bekommen 

haben. 

Diese Liste zeigt das stark wachsende Interesse an dieser 

Technologie und veranschaulicht, dass der Markt expandiert. 

CORFO zufolge waren bis Mitte 2009 46 Projekte 

in Planung (1 565 MW) und weitere 130 MW befanden 

sich in der Bauphase, was auch die oben aufgelisteten Projekte 

mit einschließt. 

37 Das EIA Handbuch für Windenergieprojekte kann unter http://www.cne.cl/ 

cnewww/opencms/05_Public_Estudios/publicaciones.html abgerufen werden.


Es gibt nach wie vor keinen größeren Hersteller von 

Anlagenkomponenten im Land, aber die besonderen 

Windenergiepotentiale ziehen große internationale Projektentwickler 

und Investoren an. Enel Green Power, vertreten 

durch seine Tochtergesellschaft Enel Latin America 

(Chile), unterzeichnete eine Vereinbarung mit SoWiTec- 

International GmbH über die Entwicklung von sieben 

Windenergieprojekten mit einer Gesamtleistung von 

850 MW. Endesa Eco hat bereits einen Windpark in der 

Region Canela in Auftrag gegeben, der ungefähr 300 km 

nördlich von Santiago liegt. Ein zweiter Windpark, Canela 

II, wird derzeit gebaut. In derselben Region stellt die 

Firma Norvind S. A., ein Joint Venture von SN Power, 

23 Windkraftanlgen mit jeweils 2 MW für den Windpark 

Totoral auf. In Monte Redondo ist der Baubeginn 

eines 38 MW Windparks der Firma Suez Energy Andino 

für November 2009 geplant. Weitere Informationen zur 

Branche inklusive eines Investionsleitfadens können von 

der Webseite von InvestChile abgerufen werden. 38 

http://condor.dgf.uchile.cl/ViewerV2/EnergiaRenovable/ 

CHILE | 113

1.7. Adressen und Kontaktdaten 

Centro de Despacho Económico de Carga del 

SING – CDEC-SING 

(Zentrum für ökonomische Lastverteilung, Verbund- 

system Norte Grande) 

General Lagos 0377 Playa Blanca 

Antofagasta 

Tel.: +56 (55) 247 474 

Fax: +56 (55) 246 129 

www.cdec-sing.cl 

Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema 

Interconectado Central – CDEC-SIC 

(Zentrum für ökonomische Lastverteilung, 

zentrales Verbundsystem) 

Teatinos 280 

Santiago de Chile 

Tel.: +56 (2) 42 46 300 

Fax: +56 (2) 42 46 301 

www.cdec-sic.cl 

Comisión Nacional de Energía - CNE 

(Nationale Energiekommission) 

1449, Pisos 13 y 14. Edificio Santiago Downtown II 

Santiago - Chile 

Phone: +56 (2) 365 6800 

E-mail: info@cne.cl 

www.cne.cl 

Comisión Nacional del Medio Ambiente – CONAMA 

(Nationale Umweltkommission) 

Obispo Doloso 6 – Providencia 


Tel.: +56 (2) 240 56 00 

Fax: +56 (2) 244 12 62 

E-mail: informaciones@conama.cl 

www.conama.cl 

CHILE | 114 

Chilean Economic Development Agency – CORFO 

(Chilenische Agentur für Wirtschaftsentwicklung) 

Daniel Díaz - Investment Executive Renewable Energy 

and CDM 

Tel.: +56 (2) 631 8730 

www.todochile.cl 

Botschaft der Republik Chile in Deutschland 

Mohrenstr. 42 

D-10117 Berlin 

Tel.: +49 (30) 726 203600 

Fax: +49 (30) 726 203-603 

E-mail: embachilealemania@echileberlin.de 

www.embajadaconsuladoschile.de 

Empresas Eléctricas A.G. 

(Association of electricity distribution and transmission 

companies) 

Av. El Bosque Norte 0177, oficina 904 

Las Condes – Santiago 

Tel.: +56 (2) 332 03 16 

Fax: +56 (2) 231 09 13 

www.electricas.cl 

Cámara Chileno-Alemana de Comercio e Industria 

(Deutsch-Chilenische Industrie- und Handelskammer) 

Av. El Bosque Norte 0440 of. 601 

Santiago de Chile 6760235 

Tel.: +56 (2) 203 53 20 

Fax: +56 (2) 203 53 25 

E-mail: chileinfo@camchal.cl 

http://chile.ahk.de/ 

Deutsche Botschaft in Chile 

Las Hualtatas 5677 

Vitacura Santiago de Chile 

Tel.: +56 (2) 463 25 00 

Fax: +56 (2) 463 25 25 

E-mail: central@embajadadealemania.cl 

www.santiago.diplo.de

GTZ Büro in Santiago de Chile 

Federico Froebel 1776 

Providencia-Santiago 

Chile 

Tel.: +56 2 7193900 

E-mail: trudy.koenemund@gtz.de 

www.gtz.de 

Superintendencia de Electricidad y Combustibles – SEC 

(Aufsicht für Elektrizität und Kraftstoffe) 

Amunátegui 58 


Tel.: +56 (2) 54 96 000 

www.sec.cl 

4.8. 

Bundesbank, Devisenkurse 

(http://www.bundesbank.de/statistik/statistik_zeitreihen.php?lang=de&open=devisen&func=list&tr= 

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(https://www.cia.gov/library/publications/the-worldfactbook/geos/ci.html 

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(http://www.gtz.de/en/dokumente/sp-EIA-proyectoseolicos.pdf 

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(http://www.eclac.cl/cgi-bin/getProd.asp?xml=/publicaciones/xml/7/35327/P35327.xml&xsl=/deype/ 

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Report Latin America – Chile.

MEXIKO 


AMDEE Mexikanischer Windenergieverband 

ANES Nationaler Verband für die Solarenergie 

APEC Asiatisch-Pazifische Wirtschaftliche 




CFE Bundesstromkommission 

CONACYT Nationaler Rat für Forschung und 

Entwicklung 

CONEVAL Nationaler Rat für Evaluierung und 

Entwicklung der Sozialpolitik 

CONUEE Nationalbehörde für den effizienten 

Gebrauch von Energie 

CRE Energieregulierungsbehörde 

CTF Clean Technology Fund 

EE Erneuerbare Energien 

GEF Globale Umweltfazilität 



GW Gigawatt 


IADB Interamerikanische Entwicklungsbank 

IIE Elektrizitätsforschungsinstitut 

IPP unabhängige Stromerzeuger 

IRR Interner Zinsfuß 

IWF Internationaler Währungsfonds 

km2 Quadratkilometer 

117 

kV Kilovolt 

kW Kilowatt 

LFC Luz y Fuerza del Centro (ehemaliges 

staatliches Energieversorgungs- 

unternehmen) 

m2 Quadratmeter 

MW Megawatt 

MWh Megawattstunde 

NAFTA Nordamerikanisches Freihandels- 

abkommen 

NREL Nationales Labor für erneuerbare 

Energien 

OECD Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit 

und Entwicklung 

PECC Spezielles Klimawandelprogramm 

PERGE Projekt zur Entwicklung von erneuer- 

baren Energien im großen Maßstab 

PEMEX Petroleos Mexicanos 

PJ Petajoule 

SEMARNAT Minister für Umwelt und natürliche 

Ressourcen 

SENER Energieminister 

SHCP Ministerium für Finanzen und öffent- 

lichen Kredit 

tCO2eq Tonnen CO2-Äquivalent 

WB Weltbank 


MEXIKO 

5.1 Einführung 

ABBILDUNG 1: 

KARTE VON MEXIKO 


Mexiko (offiziell: Vereinigte Mexikanische Staaten) mit 

der Hauptstadt Mexiko-Stadt liegt in Zentralamerika. Im 

Norden grenzt es an die Vereinigten Staaten von Amerika, 

während es sich im Südosten eine Grenze mit Guatemala 

und Belize teilt. Das Land besitzt eine ausgedehnte Küstenlinie 

entlang des Golfs von Mexiko und des Pazifischen 

Ozeans. Mexiko ist 1 964 375 km 2 groß und liegt in unterschiedlichen 

Klimazonen. Aufgrund seiner Ausdehnung 

befindet es sich in der tropischen Konvergenzzone. Die 

Höhenlage des Landes und die feuchte Meeresluft vom 

Golf von Mexiko und dem Pazifik sind allerdings Faktoren, 

welche die Temperaturen mindern. Niederschlag tritt 

TABLLE 1: 

ENTWICKLUNG DES BIP (*PROGNOSE) 

118 

vor allem zwischen Juni und Oktober auf. Des Weiteren 

gibt es extreme Wetterphänomene wie tropische Wirbelstürme, 

die zwischen Mai und November auftreten und 

sowohl die pazifische wie auch die karibische oder mexikanische 

Golfküste treffen können. 

Mexiko besitzt die dreizehntgrößte Wirtschaft der Welt 

mit einem BIP von rund 740 Mrd. € im Jahr 2008 1 . 

Durch den Ölpreisverfall, den Rückgang von Exporten 

in die USA (welche 80% des Außenhandels ausmachen) 

sowie den Rückgang von Geldverkehr und Tourismus 

wurde die mexikanische Wirtschaft von der aktuellen 

Wirtschaftskrise hart getroffen. Im Jahr 2010 wird kein 

2001 2003 2005 2007 2009* 

Bruttoinlandsprodukt, 

aktuelles Preisniveau (in Mrd. €) 

Bruttoinlandsprodukt pro Kopf, 

751 619 682 748 657 

aktuelles Preisniveau (in €) 7 585 6 123 6 617 7 109 6 120 

Quelle: IWF 

1 IWF

positives Wirtschaftswachstum erwartet. Schwankungen 

beim BIP in den letzten zehn Jahren (wie in Tabelle 1 dargestellt) 

können vor allem durch den Konjunkturverlauf 

der USA sowie der Änderungen des Ölpreises und der 

Ölproduktion erklärt werden. 

Mexiko, die USA und Kanada bilden die im Jahr 1994 

gegründete Freihandelszone NAFTA (Nordamerikanisches 

Freihandelsabkommen). Allerdings haben nicht 

alle Mexikaner von diesem Handelsabkommen profitiert. 

Kleinbauern sind von den negativen Auswirkungen am 

stärksten betroffen, da sie nicht mit den billigeren Importen 

konkurrieren können und gezwungen sind, in städtische 

Gebiete oder die USA abzuwandern 2 . Die Armut 

steigt nach einer nachhaltigen Periode des Rückganges 

(ab 1997) seit 2006 wieder an. Im Jahr 2008 lebten 47,4% 

der Bevölkerung unter der Armutsgrenze, während im 

Jahr 2006 nur 42,6% verzeichnet wurden. Es ist abzusehen, 

dass die Armut in den nächsten Jahren aufgrund der 

Wirtschaftskrise noch weiter ansteigen wird 3 . 

Felipe Calderón Hinojosa wurde 2006 als mexikanischer 

Präsident für die Amtszeit von 2006 bis 2012 in einer der 

umstrittensten Wahlen in der Geschichte Mexikos gewählt. 

Er siegte bei der Wahl gegen Manuel Lopez Obrador, 

den Kandidaten des linken Flügels. Einen Rückschlag 

erhielt die Partei des Präsidenten PAN (Partei Nationale 

Aktion) während der jüngsten Wahlen der Parlaments- 

und Regionalregierungen im Juli 2009, die mit herben 

Stimmenverlusten verbunden waren. Gewinner dieser 

Wahlen war mit der PRI (Partei der Institutionellen 

Revolution) eine Partei, die Mexiko zuvor mehr als 70 

Jahre mit einer Politik staatlicher Interventionen auf dem 

Gebiet der Wirtschaft regiert hat. Mexiko ist Mitglied 

mehrerer multilateraler Foren und Organisationen wie 

der OECD, der vor kurzem gegründeten G-20 oder der 

Organisation Amerikanischer Staaten (OAS). Des Weiteren 

ist Mexiko Mitglied bei der WTO und der Asiatisch- 

Pazifischen Wirtschaftsgemeinschaft (APEC) und unterhält 

mehrere Handelsabkommen mit der Europäischen 

Union, dem Mercosur und mit den meisten Staaten der 

Karibik und Zentralamerikas. 

2 Woodrow Centre 2009 

3 Coneval 2009 

386 

4 % 

106 

1 % 

91 

1 % 

2n745 

26 % 

73 

1 % 

345 

3 % 

230 

2 % 

MEXIKO | 119 

ABBILDUNG 2: 

MEXIKO – PRIMÄRENERGIEERZEUGUNG 2008 (IN PJ) 

Kohle 

Ül 

Erdgas 

Kondensate 

Quelle: SENER 2008 

6 520 

62 % 

Nuklear 

Wasserkraft 

Wind & Geothermie 

Biomasse 

Gesamte Primärenergieproduktion 2008: 10 496 PJ 

ABBILDUNG 3: 

MEXIKO – ABSOLUTER ENERGIEENDVERBRAUCH 2008 (IN PJ) 

1 342 

26 % 

147 

3 % 

Erneuerbare / Abfall 

Gas 

Öl 

Energieverbrauch 2008: 5 101 PJ 


286 

6 % 

Kohle 

Wasserkraft 

901 

18 % 

2 428 

47 %

ABBILDUNG 4: 

STROMÜBERTRAGUNGSNETZ VON MEXIKO 

Quelle: CIGAR 2004 



In den letzten zehn Jahren waren die Diversifizierung der 

Energiequellen und der Rückgang der Ölproduktion die 

wichtigsten Entwicklungen im Energiesektor. So kam es 

beispielsweise zu einem Anstieg der Nutzung von Erdgas 

und zum Bau des ersten groß angelegten Windprojektes. 

Der Primärenergieverbrauch Mexikos betrug im Jahre 

2008 10 500 PJ. Öl ist – trotz der steigenden Bedeutung 

von Erdgas, dessen Anteil von 19% in 1998 auf 26% in 

2008 angestiegen ist – mit 62% (in 2008) nach wie vor 

die wichtigste Energiequelle. 

Der gesamte Endenergieverbrauch belief sich im Jahr 

2008 auf 5 101 PJ. Der Verkehr ist dabei der größte Energieverbraucher 

(mit 48% in 2008), gefolgt von der Industrie 

(mit 26% im gleichen Jahr). Das Wirtschaftswachstum 

führte auch zu einem erhöhten Energieverbrauch. 

Im Jahre 2008 importierte Mexiko 1 804 PJ Energie und 

zwar hauptsächlich in Form von Benzin, raffinierten Ölprodukten, 

Flüssiggas und Kohle. Im gleichen Jahr exportierte 

das Land jedoch auch insgesamt 3 759 PJ vor an 

MEXIKO | 120 

Rohöl (im Vergleich zu 4 226 PJ in 2007). Im Jahr 2008 

lag Mexiko auf Platz sieben der ölproduzierenden Länder 

weltweit, also einen Platz tiefer als noch 2007. 

Das Stromnetz 4 

Im Jahr 2007 bestand das nationale Übertragungs- und 

Verteilungsnetz aus 96 484 km Leitungen zwischen 69 

kV und 400 kV, 376 991 km Stromleitungen zwischen 

2,4 kV und 34,5 kV und 239 315 km Niederspannungsleitungen. 

Zusätzlich gab es noch 19 031 km erdverlegter 

Leitungen. Zwischen 1997 und 2007 ist das nationale 

Übertragungs- und Verteilungsnetz um 179 695 km 

ausgebaut worden. Nach Angaben der staatlichen Bundesstromkommission 

(CFE) sollen in der Zeit von 2009 

bis 2018 etwa 20 664 km neue Leitungen (zwischen 69 

kV und 400 kV) gebaut werden. 

Die Verluste in den Übertragungs- und Verteilungsnetzen 

im Jahr 2007 entsprachen 17,4% der öffentlich 

bereitgestellten Stromerzeugung. Dazu gehören nichttechnische 

Verluste, die hauptsächlich auf kommerzielle 

Gründe verschiedener Art zurückgeführt werden können, 

insbesondere das Wachstum des nicht registrierten 

gewerblichen Sektors, fehlerhafte Abrechnungen und 

4 Mexico Electricity Sector Outlook 2008 – 2017, SENER 2008

nicht geleistete Zahlungen. 


Im Juni 2009 betrug die installierte Leistung in Mexiko 

59 604 MW, was einem Anstieg um 132 MW gegenüber 

Ende 2008 entsprach. Im Bereich Verteilung stellt die staatliche 

Comision Federal de Electricidad (CFE) 58,8% der 

gesamten installierten Leistung einschließlich der 2% von 

Luz y Fuerza del Centro (LFC), eines anderen staatlichen 

Versorgers, der kürzlich mit der CFE fusionierte. Die unab- 

TABLE 2: 

INSTALLIERTE LEISTUNG 2002–2009 (IN MW) 

hängigen Stromerzeuger kommen zusammen auf einen Anteil 

von 19,2% der installierten Leistung. Selbstversorger 

und Anlagen für Kraft-Wärme-Kopplung im privaten Sektor 

trugen jeweils 6,7% bzw. 4,5% bei, während die installierte 

Kapazität für den Stromexport 2,2% entsprach. Von 

der gesamten installierten Leistung entfallen über 51 146 

MW auf öffentliche Betriebe 5 , während die übrigen 8 459 

MW von privaten Stromerzeugern stammen. 

5 Laut mexikanischer Verfassung und Elektrizitätsgesetz müssen die Erzeugung, 

Übertragung, Verteilung und Verkauf von Strom durch staatseigene Betriebe 

(wie CFE) erfolgen und werden als öffentliche Dienstleistungen betrachtet. 

Stromerzeugung, die durch private Investoren oder Lizenzhalter erfolgt, zählt 

nicht zu den öffentlichen Dienstleistungen. Strom aus privaten Kraftwerken 

kann von Privatnutzern bezogen werden oder unter speziellen Vereinbarungen 

(wie im Abschnitt »Politische Rahmenbedingungen für Energie« beschrieben) 

an die staatlichen Unternehmen verkauft werden. 

MEXIKO | 121 

Zwischen 2009 und 2017 wird im Rahmen des Programms 

zum Ausbau öffentlicher Dienstleistungen eine zusätzliche 

Kapazität von 14 794 MW benötigt, um den erwarteten 

Anstieg der Stromnachfrage befriedigen zu können. Davon 

sind 3 520 MW bereits installiert oder befinden sich 

zurzeit im Bau. Darüber hinaus wird davon ausgegangen, 

dass durch Selbstversorger in entlegenen Regionen und 

Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung weitere 2 490 MW 

installiert werden, die sowohl aus privaten als auch aus 

Kategorie/Jahr 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 (June) 

Summe CFE + frühere LFC 41 184 44 561 46 551 46 553 48 896 51 029 51 106 51 146 

CFE 40 349 43 726 45 687 45 669 47 857 49 854 49 931 49 971 

Thermoelektrisch 

Unabhängige 

26 161 29 421 30 496 30 473 32 645 33 789 33 862 33 862 

Erzeuger 3 495 6 755 7265 8 251 10 387 11 457 11 457 11 457 

Wasserkraft 9 378 9 378 10 263 10 269 10 285 11 055 11 055 11 095 

Kohle 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 2 600 

Geothermie 843 960 960 960 960 960 965 965 

Nuklear 1 365 1 365 1 365 1 365 1 365 1 365 1 365 1 365 

Wind 2 2 2 2 2 86 85 85 

Frühere LFC 834 834 864 864 1 039 1 174 1 174 1 174 

Thermoelektrisch 598 598 598 598 758 886 886 886 

Wasserkraft 

Summe Inhaber 

236 236 266 266 281 288 288 288 

mit Zulassung 4 505 6 443 7 009 7 325 7 541 7 978 8 326 8 459 

Selbstversorger 2 879 3 135 3 678 3 929 4 109 3 484 3 855 3 981 

Kraft-Wärme-Kopplung 1 132 1 423 1 427 1 510 1 563 2 677 2 662 2 669 

Andere Anwendungen 559 553 573 556 537 486 478 478 

Export 15 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 1 330 

Total 


45 689 51 004 53 560 53 859 56 437 59 006 59 432 59 604 

staatlichen Projekten stammen. 


Im Jahr 2007 wurden insgesamt 263 386 GWh Strom 

produziert. Davon stellten die staatlichen Versorgungsbetriebe 

60,7%, unabhängige Stromerzeuger 27,6%, Selbstversorger 

4,6% und Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung 

4,4%; 0,4% wurden für den Eigenverbrauch produziert. 

Insgesamt wurden 232 552 GWh durch staatliche Be

TABELLE 3: 

NATIONALE STROMERZEUGUNG NACH ENERGIEQUELLE, 1997–2007 (IN TWH) 

triebe erzeugt. 

Bei der Bereitstellung öffentlicher Dienste basierten 

im Jahr 1997 noch 12,5 % der Stromerzeugung auf der 

Verwendung von Erdgas, während zehn Jahre später der 

Anteil schon auf 46,7 % angestiegen ist, was einem jährlichen 

Anstieg von 18,3 % entspricht. Im Gegensatz dazu 

sank der Anteil der Stromerzeug ung auf Ölbasis von 49,9 

% auf 20,1 %, was einem durchschnittlichen jährlichen 

MEXIKO | 122 

1997 1999 2001 2003 2005 2007 

Staatliche Betriebe 161 386 180 917 197 106 203 555 218 971 232 552 

Thermisch 119 029 132 574 154 371 167 014 173 251 187 437 

Hydroelektrisch 26 430 32 713 28 435 19 753 27 611 27 042 

Nuklear 10 456 10 002 8 726 10 502 10 805 10 421 

Geothermisch 5 466 5 623 5 567 6 282 7 299 7 404 

Wind 4 6 7 5 5 248 

Import 

Betrieb durch private 

1,510 659 327 71 87 277 

Unternehmen 303 878 1 043 6 528 9 212 10 693 

Gesamte Stromerzeugung 163 198 182 454 198 476 210 154 228 270 243 522 

Quelle: SENER 2008a 

ABBILDUNG 6: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN 2007 

(IN GWH) 

6,809 

3 % 

7,804 

4 % 

13,388 

7 % 

45,835 

23 % 

Industrie 

Wohnsektor 

Gewerbe 

73 

1 % 



Dienstleister 

Eigenproduktion 

106,633 

52 % 

Rückgang von 5,3 % entspricht. 

Der einheimische Stromverbrauch betrug im Jahr 2007 

etwa 203 638 GWh. Die restlichen 60 000 GWh verteilen 

sich auf Stromverluste (40 504 GWh), Nettoexporte 

(1 451 GWh), Eigenverbrauch und Anlagen mit Kraft- 

Wärme-Kopplung. Beim Verbrauch nach Wirtschaftssektoren 

zählte die Industrie mit mehr als der Hälfte des 

Gesamtstromverbrauchs zu den größten Konsumenten, 

gefolgt von Privathaushalten mit einem Anteil von rund 

25 % (siehe Abbildung 5). 

Für die Periode von 2008 bis 2017 wird davon ausgegangen, 

dass der Stromverbrauch durch Privathaushalte jährlich 

um 3,3% ansteigt und dieser Sektor damit im Jahr 

2017 einen Stromverbrauch von 281 500 GWh haben 

wird 6 . Damit wird sich der Energieverbrauch von Privathaushalten 

im Vergleich zu 1997 (139 000 GWh) bis 

2017 mehr als verdoppeln. 


Schätzungen zufolge gab es in Mexiko im Jahr 2008 eine 

installierte photovoltaische Leistung von 18,5 MW, mit 

der 8 294 MWh Strom erzeugt wurden. Nahezu alle 

Photovoltaikanlagen sind in ländlichen und abgelegenen 

Orten angesiedelt. Im Bereich Solarthermie-Technologie 

war Mexiko 2008 eines der Top-10-Länder der Welt. Derzeit 

produzieren Solarkollektoren mit einer Fläche von 

1 Mio. m 2 4,5 PJ Strom pro Jahr. Kleine Wasserkraftwerke 

(< 30 MW) befinden sich in privatem wie auch in staat- 

6 SENER 2008

lichem Besitz. Private Erzeuger besitzen 22 Kraftwerke 

(einschließlich zwei abgeschalteter) mit einer Gesamtleistung 

von 83,5 MW. Die CFE betreibt 42 Kraftwerke mit 

einer Gesamtleistung von 293,4 MW (einschließlich 11 

Kraftwerken der früheren LFC). Nach Angaben der Nationalbehörde 

für den effizienten Gebrauch von Energie 

weisen die kleinen Wasserkraftwerke im Land ein Gesamtpotential 

von 3 250 MW auf. Des Weiteren schätzt die 

CFE das Potential für geothermische Energie in Mexiko 

auf 1.395 MW, wobei die aktuelle installierte Gesamtleistung 

bei 964,5 MW liegt, die auf vier Kraftwerke verteilt 

sind. Das Potential von Biomasse zur Energiegewinnung 

liegt in Mexiko im Bereich zwischen 2 635 und 3 771 PJ/ 

Jahr. Schätzungen zufolge könnte aus Abfallstoffen der 

Zuckerproduktion eine Jahresstromproduktion von bis zu 

3 000 000 MWh mit Hilfe von Kraft-Wärme-Kopplung 

erzeugt werden. Große Wasserkraftwerke (größer als 30 

MW) zählen laut Gesetz nicht zu den Anlagen für erneuerbare 

Energien. 

MEXIKO | 123 

Strompreise 

In Mexiko werden die Strompreise von dem Minister für 

Finanzen und öffentliche Kredite (SHCP) in Absprache 

TABELLE 4: 

LEISTUNG UND STROMERZEUGUNG AUS NETZGEBUNDENEN ERNEUERBAREN ENERGIEN 2008 

Erzeugung % gesamte 

Technologie Projektentwickler Leistung [MW] % gesamt [GWh/Jahr] Erzeugung 

Windenergie CFE 85 0.15 % 232 0.09 % 

Windenergie 

Inhaber einer 

Zulassung 0 0.00 % 0 0.00 % 

Kleine Wasserkraft CFE 293 0.50 % 1 363 0.55 % 

Kleine Wasserkraft 

Inhaber einer 

Zulassung 83 0.14 % 228 0.09 % 

Geothermal CFE 965 1.66 % 7 058 2.86 % 

Biomasse und Biogas* 

Inhaber einer 

Zulassung 498 0.86 % 819 0.33 % 

Gesamt 1 925 3.31 % 9 699 3.93 % 


TABELLE 5: 

DURCHSCHNITTLICHE STROMPREISE 2007 NACH VERBRAUCHERN 


Gewerbe 

mit dem Ministerium für Energie, dem Wirtschaftsministerium, 

den öffentlichen Versorgungsunternehmen und 

dem Energiekontrollkomitee festgelegt. Das Tarifsystem 

ist stark subventioniert und keiner der Konsumenten in 

den unterschiedlichen Segmenten zahlt einen Strompreis, 

der die tatsächlichen Stromkosten deckt. Die Konsumentengruppen, 

die am stärksten subventioniert werden, sind 

Privathaushalte und landwirtschaftliche Konsumenten, 

welche im Durchschnitt nur 40% der tatsächlichen Stromkosten 

bezahlen, während die Industriekunden 80% der 

realen Stromkosten zahlen. Den Durchschnittspreis pro 

Dienstleistung 


Mittlere 

Betriebe 

Großindustrie 

€/kWh 

Quelle: SENER 2008a 

0.07 0.16 0.13 0.03 0.08 0.06 

Kundengruppe im Jahre 2007 listet Tabelle 5. 

Als Folge dieses Tarifsystems wird im Jahr 2008 die Höhe 

der staatlichen Subventionen für die CFE Kunden mit veranschlagten 

5,3 Mrd. €, um 29,4% höher liegen als noch 

im Jahr 2007. Die garantierten Zuschüsse für frühere LFC

Endkunden werden für das Jahr 2008 auf 2,85 Mrd. € geschätzt 

und liegen damit 11,5% höher als im Jahr 2007. 

Aufgrund der wirtschaftlichen Rezession plant der Finanzminister, 

die Strompreise zu erhöhen, um das Haushaltsdefizit 

für das Jahr 2010 zu verringern. Tatsächlich wurden jedoch 

die Preise für Industriekunden Anfang 2009 gesenkt. 


Im Gegensatz zu den meisten anderen Ländern Lateinamerikas 

hält Mexiko an einem staatlichen, zentralisierten und 

integrierten System für die Stromindustrie fest, obwohl 

einige Reformen – wie die Einrichtung von Regulierungsbehörden 

und die Öffnung des Stromerzeugungsmarktes 

für private Investitionen – durchgeführt wurden. Versuche 

früherer Regierungen, die Stromindustrie zu privatisieren 

und zu entflechten, lösten starken sozialen und politischen 

Widerstand aus. Allerdings erlauben Teilreformen private 

Investitionen im Bereich der Stromerzeugung unter folgenden 

Voraussetzungen: Kraft-Wärme-Kopplung, Eigenversorgung, 

unabhängige Stromerzeugung für Kraftwerke mit 

einer Leistung von über 30 MW, die ausschließlich Strom 

zum Verkauf erzeugen und CFE zur Verfügung stellen, Erzeugung 

im kleinen Umfang (unter 30 MW), Exporte und 

Importe für die Eigenversorgung. Die Reform des Energiesektors 

von 2008 hat die verfassungsmäßig festgelegte Rolle 

des Staates als alleinige Rechtsinstanz für die Stromversorgung 

bestätigt. 


Etwa fünf Millionen Menschen, also rund 5% der mexikanischen 

Bevölkerung, haben noch immer keinen Zugang 

zum Strom. Diese Menschen leben in 89 000 kleinen Gemeinden, 

von denen die meisten weniger als 100 Einwohner 

haben. Die wichtigste laufende Aktivität zur Elektrifizierung 

ländlicher Betriebe ist das Projekt zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete (in Verbindung mit dem WB-GEF). Es 

unterstützt die Implementierung nachhaltiger und netzunabhängiger 

Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien. Der 

Schwerpunkt liegt dabei auf der Entwicklung produktiver 

Maßnahmen zur Schaffung von Einkünften sowie sozialen 

Diensten, die für die wirtschaftliche Entwicklung der armen 

Regionen als notwendig erachtet werden. Das Projekt 

MEXIKO | 124 

startete mit verschiedenne Aktivitäten in den südlichen 

Staaten Chiapas, Veracruz, Oaxaca und Guerrero. Ziel dieses 

Programms ist es, zwischen 2007 und 2012 rund 2 500 

Gemeinden zu erreichen. 

5.3 

Secretaría de Energía 

SENER – Energieministerium 

Das Energieministerium hat die Aufgabe, die Energiepolitik 

des Landes festzulegen, zu verabschieden und ihre 

Durchführung zu überwachen. Die Schwerpunkte dieser 

Politik liegen in den Bereichen Energiesicherheit, Energieeinsparung 

und Umweltschutz. SENER ist auch für 

die mittel- und langfristige Planung im Energiesektor in 

den Bereichen fossile Brennstoffe, Elektrizität, Energieeffizienz 

und erneuerbarer Energien im Rahmen der Gewährleistung 

der Energiesicherheit zuständig. Als Teil der 

2008 durchgeführten Reformen gründete das Energieministerium 

den Nationalen Energierat, der die Regierung 

bei der Konzeption und Planung ihrer Energiepolitik beratend 

unterstützt. Darüber hinaus erleichtert der Nationale 

Energierat durch ein eigens eingerichtetes Beratungsforum 

die Stakeholder-Beteiligung im Energiesektor. Der 

Energierat liefert außerdem den nötigen fachlichen Input 

zur jährlichen Aktualisierung der nationalen Energiestrategie. 

Neben dem Nationalen Energierat wurden weitere 

untergeordnete Beratungsgremien als politische Foren 

eingerichtet. Trotz des wachsenden Interesses an umweltverträglichen 

Energiequellen seitens des Energieministeriums 

liegt der Fokus seiner Aktivitäten weiterhin bei den 

Themen Wettbewerbsfähigkeit, Produktivität, sinkende 

Ölreserven und dem Betrieb des staatlichen Ölunternehmens 

PEMEX. Für 2009 beträgt das Budget von SENER 

37,3 Mio. €. 

Comisión Reguladora de Energía–CRE 

CRE – Energieregulierungsbehörde 

Im Rahmen der Reformen des mexikanischen Energiesektors 

wurde die Energieregulierungsbehörde (CRE) eingerichtet. 

Der Auftrag der CRE umfasst dabei die Berei-

che Strom und Erdgas. Im Bereich erneuerbare Energien 

sind die Hauptaufgaben des CRE in der Regulierung der 

Stromerzeugung zu sehen. Des Weiteren soll die CRE in 

Absprache mit dem Finanzminister die Vergütungen der 

Serviceleistungen von privaten Erzeugern und öffentlichen 

Energieversorgern ermitteln. Nach der Energiereform aus 

dem Jahr 2008 gehört insbesondere das Aussprechen von 

Empfehlungen für Bestimmungen zur Regulierung von 

Einspeisung und Betrieb zu ihren Kompetenzen. Die Bestimmungen 

selbst sind jedoch Sache der Energieversorgungsunternehmen. 

Darüber hinaus hat die CRE die Aufgabe, 

den Transport und die Verteilung von Biokraftstoffen 

über Pipelines zu regulieren. Die Befugnisse der CRE sind 

jedoch im Vergleich zu anderen Regulierungsbehörden in 

der Region begrenzt, da die Stromtarife der Endkunden 

durch das Finanzministerium bestimmt werden. Das Budget 

der CRE für 2009 beträgt 7,1 Mio. €. 

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de 

la Energía – CONUEE (früher CONAE) 

CONUEE, die Nationalbehörde für die effiziente Nutzung 

von Energie, untersteht dem Energieministerium und soll 

die Energieeffizienz im Land fördern. CONUEE ist eine 

technische Behörde mit dem Fokus auf nachhaltiger Energienutzung. 

Ihr Budget für 2009 beträgt 3,2 Mio. €. 

Instituto de Investigaciones Eléctricas – IEE 

Das Elektrizitätsforschungsinstitut IEE ist ein staatliches 

Unternehmen, das im Bereich Innovation, technische 

Entwicklung und angewandte wissenschaftliche 

Forschung tätig ist. Zu seinen Aufgaben gehört die Entwicklung 

neuer Technologien für die Strom- und Erdölindustrie, 

die den Energiesektor bei der Erzeugung, Übertragung 

und Verteilung von Strom unterstützen und die 

Prozessabläufe im Erdölsektor optimieren. Im Bereich erneuerbare 

Energien fördert das IEE Geothermie-, Wind-, 

Solar- und Biomasseprojekte. 2009 beträgt sein Budget 

8,8 Mio. €. Vor kurzem wurde vom IEE ein Regionalzentrum 

für Windtechnologien (CERTE) eingerichtet, um 

gezielte Forschung im Bereich der Windenergietechnologie 

zu ermöglichen (siehe Kapitel »Marktpotentiale für 

Windenergie«). 

MEXIKO | 125 

Secretaría de Medio Ambiente y de los 

Recursos Naturales – SEMARNAT 

SEMARNAT, das Ministerium für Umwelt und natürliche 

Ressourcen, ist eine staatliche Behörde, die den 

Schutz, die Erhaltung und Wiederherstellung von Ökosystemen 

und natürlichen Ressourcen zur Aufgabe hat, 

um so eine nachhaltige Nutzung sicherzustellen. Das 

Sonderprogramm zum Klimawandel 2008 – 2012 führt 

Sollvorgaben ein, um den Anteil von Strom aus umweltverträglichen 

Energiequellen am Energiemix zu erhöhen 

und die Beteiligung des privaten Sektors zu fördern. 

Comisión Federal de Electricidad – CFE 

Die CFE ist ein staatliches Energieversorgungsunternehmen. 

Es ist in der Erzeugung, Übertragung und Verteilung 

von Elektrizität tätig und beliefert 26,7 Mio. Kunden (ca. 

80 Mio. Mexikaner). Die CFE verfügt über einen Kraftwerkspark, 

der hauptsächlich thermische Quellen nutzt 

und eine Gesamtleistung von 39 GW aufweist. Die CFE 

ist gesetzlich dazu verpflichtet, die Stromproduktion der 

unabhängigen Kraftwerksbetreiber einschließlich Strom 

aus erneuerbaren Quellen abzunehmen. Das von der CFE 

für den Stromsektor erarbeitete Arbeits- und Investitionsprogramm 

POISE ist auf den Zeitraum von 2009 bis 2018 

angelegt und sieht den Aufbau zusätzlicher Kapazitäten 

von mindestens 507 MW in der Zeit von 2009 bis 2011 

vor. 

Seit Oktober 2009 hat die CFE auch die Aufgaben des früheren 

staatlichen Unternehmens Luz y Fuerza del Centro 

(LFC) übernommen. LFC war von der Bundesregierung 

wegen zu hoher Betriebskosten (insbesondere für Gehälter 

und Pensionen) und wegen der hohen Stromverluste 

in Anlagen des Unternehmens (32,5%) geschlossen worden. 

Die Schließung von LFC war die Konsequenz des 

Beschlusses der Bundesregierung, als Reaktion auf die Finanzkrise 

die öffentlichen Ausgaben zu senken. LFC war 

in Zentralmexiko mit der Lieferung von Strom für 6 Mio. 

Kunden betraut, was einem Anteil von 24% am gesamten 

Stromverbrauch entspricht. Das Unternehmen war hautsächlich 

im Vertrieb und Verkauf von Strom tätig und besaß 

Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 1 GW.

Asociación Mexicana de Energía 

Eólica – AMDEE 

Der Mexikanische Windenergieverband AMDEE ist ein 

Fachverband, der 2005 von Windenergieentwicklern, 

Herstellern und Anbietern von Anlagen und Anlagenkomponenten 

und Dienstleistern aus Mexiko gegründet 

wurde. Der Verband soll sektorspezifische Probleme 

identifizieren und Hindernisse, die die Entwicklung der 

Windenergie in Mexiko erschweren, aus dem Weg räumen. 

Im September 2009 betrug die Anzahl der Mitglieder 

bei AMDEE 31 7 . Der Verband hat maßgeblich zur 

Überarbeitung und Neuauflage geschäftlicher Verfahren 

(wie z. B. die Verträge zur Netzanbindung für erneuerbare 

Energien) beigetragen und bei der Erweiterung der Übertragungsnetze 

den Dialog zwischen den unterschiedlichen 

Interessengruppen gefördert. 

Asociación Nacional de Energía Solar – ANES 

ANES, der Nationalverband der Solarenergie, ist ein 

Forum zur Diskussion und Förderung der Nutzung von 

Solarenergie und anderen erneuerbaren Energien. ANES 

bringt mit Veranstaltungen und Veröffentlichungen die 

Anwendung der Solarenergie in der künftigen Entwicklung 

des Stromsektors ins öffentliche Bewusstsein. 

5.4 Politische Rahmenbedingungen 


Das Budget der mexikanischen Regierung stammt zum 

größten Teil aus Einnahmen, die durch die Exporte von 

fossilen Brennstoffen erzielt wurden. Darum ist eine 

möglichst langfristige Verfügbarkeit dieser Einnahmen 

für die mexikanische Regierung außerordentlich wichtig. 

Dennoch versucht Mexiko einen Wechsel hin zu umweltverträglichen 

und nachhaltigen Energien zu realisieren, 

um die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen im Rahmen 

der Nationalen Strategie für Energiewandel und der 

Strategie zur nachhaltigen Nutzung von Energie 2009 zu 

verringern. Eine ambitionierte Maßnahme zur Stärkung 

7 AMDEE-Mitglieder sind das Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), 

ENTE, ABB México, Abengoa México, Alesco Energía y Agua, ARTECHE, 

Cableados Industriales, Carbon Solutions De México, Garrad Hassan México, 

Desarrollos Eólicos Mexicanos, Elecnor, Electrica del Valle de México, Enerthi 

México, Eolilatec del Istmo, Endesa Cogeneración y Renovables, Eoliatec de 

México, Fuerza Eólica, GAMESA Energía, GE International México, Grupo 

Químico Industrial de Toluca, Postensa Wind Structures, Mexión, Mitsubishi 

Heavy Industries de México, Owens Corning México, Preneal México, Prolec 

GE, Sempra Energy Mexico, Servicios Industriales Peñoles, Trinity Industries de 

México, Unión Fenosa Energías Renovables, Vestas und 3TIERGroup. 

MEXIKO | 126 

der operativen Einsatzmöglichkeiten von PEMEX (Petroleos 

Mexicanos) ist die Förderung von Tiefwasserölreserven 

im Golf von Mexiko. Dieses Projekt ist sowohl 

im Sektoralen Energieprogramm 2007 – 2012 als auch 

in der PEMEX Diagnose 2008 vorgesehen. Im Sonderprogramm 

zum Klimawandel 2008 – 2012 ist nur eine 

geringe Emissionsreduktion in der Erdölbranche geplant, 

die durch den Wechsel von Bunkeröl zu Erdgas für die 

Stromerzeugung, die Verringerung von flüchtigen Emissionen 

und die Förderung von Kraft-Wärme-Kopplung 

erzielt werden sollen. Allerdings gibt es in dem Positionspapier 

keine konkreten Hinweise, wann im Kerngeschäft 

von PEMEX der Übergang von fossilen Brennstoffen hin 

zu sauberen Energiequellen beginnen soll. 

Für den Energiesektor sind im Nationalen Entwicklungsplan 

und im Sektoralen Energieprogramm 2007 – 2012 

drei Prioritäten festgelegt: 

• Anhebung der Tarifstufen, um die Kosten für die Energieeinspeisung 

für die CFE zu kompensieren 

• Erhöhung der Energiesicherheit durch ein ausgewogeneres 

Portfolio an Primärenergie 

• Reform der öffentlichen Versorgungsunternehmen, um 

die Servicequalität zu erhöhen (insbesondere durch die 

Verringerung von Energieverlusten und die Steigerung 

der Produktivität und Effizienz im operativen und 

kaufmännischen Bereich) 

Das Stromgesetz (1992 abgeändert) legt die Modalitäten 

für die Mitwirkung nichtstaatlicher Unternehmen 

an der Stromerzeugung fest, zu denen Selbstversorger, 

Stromexporteure, Stromimporteure, Anlagen mit Kraft- 

Wärme-Kopplung, unabhängige Produzenten und 

kleine Stromerzeuger zählen. Das Gesetz bestimmt, dass 

mit Ausnahme von Selbsterzeugern private Unternehmen 

nicht direkt Strom an den Endverbraucher verkaufen 

können. In der Praxis werden Selbstversorger nicht 

als Stromversorger eingestuft, da Stromerzeuger und 

Stromnutzer identisch sind. Unabhängige Stromerzeuger 

(IPPs) sind verpflichtet, ihren Strom an den staatlichen 

Energieversorger zu verkaufen. Seit 1992 werden 

mehr als 20% des Strombedarfs von IPPs mit konventioneller 

thermischer Stromerzeugung (hauptsächlich mit

Erdgas) gedeckt. 

Das Stromgesetz schreibt fest, dass alle Aktivitäten in 

den Bereichen Übertragung, Verteilung und Verkauf 

von Strom exklusiv vom staatlichen Versorgungsunternehmen 

CFE durchgeführt werden. Die Energieregulierungsbehörde 

CRE ist zuständig für die Erteilungen von 

Genehmigungen, die für Investitionen im Energie- und 

Ergassektor, der seit 1995 auch für private Investoren zugänglich 

ist, notwendig sind. 

Erneuerbare Energien sind ein wichtiges Thema im Zusammenhang 

mit den abnehmenden mexikanischen Ölreserven, 

da sie zu einer Erhöhung der Energiesicherheit 

beitragen. 

Das Sektorale Energieprogramm 2007 – 2012 hat sich 

zum Ziel gesetzt, dass in Mexiko 7,6% der installierten 

Leistung aus erneuerbarer Energie bereitgestellt werden 

(vormals 3,3%). Entsprechend den Vorgaben des Programms 

wird die Windenergie das größte Wachstum mit 

einem geplanten Anstieg von 0,15% in 2008 auf 4,35% 

in 2012 verzeichnen. Für kleine Wasserkraftwerke (< 30 

MW), Geothermie, Biomasse und Biogas werden geringere 

Anteile als für Windkraft prognostiziert. Das Ziel für 

Geothermie beträgt 1,65%, für kleine Wasserkraftwerke 

0,77% und für Biogas/Biomasse 0,85%. Es wird jedoch 

davon ausgegangen, dass der Anteil der Windenergie an 

der Stromerzeugung nur auf 1,74 bis 2,91% ansteigen 

wird, da es Unsicherheiten bezüglich der tatsächlichen 

Betriebsbedingungen für Windprojekte gibt. 




Die im Jahre 2009 veröffentlichte Nationale Strategie 

für Energiewandel und die Strategie zur nachhaltigen 

Nutzung von Energie 8 zielen darauf ab, eine stärkere Diversifizierung 

der Primärenergiequellen zu erreichen, die 

Arbeitsabläufe der öffentlichen Stromversorger zu optimieren, 

Energieeffizienz zu fördern, erneuerbare Energiequellen 

und Biokraftstoffe zu nutzen sowie eine Minderung 

von Treibhausgasen zu erreichen. Das wichtigste 

8 SENER 2009a 

MEXIKO | 127 

Ziel dieser Strategie ist die Förderung, Entwicklung und 

Finanzierung von Maßnahmen zur Nutzung von erneuerbaren 

Energien und zur Steigerung der Energieeffizienz. 

Dies soll durch die Förderung des Einsatzes erneuerbarer 

Energien und energieeffizienter Anwendungen im häuslichen 

und betrieblichen Bereich, durch ein breiteres Angebot 

an erneuerbaren Energien, das Einrichten eines Programms 

zur Entwicklung von Energieeffizienzstandards, 

die Förderung von Energieeffizienz, Energieeinsparungen 

und Energieeffizienz-Kennzeichnungen erreicht werden. 

Der Nationale Entwicklungsplan und das Sektorale Energieprogramm, 

das aus der oben beschriebenen Strategie 

heraus entstanden ist, beinhalten Planungsmaßnahmen 

(die von SENER durchgeführt werden) und Maßnahmen 

zur Kompetenzsteigerung der Stromregulierungsbehörde 

und der Nationalbehörde für Energieeffizienz. Die 

Durchführung der geplanten Programme und Projekte 

ist gesichert, da sie in den offiziellen Haushalt Mexikos 

aufgenommen wurden. 

Zusätzlich zu dem oben genannten Plan wurde im Sommer 

2009 ein Spezialprogramm zur Nutzung erneuerbarer 

Energien 9 veröffentlicht. Dieses Programm enthält 

folgende sechs Aspekte: 

• Information und Kommunikation: Konzeption und 

Umsetzung von Informations- und Kommunikationsprogrammen 

• Entwicklung von Mechanismen für den Bereich erneuerbare 

Energien: Vorbereitung der Nationalen Erhebung 

im Bereich erneuerbare Energien; Aktualisierung 

von Verordnungen für Entwicklungs- und Vergütungssystemen 

von Projekten mit erneuerbaren Energien 

• Förderung der Elektrifizierung ländlicher Gebiete mit 

Hilfe erneuerbarer Energien: Maßnahmen zur Förderung 

erneuerbarer Energien unter Beteiligung von 

Einrichtungen der Bundesstaaten und Gemeinden; 

Aufbau von Kompetenzen in den Gemeinden, um die 

Technologien zu implementieren und deren nachhaltige 

Nutzung zu sichern 

• Entwicklung und Förderung: Schaffung von Anreizen 

zur Gründung von Anlagen- und Fertigungsunternehmen 

sowie Beratungsunternehmen im Bereich Energieeffizienz 

(über Mittel von CONACYT); Schaffung 

9 SENER 2009b

von Finanzierungsmaßnahmen zur Unterstützung von 

Projekten im Bereich erneuerbare Energie (gestaffelt 

nach Projektgröße); Entwicklung von Garantiemechanismen 

und anderen Instrumenten zur Reduzierung 

und Aufteilung der Investitionsrisiken 

• Infrastruktur und Regulierung: Förderung der Nutzung 

von erneuerbaren Energien in öffentlichen Gebäuden 

und beim Hausneubau; Aufbau der notwendigen 

Übertragungskapazitäten durch öffentliche Energieversorgungsunternehmen 

und private Investoren, um 

neue Anlagen aus dem Bereich erneuerbare Energie 

anschließen zu können; Vereinfachung der Berechnung 

der Netzentgelte für erneuerbare Energien; Förderung 

von effizienten Kraft-Wärme-Kopplungs- und Eigenversorgungsprojekten 

• Forschung und Entwicklung: Stärkung der internationalen 

F&E-Kooperationen; Ausrichtung der Aktivitäten 

auf die vorhandenen Forschungszentren mit erneuerbaren 

Energientechnologien 



Im November 2008 wurde eine Energiereform gebilligt, 

die aus einem Paket von sieben Gesetzen und Verordnungen 

besteht. Diese modifizeren die bestehende Gesetzgebung 

in Hinblick auf fossile Brennstoffe und erneuerbare 

Energien. Das Gesetz zur Nutzung erneuerbarer 

Energien und zur Finanzierung des Energiewandels sowie 

das Gesetz zur nachhaltigen Nutzung von Energie 

fixieren die Rahmenbedingungen zur Reduzierung der 

mexikanischen Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen 

als Primärenergiequelle. Parallel dazu traten das Stromgesetz, 

der Vertrag über die Anbindung von erneuerbaren 

Energiequellen, das Steuergesetz und das Umweltschutzgesetz 

in Kraft. 

Gesetz zur Nutzung erneuerbarer Energien und zur Finanzierung 

des Energiewandels (2009): Ziel dieses Gesetzes 

ist die Regulierung der Nutzungsbedingungen von 

erneuerbaren Energiequellen in der Stromerzeugung zu 

unterschiedlichen Zwecken. Dazu sieht das Gesetz zwei 

Instrumente vor: a) eine Strategie zur Nutzung von er- 

MEXIKO | 128 

neuerbaren Energien und zum Energiewandel und b) ein 

Sonderprogramm zur Nutzung erneuerbarer Energien. 

Umweltschutzgesetz (1988): Dieses Gesetz schreibt den 

Betreibern von Kraftwerken über 0,5 MW Leistung unabhängig 

von der verwendeten Technologie vor, dass sie zum 

Betrieb des Kraftwerkes eine Umwelterlaubnis durch das 

Umweltsekretariat benötigen. Darüber hinaus bestätigt 

es, dass kleine Wasserkraftwerke keine Wassernutzungskonzession 

von der Nationalen Wasserbehörde brauchen. 

Auf lokaler Ebene können Gemeinden Landnutzungsgenehmigungen 

für den Bau, Anschluss und den Betrieb 

von Anlagen, die die Infrastruktur stärken, genehmigen. 

Steuerrecht (2005 reformiert): Nach diesem Gesetz 

können Unternehmen, die in Anlagen und Maschinen 

für zur Erzeugung erneuerbarer Energie investieren, im 

ersten Jahr 100% der getätigten Investition abschreiben 

(Steuergutschriftmodell). 

Gesetz zur Nutzung von Bioenergie (2008): Dieses 

Gesetz regelt die Entwicklung der Bioenergieressourcen. 

Das Energiesekretariat ist die federführende Institution 

zur Erteilung von Genehmigungen für die Produktion, 

Lagerung, Beförderung, Verteilung und den Verkauf von 

Biokraftstoffen, die in Pipelines transportiert werden. 

Netzanschlussverträge: Die Nutzung von erneuerbaren 

Energien wie Wind, Wasser, Biomasse, Biogas oder Biokraftstoffen 

ist für private Investoren erlaubt und wird 

über spezielle Netzanschlussverträge für diese Energiequellen 

zu folgenden Konditionen gefördert: 

• Netzanschlussverträge für periodische erneuerbare 

Energien wie Solarenergie, Wind- oder Wasserkraft 

(jedoch nur für Anlagen, bei denen Wasserfluss nicht 

kontrolliert werden kann) 

• Netzanschlussverträge für kleine Solaranlagen (Einspeisevergütung) 

• Vertragsmodell zum Kauf und Verkauf von Strom 

durch kleine Stromproduzenten 

Darüber hinaus gibt es einen offenen Zugang zu Übertragungs- 

und Verteilungsnetzverträgen sowohl für erneuer

are als auch nicht-erneuerbare Energiequellen. Für die 

Nutzung von Wasserkraft ist eine Nutzungsgenehmigung 

des Energieministeriums (SENER) nötig. 

Die allgemeinen Bedingungen für die Erzeugung, Anbindung 

und Übertragung von Energie aus erneuerbaren 

Ressourcen beinhalten Rahmenvereinbarungen, die 

in drei ergänzenden Vorschriften festgehalten sind: a) 

dem Netzanschlussvertrag für erneuerbare Energiequellen 

(2007), b) den Verfahrensregeln zur Tariffestsetzung 

für die Nutzung des Übertragungsnetzes für erneuerbare 

Energiequellen und c) den Zugangsvereinbarung zum 

Übertragungsnetz für erneuerbare Energiequellen. Die 

wichtigsten Aspekte dieser Regulierungen sind 10 : 

• Die staatlichen Unternehmen verpflichten sich, den aus 

erneuerbaren Quellen erzeugten Strom abzunehmen, 

solange die Annahme nicht die Stabilität, Sicherheit 

und Zuverlässigkeit des Systems gefährdet. 

• Die von einem Lizenznehmer zu einer bestimmten Pe- 

TABELLE 6: 

CDM-WINDPROJEKTE BIS SEPTEMBER 2009 

Projekt Standort Status 

10 auf Grundlage von CRE 2009 

MEXIKO | 129 

riode nicht genutzte Energie kann an staatliche Unternehmen 

abgegeben werden. Diese sind verpflichtet, die 

erhaltene Energie zu einem späteren Zeitpunkt dem 

Lieferanten wieder zurück zu erstatten (Energiebankmodell). 

Dieser Austausch ist ein reiner Verwaltungsvorgang, 

der nicht im physischen Austausch von Strom besteht. 

• Der Stromaustausch wird am Netzanschluss des Projektes 

an das nationale Stromversorgungssystem durchgeführt. 

Die Vergütung hängt dabei vom Energiepreis 

am Netzschlusspunkt ab, der mit der Auslastung des 

Netzes variiert. 

• Am Jahresende kann der Lizenznehmer den Stromüberschuss 

an die CFE verkaufen. Die CFE vergütet den gelieferten 

Strom mit 85% der auf diese Weise gesparten Erzeugungskosten. 

Ausnahmen von dieser Regelung stellen 

Notfallbedingungen (Vergütung von 150% der gesparten 

Erzeugungskosten) und Testperioden (70%) dar. 

• Die Übertragungsgebühren werden auf Basis der real 

transportierten Strommenge und nicht auf Basis der 

Jährl. Einsparungen 

[tCO ² eq] 

Registrierung 

MWel 

IRR mit 

CDM Erlös 

[%] 

Bii Nee Stipa 

Windfarm-projekt Oaxaca Registriert 310 25.12.2005 200 13,22 

Bii Nee Stipa III Oaxaca Registriert 291 164 14,12 

Eurus Windfarm Oaxaca Registriert 600 16.02.2007 249 15,10 

La Venta II 

La Ventosa 

Oaxaca Registriert 193 06.01.2007 83.3 k. A. 

Windenergie-projekt Oaxaca Registriert 224 25.06.2007 102 k. A. 

Bii Stinu Wineenergieprojekt 

Fuerza Eólica del Istmo 

Oaxaca Registriert 325 09.12.2007 164 8,61 

Windfarm 

Santo Domingo 

Oaxaca Registriert 133 50 8,62 

Windenergie-projekt Oaxaca Registriert 359 15.01.2009 160 9,93 

Baja California Windfarm 

Loreto Bay 

Windfarmprojekt 

Baja California 

Norte Prüfung 17 10 k. A. 


Sur Prüfung 26 04.08.2009 20 k. A. 

Santa Catarina 

Windfarm-projekt Nuevo León Prüfung 25 10.11.2008 20 k. A. 

Eurus II Windfarm Oaxaca Prüfung 123 49.5 9,48 

Quelle: UNEP Risoe 2009

freigehaltenen Übertragungskapazität berechnet. 

IPP Regelung mit der CFE: Gemäß der IPP-Regelung 

müssen alle privaten Kraftwerksbetreiber mit Anlagen 

über 30 MW unabhängig von der verwendeten Technologie 

ihren Strom an die CFE verkaufen. Dies geschieht über 

langfristige Strombezugsverträge, die durch öffentliche 

Ausschreibungen vergeben werden. Gewöhnlich haben 

diese Verträge eine Laufzeit von 20 Jahren, die Projekte 

sollten im Planungsprogramm der CFE aufgeführt sein 

(kleine Stromerzeuger mit Anlagen unter 30 MW müssen 

derzeit nicht in den Ausbauplänen gelistet werden). Im 

Rahmen der IPP-Regelung plant die CFE die Ausschreibung 

von Windprojekten mit einer Gesamtleistung von 

600 MW zwischen 2008 bis 2014, die Umsetzung erfolgt 

in 100-MW-Schritten. Die langfristigen Strombezugsverträge 

beinhalten einen festen Leistungspreis, einen festen 

Betriebs- und Wartungspreis sowie eine variable Stromgebühr, 

welche abhängig von den Brennstoffpreisen ist. Eine 

ähnliche Regelung ist auch für kleine Stromerzeuger mit 

Anlagen unter 30 MW geplant. 

Weitere Maßnahmen zur Förderung erneuerbarer 

Energien sind unter anderem die folgenden Fonds: 

• Fondo Mexicano del Carbono – Mexikanischer Klimaschutzfond: 

Dieser Fond zielt darauf ab, potentielle 

CDM-Projekte zu identifizieren, indem sie Gelder zur 

Finanzierung der CO2-Abgaben dieser Projekte zur 

Verfügung stellen. Der Fond hat Mittel in Höhe von 

200 Mio. €, die über die Abteilung internationale Finanzen 

der Außenhandelsbank (Bancomext) abgerufen 

werden können. 

• Sektorspezifische Fonds des Nationalen Rates für Forschung 

und Entwicklung (CONACYT): Fonds wie 

der Institutsfond zur regionalen Förderung der wissenschaftlichen 

Entwicklung, Technologie und Innovation 

oder der Upfront-Fond (Fondo Avance) haben 

das Ziel, Aktivitäten im Bereich angewandte Forschung 

und Innovation von Forschungseinrichtungen, Universitäten 

und privaten Unternehmen zu finanzieren, 

indem sie Zuschüsse, Startkapital, Bürgschaften und 

steuerliche Vergünstigungen gewähren. Diese Mittel 

werden über themenbezogene Ausschreibungen durch 

MEXIKO | 130 

CONACYT vergeben. 

• Der sektorale SENER-CONACYT Fond für nachhaltige 

Energie: Dieser Fond wurde zur Finanzierung von 

wissenschaftlicher Forschung und zur Entwicklung angewandter 

Technologie im Bereich nachhaltige Energie 

aufgelegt. Projektleiter sollte eine mexikanische 

Universität oder Forschungsinstitut sein. Das Budget 

dieses Fonds beträgt 8 Mio. €. 

• Fond für Energiewandel und nachhaltige Nutzung von 

Energie. Dieser Fond bietet Bürgschaften für Projekte 

zum Thema Energieeffizienz und erneuerbare Energie 

an. Für diesen Fonds wurden zunächst Mittel in 

Höhe von 32 Mio. € bereitgestellt, die entsprechend 

dem Gesetz zur Nutzung erneuerbarer Energien und 

zur Finanzierung des Energiewandels bei Bedarf auf 

bis zu 160 Mio. € aufgestockt werden können. Die 

nationale Bank für öffentliche Dienstleistungen und 

Bauunternehmungen leitet diesen Fond. Die Zuteilung 

der Mittel erfolgt über einen designierten technischen 

Ausschuss. 


Mexiko steht weltweit an vierter Stelle in Bezug auf die 

Anzahl der registrierten CDM-Projekte und an fünfter 

Stelle in Bezug auf zertifizierte Emissionsreduktion. Im 

August 2009 gab es 117 registrierte CDM-Projekte, 36 

befinden sich im Prüfungsstadium, 3 weitere werden gerade 

registriert. Nur 20 der Projekte erzeugen Strom aus 

erneuerbaren Energiequellen. 

Mexiko kann jedoch noch nicht das volle Potential für 

CDM-Projekte ausschöpfen, da dieser Markt für IPP 

begrenzt ist und der staatliche Stromversorger den IPPs 

den Zugang zum Energiemarkt erschwert 11 . Es ist immer 

noch unklar, ob die jüngsten Veränderungen in der Gesetzgebung 

diese Hürden beseitigen werden. 

Es gibt acht registrierte CDM-Windprojekte (mit einer 

Gesamtleistung von 1 127 MW) und weitere vier im 

Prüfungsstadium. Im September 2009 hat noch keines 

der registrierten Projekte Emissionsgutschriften erhalten, 

was auf Verspätungen im Bau und in der Projektdurchführung 

zurückzuführen ist. Tabelle 6 gibt eine 

Übersicht über die registrierten und geplanten CDM- 

11 Lokey 2008 zeigt, dass CFE nur in vereinzelten Fällen CDM-Zahlungen 

anstrebt, da es per Gesetz dazu verpflichtet ist, die für die Kunden kostengünstigste 

Produktionsmethode zu verfolgen, was im Falle von Gas einfacher zu 

erreichen ist.

Windprojekte. 


Interamerikanische Entwicklungsbank – IADB 

Die IADB unterstützt Aktivitäten zur Entwicklung erneuerbarer 

Energien in Mexiko über die Initiative Nachhaltige 

Energie und Klimawandel (SECCI). Zu den Zielen 

der SECCI gehören die Bereitstellung umfassender 

Nachhaltigkeitsstrategien für die Sektoren Energie, Verkehr, 

Wasser und Umwelt und Maßnahmen zur Minderung 

der Auswirkungen des Klimawandels in Gebieten, 

die besonders anfällig für dessen Folgen sind. Die Initiative 

besteht aus vier strategischen Säulen: erneuerbare 

Energien und Energieeffizienz, nachhaltige Entwicklung 

von Biokraftstoffen, Zugang zum Emissionshandel und 

Anpassung an den Klimawandel. 

Die IADB bietet darüber hinaus Darlehen in Höhe von 

rund 135 Mio. € an, um den Aufbau des mexikanischen 

Programms gegen den Klimawandel zu unterstützen. Ziel 

dieses Programms ist es, Instrumente und Mittel zur Eindämmung 

des Klimawandels und zur Anpassung an seine 

Folgen zu entwickeln und als festen Bestandteil der Klimaschutzpolitik 

des Landes zu etablieren 12 . 

US AID 

Das von US AID finanzierte Umweltprogramm für Mexiko 

ist auf die Entwicklung von Projekten aus den Bereichen 

umweltverträgliche Produktion und erneuerbare 

Energien ausgelegt. Das Energiesekretariat SENER bezieht 

diese Projekte in die Entwicklung seines Programms 

zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete mit Hilfe netzunabhängiger 

Technologien für erneuerbare Energien mit 

ein. Eine wichtige Rolle kommt dabei der »Global Village 

Energy Partnership« zu, einem Pilotprojekt im Staat Guerrero, 

bei dem 140 Haushalte mit 900 Personen an mehrere 

photovoltaische Mininetze angeschlossen wurden. Dieses 

Projekt wird auf bis zu 50 000 Haushalte ausgebaut. Mehr 

als 200 Personen in ländlichen Gebieten wurden dabei in 

der Nutzung von erneuerbaren Energien ausgebildet, um 

sicherzustellen, dass noch weitere Haushalte diese Technolgie 

anwenden können. Das Programm trug außerdem zur 

Einführung eines nationalen Solarenergiestandards bei, der 

neue gewebliche Anlagen zur Warmwasseraufbereitung mit 

12 IADB 2008 

MEXIKO | 131 

Hilfe von Solarenergie verpflichtet 13 . 


Im Auftrag der deutschen Regierung hat die Deutsche Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit zwischen 2005 

und 2009 ein Programm für nachhaltige Energien in Mexiko 

umgesetzt. Seit April 2009 sind auch die Themen 

Energieeffizienz und Klimawandel in diesem Programm 

enthalten. Das Programm bietet den Energiebehörden 

Unterstützung an, um die nötigen Rahmenbedingungen 

zur Durchsetzung von Maßnahmen im Bereich 

Energieeffizienz und erneuerbare Energien zu schaffen. 

Die GTZ unterstützte dabei unter anderem CONUEE 

im Jahre 2008 durch die Ausbildung von Zertifizierern 

und Installateuren für solarbetriebene Warmwasserbereitungsanlagen 

(2007 wurden ca. 54 000 m 2 Solaranlagen 

installiert). Die GTZ unterstützt des weiteren CRE beim 

Netzanschluss von Anlagen für erneuerbare Energie und 

insbesondere von Windenergieanlagen. 

Weltbank (WB) und Globale Umweltfazilität (GEF) 

Weltbank und GEF werden Mexiko bei der Umsetzung 

einer umfassenden Emissionssenkungs- und Energiesparstrategie 

unterstützen und im Rahmen des Programms 

gegen den Klimawandel (PECC 2008-2012) auch die 

mexikanische Wirtschaft für einen CO2-bewussten 

Wachstumskurs sensibilisieren. 

Im Januar 2009 stellte die mexikanische Regierung 370 

Mio. € für einen Clean Technology Fund (CTF) zur Verfügung, 

der von acht Regierungen getragen und von der 

Weltbank geleitet wird. Die Mittel des CTF können für 

emissionsärmeren Stadtverkehr, mehr Energieeffizienz und 

den Einsatz erneuerbarer Energien insbesondere Windenergie 

eingesetzt werden. Das Geld wird große Windkraftprojekte 

mit einer Leistung von 500 MW in Oaxaca sowie die 

Entwicklung von kleinen Wasserkraftprojekten mit einer 

geschätzten Leistung von 325 MW unterstützen 14 . 

2006 stellten die Weltbank und die GEF einen Zuschuss 

von 20 Mio. € für die Entwicklung von Windenergie zur 

Verfügung, indem sie einen Teil der Kosten des Windparks 

La Venta III subventionierten. Dieser Beitrag 

hat ein erhebliches Hindernis bei der Entwicklung von 

13 USAID 2008 

14 World Bank 2009

Windenergieprojekten beseitigt, nämlich seine mangelnde 

finanzielle Wettbewerbsfähigkeit. 

1.6 Marktpotenzial für Windenergie 

Windenergiepotenzial 

Nach Ergebnissen des Programms zur Nutzung erneuerbarer 

Energien aus dem Jahr 2009 sind folgende Regionen 

Mexikos für Windkraftanlagen geeignet: Tehuantepec 

Isthmus in Oaxaca, La Rumorosa in Baja California und 

TABELLE 7: 

REALISIERTE UND BEWILLIGTE WINDENERGIEPROJEKTE (* ERWARTET) 

MEXIKO | 132 

verschiedene Gebiete in den Bundesländern Zacatecas, 

Hidalgo, Veracruz, Sinaloa und auf der Halbinsel Yucatán. 

Laut Schätzungen der mexikanischen Windenergiebehörde 

gibt es ein Potential von 10 GW Windenergieleistung. 

Das US-amerikanische Nationale Labor für 

Erneuerbare Energien (NREL) geht jedoch davon aus, 

das allein in Oaxaca auf einem Gebiet von 6 637 km 2 ein 

Potential für 33 GW installierte Windenergieleistung besteht. 

Das Potential kann dabei je nach Windstandorten, 

Projekt- 

Modalität 

Zulassungs- 

Project 

entwickler Region 

Betriebsart Leistung (MW) 

datum 

La Venta CFE Oaxaca Staatl. Betrieb 1.35 Nov. 1994 

Guerrero Negro CFE 


Sur Staatl. Betrieb 0.6 Mar. 1999 

La Venta II CFE Oaxaca Staatl. Betrieb 83.3 Jan. 2007 

Eurus 

Parques Ecologicos de 

Acciona Oaxaca Eigenversorgung 250 Dec. 2009 

Mexico Iberdrola Oaxaca Eigenversorgung 79.9 Jan. 2009 

Fuerza Eolica del Itsmo 

Fuerza 

Eólica-Peñoles Oaxaca Eigenversorgung 30 2010* 

Eléctrica del Valle de México 

EdF Energies 

Nouvelles- 

Mitsui Oaxaca Eigenversorgung 67.5 2009 

Bii Nee Stipa Energía Eólica CISA-Gamesa Oaxaca Eigenversorgung 26.3 2009 

Eoliatec del Istmo Eoliatec Oaxaca Eigenversorgung 22 2010* 

La Venta III CFE Oaxaca IPP 101.4 Nov. 2010 

Oaxaca I 

Centro Regional de 

CFE Oaxaca IPP 101.4 2010* 

Tecnología Eólica 

Desarrollos 

IIE Oaxaca Kleiner Erzeuger 5 ND 

Eólicos Mexicanos Demex Oaxaca Eigenversorgung 227.5 2011* 

Eoliatec del Pacifico 

Eoliatec del Istmo 

Eoliatec Oaxaca Eigenversorgung 160.5 2011* 

(2nd phase) Eoliatec Oaxaca Eigenversorgung 142.2 2011* 

Gamesa Energia Gamesa Oaxaca Eigenversorgung 288 2011* 

Vientos del Istmo Preneal Oaxaca Eigenversorgung 180 2012* 

Energía Alterna Istmeña 

Unión Fenosa 

Preneal Oaxaca Eigenversorgung 215.9 2012* 

Generación México 

Fuerza Eolica del Itsmo 

Unión Fenosa Oaxaca Eigenversorgung 227.5 2010* 

(2nd phase) Fuerza Eólica Oaxaca Eigenversorgung 50 2011* 

Oaxaca II-IV CFE Oaxaca IPP 304.2 Nov.2011* 

Quelle: Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables, 2009

Zugang zu den Übertragungskapazitäten und Windverhältnissen 

(von gut bis exzellent) variieren. 

Der 2003 von der NREL-Windabteilung veröffentlichte 

Windatlas von Oaxaca ist die ausführlichste Kartierungsstudie 

für Mexiko. Die detaillierten Karten der Windquellen 

(gemessen in 30 und 50 m Höhe) und andere im Atlas 

enthaltene Informationen erleichtern die Identifizierung 

von Gebieten, die zur Nutzung von Windenergie (zur kommerziellen 

Stromerzeugung und für netzunabhängige Anlagen) 

geeignet sind. Laut NREL zeigen »die Ergebnisse der 

Windkartierung für Oaxaca viele Gebiete, in denen gute bis 

exzellente Windpotentiale (Windkraftklasse vier bis sieben, 

wobei sieben die höchste ist) erwartet werden können« 15 . 

Der Windatlas kann auf Spanisch und Englisch auf der Internetseite 

des NREL eingesehen werden: www.nrel.gov/ 

applying_technologies/maps_atlases_inter_res.html. 

Neben dem Windatlas des NREL gibt es noch weitere 

Karten für andere Regionen Mexikos, die vom IEE (mit 

Messungen in 10 m Höhe) oder durch private Firmen wie 

TrueWind SL (detaillierter Windatlas für den Bundesstaat 

Jalisco) oder durch 3tierGroup erstellt wurden. Die 3tier- 

Group präsentiert auf ihrer Webseite eine Quick-Scan- 

Karte des vorhandenen Windpotentials in verschiedenen 

Regionen der Welt einschließlich Mexiko. Diese Karten 

und Atlasversionen können unter folgenden Adressen abgerufen 

werden: http://genc.iie.org.mx/genc/siger/frames. 

asp?mcontador=15632&val=3&url=mapas1.htm 

http://www.meteosimtruewind.com/files/ 

file/20080703-ATLAS_EOLICO_JALISCO_ME- 

TABLLE 8: 

GEPLANTE WINDPROJEKTE 

15 Windkraftklasse vier entspricht Windgeschwindigkeiten zwischen 6,7 und 

7,3 m/s und einer Windleistungsdichte von 400 – 500 W/m 2 . Windkraftklasse 

sieben entspricht Windgeschwindigkeiten von über 8,5 m/s und einer 

Leistungsdichte von mehr als 800 W/m 2 . 

MEXIKO | 133 

XICO_METEOSIM_TRUEWIND.pdf 

http://firstlook.3tier.com 


Die Art der Förderung von Windenergie ist projektabhängig. 

Das Projekt zur großflächigen Entwicklung erneuerbarer 

Energien (PERGE) beispielsweise beinhaltet 

einen speziellen Mechanismus zur Unterstützung der 

Windenergie in Mexiko. Das Projekt erhält finanzielle 

Zuwendungen der GEF und Weltbank in Höhe von 20 

Mio. €, die es der CFE ermöglichten, Anreize für die 

Entwicklung des La Venta III-Projektes zu schaffen. Der 

Anreiz bestand in der Vergütung von 0,73 €-Cent pro eingespeister 

Kilowattstunde für die nächsten fünf Jahre (ab 

Projektstart). Des Weiteren wird die CFE den erzeugten 

Strom für die nächsten 25 Jahre zu einem Preis von 0,03 

€ je kWh abnehmen. Darüber hinaus wird eine nationale 

Windpotentialkarte erstellt. 

Im Rahmen des PERGE-Progamms vergab die CFE im 

März nach einer öffentlichen internationalen Ausschreibung 

den Bauauftrag für den Windpark La Venta III an 

Iberdrola Renovables. Iberdrola wird nach Fertigstellung 

des Projekts die CFE für die nächsten 20 Jahre mit Strom 

beliefern. Die Windfarm La Venta III wird sich in der 

Gemeinde Santo Domingo Ingenio im Bundesstaat Oaxaca 

befinden und über eine Gesamtleistung von 102,85 

MW verfügen. Baubeginn ist 2009, im November 2010 

soll der Betrieb aufgenommen werden. Aktuell erhalten 

keine anderen Projekte finanzielle Anreize im Rahmen 

des PERGE-Programms. 

Projekt 

Fuerza Eólica de Baja 

Projektentwickler Region Modalität Leistung [MW] 

California Fuerza Eólica Baja California Export 300 

Mexico Wind Union Fenosa/Geobat Baja California Export 500 

ND Cannon Power Baja California Export 200 

Baja Wind Sempra Energy Baja California Export 250 

Baja California Fuerza Eólica Baja California Eigenversorgung 10 

ND Gobierno del Estado Baja California Eigenversorgung 10 

Los Vergeles SEER Tamaulipas Eigenversorgung 160 

Eólica Santa Catarina Econergy Nuevo Leon Eigenversorgung 20 

Quelle: Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables, 2009

Im Rahmen der IPP-Förderung, jedoch ohne Zusage 

finanzieller Anreize, hat die CFE einen 150 Mio. € 

schweren Vertrag mit dem lokalen Konsortium Energías 

Ambientales de Oaxaca zum Bau des 101 MW großen 

Windparks Oaxaca I geschlossen. Der Windpark soll im 

Jahre 2011 in Betrieb genommen werden. 

Um den Anschluss der Windparks an das nationale Stromnetz 

zu erleichtern, begann Mexiko im Jahr 2006 mit der 

Durchführung des Temporada-Abierta-Projektes (Projekt 

»Offene Saison«). Das Projekt beinhaltet eine Vereinbarung 

zwischen der CFE und den privaten Investoren, um 

die Baukosten für das neue Übertragungsnetz im Staat 

Oaxaca zwischen den beiden Parteien aufzuteilen (CFE 

20% und Investoren 80%). Das Temporada-Abierta-Projekt 

ist entsprechend den Netzanschlussbedingungen für 

Windparks in drei Stufen angelegt. 

In Saison 1 (Minisaison) wird ein bestehendes 115-kV- 

Netz um eine zweites Schaltsystem erweitert. Zwei Windparks, 

die im Jahr 2009 ihren Betrieb aufnehmen, werden 

an dieses System angeschlossen (der Parques Ecológicos 

de México und der Windpark Eurus). In Saison 2 werden 

vier Windparks, die 2009 und 2010 in Betrieb gehen 

werden, an eine neue 115-kV-Übertragungsleitung 

angeschlossen. In Saison 3 wird die CFE unter finanzieller 

und operativer Beteiligung privater Projektentwickler 

eine neue 400-kV-Hochspannungsleitung errichten. 

Diese wird die Anbindung sechs neuer Projekte sichern 

und die Übertragungskapazität für zwei bestehende Projekte 

erhöhen. Die neue Hochspannungsleitung soll im 

September 2010 den Betrieb aufnehmen. Neben der Verlegung 

bzw. Aufrüstung von 590 km Hochspannungsleitungen 

sieht das Projekt auch den Bau eines neuen und 

die Modernisierung dreier bestehender Umspannwerke 

vor. Zur Erweiterung des Übertragungsnetzes werden 

neue Windparks künftig nach dem gleichen Muster wie 

das Temporada-Abierta-Projekt realisiert werden. 

Derzeitige Nutzung von 

Windenergie und geplante Projekte 

Die bis Mitte 2009 in Betrieb genommen Projekte haben 

zusammen eine Leistung von 204 MW. Es wird erwartet, 

dass bis 2012 ca. 4 000 MW zusätzliche installierte Leis- 

MEXIKO | 134 

tung in Mexiko verfügbar sein wird 16 . 2 564 MW werden 

von bereits realisierten und bewilligten Projekten (siehe 

Tabelle 7) erzeugt. Die meisten dieser Projekte werden als 

Anlagen zur Eigenversorgung realisiert. Diese Option ist 

für Projektentwickler deshalb interessant, weil für Großkunden 

hohe, durch die CFE festgelegte Strompreise, 

gelten. 

Zusätzlich zu den realisierten und bewilligten Projekten 

gibt es auch eine Reihe geplanter Projekte, die zusammen 

eine Leistung von 1 450 MW aufweisen (siehe Tabelle 

8). Diese Projekte werden vorrangig für den Export von 

Strom in den US-Markt entwickelt. 


Mexiko ist in den meisten Bereichen der Wirtschaft ausländischen 

Direktinvestitionen gegenüber sehr offen eingestellt. 

So ist es unter den Schwellenländern der größte 

Empfänger von ausländischen Direktinvestitionen. 

Außerdem hat Mexiko 12 Freihandelsabkommen abgeschlossen, 

die von insgesamt 44 Ländern unterzeichnet 

wurden. Dies sind gute Anzeichen für ein investitionsfreundliches 

Klima bezüglich der rechtlichen Sicherheit 

der Investitionen. 

Eigentumsrechte werden durch eine Reihe von Mexiko 

unterzeichneten internationalen Abkommen garantiert. 

Mexiko ist beispielsweise ein Unterzeichner der Pariser 

Konvention, des Patent Cooperation Treaty und des 

internationalen Verbands zum Schutz von Pflanzenzüchtungen. 

Das mexikanische Institut für gewerbliches 

Eigentum (IMPI) ist dabei die Behörde, die für die 

Durchsetzung der Gesetze und Verträge zuständig ist. 

Mexiko nimmt eine strategisch wichtige Position durch 

die Nähe zum wachsenden Markt für Windenergie in den 

USA ein. Darum haben in Mexiko beheimatete Firmen 

begonnen, Produkte und Dienstleistungen für die Windindustrie 

anzubieten. Qualifizierte Arbeitskräfte aus dem 

mexikanischen Elektrizitäts-, Automobil-, Luftfahrt- und 

dem Bausektor können mit wenig Aufwand auf die Errichtung 

von Windkraftanlagen umgeschult werden. 

Für den Bereich Forschung und Entwicklung wurde das 

16 SENER 2009

IIE das Centro Regional de Tecnología Eólica – CERTE 

(Regionalzentrum für Windtechnologien) eingerichtet. 

Das Zentrum wird sich mit der genaueren Untersuchung 

der Potentiale für Windenergie in Mexiko befassen und 

Windturbinen zertifizieren. Darüber hinaus möchte das 

CERTE eine Windturbine entwerfen und testen, die 

nach Erreichen der Serienreife industriell im Land hergestellt 

werden kann. Darüber hinaus führt das Institut für 

Ingenieurswesen der UNAM (Nationale Autonome Universität 

Mexikos) Forschungen zur Nutzung von Windtechnologien 

zur Wasserentsalzung durch. 

Allerdings steht der mexikanische Windenergiesektor 

vor einigen Herausforderungen. Trotz des großen Potentials 

geht die Entwicklung der Windkraft in Mexiko 

nur langsam voran. Dies zeigt auch die Tatsache, dass 

zwar 1998 das erste Windprojekt von der CRE genehmigt 

wurde, das erste große Projekt jedoch erst 2007 den 

Betrieb aufnahm. Gründe für diese Verzögerung werden 

in den fehlenden finanziellen Anreizen durch die Regierung 

und dem langsamen Netzausbau in den Gegenden 

mit hohem Windpotential gesehen. Es wird erwartet, 

dass die jüngsten Reformen der rechtlichen Rahmenbedingungen 

(2008) die Entwicklung der Windbranche 

nachhaltig fördern werden. Außerdem gibt es nur ein 

begrenztes Angebot und begrenzte Verfügbarkeit von 

Equipment und Dienstleistungen (sowohl auf internationaler 

wie auch nationaler Ebene). Trotz guter Vorgaben 

durch das Temporada-Abierta-Modell bestehen weiterhin 

Einschränkungen aufgrund der Tatsache, dass es noch immer 

große räumliche Distanzen zwischen den geplanten 

Windprojektorten und den Anschlusspunkten für das 

Übertragungsnetz zu überwinden gilt. Darüber hinaus 

haben Gemeinden, die neben Windprojekten angesiedelt 

sind, wiederholt berichtet, dass die Projektentwickler 

nicht ihren Verpflichtungen (insbesondere Pachtzahlungen 

für die benutzten Flächen) nachkommen, was zum 

Teil durch Verzögerungen bei der Projektdurchführung 

begründet ist. Die Finanzkrise hat die Finanzierung für 

private Windprojekte durch Geschäftsbanken zum Erliegen 

gebracht, so dass die mexikanischen Projekte Probleme 

hatten, eine sichere Finanzierung abzuschließen 17 . 

17 Nach Zeitungsangaben können die Projekte Bii Ne Stipa und La Ventosa nicht 

fertig gestellt werden, da die Finanzierung nicht sichergestellt ist. La Ventosa 

sollte im März 2009 den Betrieb aufnehmen. 

1.7 Adressen und Kontaktdaten 

MEXIKO | 135 

Asociación Nacional de Energía Solar A.C. – ANES 

(Nationaler Verband für die Solarenergie) 

Calzada Acoxpa no. 524 Desp. 506-B 

Col. Prado Coapa 

14350 México, D.F. 

Delegación Tlalpan 

Tel.:/Fax: +52 (55) 56 84 41 62 

E-mail: anescomite@anes.org 

Internet: www.anes.org 

Asociacion Mexicana de Energia Eolica (AMDEE) 

(Mexikanischer Windenergieverband) 

Ave. Jaime Balmes No. 11 L – 130 F 

Col. Los Morales Chapultepec, México, D. F. 

Tel.: +52 55 5395-9559 

Internet: www.amdee.org 

Comisión Nacional para el uso eficiente de la Energía – 

CONUEE (ehemals CONAE, Nationalbehörde für den 

effizienten Gebrauch von Energie) 

Rio Lerma 302 

Col. Cuauhtémuc 


Delegación Cuauhtémuc 

Tel.: +52 (55) 30 00 10 00 

Internet: www.conuee.gob.mx 

Comisión Reguladora de Energía – CRE 

(Energieregulierungsbehörde) 

www.cre.gob.mx 

Av. Horacio #1750 

Col. Los Morales Polanco, Del. Miguel Hidalgo, 

México D.F., 

C.P. 11510, 

Tel.: +52 (55) 5283 1515

Comisión Federal de Electricidad – CFE 

(Bundesstromkommission) 

Reforma 164 , Col. Juárez México,D.F. 

Cd. de México 

Tel.: 01800 2233071 

Internet: www.cfe.gob.mx 

Instituto de Investigaciones Eléctricas – IIE (Elektrizitätsforschungsinstitut) 

Gerencia de Energía No-Convencionales 

Av. Reforma 113 

Colonia Palmira 

62490 Temixco, Morelos 

Tel.:/Fax: +52 (777) 362 38 06 

Internet: http://genc.iie.org.mx/genc/index2.html 

Secretaría de Energía – SENER (Energieministerium) 

Insurgentes Sur No. 890 

Col. Del Valle 


Tel.: +52 (55) 54 48 60 12 

Fax: +52 (55) 54 48 60 13 

Internet: www.energia.gob.mx 


Anmerkung: Die Informationen von den folgenden 

Quellen wurden in den Monaten August, September 

und Oktober 2009 Gesichtet:. 

Asociacion Mexicana de Energia Eolica – AMDEE 

Panorama General de la Energía Eólica en México, 2009. 

www.amdee.org 


(CGIAR-CSI), http://srtm.csi.cgiar.org, 2004 

Comision Economica para America Latina – CEPAL 

Estudio económico de América Latina y el Caribe 

2008-2009. 2008 

www.cepal.cl 

Comisión Federal de Electricidad – CFE: 

Central Eoloeléctrica La Venta II. 2008 

MEXIKO | 136 


Presentación del Sistema Eléctrico Mexicano 2008 

http://www.worldenergy.org/ 

documents/4cfewecnov2008.ppt 


Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 

2009-2018 (POISE), 2009 

http://aplicaciones.cfe.gob.mx/aplicaciones/otros/ 

POISE20092018SHB1.zip 

Comision Reguladora de Energia – CRE 

Estadisticas del sector de Energías Eléctrica. Permisos 

de generación y de importación de energía eléctrica 

http://www.cre.gob.mx/documento/1565.xls 

Consejo Nacional de Evaluación 

de la Política de Desarrollo Social (CONEVAL) 

Estimaciones de pobreza 2008. 

http://www.coneval.gob.mx/ 

Energia a debate 

Mexican Energy Sector magazine. 

http://www.energiaadebate.com/ 

Environmental Protection Law (1988) 

Ley General del Equilibrio Ecológico y la 

Protección al Ambiente 

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lgeepa. 

htm 

Electricity law (1992)Ley Electrica 

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/99.pdf 

Dr Elizabeth Lokey. University 

of Colorado Environmental Studies, 

Barriers to clean development mechanism 

renewable energy projects in Mexico 2008 

http://www.sciencedirect.com/

Interamerican Development Bank – IADB 

Programme in support 

of Mexico’s climate change agenda. 2008. 

http://www.iadb.org/Projects/project.cfm?id=ME- 

L1053&lang=en 

International Monetary Fund. 

World Economic Outlook Database 

http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2009/01/ 

weodata/index.aspx 

Law for bioenergy use (2008) 

LEY DE PROMOCIÓN Y DESARROLLO 

DE LOS BIOENERGÉTICOS 

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/doc/LPDB. 

doc 

Law for the Use of Renewable Energies 

and the Financing of the Energy Transition 

LEY PARA EL APROVECHAMIENTO 

DE ENERGÍAS RENOVABLES Y EL 

FINANCIAMIENTO DE LA TRANSICIÓN 

ENERGÉTICA 

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LAE- 

RFTE.pdf 

National Renewable Energy Laboratory – NREL 

Wind Energy Resource Atlas of Oaxaca. August 2003 

http://www.nrel.gov/docs/fy03osti/34519.pdf 

Petroleos Mexicanos – PEMEX 

Diagnostico de PEMEX. 2008. 

http://www.pemex.com/files/content/situacionpemex. 

pdf 

Rent Taxation law (005 reform) 

Ley de Impuesto sobre la renta 

http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lisr/ 

LISR_ref03_01dic04.doc 

Secretaria de medio ambiente y 

recursos naturales - SEMARNAT 

MEXIKO | 137 

Programa Especial de Cambio 

Climático 2008-2012. March 2009 

http://www.semarnat.gob.mx/queessemarnat/politica_ 

ambiental/cambioclimatico/Documents/pecc/090828_ 

PECC.Capitulos_DOF.pdf 

Secretaría de Energía – SENER (SENER 2009a) 

Políticas y Medidas para Facilitar el Flujo de Recursos 

Derivados de los Mecanismos Internacionales de Financiamiento. 

2009 

http://www.energia.gob.mx/webSener/res/0/Mecanismos_financiamiento.pdf 

Secretaría de Energía – SENER (SENER 2009b) 

Estrategia Nacional para la Transición Energética y el 

Aprovechamiento Sustentable de la Energía. 2009 

http://www.energia.gob.mx/webSener/res/0/Estrategia. 

pdf 

Secretaría de Energía - SENER 

Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías 

Renovables. 2009 

http://www.energia.gob.mx/webSener/res/0/Programa 

%20Energias %20Renovables.pdf 

Secretaría de Energía-SENER 

Energy balance 2008. October 2009 

http://www.sener.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/ 

pub/Balance_2008.pdf 


Electricity sector Outlook 2008-2017. 2008 

http://www.energia.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/ 

pub/Electricity %20Sector %20Outlook %202008-2017.pdf 


Programa Sectorial de Energía 2007 – 2012. 2007 

http://www.energia.gob.mx/webSener/portal/index. 

jsp?id=57 


Políticas y Medidas para Fomentar la Integración 

Nacional de Equipos y Componentes para el Aprovecha-

miento de las Energías Renovables y el Uso Sustentable 

de la Energía. http://www.energia.gob.mx/webSener/ 

res/0/Politicas_Medidas_Integracion.pdf 

The contract for the interconnection 

of renewable sources (2007) 

Contrato de Interconexión para 

fuentes de energía renovable 

http://www.cfe.gob.mx/es/NegociosConCFE/ 

inversionistas/Disposicionesaplicablesalainterconexi 

%C3 %B3n/Contdeinterconpafuentesdeenergiarenov/Contrato+de+Interconexi 

%C3 %B3n+para+fue 

ntes+de+energ %C3 %ADa+renovable.htm 

UNEP Risoe 

CDM/JI Pipeline Analysis and Database, 

September 1st 2009 

http://www.cdmpipeline.org 

US AID 

Antecedentes: Proyecto de Producción 

más Limpia y Energías Renovables. 2009 

http://www.usaid.gov/our_work/environment/climate/ 

country_nar/mexico.html 

Woodrow Wilson International Centre for Scholars 

The Mexican Economy in 2009 

http://wilsoncenter.org/topics/docs/Mexican %20Economy 

%20in %202009.pdf 

World Bank – WB 

Proposed grant from the Global Environment Trust 

Fund. For a large-scale renewable energy development 

project. June 8, 2006. 

World Bank – WB 

The Clean Technology Fund 

and Wind Energy Financing in Mexico (2009) 

http://siteresources.worldbank.org/INTCC/Resources/CTF_TF_Comm_Mexico_Wind.pdf 

List of 

MEXIKO | 

138

PANAMA 


ANAM Autoridad Nacional Ambiental 

(Nationale Umweltbehörde) 

B Balboa (nationale Währung) 

ACP Autoridad del Canal de Panamá 

(Behörde des Panamakanals) 


CER Certified Emission Reduction 


CND Centro Nacional de Despacho 

(Nationales Verteilungszentrum) 

COPE Comisión de Política Energética 

(Komission für Energiepolitik) 


(nationale Aufsichtsbehörde) 

EGE Empresa de Generación Eléctrica 

(Stromerzeugungsgesellschaft) 

ERSP Entidad Reguladora de Servicios Públicos 

(Regulierungsbehörde für 

öffentliche Dienstleistungen) 

ETESA Empresa de Transmisión Eléctrica 

139 

SA (Stromübertragungsgesellschaft] 


IADB Banco Interamericano de Desarrollo 

(Interamerikanische Entwicklungsbank) 

IZF Interner Zinzfluß 

IRHE Instituto de Recursos Hidráulicos y 

Electrificación (Institut für Wasserwirtschaft 

und Elektrifizierung) 

kV Kilovolt 

kWh Kilowattstunde 

MW Megawatt 

OEA Organización de Estados Americanos 

(Organisation Amerikanischer Staaten) 

PJ Peta Joule 

SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para 

América Central (zentralamerikanisches 

Stromnetz) 

SIN Sistema de Interconexión Nacional 

(nationales Stromnetz) 

SOLEDUSA Programa Solar, Educación y Salud 

(Solar-, Bildungs- und Gesundheitsprogramm) 



Programme (Entwicklungsprogramm 

der Vereinten Nationen)

PANAMA 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON PANAMA 


Die Republik Panama liegt in Zentralamerika, grenzt an 

Costa Rica und Kolumbien und hat Küsten zur Karibik 

und zum nordpazifischen Ozean. Das Land wird vom 

Panamakanal durchschnitten. Das Klima im gesamten 

Land ist tropisch und zeichnet sich in den Küstengebieten 

durch ganzjährig hohe Temperaturen aus, die im Landesinneren 

und in den Bergen jedoch deutlich niedriger 

liegen. Es gibt eine hohe Niederschlagsrate mit deutlichen 

Unterschieden zwischen der pazifischen und der karibischen 

Küste. Panama befindet südlich der Hurrikanzone 

(10º nördliche Breite). 

Panama is a small country with a total population of 3.45 

million people, and a population growth rate of 1.4 %. 

TABELLE 1: 

WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN ZU PANAMA 

Fläche Einwohnerzahl 

(2009) 

BIP 

(2008) 

78 200 km² 3.45 Millions 17 063 Billion 

Euro 

Quelle: International Wind Energy 2009/2010; Dirección de Estadísticas y Censo 

140 

Panama ist ein kleines Land mit 3,45 Mio. Einwohnern 

und einem Bevölkerungswachstum von 1,4 % per anno. 

Etwa die Hälfte der Bevölkerung lebt in städtischen Gebieten. 

2008 belegte das Land Platz 67 auf dem Human 

Development Index. Die Lebenserwartung liegt bei etwa 

75 Jahren und der Alphabetisierungsgrad bei über 90 %. 

Panama ist eine Republik mit repräsentativer Demokratie, 

in der der Präsident der Republik (derzeit Ricardo Martinelli, 

gewählt im Mai 2009) und die Staatsminister die 

Exekutivgewalt innehaben. Die Wirtschaft des Landes basiert 

hauptsächlich auf dem Dienstleistungssektor, der 63 

% des BIP ausmacht. Handwerk, Industrie und Landwirtschaft 

machen weniger als ein Viertel des BIP aus. Panama 

BIP pro Kopf 

(2008) 

Import 

(2008) 

5 014 Euro 9 534 Million 

Euro 

Export 

(2008) 

7 880 Million 

Euro

hängt stark vom Panamakanal als Transport- und Logistikzentrum 

ab. Daten der Weltbank zufolge hat Panama 

das höchste Pro-Kopf-BIP in Zentralamerika und ist nach 

Guatemala und Costa Rica die drittgrößte Wirtschaft 

dieser Region. Dennoch waren 2007 noch immer 11,7 % 

der Bevölkerung von Armut betroffen. Die wichtigsten 

Exportpartner sind die USA, Schweden, die Beneluxstaaten 

1 und Costa Rica. Importe stammen hauptsächlich aus 

den USA, Ecuador, Venezuela und Japan. Panama ist Mitglied 

der Organisation Amerikanischer Staaten (Organisation 

of American States 2 – OEA), der Interamerikani- 

TABELLE 2: 

HISTORISCHE ENTWICKLUNG DES BIP IN PANAMA 2000-2008 

schen Entwicklungsbank (Inter American Development 

Bank – IADB) und der Zentralamerikansichen Bank für 

ökonomische Integration (Central American Bank for 

Economic Integration – CABEI). 



Panama ist der größte Energieverbraucher Zentralamerikas. 

Da es keine nachgewiesenen Öl-, Erdgas- oder Kohlevorkommen 

gibt, muss das Land einen Großteil seines 

1 Belgien, Niederlande und Luxemburg 

2 Diese Organisation umfasst alle Länder der südlichen Hemisphäre und unterstützt 

sie in allen Fragen der Demokratie und anderen Themen und Inhalten von 

allgemeinem Interesse. Mehr Informationen unter: 

http://www.oeapanama.org/01sobrelaoea.html 

PANAMA | 141 

Bedarfs an fossilen Brennstoffen importieren. In jüngerer 

Zeit stammten ca. 80–90 % von Panamas Endenergieverbrauch 

aus Energieimporten. 

Erdgas und Kohle werden im Land kaum verwendet. 

Brennholz und Zuckerrohrabfälle sind die wichtigsten 

Energieressourcen in ländlichen Wohngebieten, während 

auf Landesebene Erdölprodukte die wichtigste Energiequelle 

sind. In den letzten zehn Jahren nahm die Nutzung 

von Holz als Energielieferant gegenüber Strom, der aus 

importierten Erdölprodukten und aus Wasserkraft produziert 

wird, ab. 

Billions 2000 2002 2004 2006 2008 

BIP (in Mrd.; Landeswährung; Tageskurse) 10 733 11 604 17 637 21 513 33 958 

BIP (in Mrd.; € ; Tageskurse) 7 932 8 576 13 034 15 899 25 096 

Quelle: International Monetary Fund – Deutsche Bundesbank 

TABELLE 3: 

ENERGIEVERBRAUCH NACH SEKTOREN IN PANAMA, 2006 

Sektor Energie (PJ) Anteil ( %) 

Transport 60.13 42.1 

Industrie 28.56 20 

Privathaushalte 37.28 26.1 

Gewerbe und andere Nutzer 16 11.2 

Landwirtschaft, Fischerei und 

Bergbau 

0.86 0.6 

Gesamt 142.83 

Quelle: Ministerio de Economía y Finanzas – 

Comisión de Política Energética 

2006 importierte das Land ca. 11,2 Mio. Barrel Öl (was 

ungefähr 85% des Warenwertes entspricht, der in diesem 

Jahr durch Exporte erzielt wurde). Der Import von 

ABBILDUNG 2: 

PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG 2006 

Gesamte Primärenergiebereitstellung 2007: 378.7 PJ 

12,9 

11 % 

20,3 

17 % 


Wasser 

Brennbare Erneuerbare / Abfall 


83,4 

72 %

ABBILDUNG 3: 

NATIONALES STROMNETZ VON PANAMA 


Mineralölprodukten hat in den letzten Jahren insbesondere 

durch den gestiegenen Verbrauch im Transportsektor 

zugenommen, was auf die stark vergrößerte Anzahl 

von Fahrzeugen zurückzuführen ist. Mit über 300 000 

Neuzulassungen zwischen 1996 und 2006 hat sich die 

Anzahl verdoppelt, die Fahrzeuge waren für 51 % des 

Ölverbrauchs im Land während dieses Zeitraums verantwortlich. 

2006 lag der Endenergieverbrauch in Panama bei etwa 

142,83 PJ, die sich wie folgt auf die verschiedenen Energieressourcen 

verteilen: 18,6 % Holz, 1,9 % Strom, 5,3 % 

Flüssiggas, 6,1 % Koks und Kohle und 51,7 % Ölderivate. 

Tabelle 3 gibt einen Überblick des Energieverbrauchs im 

Land im Jahr 2006 nach Sektoren. Die Sektoren mit dem 

größten Energieverbrauch sind der Transportsektor und 

die Industrie (die ausschließlich fossile Brennstoffe verbrauchen) 

und Privathaushalte (in denen hauptsächlich 

Biomasse als Energiequelle genutzt wird). 

Das Stromnetz 

Ein einzelnes Stromnetz (das nationale Verbundsystem 

SIN) versorgt das gesamte Land. Es besteht aus drei 

230-kV-Hochspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge 

PANAMA | 142 

von 1 847,68 km und einer 115-kV-Mittelspannungsleitung 

mit einer Gesamtlänge von 306,1 km (Stand: 2008). 

Innerhalb dieses Systems sind die Stromerzeugungsunternehmen 

organisiert, die den Mercado Mayorista de Electricidad 

(Großhandelsmarkt für Strom) bedienen. Das 

Netz wird vom nationalen Verteilungszentrum CND 3 

betrieben. 

Die Stromverluste innerhalb des Systems betrugen 2008 

zwischen 1,3 % und 3,19 % der übertragenen Energie. Die 

größten Verluste werden gewöhnlich während der Monate 

mit der größten Produktion von Energie aus Wasserkraft 

und zumeist in den Wasserkraftwerken in Fortuna, 

La Estrella, Los Valles und Estí verzeichnet, die sich im 

Norden des Landes befinden und weit von den Hauptverbrauchszentren 

in und um Panama City entfernt sind. 

SIEPAC, das zentralamerikanische Stromnetz, ist ein 

geplantes Projekt, das den Bau von Übertragungsleitungen 

vorsieht, die 37 Millionen Kunden in Panama, Costa 

Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador und Guatemala 

verbinden sollen. Das Projekt sollte eigentlich 2006 fertig 

gestellt werden, jedoch wurde erst 2008 mit der Arbeit 

begonnen. Nun soll es bis 2010 abgeschlossen sein. Das 

3 Centro Nacional de Despacho (CND). Weitere Informationen unter: http:// 

www.cnd.com.pa/index.htm

SIEPAC-Projekt soll 1 803 km an neuen 230-kV-Übertragungsleitungen 

mit einer geplanten Leistung von 300 

MW zwischen Guatemala und Panama bereitstellen und 

vorhandene Anschlüsse aufrüsten. Darüber hinaus ist eine 

230-kV-Verbindung zwischen Guatemala und Honduras 

sowie zwischen Honduras und El Salvador in Planung. 

Das Projekt wurde von der Interamerikanischen Entwicklungsbank, 

der spanischen Regierung, der Central American 

Bank for Economic Integration und den Ländern 

Zentralamerikas finanziert. 

Befürworter von SIEPAC erwarten von einer Zusammenlegung 

der nationalen Übertragungsnetze eine Minderung 

der regelmäßig auftretenden Stromknappheit in 

der Region, die Reduzierung von Betriebskosten, die Optimierung 

der gemeinsamen Nutzung von Wasserkraft, 

die Schaffung eines wettbewerbsfähigen Energiemarktes 

innerhalb der Region und den Gewinn ausländischer Investoren 

für die Bereiche Energieerzeugung und -übertragung. 

Kritiker merken allerdings an, dass das Projekt den 

Strom für Verbraucher in Zentralamerika nicht günstiger 

machen wird, sondern vielmehr die Tarife erhöhen und 

darüber hinaus den Energieexport nach Mexiko erleichtern 

wird, was nicht zur Expansion des zentralamerikani- 

schen Marktes beiträgt. Andere Kritiker sind überzeugt, 

dass der Großteil der zusätzlichen Erzeugungskapazität 

aus Wasserkraft stammen wird und höhere Kosten für 

soziale Maßnahmen und Umweltmaßnahmen mit sich 

bringen wird. Zudem besteht die Sorge, dass große ausländische 

Unternehmen ihre ohnehin schon starke Position 

im zentralamerikanischen Energiesektor noch weiter 

ausbauen könnten. 

Darüber hinaus plant das Unternehmen Interconexión 

Eléctrica Colombia-Panamá (ICP) den Bau einer 614 km 

PANAMA | 

143 

langen Übertragungsleitung von Kolumbien nach Panama, 

die den Import von 600 MW Strom ermöglichen 

würde. Diese Verbindungsleitung stellt das Hauptbindeglied 

zur Koppelung der Stromnetze in Nord- und 

Südamerika dar. Dieses Projekt hat das Ziel, die soziale 

und ökonomische Entwicklung der Länder zu fördern, 

die durch die Verbindungsleitung zusammengeschlossen 

werden, die Stromkosten für Endverbraucher zu reduzieren 

und die Wettbewerbsfähigkeit unter den Energieversorgern 

zu verbessern, indem die Netzkapazität gesteigert 

wird. Die Umsetzung dieses Projektes wird die Unterschiede 

der Grenzkosten von Strompreisen zwischen den 

an dem Projekt beteiligten Ländern (z. B. Kolumbien, 

Guatemala, El Salvador und Panama) reduzieren. Zu 

den für das Projekt nötigen Aktivitäten werden derzeit 

Studien durchgeführt. Geeignete Maßnahmen und Strategien 

zum Ausbau des nationalen Stromübertragungsnetzes 

werden in den »Nationalen Plänen zum Ausbau 

des Nationalen Verbundsystems« entwickelt. Diese Pläne 

werden vom Ministerium für Wirtschaft und Finanzen 

über die Kommission für Energiepolitik 4 in regelmäßigen 

Abständen erarbeitet und veröffentlicht (normalerweise 

jährlich). Der aktuelle Plan umfasst den Zeitraum von 

TABELLE 4: 

INSTALLIERTE LEISTUNG NACH ANLAGENTYP 2001–2008 IN MW 

MW 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wärmekraft 558.8 558.5 626.64 566.64 593.14 554 629 672.5 

Wasserkraft 540 540 660 770 770 770 782 792 

Gesamt 1 098.8 1 098.8 1 286.6 1 336.6 1 363.1 1 324.0 1 411.0 1 637.93 

Quelle: Ministerio de Economía y Finanzas – Comisión de Política Energética 

2007 bis 2021 und beinhaltet ein Paket von Maßnahmen 

und Aktionen, das die Energieversorgung innerhalb des 

vorgegebenen Zeitrahmens sicherstellen soll. 


Ende 2008 lag die installierte Leistung bei 1 637,93 MW. 

869,95 MW (53,11 %) dieser Kapazität stammten aus 

Wärmekraftwerken, die hauptsächlich mit Bunkeröl, 

Diesel und Marinedieselöl betrieben werden, 767,98 

MW (46,89%) stammten aus Wasserkraft. 88,81 % die- 

4 Comisión de Política Energética, weitere Informationen unter: https://www. 

mef.gob.pa/cope/index.htm.

ser Leistung wird von kommerziellen Anlagen erzeugt, 

10,37 % von Eigenversorgungsanlagen, die an das SIN 

angeschlossen sind, und die restlichen 0,82 % von isolierten 

Systemen. 

Neue Arten von erneuerbarer Energie (wie Solarenergie 

oder Windkraft) tragen nur einen sehr geringen Teil zur 

Energieproduktion des Landes bei (unter 0,5%). Dies 

wird sich in den kommenden Jahren wahrscheinlich ändern, 

weil besonders Windkraft im Land gefördert wird 

(acht Projekte sind in Planung und sollen zwischen 2009 

und 2012 umgesetzt werden). 

Die installierte Leistung in Panama wird Schätzungen zufolge 

in den nächsten zehn Jahren um 500 MW anwachsen, 

unter anderem aufgrund der Inbetriebnahme neuer 

Wasserkraftwerke in den nächsten vier Jahren. Im August 

2009 ist die installierte Leistung auf 1 663,8 MW angewachsen. 

Im »Nationalen Energieplan«, der vom Ministerium für 

Wirtschaft und Finanzen entwickelt wurde, sind Prognosen 

zur Stromnachfrage im Jahr 2020 enthalten,. Die Bedarfsschätzungen 

variieren in diesen Prognosen zwischen 

1 784 und 1 953 MW bis 2020. 5 


2007 stieg die Menge an produziertem Strom um 7 % 

(im Vergleich zu 2006) auf insgesamt 6 156 GWh an. 

Die Stromerzeugung durch Wasserkraft (64 % der Gesamterzeugung) 

setzte mit einer Steigerung um 1,5 % 

ihren leichten Aufwärtstrend seit 2004 fort, während die 

Erzeugung aus Wärmekraft um 20 % zunahm, was einer 

Leistung von 2 194 GWh entspricht. Das starke Wachstum 

in der Energieerzeugung durch Wärmekraft könnte 

TABLLE 5: 

BRUTTOSTROMERZEUGUNG NACH KRAFTWERKSTYP 2003–2007 IN GWH 

5 Weitere Informationen zum prognostizierten Kapazitätsbedarf im Nationalen 

Energieplan: https://www.mef.gob.pa/cope/index.htm 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN 2007; 

PANAMA; GWH 

PANAMA | 

144 

2007 

Elektrizität 

(GWh) 

Anteil (%) 

Sektor 1,627 31,03 

Privathaushalte 2,474 47,18 

Gewerbe 311 5,93 

Industrie 817 15,58 

Öffentlicher Sektor 15 0,29 

Andere 5,244 100 

Gesamt 142.83 172 PJ 

Quelle: Dirección de Estadítisca y Censo 

an der verminderten Verfügbarkeit von Wasser in den 

Seen Panamas liegen, die sich 2007 bemerkbar machte. Im 

gleichen Jahr wird eine signifikante Abnahme der Stromimporte 

nach Panama verzeichnet (–87 % im Vergleich 

zum Vorjahr), und zwar von 34,39 GWh im Jahr 2006 auf 

4,40 GWh im Jahr 2007. Auf der anderen Seite nahm der 

Stromexport um 7 % leicht zu, d. h. Panama ist ein Land, 

das Strom hauptsächlich exportiert. 6 

Als nicht erneuerbare Ressourcen wurden Bunkeröl (23,3 

% der gesamten Stromproduktion/1 417,90 GWh), 

Diesel (18,1 % der gesamten Stromproduktion/1 100,4 

GWh) und Gas (0,1% der gesamten Stromproduktion/ 

7,20 GWh) im Jahr 2007 zur Stromerzeugung genutzt. 

Wie Tabelle 6 zeigt, sind die Sektoren mit dem größten 

Energieverbrauch Gewerbe, Privathaushalte und der öffentliche 

Sektor, während die Industrie nur einen relativ 

kleinen Anteil daran hat. 

Ressource (GWh) 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 2 890 3 897 3 875 3 903 3 962 

Thermisch 2 391 1 577 1 671 1 828 2 194 

Import 2.29 78.04 54.93 34.39 4.40 

Export 180.18 207.14 106.33 83.40 89.15 

Gesamt 5 463.47 5 759.18 5 707.26 5 848.79 6 249.55 

Quelle: Dirección de Estadística y Censo; Ministerio de Economía y Finanzas – Comisión de Política Energética 

6 Innerhalb des Zeitraums 1999-2007 hat Panama nur in einem Jahr mehr Strom 

importiert als exportiert (im Jahr 2000).

Nach dem »Ausbauplan für den nationalen Stromnetzplan 

2007–2021« wird sich der Energiebedarf auf 11 718 

bis 12 445 GWh erhöhen. 7 


Die Energieproduktion aus erneuerbaren Ressourcen 

konzentriert sich in Panama weitgehend auf Wasserkraft. 

Momentan splitten sich die Wasserkraftwerke wie folgt 

auf: 65 kleine Wasserkraftwerke (definiert als Kraftwerke 

mit einer Kapazität bis 20 MW) und 30 große Wasserkraftwerke 

(mit einer Kapazität über 20 MW). Zwar fand 

im Windsektor bisher keinerlei Entwicklung statt, jedoch 

steht der Ausbau dieses Sektors sowohl bei den aktuellen 

Plänen der Regierung als auch den Maßnahmen ausländischer 

Investoren im Fokus des Interesses. Im Bereich 

Photovoltaik kommen hauptsächlich Anwendungen zum 

Einsatz, die nicht an das Netz angeschlossen sind und 

überwiegend im Rahmen von nationalen Programmen 

entwickelt werden. 2001 gab es insgesamt 300 installierte 

PV-Anlagen. Nach wie vor speisen diese keinen Strom in 

das integrierte Stromversorgungssystem ein, sie dienen 

primär der Stromversorgung in ländlichen Gegenden. 

Bislang wird in Panama keine Energie aus Geothermie erzeugt. 

Einer der häufig angeführten Gründe hierfür sind 

die niedrigen Produktionskosten Costa Ricas, mit denen 

Panama nicht konkurrieren könnte. 

Die Internetseite »Energía Renovable Panama« 8 bietet 

Informationen zu den erneuerbaren Energieressourcen 

des Landes. Die Seite (die 2009 online ging) scheint 

aber momentan noch im Aufbau zu sein, da Informationen 

aus verschiedenen Bereichen der Homepage nicht 

abgerufen werden können und auch Links nicht richtig 

funktionieren. 

Strompreise 

Der Energiesektor funktioniert nach dem Modell eines 

Großhandelsmarktes, in dem Verteilergesellschaften 

Energie entweder über den Spot-Markt für Elektriziät 

oder über Energieversorgungsverträge erwerben können, 

die nach dem Wettbewerbsprinzip an Stromerzeugungsunternehmen 

vergeben werden. Die jeweiligen Konditionen 

und Preise sind in den Verträgen der verschiedenen 

7 ETESA. Plan de Expansión del Sistema Interconectado 

Nacional 2007-2021, 2007 

8 www.energiarenovablepanama.com 

PANAMA | 

145 

Marktakteure festgelegt. Innerhalb des regulierten Übertragungs- 

und Verteilersystems werden der Zugang und 

die Endverbrauchertarife durch die Regulierungsbehörde 

ERSP festgelegt. Die Tarife ermöglichen finanzielle Nachhaltigkeit, 

da sie Kostendeckung und Abgeltungsgebühren 

für investiertes Kapital zulassen, die durch Benchmarking 

mit einem rentablen Unternehmen aus dem gleichen 

Bereich und mit vergleichbarem Risiko bemessen werden. 

Die Tarife fördern darüber hinaus die Wirtschaftlichkeit, 

da sie sich an der Preisstruktur des Wettbewerbsmarkts 

orientieren und bei ihrer Festsetzung nicht nur die Kosten, 

sondern auch die erwarteten Zuwächse in der Produktivität 

einkalkuliert werden. 

Nach der Privatisierung des Strommarktes waren die 

durchschnittlichen Preise pro kWh, die von den verschiedenen 

Übertragungsunternehmen angeboten wurden, 

zunächst niedriger als die vorherigen Tarife, die das Institut 

für Wasserwirtschaft und Elektrifizierung (IHRE) 

festgesetzt hatte. Aufgrund des Anstiegs der Benzinpreise 

zwischen 1999 und 2007 sind die Preise für die Endverbraucher 

jedoch wieder von 35,12 €/MWh im Jahr 2004 

auf 87,05 €/MWh im Jahr 2009 gestiegen. Dies ist der 

Preis innerhalb des Spot-Markts, in dem die ERSP mit 

Energie handelt, die nicht durch bilaterale Verträge verkauft 

worden ist. 


Der Strommarkt wurde 1996/1997 mit der Einrichtung 

der Regulierungsbehörde für öffentliche Dienstleistungen 

(ERSP) im Rahmen des Gesetzes Nr. 6 vom 3. Februar 

1997 restrukturiert. Im Zuge dieses Umstrukturierungsprozesses 

wurden Wettbewerbs- und Monopolbestimmungen 

sowie Beschränkungen für Unternehmen festgelegt, 

die in den Bereichen Übertragung und Verteilung 

tätig sind. 1998 spaltete die Zentralregierung Erzeugung, 

Verteilung und Übertragung vom Instituto de Recursos 

Hidrológicos y Electrificación, ab, einem ehemals staatlichen 

Betrieb, der für die Kontrolle und die Koordination 

des Strommarktes in Panama zuständig war. Heute 

besteht der Großhandelsmarkt aus einem regulierten und 

einem nicht regulierten Markt. Auf dem nicht regulierten 

Markt können die Erzeuger Preise und die Mengen,

die an die verschiedenen Abnehmer (darunter Verteilergesellschaften, 

Großverbraucher, Vermarkter und ausländische 

Unternehmen) verkauft werden, frei verhandeln. 

Strom, der über vertragliche Vereinbarungen vertrieben 

wird, wird auf dem Spot-Markt verkauft. 2008 wurden 71 

% der auf dem Strommarkt Panamas verkauften Energie 

über bilaterale Verträge verkauft, während die restlichen 

29 % auf dem Spot-Markt verkauft wurden. 


1990 hatten nur 59,4 % der Bevölkerung in Panama Zugang 

zu Strom, bis 2006 stieg ihr Anteil auf 87,1 %. Die 

Regierung hat im Rahmen des Nationalen Energieplans 

ein Programm zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

ins Leben gerufen (PLANER), das den Anteil bis 2014 

auf 90 % erhöhen soll, indem Kraftwerke zum Einsatz 

kommen, die mit erneuerbaren Ressourcen betrieben 

werden und nicht ans Netz angeschlossen sind. Ziel des 

Programms ist es, über 70 000 Haushalte, die derzeit noch 

zu weit vom existierenden Stromnetz entfernt sind, mit 

Strom zu versorgen. Die Mittel, die zur Realisierung des 

Projektes benötigt werden, stellt die Interamerikanische 

Entwicklungsbank bereit. Eines der Programme der Regierung, 

das erneuerbare Energien fördern soll, ist das 

SOLEDUSA-Programm. Im Rahmen dieses Projekts, 

das von der Europäischen Kommission mit über 9 Mio. € 

finanziert wird, sollen in den Bereichen Ausbildung und 

Gesundheitswesen neue Technologien in abgelegenen 

Gebieten Panamas (mit Fokus auf den Provinzen Ngobe 

und Veraguas) einführen, die keinen Zugang zum Stromnetz 

haben. Das Projekt läuft seit 2006 und wird 2009 

beendet. Ziel ist es, 400 Schulen und 70 Gesundheitszentren 

durch netzunabhängige PV-Anlagen mit Energie zu 

versorgen. Ende 2008 wurden durch das Projekt bereits 

331 Schulen, 91 Gesundheitszentren und 30 Funkstationen 

mit Energie versorgt. 2007 wurde die Provinz Calobre 

in das Projekt mit eingeschlossen, das Projekt wurde 

bis 2013 verlängert. 


PANAMA | 146 

Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) 

Das Ministerium für Wirtschaft und Finanzen (MEF) 

wurde Ende 1998 eingerichtet und ging aus einer Fusion 

des früheren Ministeriums für Planung und Ökonomische 

Politik mit dem Finanzministerium hervor. Es wurde eingerichtet, 

um die Finanzplanung und Finanzierung nationaler 

Fonds zu verbessern. Das Ministerium ist zuständig 

für alle Fragen rund um wirtschaftspolitische Initiativen, 

Programme zur Koordinierung von öffentlichen Investitionen 

und sozialpolitischen Strategien, Ausarbeitung und 

Durchführung von Regierungsinitiativen im Bereich Planung, 

Ausarbeitung, Ausführung und Kontrolle des staatlichen 

Gesamthaushaltes sowie für die Entwicklung und 

Durchführung von Finanzprogrammen der Regierung. 

Das MEF besteht aus 19 verschiedenen Unterabteilungen, 

darunter die Nationale Kommission für Energiepolitik. 

Comisión de Política Energética (COPE / MEF) 

Als Unterabteilung des MEF ist die Nationale Kommission 

für Energiepolitik (COPE/MEF) für die Erarbeitung 

von Strategien und Richtlinien für den Energiesektor 

zuständig, welche die Versorgungssicherheit 

gewährleisten. Der Vorsitzende der Kommission ist der 

Minister für Planung und Wirtschaftspolitik, die beiden 

anderen Mitglieder der Kommission sind der Minister für 

Industrie und Handel und der Minister für Staatshaushalt 

und Finanzen. Die COPE/MEF hat einen geschäftsführenden 

Direktor, der für fünf Jahre eingesetzt wird, und 

setzt sich aus technischen Experten und administrativem 

Personal zusammen. In der Verantwortlichkeit der Kommission 

liegen die Analyse und Auswertung nationaler 

Energierichtlinien, die Organisation und das Management 

des SIN und die Entwicklung von Plänen und politischen 

Vorlagen rund um die Energienutzung sowohl 

im privaten als auch im öffentlichen Bereich. Im Bereich 

erneuerbare Energien veröffentlicht diese Einrichtung insbesondere 

Online-Informationen zu folgenden Themen: 

Regulierung erneuerbarer Energie in Panama, Statistiken 

zu erneuerbaren Energieressourcen in Panama und 

Leitfäden zu Solarenergie, Windkraft, Wasserkraft und

Biomasse. 9 Die Einrichtung unterstützt außerdem das 

SOLEDUSA-Programm, das die Nutzung von Photovoltaik 

im Land fördert. 

Ministerio de Comercio e Industrias – Dirección de 

Hidrocarburos y Energías Alternativas 

Die Direktion für fossile Brennstoffe und alternative 

Energien wurde 2006 vom Ministerium für Industrie und 

Finanzen geschaffen und ist die wichtigste Behörde des 

Landes für alle Aktivitäten in den Bereichen fossile Brennstoffe 

und alternative Energien. Sie ist für die Beschleunigung 

und Aufhebung von Verträgen, Genehmigungen 

und Registrierungen zuständig und agiert als regulierende 

Instanz aller Tätigkeiten in beiden Marktsegmenten. Das 

Ministerium für Industrie und Handel hat den Nationalen 

Plan für fossile Brennstoffe und alternative Energien 

in Panama erarbeitet. 


Energien ist die wichtigste Behörde des Landes ist, die 

mit der Förderung und dem Einsatz erneuerbarer Energien 

betraut ist. Derzeit konzentriert sie ihre Aktivitäten 

jedoch mehr auf die Förderung und den Einsatz von Öl 

als Energiequelle, wie aus den Informationen, die sie veröffentlicht, 

ersichtlich ist. 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) 

Die Nationale Behörde für öffentliche Dienstleistungen 

wurde 1996 als ERSP (Regulierungsbehörde für öffentliche 

Dienstleistungen) gegründet und trägt ihren jetzigen 

Namen seit 2006. Ihre Aufgabe ist die Kontrolle aller staatlichen 

Aktivitäten in den Bereichen Wasser- und Abwasserwirtschaft, 

Telekommunikation und Stromversorgung. 

Die ASEP ist für die Schaffung von Regeln, Normen 

und Bestimmungen für Aktivitäten im Energiesektor zuständig. 

Zu den wichtigsten Aufgaben der ERSP, die im 

Stromgesetz festgelegt sind, gehören: die Ausstellung von 

Konzessionen, Lizenzen und anderen Genehmigungen für 

öffentliche Dienstleister (darunter neue Wasserkraft- und 

Geothermiekraftwerke) sowie staatliche Übertragungs- 

und Verteilergesellschaften; die Festsetzung von Effizienz- 

und Leistungsstandards für die unterschiedlichen öffentlichen 

Dienstleister; die Definition von Rechten und 

9 http://www.mef.gob.pa/Cope/ 

PANAMA | 

147 

Pflichten von Versorgern und Verbrauchern; die Schaffung 

von Prinzipien, Methoden und Formeln zur Festsetzung 

von Tarifen in den Bereichen des regulierten Marktes, die 

in ihren Kompetenzbereich fallen; die Schlichtung von 

Konflikten zwischen öffentlichen Dienstleistern aus ihrem 

Kompetenzbereich und anderen Regierungsstellen und 

Gemeinden bzw. Kunden; die Förderung von Wettbewerb 

und Effizienz in den Bereichen, die in ihre Verantwortung 

fallen und der Schutz vor monopolistischem oder diskriminierendem 

Verhalten. Diese Behörde spielt momentan 

eine zentrale Rolle in den Aktivitäten zur Koordinierung 

und Organisation des Strommarktes. 

Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica SA 

(ETESA) 

Die nationale Stromübertragungsgesellschaft ETESA ist 

ein staatlicher Betrieb, der 1998 nach Abschluss der Restrukturierung 

des Strommarktes eingerichtet wurde. Das 

Unternehmen bietet landesweit Dienstleistungen im Bereich 

Hochspannungs-Stromübertragung an. Es ist darüber 

hinaus für die Planung des Stromnetzausbaus und für 

den Betrieb des Nationalen Verbundsystems (SIN) über 

das Nationale Verteilungszentrum zuständig. Die Einrichtung 

ist im Rahmen eines Konzessionsvertrages bis 2025 

(mit Option auf Verlängerung) von der Regulierungsbehörde 

für öffentliche Dienstleistungen (ERSP) dazu ermächtigt, 

innerhalb des Landes Übertragungsdienstleistungen 

anzubieten. 

Centro Nacional de Despacho (CND) 

Wie bereits erwähnt, teilt sich der panamaische Strommarkt 

in zwei Systeme: Zum einen wird Strom im Rahmen 

von bilateralen Verträgen unter den Marktakteuren 

(Erzeuger und Verteiler) gehandelt, zum anderen wird 

Strom auf dem Spot-Markt verkauft. Das nationale Verteilungszentrum 

CND wurde von der ETESA eingerichtet, 

um die Verwaltung der Transaktionen und Abläufe auf 

dem Strommarkt zu übernehmen. Es ist dafür zuständig, 

die Bedingungen für einen freien Wettbewerb unter den 

Marktakteuren aufrechtzuerhalten. Darüber hinaus betreibt 

es den Spot-Markt, wo der Strom gehandelt wird, 

der nicht über bilaterale Verträge verkauft wird.

Energieversorger 

Ende 2008 gab es insgesamt zwölf Stromerzeugungsunternehmen, 

zwei Eigenversorgungsbetriebe, drei Verteilergesellschaften 

und vier Großkonsumenten innerhalb des 

SIN. Im Bereich Stromerzeugung haben vier Unternehmen 

die größten Marktanteile: Fortuna (18,32 %), AES 

Panama (29,42 %), Bahía Las Minas (17,09 %) und ACP 

(7,31 %). Im Bereich der Stromverteilung kontrollieren 

drei Unternehmen die Verteilung im Land: Elektra Noroeste 

– ELEKTRA (zuständig für die Provinzen Colón, 

Panama, Kuna Yala und Darién mit 44 % der Endverbraucher 

in 2008), Metro-Oeste – EDEMET (zuständig für 

die Provinzen Veraguas, Coclé, Herrera und Los Santos 

mit 43 % der Endverbraucher in 2008) und Chiriquí– 

EDECHI (zuständig für die Provinzen Bocas del Toro 

und Chiriquí mit 13 % der Endverbraucher 2008). Die gesamte 

Energie, die 2008 von diesen drei Unternehmen auf 

dem Markt verkauft wurde, teilt sich folgendermaßen auf: 

EDEMET, 50,17 %, ELEKTRA 41,71 % und EDECHI 

8,12 %. Als 1998 die Liberalisierung des Strommarktes 

in Panama begann, erwarb das spanische Unternehmen 

Unión Fenosa Anteile an zwei der Verteilergesellschaften: 

EDEMET und EDECHI. Das Unternehmen Constellation 

Energy mit Hauptsitz in den USA erwarb die dritte 

Verteilergesellschaft ELEKTRA Noreste. Das Übertragungssystem 

liegt allein in der Verantwortung der ETESA 

(siehe oben). 

Asociación de Productores Panameños de 

Energías Renovables 

Obwohl es Hinweise auf einen Panamaischen Verband 

der Erzeuger erneuerbarer Energie gibt, der seinen Sitz in 

Panama City hat, sind detaillierte Informationen zu dessen 

Arbeitsgebieten, Teilnehmern, Projekten etc. nicht 

verfügbar. 

6.4 Politische Rahmenbedingungen im 

Energiesektor 

Der grundlegende Rahmen für Panamas Energiestrategie 

wird vom Nationalen Energieplan (Plan Energético Naci- 

PANAMA | 

148 

onal 2005–2020) gesteckt, der von der Kommission für 

Energiepolitik herausgegeben wurde. Er enthält die Ziele 

der nationalen Energiepolitik und entsprechende Strategien, 

um diese Ziele umzusetzen. Der Plan ist in fünf 

Einzelstrategien unterteilt: 

Strategie zur flächendeckenden Stromversorgung: Sie 

analysiert den kurzfristigen Strombedarf im Land und 

entwirft Lösungsansätze, um die Sicherheit der Stromversorgung 

mithilfe verschiedener Maßnahmen zu gewährleisten, 

insbesondere durch die Steigerung der 

Stromerzeugung mit Hilfe von Wasserkraft (Bau neuer 

Kraftwerke, Steigerung der Kapazitäten bereits existierender 

Kraftwerke). Der Plan zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete gehört ebenfalls zu dieser Strategie. 

Strategie zur rationellen und effizienten Nutzung von 

Energie: Sie zielt auf die Förderung von Maßnahmen in 

den Bereichen Energiesparen und Energieeffizienz ab, um 

die bessere Nutzung der Energieressourcen innerhalb des 

Landes zu fördern. Das Dokument sieht die Schaffung 

eines Regelwerks vor (Gesetz zur Förderung des Energiesparens 

und der rationellen und effizienten Nutzung von 

Energie) und stellt ein Paket an Energieeffizienzmaßnahmen 

zusammen, die in den verschiedenen Sektoren zur 

Anwendung kommen sollen (z. B. Regierung, Industrie, 

Gewerbe, Privathaushalte). 

Strategie für erneuerbare Energien: Sie zielt auf die Förderung 

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im 

Land ab. Die in diesem Plan enthaltenen Hauptstrategien 

sind: Entwicklung des Gesetzes 45 zur Förderung erneuerbarer 

Energie in Panama, Lahmeyer-Studie zur Evaluation 

des nationalen Windpotenzials und das Solarprojekt 

SOLEDUSA. 

Strategie zum Zusammenschluss von Energiesystemen: 

Sie zielt auf die Förderung des Zusammenschlusses der 

Energiesysteme von Panama, Zentralamerika und Kolumbien 

ab. Diese Hauptinhalte dieser Strategie beziehen sich 

auf die SIEPAC-Projekte und das Vernetzungsprojekt 

Panama-Kolumbien. 

Strategie für fossile Brennstoffe und alternative Energien: 

Sie definiert erste Maßnahmen zur Diversifizierung 

der Primärenergiequellen im Land und zur Senkung der 

Energiepreise. Die in diesem Dokument präsentierten

Lösungsansätze beinhalten folgende Themen: Durchführung 

von Machbarkeitsstudien zur Einführung von 

Erdgas im Land, effiziente Nutzung von Biogas, das aus 

Deponierückständen gewonnen wird, und Nutzung von 

Biomasse in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. 

Gesetz Nr. 6 – das Gesetz zur öffentlichen Stromversorgung 

von 1997 – wurde von der Kommission für Energiepolitik 

(CNPE) verabschiedet, um eine neue Strategie 

festzulegen und Bestimmungen für den Energiesektor 

und Richtlinien für die projektierten Maßnahmen zu formulieren. 

Das Gesetz schafft die Basis für Preise, Tarife, 

Subventionen und Sanktionen und schafft Richtlinien 

zum Schutz der Umwelt und zur Förderung von Energieeffizienz 

und Energiesparmaßnahmen. Es definiert darüber 

hinaus die spezifischen Pflichten der Regulierungsbehörde 

für öffentliche Dienstleistungen. 

Bis auf Gesetz Nr. 45, das die Förderung von Wasserkraftwerken 

und erneuerbaren Energieressourcen zum Thema 

hat und im folgenden Kapitel genauer vorgestellt wird, 

wurde in jüngerer Zeit keine Bestimmung in Bezug auf 

Energieregulierung im Land verabschiedet. 

Mit dem Ziel, eine Strategie auszuarbeiten, die den in 

Gesetz Nr. 6 von 1997 definierten Richtlinien und den 

allgemeinen Zielen der Energiepolitik des Landes entspricht, 

führte die Kommission für Energiepolitik eine 

Beratung zum Thema »Entwicklung eines einheitlichen 

Strategie- und Verstärkungsplans für die COPE/MEF« 

durch, die mit Geldern des Projekts für technische Hilfe 

bei der Umstrukturierung von Energieversorgungsunternehmen 

der Weltbank finanziert wurde. Die folgende 

Liste fasst die Maßnahmen und Untersuchungen zusammen, 

die im Rahmen dieses Programms durchgeführt 

wurden: 

Analyse zur Stromversorgung der Zukunft inklusive einer 

Evaluation der verschiedenen Energieressourcen im Land 

(erneuerbare Energien, Erdgas, Kohle, Wasserkraft) sowie 

des regionalen Verbundnetzes 

• Analyse der aktuellen Energienutzung und Energieeffizienz 

als Basis für eine Strategie zur rationellen und effizienten 

Nutzung von Energie und einen Aktionsplan 

für den privaten und den öffentlichen Sektor 

PANAMA | 

149 

• Evaluation des Windenergiepotenzials in Panama – 

Lahmeyer/ETESA/PNUD (Phase 2 besteht aus einem 

Großprojekt) 

• Umsetzung des Plans zur institutionellen Unterstützung 

des Büros zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete, 

um die Stromabdeckung innerhalb von zehn Jahren 

von 81% auf 95% zu steigern 

• Studie »Beschleunigung der Stromabdeckung in ländlichen 

Gebieten Panamas« in technischer Zusammenarbeit 

mit der IADB Bank 

• Evaluation des landesweiten geothermischen Potentials 




Über das Ministerium für Gewerbe und Industrie hat die 

Regierung die nationalen Richtlinien in Bezug auf fossile 

Brennstoffe und alternative Energien veröffentlicht. 10 

Das Dokument enthält einen Abschnitt, der sich mit der 

Förderung alternativer Energien im Land befasst. Erneuerbare 

Energien, die als profitabel eingestuft werden, sind 

Wasserkraft, Windkraft, Solarenergie, Torf und Biodiesel 

(aus Zuckerrohr). Obwohl es Beschreibungen der verschiedenen 

Technologien und Empfehlungen zu jeder 

einzelnen der erneuerbaren Energiequellen gibt, werden 

keine spezifischen Ziele, Maßnahmen oder Strategien genannt, 

um die tatsächliche Umsetzung und Entwicklung 

der Stromproduktion aus erneuerbaren Energieressourcen 

zu fördern. 

Der »Strategische Plan für erneuerbare Energien im Nationalen 

Energieplan 2005–2020« enthält kurzfristige 

Maßnahmen zur Förderung von erneuerbaren Energien 

im Land. Der Plan hat ein Potenzial von 2 400 MW aus 

Wasserkraft und von über 160 MW 11 aus Windkraft und 

Biomasse identifiziert. Diese Maßnahmen schließen die 

Installation neuer Wasserkraftanlagen bis 2009, die Nutzung 

des Windkraftpotenzials im Land (ohne konkrete 

Nennung spezifischer Maßnahmen zur Umsetzung) und 

die Entwicklung des Potenzials für Solarenergie (SOLE- 

DUSA-Projekt) mit ein. Besonderes Augenmerk wird auf 

10 Política Nacional de Hidrocarburos y Energías Alternativas 

11 Das geplante Potenzial wird allein schon mit den Projekten, die kurzfristig 

(2008–2011) in Panama realisiert werden, erreicht bzw. übertroffen. Insgesamt 

erzeugen diese eine Leistung von 600 MW.

die Anwendung des Gesetzes Nr. 45 vom 4. August 2004 

gelegt, das eine Reihe von Anreizen zur Förderung von 

Wasserkraftwerken und anderer neuer, erneuerbarer und 

sauberer Energieressourcen schafft. 

Der nationale Energieplan enthält außerdem den »Strategischen 

Plan für fossile Brennstoffe und Biokraftstoffe«, 

der sich mit der Förderung der Nutzung von 

Biomasse zur Energieerzeugung im Land sowie mit der 

Produktion von Biokraftstoffen befasst. Um dieses Ziel 

zu erreichen, sieht der Plan die Nutzung von Hausmüll 

aus Mülldeponien zur Biogasproduktion (zur Stromerzeugung), 

die Nutzung von Biomasse für Anlagen mit 

Kraft-Wärme-Kopplung und die Nutzung von Torf zur 

Stromerzeugung vor. 

Rechtliche Rahmenbedinungen und 


Im Rahmen des Gesetzes Nr. 45 vom 4. August 2004 

bietet die Regierung verschiedene Vergünstigungen für 

Kraftwerke an, die Strom aus Wasserkraft oder anderen 

erneuerbaren Energieressourcen produzieren. Die Art der 

Vergünstigungen hängt von der Leistung 12 der jeweiligen 

Anlage ab. Die Vergünstigungen schließen Steuerbefreiungen, 

Befreiung von Übertragungs- und Verteilergebühren 

und weitere Steueranreize ein. 

Anlagen für erneuerbare Energien bis 500 kW, die zur 

Eigenversorgung errichtet werden und nicht an das Netz 

angeschlossen sind, sind von Einfuhrzöllen auf die technische 

Ausrüstung und auf Ersatzteile, die für den Bau und 

Betrieb des Kraftwerks nötig sind, befreit. 

Für mit erneuerbarer Energie betriebene Anlagen bis 10 

MW sind folgende Vergünstigungen vorgesehen: 

• Befreiung von Übertragungs- oder Verteilergebühren 

• Befreiung von Einfuhrzöllen auf technische Ausrüstung 

oder Ersatzteile, die zum Bau und Betrieb des 

Kraftwerkes nötig sind 

• Kraftwerkbetreiber können Steuervorteile geltend machen, 

die ihnen eine Einkommenssteuerbefreiung von 

bis zu 25 % auf direkte Projektkosten verschaffen, die 

in den ersten 10 Jahren des Anlagenbetriebs anfallen 

• Kraftwerkbetreiber können Subventionen zur Finan- 

12 Die Kategorien werden folgendermaßen definiert: Einrichtungen bis 500 

kW, Einrichtungen bis 10 MW, Einrichtungen zwischen 10 und 20 MW und 

Einrichtungen mit Kapazitäten über 20 MW. 

PANAMA | 

150 

zierung von bis zu 5% der direkten Projektkosten für 

alle Anlagen beantragen, die für die öffentliche Versorgung 

vorgesehen sind 

• Kraftwerkbetreiber dürfen bis zu 15 % der produzierten 

Energie an eine Verteilergesellschaft ihrer Wahl verkaufen, 

unabhängig davon, wo sich das Kraftwerk befindet, 

• Der erzeugte Strom darf auf dem Spot-Markt verkauft 

werden 

Anlagen für erneuerbare Energien mit einer Leistung 

zwischen 10 MW und 20 MW genießen die gleichen 

Vergünstigungen wie die für 10 MW-Kraftwerke mit folgenden 

Ausnahmen: 

• Befreiung von Übertragungsgebühren für die ersten 10 

MW in den ersten 10 Jahren, in denen das Kraftwerk 

in Betrieb ist 

• Keine Erlaubnis, direkte Verträge mit der Verteilergesellschaft 

abzuschließen 

• Der Steueranreiz von bis zu 25 % der direkten Projektkosten 

zur Reduktion der anfallenden CO2-Emissionen 

kann nur auf 50 % der Einkommenssteuer und 

nicht auf 100% angewandt werden. 

Anlagen für erneuerbare Energien mit einer Leistung über 

20 MW haben die gleichen Vorteile wie Anlagen mit einer 

Leistung bis 20 MW, müssen aber Übertragungsgebühren 

zahlen. 


Panama hat im März 1999 das Kyoto-Protokoll ratifiziert, 

die Nationale Umweltbehörde (ANAM) 13 ist die 

Einrichtung, die für alle CDM-Belange zuständig ist. Sie 

agiert als nationale Aufsichtsbehörde (DNA) und ist für 

die Bewertung und Bewilligung von Projekten zuständig, 

die im Rahmen der CDM-Bestimmungen zugelassen werden 

sollen. Darüber hinaus bietet die ANAM technische 

Unterstützung und Beratung für private und öffentliche 

Einrichtungen bei der Umsetzung von CDM-Projekten. 

Neben ihrer Rolle als nationale Aufsichtsbehörde ist die 

ANAM für die Ausarbeitung, Kontrolle und Durchsetzung 

der nationalen Klimapolitik und der Nationalen 

Strategie zum Klimawandel verantwortlich, die die Förderung 

und Umsetzung von umweltverträglichen Tech- 

13 Autoridad Nacional Ambiental, weitere Informationen 

unter: www.anam.gob.pa

nologien einschließlich der Nutzung erneuerbarer Energieressourcen 

im Land zum Ziel hat. 

2008 waren 125 CDM-Projekte in Planung, darunter 

17 Windenergieprojekte. 2009 wurden insgesamt 

17 Projekte bei der UNFCCC im Rahmen des CDM- 

Programms eingereicht, wovon sechs bereits zugelassen 

wurden und elf noch im Zulassungsverfahren sind. Unter 

den zugelassenen Projekten ist der Windpark von Santa 

Fe Energy mit einer geplanten installierten Kapazität von 

81 MW (siehe Tabelle 7). 

Momentan ist das CDM-Programm eine erfolgreiche 

Maßnahme, um die Umsetzung von Projekten mit erneuerbaren 

Energien im Land zu fördern, da so Investitionen 

in diese Ressourcen attraktiver werden. Es spielt in Panama 

eine wichtige Rolle bei der Förderung von Projekten 

für Strom aus Wasserkraft. 


Inter American Development Bank (IADB) 

Die Interamerikanische Entwicklungsbank IADB ist eine 

internationale Organisation mit Hauptsitz in Washington 

DC (USA), die 1959 gegründet wurde. Ihr Ziel ist es, 

die wirtschaftliche und soziale Entwicklung Lateinamerikas 

und der Karibik sowie die regionale Integration zu 

TABELLE 7: 

REGISTRIERTE CDM-PROJEKTE IN PANAMA 

Project Ort 

PANAMA | 151 

fördern, indem Gelder primär an Regierungen und Regierungsbehörden 

sowie staatliche Unternehmen verliehen 

werden. Panama ist eines der Gründungsmitglieder dieser 

Institution und außerdem einer der Darlehensnehmer. 

Die IADB beteiligt sich durch die Unterstützung mehrerer 

Programme (darunter der panamaische Aktionsplan 

zum Klimawandel, Programme für Bioenergie, Energieeffizienz 

und erneuerbare Energien und Programme zur 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete) an der Förderung erneuerbarer 

Energien, der Förderung von Energieeffizienz 

und Energiesparprogrammen im Land. Die IADB hat ca. 

97,72 Mio. € in Energieprojekte in Panama investiert. 14 

Momentan wird das SIEPAC-Projekt (siehe Kapitel zum 

Stromnetz) mithilfe des IADB-Fonds realisiert. 

Central American Bank for Economic Integration 

Die Zentralamerikanische Bank für wirtschaftliche Integration 

ist eine internationale Organisation, deren Hauptsitz 

sich in Tegucigalpa (Guatemala) befindet und die 1960 von 

den Republiken Guatemala, Honduras, El Salvador, Nicaragua 

und Costa Rica gegründet wurde. Sie hat das Ziel, 

die wirtschaftliche und soziale Entwicklung der Region 

Zentralamerika zu fördern. Die Bank finanziert das Projekt 

»Accelerating Investments in Renewable Energies in 

Central America – ARECA« 15 . Ziel des Projektes ist es, 

Umfang 

(MW) 

Jährliche 

Einsparungen 

(ktCO ² eq) IZF 

"Los Algarrobos" Kleinwasserkraftwerk Chiriquí 9.73 37.213 13_14 % 

(< 11 % ohne 

CERs) 

Projekt zur Modernisierung und Aufrüstung 

des Wasserkraftwerks Dolega (auf 3,12 MW) 


des Wasserkraftwerks Macho de Monte (von 

0,7 MW auf 2,4 MW) 

Jahr der 

Anmeldung 

2005 

Chiriquí 0.3 12.167 – 2005 


Wasserkraftwerk Concepción Chiriquí 10 36.126 13_14 % 

(< 11 % ohne 

CERs) 

Wasserkraftwerk Paso Ancho Chiriquí 5 22.233 - 2007 

Santa Fe Energy Windpark Veraguas 81 172.877 - 2009 

Quelle: UNFCCC 

2006 

14 Weitere Informationen unter: http://www.iadb.org/countries/home.cfm?id_ 

country=PN&Language=English 

15 »Acelerando las Inversiones en Energía Renovable en Centroamérica«, weitere 

Informationen unter: http://www.bcie.org/spanish/banca-inversion-desarrollo/desarrollo-competitividad/areca.php

Anreize für Investitionen in Projekte mit erneuerbaren 

Energien zu schaffen, insbesondere für Anlagen mit einer 

Leistung von unter 10 MW, die Bevölkerungsgruppen in 

Regionen, die nicht ans Netz angeschlossen sind, durch 

emissionsarme Technologien mit Energie versorgen. 



2006 erarbeitete die ETESA in Zusammenarbeit mit dem 

UNDP und dem Unternehmen Lahmeyer International 

einen Windatlas von Panama. Für die Studie wurden an 

sechs Orten im Land Messungen durchgeführt, um das 

Windpotenzial zu ermitteln. 

Der Lahmeyer-Studie zufolge bewegen sich die Windgeschwindigkeiten 

im Land zwischen 1 m/s und 6 m/s 

bei einer Höhe von 40 m. Drei Gebiete in der zentralen 

Gebirgskette von Panama bieten mit durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeiten von über 10 m/s die besten Bedingungen 

für Windparks. Es handelt sich dabei um die 

Standorte Cerro Tute (Provinz Veraguas), La Miel (Provinz 

Los Santos) und Boquete (Provinz Chiriquí). 

Der Windatlas von Panama kann von der Internetseite 

von COPE downgeloadet werden: www.mef.gob.pa/ 

cope/index.htm (auf »Energía Eólica« auf der linken 

Seite klicken). 

Außerdem gibt es die frei zugängliche Informationsquelle 

»3tier«, die Winddaten auf hohem Niveau anbietet. Die 

Internetseite von 3tier ist www.3tiergroup.com/wind/ 

overview. 


Es gibt in Panama momentan keine eigene Gesetzgebung 

für Windenergie. Die Regulierung des Netzzuganges 

und der Stromverteilung von Windkraftwerken wird 

durch das allgemeine Stromgesetz Nr. 6 vom 3. September 

1997 geregelt. 

Als unterstützende Maßnahmen gelten die Bestimmungen 

von Gesetz Nr. 45 vom 3. September 2004, wie im 

vorhergehenden Kapitel über Regelungen zur Förderung 

Erneuerbarer Energien dargestellt. 

PANAMA | 

152 

Derzeitige Nutzung von Windenergie 

und geplante Projekte 

Nach dem letzten Bericht (»Wind Energy International 

2009–2010«) von World Wind Energy International lag 

die installierte Leistung an Windkraft in Panama Ende 

2008 bei 0 MW. Diese Situation wird sich jedoch vermutlich 

bald ändern, da die Landesregierung bereits 24 

Lizenzen für Windprojekte erteilt hat. 

Derzeit sind Windparks von folgenden Unternehmen in 

Planung: 

• Das Unternehmen Aerogeneradores de Cerro Azul 

plant zusammen mit dem deutschen Unternehmen 

WIND7AG den Bau eines 200 MW Windparks im 

Küstengebiet der Provinz Colón, für den eventuell 

der Hafendamm der ACP (Dienststelle des Panamakanals) 

im Norden des Landes als Aufstellungsort für 

die Windräder genutzt wird. Für das Projekt werden 

momentan die zu erwartenden Auswirkungen auf die 

Umwelt ermittelt. 

• Das Unternehmen WIND7 – Central America (ein 

Tochterunternehmen der WIND7AG) plant den Bau 

eines 120 MW Windparks im Norden der Provinz Bocas 

del Toro. Darüber hinaus gibt es Pläne zur Entwicklung 

eines 80 MW Windparks in der Provinz Veraguas, 

der gemeinsam mit dem Unternehmen Santa Fe Energy 

realisiert werden soll. Derzeit werden Machbarkeitsstudien 


• Energy Environmental Engineering (3E) hat unter Beteiligung 

des deutschen Unternehmens Plan8 GmbH 

mit Tests für einen 180-MW-Windpark auf der Halbinsel 

Azuero und «La Colorada« in der Provinz Coclé 

begonnen. 

• Das Unternehmen Enrilnews führt derzeit Windmessungen 

in Toabre für ein weiteres Windkraftprojekt im Norden 

der Provinz Coclé durch. Dieser Windpark würde 

die landesweite Leistung um 225 MW erweitern und 540 

TWh generieren (was 9% des Verbrauchs von Panama 

entspricht). Das Projekt wird in zwei Phasen entwickelt: 

In der ersten Phase werden 150 MW installiert und der 

Betrieb wird 2010 aufgenommen, in Phase zwei wird die 

Anlage ab 2011 um die restlichen 75 MW erweitert.


Die geringe Größe des Strommarktes in Panama könnte 

Investitionen in erneuerbare Energien begrenzen, da sie 

für die Installation großer Windparks im Land nicht 

ausreicht (der durchschnittliche Umfang derzeitiger Projekte 

liegt bei ca. 100 MW). Diese Situation könnte sich 

ändern, sobald die SIEPAC und die Verbindung Kolumbien-Panama 

fertig gestellt sind, da die Erweiterung der 

Netzkapazität und der Exportmöglichkeiten die Installation 

großer Windparks von bis zu 600 MW erlauben 

würde. Eine Aufrüstung des Netzes ist notwendig, weil 

in Panama Gebiete mit viel versprechendem Potenzial 

für Windkraft sehr weit von den Bedarfszentren entfernt 

sind und lange und teure Übertragungsleitungen benötigt 

werden, um die Energieversorgung dort sicherzustellen, 

wo sie gebraucht wird. Außerdem muss der regulierte 

Markt angepasst werden, um günstige Bedingungen für 

die Umsetzung von Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieressourcen zu schaffen. 

Die Situation in Hinblick auf die Nutzung erneuerbarer 

Energien, insbesondere von Windenergie, wird sich aufgrund 

von zwei Tatsachen sehr wahrscheinlich ab 2009 

ändern. Zum einen hat Panama die Wind Expo 2009 

(vom 2. bis zum 4. September) ausgerichtet, die von der 

Latin American Wind Energy Association gefördert wird. 

Mit dieser Veranstaltung wird die erste Wind Expo, die 

2008 in Guadalajara (Mexiko) stattfand, fortgesetzt. Ihr 

Ziel ist es, »erfolgreiche Strategien zur Integration von 

Windkraft in das lateinamerikanische Energieraster« abzustecken. 

Darüber hinaus wird 2009 mit dem Bau erster 

Windparks in Panama begonnen, z. B. des 200-MW- 

Windparks, der von Aerogeneradores Cerro Azul und 

WIND7AG entwickelt wird. Die erfolgreiche Fertigstellung 

aller geplanten Windprojekte im Land würde 

zusammengerechnet 600 MW installierte Leistung aus 

Windkraft ergeben, hierfür ist das geplante SIEPAC und 

die Zusammenschaltung mit Kolumbien notwendig. 

Die wichtigsten Investitionen in erneuerbare Energien im 

Land stammen nach wie vor von ausländischen Investoren 

(internationale private Unternehmen oder multilaterale 

PANAMA | 153 

Banken). Besonders Projekte mit Windkraft werden von 

ausländischen Unternehmen wie WIND7AG (Deutschland) 

oder Enrilnews (Spanien) finanziert und durchgeführt. 

Anreize durch das Gesetz Nr. 45 schließen die 

Befreiung von Einfuhrzöllen auf technische Ausrüstung 

ein und fördern damit den Einsatz internationaler Technologie. 

Momentan gibt es jedoch keine Programme in 

Richtung Forschung und Entwicklung, die auf die Entwicklung 

einheimischer Technologie abzielen. Die einzige 

Foschungseinrichtung, die sich mit dem Thema erneuerbare 

Energien befasst, ist die Technische Universität Panama, 

die einen Masterstudiengang Maschinenbau mit 

den Schwerpunkten erneuerbare Energien und Umwelt 

anbietet. 

Die effiziente Umsetzung der Vergünstigungen, die das 

Gesetz Nr. 45 von 2004 bietet, und die erfolgreiche Realisierung 

aller vorgesehenen Windparks könnten gute 

Bedingungen für die Nutzung von Windkraft im Land 

schaffen. Die Marktbedingungen können durch höhere 

Subventionen und Vergünstigungen weiter verbessert 

werden und diese könnten sogar die Etablierung einer nationalen 

Windkraftindustrie einleiten. 


Ministerio de Economía y Finanzas 

(Ministerium für Wirtschaft und Finanzen) 

Vice-Mimisterio de Economía 

Vía España, Edificio Ogawa 

Panamá República de Panamá 

Tel.: + 507 507-7000/+507 507-6600 

Vice-Ministerio de Finanzas 

Ave. Perú, Anitguo Edificio de Hacienda y Tesoro 

Tel.: + 507 507-7600 

E-mail: prensa@mef.gob.pa 



Vía España, Edificio Otawa, 3ª Piso 

Tel.: + 507 507-7042/43

Panamá. República de Panamá. 

E-mail: cope@mef.gob.pa 

Internet: www.mef.gob.pa/cope/index.htm 

Ministerio de Economía y Finanzas – 

Dirección de Hidrocarburos y 

Energías Alternas Plaza Edison 

Sector El Paical, Pisos 2 y 3 

Apartado Postal: 0815-01119 


Tel.: +507 560-0700 

Internet: http://www.mici.gob.pa/hidrocar.php 

Empresa de Transmisión Eléctrica SA 

(Stromübertragungsgesellschaft) 

Plaza Sun Tower, Ave. Ricardo J. Alfaro, tercer piso 

Tel.: + 507 501-3800 

Fax: + 507 501-3506 

E-mail: gerinfo@etesa.com.pa 

Internet: www.etesa.com.pa 

Autoridad Nacional del Ambiente 


Edificio 804 Albrook, Apartado C-0843-00793 

Balboa, Ancón (Panamá) 

Tel.: + 507 500-0814/0815 

Internet: www.anam.gob.pa 

Centro Nacional de Despacho 

(Nationales Ausführungszentrum) 

Apartado Postal: 0816 -01552 

Zona 5. Panamá R.P. 

E-mail: cndweb@etesa.com.pa 

Internet: www.cnd.com.pa 

Elektra Noreste 

Sede Corporativa. Costa del Este 

Business Park 

Torres Oeste, Piso 3 º 

Tel.: + 507 340-4600 

Internet: www.elektra.com.pa 

Union Fenosa Edemet-Edechi 

Av. Diógenes De La Rosa 

Albrook Ed. 812. 

Panamá. Ciudad de Panamá 

Tel.: +507 315-7600/315 

Internet: www.ufpanama.com 

Dirección de Estadística y Censo 

(Behörde für Statistik und Volkszählung) 

Avenida Balboa y Avenida Federico Boyd 

Panamá, República de panamá 

Tel.: + 507 510-4800 

Fax: + 507 510-4801 

E-mail: cie_de@cotraloria.gob.pa 

Internet: www.contraloria.gob.pa 

PANAMA | 

154 

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 

(Aufsichtsbehörde für öffentliche Dienstleistungen) 

Vía España. Edificio Office Park 


Zona 5. Ciudad de Panamá. Panamá. 

Tel.: +507 508-4500 

Fax: + 507 508-4600 

E-mail: webmaster@asep.gob.pa 

Internet: http://www.asep.gob.pa/default.asp 


Asociación Empresarial Eólica (www.aeeolica.es) 

Asociación Nacional de Generadores (ww.anguate.org) 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. Cobertura 

y demanda de energía eléctrica en la República de Panamá. 

Perspectivas y mecanismos para segurar el abasto 

suficiente a los usuarios. (2008) 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. El Mercado 

Eléctrico Panameño. Descripción General. (2007)

Autoridad Nacional de Medio Ambiente 

(www.anam.gob.pa) 

Autoridad Nacional de Medio Ambiente. 

Compendio Estadístico Ambiental 2008/09. (2009) 

Business Panama (www.businesspanama.com) 

Centre American Bank of Economic Integration 

[CABEI] (www.bcie.org) 

Centro Nacional de Despacho (www.cnd.com.pa) 




CIA World Fact Boook. Panama country profile. (2009) 

Comisión de Política Energética (www.mef.gob.pa/ 

cope/index.htm) 

Comisión Económica para América Latina y El Caribe 

(www.eclac.org) 

Deutsche Bundesbank (http://www.bundesbank.de/) 

Dirección de Estadística y Censo. Panamá en cifras 

2003-2007. (2008) 

Empresa de Transmisión Eléctrica SA [ETESA] 

(www.etesa.com.pa) 

ETESA. Plan de Expansión del Sistema Interconectado 

Nacional 2007-2011. (2007) 

Government of Panama. Legislative Assembly. Official 

Gazette 23 220. Law Nº 6 (of February 3, 1997). (1997) 


Gazette 25 112. Law Nº 45 (of August 4, 2004). (2004) 

Indexmundi (www.xmundi.com) 

PANAMA | 

155 

Instituto de Comercio Exterior. Panamá: Estructura 

Económica. (2008) 

Inter American Development Bank [IADB] 

(www.iadb.org) 

International Monetary Fund (ww.imf.org) 

Lahmeyer/ETESA/PNUD. Determinación del 

Potencial de la Energía Eólica en Panamá. (1998) 

Ministerio de Comercio e Industria. Política Nacional 

de Hidrocarburos y Energías Alternativas. (2005) 

Ministerio de Economía y Finanzas – Comisión de 

Política Energética. Plan Energético Nacional 2005- 

2020. (2005) 


Política Energética (www.mef.gob.pa) 

National Dispatch Centre [CND] (www.cnd.com.pa) 

Observatorio de Multinacionales en Latinoamérica 

(www.omal.info) 

Sixth Framework Programme Priority 3. Developing Renewables. 

Country Energy Information. Panama. (2006) 

UNFCC (http://cdm.unfccc.int/Statistics/Registration/NumOfRegisteredProjByHostPartiesPieChart. 

html) 


2009-2010. Country Report Latin America. 

Panama. (2009) 

X-rates [exchange rate website] (http://www.x-rates. 

com/d/USD/EUR/hist2008.html)

PANAMA 


ANAM Autoridad Nacional Ambiental 


B Balboa (nationale Währung) 

ACP Autoridad del Canal de Panamá 

(Behörde des Panamakanals) 




CND Centro Nacional de Despacho 

(Nationales Verteilungszentrum) 

COPE Comisión de Política Energética 




EGE Empresa de Generación Eléctrica 

(Stromerzeugungsgesellschaft) 

ERSP Entidad Reguladora de Servicios Públicos 

(Regulierungsbehörde für 

öffentliche Dienstleistungen) 

ETESA Empresa de Transmisión Eléctrica 

139 

SA (Stromübertragungsgesellschaft] 


IADB Banco Interamericano de Desarrollo 

(Interamerikanische Entwicklungsbank) 


IRHE Instituto de Recursos Hidráulicos y 

Electrificación (Institut für Wasserwirtschaft 

und Elektrifizierung) 

kV Kilovolt 


MW Megawatt 

OEA Organización de Estados Americanos 

(Organisation Amerikanischer Staaten) 

PJ Peta Joule 

SIEPAC Sistema de Interconexión Eléctrica para 

América Central (zentralamerikanisches 

Stromnetz) 

SIN Sistema de Interconexión Nacional 

(nationales Stromnetz) 

SOLEDUSA Programa Solar, Educación y Salud 

(Solar-, Bildungs- und Gesundheitsprogramm) 




der Vereinten Nationen)

PANAMA 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON PANAMA 


Die Republik Panama liegt in Zentralamerika, grenzt an 

Costa Rica und Kolumbien und hat Küsten zur Karibik 

und zum nordpazifischen Ozean. Das Land wird vom 

Panamakanal durchschnitten. Das Klima im gesamten 

Land ist tropisch und zeichnet sich in den Küstengebieten 

durch ganzjährig hohe Temperaturen aus, die im Landesinneren 

und in den Bergen jedoch deutlich niedriger 

liegen. Es gibt eine hohe Niederschlagsrate mit deutlichen 

Unterschieden zwischen der pazifischen und der karibischen 

Küste. Panama befindet südlich der Hurrikanzone 

(10º nördliche Breite). 

Panama is a small country with a total population of 3.45 

million people, and a population growth rate of 1.4 %. 

TABELLE 1: 

WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN ZU PANAMA 

Fläche Einwohnerzahl 

(2009) 

BIP 

(2008) 

78 200 km² 3.45 Millions 17 063 Billion 

Euro 

Quelle: International Wind Energy 2009/2010; Dirección de Estadísticas y Censo 

140 

Panama ist ein kleines Land mit 3,45 Mio. Einwohnern 

und einem Bevölkerungswachstum von 1,4 % per anno. 

Etwa die Hälfte der Bevölkerung lebt in städtischen Gebieten. 

2008 belegte das Land Platz 67 auf dem Human 

Development Index. Die Lebenserwartung liegt bei etwa 

75 Jahren und der Alphabetisierungsgrad bei über 90 %. 

Panama ist eine Republik mit repräsentativer Demokratie, 

in der der Präsident der Republik (derzeit Ricardo Martinelli, 

gewählt im Mai 2009) und die Staatsminister die 

Exekutivgewalt innehaben. Die Wirtschaft des Landes basiert 

hauptsächlich auf dem Dienstleistungssektor, der 63 

% des BIP ausmacht. Handwerk, Industrie und Landwirtschaft 

machen weniger als ein Viertel des BIP aus. Panama 

BIP pro Kopf 

(2008) 

Import 

(2008) 

5 014 Euro 9 534 Million 

Euro 

Export 

(2008) 

7 880 Million 

Euro

hängt stark vom Panamakanal als Transport- und Logistikzentrum 

ab. Daten der Weltbank zufolge hat Panama 

das höchste Pro-Kopf-BIP in Zentralamerika und ist nach 

Guatemala und Costa Rica die drittgrößte Wirtschaft 

dieser Region. Dennoch waren 2007 noch immer 11,7 % 

der Bevölkerung von Armut betroffen. Die wichtigsten 

Exportpartner sind die USA, Schweden, die Beneluxstaaten 

1 und Costa Rica. Importe stammen hauptsächlich aus 

den USA, Ecuador, Venezuela und Japan. Panama ist Mitglied 

der Organisation Amerikanischer Staaten (Organisation 

of American States 2 – OEA), der Interamerikani- 

TABELLE 2: 

HISTORISCHE ENTWICKLUNG DES BIP IN PANAMA 2000-2008 

schen Entwicklungsbank (Inter American Development 

Bank – IADB) und der Zentralamerikansichen Bank für 

ökonomische Integration (Central American Bank for 

Economic Integration – CABEI). 



Panama ist der größte Energieverbraucher Zentralamerikas. 

Da es keine nachgewiesenen Öl-, Erdgas- oder Kohlevorkommen 

gibt, muss das Land einen Großteil seines 

1 Belgien, Niederlande und Luxemburg 

2 Diese Organisation umfasst alle Länder der südlichen Hemisphäre und unterstützt 

sie in allen Fragen der Demokratie und anderen Themen und Inhalten von 

allgemeinem Interesse. Mehr Informationen unter: 

http://www.oeapanama.org/01sobrelaoea.html 

PANAMA | 141 

Bedarfs an fossilen Brennstoffen importieren. In jüngerer 

Zeit stammten ca. 80–90 % von Panamas Endenergieverbrauch 

aus Energieimporten. 

Erdgas und Kohle werden im Land kaum verwendet. 

Brennholz und Zuckerrohrabfälle sind die wichtigsten 

Energieressourcen in ländlichen Wohngebieten, während 

auf Landesebene Erdölprodukte die wichtigste Energiequelle 

sind. In den letzten zehn Jahren nahm die Nutzung 

von Holz als Energielieferant gegenüber Strom, der aus 

importierten Erdölprodukten und aus Wasserkraft produziert 

wird, ab. 

Billions 2000 2002 2004 2006 2008 

BIP (in Mrd.; Landeswährung; Tageskurse) 10 733 11 604 17 637 21 513 33 958 

BIP (in Mrd.; € ; Tageskurse) 7 932 8 576 13 034 15 899 25 096 

Quelle: International Monetary Fund – Deutsche Bundesbank 

TABELLE 3: 

ENERGIEVERBRAUCH NACH SEKTOREN IN PANAMA, 2006 

Sektor Energie (PJ) Anteil ( %) 

Transport 60.13 42.1 

Industrie 28.56 20 


Gewerbe und andere Nutzer 16 11.2 

Landwirtschaft, Fischerei und 

Bergbau 

0.86 0.6 

Gesamt 142.83 

Quelle: Ministerio de Economía y Finanzas – 


2006 importierte das Land ca. 11,2 Mio. Barrel Öl (was 

ungefähr 85% des Warenwertes entspricht, der in diesem 

Jahr durch Exporte erzielt wurde). Der Import von 

ABBILDUNG 2: 


Gesamte Primärenergiebereitstellung 2007: 378.7 PJ 

12,9 

11 % 

20,3 

17 % 


Wasser 



83,4 

72 %

ABBILDUNG 3: 

NATIONALES STROMNETZ VON PANAMA 


Mineralölprodukten hat in den letzten Jahren insbesondere 

durch den gestiegenen Verbrauch im Transportsektor 

zugenommen, was auf die stark vergrößerte Anzahl 

von Fahrzeugen zurückzuführen ist. Mit über 300 000 

Neuzulassungen zwischen 1996 und 2006 hat sich die 

Anzahl verdoppelt, die Fahrzeuge waren für 51 % des 

Ölverbrauchs im Land während dieses Zeitraums verantwortlich. 

2006 lag der Endenergieverbrauch in Panama bei etwa 

142,83 PJ, die sich wie folgt auf die verschiedenen Energieressourcen 

verteilen: 18,6 % Holz, 1,9 % Strom, 5,3 % 

Flüssiggas, 6,1 % Koks und Kohle und 51,7 % Ölderivate. 

Tabelle 3 gibt einen Überblick des Energieverbrauchs im 

Land im Jahr 2006 nach Sektoren. Die Sektoren mit dem 

größten Energieverbrauch sind der Transportsektor und 

die Industrie (die ausschließlich fossile Brennstoffe verbrauchen) 

und Privathaushalte (in denen hauptsächlich 

Biomasse als Energiequelle genutzt wird). 

Das Stromnetz 

Ein einzelnes Stromnetz (das nationale Verbundsystem 

SIN) versorgt das gesamte Land. Es besteht aus drei 

230-kV-Hochspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge 

PANAMA | 142 

von 1 847,68 km und einer 115-kV-Mittelspannungsleitung 

mit einer Gesamtlänge von 306,1 km (Stand: 2008). 

Innerhalb dieses Systems sind die Stromerzeugungsunternehmen 

organisiert, die den Mercado Mayorista de Electricidad 

(Großhandelsmarkt für Strom) bedienen. Das 

Netz wird vom nationalen Verteilungszentrum CND 3 

betrieben. 

Die Stromverluste innerhalb des Systems betrugen 2008 

zwischen 1,3 % und 3,19 % der übertragenen Energie. Die 

größten Verluste werden gewöhnlich während der Monate 

mit der größten Produktion von Energie aus Wasserkraft 

und zumeist in den Wasserkraftwerken in Fortuna, 

La Estrella, Los Valles und Estí verzeichnet, die sich im 

Norden des Landes befinden und weit von den Hauptverbrauchszentren 

in und um Panama City entfernt sind. 

SIEPAC, das zentralamerikanische Stromnetz, ist ein 

geplantes Projekt, das den Bau von Übertragungsleitungen 

vorsieht, die 37 Millionen Kunden in Panama, Costa 

Rica, Honduras, Nicaragua, El Salvador und Guatemala 

verbinden sollen. Das Projekt sollte eigentlich 2006 fertig 

gestellt werden, jedoch wurde erst 2008 mit der Arbeit 

begonnen. Nun soll es bis 2010 abgeschlossen sein. Das 

3 Centro Nacional de Despacho (CND). Weitere Informationen unter: http:// 

www.cnd.com.pa/index.htm

SIEPAC-Projekt soll 1 803 km an neuen 230-kV-Übertragungsleitungen 

mit einer geplanten Leistung von 300 

MW zwischen Guatemala und Panama bereitstellen und 

vorhandene Anschlüsse aufrüsten. Darüber hinaus ist eine 

230-kV-Verbindung zwischen Guatemala und Honduras 

sowie zwischen Honduras und El Salvador in Planung. 

Das Projekt wurde von der Interamerikanischen Entwicklungsbank, 

der spanischen Regierung, der Central American 

Bank for Economic Integration und den Ländern 

Zentralamerikas finanziert. 

Befürworter von SIEPAC erwarten von einer Zusammenlegung 

der nationalen Übertragungsnetze eine Minderung 

der regelmäßig auftretenden Stromknappheit in 

der Region, die Reduzierung von Betriebskosten, die Optimierung 

der gemeinsamen Nutzung von Wasserkraft, 

die Schaffung eines wettbewerbsfähigen Energiemarktes 

innerhalb der Region und den Gewinn ausländischer Investoren 

für die Bereiche Energieerzeugung und -übertragung. 

Kritiker merken allerdings an, dass das Projekt den 

Strom für Verbraucher in Zentralamerika nicht günstiger 

machen wird, sondern vielmehr die Tarife erhöhen und 

darüber hinaus den Energieexport nach Mexiko erleichtern 

wird, was nicht zur Expansion des zentralamerikani- 

schen Marktes beiträgt. Andere Kritiker sind überzeugt, 

dass der Großteil der zusätzlichen Erzeugungskapazität 

aus Wasserkraft stammen wird und höhere Kosten für 

soziale Maßnahmen und Umweltmaßnahmen mit sich 

bringen wird. Zudem besteht die Sorge, dass große ausländische 

Unternehmen ihre ohnehin schon starke Position 

im zentralamerikanischen Energiesektor noch weiter 

ausbauen könnten. 

Darüber hinaus plant das Unternehmen Interconexión 

Eléctrica Colombia-Panamá (ICP) den Bau einer 614 km 

PANAMA | 

143 

langen Übertragungsleitung von Kolumbien nach Panama, 

die den Import von 600 MW Strom ermöglichen 

würde. Diese Verbindungsleitung stellt das Hauptbindeglied 

zur Koppelung der Stromnetze in Nord- und 

Südamerika dar. Dieses Projekt hat das Ziel, die soziale 

und ökonomische Entwicklung der Länder zu fördern, 

die durch die Verbindungsleitung zusammengeschlossen 

werden, die Stromkosten für Endverbraucher zu reduzieren 

und die Wettbewerbsfähigkeit unter den Energieversorgern 

zu verbessern, indem die Netzkapazität gesteigert 

wird. Die Umsetzung dieses Projektes wird die Unterschiede 

der Grenzkosten von Strompreisen zwischen den 

an dem Projekt beteiligten Ländern (z. B. Kolumbien, 

Guatemala, El Salvador und Panama) reduzieren. Zu 

den für das Projekt nötigen Aktivitäten werden derzeit 

Studien durchgeführt. Geeignete Maßnahmen und Strategien 

zum Ausbau des nationalen Stromübertragungsnetzes 

werden in den »Nationalen Plänen zum Ausbau 

des Nationalen Verbundsystems« entwickelt. Diese Pläne 

werden vom Ministerium für Wirtschaft und Finanzen 

über die Kommission für Energiepolitik 4 in regelmäßigen 

Abständen erarbeitet und veröffentlicht (normalerweise 

jährlich). Der aktuelle Plan umfasst den Zeitraum von 

TABELLE 4: 

INSTALLIERTE LEISTUNG NACH ANLAGENTYP 2001–2008 IN MW 

MW 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wärmekraft 558.8 558.5 626.64 566.64 593.14 554 629 672.5 

Wasserkraft 540 540 660 770 770 770 782 792 

Gesamt 1 098.8 1 098.8 1 286.6 1 336.6 1 363.1 1 324.0 1 411.0 1 637.93 

Quelle: Ministerio de Economía y Finanzas – Comisión de Política Energética 

2007 bis 2021 und beinhaltet ein Paket von Maßnahmen 

und Aktionen, das die Energieversorgung innerhalb des 

vorgegebenen Zeitrahmens sicherstellen soll. 


Ende 2008 lag die installierte Leistung bei 1 637,93 MW. 

869,95 MW (53,11 %) dieser Kapazität stammten aus 

Wärmekraftwerken, die hauptsächlich mit Bunkeröl, 

Diesel und Marinedieselöl betrieben werden, 767,98 

MW (46,89%) stammten aus Wasserkraft. 88,81 % die- 

4 Comisión de Política Energética, weitere Informationen unter: https://www. 

mef.gob.pa/cope/index.htm.

ser Leistung wird von kommerziellen Anlagen erzeugt, 

10,37 % von Eigenversorgungsanlagen, die an das SIN 

angeschlossen sind, und die restlichen 0,82 % von isolierten 

Systemen. 

Neue Arten von erneuerbarer Energie (wie Solarenergie 

oder Windkraft) tragen nur einen sehr geringen Teil zur 

Energieproduktion des Landes bei (unter 0,5%). Dies 

wird sich in den kommenden Jahren wahrscheinlich ändern, 

weil besonders Windkraft im Land gefördert wird 

(acht Projekte sind in Planung und sollen zwischen 2009 

und 2012 umgesetzt werden). 

Die installierte Leistung in Panama wird Schätzungen zufolge 

in den nächsten zehn Jahren um 500 MW anwachsen, 

unter anderem aufgrund der Inbetriebnahme neuer 

Wasserkraftwerke in den nächsten vier Jahren. Im August 

2009 ist die installierte Leistung auf 1 663,8 MW angewachsen. 

Im »Nationalen Energieplan«, der vom Ministerium für 

Wirtschaft und Finanzen entwickelt wurde, sind Prognosen 

zur Stromnachfrage im Jahr 2020 enthalten,. Die Bedarfsschätzungen 

variieren in diesen Prognosen zwischen 

1 784 und 1 953 MW bis 2020. 5 


2007 stieg die Menge an produziertem Strom um 7 % 

(im Vergleich zu 2006) auf insgesamt 6 156 GWh an. 

Die Stromerzeugung durch Wasserkraft (64 % der Gesamterzeugung) 

setzte mit einer Steigerung um 1,5 % 

ihren leichten Aufwärtstrend seit 2004 fort, während die 

Erzeugung aus Wärmekraft um 20 % zunahm, was einer 

Leistung von 2 194 GWh entspricht. Das starke Wachstum 

in der Energieerzeugung durch Wärmekraft könnte 

TABLLE 5: 

BRUTTOSTROMERZEUGUNG NACH KRAFTWERKSTYP 2003–2007 IN GWH 

5 Weitere Informationen zum prognostizierten Kapazitätsbedarf im Nationalen 

Energieplan: https://www.mef.gob.pa/cope/index.htm 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOREN 2007; 

PANAMA; GWH 

PANAMA | 

144 

2007 

Elektrizität 

(GWh) 

Anteil (%) 

Sektor 1,627 31,03 

Privathaushalte 2,474 47,18 

Gewerbe 311 5,93 

Industrie 817 15,58 

Öffentlicher Sektor 15 0,29 

Andere 5,244 100 

Gesamt 142.83 172 PJ 

Quelle: Dirección de Estadítisca y Censo 

an der verminderten Verfügbarkeit von Wasser in den 

Seen Panamas liegen, die sich 2007 bemerkbar machte. Im 

gleichen Jahr wird eine signifikante Abnahme der Stromimporte 

nach Panama verzeichnet (–87 % im Vergleich 

zum Vorjahr), und zwar von 34,39 GWh im Jahr 2006 auf 

4,40 GWh im Jahr 2007. Auf der anderen Seite nahm der 

Stromexport um 7 % leicht zu, d. h. Panama ist ein Land, 

das Strom hauptsächlich exportiert. 6 

Als nicht erneuerbare Ressourcen wurden Bunkeröl (23,3 

% der gesamten Stromproduktion/1 417,90 GWh), 

Diesel (18,1 % der gesamten Stromproduktion/1 100,4 

GWh) und Gas (0,1% der gesamten Stromproduktion/ 

7,20 GWh) im Jahr 2007 zur Stromerzeugung genutzt. 

Wie Tabelle 6 zeigt, sind die Sektoren mit dem größten 

Energieverbrauch Gewerbe, Privathaushalte und der öffentliche 

Sektor, während die Industrie nur einen relativ 

kleinen Anteil daran hat. 

Ressource (GWh) 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 2 890 3 897 3 875 3 903 3 962 

Thermisch 2 391 1 577 1 671 1 828 2 194 

Import 2.29 78.04 54.93 34.39 4.40 

Export 180.18 207.14 106.33 83.40 89.15 

Gesamt 5 463.47 5 759.18 5 707.26 5 848.79 6 249.55 

Quelle: Dirección de Estadística y Censo; Ministerio de Economía y Finanzas – Comisión de Política Energética 

6 Innerhalb des Zeitraums 1999-2007 hat Panama nur in einem Jahr mehr Strom 

importiert als exportiert (im Jahr 2000).

Nach dem »Ausbauplan für den nationalen Stromnetzplan 

2007–2021« wird sich der Energiebedarf auf 11 718 

bis 12 445 GWh erhöhen. 7 


Die Energieproduktion aus erneuerbaren Ressourcen 

konzentriert sich in Panama weitgehend auf Wasserkraft. 

Momentan splitten sich die Wasserkraftwerke wie folgt 

auf: 65 kleine Wasserkraftwerke (definiert als Kraftwerke 

mit einer Kapazität bis 20 MW) und 30 große Wasserkraftwerke 

(mit einer Kapazität über 20 MW). Zwar fand 

im Windsektor bisher keinerlei Entwicklung statt, jedoch 

steht der Ausbau dieses Sektors sowohl bei den aktuellen 

Plänen der Regierung als auch den Maßnahmen ausländischer 

Investoren im Fokus des Interesses. Im Bereich 

Photovoltaik kommen hauptsächlich Anwendungen zum 

Einsatz, die nicht an das Netz angeschlossen sind und 

überwiegend im Rahmen von nationalen Programmen 

entwickelt werden. 2001 gab es insgesamt 300 installierte 

PV-Anlagen. Nach wie vor speisen diese keinen Strom in 

das integrierte Stromversorgungssystem ein, sie dienen 

primär der Stromversorgung in ländlichen Gegenden. 

Bislang wird in Panama keine Energie aus Geothermie erzeugt. 

Einer der häufig angeführten Gründe hierfür sind 

die niedrigen Produktionskosten Costa Ricas, mit denen 

Panama nicht konkurrieren könnte. 

Die Internetseite »Energía Renovable Panama« 8 bietet 

Informationen zu den erneuerbaren Energieressourcen 

des Landes. Die Seite (die 2009 online ging) scheint 

aber momentan noch im Aufbau zu sein, da Informationen 

aus verschiedenen Bereichen der Homepage nicht 

abgerufen werden können und auch Links nicht richtig 

funktionieren. 

Strompreise 

Der Energiesektor funktioniert nach dem Modell eines 

Großhandelsmarktes, in dem Verteilergesellschaften 

Energie entweder über den Spot-Markt für Elektriziät 

oder über Energieversorgungsverträge erwerben können, 

die nach dem Wettbewerbsprinzip an Stromerzeugungsunternehmen 

vergeben werden. Die jeweiligen Konditionen 

und Preise sind in den Verträgen der verschiedenen 

7 ETESA. Plan de Expansión del Sistema Interconectado 

Nacional 2007-2021, 2007 

8 www.energiarenovablepanama.com 

PANAMA | 

145 

Marktakteure festgelegt. Innerhalb des regulierten Übertragungs- 

und Verteilersystems werden der Zugang und 

die Endverbrauchertarife durch die Regulierungsbehörde 

ERSP festgelegt. Die Tarife ermöglichen finanzielle Nachhaltigkeit, 

da sie Kostendeckung und Abgeltungsgebühren 

für investiertes Kapital zulassen, die durch Benchmarking 

mit einem rentablen Unternehmen aus dem gleichen 

Bereich und mit vergleichbarem Risiko bemessen werden. 

Die Tarife fördern darüber hinaus die Wirtschaftlichkeit, 

da sie sich an der Preisstruktur des Wettbewerbsmarkts 

orientieren und bei ihrer Festsetzung nicht nur die Kosten, 

sondern auch die erwarteten Zuwächse in der Produktivität 

einkalkuliert werden. 

Nach der Privatisierung des Strommarktes waren die 

durchschnittlichen Preise pro kWh, die von den verschiedenen 

Übertragungsunternehmen angeboten wurden, 

zunächst niedriger als die vorherigen Tarife, die das Institut 

für Wasserwirtschaft und Elektrifizierung (IHRE) 

festgesetzt hatte. Aufgrund des Anstiegs der Benzinpreise 

zwischen 1999 und 2007 sind die Preise für die Endverbraucher 

jedoch wieder von 35,12 €/MWh im Jahr 2004 

auf 87,05 €/MWh im Jahr 2009 gestiegen. Dies ist der 

Preis innerhalb des Spot-Markts, in dem die ERSP mit 

Energie handelt, die nicht durch bilaterale Verträge verkauft 

worden ist. 


Der Strommarkt wurde 1996/1997 mit der Einrichtung 

der Regulierungsbehörde für öffentliche Dienstleistungen 

(ERSP) im Rahmen des Gesetzes Nr. 6 vom 3. Februar 

1997 restrukturiert. Im Zuge dieses Umstrukturierungsprozesses 

wurden Wettbewerbs- und Monopolbestimmungen 

sowie Beschränkungen für Unternehmen festgelegt, 

die in den Bereichen Übertragung und Verteilung 

tätig sind. 1998 spaltete die Zentralregierung Erzeugung, 

Verteilung und Übertragung vom Instituto de Recursos 

Hidrológicos y Electrificación, ab, einem ehemals staatlichen 

Betrieb, der für die Kontrolle und die Koordination 

des Strommarktes in Panama zuständig war. Heute 

besteht der Großhandelsmarkt aus einem regulierten und 

einem nicht regulierten Markt. Auf dem nicht regulierten 

Markt können die Erzeuger Preise und die Mengen,

die an die verschiedenen Abnehmer (darunter Verteilergesellschaften, 

Großverbraucher, Vermarkter und ausländische 

Unternehmen) verkauft werden, frei verhandeln. 

Strom, der über vertragliche Vereinbarungen vertrieben 

wird, wird auf dem Spot-Markt verkauft. 2008 wurden 71 

% der auf dem Strommarkt Panamas verkauften Energie 

über bilaterale Verträge verkauft, während die restlichen 

29 % auf dem Spot-Markt verkauft wurden. 


1990 hatten nur 59,4 % der Bevölkerung in Panama Zugang 

zu Strom, bis 2006 stieg ihr Anteil auf 87,1 %. Die 

Regierung hat im Rahmen des Nationalen Energieplans 


ins Leben gerufen (PLANER), das den Anteil bis 2014 

auf 90 % erhöhen soll, indem Kraftwerke zum Einsatz 

kommen, die mit erneuerbaren Ressourcen betrieben 

werden und nicht ans Netz angeschlossen sind. Ziel des 

Programms ist es, über 70 000 Haushalte, die derzeit noch 

zu weit vom existierenden Stromnetz entfernt sind, mit 

Strom zu versorgen. Die Mittel, die zur Realisierung des 

Projektes benötigt werden, stellt die Interamerikanische 

Entwicklungsbank bereit. Eines der Programme der Regierung, 

das erneuerbare Energien fördern soll, ist das 

SOLEDUSA-Programm. Im Rahmen dieses Projekts, 

das von der Europäischen Kommission mit über 9 Mio. € 

finanziert wird, sollen in den Bereichen Ausbildung und 

Gesundheitswesen neue Technologien in abgelegenen 

Gebieten Panamas (mit Fokus auf den Provinzen Ngobe 

und Veraguas) einführen, die keinen Zugang zum Stromnetz 

haben. Das Projekt läuft seit 2006 und wird 2009 

beendet. Ziel ist es, 400 Schulen und 70 Gesundheitszentren 

durch netzunabhängige PV-Anlagen mit Energie zu 

versorgen. Ende 2008 wurden durch das Projekt bereits 

331 Schulen, 91 Gesundheitszentren und 30 Funkstationen 

mit Energie versorgt. 2007 wurde die Provinz Calobre 

in das Projekt mit eingeschlossen, das Projekt wurde 

bis 2013 verlängert. 


PANAMA | 146 

Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) 

Das Ministerium für Wirtschaft und Finanzen (MEF) 

wurde Ende 1998 eingerichtet und ging aus einer Fusion 

des früheren Ministeriums für Planung und Ökonomische 

Politik mit dem Finanzministerium hervor. Es wurde eingerichtet, 

um die Finanzplanung und Finanzierung nationaler 

Fonds zu verbessern. Das Ministerium ist zuständig 

für alle Fragen rund um wirtschaftspolitische Initiativen, 

Programme zur Koordinierung von öffentlichen Investitionen 

und sozialpolitischen Strategien, Ausarbeitung und 

Durchführung von Regierungsinitiativen im Bereich Planung, 

Ausarbeitung, Ausführung und Kontrolle des staatlichen 

Gesamthaushaltes sowie für die Entwicklung und 

Durchführung von Finanzprogrammen der Regierung. 

Das MEF besteht aus 19 verschiedenen Unterabteilungen, 

darunter die Nationale Kommission für Energiepolitik. 

Comisión de Política Energética (COPE / MEF) 

Als Unterabteilung des MEF ist die Nationale Kommission 

für Energiepolitik (COPE/MEF) für die Erarbeitung 

von Strategien und Richtlinien für den Energiesektor 

zuständig, welche die Versorgungssicherheit 

gewährleisten. Der Vorsitzende der Kommission ist der 

Minister für Planung und Wirtschaftspolitik, die beiden 

anderen Mitglieder der Kommission sind der Minister für 

Industrie und Handel und der Minister für Staatshaushalt 

und Finanzen. Die COPE/MEF hat einen geschäftsführenden 

Direktor, der für fünf Jahre eingesetzt wird, und 

setzt sich aus technischen Experten und administrativem 

Personal zusammen. In der Verantwortlichkeit der Kommission 

liegen die Analyse und Auswertung nationaler 

Energierichtlinien, die Organisation und das Management 

des SIN und die Entwicklung von Plänen und politischen 

Vorlagen rund um die Energienutzung sowohl 

im privaten als auch im öffentlichen Bereich. Im Bereich 

erneuerbare Energien veröffentlicht diese Einrichtung insbesondere 

Online-Informationen zu folgenden Themen: 

Regulierung erneuerbarer Energie in Panama, Statistiken 

zu erneuerbaren Energieressourcen in Panama und 

Leitfäden zu Solarenergie, Windkraft, Wasserkraft und

Biomasse. 9 Die Einrichtung unterstützt außerdem das 

SOLEDUSA-Programm, das die Nutzung von Photovoltaik 

im Land fördert. 

Ministerio de Comercio e Industrias – Dirección de 

Hidrocarburos y Energías Alternativas 


Energien wurde 2006 vom Ministerium für Industrie und 

Finanzen geschaffen und ist die wichtigste Behörde des 

Landes für alle Aktivitäten in den Bereichen fossile Brennstoffe 

und alternative Energien. Sie ist für die Beschleunigung 

und Aufhebung von Verträgen, Genehmigungen 

und Registrierungen zuständig und agiert als regulierende 

Instanz aller Tätigkeiten in beiden Marktsegmenten. Das 

Ministerium für Industrie und Handel hat den Nationalen 

Plan für fossile Brennstoffe und alternative Energien 

in Panama erarbeitet. 


Energien ist die wichtigste Behörde des Landes ist, die 

mit der Förderung und dem Einsatz erneuerbarer Energien 

betraut ist. Derzeit konzentriert sie ihre Aktivitäten 

jedoch mehr auf die Förderung und den Einsatz von Öl 

als Energiequelle, wie aus den Informationen, die sie veröffentlicht, 

ersichtlich ist. 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) 

Die Nationale Behörde für öffentliche Dienstleistungen 

wurde 1996 als ERSP (Regulierungsbehörde für öffentliche 

Dienstleistungen) gegründet und trägt ihren jetzigen 

Namen seit 2006. Ihre Aufgabe ist die Kontrolle aller staatlichen 

Aktivitäten in den Bereichen Wasser- und Abwasserwirtschaft, 

Telekommunikation und Stromversorgung. 

Die ASEP ist für die Schaffung von Regeln, Normen 

und Bestimmungen für Aktivitäten im Energiesektor zuständig. 

Zu den wichtigsten Aufgaben der ERSP, die im 

Stromgesetz festgelegt sind, gehören: die Ausstellung von 

Konzessionen, Lizenzen und anderen Genehmigungen für 

öffentliche Dienstleister (darunter neue Wasserkraft- und 

Geothermiekraftwerke) sowie staatliche Übertragungs- 

und Verteilergesellschaften; die Festsetzung von Effizienz- 

und Leistungsstandards für die unterschiedlichen öffentlichen 

Dienstleister; die Definition von Rechten und 

9 http://www.mef.gob.pa/Cope/ 

PANAMA | 

147 

Pflichten von Versorgern und Verbrauchern; die Schaffung 

von Prinzipien, Methoden und Formeln zur Festsetzung 

von Tarifen in den Bereichen des regulierten Marktes, die 

in ihren Kompetenzbereich fallen; die Schlichtung von 

Konflikten zwischen öffentlichen Dienstleistern aus ihrem 

Kompetenzbereich und anderen Regierungsstellen und 

Gemeinden bzw. Kunden; die Förderung von Wettbewerb 

und Effizienz in den Bereichen, die in ihre Verantwortung 

fallen und der Schutz vor monopolistischem oder diskriminierendem 

Verhalten. Diese Behörde spielt momentan 

eine zentrale Rolle in den Aktivitäten zur Koordinierung 

und Organisation des Strommarktes. 

Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica SA 

(ETESA) 

Die nationale Stromübertragungsgesellschaft ETESA ist 

ein staatlicher Betrieb, der 1998 nach Abschluss der Restrukturierung 

des Strommarktes eingerichtet wurde. Das 

Unternehmen bietet landesweit Dienstleistungen im Bereich 

Hochspannungs-Stromübertragung an. Es ist darüber 

hinaus für die Planung des Stromnetzausbaus und für 

den Betrieb des Nationalen Verbundsystems (SIN) über 

das Nationale Verteilungszentrum zuständig. Die Einrichtung 

ist im Rahmen eines Konzessionsvertrages bis 2025 

(mit Option auf Verlängerung) von der Regulierungsbehörde 

für öffentliche Dienstleistungen (ERSP) dazu ermächtigt, 

innerhalb des Landes Übertragungsdienstleistungen 

anzubieten. 

Centro Nacional de Despacho (CND) 

Wie bereits erwähnt, teilt sich der panamaische Strommarkt 

in zwei Systeme: Zum einen wird Strom im Rahmen 

von bilateralen Verträgen unter den Marktakteuren 

(Erzeuger und Verteiler) gehandelt, zum anderen wird 

Strom auf dem Spot-Markt verkauft. Das nationale Verteilungszentrum 

CND wurde von der ETESA eingerichtet, 

um die Verwaltung der Transaktionen und Abläufe auf 

dem Strommarkt zu übernehmen. Es ist dafür zuständig, 

die Bedingungen für einen freien Wettbewerb unter den 

Marktakteuren aufrechtzuerhalten. Darüber hinaus betreibt 

es den Spot-Markt, wo der Strom gehandelt wird, 

der nicht über bilaterale Verträge verkauft wird.

Energieversorger 

Ende 2008 gab es insgesamt zwölf Stromerzeugungsunternehmen, 

zwei Eigenversorgungsbetriebe, drei Verteilergesellschaften 

und vier Großkonsumenten innerhalb des 

SIN. Im Bereich Stromerzeugung haben vier Unternehmen 

die größten Marktanteile: Fortuna (18,32 %), AES 

Panama (29,42 %), Bahía Las Minas (17,09 %) und ACP 

(7,31 %). Im Bereich der Stromverteilung kontrollieren 

drei Unternehmen die Verteilung im Land: Elektra Noroeste 

– ELEKTRA (zuständig für die Provinzen Colón, 

Panama, Kuna Yala und Darién mit 44 % der Endverbraucher 

in 2008), Metro-Oeste – EDEMET (zuständig für 

die Provinzen Veraguas, Coclé, Herrera und Los Santos 

mit 43 % der Endverbraucher in 2008) und Chiriquí– 

EDECHI (zuständig für die Provinzen Bocas del Toro 

und Chiriquí mit 13 % der Endverbraucher 2008). Die gesamte 

Energie, die 2008 von diesen drei Unternehmen auf 

dem Markt verkauft wurde, teilt sich folgendermaßen auf: 

EDEMET, 50,17 %, ELEKTRA 41,71 % und EDECHI 

8,12 %. Als 1998 die Liberalisierung des Strommarktes 

in Panama begann, erwarb das spanische Unternehmen 

Unión Fenosa Anteile an zwei der Verteilergesellschaften: 

EDEMET und EDECHI. Das Unternehmen Constellation 

Energy mit Hauptsitz in den USA erwarb die dritte 

Verteilergesellschaft ELEKTRA Noreste. Das Übertragungssystem 

liegt allein in der Verantwortung der ETESA 

(siehe oben). 

Asociación de Productores Panameños de 

Energías Renovables 

Obwohl es Hinweise auf einen Panamaischen Verband 

der Erzeuger erneuerbarer Energie gibt, der seinen Sitz in 

Panama City hat, sind detaillierte Informationen zu dessen 

Arbeitsgebieten, Teilnehmern, Projekten etc. nicht 

verfügbar. 


Energiesektor 

Der grundlegende Rahmen für Panamas Energiestrategie 

wird vom Nationalen Energieplan (Plan Energético Naci- 

PANAMA | 

148 

onal 2005–2020) gesteckt, der von der Kommission für 

Energiepolitik herausgegeben wurde. Er enthält die Ziele 

der nationalen Energiepolitik und entsprechende Strategien, 

um diese Ziele umzusetzen. Der Plan ist in fünf 

Einzelstrategien unterteilt: 

Strategie zur flächendeckenden Stromversorgung: Sie 

analysiert den kurzfristigen Strombedarf im Land und 

entwirft Lösungsansätze, um die Sicherheit der Stromversorgung 

mithilfe verschiedener Maßnahmen zu gewährleisten, 

insbesondere durch die Steigerung der 

Stromerzeugung mit Hilfe von Wasserkraft (Bau neuer 

Kraftwerke, Steigerung der Kapazitäten bereits existierender 

Kraftwerke). Der Plan zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete gehört ebenfalls zu dieser Strategie. 

Strategie zur rationellen und effizienten Nutzung von 

Energie: Sie zielt auf die Förderung von Maßnahmen in 

den Bereichen Energiesparen und Energieeffizienz ab, um 

die bessere Nutzung der Energieressourcen innerhalb des 

Landes zu fördern. Das Dokument sieht die Schaffung 

eines Regelwerks vor (Gesetz zur Förderung des Energiesparens 

und der rationellen und effizienten Nutzung von 

Energie) und stellt ein Paket an Energieeffizienzmaßnahmen 

zusammen, die in den verschiedenen Sektoren zur 

Anwendung kommen sollen (z. B. Regierung, Industrie, 

Gewerbe, Privathaushalte). 

Strategie für erneuerbare Energien: Sie zielt auf die Förderung 

der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien im 

Land ab. Die in diesem Plan enthaltenen Hauptstrategien 

sind: Entwicklung des Gesetzes 45 zur Förderung erneuerbarer 

Energie in Panama, Lahmeyer-Studie zur Evaluation 

des nationalen Windpotenzials und das Solarprojekt 

SOLEDUSA. 

Strategie zum Zusammenschluss von Energiesystemen: 

Sie zielt auf die Förderung des Zusammenschlusses der 

Energiesysteme von Panama, Zentralamerika und Kolumbien 

ab. Diese Hauptinhalte dieser Strategie beziehen sich 

auf die SIEPAC-Projekte und das Vernetzungsprojekt 

Panama-Kolumbien. 

Strategie für fossile Brennstoffe und alternative Energien: 

Sie definiert erste Maßnahmen zur Diversifizierung 

der Primärenergiequellen im Land und zur Senkung der 

Energiepreise. Die in diesem Dokument präsentierten

Lösungsansätze beinhalten folgende Themen: Durchführung 

von Machbarkeitsstudien zur Einführung von 

Erdgas im Land, effiziente Nutzung von Biogas, das aus 

Deponierückständen gewonnen wird, und Nutzung von 

Biomasse in Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen. 

Gesetz Nr. 6 – das Gesetz zur öffentlichen Stromversorgung 

von 1997 – wurde von der Kommission für Energiepolitik 

(CNPE) verabschiedet, um eine neue Strategie 

festzulegen und Bestimmungen für den Energiesektor 

und Richtlinien für die projektierten Maßnahmen zu formulieren. 

Das Gesetz schafft die Basis für Preise, Tarife, 

Subventionen und Sanktionen und schafft Richtlinien 

zum Schutz der Umwelt und zur Förderung von Energieeffizienz 

und Energiesparmaßnahmen. Es definiert darüber 

hinaus die spezifischen Pflichten der Regulierungsbehörde 

für öffentliche Dienstleistungen. 

Bis auf Gesetz Nr. 45, das die Förderung von Wasserkraftwerken 

und erneuerbaren Energieressourcen zum Thema 

hat und im folgenden Kapitel genauer vorgestellt wird, 

wurde in jüngerer Zeit keine Bestimmung in Bezug auf 

Energieregulierung im Land verabschiedet. 

Mit dem Ziel, eine Strategie auszuarbeiten, die den in 

Gesetz Nr. 6 von 1997 definierten Richtlinien und den 

allgemeinen Zielen der Energiepolitik des Landes entspricht, 

führte die Kommission für Energiepolitik eine 

Beratung zum Thema »Entwicklung eines einheitlichen 

Strategie- und Verstärkungsplans für die COPE/MEF« 

durch, die mit Geldern des Projekts für technische Hilfe 

bei der Umstrukturierung von Energieversorgungsunternehmen 

der Weltbank finanziert wurde. Die folgende 

Liste fasst die Maßnahmen und Untersuchungen zusammen, 

die im Rahmen dieses Programms durchgeführt 

wurden: 

Analyse zur Stromversorgung der Zukunft inklusive einer 

Evaluation der verschiedenen Energieressourcen im Land 

(erneuerbare Energien, Erdgas, Kohle, Wasserkraft) sowie 

des regionalen Verbundnetzes 

• Analyse der aktuellen Energienutzung und Energieeffizienz 

als Basis für eine Strategie zur rationellen und effizienten 

Nutzung von Energie und einen Aktionsplan 

für den privaten und den öffentlichen Sektor 

PANAMA | 

149 

• Evaluation des Windenergiepotenzials in Panama – 

Lahmeyer/ETESA/PNUD (Phase 2 besteht aus einem 

Großprojekt) 

• Umsetzung des Plans zur institutionellen Unterstützung 

des Büros zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete, 

um die Stromabdeckung innerhalb von zehn Jahren 

von 81% auf 95% zu steigern 

• Studie »Beschleunigung der Stromabdeckung in ländlichen 

Gebieten Panamas« in technischer Zusammenarbeit 

mit der IADB Bank 

• Evaluation des landesweiten geothermischen Potentials 




Über das Ministerium für Gewerbe und Industrie hat die 

Regierung die nationalen Richtlinien in Bezug auf fossile 

Brennstoffe und alternative Energien veröffentlicht. 10 

Das Dokument enthält einen Abschnitt, der sich mit der 

Förderung alternativer Energien im Land befasst. Erneuerbare 

Energien, die als profitabel eingestuft werden, sind 

Wasserkraft, Windkraft, Solarenergie, Torf und Biodiesel 

(aus Zuckerrohr). Obwohl es Beschreibungen der verschiedenen 

Technologien und Empfehlungen zu jeder 

einzelnen der erneuerbaren Energiequellen gibt, werden 

keine spezifischen Ziele, Maßnahmen oder Strategien genannt, 

um die tatsächliche Umsetzung und Entwicklung 

der Stromproduktion aus erneuerbaren Energieressourcen 

zu fördern. 

Der »Strategische Plan für erneuerbare Energien im Nationalen 

Energieplan 2005–2020« enthält kurzfristige 

Maßnahmen zur Förderung von erneuerbaren Energien 

im Land. Der Plan hat ein Potenzial von 2 400 MW aus 

Wasserkraft und von über 160 MW 11 aus Windkraft und 

Biomasse identifiziert. Diese Maßnahmen schließen die 

Installation neuer Wasserkraftanlagen bis 2009, die Nutzung 

des Windkraftpotenzials im Land (ohne konkrete 

Nennung spezifischer Maßnahmen zur Umsetzung) und 

die Entwicklung des Potenzials für Solarenergie (SOLE- 

DUSA-Projekt) mit ein. Besonderes Augenmerk wird auf 

10 Política Nacional de Hidrocarburos y Energías Alternativas 

11 Das geplante Potenzial wird allein schon mit den Projekten, die kurzfristig 

(2008–2011) in Panama realisiert werden, erreicht bzw. übertroffen. Insgesamt 

erzeugen diese eine Leistung von 600 MW.

die Anwendung des Gesetzes Nr. 45 vom 4. August 2004 

gelegt, das eine Reihe von Anreizen zur Förderung von 

Wasserkraftwerken und anderer neuer, erneuerbarer und 

sauberer Energieressourcen schafft. 

Der nationale Energieplan enthält außerdem den »Strategischen 

Plan für fossile Brennstoffe und Biokraftstoffe«, 

der sich mit der Förderung der Nutzung von 

Biomasse zur Energieerzeugung im Land sowie mit der 

Produktion von Biokraftstoffen befasst. Um dieses Ziel 

zu erreichen, sieht der Plan die Nutzung von Hausmüll 

aus Mülldeponien zur Biogasproduktion (zur Stromerzeugung), 

die Nutzung von Biomasse für Anlagen mit 

Kraft-Wärme-Kopplung und die Nutzung von Torf zur 

Stromerzeugung vor. 

Rechtliche Rahmenbedinungen und 


Im Rahmen des Gesetzes Nr. 45 vom 4. August 2004 

bietet die Regierung verschiedene Vergünstigungen für 

Kraftwerke an, die Strom aus Wasserkraft oder anderen 

erneuerbaren Energieressourcen produzieren. Die Art der 

Vergünstigungen hängt von der Leistung 12 der jeweiligen 

Anlage ab. Die Vergünstigungen schließen Steuerbefreiungen, 

Befreiung von Übertragungs- und Verteilergebühren 

und weitere Steueranreize ein. 

Anlagen für erneuerbare Energien bis 500 kW, die zur 

Eigenversorgung errichtet werden und nicht an das Netz 

angeschlossen sind, sind von Einfuhrzöllen auf die technische 

Ausrüstung und auf Ersatzteile, die für den Bau und 

Betrieb des Kraftwerks nötig sind, befreit. 

Für mit erneuerbarer Energie betriebene Anlagen bis 10 

MW sind folgende Vergünstigungen vorgesehen: 

• Befreiung von Übertragungs- oder Verteilergebühren 

• Befreiung von Einfuhrzöllen auf technische Ausrüstung 

oder Ersatzteile, die zum Bau und Betrieb des 

Kraftwerkes nötig sind 

• Kraftwerkbetreiber können Steuervorteile geltend machen, 

die ihnen eine Einkommenssteuerbefreiung von 

bis zu 25 % auf direkte Projektkosten verschaffen, die 

in den ersten 10 Jahren des Anlagenbetriebs anfallen 

• Kraftwerkbetreiber können Subventionen zur Finan- 

12 Die Kategorien werden folgendermaßen definiert: Einrichtungen bis 500 

kW, Einrichtungen bis 10 MW, Einrichtungen zwischen 10 und 20 MW und 

Einrichtungen mit Kapazitäten über 20 MW. 

PANAMA | 

150 

zierung von bis zu 5% der direkten Projektkosten für 

alle Anlagen beantragen, die für die öffentliche Versorgung 

vorgesehen sind 

• Kraftwerkbetreiber dürfen bis zu 15 % der produzierten 

Energie an eine Verteilergesellschaft ihrer Wahl verkaufen, 

unabhängig davon, wo sich das Kraftwerk befindet, 

• Der erzeugte Strom darf auf dem Spot-Markt verkauft 

werden 

Anlagen für erneuerbare Energien mit einer Leistung 

zwischen 10 MW und 20 MW genießen die gleichen 

Vergünstigungen wie die für 10 MW-Kraftwerke mit folgenden 

Ausnahmen: 

• Befreiung von Übertragungsgebühren für die ersten 10 

MW in den ersten 10 Jahren, in denen das Kraftwerk 

in Betrieb ist 

• Keine Erlaubnis, direkte Verträge mit der Verteilergesellschaft 

abzuschließen 

• Der Steueranreiz von bis zu 25 % der direkten Projektkosten 

zur Reduktion der anfallenden CO2-Emissionen 

kann nur auf 50 % der Einkommenssteuer und 

nicht auf 100% angewandt werden. 

Anlagen für erneuerbare Energien mit einer Leistung über 

20 MW haben die gleichen Vorteile wie Anlagen mit einer 

Leistung bis 20 MW, müssen aber Übertragungsgebühren 

zahlen. 


Panama hat im März 1999 das Kyoto-Protokoll ratifiziert, 

die Nationale Umweltbehörde (ANAM) 13 ist die 

Einrichtung, die für alle CDM-Belange zuständig ist. Sie 

agiert als nationale Aufsichtsbehörde (DNA) und ist für 

die Bewertung und Bewilligung von Projekten zuständig, 

die im Rahmen der CDM-Bestimmungen zugelassen werden 

sollen. Darüber hinaus bietet die ANAM technische 

Unterstützung und Beratung für private und öffentliche 

Einrichtungen bei der Umsetzung von CDM-Projekten. 

Neben ihrer Rolle als nationale Aufsichtsbehörde ist die 

ANAM für die Ausarbeitung, Kontrolle und Durchsetzung 

der nationalen Klimapolitik und der Nationalen 

Strategie zum Klimawandel verantwortlich, die die Förderung 

und Umsetzung von umweltverträglichen Tech- 

13 Autoridad Nacional Ambiental, weitere Informationen 

unter: www.anam.gob.pa

nologien einschließlich der Nutzung erneuerbarer Energieressourcen 

im Land zum Ziel hat. 

2008 waren 125 CDM-Projekte in Planung, darunter 

17 Windenergieprojekte. 2009 wurden insgesamt 

17 Projekte bei der UNFCCC im Rahmen des CDM- 

Programms eingereicht, wovon sechs bereits zugelassen 

wurden und elf noch im Zulassungsverfahren sind. Unter 

den zugelassenen Projekten ist der Windpark von Santa 

Fe Energy mit einer geplanten installierten Kapazität von 

81 MW (siehe Tabelle 7). 

Momentan ist das CDM-Programm eine erfolgreiche 

Maßnahme, um die Umsetzung von Projekten mit erneuerbaren 

Energien im Land zu fördern, da so Investitionen 

in diese Ressourcen attraktiver werden. Es spielt in Panama 

eine wichtige Rolle bei der Förderung von Projekten 

für Strom aus Wasserkraft. 


Inter American Development Bank (IADB) 

Die Interamerikanische Entwicklungsbank IADB ist eine 

internationale Organisation mit Hauptsitz in Washington 

DC (USA), die 1959 gegründet wurde. Ihr Ziel ist es, 

die wirtschaftliche und soziale Entwicklung Lateinamerikas 

und der Karibik sowie die regionale Integration zu 

TABELLE 7: 

REGISTRIERTE CDM-PROJEKTE IN PANAMA 

Project Ort 

PANAMA | 151 

fördern, indem Gelder primär an Regierungen und Regierungsbehörden 

sowie staatliche Unternehmen verliehen 

werden. Panama ist eines der Gründungsmitglieder dieser 

Institution und außerdem einer der Darlehensnehmer. 

Die IADB beteiligt sich durch die Unterstützung mehrerer 

Programme (darunter der panamaische Aktionsplan 

zum Klimawandel, Programme für Bioenergie, Energieeffizienz 

und erneuerbare Energien und Programme zur 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete) an der Förderung erneuerbarer 

Energien, der Förderung von Energieeffizienz 

und Energiesparprogrammen im Land. Die IADB hat ca. 

97,72 Mio. € in Energieprojekte in Panama investiert. 14 

Momentan wird das SIEPAC-Projekt (siehe Kapitel zum 

Stromnetz) mithilfe des IADB-Fonds realisiert. 

Central American Bank for Economic Integration 

Die Zentralamerikanische Bank für wirtschaftliche Integration 

ist eine internationale Organisation, deren Hauptsitz 

sich in Tegucigalpa (Guatemala) befindet und die 1960 von 

den Republiken Guatemala, Honduras, El Salvador, Nicaragua 

und Costa Rica gegründet wurde. Sie hat das Ziel, 

die wirtschaftliche und soziale Entwicklung der Region 

Zentralamerika zu fördern. Die Bank finanziert das Projekt 

»Accelerating Investments in Renewable Energies in 

Central America – ARECA« 15 . Ziel des Projektes ist es, 

Umfang 

(MW) 

Jährliche 

Einsparungen 

(ktCO ² eq) IZF 

"Los Algarrobos" Kleinwasserkraftwerk Chiriquí 9.73 37.213 13_14 % 

(< 11 % ohne 

CERs) 


des Wasserkraftwerks Dolega (auf 3,12 MW) 


des Wasserkraftwerks Macho de Monte (von 

0,7 MW auf 2,4 MW) 

Jahr der 

Anmeldung 

2005 



Wasserkraftwerk Concepción Chiriquí 10 36.126 13_14 % 

(< 11 % ohne 

CERs) 

Wasserkraftwerk Paso Ancho Chiriquí 5 22.233 - 2007 

Santa Fe Energy Windpark Veraguas 81 172.877 - 2009 

Quelle: UNFCCC 

2006 

14 Weitere Informationen unter: http://www.iadb.org/countries/home.cfm?id_ 

country=PN&Language=English 

15 »Acelerando las Inversiones en Energía Renovable en Centroamérica«, weitere 

Informationen unter: http://www.bcie.org/spanish/banca-inversion-desarrollo/desarrollo-competitividad/areca.php

Anreize für Investitionen in Projekte mit erneuerbaren 

Energien zu schaffen, insbesondere für Anlagen mit einer 

Leistung von unter 10 MW, die Bevölkerungsgruppen in 

Regionen, die nicht ans Netz angeschlossen sind, durch 

emissionsarme Technologien mit Energie versorgen. 



2006 erarbeitete die ETESA in Zusammenarbeit mit dem 

UNDP und dem Unternehmen Lahmeyer International 

einen Windatlas von Panama. Für die Studie wurden an 

sechs Orten im Land Messungen durchgeführt, um das 

Windpotenzial zu ermitteln. 

Der Lahmeyer-Studie zufolge bewegen sich die Windgeschwindigkeiten 

im Land zwischen 1 m/s und 6 m/s 

bei einer Höhe von 40 m. Drei Gebiete in der zentralen 

Gebirgskette von Panama bieten mit durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeiten von über 10 m/s die besten Bedingungen 

für Windparks. Es handelt sich dabei um die 

Standorte Cerro Tute (Provinz Veraguas), La Miel (Provinz 

Los Santos) und Boquete (Provinz Chiriquí). 

Der Windatlas von Panama kann von der Internetseite 

von COPE downgeloadet werden: www.mef.gob.pa/ 

cope/index.htm (auf »Energía Eólica« auf der linken 

Seite klicken). 

Außerdem gibt es die frei zugängliche Informationsquelle 

»3tier«, die Winddaten auf hohem Niveau anbietet. Die 

Internetseite von 3tier ist www.3tiergroup.com/wind/ 

overview. 


Es gibt in Panama momentan keine eigene Gesetzgebung 

für Windenergie. Die Regulierung des Netzzuganges 

und der Stromverteilung von Windkraftwerken wird 

durch das allgemeine Stromgesetz Nr. 6 vom 3. September 

1997 geregelt. 

Als unterstützende Maßnahmen gelten die Bestimmungen 

von Gesetz Nr. 45 vom 3. September 2004, wie im 

vorhergehenden Kapitel über Regelungen zur Förderung 

Erneuerbarer Energien dargestellt. 

PANAMA | 

152 



Nach dem letzten Bericht (»Wind Energy International 

2009–2010«) von World Wind Energy International lag 

die installierte Leistung an Windkraft in Panama Ende 

2008 bei 0 MW. Diese Situation wird sich jedoch vermutlich 

bald ändern, da die Landesregierung bereits 24 

Lizenzen für Windprojekte erteilt hat. 

Derzeit sind Windparks von folgenden Unternehmen in 

Planung: 

• Das Unternehmen Aerogeneradores de Cerro Azul 

plant zusammen mit dem deutschen Unternehmen 

WIND7AG den Bau eines 200 MW Windparks im 

Küstengebiet der Provinz Colón, für den eventuell 

der Hafendamm der ACP (Dienststelle des Panamakanals) 

im Norden des Landes als Aufstellungsort für 

die Windräder genutzt wird. Für das Projekt werden 

momentan die zu erwartenden Auswirkungen auf die 

Umwelt ermittelt. 

• Das Unternehmen WIND7 – Central America (ein 

Tochterunternehmen der WIND7AG) plant den Bau 

eines 120 MW Windparks im Norden der Provinz Bocas 

del Toro. Darüber hinaus gibt es Pläne zur Entwicklung 

eines 80 MW Windparks in der Provinz Veraguas, 

der gemeinsam mit dem Unternehmen Santa Fe Energy 

realisiert werden soll. Derzeit werden Machbarkeitsstudien 


• Energy Environmental Engineering (3E) hat unter Beteiligung 

des deutschen Unternehmens Plan8 GmbH 

mit Tests für einen 180-MW-Windpark auf der Halbinsel 

Azuero und «La Colorada« in der Provinz Coclé 

begonnen. 

• Das Unternehmen Enrilnews führt derzeit Windmessungen 

in Toabre für ein weiteres Windkraftprojekt im Norden 

der Provinz Coclé durch. Dieser Windpark würde 

die landesweite Leistung um 225 MW erweitern und 540 

TWh generieren (was 9% des Verbrauchs von Panama 

entspricht). Das Projekt wird in zwei Phasen entwickelt: 

In der ersten Phase werden 150 MW installiert und der 

Betrieb wird 2010 aufgenommen, in Phase zwei wird die 

Anlage ab 2011 um die restlichen 75 MW erweitert.


Die geringe Größe des Strommarktes in Panama könnte 

Investitionen in erneuerbare Energien begrenzen, da sie 

für die Installation großer Windparks im Land nicht 

ausreicht (der durchschnittliche Umfang derzeitiger Projekte 

liegt bei ca. 100 MW). Diese Situation könnte sich 

ändern, sobald die SIEPAC und die Verbindung Kolumbien-Panama 

fertig gestellt sind, da die Erweiterung der 

Netzkapazität und der Exportmöglichkeiten die Installation 

großer Windparks von bis zu 600 MW erlauben 

würde. Eine Aufrüstung des Netzes ist notwendig, weil 

in Panama Gebiete mit viel versprechendem Potenzial 

für Windkraft sehr weit von den Bedarfszentren entfernt 

sind und lange und teure Übertragungsleitungen benötigt 

werden, um die Energieversorgung dort sicherzustellen, 

wo sie gebraucht wird. Außerdem muss der regulierte 

Markt angepasst werden, um günstige Bedingungen für 

die Umsetzung von Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieressourcen zu schaffen. 

Die Situation in Hinblick auf die Nutzung erneuerbarer 

Energien, insbesondere von Windenergie, wird sich aufgrund 

von zwei Tatsachen sehr wahrscheinlich ab 2009 

ändern. Zum einen hat Panama die Wind Expo 2009 

(vom 2. bis zum 4. September) ausgerichtet, die von der 

Latin American Wind Energy Association gefördert wird. 

Mit dieser Veranstaltung wird die erste Wind Expo, die 

2008 in Guadalajara (Mexiko) stattfand, fortgesetzt. Ihr 

Ziel ist es, »erfolgreiche Strategien zur Integration von 

Windkraft in das lateinamerikanische Energieraster« abzustecken. 

Darüber hinaus wird 2009 mit dem Bau erster 

Windparks in Panama begonnen, z. B. des 200-MW- 

Windparks, der von Aerogeneradores Cerro Azul und 

WIND7AG entwickelt wird. Die erfolgreiche Fertigstellung 

aller geplanten Windprojekte im Land würde 

zusammengerechnet 600 MW installierte Leistung aus 

Windkraft ergeben, hierfür ist das geplante SIEPAC und 

die Zusammenschaltung mit Kolumbien notwendig. 

Die wichtigsten Investitionen in erneuerbare Energien im 

Land stammen nach wie vor von ausländischen Investoren 

(internationale private Unternehmen oder multilaterale 

PANAMA | 153 

Banken). Besonders Projekte mit Windkraft werden von 

ausländischen Unternehmen wie WIND7AG (Deutschland) 

oder Enrilnews (Spanien) finanziert und durchgeführt. 

Anreize durch das Gesetz Nr. 45 schließen die 

Befreiung von Einfuhrzöllen auf technische Ausrüstung 

ein und fördern damit den Einsatz internationaler Technologie. 

Momentan gibt es jedoch keine Programme in 

Richtung Forschung und Entwicklung, die auf die Entwicklung 

einheimischer Technologie abzielen. Die einzige 

Foschungseinrichtung, die sich mit dem Thema erneuerbare 

Energien befasst, ist die Technische Universität Panama, 

die einen Masterstudiengang Maschinenbau mit 

den Schwerpunkten erneuerbare Energien und Umwelt 

anbietet. 

Die effiziente Umsetzung der Vergünstigungen, die das 

Gesetz Nr. 45 von 2004 bietet, und die erfolgreiche Realisierung 

aller vorgesehenen Windparks könnten gute 

Bedingungen für die Nutzung von Windkraft im Land 

schaffen. Die Marktbedingungen können durch höhere 

Subventionen und Vergünstigungen weiter verbessert 

werden und diese könnten sogar die Etablierung einer nationalen 

Windkraftindustrie einleiten. 


Ministerio de Economía y Finanzas 

(Ministerium für Wirtschaft und Finanzen) 

Vice-Mimisterio de Economía 

Vía España, Edificio Ogawa 

Panamá República de Panamá 

Tel.: + 507 507-7000/+507 507-6600 

Vice-Ministerio de Finanzas 

Ave. Perú, Anitguo Edificio de Hacienda y Tesoro 

Tel.: + 507 507-7600 

E-mail: prensa@mef.gob.pa 



Vía España, Edificio Otawa, 3ª Piso 

Tel.: + 507 507-7042/43


E-mail: cope@mef.gob.pa 

Internet: www.mef.gob.pa/cope/index.htm 

Ministerio de Economía y Finanzas – 

Dirección de Hidrocarburos y 

Energías Alternas Plaza Edison 

Sector El Paical, Pisos 2 y 3 



Tel.: +507 560-0700 

Internet: http://www.mici.gob.pa/hidrocar.php 

Empresa de Transmisión Eléctrica SA 

(Stromübertragungsgesellschaft) 

Plaza Sun Tower, Ave. Ricardo J. Alfaro, tercer piso 

Tel.: + 507 501-3800 

Fax: + 507 501-3506 

E-mail: gerinfo@etesa.com.pa 

Internet: www.etesa.com.pa 

Autoridad Nacional del Ambiente 


Edificio 804 Albrook, Apartado C-0843-00793 

Balboa, Ancón (Panamá) 

Tel.: + 507 500-0814/0815 

Internet: www.anam.gob.pa 

Centro Nacional de Despacho 

(Nationales Ausführungszentrum) 

Apartado Postal: 0816 -01552 

Zona 5. Panamá R.P. 

E-mail: cndweb@etesa.com.pa 

Internet: www.cnd.com.pa 

Elektra Noreste 

Sede Corporativa. Costa del Este 

Business Park 

Torres Oeste, Piso 3 º 

Tel.: + 507 340-4600 

Internet: www.elektra.com.pa 

Union Fenosa Edemet-Edechi 

Av. Diógenes De La Rosa 

Albrook Ed. 812. 

Panamá. Ciudad de Panamá 

Tel.: +507 315-7600/315 

Internet: www.ufpanama.com 

Dirección de Estadística y Censo 

(Behörde für Statistik und Volkszählung) 

Avenida Balboa y Avenida Federico Boyd 

Panamá, República de panamá 

Tel.: + 507 510-4800 

Fax: + 507 510-4801 

E-mail: cie_de@cotraloria.gob.pa 

Internet: www.contraloria.gob.pa 

PANAMA | 

154 

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos 

(Aufsichtsbehörde für öffentliche Dienstleistungen) 

Vía España. Edificio Office Park 


Zona 5. Ciudad de Panamá. Panamá. 

Tel.: +507 508-4500 

Fax: + 507 508-4600 

E-mail: webmaster@asep.gob.pa 

Internet: http://www.asep.gob.pa/default.asp 


Asociación Empresarial Eólica (www.aeeolica.es) 

Asociación Nacional de Generadores (ww.anguate.org) 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. Cobertura 

y demanda de energía eléctrica en la República de Panamá. 

Perspectivas y mecanismos para segurar el abasto 

suficiente a los usuarios. (2008) 

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. El Mercado 

Eléctrico Panameño. Descripción General. (2007)

Autoridad Nacional de Medio Ambiente 

(www.anam.gob.pa) 

Autoridad Nacional de Medio Ambiente. 

Compendio Estadístico Ambiental 2008/09. (2009) 

Business Panama (www.businesspanama.com) 

Centre American Bank of Economic Integration 

[CABEI] (www.bcie.org) 

Centro Nacional de Despacho (www.cnd.com.pa) 




CIA World Fact Boook. Panama country profile. (2009) 

Comisión de Política Energética (www.mef.gob.pa/ 

cope/index.htm) 

Comisión Económica para América Latina y El Caribe 

(www.eclac.org) 

Deutsche Bundesbank (http://www.bundesbank.de/) 

Dirección de Estadística y Censo. Panamá en cifras 

2003-2007. (2008) 

Empresa de Transmisión Eléctrica SA [ETESA] 

(www.etesa.com.pa) 

ETESA. Plan de Expansión del Sistema Interconectado 

Nacional 2007-2011. (2007) 


Gazette 23 220. Law Nº 6 (of February 3, 1997). (1997) 


Gazette 25 112. Law Nº 45 (of August 4, 2004). (2004) 

Indexmundi (www.xmundi.com) 

PANAMA | 

155 

Instituto de Comercio Exterior. Panamá: Estructura 

Económica. (2008) 

Inter American Development Bank [IADB] 

(www.iadb.org) 

International Monetary Fund (ww.imf.org) 

Lahmeyer/ETESA/PNUD. Determinación del 

Potencial de la Energía Eólica en Panamá. (1998) 

Ministerio de Comercio e Industria. Política Nacional 

de Hidrocarburos y Energías Alternativas. (2005) 


Política Energética. Plan Energético Nacional 2005- 

2020. (2005) 


Política Energética (www.mef.gob.pa) 

National Dispatch Centre [CND] (www.cnd.com.pa) 

Observatorio de Multinacionales en Latinoamérica 

(www.omal.info) 

Sixth Framework Programme Priority 3. Developing Renewables. 

Country Energy Information. Panama. (2006) 

UNFCC (http://cdm.unfccc.int/Statistics/Registration/NumOfRegisteredProjByHostPartiesPieChart. 

html) 


2009-2010. Country Report Latin America. 

Panama. (2009) 

X-rates [exchange rate website] (http://www.x-rates. 

com/d/USD/EUR/hist2008.html)

PERU 


APEC Asia-Pacific Economic Cooperation 

(Asiatisch-Pazifische Wirtschaftsgemeinschaft) 



CDM-ICI Clean Development Mechanism 

Investment Climate Index 

CGIAR Consultative Group on International 

Agricultural Research 

COES Comité de Operación Económica del 

Sistema Interconectado Nacional 

(Kommitte für den wirtschaftlichen 

Betrieb des nationalen Stromnetzes) 

DGE Dirección General de Electricidad 

(Generaldirektion für Elektrizität) 

Ctvo Centavo 

DGER Dirección General de Electrificación 

Rural (Generaldirektion für die 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete) 

DGIS Directorate General for International 

Cooperation (Niederländische 

Generaldirektion für Internationale 

Zusammenarbeit) 

EDELNOR Empresa De Distribucion Electrica 

De Lima Norte (Stromvertriebsgesellschaft 

für Nordlima) 


FONAM El Fondo Nacional del Ambiente 

(Nationaler Umweltfond) 

FONER Fondo Nacional de Electrificación 

Rural (Nationaler Fond zur Elektrikfizierung 

ländlicher Gebiete) 

156 

GEF Global Environment Facility 

(Globale Umweltbehörde) 

GART Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria 



GW Gigawatt 

Hz Hertz 

IBRD International Bank for Reconstruction 

and Development 

kV Kilovolt 

kW Kilowatt 


LEC Ley de Concesiones Eléctricas 

LNG Liquefied Natural Gas (LNG-Flüssiggas) 

MEM Ministerium für Energie und Bergbau 

MERCOSUR Southern Common Market 

(Gemeinsamer Markt Südamerikas) 

MINAM Ministerio del Ambiente 

(Peruanisches Umweltministerium) 

MW Megawatt 

OSINERGMIN Organismo Supervisor de la Inversión 

en Energía y Minería 

PEN Peruanischer Nuevo Sol 

PJ Petajoule 

SEIN Sistema Eléctrico Interconectado 

Nacional 

TPA Trade Promotion Agreement 

(Abkommen zur Wirtschaftsförderung) 


UN United Nations 


Programme 


WTO World Trade Organization 

(Welthandelsorganisation)

PERU 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON PERU 


Peru, das drittgrößte Land in Südamerika, liegt an der 

Pazifikküste südlich des Äquators und grenzt im Norden 

an Ecuador und Kolumbien, im Osten an Brasilien und 

Bolivien und im Süden an Chile. Geographisch wird das 

Land in drei verschiedene Gebiete gegliedert: die ariden 

Ebenen an der Pazifikküste im Westen, das Andengebirge 

im Osten und die tropischen Regenwälder des Amazonasbeckens 

im Nordosten. Entsprechend unterschiedlich 

ist das Klima, das unter dem Einfluss der Anden und des 

Humboldtstroms steht, der von Süden nach Norden entlang 

der 2 400 km langen Küste verläuft. Die Küste weist 

mäßige Temperaturen, geringe Niederschläge und hohe 

Luftfeuchtigkeit auf; im Gebirge nehmen Temperatur 

und Feuchtigkeit mit der Höhe ab. Die Sommermonate 

sind durch häufige Regenfälle gekennzeichnet. 

Diese natürlichen Gegebenheiten sind für die Nutzung 

erneuerbarer Energien (EE) – wie etwa Wind entlang 

157 

der Küste, Wasserkraft in den Anden und Solaranlagen 

an Orten mit hoher Sonneneinstrahlung – gut geeignet. 

Daher hat Peru ein großes und vielseitiges Potenzial für 

den Einsatz von EE zur Deckung seines Energiebedarfs. 

Peru ist eine demokratische Republik, in der der Präsident 

die Funktion des Staats- und Regierungschefs übernimmt. 

Das Land ist in 25 Verwaltungsbezirke aufgeteilt. Die peruanische 

Bevölkerung mit rund 28 Millionen Menschen 

ist multi-ethnisch geprägt. Fast die Hälfte der Menschen 

sind indigene Einwohner, eine weitere große ethnische 

Gruppe bilden die Mestizen (mit sowohl indigenen als 

auch europäischen Wurzeln). Die Amtssprachen sind 

Spanisch und Quechua, obwohl viele Peruaner auch andere 

indigene Sprachen beherrschen. 

In Tabelle 1 sind wichtige wirtschaftliche, geographische 

und demographische länderspezifische Daten dargestellt. 

Zu den wichtigsten wirtschaftlichen Aktivitäten in Peru 

gehören u. a. Landwirtschaft, Fischerei, Bergbau und die 

Herstellung von Textilien. In den vergangenen Jahren ist 

das BIP und somit die Wirtschaftskraft stetig gestiegen. 

Im Jahr 2008 wurde ein BIP von fast 87 Mrd. € erwirt- 

TABELLE 1: 

LANDESSTATISTIK PERU 2008 

Area Population GDP GDP / capita Export Import Currency 

1 285 216km² 28.6 Mio. 86 754 Mio. € 3 033€ / capita 20 919 Mio. € 21 027 Mio. € 1 PEN = 0.23 € 

IMF 2009 und ACN 2009, nach den Wechselkursen der Europäischen Zentralbank 

schaftet, was einem Anstieg von 10% gegenüber dem Vorjahr 

entspricht. Tabelle 2 zeigt die Entwicklung des BIP 

und die jeweiligen Wachstumsraten seit 2000. Trotz einer 

positiven Wirtschaftsentwicklung bleibt die Armutsrate 1 

weiterhin hoch. Allerdings hat die Armut in den letzten 

Jahren kontinuierlich abgenommen: von knapp 50% im 

Jahr 2004 auf 36% im Jahr 2008. 

Obwohl sich das Wachstum im Jahr 2009 aufgrund der 

Finanzkrise verlangsamt hat, liegt es immer noch bei etwa 

3,4%. Auch die Finanzindikatoren in Peru entwickeln sich 

gut, Investitionssicherheit ist garantiert. Laut Weltbank 

1 Anteil der Menschen, die weniger als 600 € jährlich zur Verfügung haben

TABLLE 2: 

BIP PERU 2000 - 2008 

BIP 

(aktuelle 

Preise) 

BIP 

(aktuelle 

Preise) 

BIP Wachstum 

(konstante 

Preise) 

Quelle: IMF 2009 

zeigt das Land insgesamt starke makroökonomische Indikatoren 

und relativ solide wirtschafts- und sozialpolitische 

Strukturen. Daher scheint Peru stabil genug zu 

sein, um den Auswirkungen der Wirtschaftskrise standzuhalten 

und sich schnell wieder davon zu erholen 2 . 

Bis 2007 hatte Peru eine positive Handelsbilanz zu 

verzeichnen, aber 2008 übertrafen die Importe die Exporte 

zum ersten Mal. Die wichtigsten Handelspartner 

von Peru sind die Vereinigten Staaten von Amerika 

und China. Das neue Abkommen zur Förderung des 

Handels (TPA) mit den Vereinigten Staaten ist am 1. 

Februar 2009 in Kraft getreten. Außerdem hat Peru 

kürzlich ein Handelsabkommen mit China geschlossen. 

Diese Abkommen dürften für weitere Stabilität des 

Handels mit diesen Ländern sorgen. Darüber hinaus 

werden derzeit Verhandlungen für ein Handelsabkommen 

mit der Europäischen Union geführt. Außerdem 

ist Peru Mitglied des MERCOSUR (Gemeinsamer 

Markt Südamerikas), der Asia-Pacific Economic Cooperation 

(APEC) und der Welthandelsorganisation 

(WTO). Zudem ist das Land Mitglied der Andengemeinschaft, 

einer Allianz der vier Andenländer zur 

nachhaltigen und gleichberechtigten Förderung der 

Entwicklung aller Menschen in der Region. Dies zeigt, 

dass Peru wirtschaftlich gut integriert ist. Obwohl Peru 

noch immer zu den Entwicklungsländern gehört und 

im Vergleich zu einem boomenden Land wie Brasilien 

ziemlich klein wirkt, zeigt es eine ähnliche Entwicklung 

mit guten Wachstumsraten. 

2 World Bank 2009 

Mrd. Peruanische 

Soles 

(PEN) 

Mrd. 

Euro 


PERU | 158 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

186.1 189.2 199.7 213.4 237.9 261.7 302.3 335.7 373.0 

57.7 60.2 60.1 54.2 56.0 63.8 73.5 78.4 86.8 

2.9 % 0.2 % 5.0 % 4.0 % 5.0 % 6.8 % 7.7 % 8.9 % 9.8 % 


Energiequellen sind in Peru reichlich und vielfältig vorhanden. 

Sie reichen von Wasserkraft bis hin zu Öl und 

Erdgas. Darüber hinaus sind Holz und andere Biomasseprodukte 

im ländlichen Raum wichtige Energiequellen 

zum Heizen und Kochen. Die Erzeugung von Primärenergie 

belief sich im Jahr 2007 auf rund 543 Petajoule. 

Die folgende Abbildung stellt die Verteilung der primären 

Energieträger dar. 

ABBILDUNG 2: 

PRIMÄRENERGIEBEREITSTELLUNG 2007: 542,8 PJ 

97,5 PJ 

18 % 

3,3 PJ 

1 % 

175,2 PJ 

32 % 

Wasser 

Kohle 

Solar 

Rohöl 

Quelle: MEM 2007a 

15,6 PJ 

3 % 

0,3 PJ 

0 % 

87,9 PJ 

16 % 

163,0 PJ 

30 % 

Feuerholz Dung & Yareta 

Gas 

Bagasse (0,3)

Die in Peru bereitgestellte Energie ist nicht ausreichend, 

um die tatächliche Nachfrage des Landes zu decken, 

hierzu werden Energieimporte benötigt. Peru importiert 

Nettoenergie vorwiegend in Form von Rohöl. Wegen des 

Anstiegs des Gesamtenergieverbrauchs von etwa 460 PJ 

in 2000 auf 519 PJ in 2007 sind dementsprechend die Ölimporte 

von etwa 130 PJ 2000 auf 233 PJ 2007 gestiegen. 

Der Anteil von Öl zur der Deckung des Gesamtenergiebedarfs 

nimmt jedoch stetig ab (43% im Jahr 2007 im Gegensatz 

zu 58% in 2000). Grund hierfür ist die wachsende 

Bedeutung von Erdgas. Kohleimporte, die hauptsächlich 

zur Stromerzeugung in zwei Kraftwerken verwendet werden, 

bewegen sich konstant zwischen 20 und 30 PJ (28 

PJ im Jahr 2007). 

Die Fertigstellung des Camisea-Erdgasprojektes 3 im Jahr 

2004 führte zu einem Anstieg der Erdgasnutzung im 

Wohnungs-, Industrie- und Stromerzeugungssektor von 

ca. 12% im Jahr 2007. Darüber hinaus soll die Entwicklung 

eines integrierten LNG-Flüssiggas-Terminals, Peru 

zu einem wichtigen regionalen Exporteur von Erdgas machen. 

Die Arbeiten hierzu werden 2010 beginnen. 

Der Endenergieverbrauch nach Sektor ist mit jeweils rund 

30% des Gesamtverbrauchs gleichmäßig auf den Sektor 

Wohnen und Gewerbe, den Sektor Industrie und Bergbau 

TABELLE 3: 

ENDVERBRAUCH VON ENERGIE NACH SEKTOREN IN 2007 

SEKTOR 

Verbrauch 

Anteil 

Privathaushalte, 

Gewerbe, öffentlich 

169,35 PJ 32,6 % 

Industrie und Bergbau 162,97 PJ 31,4 % 

Transport 157,62 PJ 30,4 % 

Landwirtschaftliche Industrie, 

Ackerbau, Viehzucht, Fischerei 

18,39 PJ 3,5 % 

Nichtenergetischer Verbrauch 10,67 PJ 2,1 % 

GESAMT 518,98 PJ 

Source: MEM 2007 (a) 

und den Transportsektor zu verzeichnen. Der Energieverbrauch 

in der Landwirtschaft und für nichtenergetischen 

Verbrauch ist von geringer Bedeutung, wie in Tabelle 3 

aufgezeigt. 

3 Das Projekt ist im ökologisch sensiblen und artenreichen unteren Urubambagebiet 

im Amazonasdschungel angesiedelt. Zwei Pipelines befördern Erdgas und 

Flüssiggas über die Anden zu einer Aufbereitungsanlage und einem Marineterminal 

in Paracas an der Pazifikküste. 

PERU | 159 

Das Stromnetz 

Das Stromnetz von Peru hat eine Gesamtlänge von etwa 

16 000 km. Es ist in das landesweit vernetzte System SEIN 

(Sistema Eléctrico Nacional Interconectado) und vier 

isolierte Netze aufgeteilt, die jedoch nur 2% des Übertragungsnetzes 

ausmachen. Übertragungs- und Verteilernetze 

reichen in Peru von 33 kV bis 220 kV. Das Übertragungsnetz 

(220 kV und 138 kV) macht ca. 60% des 

Stromnetzwerks aus. Es besteht aus 5 711 km bei 220-kV- 

Leitungen und 3 636 km bei 138-kV-Leitungen 4 . Mit dem 

wachsenden Strombedarf wuchs das Hochspannungsnetz 

ABBILDUNG 3: 

ÜBERTRAGUNGNETZ VON PERU 


zwischen 1995 und 2005 um etwa 80%. Dies entspricht 

einem durchschnittlichen jährlichen Wachstum von 6%. 

Abbildung 3 zeigt, dass die Übertragungs- und Verteilernetze 

an der Küste und rund um Lima am dichtesten 

sind. Das SEIN ist in vier Einheiten von Norden nach Süd 

aufgeteilt, die teilweise durch Leitungen mit begrenzter 

Leistung miteinander verbunden sind. Darüber hinaus 

gibt es vier größere isolierte Netze (Kreise). Die drei, die 

am nächsten am SEIN liegen (Tarapoto – Moyabamba – 

Bellavista, Bagua – Jaén; Puerto Maldonado), sollen bis 

2013 daran angeschlossen werden. Es gibt nur eine internationale 

220-kV-Verbindung (im Norden nach Ecuador 

4 MEM 2009a

mit einer Leistung von 160 MW), die jedoch nicht kontinuierlich 

in Betrieb ist. Im Moment gibt es Überlegungen 

zum Aufbau von Verbindungen nach Kolumbien, Brasilien 

und Bolivien (für mögliche Importe) und nach Chile 

(für mögliche Exporte). Ein vernetztes System ist jedoch 

technisch und operativ schwierig umzusetzen, da die Frequenz 

in Bolivien und Chile nur 50 Hz beträgt, in Peru 

aber bis zu 60 Hz. 

Die Hauptprobleme des peruanischen Stromnetzes sind 

immer noch Ausfälle, die durch ungenügendes Netzmanagement, 

zu geringe Leistung und Stromverluste verursacht 

werden. Seit Mitte der 1990-er Jahre haben strikte 

Regulierungsmaßnahmen und das Gesetz für Elektrizitätskonzessionen 

(Ley de Concesiones Eléctricas – LEC) 

dazu beigetragen, den Zustand und den Betrieb von Perus 

Stromnetz erheblich zu verbessern. In den letzten Jahren 

sanken die Übertragungs- und Verteilungsverluste auf 

etwa 8% des Stromverbrauchs gegenüber etwa 20% in der 

Mitte der neunziger Jahre. Die aktuellen Ziele des Stromplans 

für 2006–2015 (Plan Referencíal de Electricidad 

2006–2015) beinhalten unter anderem die stärkere Aus- 

weitung des Stromnetzes. Konkret sind die Erweiterung 

der Kapazitäten der Übertragungs- und Verteilernetze 

und die Anbindung isolierter Netze an das SEIN geplant. 


Der größte Teil der in Peru installierten Leistung (7 158 

MW im Jahr 2008) ist in der zentralen Zone um Lima 

angesiedelt. Über 85% (fast 6 000 MW) dieser Leistung 

sind an das SEIN angeschlossen. Die Spitzenlast des ver- 

PERU | 160 

netzten Systems steigt kontinuierlich und erreichte 2008 

etwa 4 200 MW 5 . Obwohl es den Anschein hat, dass die 

erzeugte Leistung deutlich höher als die Nachfrage ist, 

kommt es zu bestimmten Zeiten im Jahr zu Engpässen 

bei der Erzeugung, da Wasserkraft nicht ganzjährig zur 

Verfügung steht. 

Im Jahr 2008 lieferten Wasserkraftwerke 3 242 MW bzw. 

45% der erzeugten Leistung. Auf thermische Kraftwerke 

entfielen 3 915 MW oder 55% (siehe Tabelle 4). Während 

in den neunziger Jahren Wasserkraft die wichtigste Quelle 

für die Stromerzeugung war, haben die thermischen Anlagen 

um das Jahr 2000 aufgeholt. Mit der Inbetriebnahme 

des Camisea-Erdgasprojekts und der steigenden Kapazitäten 

für Gasversorgung hat die Stromerzeugung aus Gas 

deutlich zugelegt. Zwei der neuen Anlagen sind Kallpa I 

und Chilca I, die sich in der Provinz Cañete südlich von 

Lima befinden. 

Es gibt nur zwei Kohlekraftwerke (Ilo 1 und Ilo 2 mit 

245 bzw. 141,5 MW), die sich im Süden von Peru befinden. 

Der Rest der thermischen Leistung (3 425,5 MW) 

kommt aus Anlagen, die mit Diesel und Heizöl, Bagasse 

und Raffineriegas betrieben werden. Es gibt auch einige 

TABELLE 4: 

INSTALLIERTE STROMERZEUGUNGSLEISTUNG PERU 

Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wasserkraftanlagen 

[MW] 

2 857 2 966 2 997 3 032 3 056 3 207 3 208 3 233 3 242 

Thermische Anlagen 

[MW] 

3 209 2 940 2 938 2 937 2 960 2 993 3 339 3 796 3 915 

Windturbinen 

[MW] 

0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 

Gesamt [MW] 


6 067 5 907 5 936 5 970 6 017 6 201 6 548 7 030 7 158 

kleine Windkraftanlagen, deren Leistung für die Versorgung 

des Landes jedoch nicht relevant ist. 

Zwischen 1995 und 2007 wuchs die gesamte installierte 

Leistung im Durchschnitt um fast 4%. Obwohl das 

Wachstum zwischen 2000 und 2004 stagnierte, wiesen 

die letzten Jahre wieder einen Anstieg auf. Tabelle 4 zeigt 

die Entwicklung der installierten Leistung nach Technologie 

von 2000 bis 2008. 


5 MEM 2008a

In den letzten Jahren hat die peruanische Wirtschaft einen 

Aufschwung mit einem Wirtschaftswachstum von 

fast 10% im Jahr 2008 erlebt. Dementsprechend hat die 

Nachfrage nach Elektrizität kontinuierlich zugenommen, 

wie in Tabelle 5 dargestellt. 

Seit 2000 betrug die durchschnittliche Wachstumsrate der 

Stromerzeugung etwa 6% mit einem jährlichen Wachstum 

von rund 9% in den letzten zwei Jahren auf fast 33 

TWh im Jahr 2008. 2007 war Wasserkraft die wichtigste 

Stromquelle mit fast 50%, gefolgt von Erdgas mit 36%. 

Der gesamte Stromverbrauch in Peru belief sich auf mehr 

als 26 TWh im Jahr 2007. Der hauptsächliche Stromverbraucher 

2007 war der Industriesektor mit 52%. Seit dem 

Jahr 2000 hat sich in diesem Sektor der Stromverbrauch 

um mehr als 64% erhöht. Tabelle 6 zeigt den Stromverbrauch 

der einzelnen Sektoren der peruanischen Wirtschaft. 


Der aktuelle Status des Verbrauchs erneuerbarer Energien 

in Peru ist klar definiert:. Mit etwa 45% der gesamten 

installierten Leistung und fast der Hälfte des erzeugten 

Stroms ist Wasserkraft derzeit die wichtigste netzgekoppelte 

und gewerblich genutzte erneuerbare Energiequelle. 

Allerdings muss der Strommarkt sich noch immer mit ihrer 

saisonalen Verfügbarkeit auseinandersetzen, die mit 

dem Ausbau des SEIN und dem damit verbundenen besseren 

Produktionsmanagements jedoch weniger problematisch 

geworden ist. 

Andere erneuerbare Energiequellen werden derzeit kaum 

genutzt. Bis zum Jahr 2008 wurden nur zwei Windkraft- 

Kohle 

Bagasse 

Diesel Öl 

Öl 

PERU | 161 

TABELLE 5: 

STROMERZEUGUNG IN PERU 2000–2008 

Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Strommarkt 

[GWh] 

18 327 19 213 20 418 21 360 22 619 23 810 25 613 28 199 30 829 

Eigenverbrauch 

[GWh] 

1 595 1 571 1 563 1 562 1 647 1 699 1 756 1 743 1 798 

Gesamte Erzeugung 

[GWh] 

19 922 20 785 21 981 22 922 24 266 25 509 27 369 29 942 32 627 

Quelle: MEM 2008b, Estadistica generación y transmision 2007–2008 

ABBILDUNG 4: 

STROMERZEUGUNG NACH QUELLE 2007 

24 424 GWh 

47 % 

anlagen in Peru installiert. 1996 wurde eine Micon-Turbine 

mit 250 kW montiert und im Jahr 1999 folgte eine 

Mitsubishi-Turbine mit 450 kW. Für die Stromerzeugung 

durch Photovoltaik waren im Jahr 2004 3,7 MW installiert 

6 . Heute beläuft sich diese Leistung auf schätzungsweise 

5 MW, die überwiegend zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete genutzt wird. 

Biomasse wird ausschließlich in Privathaushalten zum 

Kochen und Heizen genutzt; auch Geothermie wird 

gelegentlich zum Heizen verwendet. Außer der Entwicklung 

großer Wasserkraftwerke und aufkommender 

Windenergienutzung (siehe Kapitel »Marktpotenzial 

für Windenergie«), ist auch eine verstärkte Nutzung von 

Erdwärme und Solarenergie geplant. Zwei geplanten geo- 

6 RECIPES 2003 

2 817 GWh 

5 % 

1 668 GWh 

3 % 

1 966 GWh 

4 % 

Rafinerie Gas 

Destibuted Gas 

Wasser 

Aufgrund von Übertragungsverlusten ist der Wert im 

Vergleich zu Tabelle 5 erheblich reduziert. 

2 296 GWh 

4 % 

0 337 GWh 

1 % 

18 883 GWh 

36 %

thermischen Elektroanlagen im Süden mit einer Gesamtleistung 

von 200 MW wurde eine temporäre Lizenz erteilt. 

Die Mittel der Global Environment Facility (GEF) 

und öffentliche Mittel haben vor kurzem die Installation 

von 4 200 Photovoltaikanlagen in Privathaushalten ermöglicht. 

Strompreise 

Der durchschnittliche Strompreis im Jahr 2007 betrug 

7,40 ctvo PEN/kWh (1,7 Eurocent/kWh) 7 . Im regulierten 

Markt betrug der Durchschnittspreis jedoch für alle 

Spannungen 9,09 ctvo PEN/kWh (2,1 Eurocent/kWh), 

wobei ein durchschnittlicher Haushalt 11,18 ctvo PEN/ 

kWh im Jahr 2007 (2,6 Eurocent/kWh) zahlen musste. 

7 Wechselkurs: 4,35 PEN = 1 EUR 

PERU | 162 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH NACH SEKTOR; 2000–2007, IN GWH 

Sektor 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Industrie 8 375.0 9 280.6 9 567.6 10 038.7 10 813.4 11 280.7 12 136.1 13 767.7 

Handel 2 693.3 2 762.2 3 013.1 3 341.1 3 504.8 3 767.9 4 105.7 4 356.8 

Privathaushalte 3 936.2 4 044.0 4 464.9 4 425.3 4 720.0 5 020.7 5 404.4 5 840.0 

Sonstige 2 135.8 2 113.2 2 122.5 2 132.1 2 249.6 2 330.9 2 400.0 2.379.1 

Gesamt 17 140.4 18 200.0 19 168.1 19 937.2 21 287.7 22 400.2 24 046.1 26 343.6 

Quelle: MEM 2009 

ABBILDUNG 5: 

STROMPREISE 1995–2008 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

regulierender Markt liberalisierter Markt 


Im Wettbewerbsmarkt lag der durchschnittliche Strompreis 

bei 5,42 ctvo PEN/kWh (1,2 Eurocent/kWh) 8 . 

Seit der Liberalisierung in den neunziger Jahren nahm 

der durchschnittliche Preis im Schnitt um 1% pro Jahr 

(zwischen 1995 und 2005) ab, wohingegen Erhöhungen 

in den letzten Jahren wieder zum Erreichen des Niveaus 

von 1995 führten. Nach Angaben des Ministeriums für 

Energie und Bergbau sind Investitionen von mindestens 

2,5 Mrd. € bis zum Jahr 2015 nötig, um die steigende 

Nachfrage auf dem peruanischen Strommarkt decken zu 

können. Mit massiven Investitionen in die Bereiche Erzeugung 

und Übertragung werden die Strompreise in den 

kommenden Jahren voraussichtlich ansteigen. 


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008* 

8 MEM 2007b 

*Schätzung

Die Privatisierung des Elektrizitätssektors ist ein wichtiger 

Bestandteil des Liberalisierungsprozesses, der 1992/93 

begonnen hat. Heute sind 67% der Energieversorgungsunternehmen 

in Privatbesitz, wobei der Rest weiterhin 

unter staatlicher Kontrolle steht. Einige Einrichtungen 

sind zum Teil in Besitz ausländischer Privatinvestoren, 

die zu diesem Zweck ein Bündnis mit einheimischen 

Privatinvestoren eingegangen sind. Die Beteiligung von 

privaten Unternehmen an der Stromwirtschaft variiert je 

nach Branche. Bei der Energieerzeugung hatten private 

Unternehmen für 29% der Gesamtkapazität des vernetzten 

Systems im Jahr 2007 Konzessionen erworben. Der 

Anteil an der gesamten Stromerzeugung belief sich auf 

64%. Das Übertragungsnetz ist vollständig in Privatbesitz, 

bei der Verteilung versorgen private Unternehmen 

45% der Verbraucher, was etwa 70% des Stromumsatzes 

entspricht. Tabelle 7 gibt einen Überblick über die wich- 

PERU | 163 

tigsten privaten und staatlichen Unternehmen. 

Verteilung und Übertragung sind in Peru natürliche Monopole, 

die entsprechend reguliert werden. Der offene 

Zugang zu dem Übertragungssystem ist gesetzlich verordnet. 

Dementsprechend herrscht auf dem Großhandelsmarkt 

für Strom in Peru großer Wettbewerbsdruck, 

bei dem Energieerzeugungsunternehmen um die Versorgung 

von Vertriebsgesellschaften und Großverbrauchern 

konkurrieren. 

Um Wettbewerb zu garantieren, gibt es eine 15%-Grenze 

für den Marktanteil eines Unternehmens in den Bereichen 

Erzeugung, Verteilung und Übertragung. Zusätzlich 

gibt es eine Beschränkung für wechselseitige Beteiligungen, 

die Unternehmen einen Marktanteil von mehr als 5% 

in nur einem der genannten Sektoren erlaubt. 

Insgesamt ist der Stromabsatzmarkt in zwei Bereiche auf- 

TABELLE 7: 

WICHTIGSTE UNTERNEHMEN IM ELEKTRIZITÄTSMARKT 

Erzeugung [MW] Übertragung [km] Verteilung Kunden 

Privat 

Staatlich 


EDEGEL 1 574 REPSA 4 342 EDELNOR 1 027 741 

ENERSUR 907 TRANSMANTARO 603 LUZ DEL SUR 804 014 

DUKEEGENOR 531 REDESUR 428 ELECTROSURMEDIO 153 539 

TERMOSELVA 203 ISA PERU 392 EDECAÑETE 28 093 

KALLPA 190 ETESELVA 392 ELECTROTOCACHE 10 838 

ELECTROANDES 184 ETENORTE 342 EMSEMSA 7 061 

EEPSA 159 CONENHUA 371 EMSEU 6 517 

CAHUA 92 SERSA 4 812 

SHOUGESA 67 

ELECTROPERU 1 032 HIDRANDINA 508 698 

EGASA 340 ELECTROCENTRO 465 285 

SAN GABÁN 129 ENOSA 299 899 

EGEMSA 106 ELECTROSURESTE 286 672 

EGESUR 63 SEAL 278 681 

ELECTRONORTE 259 729 

ELECTRO ORIENTE 161 236 

ELECTROPUNO 145 455 

ELECTROSUR 113 961 

ELECTRO UCAYALI 50 299

geteilt: den Wettbewerbsmarkt für Kunden mit einer benötigten 

Leistung von mehr als 1 MW und der regulierte 

Markt für Kunden unter 1 MW. Dies bedeutet, dass Privathaushalte 

und kleinere Unternehmen vorwiegend von 

einer zugewiesenen Vertriebsgesellschaft versorgt werden 

und die regulierten Preise zahlen. Größere Verbraucher 

wie die Industrie können hingegen ihren Lieferanten frei 

wählen und die Strompreise individuell festlegen. 

Aufgrund der Engpässe in der Stromerzeugung und -übertragung 

haben sich Industrieunternehmen häufig für eine 

autarke Stromerzeugung entschieden. Für den Eigenbedarf 

gibt es 78 große Erzeuger. Die größten sind Pluspetrol Perú 

(Raffinerie) und Cemento Andino (Zementunternehmen). 


Nach Angaben des UN Human Development Report 

2007/2008 des UNDP beträgt die Elektrifizierungsrate 

in Peru etwa 72%, was bedeutet, dass immer noch mehr 

als ein Viertel der Bevölkerung keinen Zugang zu Elektrizität 

hat 9 . Dies gilt vor allem für die Menschen in dünn 

besiedelten Gebieten und verdeutlicht die Notwendigkeit 

für die weitere Elektrifizierung ländlicher Gebiete. Dazu 

wurde das Gesetz zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

(Gesetz Nr. 27 744 – Ley de Electrificación Rural y de 

Localidades Aisladas y de Frontera) im Jahr 2002 erlassen. 

Dieses Gesetz legt ausdrücklich die Förderung der sozioökonomischen 

Entwicklung als Ziel fest und schreibt 

einen Fonds zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete vor. 

Dieser wird von der Generaldirektion zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete (Dirección General de Electrificación 

Rural – DGER), eine Abteilung des MEM, verwaltet. 

Nachdem dieses Projekt implementiert ist, wird die Verwaltung 

einem öffentlichen Unternehmen, nämlich der 

Electric Infrastructure Enterprise Administration (ADI- 

NELSA), übertragen. 

Die Investitionen in die Elektrifizierung ländlicher Ge- 

9 UNDP 2007 

PERU | 164 

TABELLE 8: 

INVESTITIONEN IN PROJEKTE ZUR ELEKTRIFIZIERUNG LÄNDLICHER GEBIETE IN MIO. USD 2000–2008 

Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Summe pro Jahr 53.4 45.2 17.3 43.4 39.1 45.2 34.0 89.9 97.0 


biete hängen von den zur Verfügung stehenden Finanzmitteln 

ab. Die Ausgaben stiegen in den letzten Jahren beträchtlich 

und erreichten fast 100 Mio US $ im Jahr 2008 

(siehe Tabelle 8). Die sind im Nationalen Fonds für die 

ländliche Elektrifizierung (Fondo Nacional de Electrificación 

Rural – FONER) gebündelt. Neben der staatlichen 

Unterstützung können auch Finanzierungshilfen von der 

Internationalen Bank für Wiederaufbau und Entwicklung 

(IBRD) und der Global Environment Facility (GEF) beantragt 

werden. Zwischen 2007 und 2009 wurden 4 000 

Haushalte (mit insgesamt 20 000 Personen) über das 

»Energising«-Entwicklungsprogramm an das Stromnetz 

angeschlossen. Finanziert wurde dies von der Niederländischen 

Generaldirektion für Internationale Zusammenarbeit 

(DGIS), wobei die Deutsche Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ) für die Durchführung 

zuständig war. Nach dem »Plan zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete durch erneuerbare Energien« sollen 

bis 2020 über 260 000 Haushalte durch PV-Anlagen und 

etwa 20 000 Haushalte durch kleine Wasserkraftwerke 

mit Strom versorgt werden. 


Ministerium für Energie und Bergbau (MEM) 

Die wichtigste Dienststelle im Energiesektor ist das Ministerium 

für Energie und Bergbau von Peru (Ministerio 

de Energía y Minas – MEM). Das MEM plant Gesetzesinitiativen 

zur Entwicklung des Elektrizitätssektors. Das 

wichtigste Exekutivorgan im MEM ist die Generaldirektion 

für Elektrizität (Dirección General de Electricidad 

– DGE), welche für die Förderung und Bewertung 

der Entwicklung der Stromwirtschaft verantwortlich ist. 

Außerdem erteilt es die notwendigen Konzessionen für 

Marktteilnehmer. Da die Elektrifizierung ländlicher Ge

iete immer noch ein sehr wichtiges Anliegen ist, gibt es 

eine eigene Generaldirektion zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete (Dirección General de Electrificación Rural – 

DGER), die zum Thema informiert, Fördermittel bewilligt 

und als Partner für internationale Geldgeber fungiert. 

Die DGER ist auch für kleine Anlagen im Bereich erneuerbare 

Energien verantwortlich. 

Bisher gibt es keine öffentliche Einrichtung, die für kommerzielle 

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 

zuständig ist. Die Verantwortlichkeiten sind auf verschiedene 

Direktionen der Ministerien für Energie und Umwelt 

verteilt. 

Agentur zur Überwachung von Investitionen 

in Energie und Bergbau 

Die wichtigste Aufsichtsbehörde ist die Agentur zur 

Überwachung von Investitionen in Energie und Bergbau 

(Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería 

– OSINERGMIN), früher bekannt als OSINERG. 

Sie wurde 1997 gegründet, um die Umsetzung der rechtlichen 

und technischen Bestimmungen in den Bereichen 

Stromerzeugung und fossile Brennstoffe zu überwachen. 

ABBILDUNG 6: 

HAUPTAKTEURE AUF DEM STROMMARKT 


ENERGIEVERSORGER 

Generation 

Übertragung 

Vertrieb 

MARKT 

STAAT 

MEM -DGE 

(Ministerio de Energía y Minas – MEM – Ministerium für Energie und Bergbau von Peru) 

(Dirección General de Electricidad – DGE – Generaldirektion für Elektrizität ) 

OSINERGMIN 

Organismo Supervisor de la Inversión de Energía y Minería – OSINERGMIN - 

Agentur zur Überwachung von Investitionen in Energie und Bergbau) 

PROINVERSI ÓN 

Agencia de Promoción de la Inversión 

Privada (Proinversión) 

MARKTSTRUKTUR 

liberalisiert (> 1 MW) and 

und reguliert (< 1 MW) 

PERU | 165 

Darüber hinaus überwacht sie die Einhaltung der rechtlichen 

und technischen Bestimmungen für den Natur- 

und Umweltschutz. Im Jahr 2000 wurde sie darüber hinaus 

mit der Aufsicht, Regulierung, Sanktionierung und 

Streitschlichtung von Projekten im Bereich öffentliche 

Dienstleistung mit Beteiligung privater Investoren beauftragt. 

Außerdem ist eine untergeordnete Behörde des 

OSINERGMIN, das Amt für Tarifregulierung (Gerencia 

Adjunta de Regulación Tarifária – GART), für die Festsetzung 

der Erzeugungs-, Übertragungs- und Verteilertarife 

und Tarifanpassungen für die Endverbraucher sowie 

der Tarife für die Förderung und den Vertrieb von Gas 

zuständig. 

SEIN Kommission 

Das Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado 

Nacional (COES) ist eine private, gemeinnützige 

Gesellschaft bürgerlichen Rechts. Die Kommission 

zielt darauf ab, das SEIN bei minimalen Kosten mittel- 

und langfristig zu betreiben ist und die Sicherheit des Systems 

sowie die effiziente Nutzung der Energieressourcen 

zu gewährleisten. Die COES setzt sich aus den führenden 

Politikformulierung 

Durchführung 

Preisregulierung 

Kontrolle 

Investitionsförderung 

COES 

Comité de Operación Económica del 

Sistema Interconectado Nacional 

Netzmanagement 

Marktorganisation

Unternehmen in den Bereichen Erzeugung, Übertragung 

und Vertrieb von Strom sowie Stromgroßverbrauchern 

zusammen. 

Agentur zur Förderung Privater 

Investitionen (Proinversión) 

In Peru gibt es eine spezielle Agentur zur Förderung privater 

Investitionen, die Agencia de Promoción de la Inversión 

Privada (Proinversión). Sie ist eine unabhängige 

staatliche Behörde, die Investitionen von privaten Akteuren 

fördert, um Anreize für mehr Wettbewerbsfähigkeit 

und nachhaltige Entwicklung in Peru zu geben. Proinversión 

unterstützt Investoren durch die Bereitstellung von 

Informationen, die Herstellung von Kontakten, aktive 

Hilfe bei der Abwicklung von Formaliäten und der Beantragung 

von Genehmigungen sowie die Schaffung lokaler 

Partnerschaften. 

Energieversorgungsbetriebe 

Im Jahr 2007 waren 38 Stromerzeuger auf dem Markt aktiv. 

Fünf von ihnen (Electro Perú, Edegel, Egenor, Enersur 

und Termoselva) besitzen rund 70% der installierten 

Leistung. Im Bereich Übertragung gab es sieben Netzbetreiber. 

In der Stromversorgung belieferten 22 Unternehmen 

Strom an Kunden, von denen etwa 52% von den drei 

größten (EDELNOR, LUZ del SUR und ELNM) beliefert 

wurden. Detaillierte Informationen zu Marktstruktur 

und Daten sind im Kapitel »Liberalisierung« zu finden. 

Abbildung 6 zeigt die Beziehungen zwischen den oben 

genannten Marktteilnehmer im Stromsektor. 



1992 trat das Gesetz für Elektrizitätskonzessionen (Gesetz 

Nr. 25 844 – Ley de Concesiones Eléctricas – LCE) 

in Kraft und legte die Trennung von Energieerzeugung, 

-übertragung und -verteilung im Stromsektor fest. Ziel 

war es dabei, den Wettbewerb zu fördern und eine höhere 

Effizienz bei der Stromerzeugung zu erreichen. Unter 

dem neuen Gesetz privatisierte Peru den größten Teile 

PERU | 

166 

seines Strommarkts. Das Gesetz, die nachfolgenden Änderungen 

und die dazugehörigen Bestimmungen führten 

auch ein neues Tarifsystem und eine strenge Überwachung 

der Kennzahlen ein. 

Im Jahr 2000 trat das Gesetz zu den Rahmenbestimmungen 

für Investitionen in öffentliche Dienstleistungen (Gesetz 

Nr. 27 332 – Ley Marco de los Organismos Reguladores 

de la Inversión Privada de los Servicios Públicos) in 

Kraft und legte die Voraussetzungen für weitere Investitionen 

vor allem in den Bereichen Stromerzeugung und 

-übertragung fest. Das Gesetz zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete (Gesetz Nr. 27 744 – Ley de Electrificación 

Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera) reguliert 

die Entwicklung der Stromwirtschaft in ländlichen und 

abgelegenen Gebieten. Der Schwerpunkt wurde dabei 

auf die Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien 

gelegt. In Ergänzung des LCE wurde im Jahr 2006 das 

Gesetz zur effizienten Entwicklung der Stromerzeugung 

(Gesetz Nr. 28.832 – Ley para Asegurar el Desarrollo de la 

Generación Eficiente de la Generación Eléctrica – LGE) 

erlassen, um den Fortschritt bei der Stromerzeugung zu 

beschleunigen und entsprechende Investitionen anzuregen. 

Das Gesetz ermöglichte den Bau zusätzlicher Kraftwerke 

durch ein öffentliches Ausschreibungssystem, bei 

denen die zuvor definierten Effizienzkriterien für Stromerzeugung 

und -übertragung konkret angewandt wurden. 

Für die Anwendung von KWK und zur effizienten Nutzung 

von Energie wurden weitere Verordnungen erlassen 

(DS Nr. 037-2006-EM – Reglamento de Cogeneración 

und DS Nr. 053-2007-EM – Reglamento de la Ley de 

Promoción del Uso Eficiente de la Energía). Die Funktionsfähigkeit 

des Elektrizitätssystems und -netzwerks 

wird durch die Nationalen Bestimmungen zur Stromversorgung 

und -nutzung (El Código Nacional de Electricidad 

Suministro y Utilización) sowie durch technische 

Normen für Elektrizitätsdienstleistungen (Norma Técnica 

de Calidad de Servicio Eléctrico) gewährleistet. 

Die Regierung verabschiedete darüber hinaus den Referenzplan 

für Strom 2006–2015 (Plan Referencial de Electricidad 

2006–2015), der die geplante Entwicklung des 

Stromsektors bis zum Jahr 2015 skizziert. Die wichtigsten 

Ziele beinhalten die Förderung privater Investitionen im

Energiesektor, die Überwachung des Energiesektors und 

die Bereitstellung von Subventionen für Projekte zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete. Darüber hinaus definiert 

der Plan folgende Ziele: eine Elektrifizierungsrate von 

93% bis 2015, eine autarke, diversifizierte und nachhaltige 

Energieversorgung und die maßgebliche Beteiligung erneuerbarer 

Energien 10 . Konkrete Maßnahmen und Zielvorgaben 

sind zum Großteil noch in der Entwicklung, 

sollten aber im Jahr 2010 abgeschlossen werden. 

7.5 Rahmenbedingungen für erneuerbare 

Energien 

Strategie und Ziele für erneuerbare Energien 

Mit einem großen Anteil von Wasserkraft an der Stromerzeugung 

nutzt Peru bereits erneuerbare Energienquellen 

(EE). Seit Anfang der 2000-er Jahre wird betont, dass die 

Verwendung von EE von entscheidender Bedeutung für 

das peruanische Energieportfolio ist. Neben der allgemeinen 

Unterstützung für neue Stromerzeugungsanlagen 

wurde vereinbart, zusätzliche Anreize für die Stromerzeugung 

aus EE zu schaffen. Allerdings ist abgesehen von 

mündlichen Zusicherungen bisher nur wenig geschehen. 

Wie das Ministerium für Energie und Bergbau mitgeteilt 

hat, soll auf eine dreigeteilte Primärenergieversorgung gesetzt 

werden, die zu einem Drittel aus flüssigen fossilen 

Brennstoffen besteht, zu einem Drittel aus Erdgas und 

zu einem Drittel aus EE. Im Jahr 2008 wurde der erste 

Schritt unternommen, um Maßnahmen und Ziele durch 

ein Gesetz zur Förderung der Stromerzeugung aus EE 

festzulegen (siehe nächstes Kapitel). Die Regierung ist 

jedoch noch dabei, konkrete Inhalte sowie Verfahren und 

Regeln festzusetzen. 

Zurzeit werden regionale EE-Pläne ausgearbeitet, die als 

Basis für einen Nationalen Plan für erneuerbare Energien 

(Plan Nacional de Energías Renovables) dienen. Dieser 

Plan soll das Potenzial zur Nutzung von EE zusammenfassen 

und alle zwei Jahre aktualisiert werden. Wasser- 

und Windkraft werden als die wichtigsten erneuerbaren 

Energiequellen mit dem größten Potenzial angesehen. 

Dabei entfallen schätzungsweise 58 GW auf Wasser- und 

10 MEM 2005 

PERU | 

167 

22 GW auf Windkraft 11 . Für kleinere Anwendungen, 

insbesondere PV-Anlagen, wurden Pläne im Rahmen 

des Programms zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

formuliert. Ziel ist es, 280 000 Haushalte bis 2020 mit 

EE-Anlagen zu versorgen. 



Um die Nutzung erneuerbarer Energien zu fördern, sind 

die Umsätze aus der Stromerzeugung durch EE von der 

Mehrwertsteuer befreit. Dies ist im Gesetz zur Steuerbefreiung 

für EE-Projekte aus dem Jahr 2006 festgesetzt (Ley 

Nr 28876 – Ley Amplia que los del Alcances del Régimen 

de Recuperacion Anticipada del Impuesto General a las 

Ventas a las Empresas de Generación Hidroeléctrica). Die 

Gesetzesverordnung Nr. 1 058 zur Förderung der Stromerzeugung 

aus erneuerbaren Energiequellen aus dem Jahr 

2008 (DL Nr 1058 – Promoción de la Inversión en la 

Actividad de Generación eEéctrica con Recursos Hídricos 

y con Otros Recursos Renovables) schafft zusätzliche 

Anreize, unter anderem eine beschleunigte Abschreibung 

von bis zu 20% jährlich. Eine direkte Förderung zur Erhöhung 

des Anteils von EE an der Stromproduktion wurde 

im Jahr 2008 mit Gesetzesverordnung Nr. 1 002 eingeführt 

(DL Nr. 1 002 – Ley de Promoción de la Inversión 

para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías 

Renovables) und der entsprechenden Verordnung (DS 

Nr. 050-2008 – EM) eingeführt. Die wichtigsten Anreize, 

die für die Stromerzeugung aus Biomasse, Wind, Sonne, 

Erdwärme, Gezeiten und Wasserkraft bis 20 MW gegeben 

werden, sind folgende: 

• Bevorzugte Abnahme und bevorzugter Zugang zu den 

Übertragungs- und Verteilnetzen 

• Höhere Strompreise für einen festen Prozentsatz des 

peruanischen Stromverbrauchs (mindestens 5% für die 

erste Periode von 2008–2012; der Prozentsatz soll alle 

fünf Jahre angepasst werden) 

• Deckung der Differenz zwischen den Kosten der 

Stromerzeugung aus EE und der konventionellen 

Stromerzeugung durch einen höheren Preis, der von 

OSINERG bestimmt wird 

Das Gesetz Nr. 1 002 wird durch ein Rahmengesetz für 

11 MEM 2009b

den Anstieg privater Investitionen, durch Verordnungen 

zu Garantiesystemen für private Investitionen und durch 

ein Gesetz zur Förderung von Investitionen in Stromerzeugung 

aus Wasserkraft und anderen erneuerbaren Energieträgern 

(DL Nr. 1 058 Ley que la Promueve Inversión 

en la Actividad de Generación Eléctrica con Recursos 

Hídricos y con Otros Recursos Renovables). 

Diese regulatorischen Veränderungen könnten erhebliche 

Auswirkungen auf die Stromerzeugung aus EE haben, allerdings 

fehlen noch immer wichtige Regelungen (z. B. darüber, 

wie Ausschreibungsprozesse ablaufen). Außerdem 

wurden bisher noch keine technischen Einzelheiten für den 

Netzanschluss und für das Management von RES-Stromerzeugung 

festgelegt. Zusätzliche Hindernisse für den Aus- 

TABELLE 9: 

LISTE REGISTRIERTER CDM-PROJEKTE 

N° Titel Art MWel 

PERU | 

168 

bau von netzgekoppelten erneuerbaren Energien sind die 

gesplitteten Zuständigkeiten zwischen den verschiedenen 

Direktionen der Ministerien für Energie und Umwelt. 

Ein weiteres Ziel der peruanischen Regierung ist die Förderung 

von Biokraftstoffen für das Heizen von Privathaushalten 

und für Verkehr und Exporte. Diesbezüglich 

wurde im Jahr 2008 ein Gesetz erlassen (Ley de Promoción 

del Mercado de Biocombustibles), das verbindliche 

Anteile von Ethanol und Biodiesel in Kraftstoffen für den 

Transportsektor festsetzt. Das Gesetz wird von einem 

Programm zur Verbesserung der Rahmenbedingungen 

und zur Förderung von Investitionen in die Produktion 

von Biokraftstoffen begleitet. 


Emissionsreduktion 

pro Jahr 

Registrierungsdatum 

1 Santa Rosa Wasserkraft 4,1 13 845 tCO ² Okt. 05 

2 Poechos I Project Wasserkraft 15,4 31 463 tCO ² Nov. 05 

3 Tarucani I Wasserkraft 49,0 153 957 tCO ² Sept. 06 

4 

Huaycoloro landfill gas 

capture and combustion 

Deponiegas 5,7 298 996 tCO ² März 07 

5 Quitaracsa I Wasserkraft 114,4 249 463 tCO ² Apr. 07 

6 Peruvian Fuel-Switching Project Brennstoffwechsel -- 25 577 tCO ² Juli 07 

7 

Palmas del Espino – Biogas recovery 

and heat generation from effluent 

Methanvermeidung 17,8 26 719 tCO ² Sept. 07 

8 Ancon – EcoMethane Landfill Gas Project Deponiegas n.a. 69 012 tCO ² Nov. 07 

9 

Rehabilitation of the Callahuanca 

hydroelectric power station 

Wasserkraft 7,5 18 189 tCO ² Jan. 08 

10 Caña Brava Hydroelectric Power Plant Wasserkraft 5,7 21 974 tCO ² Feb. 08 

11 La Virgen Hydroelectric Plant Wasserkraft 64 220 218 tCO ² März 08 

12 

Carhuaquero IV 

Hydroelectric Power Plant 

Wasserkraft 9,7 23 909 tCO ² Mai 08 

13 

Fuel Switching and Natural 

Gas Pipeline Extension, Cementos Lima 

Brennstoffwechsel -- 269 851 tCO ² Nov. 08 

14 La Joya Hydroelectric Plant Wasserkraft 15,0 41 987 tCO ² Nov. 08 

15 Poechos II hydroelectric plant project Wasserkraft 10,0 22 771 tCO ² Nov. 08 

16 

Fuel Substitution 

by Hydro Generation, Pasto Bueno 

Wasserkraft 0,8 5 326 tCO ² Nov. 08 

17 Cheves Hydro Power Project Wasserkraft 168,0 393 831 tCO ² Feb. 09 

18 Bionersis Project Deponiegas -- 11 864 tCO ² Mai 09 

Total 1 898 952 tCO ² 

Source: UNFCCC 2009

Im CDM Investment Climate Index (CDM-ICI) der 

DEG (Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft) 

liegt Peru auf dem achten Platz. Von 100 möglichen 

Punkten wurde Peru mit 83,6 Punkten bewertet. 

Das bedeutet, dass gute Rahmenbedingungen für die 

Entwicklung von CDM-Projekten vorhanden sind 12 . 

Die nationale Aufsichtsbehörde (Designated National 

Authority – DNA) ist seit Oktober 2008 an das neu gegründete 

Ministerium für Umwelt (Ministerio del Ambiente 

– MINAM) angegliedert. Hier sind der Direktor für 

Klimawandel sowie ein designierter Ad-hoc-Ausschuss 

(Comité Ad-hoc) mit Vertretern aus Unternehmen, Behörden 

und nichtstaatlichen Organisationen für CDM- 

Maßnahmen zuständig. 

Im August 2009 gab es insgesamt 18 CDM-Projekte, die 

beim UNFCCC registriert waren. Es handelt sich dabei 

meist um Wasserkraftwerke. Das peruanische Umweltministerium 

gibt an, dass im Jahr 2009 über 20 CDM-Projekte 

umgesetzt werden und weitere 100 Projekte geplant 

sind. Wenn alle Projekte abgeschlossen werden, würde 

dies zu Investitionen in Höhe von bis zu sechs Mrd. USD 

in den kommenden fünf Jahren führen 13 . Ein wichtiger 

Förderer von CDM-Projekten in Peru ist der Nationale 

Umweltfond (El Fondo Nacional del Ambiente – FO- 

NAM). FONAM hilft, die »Project Idea Note« (PIN) 

vorzubereiten, das »Project Design Document« (PDD) 

zu formulieren und unterstützt die Projektveranstalter in 

allen Phasen der Projektabwicklung. 


Aufgrund der relativ stabilen politischen Verhältnisse und 

der nachhaltigen wirtschaftlichen Entwicklung sind viele 

Organisationen und Länder in Peru nicht nur als Geldgeber, 

sondern auch als Investoren beteiligt. Einer der 

größten Investoren ist die International Bank for Reconstruction 

and Development (IBRD), eine von fünf Institutionen 

der Weltbank-Gruppe. Das Investment-Portfolio 

der IBRD für Peru im Jahr 2009 besteht aus etwa 20 Projekten 

mit einem Gesamtvolumen von mehr als 1,75 Mrd. 

US $. Zu den geförderten Aktivitäten zählen Projekte zur 

Förderung der Elektrifizierung ländlicher Gebiete, zur 

Verbesserung der städtischen Verkehrsinfrastruktur und 

12 CDM-ICI 2009 

FONAM 2009 and GCEM 2009 

PERU | 

169 

zur Unterstützung des Umweltschutzes. 

Bei Projekten zum Thema Umwelt ist die Global Environment 

Facility (GEF) einer der wichtigsten Geldgeber. Die 

GEF fördert über 20 Projekte mit einer Direktfinanzierung 

von über 40 Mio. US $, wodurch etwa das Fünffache 

an Kofinanzierung generiert wird. Eines der wichtigsten 

GEF-Projekte ist das Projekt »PV-basierte Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete in Peru«. Ziel dabei ist es, die 

Regierung von Peru bei der Beseitigung von Hindernissen 

für eine nachhaltige Elektrifizierung mit Hilfe von 

PV-Technologie in abgelegenen ländlichen Gebieten zu 

unterstützen. 

Das Projekt soll die Durchführbarkeit der Gründung 

von Kleinstunternehmen zum Verkauf, zur Wartung und 

zum Betrieb von PV-Anlagen demonstrieren. Auch sollen 

Anreize für eine Zunahme von öffentlichen und privaten 

Investitionen in PV-basierte Projekte zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete geschaffen werden. Die Finanzierung 

beläuft sich auf 4 Mio. US $ von der GEF und weitere 5 

Mio. US $ von der peruanischen Regierung. Sie ermöglichte 

die Installation von bislang über 4 200 Systemen. 

Das Amt für Zusammenarbeit »EuropeAid« der Europäischen 

Kommission hat unter dem Namen EURO- 

SOLAR Programm ebenfalls ein Projekt für ländliche 

PV-Anlagen initiiert. Das Hauptziel des Programms ist 

es, die Nutzung erneuerbarer Energien als Motor für Entwicklung 

in den acht ärmsten Ländern Lateinamerikas 

zu fördern. Das Programm umfasst die Installation von 

Stromerzeugungsanlagen aus ausschließlich erneuerbaren 

Energiequellen. Die Ausrüstung besteht aus PV-Modulen, 

die in einigen Fällen mit einer Windkraftanlage kombiniert 

werden. Hilfsausrüstung wie Batterien, Laptops, 

Satelliten-Internet-Verbindung usw. gehören ebenfalls 

dazu. Das Projekt wird durch die Generaldirektion für 

die Elektrifizierung ländlicher Gebiete des Ministeriums 

für Energie und Bergbau durchgeführt, wobei die EU zu 

den 1,3 Mio. €, die von der peruanischen Regierung bereitgestellt 

wurden, weitere Mittel in Höhe von 5 Mio. € 

zuschießt. Insgesamt sollen 130 Gemeinden eine Ausstattung 

zur Stromerzeugung erhalten. 

Das deutsche Bundesministerium für wirtschaftliche Zu-

sammenarbeit und Entwicklung (BMZ) ist ebenfalls in 

Peru tätig und konzentriert sich auf die folgenden drei 

Bereiche: 

Demokratie, Zivilgesellschaft und öffentliche Verwaltung 

Versorgung mit Trinkwasser und Abwasserentsorgung 

Nachhaltige Entwicklung ländlicher Gebiete einschließlich 

Umweltschutz und nachhaltigem Anbau 

Als Ergebnis der zwischenstaatlichen Verhandlungen im 

September 2008 versprach das BMZ eine Unterstützung 

von 92 Mio. € für 2008 und 2009. Davon sind 76,5 Mio. € 

für die finanzielle und 15,5 Mio. € für die technische Zusammenarbeit 

vorgesehen. Zusätzlich wurde ein weiterer 

Schuldenerlass in Höhe von rund 48,5 Mio. € im Jahr 2008 

vereinbart. Neben den USA und Japan ist Deutschland einer 

der wichtigsten bilateralen Geldgeber des Landes. 

Peru ist Teil des »Energising«-Entwicklungsprogramms, 

das von der Niederländischen Generaldirektion für Internationale 

Zusammenarbeit (DGIS) finanziert und von der 

Deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit 

(GTZ) durchgeführt wird. Das Programm zielt auf die 

Förderung und Realisierung eines nachhaltigen Zugangs 

zu modernen Energiedienstleistungen für Entwicklungsländer. 

In Peru wurde zwischen 2007 und 2009 mehr als 

150 000 Menschen der Zugang zu modernen Energiedienstleistungen 

ermöglicht, unter anderem durch den 

Anschluss von 4 000 Haushalten und 107 sozialen Einrichtungen 

an das Stromnetz und die Verteilung von mehr 

als 15 000 effizienten Herden an private Haushalte und 

soziale Einrichtungen. Für die zweite Phase (2009–2011) 

wird die Versorgung von 500 000 Menschen angestrebt. 

Nicht nur durch zahlreiche Entwicklungsprojekte, sondern 

auch wegen seines anhaltenden Wirtschaftswachstums 

und der stabilen Bedingungen im Land zieht Peru 

viele ausländische Investoren an. 2008 wurden etwa 

17 Mrd. US $ in Peru investiert, vor allem von Unternehmen 

aus Spanien, Großbritannien und den USA. Der 

Energiesektor nimmt den fünften Platz bei ausländischen 

Investitionen ein, wobei das Gesamtinvestionsvolumen 

1,675 Mrd. US $ beträgt. 


PERU | 

170 


Aufgrund seiner geographischen Bedingungen verfügt 

Peru über ein gutes Windenergiepotenzial. Vor allem 

entlang der Küste und des Hauptgebirges gibt es Windgeschwindigkeiten 

von mehr als 7,5 m/s in einer Höhe von 80 

m, die eine wirtschaftliche Nutzung ermöglichen. Die Regionen 

mit dem größten Potenzial befinden sich im Norden 

an der Küste sowie in den Anden und in der Region um Ica 

südlich von Lima. Im Westen der Anden und im Bereich 

des Amazonasbeckens ist kaum Windpotenzial vorhanden. 

TABELLE 10: 

WINDENERGIEPOTENZIAL NACH REGION 

Region 

Windenergie-Potenzial 

(MW 

Nutzbare 

Windenergie 

(MW) 

Amazonas 1 380 6 

Ancash 8 526 138 

Arequipa 1 992 1 158 

Cajamarca 18 360 3 450 

Ica 18360 9 144 

La Libertad 4 596 282 

Lambayeque 2 880 564 

Lima 1 434 156 

Piura 17 628 7 554 

Quelle: MEM 2008c 

Das Gesamtpotenzial von Onshore-Windenergie wird im 

Windatlas, der Ende 2008 veröffentlicht wurde, auf 77 

GW geschätzt (http:// dger.minem.gob.pe/AtlasEolico/ 

atlaseolicolibro/AtlasEolicoLibro.pdf ). 

Das technisch realisierbare Potenzial für die Stromerzeugung 

wird vom MEM offiziell auf 22 GW geschätzt. 

Diese Schätzung basiert auf einer Studie für den oben genannten 

Windatlas für Peru (Atlas Eólico del Perú). Mit 

Hilfe von etwa 30 Messstationen wurde das peruanische 

Windkraftpotenzial untersucht. Da Erfahrungen über die 

großangelegte Nutzung von Windenergie noch nicht vorhanden 

sind und präzise Messungen an bestimmten Projektstandorten 

noch nicht durchgeführt wurden, können 

sich Abweichungen der tatsächlichen Werte ergeben. Das 

Potenzial für Offshore-Windenergie an der peruanischen

Küste wurde noch nicht eingehend erforscht. 

Von den 25 peruanischen Regionen verfügen lediglich 

neun über ein bedeutendes Windenergiepotenzial. Die 

oben stehende Tabelle zeigt die Regionen mit einem theoretischen 

Potenzial von mehr als 1 000 MW sowie die 

jeweilige nutzbare Windenergie. Die Tabelle verdeutlicht, 

dass die höchsten Erträge in den Küstenregionen von Piura 

im Nordwesten und in Ica im Süden von Lima erreicht 

werden können. Platz drei belegt die Region Cajamarca in 

den nördlichen Anden Perus. 

Der Winter verzeichnet die höchsten Windgeschwindigkeiten, 

die im Sommer wieder abnehmen. Diese jahreszeitlichen 

Schwankungen ergänzen gut die Verfügbarkeit 

von Wasserressourcen für die Stromerzeugung aus Wasserkraft, 

die im Sommer höher als im Winter ist. Mit einem 

intelligenten Verteilungssystem könnten EE so eine 

ganzjährige Lieferung von Elektrizität gewährleisten. 


Die allgemeinen Maßnahmen zur Förderung erneuerbarer 

Energien sind im Gesetz Nr. 1.002 definiert und im 

Kapitel »Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien«. 

beschrieben. Die wichtigsten Punkte des Gesetzes 

lassen sich wie folgt zusammenfassen: 

Mindestens 5% der gesamten Energie aus erneuerbaren 

Energien wie Wind, Sonne, Gezeiten- und Erdwärme, 

Biomasse und Wasserkraft im Zeitraum 2008–2012 

Höhere Tarife, die von OSINERG festgesetzt werden 

Garantierte und bevorzugte Abnahme 

Um die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu 

fördern, hat die peruanische Regierung ein Maßnahmenpaket 

zur Förderung von Investitionen in diesem Bereich 

eingeführt. Zu den wichtigsten Einzelmaßnahmen gehört 

eine garantierte Rendite von 12% und eine beschleunigte 

Abschreibung bis zu 20% jährlich. Um einen Windpark 

einzurichten, ist eine temporäre Lizenz von der Dirección 

General de Energía des MEM erforderlich. Diese berechtigt 

zur Durchführung der Umweltverträglichkeitsprüfung 

(UVP) sowie zu vorbereitenden Studien und Windmessungen. 

Nach Erhalt der UVP wird eine unbefristete 

Lizenz vergeben und der Windpark kann errichtet werden. 


PERU | 

171 


Im Bereich kleine Windenergie sind mehrere kleine 

Windkraftanlagen in Betrieb, die hauptsächlich in ländlichen 

Gebieten zur Wasserförderung, Bewässerung und 

Aufladen von Batterien genutzt werden. Die Nutzung der 

Windenergie zum Pumpen von Wasser findet traditionell 

im Norden von Peru statt. Als größere Windkraftanlagen 

wurden in den späten 1990-er Jahren zwei Turbinen 

installiert, danach gab es keine Weiterentwicklung der 

Windenergienutzung bis 2007. Allerdings hat es seitdem 

einen Ansturm auf befristetete Konzessionen gegeben, 

um attraktive Standorte für potenzielle Windparks zu sichern. 

Diese weisen eine potentielle Gesamtleistung von 

mehr als 10 GW auf. Tabelle 11 zeigt die Anzahl der Projekte 

mit befristeten Lizenzen pro Region. 

Die projektierte Leistung der einzelnen Windparks liegt 

TABELLE 11: WINDENERGIEPROJEKTE MIT 

BEFRISTETEN ERZEUGUNGSLIZENZEN NACH REGION 

Region 

Anzahl 

Projekte 

Kapazität 

[MW] 

Ancash 7 1 060 

Arequipa 7 1 010 

Ica 12 1 630 

La Libertad 9 980 

Lambayeque 1 100 

Lima 4 630 

Moquegua 4 620 

Piura 20 3 585 

Tacna 3 290 

Tumbes 2 200 

Total 63 10 105 

Quelle: MEM 2009b 

im Bereich von 40 bis 300 MW. Alle bislang vergebenen 

befristeten Lizenzen beziehen sich auf Standorte nahe 

der Küste, da der Zugang einfacher ist und Windkraftanlagen 

auf dem Seeweg geliefert werden können. Unter 

Berücksichtigung der großen Anzahl an Projekten und 

der Gesamtkapazität ist es interessant festzustellen, dass 

die Regierung die erste Ausschreibung für maximal 500 

MW plant (für alle erneuerbaren Energien). Darüber 

hinaus gelten die Konzessionen nur für zwei Jahre; das

heißt, dass ein intensiver Wettbewerb um die Verträge für 

erneuerbare Energie herrschen wird. Die obigen Zahlen 

bedeuten, dass fast die Hälfte des nutzbaren Windenergiepotenzials 

(22 GW) bereits durch die Inhaber einer 

befristeten Lizenz gesichert wurde. 

Insgesamt gibt es elf Gesellschaften, die befristete Lizenzen 

haben. Das Unternehmen, das die meisten von ihnen 

erhalten hat, ist Ibero Peruana Inversiones (22 Verträge). 

Weitere Lizenznehmer sind Norwind, Huayra Kallpa, 

Energía Eólica, Gaz & L’Énergie, Generalima, Inversiones 

Troy, Petrolera Monterrico, Perú Energía Renovable, 

Soleol und Sowitec Energías Renovables de Perú. Nach 

Angaben der peruanischen Gesellschaft für erneuerbare 

Energien (Asociación Peruana de Energías Renovables 

– Apeger) könnte Windenergie mittelfristig zu einem 

Investitionsvolumen von über einer Mrd. USD führen. 

Um Netzanbindungs- und Netzeinspeisebedingungen 

für Windenergie definieren zu können, führt die COES 

derzeit eine Studie durch, die auch die maximale Leistung 

aus Windkraft definiert, die an SEIN angeschlossen werden 

könnte, ohne dass der Netzwerkbetrieb unterbrochen 

wird. Dies ist die wichtigste Voraussetzung, die bei einer 

Ausschreibung durch die Regierung berücksichtigt wer- 

25 

20 

15 

10 

5 

0 

Aktivitäten im 

informellen 

Sektor 

Steuerverwaltung 

politische 

Instabilität 

Zugang zu 

Finanzierung 

PERU | 

172 

den muss. Es ist offensichtlich, dass in einem Land mit 

einer maximalen Nachfrage von 4 200 MW die kurzfristigen 

Möglichkeiten für den Anschluss von Windenergieanlagen 

an das Netzwerk begrenzt sind. 

Nach mehreren Verschiebungen ist nun zu erwarten, dass 

gegen Ende 2009 eine Ausschreibung für Windenergie 

durch OSINERGMIN stattfinden wird. An dieser Ausschreibung 

können ausschließlich Unternehmen teilnehmen, 

die über eine befristete Lizenz verfügen und einen 

bestimmten Betrag für die Finanzierung des Projekts garantieren 

können. Doch bisher steht nicht fest, wie hoch 

die jeweilige Leistung sein wird, die in den Windenergielizenzen 

bewilligt wird. Die Voraussetzungen sowie die 

Bedingungen und Modalitäten der Ausschreibung müssen 

noch definiert werden. Es wird erwartet, dass etwa 

die Hälfte der Projekte mit befristeten Lizenzen an den 

öffentlichen EE-Ausschreibungen teilnehmen. 


Ausländische Unternehmen werden auf die gleiche Weise 

wie peruanische behandelt. Es gibt keine Investitionsbeschränkungen 

außer der, dass kommerzielle Anlagen mindestens 

50km von der Staatsgrenze entfernt sein sollen. 

ABBILDUNG 7: 

TOP 10 DER INVESTITIONSHEMMNISSE IN PERU (2006), % DER UNTERNEHMEN, DIE DIE PROBLEME IN DEM 

JEWEILIGEN BEREICH ALS DEN GRÖSSTEN HINDERUNGSGRUND GENANNT HABEN 


Steuersätze Verbrechen, 

Diebstahl, 

fehlende 

Ordnung 

Korruption Arbeitsmarktbestimmungen 

Zoll- und 

Handelsregulierung 

unzureichend 

ausgebildete 

Arbeitskräfte

Das Gesetz zur Förderung ausländischer Investitionen 

von 1991 enthält klare Regeln; somit sind die Ratings 

für Investitionen in Peru gut (BBB+). Obwohl Peru sehr 

liberal in punkto Marktteilnahme ausländischer Investoren 

ist, gibt es noch einige Hindernisse, die Investitionen 

verhindern könnten. Die Unternehmensumfrage der 

Weltbank 2006 zeigt die Top 10 der Beschränkungen, die 

durch ausländische Investoren in Peru wahrgenommen 

werden. (siehe Abbildung 7). 

In Bezug auf die Stromerzeugung kann sich laut LCE 

jedes Unternehmen für eine Lizenz zur Stromerzeugung 

bewerben. Da jedoch die erzielbaren Marktpreise für 

Windenergie nicht ausreichen, um die Kosten zu decken, 

müsste dazu die EE-Förderung aus Gesetz Nr. 1 002 beantragt 

werden. Wie bereits erwähnt beträgt die Stromerzeugungsleistung 

aus erneuerbaren Energien insgesamt 

5% der Gesamtkapazität (rund 500 MW), was verglichen 

mit dem vorhandenen Potenzial nur ein Bruchteil des 

möglichen Anteils darstellt. Obwohl die Voraussetzungen 

in Bezug auf das Windenergiepotenzial und die Ziele 

der Regierung sehr günstig sind, gab es oft Verzögerungen 

bei der versprochenen Informationsbereitstellung seitens 

der Behörden – zum Beispiel beim Windatlas oder den 

Spezifikationen zu den Netzleistungen und dem genauen 

PERU | 

173 

Ausschreibungsverfahren. Dies hat zu Unsicherheiten bei 

vielen Unternehmen geführt, ob sie ihre Projekte weiter 

verfolgen sollen. Da befristete Lizenzen nur zwei Jahre 

gelten und nur einmal für weitere zwei Jahre verlängert 

werden können, befürchten die Unternehmen, ihre bisherigen 

Investitionen zu verlieren, wenn sie ihre Projekte 

nicht fortführen können. 

Insgesamt gibt es keine Erfahrungen mit groß angelegter 

Windenergienutzung in Peru. Allerdings ist nach Angaben 

der UNESCO das Bildungsniveau höher als der 

lateinamerikanische Durchschnitt. Es gibt mehrere gute 

Universitäten, an denen sich etwa ein Drittel der Schulabgänger 

eines Jahres einschreibt. Dies bedeutet, dass gut 

ausgebildetes Fachpersonal zur Verfügung steht. Es gibt 

jedoch keine spezielle Ausbildung im Bereich Windenergie, 

sondern nur die bekannten Studiengänge der Ingenieur- 

und Naturwissenschaften. 

Da es bislang keine groß angelegte Nutzung der Windkraft 

gab, gibt es auch keine lokale Windenergiebranche und 

dementsprechend auch keine Hersteller, Lieferanten oder 

Dienstleister. Es gibt einige Experten und Berater, die mit 

diesem Thema vertraut sind, und ein paar lokale Betriebe 

und einige Tochtergesellschaften internationaler Unternehmen, 

die an der Projektentwicklung beteiligt sind.


Agencia de Promoción de la Inversión Privada 

(Proinversión) 

(Private Investment Promotion Agency) 

Paseo de la República 3361, Piso 9, San Isidro 

Lima, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 612 12 00 

Fax: (+51) 1 - 221 29 41 

Internet: www.proinversion.gob.pe 

Ministerio de Energía y Minas (MEM) 

(Ministerium für Energie und Bergbau) 

Av. Las Artes Sur 260 San Borja 

Lima, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 618 87 00 

Internet: www.minem.gob.pe 

Organismo Supervisor de la Inversión 

en Energía y Minería (OSINERGMIN) 

(Nationale Regulierungsbehörde für 

Energie und Bergbau) 

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar 

Lima, Peru 

Tel.: (+51) 219 - 34 00 

Internet: www.osinerg.gob.pe 

Comite de Operación Económica 

Sistema Interconectado Nacional (COES) 

(Kommitte für die wirtschaftliche Betreibung des Netzes) 

C. Manuel Roaud y Paz Soldan 364. San Isidro, 

Lima, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 611 - 85 85 

Internet: www.coes.org.pe 

Empresa de Administracion 

de Infraestructura Electrica S.A. (ADINELSA) 

Av. Prolongación Pedro Miotta 

Nº 421 San Juan de Miraflores 

Lima, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 217 - 20 00 

Fax: (+51) 1 - 466 - 66 66 

Email: atenciones@adinelsa.com.pe 

Internet: www.adinelsa.com.pe / 

PERU | 

174 

Fondo Nacional del Ambiente (FONAM) 

(Nationaler Umweltfonds) Calle Hermanos Quinteros 

103 Urb. La Castellana, Santiago de Surco 

Lima 33, Peru 

Fax: (+51) 1 - 449 - 62 00 

Email: fonam@fonamperu.org 

Ministerio del Ambiente (MAM) 

(Ministerium für Umwelt) 

Av. Guardia Civil Nº 205, San Borja, Lima, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 225 5370 

Fax: (+51) 1 - 225 53 69 

Email: minam@minam.gob.pe 

Internet: www.minam.gob.pe 

Fondo Nacional de Electrificación Rural (FONER) 

(Fond für ländliche Elektrifizierung) 

Las Artes Sur - 260, San Borja 

Lima 41, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 476 15 49 

Internet: www.foner.gob.pe 

Latin American Wind Energy Association 

Juan Coronado Lara 

Av. Rivera Navarrete 451 OF 202 

San Isidro, Peru 

Tel.: (+51) 1 - 422 33 11 

Email: peru@lawea.org 

Internet: www.lawea.org


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August 2009

ÄGYPTEN 



BMZ Bundesministerium für wirtschaftliche 


BOOT Build-own-operate-Basis 




EEA Egypt Electricity Authority 

(Ägyptische Strombehörde) 

EEAA Egyptian Environmental Affairs 

(Ägyptische Umweltbehörde) 

EEHC Egyptian Electricity Holding Company 

(Dachgesellschaft ägyptischer 

Stromunternehmen) 

EETC Egyptian Electricity Transmission 

Company (Ägyptische Stromübertragungsgesellschaft) 

EEUCPRA Ägyptische Regulierungsbehörde für 

Stromversorger und Verbraucherschutz 

EGP Ägyptisches Pfund 

EGWEA Ägyptischer Windverband 

EMA Egyptian Meteorological Authority 

(Ägyptische Meteorologiebehörde) 

EnEff Energieeffizienz 

EPF Environmental Protection Fund 

(Fonds für Umweltschutz) 


GTAI Germany Trade & Invest 

GTZ Deutsche Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit 


IEA Internationale Energieagentur 

IPP Independent Power Producer 

(Unabhängiger Stromproduzent) 

177 

JCEE Deutsch-ägyptischer Ausschuss für 

erneuerbare Energien, Energieeffizienz 

und Umweltschutz 

Kf W Kreditanstalt für Wiederaufbau 

ktoe Kilotonne Öläquivalent 

kV Kilovolt 

KWK Kraft-Wärme Kopplung 

MoEE Ministerium für Energie und Elektrizität 

MoP Ministerium für Petroleum und 

mineralische Ressourcen 

MoU Memoradum of Understanding 

(Absichtserklärung) 

MSEA Umweltministerium 

MVA Megavoltampere 

MW Megawatt 

NGO Nichtstaatliche Organisation 

NREA Behörde für neue und erneuerbare 

Energien 

OAPEC Organisation der arabischen Erdöl 

exportierenden Länder 

OECP Organisation für Energieplanung 

und -einsparung 

PPA Power Purchase Agreement 

(Stromhandelsabkommen) 

Pt Piaster 


QIZ Qualifying Industrial Zones 

REA Egyptian Rural Electrification Authority 

(Behörde für ländliche Elektrifizierung) 

RCREEE Regionales Zentrum für erneuerbare 

Energien und Energieeffizienz 


ÄGYPTEN 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON ÄGYPTEN 


Ägypten liegt im Norden Afrikas und umfasst die Sinai 

Halbinsel auf dem asiatischen Kontinent. Zwischen Lybien 

und dem Gazastreifen grenzt das Land ans Mittelmeer, im 

Osten, nördlich des Sudan, ist es durch das Rote Meer begrenzt 

(siehe Abbildung 1). Ägypten ist hauptsächlich geprägt 

durch Wüstenklima mit heißen trockenen Sommern 

(Mai bis Oktober) und gemäßigten Wintern (November 

bis April). Das Klima in den Küstenregionen sowie im Nildelta 

ist mediterran mit durchschnittlichen Temperaturen 

zwischen 14°C und 30°C. Das Klima in den inneren Landesteilen 

einschließlich Kairo und in Zentral- und Nordägypten 

ist wüstenhaft mit hohen Temperaturschwankungen 

während des Tages. Im Frühling verursachen Richtung 

Osten ziehende Tiefdruckgebiete die heißen und staubigen 

Khamsin-Winde. Geologisch ist Ägypten von einem 

weiten Wüstenplateau dominiert, welches durch das Niltal 

und -delta unterbrochen wird. 

178 

Die offizielle Sprache Ägyptens ist Arabisch. Englisch und 

Französisch werden in weiten Teilen des Landes verstanden 

und von gebildeten Schichten aus Wirtschaft, Regierung 

und Diplomatie gesprochen. Seit dem Inkrafttreten 

der Verfassung 1971 ist Ägypten eine Präsidialrepublik. 

Staatsoberhaupt ist Mohamed Hosni Mubarak (seit 14. 

Oktober 1981), Regierungsoberhaupt ist Ahmed Nazif 

(seit 9. Juli 2004). Das Kabinett wird vom Präsidenten 

berufen, welcher seinerseits durch Volksabstimmung für 

sechs Jahre gewählt wird. Es gibt keine Beschränkung 

der Anzahl der Regierungsperioden. Seit einem Volksentscheid 

im Mai 2005 wird die Präsidentschaftswahl in 

freien Wahlen in einem Mehrkandidatensystem durchgeführt. 

Die erste Wahl nach der Verfassungsänderung fand 

am 7. September 2005 statt. Die nächsten Wahlen sind 

für 2011 angesetzt. 

Die Isolierung Ägyptens durch die arabischen Staaten 

nach der Unterzeichnung des Friedensvertrags mit Israel 

1979 wurde unter der Regierung Mubarak überwunden, 

und Ägypten konnte seine Führungsposition in der arabischen 

Welt teilweise wieder herstellen. Am 1. Juni 

2004 trat das Assoziationsabkommen zwischen Ägypten 

und der EU in Kraft. Es ersetzt das vorherige Kooperationsabkommen 

von 1977 und bildet, im Rahmen 

des EuroMed-Partnerschaftsnetzwerkes, die gesetzliche 

Grundlage für die Beziehungen zwischen beiden Parteien. 

Das Abkommen umfasst Freihandelsabkommen 

für Industriegüter und Vereinbarungen zur Vereinfachung 

des Handels von Agrarprodukten. Zudem schafft 

es die Voraussetzungen für eine stärkere Liberalisierung 

des Marktes. Darüber hinaus stimmte Ägypten im März 

2007 einem gemeinsamen Aktionsplan zu, welcher die 

Zusammenarbeit Ägyptens mit der EU weiter festigt. 

Des Weiteren wurde im Dezember 2008 eine Absichts- 

TABELLE 1: 

WICHTIGE KENNZAHLEN 2008 

Fläche Bevölkerung BIP BIP/Kopf Exporte Importe Währung 

1 001 450 m² 83 Mio. 110.6 Mrd. € 3 773 € 20.86 Mrd. 

€ (2008) 

Quelle: CIA World Fact Book 2009 

39.57 Mrd. 

€ (2008) 

1 Ägyptisches 

Pfund 

(EGP) = 0.13 €

ÄGYPTEN | 179 

TABELLE 2: 

BIP 2000–2008 

2000 2005 2006 2007 

BIP (aktuelle Preise) Mrd. € 69.77 62.67 75.11 91.18 

Quelle: Weltbank 2009 

erklärung (Memoradum of Understanding) zur verbesserung 

der Europäischägiptischen Zusammenarbeit in 

der Enegiepolitik unterzeichnet. 

Ägypten ist Mitglied der Welthandelsorganisation 

(WTO), Teil des gemeinsamen arabischen Marktes sowie 

Teil der Freihandelszone zwischen Ägypten, Tunesien 

und Jordanien. Darüber hinaus besitzt die Republik Freihandelsübereinkommen 

mit der Türkei und der europäischen 

Freihandelszone (European Free Trade Association – 

EFTA). Am 14. Dezember 2004 setzte Ägypten das Protokoll 

zur Qualifying Industrial Zone (QIZ) um, welches 

bestimmten geographischen Gebieten in Ägypten und 

Israel Zollfreiheit mit den USA einräumt. Sofern der mit 

Israel vereinbarte Teil des Abkommens eingehalten wird, 

haben die in der QIZ angesiedelten Unternehmen zollfreien 

Zugang zum amerikanischen Markt. Darüber hinaus 

ist das Land Mitglied der Vereinigung der Nilstaaten, 

der Organisation derarabischen Erdöl exportierenden 

Staaten (OAPEC) und der Arabischen Union. 

Die wichtigsten Exportländer 2008 waren Italien 

(10,3%), die USA (7,7%), Spanien (6,7%), Syrien (5,1%), 

Saudi Arabien (5%), Japan (4,9%), Deutschland (4,9%) 

und Frankreich (4%). Zu den Hauptimportländern zählten 

die USA (10,6%), China (10,2%), Italien (7,5%), 

Deutschland (7%) und Saudi Arabien (5%). 

Die Inflationsrate lag im Jahr 2008 bei 11,7%. Für das Jahr 

2009 wird eine Inflationsrate von 16,5% prognostiziert. 1 

Der Anteil der unter der Armutsgrenze lebenden Bevölkerung 

belief sich im selben Jahr auf 20%, während ca. 

8,4% der erwerbsfähigen Bevölkerung arbeitslos waren. 2 

Ägypten stellt nach Saudi Arabien die zweitgrößte Wirtschaft 

des arabischen Wirtschaftsraumes. Das Land liegt 

im Zentrum des Nahen Ostens und beherbergt mehr als 

ein Viertel der gesamten Bevölkerung der Region. Ägyptens 

Wirtschaft ist stabil und zeigte in den letzten 25 Jah- 

1 GTAI 2009 

2 CIA World Fact Book 2009 

ren ein kontinuierliches Wachstum von 4–5%. Verglichen 

mit anderen Staaten der Region ist Ägyptens Wirtschaftsstruktur 

ist diversifiziert, der Aktienmarkt ist mit mehr 

als 600 registrierten Unternehmen einer der am besten 

entwickeltsten der Region. Die wirtschaftliche Bedeutung 

des Landes wird darüber hinaus durch seine Schlüsselrolle 

in der Politik des Nahen Ostens, der Funktion als einer 

der Hauptverbündeten der USA sowie der strategischen 

Wichtigkeit des Landes für den Transport von Gütern 

über den Suezkanal verstärkt. Ägypten spielt eine zentrale 

Rolle bei der Produktion von arabischsprachigen Medien. 



Die Primärenergieerzeugung Ägyptens zeigte in der Vergangenheit 

ein stetiges Wachstum und erreichte 2006 eine 

Gesamtproduktion von 62 501 ktoe (entspricht 2 617 

PJ bzw. 726 887 GWh). Die Anteile der verschiedenen 

Energieträger an der Gesamtproduktion für das Jahr 2006 

können Abbildung 2 entnommen werden. Während die 

Förderung und Produktion von Erdgas stetig anwachsen 

und sich die Exportmengen erhöhen, zeigt die Produktion 

von Erdölprodukten fallenden Trend. Gleichzeitig steigt 

die Nachfrage nach Erdöl weiter an, was teilweise auf die 

dafür aufgewendeten hohen Subventionen zurückzuführen 

ist. Kürzlich wurden bedeutende Mengen an Erdgasressourcen 

entdeckt. In der nahen Zukunft wird Erdgas 

vermutlich Ägypten größter Wachstumsmotor sein. 

Die Primärenergieproduktion Ägyptens hat sich in der 

Vergangenheit schnell entwickelt. Angefangen bei ca. 

8 000 ktoe im Jahr 1971, entwickelten sich die Produktionsmengen 

bis zum heutigen Niveau weitestgehend 

linear. Das wesentliche Wachstum hat im Öl- und Gas

ABBILDUNG 2: 


77 830 KTOE 

Rohöl 

43,13 % 

Gas 

53,45 % 

Quelle: IEA 2008) 

Wasser 

1,43 % 

Geothermie, 

Solar etc. 

0,07 % 

Brennbare 

Erneuerbare 

Abfall/ 

1,90 % 


0,02 % 

sektor stattgefunden, während Kohle und Torf eher eine 

Entwicklung auf niedrigem Niveau verzeichneten. Die 

Anteile der erneuerbaren Energien haben sich in der 

Vergangenheit nicht signifikant erhöht und spielen weiterhin 

eine untergeordnete Rolle in der Energieversorgungsstruktur. 

Der Energiesektor ist aufgrund der hohen 

Ressourcenverfügbarkeit für Ägyptens Wirtschaft wichtig 

und wird auch zukünftig eine übergeordnete Rolle spie- 

TABELLE 3: 

STRUKTUR DES ENDENERGIEVERBRAUCHS 2006 NACH SEKTOREN 

Endenergieverbrauch 


len. Ägypten ist Nettoexportland von Rohöl und Erdgas. 

Zudem nimmt es durch den Betrieb des Suezkanals und 

der Sumed- (Suez–Mittelmeer) Pipeline, zwei wichtige 

Transportrouten für Öl aus dem Persischen Golf, eine 

strategische Position beim Transport von Öl ein. Ägypten 

ist auch Nettoimporteur der Energieträger Kohle und 

Torf. 

Der Endenergieverbrauch im Jahr 2006 belief sich auf 

43 072 ktoe (entspricht 500 927 GWh bzw. 1 803 PJ). 

Die Aufteilung auf die einzelnen Wirtschaftssektoren ist 

in Tabelle 3 dargestellt. 3 

Das Stromnetz 

Das staatliche Übertragungsnetz umfasste 2007/2008 

eine Länge von 39 552 km. Das Stromnetz ist in die 

sechs geografischen Zonen Kairo, Kanal, Delta, Alexandria 

und Westdelta, Zentralägypten und Oberägypten 

unterteilt. Das gesamte Landesgebiet ist abgedeckt. 

Mittel- und Niederspannungsnetze sowie isolierte Netze 

werden von den jeweiligen Versorgern betrieben. Das 

Verteilernetz bestand im Juni 2008 aus 142 983 km 

Mittelspannungs- und 230 187 km Niederspannungsleitungen. 

4 

Seit 1998 wurden Anstrengungen unternommen, das 

ägyptische Stromnetz international zu vernetzen. Das 

Ergebnis ist der Zusammenschluss der Netze Jordaniens, 

PJ % 

Industrie 603 33 


Andere 531 29 

Privathaushalte 358 20 

Davon 

Gewerbe und Dienstleistung 42 2 

Land- und Forstwirtschaft 89 5 

nicht spezifiziert 43 2 

Insgesamt 1 622 100 

(Quelle: IEA 2008) 

3 IEA 2008 

4 ohne nicht-energetische Nutzung

TABELLE 4: 

CHARAKTERISTIKA DES ÄGYPTISCHEN ÜBERTRAGUNGSNETZES 2008 


500 kV 400 kV 220 kV 132 kV 66 kV 33 kV 

Trafoleistung (MVA) 7 765 n.s. 28 850 3 427 35 223 1 769 

Gesamtlänge Übertragungsnetz 

Quelle: EEHC 2008a 

2 479 33 14 912 2 429 16 986 2 713 

TABELLE 5: 

SPITZENLASTEN IM STROMNETZ 2003–2008 

ABBILDUNG 3: 

ÄGYPTENS ÜBERTRAGUNGSNETZ 


2003-2004 2004-2005 2005-2006 2006-2007 2007-2008 

Spitzenlast (MW) 

Quelle: EECH 2008a 

14 735 15 678 17 300 18 500 19 738 

Syriens, Lybiens und der Türkei mit dem ägyptischen 

Stromnetz (Fünf-Länder-Verbindung), welche 2002 

fertig gestellt wurde. 5 Verbindungen zum europäischen 

Strommarkt wurden durch das Seekabel zwischen Marokko 

und Spanien (400 kV) sowie über die Verbindung 

Syrien-Türkei geschaffen. 

Im April 2004 einigten sich die arabischen Maghreb-Staaten 

darauf, die nationalen Netze Ägyptens und Lybiens 

auszubauen um die Verbindung zu verbessern. 

Die Deckung der unerwartet hohen Spitzenlast von 

19.738 MW im Haushaltsjahr 2007/2008 stellte die 

Egyptian Electricity Holding Company (EEHC) vor eine 

große Herausforderung. 


TABELLE 6: 

ENTWICKLUNG DER INSTALLIERTEN LEISTUNG NACH ENERGIEQUELLE 2003–2008 

2003-2004 2004-2005 2005-2006 

MW 

2006-2007 2007-2008 

Wind 140 140 183 225 305 

Erdgas 1 019 1 537 1 966 2 416 1 416 

GuD-Kraftwerke 2 605 2 699 3 949 4 949 6 449 

Wasserkraft 2 749 2 783 2 783 2 783 2 842 

Dampf 11 610 11 616 11 571 11 571 11 571 

Gesamt 


18 123 18 775 20 452 21 944 22 583 

5 EIA 2008

ABBILDUNG 4: 

STROMERZEUGUNG NACH TECHNOLOGIE 2006 

Dampfturbine51 

% 

Source: IEA 2008 

Wind 

1 % Gas 

6 % 

Gas- und 

Dampf-Kombikraftwerk 

29 % 

Wasserkraft 

13 % 

Zwischen 2003 und 2008 erhöhte sich die gesamte installierte 

Leistung um 24%, in erster Line durch die zusätzliche 

installierte Leistung aus Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken 

und Windkraftanlagen. 

Im Juni 2008 erreichte die gesamte installierte Leistung 

22 583 MW, was einem Anstieg von 2,9% im Vergleich 

zum Vorjahr entspricht. Davon entfielen 11 571 MW 

(51,9%) auf konventionelle Dampfkraftwerke, 6 449 

MW (28,9%) auf Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke und 

2 842 MW (12,8%) auf Wasserkraftwerke (s. Abildung 4). 

Die restlichen 305 MW (1,3%) werden durch Windkraftanlagen 

bereitgestellt. Seit 2002/2003 tragen drei private 

Stromversorger mit einer gesamten installierten Leistung 

von 2.048 MW (9% der landesweiten installierten Leistung) 

aus drei mit Erdgas betriebenen Dampfkraftwerken 

zur Stromversorgung bei. Der Fünf-Jahres-Plan des Ministeriums 

für Energie und Elektrizität aus dem Jahr 2005 

sieht einen Anstieg der installierten Leistung auf 32 GW 

bis zum Jahr 2010 vor. 

Ägypten verfügt über 35 dezentrale Kraftwerke (hauptsächlich 

Dieseleinheiten), die nicht an das nationale 

Stromnetz angeschlossen sind. Die Gesamtleistung 

der dezentralen Anlagen belief sich im Wirtschaftsjahr 

2007/2008 auf 25.884 MW. Etwa 350 GWh Strom 

wurden an lokale Verbraucher einschließlich der Touris- 

TABELLE 7: 

STROMPRODUKTION NACH ENERGIEQUELLE 

2000–2008 

07/08 


06/07 

GWh 

Verändererung 

(%) 

Dampf 53 076 52 082 1.9 

Erdgas 9 361 6 888 35.9 

GuD-Kraftwerke 33 345 29 892 11.6 

Gesamt 

thermisch 

95 782 88 862 7.8 

Wasserkraft 15 510 12 925 20 

Wind (Zafrana) 831 616 34.9 

Gesamt Stromnetz 112 123 102 403 9.5 

Isolierte Anlagen 

Ankauf von 

350 347 0.86 

unabhängigen 

Stromproduzenten 

14 32.2 (56.5) 

Private Produzenten 

(BOOT) 

12 642 12 625 0,1 

Gesamt 


125 129 115 407 8,4 

TABELLE 8: 

STROMVERBRAUCH PER SEKTOR IM JAHR 2006 

Wirtschaftssektor GWh 


Privathaushalte 36 596 

Handel und Dienstleistung 11 541 

Agrar- und Forstwirtschafts 3 697 

Andere 12 040 

Total 98 443 


tenzentren geliefert. Tabelle 7 zeigt die Bruttostromerzeugung 

nach Energiequelle und die prozentuale Veränderung 

gegenüber dem Vorjahr. 


Ägypten ist Nettoexporteur von Strom. Im Jahr 2006 

wurden 208 GWh Strom importiert, während 557 GWh 

exportiert wurden. 

Die Übertragungs- und Verteilungsverluste belaufen 

sich auf ca. 10% (12 583 GWh) der gesamten Stromerzeugung. 

Im Jahr 2005 beliefen sich die Verluste auf 16% 

des gesamten Stromangebots. Der Endenergieverbrauch

ist mit einem Anteil von 37% am gesamten Endenergieverbrauch 

bei den Privathaushalten am höchsten. Der 

Industriesektor hat einen Anteil von 35% am gesamten 

Endenergiebedarf. 

Zukünftig wird, teilweise durch erhöhte Lebensstandards 

sowie durch sehr niedrige Strompreise, ein durchschnittliches 

jährliches Wachstum der Stromnachfrage von 6,35% 

erwartet. Um dem erwarteten Nachfrageanstieg gerecht 

werden zu können, hat die EEHC den sechsten Fünf-Jahres-Plan 

(2008–2012) vorbereitet. Der Plan sieht eine zusätzliche 

Leistung in der Stromerzeugung von 7 750 MW 

vor. Gleichzeitig soll der Anteil der Stromerzeugung aus 

Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken bis 2011/2012 auf 

37% an der installierten Gesamtleistung ansteigen. Am 

31. Januar 2009 hat die Regierung den Fünf-Jahresplan 

für den Zeitraum 2012–2017 beschlossen. Dieser plant 

den Ausbau von weiteren 10 450 MW an Stromerzeugungskapazität. 


Im Jahr 2006 stammten 12,5% der gesamten netzgekoppelten 

Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen. 

Während 12 925 GWh (12%) in Wasserkraftanlagen 

produziert wurden, erzeugten Windkraftanlagen etwa 

616 GWh (0,5%). 

Im Jahr 2008 waren Wasserkraftanlagen mit einer Leistung 

von insgesamt 2 842 MW installiert, davon entfielen 

2 100 MW auf den High Dam, 322 MW auf den Aswan 

Dam I, 270 MW auf den Aswan Dam II und weitere 86 

MW auf den Esna-Staudamm. Ein aktuelles Wasserkraftprojekt 

ist die 2008 in Betrieb genommene New-Hammasi-Anlage 

mit einer installierten Leistung von 4 x 16 

MW. Für 2014 ist die Inbetriebnahme der New-Assuit- 

Barrage-Wasserkraftanlage mit einer installierten Leistung 

von 32 MW geplant. Gegenwärtig wird eine Machbarkeitsstudie 

für eine weitere 5,5 MW Wasserkraftanlage 


Die aktuelle installierte Windkraftleistung beträgt 305 

MW. Ägypten verfügt über ein ausgesprochen großes 

Windpotential. Besonders im Golf von Suez herrschen 

ausgezeichnete Windbedingungen. Nachdem bereits 

mehrere experiementelle Windparkprojekte durchgeführt 


TABELLE 9: 

STROMTARIFE IN ÄGYPTEN 2008 

(€ ct/kWh) (Pt/kWh) 

Hochspanung (220/132 kV) 0.59 – 3.40 4.7 – 27.3 

Hochspannung (66/33 kV) 

Mittel- und 

Niederspannung > 500 KW 

Leistungspreis 

(LE/kW-Monat) 

1.41 – 1.96 11.34 – 15.7 

Arbeitspreis 

Mittel- und Niederspan- 

1.18 9.5 

nung < 500 KW 

(Agrarwirtschaft) 

2.67 21.4 

Wohnsektor (kWh/Monat) 

Residential (kWh/month) 

1.40 11.2 

0-50 0.62 5 

51-200 1.37 11 

201-350 2.00 16 

351-650 2.99 24 

651-1000 4.86 39 

>1000 

Handel (kWh/Monat) 

5.99 48 

0-100 2.99 24 

101-250 4.49 36 

251-600 5.74 46 

601-1000 7.23 58 

>1000 7.48 60 

öffentliche Beleuchtung 

Industrie 


energieintensive 

Industriezweige 

5.11 41 

andere 2.52 20.2 


energieintensive 

Industriezweige 

andere 

1.73 13.9 

Mittelspannung 3.06 24.5 


(LE/kW-Monat) 

Arbeitspreis 

-Demand charge 

2.10 16.8 

(LE/kW-month) 1.18 – 1.30 9.5 – 10.4 

-Energy rates 2.87 – 4.17 23 – 33.4 

Quelle: Ministerium für Energie und Strom, 2009

wurden, hat das Ministerium für Energie und Elektrizität 

einen ehrgeizigen Plan zur Entwicklung von Windparks 

aufgestellt, nach dem bis 2011/2012 zusätzlich 965 MW 

installierter Windleistung entstehen sollen. 6 

Die Nutzung von Solarenergie ist noch in ihren Anfängen 

begriffen. Im Jahr 2007 hat die deutsche Firma Flagsol 

GmbH eine Ausschreibung zur Errichtung eines Hybrid- 

Solar-Kombikraftwerks mit einer installierten Leistung 

von 150 MW gewonnen. 7 Der Solarstandort liegt in 

Kuraymat und wird von der Global Environmental Facility 

(GEF) sowie der Japanese Bank for International 

Development kofinanziert. Die kommerzielle Inbetriebnahme 

ist für Mitte 2010 vorgesehen. Ägypten plant, die 

Leistung aus Solaranlagen durch ähnliche Projekte aufzustocken. 

8 

Strompreise 

Ägyptens Strompreise zählen zu den niedrigsten der 

Welt. Die Preise werden in einem geschlossenen Verfahren 

von der Regierung festgelegt und gelten für alle Regionen 

gleichermaßen. Elektrizität ist in hohem Maße 

subventioniert. Seit Oktober 2004 wurden verschiedene 

Stromtarife zum ersten Mal seit 1992 um durchschnittlich 

8,6% angehoben. Weitere Erhöhungen um 

jeweils 5% pro Jahr wurden für die folgenden fünf Jahre 

festgelegt. Die letzte Erhöhung wurde im November 

2008 durchgeführt. In diesem Jahr summierte sich der 

prozentuale Anstieg auf 7,5% und beinhaltete auch die 

zusätzliche Erhöhung von 2,5% aufgrund der hohen Ölpreise. 

Während der Anstieg in manchen Wirtschaftssegmenten 

mehr als 18% betrug, blieben die Preise für 

Privathaushalte – bei weniger als 50 kWh Verbrauch 

pro Monat und hauptsächlich für Familien mit niedrigen 

Einkommen – unverändert bei 5 Pt (ca. 0,62 € 

Cent). Der höchste Anstieg konnte für Privathaushalte 

mit einem Verbrauch von > 1 000 kWh/Monat beobachtet 

werden. Nach dem Plan der Regierung sollten 

die Strompreise schrittweise an die tatsächlichen Stromproduktionskosten 

angepasst werden. Vor dem Hintergrund 

steigender Inflationsraten von mehr als 5% pro 

Jahr sind die Preiserhöhungen jedoch unter Umständen 

nicht ausreichend. Das neue Stromgesetz soll die wich- 

6 EECH 2008a 

7 20 MW davon Solaranteil 

8 Solar Millenium AG 2008 

ÄGYPTEN | 

184 

tigsten Grundsätze der Preisregulierung präzisieren. 


Artikel 7 des Gesetzes Nr. 100 9 aus dem Jahr 1996 sieht 

die Möglichkeit zum Erwerb von Konzessionen für den 

Bau und Betrieb von Kraftwerken für lokale und internationale 

Investoren vor. Ein 1997 erlassenes Investitionsgesetz 

enthält verschiedene Anreizmechanismen wie 

zum Beispiel staatliche Bürgschaften für Investitionen. 10 

Zum Zeitpunkt der Vertragsverhandlungen für Stromversorgung 

aus privat errichteten Kraftwerken in den späten 

1990-er Jahren wurde der Börsengang aller sieben staatlichen 

Stromanbieter mit Monopolstellung vorbereitet. 

Aufgrund von mangelndem Interesse bei den Investoren 

wurde der Plan jedoch nicht umgesetzt. Der letzte Schritt 

zur Reformierung des Stromsektors war die Restrukturierung 

und Umwandlung der ägyptischen Strombehörde in 

die heutige Dachgesellschaft ägyptischer Stromunternehmen 

(Egyptian Electricity Holding Company – EEHC) 

im Jahr 2000. Diese Umwandlung wird als ein Schritt 

in Richtung eines unternehmerischen Ansatzes gesehen, 

da die EEHC unter anderem zukünftige Projekte aus ihrem 

eigenen Budget und ohne staatliche Interventionen 

finanzieren muss. Die Umwandlung brachte zudem die 

Auflösung der zuvor vertikal integrierten Versorgungsunternehmen 

und deren Umwandlung in individuelle Unternehmen 

mit eigener Verwaltung und getrennter Buchhaltung 

mit sich. Die Einrichtung der EEHC sollte der 

Privatisierung der Tochtergesellschaften dienen, bis heute 

wurde jedoch kein Segment der staatlichen Unternehmen 

privatisiert. Über die EEHC kontrolliert die ägyptische 

Regierung noch immer 90% der gesamten Stromproduktion. 

Auch das Monopol auf Übertragung und Verteilung 

ist weiterhin in staatlicher Hand. Bis heute wurden drei 

privat betriebene Kraftwerke (Sidi Krir, Suez and Port 

Said) durch ausländische Investitionen nach dem Buildown-operate- 

(BOO) Prinzip realisiert. Zusammen liefern 

diese Anlagen ca. 10% (2 049 MW) der gesamten 

installierten Erzeugungsleistung. 

Im Rahmen der neuen Energiestrategie und der ehrgeizigen 

Zielen für erneuerbare Energien werden vermehrt 

Anstrengungen unternommen, einen wettbewerbsorien- 

9 Spohn et al. 2009 

10 Spohn et al. 2009

tierteren Strommarkt zu schaffen und Investoren aus dem 

privaten Umfeld zu gewinnen. Der Entwurf des neuen 

Elektrizitätsgesetzes, der sich derzeit im Prozess der Ratifizierung 

durch die Volksversammlung befindet, ist auf 

die Schaffung eines liberalisierten Strommarktes ausgerichtet, 

der durch die Ägyptische Regulierungsbehörde 

für Stromversorger und Verbraucherschutz (EEUCPRA) 

geregelt wird. Artikel 20–22 des Gesetzentwurfs betrifft 

die Ersetzung des derzeitigen Single-Buyer-Modells und 

ermöglicht den Zugang Dritter zum Stromnetz. Der 

Zugang zum Stromnetz wird über festgelegte Tarife und 

langfristige Abnahmeverträge erfolgen. Darüber hinaus 

hat die Regierung angekündigt, bis zum Jahr 2017 jegliche 

Energiesubventionen abzubauen. 11 


Im Rahmen des ägyptischen Programms zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete wurde durch Netzausbauprojekte 

eine landesweite Elektrifizierungsrate von 99% erreicht. 

Einer Studie von MEDREC 12 zu Folge waren im Jahr 

2004 121 abgelegene Ortschaften und Gemeinden noch 

immer nicht an das nationale Stromnetz angeschlossen. 

Das Ziel der Behörde zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

(REA) für 2008 war die Elektrifizierung von 327 

kleinen Siedlungen, die Verstärkung von 31 Dorfnetzen 

und die Ausbesserung von weiteren 41 Stromnetzen. 13 

Für die wenigen übrigen Siedlungen wird die dezentrale 

Nutzung von erneuerbaren Energien als Alternative zum 

Netzanschluss in Erwägung gezogen. Auf Grund der 

breiten Streuung der Häuser in diesen Gebieten sowie 

dem generell niedrigen Strombedarf der Bewohner ist 

die Ausweitung des Netzes wirtschaftlich nicht sinnvoll. 

Das Projekt MEDREP sieht vor, den Strombedarf ländlicher 

Gemeinden und den Strombedarf zum Heizen 

und für Klimaanlagen in Feriengebieten und neu errichteten 

Dörfern über Solarthermieanlagen zu decken. 

Das Projekt wird als Gemeinschaftsprojekt der NREA, 

dem Regierungsbezirk von Nord Sinai, den ägyptischen 

Umweltbehörden sowie der Behörde für ländliche Elektrifizierung 

durchgeführt und wurde 2004 durch das 

italienische Umweltministerium initiiert. 14 Leider wurden 

bisher noch keine Berichte über Projektstand und 

11 Egypt News 2009 

12 MEDREC 2004 

13 MoEE 2009 

14 MEDREC 2004 

Erfolge des Projekts veröffentlicht. 


ÄGYPTEN | 

185 

Ministerium für Energie und Elektrizität (MoEE) 

Das Ministerium für Energie und Elektrizität wurde 1964 

gegründet. Seine Hauptaufgabe ist die Überwachung der 

Egyptian Electricity Holding Company, der Behörde 

für neue und erneuerbare Energien (NREA) sowie der 

Behörde zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete. Neben 

der Überwachung aller für Energieprojekte relevanten 

Aktivitäten der untergeordneten Behörden schlägt das 

Ministerium Strompreise vor und veröffentlicht für die 

Stromproduktion relevante Daten und Statistiken. 

Regulierungsbehörde EEUCPRA 

Die Ägyptische Regulierungsbehörde für Stromversorger 

und Verbraucherschutz (EEUCPRA) wurde 1997 per Dekret 

ins Leben gerufen 15 . Die Regulierungsbehörde nahm 

1998 offiziell ihre Tätigkeit auf und hat ihren Sitz in Kairo. 

Die wichtigste Aufgabe der Regulierungsbehörde ist es, für 

einen Interessenausgleich zwischen Stromproduzenten, 

Stromanbietern und Endverbrauchern zu sorgen. Übergeordnetes 

Ziel ist dabei die Sicherstellung einer langfristigen 

und zuverlässigen Stromversorgung bei gleichzeitiger 

Förderung und Überwachung von Umweltschutzkriterien. 

Die Behörde ist außerdem für die Lizenzvergabe zum Anlagenbau 

und zum Betrieb von Produktions-, Übertragungs- 

und Verteilungsanlagen sowie für den Stromhandel zuständig. 

Eines der erklärten Ziele der Regulierungsbehörde 

ist die Schaffung eines marktorientierten Umfeldes unter 

Berücksichtigung bestehender Gesetze sowie die Unterbindung 

von Monopolen im Energiesektor. Der Aufsichtsrat 

der EEUCPRA wird durch das Ministerium für Energie 

und Elektrizität ernannt. 

Behörde für neue und 

erneuerbare Energien (NREA) 

Die NREA wurde 1986 mit dem Ziel gegründet, die Bündelung 

der Aktivitäten zur Förderung von erneuerbaren 

Energien und Energieeffizienz durch das Ministerium 

15 Erlass Nr. 326 von 1997 «Establishing the Electric Utility and Consumer 

Protection Regulatory Agency«

für Energie und Strom zu ermöglichen. Neben ihren 

Forschungsaktivitäten ist die NREA der alleinige Betreiber 

von bestehenden Windparks, darunter Pilot- und 

Demonstrationsprojekte im Landkreis Matrouh (Wind- 

Diesel-Hybridsystem) und Hurghada (Windpark mit 5,5 

MW) sowie der netzgekoppelte Zafarana-Windpark am 

Golf von Suez (bis Mitte 2009 wurden 425 MW installiert, 

die Leistung wird weiter ausgebaut). 

Im Rahmen der neuen Ausrichtung zu einer verstärkten 

Einbindung des Privatsektors fördert die NREA private 

Investitionen in Windkraftanlagen, indem sie Ressoucengutachten 

durchführt, erforderliche Daten für Machbarkeitsstudien 

bereitstellt und technische Unterstützung für 

potenzielle Projektentwickler anbietet. 

Die NREA ist zentraler Ansprechpartner für Landnutzungsvereinbarungen 

und besitzt ein zentrales Labor zur 

Prüfung und Zertifizierung von Geräten und Anlagen zur 

Nutzung regenerativer Energienquellen. Darüber hinaus 

bietet die NREA Aus- und Fortbildungskurse an, veranstaltet 

Workshops und führt Studien – sowohl eigene als 

Kooperationsprojekte mit internationalen Partnerorganisationen 

– durch. 

Ägyptische Umweltbehörde (EEAA) 

Die EEAA wurde 1982 gegründet und 1994 entsprechend 

dem Gesetz Nr. 4/1994 neu strukturiert. Die 

EEAA agiert als ausführendes Organ des Umweltministeriums 

(Ministry of State for Environmental Affairs – 

MSEA). Der Verwaltungsrat der Behörde besteht aus 

dem Umweltminister, dem Leiter der Behörde und aus 

Repräsentanten relevanter Ministerien, nichtstaatlicher 

Organisationen (NGOs), dem öffentlichen Wirtschaftssektor 

sowie aus Universitäten und Forschungsinstituten. 

Die Aktivitäten der Behörde werden durch die Fonds für 

Umweltschutz (Environmental Protection Fund – EPF) 

finanziert. Dieser wiederum finanziert sich durch Spenden 

und Zuschüsse nationaler und ausländischer Organisationen 

sowie durch Geldstrafen und Entschädigungen 

aus Gerichtsprozessen. Zu den Hauptaufgaben der Agentur 

gehören die Formulierung von Umweltrichtlinien, 

ÄGYPTEN | 

186 

die Entwicklung und Überwachung von Projekten sowie 

die Durchführung von Pilotprojekten. Die Agentur ist 

zudem die nationale Instanz zur Unterstützung von Umweltangelegenheiten 

zwichen Ägypten und Dritten. 

Dachgesellschaft ägyptischer Stromunternehmen 

(Egyptian Electricity Holding 

Company – EEHC) 

Die staatliche Egyptian Electricity Holding Company 

koordiniert, leitet und überwacht die Tätigkeiten der 16 

(+1) 16 angeschlossenen Unternehmen in den Bereichen 

Erzeugung, Übertragung und Verteilung von elektrischer 

Energie. Die Tochtergesellschaft EETC ist für die landesweite 

Übertragung von Strom an regionale und lokale 

Stromversorger verantwortlich. Neben der EETC gibt es 

sechs Stromproduzenten und neun Stromversorger. Die 

EEHC wird durch das Ministerium für Energie und Elektrizität 

(MEE) überwacht. 

Ägyptischer Windenergieverband (EGWEA) 

Die EGWEA ist der Dachverband der Windenergiebranche 

in Ägypten. Der Interessenverband unterstützt den 

Dialog und die Zusammenarbeit zwischen allen relevanten 

Akteuren durch professionelles Engagement im Bereich 

Windenergie. Die EGWEA ist in einem globalen 

Netzwerk von Windenergieverbänden organisiert. Das 

Hauptziel des Verbandes ist die Förderung der Entwicklung 

von Windenergie durch die Bereitstellung von Mitteln 

zur Vereinfachung des Austausches von technischen 

Informationen, Fachwissen und Erfahrungswerten. Ferner 

führt die EGWEA Studien durch, informiert über 

Angebote und Konferenzen und organisiert Workshops 

im Bereich Windenergie. Der Verband beschäftigt sich 

vorrangig mit der Förderung der Technologie im Inland, 

unterstützt jedoch auch die Entwicklung der Windenergie 

in Entwicklungsländern. 



Ägypten verfolgt eine nationale Energiestrategie, die je- 

16 Die NREA kann als Betreiber des Zafarana-Windparks zu den Stromerzeugungsunternehmen 

gezählt werden, auch wenn die Behörde primär ein 

Forschungsinstitut ist.

doch lediglich auf Ebene des Energiestrategie-Ausschusses 

der Regierungspartei verabschiedet wurde. Die Strategie 

umfasst die Diversifizierung des Energiemixes, die 

Steigerung der Energieeffizienz, eine Reform der Strom-, 

Öl- und Gasmärkte sowie den Abbau von Energiesubventionen. 

Die Strategie für erneuerbare Energien ist ein zentraler 

Bestandteil der nationalen Energiestrategie. 

Die Diversifizierung des Strommixes ist eines der wichtigsten 

Ziele der Energiestrategie. Ziel ist es, bei gleichzeitiger 

Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien den 

Verbrauch von fossilen Brennstoffen zu reduzieren und 

einen Impuls für die Wiedereinführung des Nuklearenergieprogrammes 

zu liefern, welches in den 1980-er Jahren 

ausgesetzt wurde. 

Im Februar 2008 setzte sich die Regierung das ehrgeizige 

Ziel, einen Anteil von 20% der erneuerbaren Energien 

(große Wasserkraft ausgeschlossen) an der Stromproduktion 

zu erreichen. 17 Obwohl bisher noch kein Ziel für den 

Ausbau der Kernenergie festgelegt wurde, hat die Regierung 

2007 einen Plan für die Stromerzeugung verabschiedet. 

Erste Maßnahmen zur Umsetzung des Planes wurden 

bereits eingeleitet. 18 

Ein weiterer grundlegender Bestandteil der Strategie ist die 

Verbesserung der Energieeffizienz. Ziel ist es, den rasant 

anwachsenden Verbrauch an Primärenergie zu bewältigen. 

Der Energieverbrauch wächst ähnlich rasch – und teilweise 

noch rascher – als das reale Wirtschaftswachstum des Landes. 

Es existiert bereits eine Reihe von Vorschriften für die 

wichtigsten Energieverbrauchssektoren, die jedoch nur zögerlich 

angewandt und kontrolliert werden. 19 

Die Energiesubventionspolitik hat sich durch den Rückgang 

der Ölreserven und durch finanzielle Probleme, die 

aufgrund bisheriger Maßnahmen auftraten, verändert. Die 

heimischen Erdgas- und Strompreise wurden im Jahr 2008 

angepasst, um wenigstens die Servicekosten decken zu 

können. Die bisherigen Subventionen werden zunächst in 

den energieintensiven Sektoren und anschließend im Tourismussektor 

schrittweise abgebaut. Es wird jedoch nicht 

erwartet, dass sich die Subventionen für den durchschnittlichen 

Energieverbraucher erheblich verändern werden. 20 

Im Energiemarkt zielt die Energiestrategie auf die Etablierung 

einer wettbewerbsorientierten Struktur ab, bei 

17 JCEE 2009 

18 ESIS 2008a – Egypt Year Book 2008; ESIS 2008b; NPPA 2009 

19 JCEE 2009 

20 JCEE 2009; Marquer 2009 

ÄGYPTEN | 

187 

der Stromproduktion, Übertragung und Verteilung vollständig 

entkoppelt sind. Die Strategie soll darüber hinaus 

günstige Rahmenbedingungen für die Erreichung 

des 20%-Ziels für erneuerbare Energien im Stromsektor 

schaffen. 21 

Das wichtigste Instrument zur Umsetzung der Energiestrategie 

ist das neue Stromgesetz, das sich momentan im 

Ratifizierungsprozess befindet. 

Das neue Gesetz soll folgende Voraussetzungen schaffen 22 : 

• einen liberalisierten Strommarkt mit einer Vielzahl 

von Marktakteuren, der durch die EEUCPRA reguliert 

wird 

• verbesserte Bedingungen für erneuerbare Energien, 

Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) sowie Demand Side 

Management im Stromsektor 

• eine Reihe von Bestimmungen für den Stromverbrauch 

und Maßnahmen zur Förderung der Stromproduktion 

aus erneuerbaren Energien. 

Für die Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen 

sieht das Gesetz vor, dass der private Sektor Projekte 

umsetzt, Anlagen besitzt und betreibt (BOO-Prinzip) 

und den erzeugten Strom im Rahmen von langfristigen 

Stromhandelsabkommen (long-term PPAs) an die Übertragungsgesellschaft 

EETC verkauft. IPPs, die ihren Strom 

aus konventionellen Ressourcen produzieren, schließen 

bilaterale Kaufverträge mit potentiellen Verbrauchern ab. 




Die Energiestrategie Ägyptens wurde in den frühen 

1980-er Jahren als fester Bestandteil der nationalen Energieplanung 

formuliert. Die Strategie wurde mehrfach 

überarbeitet und an die veränderten finanziellen, marktbestimmten 

und technologischen Rahmenbedingungen 

angepasst. Das Ziel, im Jahr 2020 einen Anteil von 20% 

des gesamten Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien 

(ca. 12.000 MW) bereitzustellen, ist im Vergleich zum 

vorherigen Ziel (14% Strom aus erneuerbaren Energien 

21 El-Salmawy 2009 

22 JCEE 2009; MEES 2009

is 2021/22) sehr ambitioniert. 23 

Rechtliche Rahmenbedingungen und 


Die Umsetzung der Energiestrategie ist in zwei Phasen 

geplant: 

• In Phase 1 soll durch die Schaffung eines Ausschreibungsverfahrens 

erreicht werden, dass erneuerbarer Strom 

durch den Privatsektor bereitgestellt wird. Entsprechende 

Stromhandelsabkommen (PPAs) sind dabei in der Regel 

für eine Laufzeit von 20 Jahren garantiert. Das öffentliche 

Ausschreibungsverfahren stützt sich dabei auf bereits bestehende 

Gesetze, welche die IPPs unterstützen. 

• In Phase 2 wird eine Einspeisevergütung speziell für 

kleine und mittelgroße Projekte eingeführt. Diese wird 

auf dem neuen Stromgesetz beruhen. 

Weitere Förderinstrumente beinhalten das - bereits umgesetzte 

- Recht auf Netzzugang und die vorrangige Einspeisung 

von Strom aus erneuerbaren Energiequellen sowie 

die Einrichtung eines Fonds für erneuerbare Energien. 

Der Fond soll durch die Finanzierung von Pilotprojekten 

und durch die Deckung des Defizits zwischen Entstehungskosten 

für EE-Strom und dessen Marktpreis die 

EE-Aktivitäten des MEE und des MoP unterstützen. Der 

Fond wird vor allem durch eine Abgabe auf den Verkauf 

von subventionierten fossilen Brennstoffen für die Stromproduktion 

finanziert werden. 24 

Öffentliches Ausschreibeverfahren 

Insgesamt sollen 2 500 MW in Einheiten von je 250 MW 

über fünf Ausschreibungen vergeben werden. Die Rahmenvorgaben 

für die Angebote beinhalten: 

• den kontrollierten Ausbau der Stromproduktion aus erneuerbaren 

Energien, der sich an den Kapazitäten des 

Übertragungssystems und des Markts orientiert 

• die Gewinnung von hochqualifizierten internationalen 

Entwicklern mit solidem finanziellen Hintergrund 

(Möglichkeit für Technologietransfer) 

• die Förderung der lokalen Produktion (Angebote, die 

einen hohen Anteil von lokal hergestellten Komponenten 

beinhalten, werden im Auswahlprozess bevorzugt) 

• das Erreichen von möglichst niedrigen Preisen 

23 El-Salmawy 2009; Global arab network 2009 

24 El-Salmawy 2009; JCEE 2009 

ÄGYPTEN | 

188 

• die Reduzierung des finanziellen Risikos für Investoren 

durch die Garantie von langfristigen PPAs. 

Die erste Runde hat mit der Vorauswahl für ein Angebot 

für 250 MW in Gabal El Zayt bereits begonnen. Die 

letzte Ausschreibung wird 2017 veröffentlicht. 

Einspeisevergütung 

Die Einspeisevergütung soll Anreize für den Ausbau von 

insgesamt 2 500 MW zusätzlicher Leistung schaffen. Sie 

richtet sich dabei vornehmlich an kleine und mittelgroße 

Projekte bis 50 MW. Die Vergütung wird unter Berücksichtigung 

der Windgeschwindigkeiten und der installierten 

Leistung voraussichtlich für 15 Jahre festgelegt 

werden, momentan befindet sich das System jedoch noch 

in der Entwicklungsphase. 


Ägyptens nationale Aufsichtsbehörde wurde 2005 als 

Anlaufstelle für alle CDM-Fragen gegründet. Organisatorisch 

ist sie Teil der ägyptischen Umweltagentur (Egyptian 

Environmental Affairs Agency – EEAA). Ägyptens 

aktuelle Politik, Strategie und Maßnahmen zum Thema 

Klimawandel beinhalten folgende Komponenten, die für 

CDM-Projekte relevant sind 25 : 

1. der nationale Umweltaktionsplan (2002–2017) 

2. Ägyptens Klimawandelaktionsplan (ECCNAP) 

3. Ägyptens Studienprogramm zur nationalen 

CDM-Strategie 

4. Ägyptens nationale Energieeffizienzstrategie 

Derzeit sind vier CDM-Projekte registriert. Für eines der 

Projekte wurden kleinere Korrekturen beantragt (siehe 

Tabelle 9). Im April 2009 lagen der nationalen Aufsichtsbehöre 

18 Projekte zur Genemigung vor. Neun dieser Projekte 

basieren auf erneuerbaren Energien. 26 

Ägyptens CDM-Potenzial wurde auf 69,75 Mt CO2- 

Äquivalent geschätzt. Rund 21% wurden dabei im Bereich 

der erneuerbaren Energien veranschlagt. 27 Wie in 

Tabelle 10 dargestellt belaufen sich die jährlichen Einsparungen 

durch eingetragene EE-Projekte auf 0,62 Mt CO2- 

Äquivalente. Dies entspricht 5% des vorhandenen Potentials 

im Bereich der erneuerbaren Energien und etwa 1% 

25 GTZ 2007; Medhat 2009 

26 Suding 2009 

27 Usamea 2009

TABELLE 10: REGISTRIERTE UND GEPLANTE CDM-PROJEKTE IN ÄGYPTEN 

Projekt Standort Status Art 

Egyptian Brick Factory GHG Kleine 

Korrekturen 

(nach 

Antrag auf 

Überprüfung) 

des gesamten Potenzials. 


Ägypten ist eines der vorrangigen Partnerländer der 

deutschen Entwicklungszusammenarbeit. In den letzten 

50 Jahren hat Ägypten rund 5,5 Mrd. € Entwicklungshilfe 

erhalten. Die aktuellen Schwerpunkte der bilateralen 

Zusammenarbeit sind Wasserwirtschaft, erneuerbare 

Energien (Wind-, Sonne- und Wasserkraft), Energieeffizienz 

und Klimaschutz. 28 Im Rahmen der deutschen 

Entwicklungszusammenarbeit wurden im Jahr 2008 zwei 

Initiativen zur Förderung von erneuerbaren Energien und 

Energieeffizienz ins Leben gerufen: 

das regionale Zentrum für erneuerbare Energien und 

Energieeffizienz (RCREEE) mit Sitz in Kairo. Wichtigste 

Entwicklungspartner bei der Einrichtung des RCREEE 

sind Ägypten, Deutschland, Dänemark und die Kommission 

der EU. Die arabischen Mitglieder des RCREEE 

sind neben Ägypten Algerien, Jordanien, Libanon, Libyen, 

Marokko, die Palästinensische Autonomiebehörde, 

Syrien, Tunesien und der Jemen. Das RCREEE formuliert 

28 Auswärtiges Amt; Kf W 2009 

Kohlesubstitution 

durch 

Erdgas 

Onyx Alexandria Registriert Gewinnung 

und Abbrennen 

von 

Deponiegas 


und publiziert Strategien und Richtlinien zur Förderung 

von erneuerbaren Energien (EE) und Energieeffizienz 

(EnEff ) in der Region und bietet eine Plattform für den 

regionalen Austausch über politische und technologische 

Fragen. Darüber hinaus fördert das RCREEE die Beteiligung 

des privaten Sektors, um die Entwicklung einer regionalen 

EE- und EnEff-Industrie zu fördern. Die GTZ 

bietet Hilfe beim Aufbau des Zentrums und der Formulierung 

des anfänglichen Arbeitsprogramms. 29 

Der deutsch-ägyptische Ausschuss zu erneuerbaren 

Energien, Energieeffizienz und Umweltschutz ( JCEE) 

ist eine bilaterale deutsch-ägyptische Initiative. Der 

JCEE bietet eine Plattform für die energiepolitische 

Diskussion, für die Entwicklung von Investitionsinitiativen, 

institutionellen Projekten, Sensibilisierungs- und 

Capacity-Building-Maßnahmen sowie für die Herstellung 

von Kontakten und dem generellen Austausch 

zwischen beiden Ländern. Das Projekt wird vom ägyptischen 

Ministerium für Energie und Elektrizität und 

dem deutschen Bundesministerium für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) finanziert. 

29 RCREEE 2009 

Registrierungsdatum 

IRR % MW 

Jährliche 

Einsparungen 

[t 

CO ² eq] 

12 -- 455,270 

15.12.06 -- -- 370,903 

Zafarana Wind Power Plant Zafarana Registriert Wind 22.06.07 5.3 120 248,609 

Projekt für Kraft-Wärmekopplung 

mit Abfall und Gas 

Salpetersäure-Fabrik von 

Abu Qir Fertilizer Co. 

Jährliche Einsparungen 

durch registrierte Projekte 

Jährliche Einsparungen durch 

registrierte EE-Projekte 


Alexandria Registriert Abgasverwertung 

Abu Qir Registriert Katlytischer 

N2O-Abbau 

26.07.08 4.9 k. A. 109,514 

07.10.06 -- -- 1,065,881 

1,794,907 

619,512

Die NREA und die GTZ fungieren als Durchführungsorganisationen. 

30 

Darüber hinaus erhält Ägypten finanzielle Unterstützung 

durch die Kf W Deutschland. Die Kf W vergab unter anderem 

Darlehen zu reduzierten Zinssätzen für die Sanierung 

der Wasserkraftanlagen in Assuan und zusätzliche 

Kredite für den Bau von mittleren Wasserkraftprojekten 

am Nil. Im Bereich der Windenergie finanzierte die Kf W 

durch Darlehen einen wichtigen Teil des Windparks in 

Zafarana und unterstützt zudem ein neues Windparkprojekt 

in Gabal el Zayt durch Darlehen, die sie gemeinsam 

mit der Europäischen Investitionsbank gewährt. 31 

Neben Deutschland sind Dänemark, Japan, Spanien und 

Italien die wichtigsten Partner Ägyptens bei der Entwicklung 

erneuerbarer Energien. Auf europäischer Ebene 

wurde im Dezember 2008 eine Absichtserklärung zur 

Verbesserung der Zusammenarbeit im Energiebereich 

zwischen Ägypten und der EU unterzeichnet. Die Absichtserklärung 

konzentriert sich vorrangig auf die Entwicklung 

der ägyptischen Energiestrategie einschließlich 

der Marktreform, der Konvergenz des ägyptischen Energiemarktes 

mit dem Europas, der Förderung von erneuerbaren 

Energien und Energieeffizienz, der Entwicklung 

von Übertragungsnetzen und der technologischen und 

industriellen Zusammenarbeit. 32 

Finanzielle und technische Unterstützung wird zudem 

von internationalen Organisationen wie der Weltbank, 

den UN-Organisationen UNDP, UNIDO und UNEP 

sowie der Afrikanische Entwicklungsbank gewährt. 33 

So ist Ägypten eines der ersten Länder, die im Rahmen 

des Clean Technology Fund, der durch die Weltbank im 

Jahr 2008 zur Finanzierung von EE- und EnEff-Projekten 

eingerichtet wurde, ein Portfolio präsentieren können. 

Ägypten plant, 300 Mio. US$ an Finanzmitteln zu Sonderkonditionen 

aus dem Fond und weitere Mittel von der 

Weltbank, der Afrikanischen Entwicklungsbank, bilateralen 

Entwicklungsorganisationen, der Privatwirtschaft 

und anderen Quellen für die Entwicklung der Windkraft 

und die Einführung sauberer Transportmittel einzusetzen. 

Die Projekte umfassen u. a. die Erweiterung des 

Übertragungsnetzes für den Transport von Strom aus den 

30 JCEE 2009 

31 Siehe Fussnote 29 

32 Government of Egypt and of the EU 2008 

33 JCEE 2009 

Windparks im Golf von Suez. 34 

ÄGYPTEN | 

190 

8.6 Marktpotential für Windenergie 


Ägypten hat hervorragende Windbedingungen. Insbesondere 

in den küstennahen Regionen sind hohe und 

stabile Windgeschwindigkeiten (bis durchschnittlich 

10,5m/s im Golf von Suez) anzutreffen. Darüber hinaus 

sind die Wüsten und die weiten, dünn besiedelten Gebiete 

des Landes prädestiniert für die Errichtung von großen 

Windparks. 

Zwischen 1998 und 2005 wurde in Zusammenarbeit der 

NREA, der ägyptischen Meteorologiebehörde (EMA) 

und dem dänischen UNEP-Forschungsinstitut in Risø 

ein detaillierter Windatlas erstellt. Ziel des Projektes war 

es, eine solide meteorologische Grundlage für die Auswertung 

der Windressourcen des Landes zu erstellen. Neben 

der Zuhilfenahme von statistischen Aufzeichnungen untersucht 

der Atlas die Windbedingungen auf Basis von 

Windmodellen und bietet detaillierte, meteorologisch 

fundierte Informationen zu Standortanforderungen für 

mittelgroße und große Windfarmen. Der Wind Atlas 

deckt das gesamte Land ab, besonderes Augenmerk wurde 

jedoch auf sechs besonders vielversprechende Gebiete 

gelegt: die Nordwestküste, die Nordostküste, den Golf 

von Aqaba, den Golf von Suez, das Rote Meer und die 

westliche Wüste. Der Atlas gilt als zuverlässige Informationsquelle 

und wird als Grundlage für alle Regierungsentscheidungen 

und Studien bezüglich der Planung und 

Machbarkeit von Windenergieprojekten herangezogen. 

Eine Karte mit den durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten 

kann in einer Studie von Mortensen et al. 35 

eingesehen werden. Weitere Informationen wurden im 

Windatlas von Mitgliedern der Abteilung Windenergie 

der Risø DTU in Roskilde veröffentlicht. 36 

Im Jahr 2003 wurde ein spezieller Windatlas für den Golf 

von Suez 37 fertig gestellt. Die Gutachten ergaben eine potentielle 

Gesamtleistung von 20.000 MW für Windkraftprojekte 

in den unbesiedelten Wüstengebieten westlich 

des Golfes. Eine weitere Kurzstudie bewertet die mete- 

34 World Bank 2009; Africa News 2009 

35 Mortensen et al. 2006 

36 www.windatlas.dk/Egypt/Index.htm 

37 Mortensen et al. 2003

orologischen Daten von weiteren zehn Wetterstationen 

entlang der Mittelmeerküste 38 . Drei weitere Standorte – 

Sidi Barrani, Mersa Matruh und El Dabaa – zeigten dabei 

geeignete Charakteristika für die Installation von Windturbinen. 

Der Atlas zeigt darüber hinaus, dass die Windgeschwindigkeiten 

für die weiten, östlich und westlich des 

Nils gelegenen Wüstengebiete sowie Teile der Sinai-Wüste 

weitaus höher sind als bisher vermutet. 


Im Rahmen der Strategie für erneuerbare Energien sollen 

bis zum Jahr 2020 12% der gesamten Stromversorgung 

(entspricht > 7.200 MW netzgekoppelter Windparkleistung) 

durch Windkraft erzeugt werden. Um dieses Ziel 

zu erreichen, billigte das höchste ägyptische Energiegremium 

im Februar 2008 den Plan, während der nächsten 

12 Jahre eine Windleistung von jährlich 600 MW zu installieren. 

Dem privaten Sektor kommt dabei eine Schlüsselrolle 

bei der Verwirklichung des Ziels für 2020 zu. Die 

Regierung rechnet damit, dass etwa 400 MW pro Jahr 

von der Privatwirtschaft entwickelt werden kann, während 

die NREA rund 200 MW pro Jahr installieren wird. 

Insbesondere werden energieintensive Industrien aufgefordert, 

in die Windkraft zu investieren, um den eigenen 

Strombedarf zu decken oder Strom über das Netz an den 

Endverbraucher zu verkaufen. Die NREA veröffentlichte 

im Juni 2009 die erste Aufforderung zur Einreichung von 

Angeboten (Vorauswahlrunde). Um das in der Strategie 

festgehaltene Ziel zu erreichen, will die Regierung noch 

in diesem Jahr 250 MW Windkraft auf BOO-Basis durch 

private Akteure bauen zu lassen. 

Genehmigungsverfahren 

38 A.S. Ahmed Shata, R. Hanitsch 2005 


Die Regulierungsbehörde EEUCPRA hat Regeln und 

Verfahren zur Lizenzvergabe für die Erzeugung, Übertragung 

und Verteilung erstellt. 39 Voraussetzung für die 

Genehmigung ist eine technische sowie eine wirtschaftliche 

Machbarkeitsstudie. Die Lizenzen haben eine Gültigkeitsdauer 

von fünf Jahren und können erneuert werden. 

Am Ende jeden Jahres muss die Lizenz bestätigt werden. 

Für den Fall der Nichterfüllung der Anforderungen an 

den Lizenznehmer wurden Sanktionsmechanismen festgelegt. 

Entsprechend dem Vertrag zwischen Lizenznehmer 

und Übertragungs- bzw. Verteilergesellschaft hat 

der Lizenznehmer das Recht, an das Übertragungs- bzw. 

Verteilernetz angeschlossen zu werden. Die Regulierungsbehörde 

muss dem Übereinkommen zustimmen. 

Der Lizenznehmer muss jährlich einen Bericht über 

die lizensierten Aktivitäten vorlegen. Lizenzanträge, 

Informationsunterlagen zur Lizenzvergabe sowie Musterverträge 

für die Verträge zwischen Übertragungsgesellschaft 

und Lizenznehmer können von der Homepage 

der Regulierungsbehörde heruntergeladen werden 40 . 

Die Bedingungen für Vergabe, Änderung, Aussetzung, 

Beendigung und Entzug von Lizenzen sind jedoch nicht 

hinreichend spezifiziert. Die Übertragungs- und Verteilungscodes 

bilden die Grundlage für Vorschriften zu 

Planung, Bau, Umbau, Betrieb und Instandhaltung aller 

Produktions- und Verteilungsanlagen, die an das Übertragungsnetz 

angeschlossen sind. Um die Zuverlässigkeit 

und die Qualität der Stromversorgung zu sichern, müssen 

Übertragungsgesellschaften den Anforderungen des 

Übertragungscodes sowie den durch die Behörde eingeführten 

Leistungsstandards nachkommen. 

Derzeitige Nutzung von Windenergie und ge- 

TABELLE 11: 

INSTALLIERTE WINDLEISTUNG IN ÄGYPTEN 2000–2008 


Jahr 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 End of 2008 

MW 5 5 68 98 145 145 230 310 39041 GWh 368 523 552 831 840 

Quelle: WEI 2009/2010 

39 EEUCPRA 2009 

40 EEUCPRA 2009

plante Projekte 

Nachdem Ägypten Ressourcengutachten und Demonstrationsprojekte 

(Hurghada-Windpark) abgeschlossen hat 

und erste großflächige netzgebundene Projekte (Zafarana 

und Golf von El Zayt) geplant und implementiert 

wurden, wird gegenwärtig eine Reihe großer Windenergieprojekte 

umgesetzt. Ende 2008 belief sich die gesamte 

installierte Leistung auf 390 MW. 

Bisher wurden große Windfarmprojekte hauptsächlich 

in Zafarana umgesetzt. Ende 2008 beläuft sich die installierte 

Leistung in Zafarana auf 360 MW. Seit 2001 

wurde der Windpark in Kooperation mit Deutschland, 

Dänemark und Spanien schrittweise errichtet und betrieben. 

Im Jahr 2008 wurde die Anlage mit japanischer 

Unterstützung um 55 MW erweitert. Im Wirtschaftsjahr 

2007/2008 hat der Windpark bei einer erreichten 

Arbeitsleistung von durchschnittlich 35,5% rund 840 

GWh Strom generiert und dabei etwa 466.000 Tonnen 

CO2 eingespart. 

NREA hat konkrete Pläne für die Windparkentwicklung 

an den Standorten Zafarana und Golf von El- 

Zayt. Während für Zafarana eine installierte Leistung 

von 600 MW auf einer Fläche von 150 km2 geplant ist, 

ist für den Golf von El-Zayt eine installierte Leistung 

von 720 MW auf einer Fläche von 200 km2 vorgesehen. 

Zwischen beiden Gebieten wurden zudem 1 300 

km2 für die Errichtung von Windparks durch Privatinvestoren 

bereitgestellt. Auf dieser Fläche sollen weitere 

Windkraftanlagen mit einer Leistung von bis zu 6 000 

MW errichtet werden. 

Die Planung für Zafarana zwischen 2009 und 2010 beinhaltet 

die Erweiterung der Anlage um von 75 MW in Kooperation 

mit Japan sowie eine Erweiterung um zusätzliche 

120 MW in Kooperation mit Dänemark. Insgesamt 

soll Zafarana eine Leistung von 600 MW netzgekoppelter 

Windkraft generieren. Damit ist der Windpark der 

größte des Nahen Ostens und Afrikas. 

Am Golf von El-Zayt wurden verschiedene Projekte 

entwickelt, die zusammen eine Gesamtleistung von 720 

ÄGYPTEN | 

192 

MW ergeben. Für den Bau des Windparks sind drei Phasen 

vorgesehen: 200 MW in Kooperation mit Deutschland, 

220 MW in Kooperation mit Japan und 300 MW 

in Kooperation mit Spanien. 

Darüber hinaus hat eine Reihe privater Unternehmen 

ihr Interesse an der Entwicklung großer Windenergieprojekte 

am Golf von El Zayt bekundet. Im Jahr 2006 

unterzeichnete die italienische Firma Italcementi eine 

Absichtserklärung mit der ägyptischen Regierung über 

die Installation von 120 MW mit der Möglichkeit zur 

Erweiterung auf bis zu 400 MW. Die Stromerzeugung 

soll zum Teil zur Deckung des eigenen Stromverbrauchs 

in den firmeneigenen Zementwerken genutzt werden. 41 

Am 2. August 2009 haben die Behörden der Zuteilung 

von 1,5 Mio. Acres Land aus Staatseigentum östlich und 

westlich des Nils für die Entwicklung von Windfarmen 

zugestimmt. Insgesamt sollen auf diesen Flächen 30 000 

MW Leistung installiert werden. 42 Ein Drittel des Landes 

soll dabei durch die NREA und multinationale Organisationen 

bebaut werden, während zwei Drittel der Projekte 

dem privaten Sektor in Ausschreibungsverfahren angeboten 

werden. 


Im Allgemeinen sind die gegenwärtigen Bedingungen 

für die Windenergiebranche in Ägypten günstig. Kürzlich 

durchgeführte Analysen des World Economic Forum 

und der Weltbank zeigen, dass die Wettbewerbsfähigkeit 

des Landes trotz der weltweiten Wirtschaftskrise ansteigt 

und günstige Bedingungen für geschäftliche Aktivitäten 

durch private Unternehmen herrschen. 43 Maßnahmen 

zur Beseitigung der bestehenden Hindernisse im Stromsektor 

werden derzeit umgesetzt, mit Hinblick auf die 

Strompreise und die Verfügbarkeit von qualifiziertem 

Personal bleibt jedoch eine Reihe von Hemmnissen weiterhin 

bestehen. 

Die Auswirkungen der weltweiten Wirtschaftskrise auf 

die ägyptische Wirtschaft sind relativ gering und es gibt 

trotz des niedrigen Wirtschaftswachstums keine Anzeichen 

eines Konjunktureinbruchs. 44 

Maßnahmen zur Bewältigung der globalen Krise werden 

sich zudem positiv auf die Verfügbarkeit notwendi- 

41 WEI 2009/2010 

42 MEE 2009 

43 AHK-Egypt 2009 

44 GTAI 2009a

ger Infrastruktur zur Übertragung und Verteilung von 

Windstrom auswirken. Der Mangel an geeigneter Infrastruktur 

stellte bisher eines der grundlegendsten Probleme 

für den Ausbau des Sektors dar 45 . Die Regierung 

plant Investitionen in den Ausbau des Hochspannungsnetzes 

zwischen dem Golf von Suez und Kairo im Wert 

von 100–120 Mio. US$. 

Die globale Wirtschaftskrise kann sich jedoch auch negativ 

auf die Bemühungen der ägyptischen Regierung 

auswirken, Elektrizität aus erneuerbaren Energien wettbewerbsfähig 

zu machen. Mit dem Ziel die Wirtschaft anzukurbeln 

hat die Regierung beispielweise die Strompreise 

für Industrieunternehmen bis Ende 2009 eingefroren. 46 

Im Rahmen des Liberalisierungsprozesses und zum Teil 

als Reaktion auf die globale Wirtschaftskrise 47 , strebt die 

Regierung eine stärkere Beteiligung des privaten Sektors 

im Rahmen von öffentlichen Projekten an. 

Der Großteil der bisher in Zafarana eingesetzten Windturbinen 

wurde von europäischen Unternehmen wie 

Gamesa bereitgestellt. Insgesamt bestellte die NREA 405 

MW Windturbinen von dem spanischen Unternehmen. 

Kürzlich haben Gamesa und NREA zwei weitere Verträge 

über die Lieferung von 284 Windturbinen mit einer Gesamtleistung 

von 241 MW unterschrieben. Der Vertrag 

im Wert von insgesamt 279 Mio. € wurde im Rahmen einer 

internationalen Ausschreibung vergeben. Gamesa liefert 

schlüsselfertige Produkte. Zivil- und Elektrotechnik 

sowie der Mastenbau werden lokal vergeben. 

Die NREA fördert die lokale Fertigung von Turbinen 

und anderen Komponenten beispielsweise durch Technologietransfer 

oder Joint Ventures. Erfahrungen im Bereich 

der Serienfertigung von Windkraftkomponenten 

sind in geringem Maße vorhanden. Seit 2005 werden zudem 

Reparaturen und die Überholung von Generatoren 

durch lokale Unternehmen durchgeführt. Der weltweit 

agierende Hersteller von Kabeln und elektrischen Komponenten, 

El Sewedy, wird voraussichtlich in diesem Jahr 

mit der lokalen Produktion von Windturbinen in Ain 

El Sokhna beginnen. Das Vorhaben soll in einem 50:50 

45 GTAI 2009a und 2009b 

46 Auswärtiges Amt 2009b 

47 GTAI 2009a 

ÄGYPTEN | 

193 

Joint Venture (genannt SET) mit dem deutschen Mastenhersteller 

SIAG Schaaf Industrie AG umgesetzt werden. 

Diese Anlage ist Teil der Strategie von El Sewedy, ein voll 

entwickelter Windparkanbieter von der Herstellung bis 

zur Montage in Ägypten zu werden. 

Im letzten Jahr (2008) kaufte El Sewedy darüber hinaus 

für 40 Mio. € 30% Anteile an dem spanischen Unternehmen 

M Torres Olvega, das Turbinen mit Direktantrieb 

herstellt. Der Vertrag beinhaltet die Möglichkeit, 

die Anteile bis März 2011 auf 70% aufzustocken. Das 

Unternehmen erwartet bis 2010 die Bereitstellung von 

111 Einheiten. Bis 2012 sollen weitere 256 Einheiten 

folgen. Im ersten Jahr ist eine Gesamtproduktion von 50 

Turbinen (83 MW) vorgesehen, in den darauf folgenden 

vier Jahren sollen 225 Turbinen (435 MW) produziert 

werden. 

Die Bedingungen für den Markteintritt sind günstig und 

werden sich in naher Zukunft wahrscheinlich noch verbessern. 

Wie in Kapitel 1.4 und 1.5 dargestellt, beinhaltet 

das neue Stromgesetz ein Paket von Maßnahmen zur 

Erleichterung des Marktzugangs. Diese Maßnahmen werden 

dazu beitragen, dass 87% des EE-Stromziels für 2010 

erfüllt werden und 73% der Zielerfüllung durch privat 

finanzierte Projekte umgesetzt werden. 

Die bisherigen Erfahrungen, zum Beispiel in der Gasbranche, 

waren in der Regel positiv. Die ägyptische Regierung 

hat sich als glaubwürdiger Partner erwiesen. Ein 

Unternehmen hat bereits Interesse an der Entwicklung 

von Windenergieprojekten bekundet (siehe derzeitige 

Nutzung von Windenergie und Projektpipeline). Derzeit 

findet der Ausschreibungsprozess statt. 48 

Unabhängig von der Krise stellt die Verfügbarkeit von 

qualifizierten Arbeitskräften ein verbleibendes Hindernis 

für die Entwicklung der Windenergiebranche dar. Im 

Wesentlichen wird dieser Mangel durch zwei Faktoren beeinflusst: 

dem Mangel an spezialisierten Studiengängen 

sowie der Abwanderung von qualifiziertem Personal. 49 

Generell bieten ägyptische Universitäten und Bildungseinrichtungen 

keine an die Bedürfnisse des Windsektors 

angepassten Programme (z. B. weiterführende Studien in 

Maschinenbau und Elektrotechnik) an. Obwohl es einige 

48 Suding 2009b 

49 Suding 2009b

unter anderem durch die GTZ und das BMZ unterstützte 

Initiativen zur Reformierung der Lehrpläne gibt, ist der 

Anpassungsprozess im Vergleich zu den rasanten Entwicklungen 

in der Windenergiebranche eher langsam. 

Gut qualifizierte ägyptische Ingenieure und Techniker 

ziehen es zudem vor, im Ausland (vor allem im Nahen 

Osten) zu arbeiten, da hier Darlehensbedingungen und 

wirtschaftlichen Vorteile deutlich besser sind als in Ägypten. 

Dies kann sich besonders kritisch für die NREA auswirken, 

da ihre Darlehen im Vergleich zum Privatsektor 

eher niedrig sind. 

Box 1. Schutz von geistigem Eigentum 50 

ÄGYPTEN | 

194 

Das Gesetz 82/2002 enthält die wichtigsten Instrumente 

zum Schutz des geistigen Eigentums. Das Gesetz besteht 

aus vier so genannten Büchern zu den Themen Patente, 

IC-Design, vertrauliche Informationen, Markenschutz, 

Herkunftsbezeichnungen, Handelserklärungen, gewerbliche 

Muster, Urheberrecht und verwandte Schutzrechte, 

sowie Sortenschutz. 

Fragen des geistigen Eigentums werden auch im Rahmen 

gebundener Maßnahmen, die gemeinsam von der Zollbehörde 

und dem Handelsabkommensbereich des Ministeriums 

für Handel und Industrie umgesetzt werden, sowie 

in den Verordnungen zur Durchführung des Verbraucherschutzgesetzes 

adressiert. Gesetz 82/2002 ist Teil der 

ägyptischen Bemühungen um die Erfüllung ihrer Verpflichtungen 

aus anderen internationalen Vereinbarungen. 51 Es 

spiegelt generell die Bestimmungen des Abkommens über 

handelsbezogene Aspekte des Schutzes von geistigem Eigentum 

(TRIPS) wider. 

Die Durchsetzung wird in erster Linie durch das Strafrecht 

garantiert, welches die Möglichkeit einräumt, bei Nachweis 

einer kriminellen Handlung eine Zivilklage einzureichen. 

Durch die Einrichtung einer mit dem Schutz des 

geistigen Eigentums betrauten Polizeiabteilung sowie der 

Abstellung von Zivilinspektoren fördert Ägypten die stärkere 

Durchsetzung der Rechte. In der Praxis gab es bereits 

eine Reihe von Fällen zum Schutz von geistigem Eigentum, 

in denen Strafen durch ägyptische Gerichte verhängt 

wurden und Schadensersatzansprüche geltend gemacht 

wurden. Aufgrund des überlasteten Gerichtssystems sind 

Prozesse, Entscheidungen und Vollstreckung jedoch unter 

Umständen sehr zeitintensiv. 

50 U.S. Commercial Service Egypt 2009; GTAI 2009c 

51 Zum Beispiel das WIPO-Übereinkommen, die Pariser Verträge und das Madrid 

Protokoll. Eine umfassende Liste Verträgen siehe: http://www.wipo.int/treaties/en/ShowResults.jsp?search_what=C&country_id=53C


New and Renewable Energy Authority (NREA) 

(Behörde für neue und erneuerbare Energien) 

Ext. of Abbas El-Akkad St. Hay El-Zohour 

P.O. Box: 4544 Masakin Dobbat Elsaff, 

El-Hay El-Sades 

Nasr City, Cairo, Egypt 

Tel.: +202 (271) 31 74/76 

Fax: +202 (271) 71 73 

E-mail: nre@idsc.net.eg 

Internet: www.nrea.gov.eg 

Egyptian Electricity Holding Company 

Dr. Mohamed M. Awad (Chairman) 

Ramssis St., Abbassia, Cairo, P.O. Box 222 

Tel.: +202 (261) 64 87/63 06 

Fax: +202 (261) 65 12 

E-mail: Mawad@moee.gov.eg 

Internet: www.egelec.com 

Egyptian Electric Utility and 

Consumer Protection Regulatory Agency 

(Ägyptische Regulierungsbehörde für Stromversorger 

und Verbraucherschutz) 

Prof. Dr. Hafez El Salmawy (Managing director) 

1 Engineer Maher Abaza St. 

behind Elseka El-Hadid Club, Nasr City 

Cairo, Egypt 

P.O. Box: 71 Panorama October 73 

Postal Code: 11811 

Tel.: + 202 (234) 21475 

Fax: + 202 (234) 23480 

E-mail: info@egyptera.org 

Internet: www.egyptera.com 

Ägyptische Botschaft in Deutschland 

Stauffenbergstraße 6-7 


Tel.: +49 (30) 477 54 7-0 

Fax: +49 (30) 477 10 49 

Internet: www.aegyptische-botschaft.de 

ÄGYPTEN | 

195 

Deutsch-Arabische Handelskammer 

21, Soliman Abaza St. off Jamet El Dowal El Arabia St. 

Mohandessin 

Cairo, Egypt 

Tel.: +202 (333) 68183 

Fax: +202 (333) 68786/8026 

E-mail: info@ahk-mena.com 

Internet: www.ahkmena.com 

Ägyptischer Windverband 

Präsident: Professor Galal Osman 

Internet: http://www.ewindea.org/ 

Ägyptische Umweltbehörde 

Abteilung Klimawandel 

National Focal Point 

Dr. Eng. El-Sayed Sabry Mansour 

Coordinator of Egyptian DNA 

30 Misr-Helwan Road, Maadi 

Cairo, Egypt 

Tel.: +202 (525) 64 52 

Fax: +202 (525) 64 90 

E-mail: ccu@eeaa.gov.eg 

Internet: www.eeaa.gov.eg 

JCEE 

Deutsch-ägyptischer Ausschuss zu erneuerbaren Energien, 

Energieeffizienz und Umweltschutz 

Dr. Ibrahim Aboulnaga Street (ext of Abbas Elakad 

Street) 

Nasr City, Cairo Egypt 

Tel.: +202 (227) 02 793 

Fax: +202 (227) 02 699 ext:104

E-mail: secretariat@jcee-eg.net 

Internet: http://www.jcee-eg.net 

Regional Center for renewable Enegy and Enegy Efficiency, 

RCREEE (Regionales Zentrum für Erneuerbare 

Energien und Energieeffizienz) 

Acting Director - Head of Interim Secretariat: 

Dr. Kilian Baelz 

Block 11, Piece 15, Melsa District - Ard El Golf. 

Cairo - Egypt 

Tel.: +202 (241) 54691 

Fax: +202 (241) 54661 

E-mail: info@rcreee.org 

Internet: http://www.rcreee.org 

Kf W-Aussenbüro Kairo 

Managers: Jan Blum, Walid Abdel Rahim 

4D El Gezira Street, Zamalek 11211 

Cairo, Egypt 

Tel.: +202 (736) 95 25/74 96 

Fax: +202 (736) 37 02 

E-mail: kfwcairo@tedata.net.eg 

Internet: www.kfw-entwicklungsbank.de 

GAMESA Corporacion Tecnologica S.A. 

Ramón y Cajal 7-9 

01007 Vitoria, Álava, Spain 

Tel.: +34 (944) 037 352 

Internet: http://www.gamesacorp.com 

Italcementi 

Via Camozzi 124 

24121 Bergamo, Italy 

Tel.: +39 (035) 396 111 

Internet: www.italcementigroup.com 

El Sewedy Electric Contracting and Engineering 

Contact person: Eng. Sherif M. Ali 

17 Cleopatra Street, El Korba, Heliopolis, Cairo 

Tel.: +202 (690) 7511 -290 9830 

Fax: +202 (690) 7512 

E-mail: sh.ali@elsewedy.com 

Internet: www.elsewedycables.com 


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MAROKKO 


AMISOLE L’Association Marocaine des Industries 

Solaires et Eoliennes 


BOT Build-Operate Transfer 

CDER Centre de Développement des Energies 

Renouvelables 


CED Compagnie Eolienne du Détroit 

CIEDE Centre d‘Information sur l‘Energie 

Durable et l‘Environnement 

CNRST TEER Centre National pour la Recherche 

Scientifique et Technique, Unité des 

Technologies et Economie des Energies 

Renouvelables 

CO2 Kohlendioxid 

DH Dirham 

DLM Delattre Levivier Maroc 



EET Energie Electrique de Tahaddart 




IEA International Energy Agency 

IMF International Monetary Fund 

IPP Independent Power Producers 

IZF Interner Zinsfluß 

JLEC Jorf Lasfar Energy Company 


kV Kilovolt 

kW Kilowatt 

m² Quadratmeter 

MEMEE Ministerium für Energie, Bergbau, 

Wasser und Umwelt 

MW Megawatt 

NATO North Atlantic Treaty Organization 

ONE Office National de l’Electricité 

PDD Project Design Document 

PJ Petajoule 

SHS Solar Home Systems 

tCO2eq Tonnen CO2-Äquivalente 

WTO World Trade Organisation 

199

MAROKKO 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON MAROKKO 


Marokko befindet sich in Nordafrika, grenzt an Algerien 

und die Westsahara und hat sowohl eine Nordatlantik- 

als auch eine Mittelmeerküste (siehe Abbildung 

1). In Marokkos Nordwesten herrscht ein mediterranes 

Klima vor, im Südwesten und Süden nimmt das kontinentale 

Saharaklima zu. Das Atlasgebirge verläuft von 

Südwesten nach Nordosten und bildet die klimatische 

Grenze: Im nord-westlichen Teil sind die Sommer trocken 

und warm, die Winter mild und regnerisch. Östlich 

des Atlasgebirges ist das Klima kontinental mit 

heißen Sommern, kalten Wintern und wenig Regen. 

Der Wind ist in der Regel an der Nord- und der Südwestküste 

sowie im östlichen Teil des Atlasgebirges am 

stärksten. 

TABELLE 1: 

WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN; STAND: 2008 FALLS NICHT ANDERS ANGEGEBEN 

200 

Marokkos Amtssprache ist Arabisch, darüber hinaus 

werden aber auch verschiedene Berbersprachen gesprochen. 

In der Wirtschaft, Politik und Diplomatie ist häufig 

Französisch die bevorzugte Sprache. Staatsoberhaupt 

der konstitutionellen Monarchie ist König Mohammed 

VI, der den Premierminister ernennt. Der derzeitige Premierminister 

ist Abbas al-Fassi, der bei den Parlamentswahlen 

im Oktober 2007 gewählt wurde, die zwar als 

relativ frei gelten können, jedoch mit einer sehr niedrigen 

Wahlbeteiligung stattfanden (37 %, davon 19 % ungültige 

Stimmen). Die Außenpolitik ist westlich orientiert. 

Marokko möchte zwischen arabischen, afrikanischen und 

internationalen Partnern vermitteln und steht in enger 

Beziehung zu anderen Entwicklungsländern mit ähnlichem 

Anspruch. 1 Ein beträchtliches Konfliktpotential 

birgt der ungeklärte politische Status der Westsahara, die 

von Marokko beansprucht, seit dem Waffenstillstand von 

1991 aber von der UN verwaltetet wird. Da die Demokratische 

Arabische Republik Sahara (Westsahara) von der 

Afrikanischen Union anerkannt wurde, verließ Marokko 

die Union. Marokko ist Mitglied der Welthandelsorganisation 

(WTO) und hat Freihandelsabkommen mit der 

Europäischen Union, den Vereinigten Staaten und der 

Türkei unterzeichnet. 2008 erhielt Marokko von der EU 

den Status «Statut Avancé«, der den Zugang zu weiteren 

europäischen Programmen ermöglicht. 2007 waren Marokkos 

wichtigste Exportpartner Frankreich (27,9 %), Spanien 

(20,8 %) und Großbritannien (5,2 %). Die wichtigsten 

Importpartner waren Frankreich (15,8 %), Spanien 

(10,4 %) und Italien (6,4 %). 

Marokko engagiert sich sehr stark für die Kooperation 

von nordafrikanischen und europäischen Mittelmeer- 

Anrainerstaaten. 2 Obwohl die EU nach wie vor der 

wichtigste Handelspartner ist und nur 5,6 % der Trans- 

Fläche Einwohnerzahl BIP BIP/Kopf Export Import Währung 

459 000 m² 32 Mio 61,5 

Mrd. € 

Quelle: IMF, CIA World Fact Book 

1 868 €/ 

Einwohner 

17,4 Mrd. € 

(2007) 

20,5 Mrd. € 

(2007) 

1 Auswärtiges Amt 2008 

2 http://www.animaweb.org/en/index.php 

1 Dirham = 

0.09 €

TABELLE 2: 

BIP VON MAROKKO 2000–2008 

aktionen im Außenhandel auf Afrika entfielen, nimmt 

Marokkos Handel mit anderen Ländern der Arabischen 

Maghreb-Union stetig zu und hat sich zwischen 2004 und 

2008 auf rund 1,4 Mrd. € verdoppelt. Außerdem unterzeichnete 

Marokko das Abkommen von Agadir mit Tunesien, 

Ägypten und Jordanien, um eine Freihandelszone 

zwischen den arabischen Mittelmeerländern zu schaffen. 

Das Abkommen ist seit März 2007 in Kraft. 3 Experten 

der Weltbank und anderer Banken und Investmentgesellschaften 

sehen in Marokko großes Potenzial für wirtschaftliches 

Wachstum und schätzen das Land als einen 

potenziellen Markt der Zukunft ein 4. 

2008 lag die Inflationsrate bei 4,6 %. 2007 lebten 15% der 

marokkanischen Bevölkerung unter der Armutsgrenze. 5 

Das Pro-Kopf-Einkommen Marokkos liegt im Mittelfeld 

der afrikanischen Länder. 



Der Primärenergieverbrauch ist in Marokko kontinuierlich 

gestiegen und erreichte 2006 13 977 ktoe, das entspricht 

585 PJ oder 162 553 GWh. Abbildung 2 zeigt den 

Anteil der verschiedenen Quellen an der gesamten Primärenergiebereitstellung 

im Jahr 2006. Marokko ist stark 

von fossilen Brennstoffen abhängig, so stammen 46% des 

Primärenergieverbrauchs aus Rohöl, 28% aus Kohle und 

Torf, 18% aus Erdölderivaten und 3% aus Gas. 

Die Primärenergiebereitstellung ist in der Vergangenheit 

erheblich gestiegen. Sie entwickelte sich ziemlich linear 

von etwa 104 PJ im Jahr 1971 auf von 585 PJ im Jahr 

2006. Aktuellere Daten für 2008 sind von der IEA nicht 

verfügbar. Die vorliegenden Daten des Ministeriums für 

3 AEO 2009 

4 DIHK Marokko 2009 

5 Marokkos offizielle Armutsgrenze wird nach den Aufwendungen bemessen, die 

für 2 400 Kalorien pro Erwachsenem und Tag aufgebracht werden müssen. 

MAROKKO | 201 

2000 2002 2004 2006 2008 

BIP 

(konstante Preise) Mrd. € 31 878 33 390 38 740 44 653 61 544 

Quelle: IMF 

Energie, Bergbau, Wasser und Umwelt (MEMEE) für 

2008, die von den tatsächlichen Daten leicht abweichen 

könnten, sind in folgende Kategorien aufgeteilt: 382 PJ 

(61%) Erdölderivate, 159 PJ (26%) Kohle, 46 PJ (7%) 

Strom, 23 PJ (4%) Erdgas, 10 PJ (2%) Wasserkraft und 

3 PJ (< 0,1%) Windkraft. 6 

ABBILDUNG 2: 


585 PJ 

162 

28 % 

266 

46 % 

Rohöl 



Gas 


Archivdaten der IEA zufolge fand das Wachstum hauptsächlich 

auf dem Ölsektor statt, der Anteil von Kohle und 

Torf an der Energieverbrauch begann Mitte der 1990-er 

allmählich anzusteigen. 7 Marokko ist in hohem Maße auf 

die Einfuhren von Energieträgern angewiesen, derzeit beläuft 

sich der Import auf 96%. 2006 hatte Marokko einen 

Endenergieverbrauch von 10 415 ktoe (das entspricht 

121 26 GWh oder 436 PJ). Tabelle 3 zeigt die Aufteilung 

dieses Verbrauchs auf die verschiedenen Sektoren. 

6 MEMEE 2009 

7 IEA 2008 

104 

18 % 

20 

3 % 

6 

1 % 

0,1 

0 % 

19 

3 % 

7 

1 % 

Wasser 

Brennbare Erneuerbare/Abfall 

Geothermie, Solar etc 

Strom

Das Stromnetz 

2006 gehörte das Übertragungsnetz dem staatlichen 

Energieversorger ONE und bestand aus 18 920 km Leitungen 

mit 400 kV, 225 kV, 150 kV und 60 kV. Das Netz 

deckt das gesamte Land ab und ist über regionale Verbindungen 

sowohl an das algerische als auch an das spanische 

Stromnetz angeschlossen. Die Kapazität der Verbindung 

zwischen Marokko und Spanien liegt bei 1 400 MW über 

zwei 400-kV-Seekabel; zwischen Marokko und Algerien 

MAROKKO | 202 

TABELLE 3: 

ENDENERGIEVERBRAUCH IN MAROKKO 2006 IN PJ 

Endenergieverbrauch im Jahr 2006 [PJ] 

Industrie 10 848 24.9 % 

Transport 

Andere Sektoren 

4 723 10.8 % 

Privathaushalte 10 777 24.7 % 

davon 

Gewerbe und öffentlicher Dienst 904 2.1 % 

Land- und Forstwirtschaft 741 1.7 % 

Andere 14 407 33.0 % 

nichtenergetische Nutzung 1 210 2.8 % 

Gesamt 43 606 100.0 % 


ABBILDUNG 3: 

STROMÜBERTRAGUNGSNETZ IN MAROKKO 


gibt es eine 1 200-MW-Verbindung über drei 400-kV- 

Leitungen. Abbildung 3 zeigt die Verbreitung des Stromübertragungsnetzes. 

2007 bestand das Verteilernetz, das sich im Besitz von 

ONE befindet, aus 55 103 km Mittelspannungsleitungen 

und 149 795 km Niederspannungsleitungen. Je nach 

Region liegt die Verantwortung für die Lieferung von 

Strom an die Endabnehmer entweder bei ONE selbst 

(für den größten Teil des Landes) oder bei einer von sieben 

lokalen städtischen Behörden (»Régies«) (Marrakesch, 

Fès, Meknes Tétouan Safi, El Jadida-Azemmour 

und Larache-Ksar El Kébir) bzw. vier privaten Unternehmen 

(«Gestion Déléguée«), die das Netz von ONE 

benutzen (Casablanca, Rabat-Salé, Tanger und Kénitra). 

Die Verluste im Netz betrugen 2007 4,7%. 8 ONE plant 

die Stärkung und den Ausbau des Netzes. Die 400-kV-, 

225-kV- und 60-kV-Leitungen sollen erweitert werden, 

außerdem soll eine 400-kV-Seekabelverbindung nach 

Spanien gebaut werden. Zudem wird momentan eine 

400-kV-Verbindung nach Algerien errichtet, welche die 

bestehende 225-kV-Verbindung verstärken soll. ONE 

zufolge reicht das Netz im Süden nicht für zusätzliche 

Kapazitäten (aus erneuerbaren Energien) aus. ONE 

plant daher den Bau von 650 km 400-kV-Leitungen 

zwischen den südlichen Städten Agadir und Laâyoune, 

die 2012 in Betrieb genommen werden sollen. 


8 ONE 2009

Ende 2007 lag die gesamte installierte Leistung in Marokko 

bei 5 292 MW. 3 469 MW (65%) davon liefern 

thermische Kraftwerke. Die installierte Leistung aus 

Wasserkraft liegt bei 1 729 MW (33%), nahezu 50% davon 

sind nicht in Betrieb. Dies schließt 464 MW an Kapazität 

aus Pumpspeicherkraftwerken ein. Die restlichen 

114 MW (2%) werden von Windkraftwerken erbracht. 

Die installierte Leistung, die an das Netz von ONE angeschlossen 

ist, hat sich in den letzten Jahren wie in Tabelle 

4 aufgeführt verändert. 

Neben den Kraftwerken von ONE gibt es auf dem 

marokkanischen Markt derzeit auch einige private 

Stromproduzenten. Die Jorf Lasfar Power Station, ein 

Kohlekraftwerk des schweizerisch-amerikanischen Konsortiums 

JLEC, ist für die Energieversorgung des Landes 

besonders wichtig. Mit einer Leistung von 1.356 MW ist 

es das größte privat betriebene Kraftwerk in Afrika. Der 

Großteil der Kohle, der in Jorf Lasfar verwendet wird, 

wird aus Südafrika importiert. Marokko selbst verfügt 

kaum über Kohlevorkommen. Das JLEC-Kraftwerk Jorf 

Lasfar stellt 26% der gesamten installierten Leistung, 

MAROKKO | 203 

TABELLE 4: 

INSTALLIERTE LEISTUNG NACH ENERGIEQUELLEN, ONE UND PRIVATE ENERGIEPRODUZENTEN 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Wärmekraft 3 168 3 168 3 168 3 189 3 096 3 469 3 469 3 449 

Wasserkraft 

(einschließlich Pumpspeicher) 

1 167 1 167 1 167 1 167 1 498 1 729 1 729 1 729 

Windkraft 54 54 54 54 54 54 54 114 

Gesamt 4 389 4 389 4 389 4 410 4 648 5 252 5 252 5 292 

Quelle: ONE 2009 

die Energie Electrique de Tahaddart (EET) betreibt ein 

Gaskraftwerk mit einer Leistung von 384 MW (7% der 

gesamten installierten Leistung) und Théolia (die die 

Compagnie du Eolienne Détroit, kurz CED, 2007 aufgekauft 

hat) betreibt einen Windpark mit einer Leistung 

von 50 MW (1%). 

Im Juni 2007 wurde zusätzlich zu den in Tabelle 4 aufgeführten 

erneuerbaren Energien (1 792 MW aus Wasserkraft, 

114 MW aus Windkraft) ein Solarkraftwerk 

mit einer Leistung von 20 kW für Ain Beni Mathar in 

Auftrag gegeben. 

Um der wachsenden Nachfrage gerecht zu werden, 

sieht das Ministerium für Energie, Bergbau, Wasser 

und Umwelt (MEMEE) die Notwendigkeit großer Investitionen 

für den Ausbau der Infrastruktur und der 

TABELLE 5: 

BRUTTOSTROMERZEUGUNG NACH ENERGIEQUELLEN 2000–2008, IN GWH 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Wärmekraftwerke 10 771 12 091 13 068 13 657 14 584 17 539 18 009 17 994 18 648 

Wasserkraftwerke 705 856 842 1 441 1 600 1 412 1 585 1 318 1 360 

Windkraftwerke 

Grenzüber-quer- 

65 207 194 187 199 206 183 278 298 

ender Austausch 

(Import – Export) 

2 363 1 564 1 392 1 455 1 555 814 2 027 3 507 4 261 

Gesamt 11 541 13 154 14 104 15 285 16 383 19 157 21 804 23 097 24 567 

Quelle: MEMEE 2009 

vorhandenen Leistung. ONE hat einen Investitionsplan 

ausgearbeitet, der pro Jahr die Finanzierung von 500– 

600 MW zusätzlicher Leistung über einen Zeitraum 

von zehn Jahren vorsieht, das entspricht etwa 900 Mio. 

€ (10 Mrd. DH). 

Stromerzeugung

TABELLE. 6: 

STROMVERBRAUCH IN MAROKKO 2006 

GWh % 

Industrie 8 017 42 



Gewerbe und öffentliche Dienstleis- 

6 130 32 

tungen 2 507 13 

Land- und Fortswirtschaft 2 061 11 

Gesamt 19 260 


2008 wurden vom öffentlichen Energieversorger ONE 

und den drei oben erwähnten unabhängigen Stromerzeugern 

JLEC, EET und Théolia insgesamt 20 306 GWh 

produziert (davon etwa 1/3 von ONE selbst und 2/3 über 

Konzessionen). Thermische Kraftwerke machen dabei 

92% der nationalen Stromerzeugung aus, Wasserkraftwerke 

7 % und Windkraftwerke 1,5%. 

Trotz der Steigerung der installierten Leistung konnte die 

wachsende Nachfrage nach Strom in Marokko in der Vergangenheit 

nicht gedeckt werden. Dies führte zu einem 

Anstieg der Importe aus Algerien und Spanien. 2008 wurden 

in Marokko 21 568 GWh Strom verkauft, was einem 

4%-igen Wachstum im Vergleich zu den 20 541 GWh von 

2007 9 entspricht. 

Tabelle 6 zeigt den Stromverbrauch nach Sektoren. Wie 

deutlich wird, ist die Industrie mit 42 % der größte Verbraucher. 

Für aktuellere Jahre ist diese Information nicht 

verfügbar, da die Verkäufe der örtlichen Vertreiber vom 

MEMEE nicht weiter aufgeschlüsselt werden. 

Für den Zeitraum bis zum Jahr 2015 erwartet die marokkanische 

Regierung ein jährliches Wachstum von 7,5 %, 

das vor allem auf die sozioökonomische Entwicklung und 

das Bevölkerungswachstum zurückzuführen ist. Nach 

Schätzungen von ONE wird sich die nationale Nachfrage 

nach Strom im Jahr 2015 auf 35 000 - 40 000 GWh belaufen. 

Das MEMEE erwartet jedoch eine noch höhere 

Nachfrage, die einem mittelfristigen Szenario zufolge 

2015 bei 44.900 GWh (7 545 MW) liegen wird. 10 


9 MEMEE 2009 

10 Benkhadra 2008 

MAROKKO | 204 

Die wichtigste Form erneuerbarer Energie in Marokko ist 

Biomasse, meist in der klassischen Form von Brennholz 

oder Holzkohle zum Heizen und Kochen. Die wichtigsten 

erneuerbaren Energiequellen auf dem Stromsektor 

sind Wasserkraft, Windenergie und Sonnenenergie, die 

über Solar Home Systems (SHS) im Rahmen des Programms 

zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete (PERG) 

genutzt wird. 2008 wurden 1 360 GWh aus Wasserkraft 

und 298 GWh aus Windkraft gewonnen (siehe Tabelle 5). 

ONE betreibt 26 Wasserkraftwerke mit einer installierten 

Gesamtleistung von 1 360 MW. Weitere Energie aus 

Wasserkraft stammt unter anderem aus einem 464 MW 

Pumpspeicherkraftwerk in der Nähe von Beni Mallal/ 

Afourer. In Oued Oum Er Rbia sollen in Zukunft Mikro- 

Wasserkraftwerke entwickelt werden. Zu diesem Zweck 

wurde ein Programm ins Leben gerufen, das potenzielle 

Standorte identifizieren soll, was in 200 Fällen auch bereits 

geschehen ist. Darüber hinaus sollen jetzt oder sehr 

bald Pilotprojekte starten und evaluiert werden; die Entwicklung, 

Finanzierung und der Bau weiterer Kraftwerke 

soll künftig weiter verfolgt werden. Ende 2007 waren 44 

719 Haushalte mit SHS-Anlagen ausgestattet. 11 Ziel eines 

weiteren Pilotprogramms der Regierung, das Chourouk- 

Programm, ist der Bau von 1 400 Mikro-PV-Anlagen mit 

0,5 bis 1 kW in den Regionen um Errachidia, Benguerir 

und Ouarzazate. Diese PV-Anlagen sollen an das Niederspannungsnetz 

angeschlossen werden. Momentan ist das 

Programm ausgesetzt, bis das neue Gesetz für erneuerbare 

Energien in Kraft tritt. 

Ende 2007 waren in Marokko 200 000 m² Solarkollektoren 

installiert. Diese Zahl soll bis Ende 2012 verdoppelt 

werden. 

Strompreise 

Die Strompreise in Marokko sind im regionalen Vergleich 

relativ hoch. Der Strompreis für Endabnehmer wird 

durch eine Verordnung des marokkanischen Premierministers 

festgesetzt. Subventionen für die Strompreise wurden 

in den letzten Jahren schrittweise abgeschafft, was zu 

einem stetigen, aber moderaten Preisanstieg führte (siehe 

Tabelle 7). 

Rural customers have the possibility to participate in a 

11 MEM 2008

TABELLE 7: 

STROMTARIFE 2009 INKLUSIVE 14% STEUERN 

Höchst-/ Hochspannung 

prepaid system based on pre-paid meters. For electrical 

supply, the customer can purchase the desired amounts 

via rechargeable cards sold for 20 DH (1.8 €). 


ONE ist ein öffentlich-rechtliches Unternehmen, das 

dem Ministerium für Energie, Bergbau, Wasser und 

Umwelt (MEMEE) unterstellt und seit 1963 für die 

Erzeugung und Übertragung von Elektrizität in Marokko 

zuständig ist. ONE agiert als einziger Käufer von 

Strom und besitzt das Übertragungs- und den größten 

Teil des Verteilernetzes. Seit 1994 können Anlagen mit 

einer Leistung bis 10 MW sowie Anlagen über 50 MW, 

die an einer öffentlichen Ausschreibung teilgenommen 

haben und die produzierte Energie komplett an ONE 

verkaufen, auch von Privatunternehmern errichtet und 

betrieben werden. Diese Öffnung des Strommarktes 

wird durch das Gesetz Nr. 2-94-503 vom 23. September 

1994 geregelt und ist Teil des Versuches, den Konsumenten 

Strom zu international wettbewerbsfähigen 

Preisen anzubieten. Die Regierung hatte zur Erreichung 

dieses Ziels im Jahr 2001 beschlossen, den marokkanischen 

Strommarkt in den Bereichen Erzeugung, Verteilung 

und Verkauf von Strom in mehreren Schritten zu 

öffnen. Bisher wurde jedoch wenig dafür getan, diesen 

Beschluss umzusetzen. Eine der wenigen umgesetzten 

Maßnahmen war die Anhebung der maximal erlaubten 

€ / kVA*a € / kWh 

allgemein 33.5 0.05-0.12 

abhängig von Tageszeit und 

Jahresverbrauchsstunden 

MAROKKO | 205 

optional 26.1-145.7 0.05-0.16 

abhängig von Spannung, Tageszeit 

und Jahresverbrauchsstunden 

Mittelspannung allgemein 34.3 0.05-0.11 abhängig von Tageszeit 

optional 31.14-155.6 0.04-0.14 

Landwirtschaft 38.1-190.5 0.04-0.16 

Niederspannung Privathaushalte - 0.08-0.13 

Quelle: Arrêté No. 528–09 

Ländliche Privathaushalte 

- 0.1-0.13 

abhängig von Tageszeit und 

Jahresverbrauchsstunden 

installierten Leistung von 10 MW auf 50 MW für private 

Stromproduzenten (IPPs) im Jahr 2008. Allerdings 

sind die IPPs nach wie vor auf die Kooperation mit ONE 

angewiesen, da es keine etablierte Regulierungsbehörde 

in Marokko gibt. Momentan laufen alle Aktivitäten und 

Verhandlungen über ONE, da dieses Unternehmen die 

Rolle des einzigen Käufers und Betreibers des Übertragungsnetzes 

innehat. Ein weiteres Ziel der Öffnung des 

Strommarktes ist es, den marokkanischen Strommarkt 

in zwei Bereiche aufzuteilen, nämlich einen offenen und 

einen regulierten Markt. Die Kunden werden in wahlberechtigte 

und nicht wahlberechtigte Kunden aufgeteilt, 

wobei die Zuordnung vom jährlichen Verbrauch 

abhängt. Der Schwellenwert ist noch nicht definiert. 

Die wahlberechtigten Kunden können wählen, ob sie 

auf dem offenen oder auf dem regulierten Markt Strom 

kaufen wollen. Ein Wechsel zwischen beiden Märkten 

wird möglich sein, die Regeln hierfür sind jedoch noch 

nicht festgelegt. 

Diejenigen, die nicht zur Kategorie der wahlberechtigten 

Kunden gehören, werden ihren Strom weiterhin auf 

dem regulierten Markt zu amtlich festgesetzten Preisen 

beziehen. Durch dieses Vorgehen will die Regierung die 

Stromversorgung privater Haushalte mit Niederspannungsverbindungen 

zu staatlich festgesetzten Preisen 

sichern. 


abhängig von Jahresverbrauchsstunden 

und Jahreszeit 

abhängig von monatlichem 

Verbrauch 

abhängig von 

Verbindungskapazität

Marokko hat in den letzten Jahren große Fortschritte darin 

gemacht, seiner Bevölkerung Zugang zum Stromnetz 

zu ermöglichen. 1996 startete ONE ein staatliches Elektrifizierungsprogramm 

mit dem Namen »Programme pour 

l‘Electrification Rurale Globale« (PERG). Der Elektrifizierungsrate 

ländlicher Gebiete lag 1995, vor dem Start 

des Programms, bei nur 18%, stieg aber bis Ende 2008 

kontinuierlich auf 95,4% an. ONE gibt nicht an, ob sich 

diese Angabe auf Haushalte oder Dörfer bezieht, beziffert 

aber die Anzahl elektrifizierter Haushalte bzw. Dörfer: Im 

Rahmen des PERG-Programms wurden bis Ende 2008 

30 766 Dörfer oder 1 815 043 Haushalte an die Stromversorgung 

angeschlossen. Dem Ziel der marokkanischen 

Regierung, das die Versorgung von mehr als 35 000 Dörfern 

mit Strom (davon 91 % durch den Anschluss an das 

Stromnetz und 7 % durch die Versorgung über dezentrale 

Anlagen) bis Ende 2007 vorsah, wurde damit allerdings 

nicht in vollem Umfang entsprochen. Auch Dörfer, die 

weit entfernt vom Stromnetz liegen, verfügen nun über 

eine einfache dezentrale Stromversorgung, die sich aus erneuerbaren 

Energiequellen speist. Bis Ende 2007 wurden 

44 719 Haushalte in 3 163 Dörfern mit PV-Bausätzen 

ausgestattet. 


Ministerium für Energie, Bergbau, 

Wasser und Umwelt 

Die Aufgabe des Ministeriums für Energie, Bergbau, 

Wasser und Umwelt (MEMEE) ist es, Bedingungen zu 

schaffen, die Versorgungssicherheit und den Zugang zu 

Energie auch für die ländliche Bevölkerung gewährleisten. 

Außerdem ist das MEMEE für das reibungslose Funktionieren 

des Energiemarktes und für die Erarbeitung und 

Umsetzung einer Strategie zur Entwicklung des Energiesektors 

verantwortlich. Unter anderem hat es ein Referat 

für Strom und erneuerbare Energien (DEER) mit folgenden 

Unterabteilungen: elektrische Anlagen und Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete, Vertrieb und Strommärkte, 

erneuerbare Energien und nukleare Sicherheit. Das ME- 

MEE beschäftigt 447 Personen, 44 davon arbeiten in der 

MAROKKO | 

206 

Abteilung DEER. 2008 hatte das MEMEE ein Budget 

von rund 46 Mio. €, 8 % mehr als 2007. Ein konstanter 

Betrag von 2,1 Mio. € davon geht an das CDER. 

Centre de Développement des Energies Renouvelables 

(CDER) 

Seit 1982 ist das Centre de Développement des Energies 

Renouvelables (CDER) dem MEMEE direkt untergeordnet, 

kann aber über seine Mittel (ein Budget von 2,1 

Mio. € vom MEMEE) teilautonom verfügen. Das CDER 

beschäftigt rund 160 Mitarbeiter zur Durchführung von 

Studien, zum Wissenstransfer, zur Durchführung von 

Qualitätskontrollen von Anlagen und Anlagenkomponenten 

(insbesondere bei PV-Systemen) und zur Ausbildung 

von Fachkräften im Bereich erneuerbare Energien. 

Darüber hinaus initiiert das CDER Pilotprojekte, um das 

Wissen über den Einsatz von Technologien für erneuerbare 

Energien zu verbreiten. Informationen sind bislang 

nur auf Französisch verfügbar, eine arabische und eine 

englische Version sind aber in Vorbereitung. 

Saïd Mouline ist seit März 2009 Geschäftsführer des 

CDER. Das CDER verfolgt das Ziel, sich als »Nationale 

Agentur für die Entwicklung erneuerbarer Energien und 

mehr Energieeffizienz« zu etablieren. Welche Auswirkungen 

diese Umgestaltung auf die Arbeit der CDER 

haben wird ist derzeit nicht absehbar, da bisher noch 

keine Informationen zu der zukünftigen Struktur und der 

genauen Ausrichtung der Organisation vorliegen. Ein entsprechendes 

Gesetz soll im Oktober 2009 verabschiedet 

werden. 

CDER unerstützt die Einrichtung so genannter Maisons 

de l’Energie (Energiehäuser). Die ‚Maisons’ sind kleine 

ländliche Betriebe, die die lokale Bevölkerung darin unterstützen 

ihre eigene Energieversorung zu organisieren. 

CDER und das Entwicklungsprogramm der Vereinten 

Nationen (UNDP) bieten technische und finanzielle Unterstützung 

für die Errichtung dieser Beratungszentren, 

von denen bisher 200 entstanden. Die ‚Maisons’ vertreiben 

technische Ausrüstung für die Erzeugung von Energie 

aus erneuerbaren Quellen und anderen Brennstoffen und 

energiesparende Geräte, bieten technische Unterstützung 

bei Installation und Betrieb von Anlagen, informieren

über Programme der Regierung – wie dem PERG - und 

sensibilisieren die lokale Bevölkerung für eine nachhaltige 

Entwicklung. 

Centre d‘Information sur l‘Energie Durable et 

l‘Environnement (CIEDE) 

Das CIEDE ist ein seit 2000 bestehendes Kooperationsprojekt 

des CDER, des Ministeriums für Energie, Bergbau, 

Wasser und Umwelt, des Ministeriums für Raumplanung, 

des United Nations Program for Development/ 

Global Environment Facility (UNDP/GEF) und anderer 

Institutionen, welche im Nationalkommittee zum Klimawandel 

vertreten sind. Die Arbeit des CIEDE ergänzt die 

Maßnahmen der Verwaltung in den Bereichen Energie 

und Klimawandel. Das CIEDE hat keine eigenen Mitarbeiter, 

sondern funktioniert über die Zusammenarbeit 

der verschiedenen Mitglieder. Sein Direktor Dr. Abdelali 

Dakkina arbeitet zum Beispiel im CDER. Die primäre 

Aufgabe des CIEDE liegt darin, Informationen zur nachhaltigen 

Nutzung von Energie und zu den Auswirkungen 

von Energieerzeugung auf die Umwelt zu recherchieren, 

zu sammeln und zu verbreiten. Das CIEDE bietet auch 

Informationen über Entwicklungen in den Bereichen 

Klimaschutz und nachhaltige Entwicklung. Es gibt darüber 

hinaus auch Auskunft über neue Kooperationsmöglichkeiten, 

Technologietransfer und Fördermittel für die 

Marktakteure in den Bereichen Umwelt, Energie und Entwicklung. 

Das CIEDE vertreibt außerdem regelmäßige 

Informationsbulletins. Allerdings ist das letzte Bulletin, 

welches nur auf Französisch verfügbar ist, im September 

2007 erschienen. Die meisten der Informationen auf der 

Homepage des CIEDE sind nur auf Französisch verfügbar, 

einige Informationen stehen aber auch auf Englisch 

und Arabisch zur Verfügung. 

L’Association Marocaine des Industries 

Solaires et Eoliennes (AMISOLE) 

Der Marokkanische Verband der Solar- und Windenergieunternehmen 

(AMISOLE) ist eine Dachorganisation 

zur Vertretung der Interessen von Unternehmen und Einzelpersonen, 

die sich professionell im Bereich erneuerbare 

Energien engagieren. Der 1987 gegründete Verband ver- 

MAROKKO | 

207 

tritt heute über 40 Unternehmen mit mehreren hundert 

Mitarbeitern. AMISOLE steht allen Interessenten offen, 

deren Aktivitäten sich in erster Linie auf die Nutzung 

erneuerbarer Energien in Marokko konzentrieren. AMI- 

SOLE bietet eine Reihe grundlegender Informationen 

über Technologien für erneuerbare Energien. Ihr Marktführer 

für Windenergie verzeichnet bisher jedoch noch 

keine Einträge und generell scheinen die Informationen 

nur unregelmäßig aktualisiert zu werden. Die Informationen 

stehen nur auf Französisch zur Verfügung. 

Office National de l’Electricité (ONE) 

Die nationale Strombehörde (ONE) ist ein staatlicher 

Energieversorger und das dominierende Unternehmen auf 

dem marokkanischen Energiesektor. Es arbeitet in den Bereichen 

Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung und 

beschäftigt über 9 000 Mitarbeiter. 2007 erreichte ONE 

einen Umsatz von 1,53 Mrd. € (17 Mrd. DH). Die Zahl 

der Kunden belief sich auf ca. 3,6 Millionen mit einem 

durchschnittlichen jährlichen Zuwachs von 9 %. Auf der 

Liste der marokkanischen Unternehmen mit dem höchsten 

Umsatz belegte ONE 2006 den vierten Platz. Andere Unternehmen 

aus dem Energiesektor belegen auf dieser Liste 

die Plätze 13 (Lydec), 30 (Redal) und 40 (Amendis). Alle 

drei sind lokale Unternehmen, die ihren Endabnehmern in 

den Städten Casablanca, Rabat, Tanger und Tétouan neben 

der Versorgung mit Trinkwasser auch Strom aus dem Netz 

von ONE verkaufen. Dem MEMEE zufolge soll ONE in 

eine Aktiengesellschaft umgewandelt werden, ein zeitlicher 

Rahmen für diesen Plan wird jedoch nicht angegeben. 

In Bezug auf erneuerbare Energien ist ONE vor allem in 

den Bereichen Wasserkraft (das Unternehmen besitzt 26 

Wasserkraftwerke) und Windenergie aktiv. Ein Teil der 

geplanten Investitionen von ONE in neue Erzeugungskapazitäten 

ist für Projekte im Bereich Wind- und Sonnenenergie 

mit Leistungen von 60 bis 472 MW und die »1 

000-MW-Windinitiative« (siehe Kapitel über die Regelungen 

zur Förderung) sowie Gasturbinen und Dieselanlagen 

(4 161 MW) vorgesehen. Berichten zufolge arbeitet 

ONE nur sehr zögerlich mit potentiellen ausländischen 

Investoren im Bereich Windenergie zusammen. 

Jorf Lasfar Electricity Company (JLEC)

Ein Konsortium des Schweizer Konzerns ABB und der 

CMS Energy Corporation aus den USA betreibt in Jorf 

Lasfar, einem Industriehafen an Marokkos Atlantikküste 

15 km südlich von Jadida, ein Kohlekraftwerk mit einer 

Leistung von 1 300 MW. Etwa 50% des in Marokko produzierten 

Stroms stammen aus diesem Kraftwerk. Die 

Anlage mit einem Investitionsvolumen von etwa 1,02 

Mrd. € wurde 2001 fertig gestellt. Das Konsortium einigte 

sich darauf, dass ABB für die technische Ausrüstung 

und CMS für den Betrieb verantwortlich sein sollte. 

ABB baute daher einen Großteil der Ausrüstung (z. B. 

die 350-MW-Dampfturbinen-Generatoren, die Kohleheizkessel, 

das Kontrollsystem und die Steuereinheit der 

Anlage), während CMS Generation, eine Tochtergesellschaft 

der CMS Energy, die Anlage betreibt. JLEC hat 

für den produzierten Strom einen Kaufvertrag mit ONE 

ausgehandelt, der dreißig Jahre läuft. 

Théolia 

2007 erwarb Théolia, ein französisches Unternehmen, 

das Windkraft in Industrie- und Entwicklungsländern 

produziert, die Compagnie Eolienne de Détroit (CED) 

mit zehn Mitarbeitern. Damit erhielt Théolia auch den 

Al Koudia Windpark in Tetouan, der eine Leistung von 

ca. 50 MW hat und 2000 in Betrieb genommen wurde. 

Die Investitionskosten für den Al Koudia Windpark 

liegen bei schätzungsweise 40,8 Mio €. CED hat einen 

Vertrag mit ONE abgeschlossen, in dem vereinbart wird, 

dass CED den Windpark für 19 Jahre betreiben wird und 

ONE den dort produzierten Strom kauft. 

Centre National pour la Recherche 

Scientifique et Technique (CNRST) 

Unité des Technologies et Economie 

des Energies Renouvelables (TEER) 

Das 2001 gegründete Nationale Zentrum für wissenschaftliche 

und technische Forschung (CNRST) hat 

eine Abteilung, die sich mit Technologie und Wirtschaftlichkeit 

erneuerbarer Energien beschäftigt (TEER). Die 

TEER besteht aus fünf Spezialisten, die in den Bereichen 

Energie, Wasser und Umwelt arbeiten. Plangemäß soll 

Ende 2009 eine Plattform für Energieforschung ange- 

MAROKKO | 

208 

boten werden. Hier sollen die Ergebnisse der staatlichen 

Forschung im Energiebereich gesammelt und die vorhandenen 

Informationen kontinuierlich aktualisiert werden, 

um den neuesten Stand der Ergebnisse zu liefern. Bis vor 

kurzem war nur ein Teil der von TEER durchgeführten 

Forschung online verfügbar. TEER bietet außerdem eine 

Reihe von Informationen und Arbeitsanleitungen, die für 

den Unterricht zum Thema Energie für jüngere Studenten 

eingesetzt werden können. 

Delattre Levivier Maroc (DLM) 

DLM ist der marokkanische Marktführer im Bereich 

Schwermetallbau und ist auf dem marokkanischen und 

internationalen Markt seit den 1950-er Jahren aktiv. 

DLM hat 1 100 Mitarbeiter, der Jahresumsatz belief sich 

2008 auf 51 Mio. €, was einem Anstieg von 22,3 % gegenüber 

2007 entspricht. Zurzeit hat DLM drei Schwerpunkte 

für die künftige Entwicklung definiert: Export, 

Ausbau der Präsenz in Afrika und dem Nahen Osten sowie 

den Bereichen Offshore-Öl- und Windenergie. DLM 

hat 2008 einen neuen Produktionsstandort eingerichtet. 

An diesem Standort in Tit Mellil können jährlich bis zu 

300 Masten für Windräder mit Höhen zwischen 65 und 

100 m produziert werden. DLM hat bereits die Masten 

für die Windenergieprojekte in Al Kouida (CED), Essaouira 

(ONE) und kürzlich für den Windpark Tanger 

hergestellt. 


Energiesektor 

Marokko hat eine Nationale Energiestrategie, die vom 

MEMEE ausgearbeitet wurde und eine Strategie für 

Strom im Allgemeinen und Strom aus erneuerbaren Energieen 

im Besondern einschließt. Die Strategie konzentriert 

sich auf die Versorgungssicherheit, die Diversifizierung 

der nationalen Energiequellen um die Abhängigkeit 

von Importen zu reduzieren, den Zugang zu Energie für 

alle, Energie zu den niedrigsten Preisen, Energieeffizienz 

sowie Umwelt und Sicherheit. Der Anteil erneuerbarer 

Energien soll bis 2012 auf 10 % des Primärenergiever-

auchs und 18% der Stromerzeugung gesteigert werden. 

2030 könnte, dieser Strategie zufolge, Erdgas einen Anteil 

von bis zu 30% an der thermischen Stromerzeugung ausmachen 

(verglichen mit 5% in 2009). Im Gegenzug würde 

der Anteil von Kohle von aktuell 34 % auf 19 % und der 

schweren Heizöls von 24% auf 8% sinken. 

Als gesetzliche Regelung legte das Königliche Dekret 

Nr. 1-63-226 von 1963 und die nachfolgenden Aktualisierungen 

die Rahmenbedingungen für den Strommarkt 

fest. Durch das Dekret wurde auch die Einrichtung des 

ONE als staatlicher Energieversorger und Netzbetreiber 

festgelegt. Derzeit ist ein Gesetz zur Umstrukturierung 

des Stromsektors in der Diskussion, es gibt jedoch keine 

offizielle Frist, bis wann das Gesetz dem Parlament vorgelegt 

werden soll. Dieses Gesetz zur Umstrukturierung 

wird die im Kapitel zur Liberalisierung erwähnten Aspekte 

mit einschließen. 

Erneuerbare Energien werden im allgemeinen Gesetz für 

den Strommarkt nicht explizit behandelt, allerdings hat 

der Ministerrat im April 2009 ein Gesetz zu erneuerbaren 

Energien verabschiedet. Dieses Gesetz, das bisher nur als 

Entwurf existiert und derzeit auf Genehmigung durch das 

Parlament wartet, wird im Kapitel zu den Rahmenbedingungen 

für erneuerbare Energien vorgestellt. 

Die marokkanische Regierung hat die Möglichkeit erkannt, 

die wachsende Nachfrage nach Strom zumindest 

teilweise durch erneuerbare Energien zu decken. Der weitere 

Ausbau erneuerbarer Energien würde außerdem die 

hohe Abhängigkeit vom Import fossiler Brennstoffe verringern, 

der momentan bei 96% liegt. Es muss allerdings 

erwähnt werden, dass auch die Förderung von Gas und Öl 

als eine Möglichkeit gesehen wird, die Versorgungssicherheit 

im Land zu stärken und der wachsenden Stromnachfrage 

zu begegnen. 

Dennoch erscheint das Ziel der Regierung, den derzeitigen 

Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, 

der weniger als 7 % beträgt, bis 2012 auf 20 % zu 

steigern, als ein sehr ehrgeiziges Projekt. Dies gilt umso 

mehr, als das Gesetz für erneuerbare Energien noch nicht 

in Kraft ist und der Markt noch nicht liberalisiert wurde. 

Die Tatsache, dass diese beiden Aspekte derzeit diskutiert 

werden, könnte jedoch als ein Zeichen gelten, dass erneu- 

MAROKKO | 

209 

erbare Energien in der marokkanischen Energiepolitik 

zukünftig ernsthaft berücksichtigt werden. 

Dies spiegelt auch die Tatsache wider, dass im Juli 2008 

43 Länder aus Europa, dem Nahen Osten und Afrika die 

neue Mittelmeerunion gründeten, zu der auch Marokko 

gehört. Sie einigten sich darauf, dass Solarenergie in Zukunft 

eine wichtige Rolle spielen soll, und werden nun die 

Machbarkeit, Entwicklung und Realisierung eines Solaren 

Aktionsplans prüfen. 

Im Januar 2009 war Marokko eines von 75 Gründungsmitgliedern 

von IRENA, der Internationalen Agentur für 

Erneuerbare Energien. 

Im Juli 2009 wurde von den deutschen Energieversorgern 

Eon und RWE, von Siemens, der Münchener Rück, der 

Deutschen Bank und weiteren Unternehmen die DESER- 

TEC Industrie Initiative 12 offiziell ins Leben gerufen. Das 

Ziel von DESERTEC ist der Aufbau solarthermischer 

Kraftwerke (CSP) in Wüstenregionen, um Nord-Afrika, 

Europa und den Nahen Osten mit erneuerbarem Strom 

zu versorgen. Die Kraftwerke sollen an die Verbrauchsorte 

durch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen 

angeschlossen werden. Dem CDER zufolge 

möchte Marokko insbesondere im Bereich Stromversorgung 

eine führende Rolle in diesem Projekt übernehmen. 


Energien 


Im Rahmen der Nationalen Energiestrategie werden spezielle 

Ziele für den Bereich erneuerbare Energien gesteckt. 

Der Anteil erneuerbarer Energien soll bis 2012 auf 10 % 

des Primärenergieverbrauchs und 18 % der Stromzeugung 

gesteigert werden, was – in Anbetracht des engen 

Zeitrahmens und eines momentanen Anteils von 7 % an 

der Stromerzeugung – ein sehr ehrgeiziges Ziel ist. Die 

Strategie sieht vor, bis 2020/2030 etwa 7 000 MW aus 

Windenergie, 1 080 MW aus Photovoltaik und 400 MW 

aus solarthermischen Kraftwerken (CSP) zu generieren. 

Es gibt keine klaren Angaben dazu, wie Marokko diese 

Ziele erreichen will, aber ein neues Gesetz zum Strom- 

12 www.desertec.org

markt sowie eines zu erneuerbaren Energien werden 

momentan diskutiert. Darüber hinaus existieren bereits 

einige Förderprogramme für erneuerbare Energien oder 

befinden sich zumindest in der Planungsphase. 

Das MEMEE hat seine Bestrebungen, erneuerbare Energien 

zu fördern, in einem Dokument mit dem Titel 

»Energie-und Bergbausektor – grundlegende Erkenntnisse 

von 1999 bis 2008, Herausforderungen und Perspektiven« 

zusammengefasst und mit einem Ausblick bis 

2015 ergänzt 13 . Eines der Ziele dieses Plans ist, dass bis 

2015 Windparks mit einer Gesamtkapazität von 1 440 

MW betriebsbereit sein sollen. Außerdem sollen 400 000 

m2 an Solarkollektoren zur Warmwasserbereitung installiert 

werden und 400 MW an kleinen Wasserkraftwerken. 

Insgesamt sollen diese Maßnahmen ein Energieäquivalent 

von ca. 500 000 toe (5,8 TWh) einsparen. Darüber hinaus 

schließt der Plan Maßnahmen ein, die den Einsatz von 

energieeffizienten Technologien in Haushalten, öffentlichen 

Gebäuden und Industrieanlagen fördern sollen. 

Gesetzliche Rahmenbedingungen 

und Förderung erneuerbarer Energien 

Das Gesetz für erneuerbare Energien (Projet de Loi No. 

13.09) wurde im April 2009 vom Ministerrat verabschiedet, 

ist aber noch ein Entwurf. Es wird jedoch erwartet, 

dass das Parlament das Gesetz Ende 2009 genehmigt. 

Der Entwurf besagt, dass es, anders als im aktuellen Gesetz 

zum Energiesektor, keine Begrenzung für die installierte 

Kapazität bei erneuerbaren Energien mehr gibt. Die 

Produzenten haben das Recht, das Höchst-, Hoch- und 

Mittelspannungsnetz zu nutzen, um den Strom von der 

Produktionsstätte an den Ort des Verbrauchs zu transportieren. 

Dieses Recht besteht jedoch vorbehaltlich der 

technischen Leistungsfähigkeit des jeweiligen Netzes und 

muss vom Netzbetreiber zugelassen werden. Der Gesetzentwurf 

sieht keine festen Einspeisetarife vor, sondern 

besagt, dass alle wirtschaftlichen Fragen ebenso wie die 

technischen Bedingungen von Fall zu Fall zwischen dem 

Netzbetreiber und dem Stromerzeuger ausgehandelt werden 

müssen. Der Gesetzentwurf befasst sich auch mit den 

bisher fehlenden administrativen Rahmenbedingungen 

und legt die Kompetenzen sowie einen festen Zeitplan 

13 MEMEE 2008 

MAROKKO | 

210 

für das Genehmigungsverfahren fest. Die Erlaubnis für 

die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen 

wird zunächst für 25 Jahre gewährt, nach dieser Zeit kann 

sie entweder um weitere 25 Jahre verlängert werden oder 

die Produktionsstätte wird vom Staat übernommen. Eine 

Herausforderung für Windkraftprojekte ist die Tatsache, 

dass Anlagen mit einer Leistung von mehr als 2 MW nur 

in Gebieten zugelassen werden, die für Windkraftprojekte 

vorgesehen sind. Diese Gebiete wurden jedoch noch 

nicht benannt, was bedeutet, dass noch keine größeren 

Windprojekte genehmigt werden können. Da das Gesetz 

bisher nur als Entwurf existiert, könnte dieses Problem 

gelöst werden, bevor das Gesetz in Kraft tritt. 

Im Juni 2008 stellte ONE das EnergiPro-Programm 

vor, das die Eigenproduktion von erneuerbarer Energie 

unterstützt. Industrieanlagen können ihre Windparks 

von bis zu 50 MW an das Stromnetz anschließen, um 

den Strom von der Produktionsstätte zum Ort des Verbrauchs 

zu transportieren. Bis 2011 wird der Netzbetreiber 

eine Übertragungsgebühr in Höhe von 0,5 €ct/ 

kWh (6 cDH/kWh) erheben. Nach 2011 wird die Gebühr 

wird auf 0,7 €ctt/ kWh (8 cDH/kWh) steigen. Der 

überschüssige Strom kann zu einem Preis von 50 % des 

durchschnittlichen ONE-Tarifs für Endverbraucher an 

ONE verkauft werden. 

Im Bereich Photovoltaik besitzt ONE mit dem 

»Chourouk«-Programm ein eigenes Förderprogramm. 

Im Rahmen dieses Programms wird ONE 1 215 Mikro- 

PV-Anlagen auf den Dächern von Privathaushalten in 

den Regionen d’Errachidia, Benguerir und Ouarzazate 

installieren. Die teilnehmenden Haushalte sollen einen 

finanziellen Bonus mit ihrer Stromrechnung bekommen, 

die genaue Höhe des Bonus wurde bisher jedoch nicht 

genannt. Im Mai 2009 wurde bekannt gegeben, dass das 

spanische Solarunternehmen Isofoton bei der Ausschreibung 

zur Installation der PV-Stationen in Errachidia und 

Benguerir den Zuschlag bekommen hat. Derzeit ist dieses 

Programm jedoch bis auf weiteres eingestellt. 


Nachdem Marokko 2002 das Kyoto-Protokoll ratifiziert

hatte, gelang es dem Land schnell, einen gut funktionierenden 

administrativen Rahmen für die Durchführung 

von CDM-Projekten zu schaffen. Eine nationale CDM- 

Strategie wurde im Rahmen eines international geförderten 

Projekts, das 2005 abgeschlossen wurde, entwickelt. 

Die marokkanische Designated National Authority 

(DNA) wurde bereits im September 2002 gegründet und 

ist dem Ministerium für Energie, Bergbau, Wasser und 

Umwelt angegliedert. Im Juni 2009 hatte die DNA 52 

Projekte in ihrem Portfolio. 

Bis Dezember 2008 waren vier marokkanische CDM- 

Projekte vom CDM Executive Board (EB) zugelassen 

worden: zwei Windparks, ein Solarkraftwerk und ein 

Deponiegasprojekt (siehe Tabelle 8). 

Die bereits zugelassenen bzw. sich im Zulassungsverfahren 

befindlichen Projekte sind in Tabelle 8 dargestellt. Die 

TABELLE 8: 

REGISTRIERTE UND GEPLANTE CDM-PROJEKTE IN MAROKKO 

Projekt Standort Status Typ 

Essaouira 

Windkraftprojekt 

Tétouan Windparkprojekt 

für das Lafarge Zementwerk 

Photovoltaik-Kits zur Elektrifizierung 

ländlicher Haushalte 

(7,7 MW) 

OULJA Deponiegasgewinnung 

und -verbrennung 

Surac-Bagasse- 

Kraftwerk-Projekt 

SBBC Brennstoff- 

Wechsel-Projekt 

Treibhausgasemissionen in der 

Fischmehlindustrie in Marokko – 

Central Steam Erzeugungswerk 

Fes Neues Deponiegasgewinnungs 

–wiederverwendungs- 

und Verbrennungsprojekt 

RAMSA – Biogasgewinnug und 

Stromerzeugung aus der M’zar 

Kläranlage 

Windparkerweiterungs- Projekt für 

Lafarges Zementwerk in Tétouan 


Marrakech- 

Tensift-El 

Haouz 

Tangier- 

Tétouan 

MAROKKO | 211 

Homepage der marokkanischen DNA 14 führt weitere 16 

Projekte auf, die erfolgreich eine Project Idea Note (PIN) 

vorgelegt haben und von den Investoren weiter vorangetrieben 

werden, außerdem drei Projekte, deren Project Design 

Document (PDD) von der DNA angenommen wurde. 

Unter diesen Projekten sind mehrere Windparks enthaltendarüber 

hinaus aber auch Projekte zu anderen erneuerbaren 

Energien und aus dem Bereich Energieeffizienz. 

Da es derzeit keine finanzielle Unterstützung für erneuerbare 

Energien in Form einer Einspeisevergütung oder 

ähnlichem gibt, scheint CDM eine Option zu sein, die für 

einen Eintritt in den marokkanischen Markt in Erwägung 

gezogen werden sollte. Relevante Informationen über das 

Investitionsklima und die Zulassungskriterien stehen auf 

der Website der DNA zur Verfügung, die meisten Informationen 

sind jedoch nur auf Französisch verfügbar. 

Jährliche 

Ein sparungen 

[t CO2 eq] 

14 http://www.cdmmorocco.ma 

IZF 

registriert Wind 156 Keine 

Daten 

Anmeldungsdatum 

29.10.05 

registriert Wind 29 k. A. 23.09.05 

Many registriert Solarenergie 

Rabat-Salé- 

Zemmour- 

Zaer 

Meknès- 

Tafilalet 

Chaouia- 

Ouardigha 

39 k. A. 28.04.06 

registriert Deponiegas 32 16.8 % 06.11.07 

registriert Biomasse 32 (13.7 ohne 

CDM) 

Im Zulassungsverfahren 

Laâyoune im Zulassungsverfahren 

Fès-Boulemane 

Souss- 

Massa-Draâ 

Tangier- 

Tétouan 

im Zulassungsverfahren 



22.01.09 

Biomasse 41 k. A. - 

Solarenergie 

5 k. A. - 

Deponiegas 103 k. A. - 

Biogas 39 k. A. - 

Windkraft 58 k. A. -

Die schnelle Entwicklung der nötigen staatlichen Institutionen 

zur Durchführung von CDM-Projekten hat das 

Land zu einem der führenden afrikanischen Länder im 

Bereich CDM gemacht. Diese Entwicklung wird unterstützt 

durch das Ziel der Regierung, die Abhängigkeit 

von importierten fossilen Brennstoffen zu verringern und 

somit den Anteil erneuerbarer Energien im Energiesektor 

zu erhöhen. Die Institutionen des Landes haben Erfahrung 

in der Durchführung von CDM-Projekten in den 

Bereichen Solarenergie, Windenergie und Biomasse. Allerdings 

scheint die DNA zum Zeitpunkt der Erstellung 

dieses Reports (vorübergehende) Probleme mit ihren digitalen 

Kommunikationsmedien zu haben. 


Marokko ist eines der wichtigsten Partnerländer der deutschen 

Entwicklungszusammenarbeit. Seit 1961 flossen 

insgesamt 1,6 Mrd. € an deutschen Fördermitteln nach 

Marokko. Derzeit zielt die Zusammenarbeit auch auf den 

Energiesektor, insbesondere Windkraft und Photovoltaik. 

Seit Februar 2008 berät die Deutsche Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ) das CDER und das 

MEMEE in Marokko bei der Entwicklung des Gesetzes 

für erneuerbare Energien. Zwischen 1997 und 2000 hat das 

TERNA Windenergieprogramm der GTZ Windmessungen 

an drei verschiedenen Standorten durchgeführt, die zu 

konkreten Investitionsvorhaben führten. 

Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W) ist in verschiedene 

Windparkprojekte involviert. Das 2001 in Betrieb 

genommene Kf W Windparkprojekt in Tanger mit einer 

Leistung von 3,5 MW ist die erste von Investoren finanzierte 

Maßnahme zu Windenergie in Marokko. Bis heute 

hat die Kf W außerdem den 2007 in Betrieb genommenen 

Windpark Essaouira mit einer Kapazität von 60 MW unterstützt 

und ist an einem zweiten Windpark in der Region 

Tanger beteiligt (140 MW, noch nicht in Auftrag gegeben). 

Die Kf W trieb darüber hinaus auch PV-Projekte zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete voran, bei denen von Beginn 

an private Unternehmen zur Wartung der Systeme eingebunden 

wurden. 

Auch andere internationale Hilfsorganisationen engagieren 

sich in Marokko. Die Weltbank etwa fördert die 

MAROKKO | 

212 

Modernisierung des Energiesektors mit einem Darlehen 

von 100 Mio. US $. Gemeinsam mit der African Development 

Bank ist die Weltbank auch an der Finanzierung 

eines solarthermischen Kombikraftwerks beteiligt. 15 



Daten aus einem Programm zur Evaluation des Windenergiepotenzials, 

welches das CDER mit Unterstützung 

der GTZ durchgeführt hat, bestätigen, dass Marokko 

mehrere Gebiete mit ausgezeichnetem Potenzial für die 

Nutzung von Windenergie besitzt. Diese befinden sich 

insbesondere im Umland von Essaouira, Tanger und 

Tétouan, wo die durchschnittlichen jährlichen Windgeschwindigkeiten 

in der Höhe von 40 m zwischen 9,5 m/s 

und 11 m/s liegen, sowie im Gebiet von Dakhla, Tarfaya 

und Taza mit einer durchschnittlichen jährlichen Windgeschwindigkeit 

in der Höhe von 40 m zwischen 7,5 m/s 

und 9,5 m/s 16 . Momentan läuft die dritte Phase dieses 

Projekts, bei der Windmessungen im Atlasgebirge und in 

Bereichen der Rif-Region von 2001 bis 2010 durchgeführt 

werden. Windgeschwindigkeiten in 40 m Höhe sind einer 

Präsentation zu entnehmen, die von CDER bei Workshops 

gehalten wird 17 18 . Das Sahara-Windprojekt der Sahara 

Wind Inc., das vom NATO Science for Peace and Security 

Programme unterstützt wird, versucht, das Windpotenzial 

in Nordwest-Afrika zu entwickeln, um Energie an Europa 

zu liefern. 19 Sahara Wind hat Windstudien durchgeführt 

und die Möglichkeit einer Hochspannungs-Übertragungsleitung 

zwischen Marokko und Westeuropa untersucht. 

Die im Mai 2004 veröffentlichte InWEnt-Studie »Wind 

Regimes of Africa« enthält ein ausführliches Kapitel über 

die Windverhältnisse in Marokko. 20 


Bisher gibt es kein rechtliches Verfahren, nach dem 

Windkraftanlagen die Erlaubnis erteilt wird, Strom zu 

produzieren und ins Netz einzuspeisen. Bisher ist es, um 

Windparks bauen und betreiben zu können, absolut notwendig, 

eng mit ONE zusammenzuarbeiten; während des 

15 http://web.worldbank.org/external/projects/main?Projectid=P041396&theSi 

tePK=40941&pagePK= 64283627&menuPK=228424&piPK=73230 

16 UNESCO 2007 

17 www.vdivde-it.de/msp/registration/presentations/5_Berdai.pdf 

18 www.wind-energie.de/fileadmin/dokumente/Themen_A-Z/Entwicklungsdialog/GTZ_terna-haddouch-2006.pdf 

19 Weitere Informationen unter www.saharawind.com 

20 Jagstorf 2004

letzten Jahres haben allerdings viele potentielle Entwickler 

verlauten lassen, dass die Informations- und Kooperationspolitik 

von ONE alles andere als zufriedenstellend ist. 

Das neue Gesetz für erneuerbare Energien soll diese Situation 

verbessern, es kann aber zurzeit keine Vorhersage 

darüber gemacht werden, wie wirksam das neue Gesetz in 

dieser Hinsicht sein wird. 

Um einen Windpark betreiben zu können, müssen IPPs 

zuerst einen öffentlichen Ausschreibungsprozess durchlaufen 

und die Stromverkaufsbedingungen mit ONE verhandeln. 

Dieser Prozess nimmt längere Zeit in Anspruch 

und hängt sehr stark von der Kooperationsbereitschaft 

von ONE ab, da es bislang keine Regulierungsbehörde 

gibt. Eigenproduzenten müssen diesen Ausschreibungsprozess 

nicht durchlaufen, dennoch müssen auch sie die 

TABELLE 9: 

INSTALLIERTE WINDPARKS IN MAROKKO 

Standort Leistung Inbetriebnahme 

genauen Konditionen des Netzanschlusses mit ONE 

verhandeln, wenn sie das ONE-Netz zum Transport des 

Stroms vom Produktionsort zum Verbrauchsort nutzen 

müssen. 

ONE hat ein Windparkprogramm mit dem Titel »EnergiPro 

1.000-MW-Initiative« ins Leben gerufen. Dafür 

wird eine Datenbank mit potentiellen Standorten für 

Windparks im Norden und im Süden Marokkos entwickelt. 

Außerdem sollen die Rahmenbedingungen für die 

Netzanbindung festgelegt und abgestimmt werden. Dazu 

wurde ein EnergiPro-Team gegründet, das als Schnittstelle 

zwischen Projektentwicklern und den für die Netzanbindung 

zuständigen Mitarbeitern der ONE fungieren und 

so das Verfahren vereinfachen soll. Dieses Programm soll 

MAROKKO | 213 

das Ziel der marokkanischen Regierung unterstützen, den 

Anteil der erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2012 zu erhöhen. 

Bisher haben sich 15 Projekte, die zusammen eine 

Leistung von 869 MW haben, für diese Initiative beworben. 

Das entspricht zwar nicht den vorgesehenen 1 000 

MW, nach Informationen von ONE kann das bestehende 

Netz jedoch keine höhere Kapazität aufnehmen. 21 



Ende 2008 betrug die gesamte in Marokko installierte 

Kapazität aus Windkraft 124 MW. Die einzelnen Windparks 

sind in Tabelle 9 aufgeführt. 

Am Standort Al Koudia Al Baïda (Tlat Taghramt in 

der Provinz Tétouan, 40 km östlich von Tanger) wurde 

Durchschnittliche 

jährliche 

Produktion 

Ende 2000 ein 3,5 MW Windpark für rund 6 Mio. € errichtet. 

Die Kf W stellte für dieses Projekt, das deutsche 

Turbinentechnologie nutzt, ein zinsgünstiges Darlehen 

in Höhe von 4,35 Mio. € zur Verfügung. Der Windpark 

wird von ONE betrieben. Ein weiterer Windpark 

am gleichen Standort mit einer Leistung von 50 MW 

konnte im August 2000 mit Hilfe eines Darlehens der 

Europäischen Investitionsbank in Höhe von 24,4 Mio. 

€ in Betrieb genommen werden. Die Kosten für die 

Stromerzeugung wurden auf 3,7 bis 5,5 €ct/kWh (0,4– 

0,6 DH/kWh) berechnet. Es handelt sich um ein privatwirtschaftliches 

Projekt von Théolia auf Basis eines 

BOT-Vertrages mit ONE (der Windpark geht nach 20 

Jahren vollständig in den Besitz von ONE über). 

21 Mr. Driss Ourraoui, ONE 

Finanzierung Betreiber 

Al Kouida 3.5 03/2001 12 KfW ONE 

Al Kouida 

50 08/2000 226 

European 

Investment Bank 

CED 

Tétouan 10.2 09/2005 38 Lafarge Ciments Lafarge Ciments 

Tangier 1.6 06/2005 0.4 - 

Aliments 

et Proteins 

du Nord SARL 

Essaouira 60 04/2007 200 KfW ONE 

Quelle: Enzili 2009

Der Windpark von Lafarge Ciments in Tetouan nutzt 

das Prinzip des Clean Development Mechanism (CDM). 

Der Windpark besteht aus 12 Turbinen mit einer Leistung 

von jeweils 850 kW. Die Gesamtkosten des Parks 

liegen bei 9,9 Mio. € und es wird erwartet, dass der jährlich 

erzeugte Strom rund 50 % des Bedarfs von Lafarge 

Ciments decken wird. Sollte mehr produziert werden als 

das Unternehmen braucht, wird ONE den Strom kaufen. 

Der Essaouira Windpark besteht aus 71 Windkraftanlagen 

mit je 850 kW Leistung. Die Projektkosten belaufen 

sich auf geschätzte 72 Mio. €, es wird eine jährliche Stromproduktion 

von 210 GWh erwartet. 

Eine Shrimp-Fabrik in Tanger nutzt zwei gebrauchte 

80-kW-Turbinen, um einen Teil ihres eigenen Strombedarfs 

selbst zu decken. Die generalüberholten Turbinen 

wurden im Juni 2005 von einem niederländischen Unternehmen 

geliefert und installiert. Dank einer durchschnittlichen 

Geschwindigkeit von 6,5 m/s auf dem 

Gelände, werden die beiden Windräder vermutlich 386 

000 kWh Strom pro Jahr liefern. Jeder Überschuss an erzeugter 

Energie wird in das öffentliche Netz eingespeist. 

Zusätzlich zu diesen bereits bestehenden Windparks sind 

einige weitere Projekte in Planung (siehe Tabelle 10). 

To a lesser extent, wind energy is also being exploited for 

the purposes of distributed rural electrification. For ex- 

TABELLE 10: 

GEPLANTE WINDPARKS IN MAROKKO 

Standort 

Geplante 

Leistung 

[MW] 

Geplante 

Inbetriebnahme 

Tanger 140 2009 

Touahar-Taza 60 2009 

Sendouk 100 2009 

Tarfaya 300 2010 

Laayoune 240 2010 

Foum El Oued 200 2011 

Quelle: Benkhadra 2008 

ample, a pair of 25 kW wind generating systems and a 15 

kW unit were installed in the province of Essaouira. Together, 

these systems supply electricity to 123 households. 

According to CDER, in Morocco presently 300 off-grid 

MAROKKO | 214 

wind power plants and roughly 5,000 winddriven pumps 

are in use. 

In geringerem Umfang wird Windenergie auch zum 

Zweck der dezentralen Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

genutzt. So wurden etwa zwei 25-kW-Windräder 

und eine 15-kW-Anlage in der Provinz Essaouira installiert. 

Gemeinsam versorgen diese Erzeugungseinheiten 

123 Haushalte mit Strom. Dem CDER zufolge sind in 

Marokko derzeit rund 300 netzunabhängige Windkraftanlagen 

und rund 5 000 mit Windkraft betriebene Pumpen 

in Betrieb. 

Auch Industrieunternehmen beginnen inzwischen, 

Windenergie auf dezentraler Basis zu nutzen. Als große 

Stromverbraucher haben sie die Möglichkeit, ihren Strom 

selbst zu produzieren und ihn von der Produktionsstätte 

zum Ort des Verbrauchs über das Netz von ONE befördern 

zu lassen. Darüber hinaus wird überschüssiger 

Strom in das öffentliche Netz eingespeist und von ONE 

zu einem festen Preis gekauft (siehe Kapitel zu den gesetzlichen 

Rahmenbedingungen). Lafarge Ciments hat 

das erste Projekt zur Eigenerzeugung mit Windenergie 

umgesetzt und nennt zwei Gründe, die für das Projekt 

sprechen: Durch die Eigenproduktion können die Energiekosten 

gesenkt werden (was besonders ins Gewicht 

fällt, weil die Zementindustrie viel Strom verbraucht) und 

Lafarge Ciments kann außerdem sein Engagement für die 

Umwelt zeigen. Darüber hinaus kann das Unternehmen 

durch die Registrierung der Anlage als CDM-Projekt zusätzliche 

Einkünfte durch den Verkauf von Emissionsreduktionsgutschriften 

erzielen. 


Die Einfuhrbedingungen für Waren sind in Marokko 

gut, die mit dem Import verbundenen administrativen 

Prozesse können aber langwierig sein. Für Waren aus der 

EU werden die Einfuhrzölle Schritt für Schritt gesenkt, 

bis sie 2012 schließlich bei 0 % liegen werden. Der Grad 

der Industrialisierung in Marokko wächst stetig an. In Bezug 

auf Windenergie ist DLM auf dem marokkanischen 

Markt bereits als Produzent von Masten für Windkraftanlagen 

präsent. Im Dezember 2008 hat die deutsche SIAG 

Schaaf AG, ein Unternehmen, das ebenfalls Türme für

Windkraftanlagen produziert, mit dem Bau einer Fabrik 

in Ägypten begonnen mit dem Ziel, die hergestellen Produkte 

auch an Windkraftprojekte in Marokko zu verkaufen. 

Außerdem erwägt das Unternehmen die Errichtung 

einer Produktionsstätte in Marokko. Für die Automobilindustrie 

werden elektronische Geräte lokal hergestellt 

und dieses Wissen könnte auch auf die Windbranche 

übertragen werden. Eine Tochtergesellschaft von Airbus 

in Casablanca hat Erfahrung in der Herstellung von Rotorblättern. 

Für die Finanzierung der aktuellen Windprojekte in Marokko 

war vor allem ONE mit Unterstützung von internationalen 

Gebern wie der Kf W (und ihrer Deutschen 

Entwicklungsgesellschaft DEG) oder der Weltbank verantwortlich. 

2008 hat der König von Marokko zusammen 

mit Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen 

Emiraten den »Fonds zur Entwicklung der Energiewirtschaft«, 

der sich auf erneuerbaren Energien und Energieeffizienz 

konzentriert, eingerichtet. Das Budget dieses 

Fonds beläuft sich auf 1 Mrd. US $. Es gibt noch kein Prozedere 

für die Auszahlung des Fonds, aber die Ergebnisse 

einer Studie zur Einrichtung dieses Prozederes werden 

voraussichtlich im Herbst 2009 vorliegen. 

Einige Universitäten und andere Institutionen entwickeln 

Studiengänge für erneuerbare Energien und Energieeffi- 

MAROKKO | 

215 

zienz. Die Kurse entsprechen noch nicht immer internationalen 

Standards und das Know-how der Dozenten 

sowie die verfügbare Equipment müssen noch verbessert 

werden. Sehr interessant in dieser Hinsicht ist ein von der 

Deutschen Industrie- und Handelskammer in Casablanca 

eingerichtetes Programm: Dort wurde ein Programm zur 

Wiedereingliederung junger Marokkaner, die in Deutschland 

ausgebildet wurden oder gearbeitet haben, eingerichtet. 

Dieses Programm könnte Arbeitnehmern in der 

Windenergiebranche mit in Deutschland erworbenen 

theoretischen und praktischen Kenntnissen eine Möglichkeit 

für die Rückkehr nach Marokko bieten.


ANIMA Investment Network 

ANIMA head office 

Tel.: +33 (0)4 96 11 67 60 

Fax: +33 (0)4 96 11 67 61 

11bis rue St-Ferréol 

13001 Marseille 

France 

Internet: www.animaweb.org/en/index.php 

Office National de l’Electricité (ONE) 

(Nationales Elektrizitätsamt) 

Head Office 

65, rue Othman Ben Affane 

20000 Casablanca Maroc 

Tel.: +212 (522) 66 80 80 

Fax: +212 (522) 22 00 38 

Internet: www.one.org.ma 

Ministère de l’Energie, des Mines, 

de l’eau et de l’environment (MEMEE) 

(Ministerium für Energie, Bergbau, Wasser und Umwelt) 

Rue Abou Marouane Essaadi – 

Haut Agdal Rabat 

Tel.: +212 (537) 68 88 57 

Fax: +212 (537) 68 88 63 

E-mail: dsi@mem.gov.ma 

Internet: www.mem.gov.ma 

Direction de l’Electricité et 

des Energies Renouvables (DEER) 

(Abteilung für Elekrtizität und Erneuerbare Energien) 

Direction within MEM 

Directeur de la DEER 

Mr. Abderrahim EL HAFIDI 

Tel.: +21 (537) 68 87 60 

Fax: +21 (537) 68 87 61 

E-mail: a.elhafidi@mem.gov.ma 

MAROKKO | 

216 

Centre de Développement 

des Energies Renouvelables (CDER) 

(Entwicklungszentrum für Erneuerbare Energien) 

Rue Machaar El Haram 

Quartier Issil, B.P. 509 

Marrakech 

Tel.: +212 (524) 30 98 14/22 

Fax: +212 (524) 30 97 95 

E-mail: cder@menara.ma 

Internet: www.cder.org.ma/ 

Association Marocaine de l’Industrie 

Solaire et Éolienne (AMISOLE) 

(Marokkanischer Verband der Solar- und Windindustrie) 

c/o Fenelec 

Résidence Mervet 

4 rue de la Bastille 

Casablanca 

Morocco 

Tel.: +212 (522) 945129 

Fax: +212 (522)949642 

E-mail: contactez_nous@amisole.com 

Internet: www.amisole.com 

Deutsche Industrie- und 

Handelskammer in Marokko 

Chambre Allemande de 

Commerce et d’Industrie au Maroc 

140, Bd. Zerktouni, 6ème étage 

20000 Casablanca 

Tel.: +212 (522) 42 94 00/01 

Fax: +212 (522) 47 53 99 

E-mail: info@dihkcasa.org 

Internet: www.dihkcasa.org 

For the programme of expert reintegration: 

E-Mail: moha.ezzabdi@dihkcasa.org

La Compagnie Du Vent 

Residence du Palais – Imm. E, bureau 19 

Angle Bd Ghandi/Bd Yacoub El Mansour 

20000 Casablanca 

Email: info@compagnieduvent.com 

Internet: www.compagnieduvent.com 

To visit wind park Lafarge Ciments: 

Mr. Mohsine Ettazo 

Tel.: +212 (522) 36 91 90 

Botschaft des Königreichs Marokko in Deutschland 

Niederwallstr. 39 


Tel.: +49 (30) 20 61 24 0 

Fax: +49 (30) 20 61 24 20 

E-mail: marokko-botschaft@t-online.de 

Internet: www.maec.gov.ma/berlin/ 

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit 

GmbH (GTZ) 

Morocco Office 

Country Director: Tilman Herberg 

2, Avenue Tour Hassan 

Rabat Hassan 

Tel.: +212 (537) 20 45 17 

Fax: +212 (537) 20 45 19 

E-mail: gtz-marokko@gtz.de 

Internet: www.gtz.de/marokko 

GTZ Environmental Programme Morocco 

Programme Manager: Mohamed El-Khawad 

Tel.: +212 (537) 68 07 10 

Fax: +212 (537) 68 07 11 

E-mail: Mohamed.El-Khawad@gtz.de 

GTZ Project 

»Promotion of renewable energies and energy efficiency« 

Project Manager: Dieter Uh 

Tel: +212 537 77 78 84 

E-mail: dieter.uh@gtz.de 

Embassy of the Federal Republic 

of Germany in Morocco 

7, Zankat Madnine 

B.P. 235 

10000 Rabat 

Tel.: +212 (537) 70 96 62 

Kf W – DEG 

Postfach 10 09 61 

50449 Köln 

Tel.: +49 (221) 49860 

E-mail: inf@deginvest.de 

Internet: www.deginvest.de 

MAROKKO | 

217 

CIEDE 

Centre d‘Information sur l‘Energie Durable et 

l‘Environnement (Informationszentrum für nachhaltige 

Energieversorgung und Umwelt) 

2 Rue Oum Errabia/Avenue Okba 

Agdal, Rabat 

Tel.: (+212) 037-77-27-22 

Internet: www.ciede.org.ma/ 

Maison de l’Energie et de l’Environment 

Email : contact@maisonenergie.ma 

Internet: www.maisonenergie.ma/fr/Index 

aspx?esp=1&mod=66 

CNRST TEER Centre National pour la Recherche 

Scientifique et Technique. Unité des Technologies et 

Economie des Energies Renouvelables (Nationales 

wissenschaftliches und technisches Forschungszentrum, 

Abteilung für Technologie und Wirtschaftlichkeit 

erneuerbarer Energien) 

Angle avenue Allal El Fassi, 

avenue des FAR, Quartier Hay Ryad 

BP. 8027 Nations Unies 

10102 Rabat 

Tel.: +212 (537) 77 40 99 

Internet: www.cnr.ac.ma/teer/teer@cnrst.ma

DLM 

route de Rabat (r.p. 1), Km 9 

20250 CASABLANCA 

Tel.: +212 (522) 66 96 00 

Fax: 05 22 35 54 65 

Email: contact@dlm.ma 

Internet: http://www.dlm.ma/en/en-activites.html 

Sahara Wind Inc. 

32 Av. Lalla Meryem Souissi 

Rabat, 10170 

Tel.: +212 (537) 74 22 90 

Fax: +212 (537) 65 08 41 

Email: info@saharawind.com 

Internet: www.saharawind.com 

Permanent Secretariat of CDM - 

Designated National Authority 

Climate Change Service Direction of Partnership, 

Communication and Cooperation 

4 Place Abou Baker Essidik, 

Avenue Fall Ouled Oumeir Rabat 

Tel/Fax: +212 (537) 77 47 88 

Email: scc@minenv.gov.ma 

Internet: http://www.cdmmorocco.ma/ 


ARGENTINA | 218 

African Economic Outlook (AEO): 

Internet: www.africaneconomicoutlook.org/en/ 

countries/north-africa/morocco/#/overview 

Afriwea: 

Press Release, Two WES18 – 80 kW wind turbines 

for a shrimp processing farm in Tangiers, Morocco, 

06/2005 

Arabic News: 

Morocco’s renewable energy sector boosted by three 

international agreements, Morocco, 12/2004 

Arrêtté no 528-09: 

Arrêté du ministre délégué auprès du Premier ministre 

no. 528-09 in: Bulletin officiel no 5722 (02.04.2009) 

Auswärtiges Amt, Länderinformationen Marokko: 

Internet: www.auswaertiges-amt.de 

Benkhadra, Amina: 

Ministry of Energy, Mining, Water and Environment; 

»Morocco’s Energy Sector – Overview Outlook«, Presentation 

held on March 4, 2008 

Berdai, M., CDER: 

Energies Renouvelables au Maroc. Presentation held on 

the Expert Workshop »Mediterranean Solar Plan« in 

Berlin, October 2008. 

Breuer, Siegfried: 

(Bundesagentur für Außenwirtschaft-bfai): 

CDM-Markt kompakt – Marokko, 05/2006 

CIA World Fact Book: 

Internet: 

www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/

Desertec: 

Internet: www.desertec.org/ 

Deutsche Industrie- 

und Handelskammer in Marokko (DIHK Marokko): 

Internet: http://marokko.ahk.de/index.php 

Deutsche Welle: 

Desertec bringt 

Wüstenstrom nach Europa, 07/2009 

La Compagnie Du Vent: 

The Tetuan Wind Farm, 03/2009 

Eichhammer, Wolfgang et al.: 

Assessment of the Worldbank – GEF Strategy for 

the market development of concentrating solar 

thermal power, 05/2005 

Enzili, M. Mustapha, CDER: 

Country Study Morocco – 

Presentation held on September 19, 2008 

GTZ Morocco, Mr. Dieter Uh 

International Monetary Fund: 

Internet: www.imf.org 

Jalil Bennani in Aujourd’hui – 

Le Maroc dated 09.09.2005: 

Reflexion sur une nouvelle politique, 

Morocco 09/2005 

Jargstorf, Benjamin: 

Factor 4 Energy Projects GmbH: 

Wind Regimes of Africa – Comparative Evaluation 

of Wind Data from Selected Countries, 05/2004 

Koths, Dagmar: 

(Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie): 

CDM Länderprofil Marokko 

Wuppertal 2006 

MAROKKO | 

219 

Marsiske, Hans-Arthur: 

in Financial Times Deutschland dated 16.11.2005: 

Wechselstrom aus der Wüste 11/2005 

Ministère de l‘Energie, 

des Mines, de l’Eau et de l’Environment (MEMEE): 

Secteur de l’Energie et des Mines – Principales réalisations 

(1999 – 2008) Défis et Perspectives, October 2008 

Internet: www.mem.gov.ma 

Neidlein, Hans-Christoph: Grüne Energie: 

Marokko setzt auf Zusammenarbeit mit Europa, 

Europa digital, 02/2005 

neue energie, Magazin für erneuerbare Energien: 

08/2008, 10/2008, 01/2009 

Office national de l‘electricité (ONE): 

Annual Report 2003, Morocco 2005 


Annual Report 2004, Morocco 2006 


Activity report 2007, Morocco 2009 

Pfeiffer, Tom: in Reuters/PlanetArc 

dated 20.7.2006: 

Morocco Pushes Renewable Energy as Oil Prices 

Soar, 07/2006 

Secrétariat Général du Gouvernment (SGG) 2008: 

Projet de loi n° 16-08 modifiant et complétant le dahir 

n°1-63-226 du 14 rabii I 1383 (5 août 1963) portant 

création de l’Office National de l’Electricité 

Internet: 

http://www.sgg.gov.ma/Projet_loi_16.08_Fr.pdf 

Secrétariat Général du Gouvernment (SGG) 2009: 

Projet de loi n° 13-09 relative aux énergies renouvelables

Senhagi, Faouzi (GERER, Maroc): 

Financing the development of the renewable energy in 

the mediterranean region – Baseline study for Morocco; 

United Nations Environment Programme (UNEP), 

05/2003 

SUN 2008. L’energie solaire au Maroc. 

Plus de 1 200 systèmes photovoltaïque seront installés au 

Maroc par une entreprise espagnole 

http://sun.ma/?p=8 

UNESCO 2007. 

Les énergies renouvelables au Maroc – Le débat est lancé 

Rabat, Morocco 2007 

WWEA World Wind Energy Association 

Wind Energy International 2009/2010; Bonn, 2009 

L’Energie éolienne au »Maroc-Ressources et Projets« 

Presentation held in Dakhla, May 2009 

MAROKKO | 

220

NAMIBIA 






ECB Electricity Control Board 

(Elektrizitätsaufsichtsbehörde) 

ESI Electricity Supply Industries 

(Stromversorgungsindustrie) 


(Globale Umweltfazilität) 

GRN Government of the Republic of Namibia 

(Regierung der Republik Namibia) 





IMF Internationaler Währungsfonds 

IRR Internal rate of return (interner Zinsfuß) 


kV Kilovolt 

kW Kilowatt 


MW Megawatt 

221 

MET Ministry of Environment and Tourism 

(Ministerium für Umwelt und 

Tourismus) 

MME Ministry of Mines and Energy 

(Ministerium für Bergbau und Energie) 

MW Megawatt 

NAMREP Förderprogramm für erneuerbare 

Energien in Namibia 

ND Namibischer Dollar 

PJ Petajoule 

RED Regional Energy Distributors 

(regionale Energieverteiler) 

tCO2eq Tonnen CO2 Äquivalent 

TWh Terawattstunden 



der Vereinten Nationen) 


SAPP South African Power Pool 

(südafrikanischer Stromverbund) 

SHS Solar Home System 

US $ US-Dollar 

WTO World Trade Organisation 

(Welthandelsorganisation)

NAMIBIA 

10.1 

ABBILDUNG 8: 

KARTE VON NAMIBIA 


Die Republik Namibia liegt im Süden Afrikas und ist im 

Westen durch den Atlantischen Ozean begrenzt. Namibia 

grenzt im Norden an Angola und Sambia, im Osten an 

Botsuana und Simbabwe und im Süden an Südafrika. 

Die Gesamtfläche Namibias beträgt 824 292 km 2 . Am 21. 

März 1990 löste sich das Land vom Protektorat Südafrikas 

und wurde unabhängig. Namibia ist in 13 Regionen 

unterteilt: Caprivi, Erongo, Hardap, Karas, Khomas, Kunene, 

Ohangwena, Okavango, Omaheke, Omusati, Oshana, 

Oshikoto und Otjozondjupa. Die Hauptstadt ist 

Windhoek. 

Namibia hat eine Bevölkerung von ca. 2,1 Mio. Einwohnern, 

die durchschnittliche Lebenserwartung liegt 

bei 51 Jahren. Die Bevölkerung setzt sich hauptsächlich 

aus schwarzafrikanischen (87,5%), gemischt-ethnischen 

TABELLE 1: 

BIP IN NAMIBIA 2004-2008 

BIP (konstante 

Preise) 

222 

(6,5%) und weißen Gruppen (6%) zusammen. Das Christentum 

ist mit 80–90% vorherrschende Religion. Die 

restlichen 10–20% gehören verschiedenen afrikanischen 

Religionen an. Die Amtssprache ist Englisch, die große 

Mehrheit der Bevölkerung spricht jedoch hauptsächlich 

Afrikaans oder Deutsch. 

Namibia ist durch ein heißes und trockenes Wüstenklima 

mit geringen und unregelmäßigen Niederschlägen 

geprägt. Landschaftlich liegt Namibia zu großen Teilen 

auf einem Hochplateau, andere bedeutende landschaftliche 

Prägungen sind die Namib-Wüste im Westen entlang 

der Küste und die Kalahari-Wüste im Osten des Landes. 

Namibias Wirtschaft ist stark abhängig von der Gewinnung, 

Verarbeitung und dem Export von Mineralien. 

Die Republik ist der viertgrößte Exporteur von nichtenergetischen 

Mineralien in Afrika sowie der weltweit 

fünftgrößte Produzent von Uran. Zudem produziert 

das Land große Mengen an Blei, Zink, Zinn, Silber und 

Wolfram. Im Bergbau werden 8% des BIP erwirtschaftet. 

Gleichzeitig stammen 50% der gesamten Deviseneinnahmen 

Namibias aus diesem Sektor. Dennoch sind 

lediglich 3% der Bevölkerung im Bergbau beschäftigt. 

Die Hälfte der Bevölkerung ist auf die Subsistenzwirtschaft 

angewiesen. Der namibische Dollar (ND) ist an 

den südafrikanischen Rand gekoppelt. Das Pro-Kopf- 

BIP lag 2008 bei 5 400 US $. Der Dienstleistungssektor 

hatte mit 53,4% den größten Anteil am nationalen BIP, 

gefolgt vom Industriesektor (36,2%) und der Landwirtschaft 

(10,4%). 

Namibias wichtigster Handelspartner ist Südafrika. 65% 

der Importe kommen aus dem südlichen Nachbarland. 

Waren aus Deutschland stellen 2% der UK und Schweiz 

jeweils 1% der Importe 1 . 

Einheiten 2000 2002 2004 2006 2008 

jährliche prozentuale 

Veränderung 4.1 4.8 12.3 7.2 2.9 

BIP (aktuelle Preise) Mrd. ND 27.1 35.4 42.7 54.0 69.7 

BIP (aktuelle Preise) Mrd. € 4.2 3.6 5.3 6.4 5.8 


1 Germany Trade and Invest 2009

ABBILDUNG 2: ANTEILE VERSCHIEDENER ENERGIE- 

TRÄGER AN DER GESAMTEN PRIMÄRENERGIEBEREIT- 

STELLUNG IM JAHR 2006: 1476 KTOE 

65,4 % 


Wasser 





Die Bereitstellung von Primärenenergie zeigte in der 

Vergangenheit ein konstantes Wachstum und erreichte 

im Jahr 2006 ein Gesamtvolumen von 1 476 ktoe (entspricht 

61,8 PJ oder 17 166 GWh). Das Angebot an Primärenergie 

hat sich im Vergleich zu 1991 mit 600 ktoe im 

NAMIBIA | 223 

Jahr 2006 mehr als verdoppelt. Der Anstieg ist fast ausschließlich 

durch den Anstieg des Ölangebots begründet. 

Die Entwicklung der anderen Energieträger blieb weitestgehend 

konstant. Insgesamt ist Namibias Primärenergieversorgung 

durch Öl dominiert (73,6%), gefolgt von 

erneuerbaren Energien und Energie aus Abfall (14,3%). 

Wasserkraft hat einen Anteil von 9,9% an der Primärenergieversorgung, 

der Anteil von Kohle und Torf beläuft sich 

auf 2,2%. Die Struktur der Primärenergiebereitstellung 

nach Energieträgern ist in Tabelle dargestellt 2 . 

Im Jahr 2007 entfielen 42% des gesamten Energieverbrauchs 

auf den Transportsektor, 23% auf nicht-energetische 

Nutzung und 15,6% auf Privathaushalte. Tabelle 2 

zeigt die detaillierte Aufteilung des Energieverbrauchs auf 

die einzelnen Wirtschaftssektoren. 

Das Stromnetz 

Das Übertragungsnetz besteht aus 400-kV-, 330-kV-, 

220-kV-, 120-kV- und 66-kV-Leitungen und wird durch 

das Unternehmen NamPower betrieben. Die Aktivitäten 

des Unternehmens sind unterteilt in die Geschäftsfelder 

Übertragung und Versorgung. Während der Geschäftsbereich 

Übertragung das Übertragungsnetz regelt und 

betreibt, beschäftigt sich der Bereich Versorgung mit den 

Kunden des Unternehmens. Zu diesen zählen einige große 

Minen, die regionalen Stromversorger (REDs) sowie einige 

kleinere Stromproduzenten, welche hauptsächlich 

TABELLE 2: 

ENDENERGIEVERBRAUCH 2006 IN KTOE UND % 

Gesamter Endenergieverbrauch 

ktoe % 

Industrie 61 5,6 % 

Transport 459 42,3 % 

Andere Sektoren 564 52,0 % 

Privathaushalte 169 15,6 % 

davon 

Gewerbe und Dienstleistung 2 0,2 % 

Agrar- und Forstwirtschaft 144 13,3 % 

nicht-energetische Nutzung 249 23,0 % 

Gesamt 1 084 


12,7 % 

Strom 


8,8 % 

2 % 

11,1 % 

2 IEA 2008

TABELLE 3: 

LÄNGE DER ÜBERTRAGUNGS- 

LEITUNGEN NACH SPANNUNGSNIVEAU 

Übertragungsleitungen (km) 2008 

400 kV – 132 kV 5 427 

66 kV – 11 kV 28 756 

Quelle: NamPower 2008 

aus historischen Gründen 3 direkt an das Übertragungsnetz 

angeschlossen sind. Tabelle 3 gibt einen Überblick 

über die Länge des Übertragungsnetzes unterteilt nach 

den Spannungsniveaus. 

Während das Übertragungsnetz von NamPower betrieben 

wird, wurden von der Regierung auf regionaler Ebene 

ABBILDUNG 3: 

STRUKTUR DES ÜBERTRAGUNGSNETZES VON NAMIBIA 

Quelle: CGIAR 2004 und NamPower 2008 

REDs eingerichtet, welche für die Verteilung und Lieferung 

des Stroms an die Endkunden in den jeweiligen Gebieten 

verantwortlich sind. Die fünf REDs sind: Nored 

Ceno Red, Central Red, Erongo Red und Southern Red. 

In der Vergangenheit kam es in Namibia häufig zu Stromausfällen, 

deren Anzahl von 2007 auf 2008 zunahm. Im 

Jahr 2008 beliefen sich die geplanten Systemausfälle auf 6 

Stunden, und die unvorhergesehenen Ausfälle auf 7 Stunden. 

Am 2. Dezember 2007 kam es darüber hinaus zu einem 

Totalausfall. Grund hierfür war ein Blitzeinschlag 

3 ECB 2006 

NAMIBIA | 224 

in eine 400-kV-Verbindungsleitung nach Südafrika. Die 

Verluste bei der Stromübertragung stiegen von 18,4% im 

Jahr 2006 auf 23,3% im Jahr 2007 4 . 

Zur Verstärkung des Übertragungsnetzes plant NamPower 

mehrere Projekte: 

Caprivi Link Interconnector 

Die Caprivi-Verbindungsleitung ist ein HGÜ-Projekt 

(Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung), das die Verknüpfung 

des namibischen Netzes mit den Netzen Sambias 

und Simbabwes zum Ziel hat. Die Verbindung soll 

eine Kapazität von bis zu 600 MW haben und NamPower 

ermöglichen, Stromhandel mit Sambia, Simbabwe und anderen 

Ländern in Nord- und Südafrika zu betreiben 5 . Die 

erste Phase des Projekts sieht eine bipolare HGÜ-Leitung 

(± 350 kV) von 970 km Länge vor mit der Option, diese 

später nach Bedarf durch eine 400 kV Wechselstromübertragungsleitung 

von 285 km Länge zu ergänzen. Die Fertigstellung 

des Vorhabens ist für 2010 geplant 6 , da bis Oktober 

2009 bereits 70% der Arbeiten vollendet wurden 7 . 

 

Die 220-kV-Verbindungsleitung zwischen Sambia und 

Namibia soll es ermöglichen, eine Leistung von 220 MW 

aus Livingstone in Sambia nach Katima Mulilo in Namibia 

zu übertragen und somit die südafrikanische Stromvereinigung 

(SAPP) sowie die Netzstabilität in Namibia 

zu stärken. Eine Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) 

wurde bereits durchgeführt und vom Umweltrat Sambias 

genehmigt. Auch auf namibischer Seite wurde dieser Prozess 

bereits abgeschlossen8 . 


Die drei NamPower-Stromproduzenten mit einer Gesamtleistung 

von 364 MW im Jahr 2009 9 sind: 

• Ruacana mit einer 240-MW-Wasserkraftanlage am Kunene-Fluss 

entlang der nördlichen Grenze zu Angola 

• Van Eck mit einem 120-MW-Kohlekraftwerk in der 

Hauptstadt Windhoek 

• Paratus mit einem 24-MW-Diesel-Kraftwerk in der 

Küstenstadt Walvis Bay. 

4 Enerdata 

5 ECB 2006 

6 NamPower 2008 

7 Newera, 2009 

8 SAPP 2008 

9 NamPower 2009

TABELLE 4: 

LANGFRISTIG GEPLANTER KAPAZITÄTSAUSBAU 

Name Brennstoff 

Namibia ist ein Teil des SAPP und trägt als solcher rund 

1% der Spitzenlastleistung der Vereinigung bei. Die installierte 

Leistung ist dabei höher als die zur Verfügung 

stehende Leistung, da es zu Schwankungen in der Nutzung 

der Wasserkraft kommt. Aufgrund der insgesamt 

niedrigen Stromproduktion Namibias ist die Bedeutung 

für die gesamte Stromerzeugung innerhalb der SAPP vernachlässigbar 

wie in Tabelle 4 ersichtlich. 

Um den namibischen Anteil an der Gesamtstromproduktion 

der SAPP zu erhöhen, plant das Land, die Erzeugungsleistung 

nach dem in Tabelle 5 dargestellten 

Zeitplan zu erhöhen. Laut ESMAP scheinen die Investitionen 

in das Projekt Epupa jedoch unwahrscheinlich, 

und auch beim Kudu-Projekt ist man bereits auf zahlreiche 

Hindernisse gestoßen 10 . Der groß angelegte Ausbau 

der Kapazitäten ist nötig, um die Abhängigkeit von den 

Nachbarländern zu verringern. Es ist jedoch nicht zu erwarten, 

dass alle Projekte zu den geplanten Terminen ans 

Netz angeschlossen werden können. 


Die gesamte Stromproduktion in Namibia belief sich 

2006 auf 1 606 GWh und stammte hauptsächlich von 

Wasserkraftanlagen und thermischen Energieträgern 11 . 

Die nationale Stromproduktion kann lediglich den 

Grundlastverbrauch des Landes decken, darum wird 

60% der in Namibia verbrauchten elektrischen Energie 

aus Südafrika, Simbabwe und Sambia über die SAPP 

importiert 12 . Strom wird in Namibia schon immer überwiegend 

aus Wasserkraft gewonnen. Seit 2001 hat Kohle 

10 ESMAP 2005 

11 IEA 2008 

12 Afrik 2008 

Leistung 

(MW) 

Geplante 

Fertigstellung 

NAMIBIA | 225 

Geschätzte Projektkosten 

(Mio. US$) 

Walvis Bay Kohle 400 2013 700 

Baynes Wasserkraft 360 2013 640 

Kudu Gas 800 2015 640 

Epupa Wasserkraft 450 n.a. n.a. 

Okavango Wasserkraft 15 n.a. n.a. 

Lüderitz Wind 10 n.a. n.a. 

Quelle: SAPP 2008 

als Energieträger für die Stromproduktion zudem einen 

kleinen und stabilen Anteil an der Gesamtproduktion, 

wie in Abbildung 4 zu sehen ist. 

Aufgrund der starken Abhängigkeit der Wasserkraftwerke 

von den Wetterbedingungen war die namibische Stromerzeugung 

in der Vergangenheit nicht konstant, die daraus 

resultierenden Defizite mussten durch Stromimporte 

ausgeglichen werden. 

Das Stromangebot stieg zwischen 2006 und 2008 von 

3 554 GWh auf insgesamt 3 719 GWh. Im gleichen Zeitraum 

sank die Stromproduktion durch NamPower um 34 

GWh. Die Differenz wurde durch höhere Importe von dem 

südafrikanischen Energieversorger Eskom kompensiert. 

Der Stromverbrauch wird in die Bereiche Privathaus- 

ABBILDUNG 4: 

STROMERZEUGUNG NACH QUELLEN, 2006 

84 

5 % 

Kohle 

Oil 

Wasserkraft (inkl. Pumpspeicher) 


10 

1 % 

1512 

94 %

TABELLE 5: GESAMTE STROMPRODUKTION 

(NATIONALE PRODUKTION UND IMPORTE) IN NAMIBIA 

GWh 

Nationale Produktion 

2006 2007 2008 

NamPower 

Imports 

1 606 1 576 1 572 

Zesco (Sambia) 78 24 27 

Eskom (Südafrika) 1 620 1 733 1 961 

Zesa (Simbabwe) 162 104 85 

EDM (Mosambik) 6 69 52 

STEM (Botsuana) 82 115 22 

Gesamt 3 554 3 621 3 719 


halte, Industrie und Bergbau und gewerbliche Kunden 

unterteilt. Dabei machen die 120 000 Privathaushalte 

91 % aller Kunden aus und stehen für 45% des gesamten 

Stromverbrauchs. Des Weiteren gibt es 1 150 Industrie- 

und Bergbaukunden, die 26% des Stroms verbrauchen, 

der Rest wird von 10 000 gewerblichen Kunden konsumiert. 

Strompreise 

Die ECB hat die in Tabelle 6 dargestellten zeitabhängigen 

Tarife für 2009/2010 bestätigt 13 . 


Derzeit hat NamPower eine Monopolstellung bei der Erzeugung 

und dem Import von elektrischer Energie. Der 

Namibia IPP Market Framework Report, der im Oktober 

2006 von CORE International und EMCON Consulting 

für das Electricity Control Board (ECB) erstellt wurde, 

gibt Empfehlungen für die »Entflechtung« von NamPower 

und die Schaffung ordnungspolitischer Rahmenbedingungen 

für unabhängige Stromproduzenten (IPPs). 

Die folgenden Empfehlungen sind von besonderem Interesse 

für die zukünftige Regulierung der unabhängigen 

Stromerzeuger im Bereich erneuerbare Energien 14 : 

• Die Aufspaltung von NamPower in drei Teile, nämlich 

NamPower Generation (Produktion), NamPower Trading 

(Handel) und NamPower Transmission (Übertragung/Verteilung). 

Die Einrichtung von NamPower 


14 CSA 2007a 

NAMIBIA | 226 

Trading würde dabei die Schaffung eines Single-Buyer- 

Systems mit sich bringen, welches als entscheidend für 

die Entwicklung des Marktes für unabhängige Stromerzeuger 

angesehen wird. 

• Die Klassifizierung der unabhängigen Stromproduzenten 

als kleine (5 MW 100 MW). Dabei sind die Anforderungen 

zur Lizenzvergabe für kleine Stromproduzenten 

weniger komplex. 

Namibias Liberalisierungsreformen zielen hauptsächlich 

auf den Ausbau von Kapazitäten und Ressourcen 

im Verteilungssektor ab, um eine Steigerung des Serviceniveaus 

zu erreichen. Darüber hinaus wurde ein 

Single-Buyer-System vorgesehen, um die Attraktivität 

des Marktes für Investoren aus dem privaten Sektor zu 

steigern. Die Umstrukturierung von NamPower im Jahr 

2000 führte zur Einrichtung von vier regulierten Geschäftsbereichen, 

namentlich der Erzeugung, der Übertragung, 

der Verteilung und dem Single-Buyer-Bereich 

innerhalb der NamPower-Gruppe. 


Alle 17 Gemeinden und 19 Städte Namibias sind an 

das Stromnetz angeschlossen. Die nationale Elektrifizierungsrate 

liegt bei ca. 34%. Während die Abdeckung bei 

städtischen Netzanschlüssen bei 75% liegt, ist der Zugang 

zum Stromnetz in ländlichen Gebieten deutlich niedriger 

(12%). Bis 2010 hat sich die Regierung das Ziel gesetzt, 

die Elektrifizierungsrate auf 25% in ländlichen und 95% 

in urbanen Gebieten zu steigern 15 . 

Bereits im Jahr 1991 initiierte NamPower in Kooperation 

mit dem Ministerium für Bergbau und Energie die 

Umsetzung des Programms zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete. Ziel des Projektes ist es, der ländlichen Bevölkerung 

den Zugang zu elektrischer Energie zu ermöglichen 

und gleichzeitig Möglichkeiten für wirtschaftliche Entwicklung 

zu schaffen. 

Der im Jahr 2000 fertig gestellte und 2005 überarbeitete 

Masterplan zur Stromversorgung in ländlichen Gebieten 

bildet die Grundlage für die Identifizierung und Priorisierung 

der ländlichen Gemeinden im Rahmen des Elektrifi- 

15 ESMAP 2005

TABELLE 6: 

STRUKTUR DER STROMTARIFE FÜR 2009/2010 IN NAMIBIA (OHNE MEHRWERTSTEUER) 

Grundgebühren 

Servicegebühr ND/ 

Kunde/ 

Monat 

zierungsprogramms unter Absprache mit den regionalen 

Gremien16. Ende 2003 waren bereits rund 80 weitere 

Dörfer und Siedlungen an das Stromnetz angeschlossen. 

Die Kosten für diese Maßnahme betrugen 50 Mio. ND 

(4,59 Mio. €). 

Zu Beginn des Jahres 2007 veröffentlichte das MME 

zudem den Masterplan zur netzunabhängigen Elektrifizierung 

für Namibia (OGEMP). Dieses Projekt ist eines 

16 Allafrica 2007 

€/ 

Kunde/ 

Monat 

> 33kV 7920 726.26 

< 33 kV 

Zählergebühr 

7920 726.26 

Zählergröße < 10 MVA ND/Zäh- €/Zähler/ 

ler/Monat Monat 

> 33kV 2710 248.51 

< 33 kV 2710 248.51 

Zählergröße > 10 MVA ND/Zäh- €/Zähler/ 

ler/Monat Monat 

> 33kV 5555 509.39 

< 33 kV 5555 509.39 


Netzanschlussgebühr ND/kVA/ €/kVA/ 

Monat Monat 

> 33kV 36.84 3.38 

< 33 kV 

Maximum Demand Charge 

38.32 3.51 

> 33kV 42.25 3.87 

< 33 kV 43.94 4.03 

NAMIBIA | 227 

Energiepreise Lastspitze Standard Off-Peak 

Grundlastzeiten N$c/kWh €c/kWh N$c/kWh €c/kWh N$c/kWh €c/kWh 

> 33kV 43.44 3.98 34.97 3.21 19.33 1.77 

< 33 kV 

Spitzenlastzeiten 

44.09 4.04 35.49 3.25 19.62 1.80 

> 33kV 100.98 9.26 41.91 3.84 20.7 1.90 

< 33 kV 


102.5 9.40 42.54 3.90 21.01 1.93 

von mehreren von UNDP in Zusammenarbeit mit dem 

GEF und dem MME initiierten Projekten im Rahmen 

des Förderprogramms für erneuerbare Energien in Namibia 

(NAMREP). Ziel des OGEMP ist es, allen Zugang 

zu geeigneten Energietechnologien zu verschaffen, die in 

nicht an das Stromnetz angeschlossenen Gebieten leben 

und arbeiten. Der Plan bedient sich dabei eines Energie- 

Shop-Konzeptes. Die Energie-Shops verkaufen geeignete

und geprüfte Produkte und Geräte, die energieeffizient 

mit erneuerbaren Energien betrieben werden. Gleichzeitig 

könnten die Energie-Shops als Zahlungsstelle für nationale 

netzunabhängige Energiemodelle und -leistungen 

dienen 17 . 

Im Haushaltsjahr 2007/2008 konnte das Ministerium für 

Bergbau und Energie das Programm zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete in einigen Regionen mangels qualifizierter 

Vertragspartner nicht umsetzen. Obwohl einige 

Verträge geschlossen wurden, mussten diese im Nachhinein 

teilweise durch das nationale Ausschreibungsgremium 

wieder aufgehoben werden, da die Vertragspartner die in 

der Ausschreibung genannten Anforderungen nicht erfüllen 

konnten 18 . 

SHS-Systeme wurden landesweit gefördert. Bis zum Jahr 

2003 wurden durch das Home-Power-Programm zwischen 

600 und 700 Häuser elektrifiziert. Der Solar Revolving 

Fund hat bisher über 1 000 Privathaushalte mit 

Strom versorgt. 


Ministerium für Bergbau und Energie (MME) 

Hinsichtlich seiner Rolle als politischer Entscheidungsträger 

hat das MME klare politische Aussagen zu Gunsten 

eines offenen, kompetitiven und transparenten Marktes 

getroffen, welcher die Beteiligung des privaten Sektors 

und Investitionen durch diesen fördert. Das MME hat 

zudem eine Energiestrategie entwickelt, die seit 1998 als 

zentrales Referenzdokument für die nationale Stromversorgungsindustrie 

ESI dient. Sowohl das Elektrizitätsgesetz 

als auch die in der Vergangenheit durchgeführten 

Restrukturierungsmaßnahmen basieren auf den Empfehlungen 

dieser Energiestrategie. 

Ministerium für regionale und lokale Verwaltung und 

Wohnungwesen (MRLGH) 

Bis vor kurzem war das Ministerium für regionale und 

lokale Verwaltung und Wohnungswesen für die Stromversorgung 

von Dörfern in ländlichen Regionen zuständig. 

Mit der Umsetzung der Dezentralisierungsstrategie 

17 CSA 2007 

18 Allafrica 2007 

NAMIBIA | 

228 

der Regierung wurden die Tätigkeitsfelder des MRLGH 

regionalen Gremien übertragen. 

Elektrizitätsaufsichtsbehörde (ECB) 

Die Stromaufsichtsbehörde wurde im Juli 2000 eingerichtet 

und hat die Aufgabe, alle Aspekte der Stromversorgung 

in Namibia zu steuern. Obwohl das Ministerium 

für Bergbau und Energie weiterhin als 

übergeordnete Behörde für Energiepolitik bestehen 

bleibt, hat die ECB die Einrichtung eines Verwaltungsapparates 

zur Rationalisierung der Energieversorgung 

angekündigt. Die ECB ist zudem verantwortlich für 

die Verwaltung eines neuen Lizenzsystems, welches die 

Lizenznehmer verpflichtet, ihre Tarife und Tarifstrukturen 

an einem kürzlich entwickelten Beschaffungskostenmodell 

auszurichten, das Transparenz und kostenorientierte 

Preise verlangt. 

NamPower 

Das nationale Versorgungsunternehmen NamPower 

trägt die Hauptverantwortung für die Erzeugung, den 

Import und Export sowie die Übertragung von Strom. 

Es beliefert Großkunden wie Minen und landwirtschaftliche 

Großbetriebe direkt. In der Hauptstadt sowie in den 

kleineren Städten ist meist die lokale Verwaltung für die 

Stromversorgung zuständig. NamPower ist Mitglied der 

SAPP, über die Strom von den benachbarten Ländern 

bezogen wird. 

Südafrikanische Stromvereinigung (SAPP) 

Die SAPP wurde mit dem Hauptziel gegründet, zuverlässig 

und wirtschaftlich Strom zur Versorgung aller Kunden 

in allen SAPP-Mitgliedsländern innerhalb der Südafrikanischen 

Entwicklungsgemeinschaft (SADC) bereit zu 

stellen. Die SAPP hat einige kurzfristige Maßnahmen zur 

Verbesserung der Engpässe in der nationalen Stromversorgung 

umgesetzt. Dazu gehören unter anderem Richtlinien 

für eine effizientere Konnektivität zwischen den 

angeschlossenen Netzwerkteilnehmern und verschiedene 

Maßnahmen zum besseren Management von Angebot 

und Nachfrage.

Regionale Stromversorger (RED) 

Die fünf REDs sind nach Regionen unterteilt: NORED 

im Norden, CENORED südlich von NORED, Erongo 

RED im Westen, Central RED im Zentrum und East und 

Southern RED im Süden. NORED Electricity wurde am 

27. April 2001 als ein auf Vermögenswerte gesichertes 

Unternehmen unter gleicher Beteiligung von NamPower, 

der Local Authority Electricity Company und der 

Regional Council Electricity Company gegründet. CE- 

NORED wurde 2003 im Rahmen des »Companies Act« 

von 1973 als privates Unternehmen registriert. Durch die 

ECB wurde CENORED eine 10-jährige Lizenz für Verteilung 

und Versorgung ausgestellt. CENORED nahm 

den Betrieb am 1. Oktober 2005 auf. Erongo RED ist für 

die Versorgung und Verteilung von elektrischer Energie in 

der Erongo-Region zuständig. 

Oshakati Premier Electric (OPE) 

Oshakati Premier Electric (OPE) wurde im Jahr 2000 als 

Joint Venture der Stadtverwaltung Oshakati und Premier 

Electric, ein Tochterunternehmen von NamPower, gegründet. 

Premier Electric hat sich in gleicher Weise mit 

der Stadtverwaltung von Otavi zusammengetan, um die 

Stromversorgung der Stadt zu verbessern. 

Reho Electricity 

Reho Electricity ist ein im Jahr 2000 gegründetes Joint 

Venture zwischen der Stadtverwaltung von Rehoboth 

und der Holdinggesellschaft der Northern Electricity. 

Das Unternehmen ist für die Sanierung und Verwaltung 

des lokalen Versorgungssystems der Stadt Rehoboth zuständig. 

Southern Electricity Company (Selco) 

Die Southern Electricity Company (Selco), ein größtenteils 

im Besitz von südafrikanischen Investoren befindliches 

Privatunternehmen, unterzeichnete im Jahr 2000 

Managementverträge mit den Stadtverwaltungen von 

Keetmanshoop und Karasburg sowie der Regionalverwaltung 

von Karas für den Betrieb, die Instandhaltung und 

die Erweiterung der lokalen Stromversorgungssysteme. 

NAMIBIA | 

229 

10.4 

 

 

Durch das Weißbuch für Energie von 1998 hat sich die 

Regierung von Namibia zur Nutzung erneuerbarer Energiequellen 

verpflichtet. Im Weißbuch von Namibia sind 

unter anderem folgende Aussagen festgehalten: 

• »Die Regierung wird, ergänzend zur Elektrifizierung 

durch Netzanschluss, die Verwendung von wirtschaftlich 

vertretbaren erneuerbaren Energietechnologien 

fördern, um die Energiebereitstellung in ländlichen 

Gebieten zu verbessern.« 

• »Die Stromversorgung soll auf einem ausgewogenen 

Verhältnis zwischen wirtschaftlich vertretbaren und 

nachhaltigen Stromquellen wie Gas, Wasserkraft, anderen 

erneuerbaren Energiequellen und importiertem 

Strom beruhen. Die Schaffung eines ausgewogenen 

Strommixes trägt den Investitionsrisiken und den Vorteilen 

einer verbesserten Versorgungssicherheit gleichermaßen 

Rechnung.« 

• »Die Regierung wird den Dialog mit privaten Investoren 

und Geldgebern zur Erleichterung rentabler und 

wettbewerbsfähiger Investitionen im Stromsektor fördern. 

Sie wird zudem für die Schaffung der notwendigen 

rechtlichen, regulatorischen, steuerlichen und 

ökologischen Rahmenbedingungen für ein günstiges 

Investitionsklima sorgen.« 

• »Die Regierung wird die Errichtung von neuen Hochspannungsleitungen 

zu den benachbarten Ländern 

erleichtern, um die aktive Teilnahme des Landes am 

Stromhandel der Region zu ermöglichen.« 

Die wichtigsten Ziele für Namibia sind: 

• Die möglichst kosteneffektive Bereitstellung der Stromversorgung 

für die Endverbraucher bei gleichzeitig optimaler 

Nutzung lokaler Produktionsmittel 

• Eine möglichst zuverlässige Stromversorgung, die 

Wachstum und Entwicklung des Landes fördert 

• Die Diversifizierung des Stromangebots und die Förderung 

der Nutzung lokal vorhandener Energieträger.

Obwohl die wesentlichen Ziele und Strategien der Regierung 

beschlossen und klar formuliert wurden, konnten 

bisher nur geringe Fortschritte bei der Festlegung 

und beim Erreichen von quantitativen Zielen erreicht 

werden. Erhebliche Anstrengungen sind nötig, um konkrete 

Schritte zur Erreichung der umfassenden Ziele 

einzuleiten. 

Energiepolitik 

Die Energiepolitik Namibias betont die Wichtigkeit der 

Schaffung eines positiven Investitionsklimas und strebt 

insbesondere den Stromhandel mit den Nachbarländern 

an (siehe Tabelle 7). 

Am 18. Oktober 2007 wurde das neue Elektrizitätsgesetz 

(Gesetz Nr. 4 von 2007) verabschiedet 19 . Das Gesetz beinhaltet 

nicht nur umfassendere ordnungspolitische Bestimmungen 

für den Industriesektor, sondern erweitert 

und verstärkt darüber hinaus das Mandat der ECB, was 

eine effizientere Steuerung der ESI ermöglicht. Folgende 

Neuerungen werden als besonders relevant eingestuft: 

• Mehr Gewicht auf die Entwicklung und Förderung zusätzlicher 

Produktionskapazitäten 

• Berücksichtigung der Entwicklung des Handels innerhalb 

des Marktes 

• Vorkehrungen zur Befreiung von bestimmten Anforderungen 

bei der Lizenzvergabe 

• Einklagbare Standards für die Bereiche Bereitstellung 

und Betrieb. 

TABELLE 7: 

ÜBERBLICK ÜBER DIE STRUKTUR UND ABLÄUFE DER REFIT 

Jahr Titel Institution 


NAMIBIA | 230 

Da das Elektrizitätsgesetz keine Vorschriften zur Vereinfachung 

der regionalen Stromversorger beinhaltet, ist deren 

rechtliche Situation weiterhin unklar. 


Energien 


Die für NamPower entwickelte erneuerbare Energienstrategie 

wurde im Mai 2008 durch den Verwaltungsrat genehmigt. 

Nach diesem Strategiepapier gehört es zu den Aufgaben 

von NamPower, sich in den Bereichen Windenergie, 

Biomasseenergie, Hybrid-Mini-Netzsysteme für Gebiete 

ohne Netzanschluss, Solarenergie und in der Entwicklung 

von Fähigkeiten und Know-how in allen Bereichen der erneuerbaren 

Energien zu engagieren. NamPower hat sich 

das Ziel gesetzt, 10% der gesamten installierten Leistung 

(40 MW) durch erneuerbare Energie bereit zu stellen und 

will dieses Ziel bis 2011 erreichen 20 . Angesichts der gravierenden 

Versorgungsengpässe im namibischen Stromsektor 

erscheint dieses Ziel als sehr ehrgeizig. 



Das Ministerium für Bergbau und Energie (MME) hat 

den Solar Revolving Fund zur Finanzierung von Solarsystemen 

eingerichtet, der von Konga Investment (PTY) Ltd. 

verwaltet wird. Die staatliche Initiative hat das Ziel, eine 

1990 Foreign investment act Regierung der Republik Namibia 

White 

Regierung der Republik Namibia, Ministerium für Berg- 

1998 Paper on Energy Policy 

bau und Energie 

2000 Electricity Act Stromaufsichtsbehörde 

2003 Competition Act Regierung der Republik Namibia 

2006 State-owned Enterprises Governance Act Regierung der Republik Namibia 

2007 Electricity Act 2007 Stromaufsichtsbehörde 

Quelle: DME 2009 

20 NamPower 2008

kostengünstige Lösung für Konsumenten zu ermöglichen, 

die bereit sind, solarbetriebene Produkte zu kaufen, jedoch 

nicht in der Lage sind, diese bar zu bezahlen. Das Verfahren 

für die Vergabe von Geldern gestaltet sich wie folgt: 

• Einreichung des ausgefüllten Antrags sowie einer Lohn- 

oder Gehaltsabrechnung oder eines anderen Einkommensnachweises 

(Kontoauszüge der vergangenen drei 

Monate) bei Konga unter Angabe des gewünschten 

Anlagenlieferanten 

• Wird der Antrag genehmigt, leistet der Kunde 5% der 

Gesamtkosten als Anzahlung; nach Zahlungseingang 

wird die Bestellung an den angegebenen Lieferanten 

weitergeleitet 

• Die Rückzahlung erfolgt an Konga über einen Zeitraum 

von 5 Jahren in monatlichen Raten mit einem 

jährlichen Zinssatz von 5% 21 . 

Bis 2009 gab es noch keine Einspeisetarife für Strom aus 

erneuerbaren Energien. 


Im Jahr 2003 unterzeichnete Namibia das Kyoto-Protokoll 

und gliederte im Jahr 2007 seine nationale Aufsichtsbehörde 

(DNA) dem Ministerium für Umwelt und Tourismus 

an. Im Juli 2008 erhielt das erste CDM-Projekt 

Namibias (Geothermie) die Genehmigung durch das 

Gastgeberland. Seither wurden keine weiteren CDM- 

Projekte mehr in Namibia registriert22. Mindestens zwei 

weitere CDM-Projekte (Biomasse bei der Zementherstellung 

und im Transportsektor) sind zurzeit in Planung. 


Die intensive Entwicklungszusammenarbeit ist ein besonderer 

Schwerpunkt der bilateralen Beziehungen Namibias 

mit anderen Saaten. Deutschland ist neben den USA das 

wichtigste Geberland. Von allen afrikanischen Staaten 

erhält Namibia die höchste Pro-Kopf-Entwicklungshilfe 

aus Deutschland. Das deutsche Engagement ist dabei 

nicht allein auf die öffentliche Entwicklungshilfe beschränkt, 

sondern wird in der Regel durch eine Vielzahl 

von zusätzlichen privaten Initiativen und nichtstaatlichen 

Aktivitäten (NGOs) ergänzt. Staatliche und private Hilfen 

aus Deutschland belaufen sich seit der Unabhängig- 

21 MME 2009 

22 CO2 Handel 2008 

NAMIBIA | 

231 

keit auf rund 500 Mio. €23. Von den derzeitigen Aktivitäten 

sind besonders die folgenden zu nennen: 

Zwischen 1993 und 1999 hat die Deutsche Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit (GTZ) im Auftrag des 

Ministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und 

Entwicklung (BMZ) das Programm »Förderung der Nutzung 

erneuerbarer Energien in Namibia« durchgeführt. 

In Zusammenarbeit mit dem Ministerium für Bergbau 

und Energie wurden folgende Maßnahmen durchgeführt: 

• Förderung der dezentralen Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete 

• Bewertung des Windenergiepotenzials in Walvis Bay 

und Lüderitz (siehe unten) 

• Bewertung des Solarenergiepotentials im südlichen Teil 

des Landes 

• Unterstützung der Wüstenforschungsstation Gobabeb 

Auf der Grundlage von Windmessungen führte die GTZ 

mit ihrem TERNA Windenergieprogramm zudem eine 

Machbarkeitsstudie durch (siehe Abschnitt 1.6). 

Darüber hinaus ist auch die deutsche Kreditanstalt für 

Wiederaufbau (Kf W) in Namibia aktiv und unterstützt 

unter anderem die Caprivi-Verbindung, die Namibia und 

Sambia miteinander vernetzt (siehe Kapitel 1.2). 

Zurzeit besitzt nur ein kleiner Prozentsatz der Bevölkerung 

das Know-how, Wind in Strom umzuwandeln. 

Vor diesem Hintergrund entwickelte eine schwedische 

Organisation ein Kursangebot zur Nutzung von Windenergie 

speziell für Frauen. Neben der Entwicklung eines 

Windkraftprojektes umfasst der Kurs weitere Aspekte der 

Errichtung intelligenter und nachhaltiger elektrischer Systeme 

und stellt verschiedene erneuerbare Energiequellen 

vor. Die Ausbildung schließt Methoden zur Entwicklung 

von Windkraftanlagen mit ein wie zum Beispiel Windmessung, 

Standortwahl und Planung einer Anlage24. 


24 NewEra, 2009



Im Rahmen des 1993 durch das MME initiierten Programms 

zur Förderung erneuerbarer Energien in Namibia 

wurde mit Unterstützung der GTZ das Windpotenzial 

Namibias evaluiert. Zu diesem Zweck wurden 1996 

zwei Messstationen in Walvis Bay und Lüderitz errichtet. 

Basierend auf den Messungen und unter Zuhilfenahme 

des Windatlasmodells sowie der damit verbundenen Programme 

WAsP und WindPro wurde das Windpotenzial 

für beide Standorte in 50 m Höhe wie in Tabelle 8 festgehalten 

gemessen. 

TABELLE 8: 

WINDPOTENZIAL IN 50 M HÖHE 

Standort 

Walvis Bay/ 

Saltworks 

Lüderitz 

Golf Course 

Quelle: CSA 2007 

jährliche 

durchschnittlicheWindgeschwindigkeit 

m/s 

Energiedichte 

kWh/m2/a 

6.8 3 047 

7.5 4 936 

Die vom TERNA Windenergieprogramm 1998 durchgeführte 

Machbarkeitsstudie bescheinigt Namibia ein 

vorteilhaftes Windpotenzial im Bezug auf Kosteneffizienz 

und Energieertrag (spezifische Erzeugungskosten von 

rund 5 USCent/kWh). 

Laut der Studie ist die Windenergie besonders geeignet, 

um den Import von Strom aus Südafrika zu substituieren. 

Aufgrund der extrem schwankenden Windgeschwindigkeiten 

an beiden Standorten wäre der Beitrag zur Grundleistung 

niedriger als gewöhnlich 25 . Das größte Hindernis 

für die Projektentwicklung sind die geringen Kosten für 

importierten Strom aus Südafrika. Die Daten der 3tier 

Group (http://www.3tiergroup.com/) können zur Ermittlung 

von High-Level-Winddaten verwendet werden. 

25 GTZ/DECON 1999, teilweise zitiert in Oeko 1998 

Weibull 

Parameter 

a, k 

A=7.73 

B=2.17 

A=8.4 

k=1.7 

NAMIBIA | 232 


Ziele bei der Nutzung von Windenergie 

Es konnten keine spezifischen Ziele in Bezug auf die installierte 

Leistung ausgemacht werden 

Marktzugang 

Nach dem ersten Gutachten durch die GTZ im Jahr 1996 

plante NamPower die Errichtung eines 20-MW-Windparks 

in Lüderitz. Sowohl ein Park mittlerer Größe von 

ca. 10 MW als auch ein Park geringer Größe mit etwa 2,5 

MW (Größe der Mindestlast im lokalen Netz) wurden in 

die Analyse mit einbezogen 26 . 

Netzanschlussbedingungen 

Die gegenwärtige Netzwerkkonfiguration würde den Anschluss 

eines Windparks mit einer maximalen installierten 

Leistung von 20 MW ermöglichen. 

Derzeitige Nutzung der Windenergie 


Die Ende 2005 in Walvis Bay errichtete 220-kW-Anlage 

ist die derzeit größte Windkraftanlage in Namibia. Darüber 

hinaus gibt es landesweit zahlreiche netzunabhängige 

1-kW-Turbinen, die hauptsächlich für die Stromerzeugung 

und für Wasserpumpen in landwirtschaftlichen 

Betrieben verwendet werden. Die gesamte installierte 

Leistung der netzunabhängigen Turbinen beläuft sich auf 

70 kW 27 . 

NamPower hat das Windprojekt in Lüderitz wegen der 

niedrigen Kosten für Stromimporte aus Südafrika ausgesetzt. 

Die auf Kohletagebau basierte Stromproduktion ist 

verglichen mit den kalkulierten Kosten pro Einheit für 

den Bau des 20-MW-Windparks in Lüderitz um ca. 40% 

günstiger 28 . 

26 TERNA, 2007 

27 Worldenergycouncil 2007 

28 Inwent 2004


Die Entwicklung der Windenergie in Namibia wird durch 

die folgenden Faktoren beeinträchtigt: 

• niedrige Stromtarife 

• einseitige Marktverhältnisse (u. a. durch das Single- 

Buyer-System) 

• beschränkte Investitionsmöglichkeiten 

• Fehlen von Steuer- und Investitionsanreizen zur Einführung 

neuer Technologien 

• Fehlen konkreter nationaler Ziele im Bereich erneuerbare 

Energien 

• Fehlen von Anreizen zur Einführung CO2-neutraler 

Produktionsanlagen 

• Fehlen institutioneller Fördermaßnahmen 

Diese Faktoren in Kombination mit den nicht immer 

günstigen Windbedingungen sind für die langsame Entwicklung 

des namibischen Windmarktes verantwortlich. 


Electricity Control Board, 

Namibia 

8 Bismark Street 

Windhoek, Namibia 

Tel.: +264 61 374 308 

Fax: +264 61 374 304 

Internet: www.ecb.org.na 

Ministry of Mines & Energy 

1 Aviation Road 

Private Bag 13297 


Tel.: 09-264-61-284-8312 

Fax: 09-264-61-220-386 

Internet: www.mme.gov.na 

NamPower 

3 Goethe Street 

Windhoek Box 2864 


Tel.: +264-61-2052974 

Fax: +264-61-2052315 

Internet: www.nampower.com.na 

Regional Electricity Regulators 

Association of Southern Africa 

8 Bismark Street 


Tel.: +264-61-374-327 

Fax: +264-61-374-328 

Internet: www.rerasadc.com 

NORED Electricity 

Main Road 

PO Box 3544 

Ongwediva, Namibia 

Tel.: +264-65-233800 

Fax: +264-65-231953 

NAMIBIA | 

233

Erongo Regional Electricity 

Distribution Company (Pty) Ltd. 

91 Hage Geingob Street, 1st Floor 

Walvis Bay, Namibia 

Joseph McGann: Climate Change Program Coordinator 

Directorate of Environmental Affairs 

Ministry of Environment and Tourism 

Private Bag 13306, Windhoek, Namibia 

Tel.: +264 61 249015 

Fax: +264-61 240339 

Email: joemcg@dea.met.gov.na 


NAMIBIA | 

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NAMIBIA | 

236

SENEGAL 


ADF African Development Fund 

AFD Agence Francaise de Devéloppement 

(Französische Entwicklungsagentur) 

AfDB African Development Bank 

AREED African Rural Energy Enterprise 

Development Program 

ASER Agency for Rural Electrification 

(Agentur zur Elektrifizierung 


BCEAO Banque Centrale des Etats 

de l‘Afrique de l‘Ouest 


BOO Build, Own, Operate 

(Bauen, Besitzen, Betreiben) 

BV Cert Bureau Veritas Certification Holding 


CDCF Community Development Carbon Fund 

CEGELEC CGEE (Compagnie Générale 

d‘Entreprises Electriques) – Alsthom 

CER Certified Emissions Reduction 

(zertifizierte Emissionsreduktion) 

CERER Centre d’Études et de Recherches sur les 

Énergies Renouvelables (Studien- und 

Forschungszentrum für erneuerbare 

Energien) 

CGIAR Consultative Group on International 

Agricultural Research 

CIA Central Intelligence Agency 

CRSE Commission de Régulation du Secteur 

de l’Electricité (Stromregulierungsbehörde) 

CSS Compagnie Sucrière du Sénégal 

(Senegalesische Zuckergesellschaft) 



DNV Det Norske Veritas (norwegische 

Stiftung für Risikomanagement) 

EB Executive Board 

ECOWAS Economic Community 

of West African States 

237 

EDBI Export Development Bank of Iran 

EE erneuerbare Energie 

EIA Energy Information Administration 

ENDA Action Environnement-Développement 

(Aktionsgemeinschaft Umweltentwicklung) 

ERPA Emissions Reduction Purchase 

Agreement 

FCFA Franc de la Communauté 

Financière Africaine 

FOB Free on Board 


(Globale Umweltbehörde) 

GOS Regierung von Senegal 

GTZ Deutsche Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit 


HS Hochspannung 

ICS Industries Chimiques du Sénégal 

(Chemische Industrie Senegal) 

IDA International Development Association 


IMF International Monetary Fond 


(unabhängige Energieerzeuger) 

k. A. keine Angabe 

km Kilometer 


kV Kilovolt 


kWp Kilowatt-peak 

LPG Liquefied Petroleum Gas 

LWL Lichtwellenleiter 

MS Mittelspannung 

MVA Megavoltampere 

MW Megawatt 


NASA National Aeronautics 

and Space Administration 

NS Niedrigspannung

SENEGAL 

OHADA Organization for the Harmonization 

of Business Law in Africa (Organisation 

zur Harmonisierung des 

Wirtschaftsrechts in Afrika) 

OMVG Organization for the Development 

of the Gambia River Basin (Organisation 

zur Entwicklung des Gambia-Flusses) 

OMVS Organization for the Development of the 

Senegal River (Organisation zur 

Entwicklung des Senegal-Flusses) 

PIN Project Idea Note 


PERACOD Program to Promote Rural Electrification 

and a Sustainable Supply of Domestic 

Fuel (Förderprogramm zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete und zur nachhaltigen 

Versorgung mit heimischen 

Brennstoffen) 

PJ Petajoule 

PPA Power Purchase Agreements 

(Strombezugsvereinbarungen) 

PPER Rural Electrification Priority Program 

(Schwerpunktprogramm zur Elektrifizierung 


RECIPES Renewable Energy in Emerging and 

Developing Countries (Erneuerbare 

Energien in Schwellen- und 

Entwicklungsländern) 

REEEP Renewable Energy & Energy 

Efficiency Partnership (Partnerschaft für 

erneuerbare Energien & Energieeffizienz) 

238 

SAR Société Africaine de Raffinage (Afrikanische 

Raffineriegesellschaft) 

SEMIS Services de l’Energie en Milieu Sahélien 

(Energieversorgung in der Saharazone) 

SENELEC Société Nationale d’Éléctricité du Sénégal 

(Senegalesische Elektrizitätsgesellschaft) 

SGS Société Générale de Surveillance 

(nationale Überwachungsbehörde) 

SHS Solar Homes Systems 

SONACOS Société Nationale de Commercialisation 

des Oléagineux du Sénégal (Senegalesische 

Gesellschaft für Nusserzeugnisse) 

UK United Kingdom 

UN United Nations 

UNDP United Nations Development Program 

UNFCCC United Nations Framework 

Convention on Climate Change 

UNIDO United Nations Industrial 

Development Organization 

US United States 

US $ United States Dollar 

V Volt 

WAEMU West African Economic 

and Monetary Union 

WAPIC West African Power Industry Convention 

WAPP West African Power Pool 

WEI Wind Energy International 

Wp Watt-peak


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON SENEGAL 


Senegal ist ein westafrikanisches Land, das vom Atlantischen 

Ozean und den Ländern Mauretanien, Mali, Guinea, 

Guinea-Bissau und Gambia begrenzt wird (siehe 

Abbildung 1). Senegal ist durch ein tropisches Klima 

charakterisiert. In der Hauptstadt Dakar wird das landesübliche 

feucht-heiße Klima durch den kühlen Meereswind 

gemäßigt. Die Regenzeit zwischen Juni und 

November bringt schwere Niederschläge zusammen mit 

starken Winden aus Südost. Die Trockenzeit von Dezember 

bis Mai wird durch die heißen, trockenen Harmattan- 

Winde 1 verstärkt. 

Senegal ist eine Republik mit einem demokratischen 

Mehrparteiensystem. Der Präsident von Senegal ist 

TABELLE 1: 

STATISTIK 2008 

1 Der Harmattan ist ein trockener, staubhaltiger Passatwind in Westafrika. Er weht 

von der Sahara kommend nach Süden in den Golf von Guinea und tritt zwischen 

Ende November bis Mitte März (also im Winter) auf. 

SENEGAL | 239 

Staatsoberhaupt, Regierungschef und Oberbefehlshaber 

der Streitkräfte. Er wird für eine Amtszeit von fünf Jahren 

gewählt und kann zweimal wiedergewählt werden. 

Bei den Präsidentschaftswahlen 2000 unterlag Abdou 

Diouf nach 19 Jahren Präsidentschaft dem Oppositionsführer 

Abdoulaye Wade in einer freien und fairen Wahl. 

Abdoulaye Wade wurde 2007 wieder gewählt. 

Senegal hat die offizielle Integration der französischsprachigen 

westafrikanischen Staaten in die Westafrikanische 

Wirtschafts- und Währungsunion (WAEMU) gefördert. 

Es spielt eine wichtige Rolle in vielen internationalen Organisationen 

und war von1988-1989 Mitglied des UN- 

Sicherheitsrates. 1997 wurde Senegal in die UN Menschenrechtskommission 

gewählt 2 . 

Senegal ist außerdem Mitglied der Organisation zur Harmonisierung 

des Wirtschaftsrechts in Afrika (OHADA). 

Das erklärte Ziel der OHADA ist es, sowohl inländische 

als auch ausländische Investitionen in den Mitgliedsstaaten 

zu erleichtern und zu fördern. 

Die wichtigsten Industriezweige sind die Nahrungsmittelherstellung, 

Bergbau, Zement- und Kunstdüngerproduktion, 

Chemie- und Textilindustrie sowie die 

Verarbeitung von importiertem Erdöl und Tourismus. 

Zu den Exportprodukten zählen Fisch, Erdnüsse, Erdölprodukte, 

Phosphate und Baumwolle. Mali ist Senegals 

größter Exportmarkt mit 19,5% (Stand: 2008). Weitere 

ausländische Märkte sind Indien (5,9%), Frankreich 

(5,5%), Gambia (5,4%) und Italien (4,9%). Die 

wichtigsten Importprodukte sind Lebensmittel und 

Getränke, Produktionsgüter und Brennstoffe. Im Jahr 

2008 kamen die importierten Güter vor allem aus den 

folgenden Ländern: Frankreich (20%), Großbritannien 

(15,4%), China (7,5%), Belgien (4,6%), Thailand (4,5%) 

und Niederlande (4,1%) 3 . 

Fläche Bevölkerung BIP BIP pro Kopf Export Import 

196 722 km² 13,7 Mio. 9,15 Mrd. € 

(2008) 

Quelle: Außenministerium der Vereinigten Staaten 2009 und IMF 2009 

(Originalpreise in US $, Wechselkurs 2008: 1 US $ = 0,6827 €, (CIA World Factbook, 2008)) 

1 092,3 € (2008) 1,3 Mrd. € 

FOB (2008, 

geschätzt) 

2 Außenministerium der Vereinigten Staaten 2009 

3 CIA World Factbook 2008 

3,1 Mrd. € 

FOB (2008, 

geschätzt)

TABELLE 2: 

BIP VON SENEGAL 2000-2008 (QUELLE: IMF) 

Tabelle 2 zeigt, dass das senegalesische BIP zwischen 1995 

und 2008 stetig um mehr als 5% jährlich angestiegen ist. 

2008 betrug die Inflationsrate 6,6%. Der Anteil der Bevölkerung, 

welcher unterhalb der nationalen Armutsgrenze lebt, 

fiel von 57,1% im Jahr 2001 auf 54% im Jahr 2004. Das Pro- 

Kopf-Einkommen in Senegal war 2008 1 600 US $. Senegal 

ist Teil der Westafrikanischen Zentralbank (BCEAO) und 

hat den westafrikanischen CFA-Franc 4 (Französisch: FCFA 

oder einfach Franc, ISO 4217-Code: XOF) als Währung. 



Angefangen bei 1 300 ktoe im Jahr 1970, von denen mehr 

als 50% aus erneuerbaren Energien und Abfällen produziert 

wurden, hat die Entwicklung des gesamten Primär- 

4 Der westafrikanische FCFA ist außer in Senegal auch die nationalen Währung 

in folgenden Staaten: Benin, Burkina Faso, Côte d‘Ivoire, Guinea-Bissau, Mali, 

Niger und Togo. Der FCFA ist an den € gekoppelt. 

SENEGAL | 240 

Einheit 2000 2002 2004 2006 2008 

BIP (aktuelle Zahlen) Mrd. € 3.2 3.7 5.5 6.4 9.1 

Quelle: IMF 

ABBILDUNG 2: 

ANTEIL AM GESAMTEN PRIMÄRENERGIEVERBRAUCH 

(3 016 KTOE) IN SENEGAL IM JAHR 2006 

103; 

3 % 

1203; 

40 % 

21; 

1 % 

Rohöl 


Kohle 


9; 

0 % 

Wasser 

Gas 

1680; 

56 % 

energieverbrauchs während der letzten Jahre einen stetigen 

Anstieg erfahren. Jedoch stieg der Anteil von Kohle 

und Öl in den letzten dreißig Jahren im Vergleich zu anderen 

Energiequellen viel stärker an. Der Primärenergieverbrauch 

in Senegal erreichte 2006 3 016 ktoe (entspricht 

126 PJ oder 35 076 GWh) und wurde überwiegend durch 

Öl gedeckt (55,7%), gefolgt von erneuerbaren Energien 

und Abfällen – also Abfälle, Biomasse und Geothermie 

– mit 39,9%, Kohle mit 3,4%, Wasserkraft mit 0,7% und 

Erdgas mit 0,3%. Die Anteile der verschiedenen Energiequellen 

sind in Abbildung 2 zu sehen. 

TABELLE 3: 

ENDENERGIEVERBRAUCH 

NACH SEKTOREN 2006 

Gesamt Energieverbrauch 

[ktoe] 

Anteil [%] 

Endverbrauch Gesamt 3 016 


Verkehr 1 207 40 

Privathaushalte 1 387 46 

Gewerbe und öffentlicher Dienst 90 3 

Nichtenergetisch 


30 1 

Senegals Energieproduktion stützt sich stark auf den 

Brennstoff Holz. Die gewonnene Energie aus Holz entspricht 

60% des gesamten Energieverbrauchs des Landes 

und deckt etwa 90% des Energiebedarfs der Privathaushalte. 

Senegal hat einen sehr großen LPG-Flüssiggas- 

Markt. Der LPG-Verbrauch von Senegal ist auf etwa 

150 000 t im Jahr 2008 angestiegen, was Senegal zum 

mit Abstand größten Flüssiggas-Importeur in Westafrika 

macht. 2006 betrug der Erdgasverbrauch von Senegal 50 

Mio. m³ und wurde durch die Nutzung der eigenen Vorkommen 

gedeckt. Der gesamte Ölverbrauch von 36 200 

Barrel pro Tag wurde durch Einfuhren gedeckt, was zu 

einer hohen Abhängigkeit von Importen fossiler Brenn-

stoffe führte. Bis jetzt gibt es keine nachgewiesenen Ölvorkommen 

in Senegal, jedoch führen sowohl Senegal 

als auch seine Nachbarländern eigene Ölsucheaktivitäten 

durch 5 . Kohle existiert weder in Form nachgewiesener 

Vorkommen noch als Primärenergiequelle 6 . 

Das Stromnetz 

SENELEC, die senegalesische Elektrizitätsgesellschaft, 

hat das Monopol für die netzgekoppelte Erzeugung, 

Übertragung und Verteilung des Stroms in Senegal. Derzeit 

ist jedoch eine Entflechtung geplant, so dass Stromerzeugung 

und -verteilung für Privatunternehmen zugänglich 

sind. SENELEC wird jedoch weiterhin das Monopol 

für die Stromübertragung halten 7 . 

Im Jahr 2005 umfasste das Hochspannungsnetz von 

SENELEC insgesamt 1 036 km an Stromleitungen, von 

denen 760 km für eine Spannung von 225 kV und 276 km 

für 90 kV ausgelegt waren. Es gibt vier HS/MS-Injektoren 

mit 19 Transformatoren für eine installierte Leistung von 

757 MVA und 2 HS-Verteilungsstationen. Das OMVS- 

System auf senegalesischem Gebiet besteht aus drei 

225/30-kV-Stationen (Matam, Dagana und Sakal) und 

einer 225/90-kV-Station (Tobène). 8 Im Jahr 2005 setzte 

sich das Stromnetz von SENELEC wie folgt zusammen: 

• Ein MS-Netz für 6,6 kV und 30 kV mit einer Gesamtlänge 

von 6 827 km 

• Ein NS-Netz mit einer Gesamtlänge von 6 761 km 

• 13 HS/HS-Umspannwerke und 3 285 MS/NS- 

• Umspannwerke. 

Das elektrische System der SENELEC besteht aus zwei 

Untersystemen: dem Verbundnetzwerk und dem System 

nicht vernetzer Einheiten (siehe Abbildung 3). 

SENELEC plant derzeit verschiedene Projekte, um das 

Übertragungs- und Verteilungsnetz weiter zu entwickeln. 

Beispielsweise befindet sich das Projekt »Boucle« 90 kV 

in Dakar mit 28,63 km 90 kV Erdkabel, vier gasisolierte 

(Schwefelhexafluorid - SF6) Schaltanlagen 90/30 kV, und 

29,5 km Glasfaserkabel (LWL-Kabel) im Aufbau. Die Inbetriebnahme 

des von der Volksrepublik China finanzierten 

und 23,4 Milliarden CFA-Franc (35,6 Mio. €) teuren 

Projekts ist für 2010 geplant. 9 . 

5 Die potenziellen Offshore-Ölvorkommen werden auf 

rund 700 Mio. Barrel geschätzt. GTZ 2007a 

6 IEA 2006 

7 Persönliche Angabe von Mansour Assani Dahouenon, 

GTZ Senegal, 20. Oktober 2009 

8 WAPP 2007 

9 SENELEC 2007 

ABBILDUNG 3: 

ELEKTRIZITÄTSNETZ IM SENEGAL 

Quelle: CGIAR 2004) 

SENEGAL | 241 

Im Jahr 2000 hat Senegal als Mitglied der Westafrikanischen 

Wirtschaftsgemeinschaft (ECOWAS) das Abkommen 

West African Power Pool (WAPP) 10 unterzeichnet. 

Darin wurde beschlossen, die Energieproduktion auszubauen 

und an die entsprechenden Verbundnetze anzuschließen. 

Laut Abkommen sollten die WAPP-Ziele in 

zwei Phasen umgesetzt werden, die vollständige Umsetzung 

war bis 2005 geplant. Die erste Phase betraf die Länder, 

die bereits an ein Verbundnetz angeschlossen sind, 

darunter Nigeria, Benin, Burkina Faso, Côte d‘Ivoire, 

Ghana, Niger und Togo. Die zweite Phase betraf die Länder, 

die noch nicht an ein Verbundnetz angeschlossen 

sind, insbesondere Guinea, Guinea-Bissau, Liberia, Mali, 

Senegal, Gambia und Kap Verde. Im Zuge des WAPP- 

Abkommens sollen die rechtlichen Rahmenbedingungen, 

die den Stromsektor in jedem Mitgliedsland regeln, 

angeglichen werden. 

Im Rahmen dieses Projekts hat die Organisation zur 

Entwicklung des Senegal-Flusses (OMVS), zu der Mali, 

Mauretanien und Senegal gehören, zwei Staudämme gebaut. 

Der Diama-Staudamm in Senegal wurde 1986 fertig 

gestellt. Seine primäre Funktion ist es, das Eindringen von 

Meerwasser aus dem Atlantischen Ozean in den Senegal- 

10 Archiv 2003

Fluss zu stoppen. Der Manatali-Staudamm, der von der 

OMVS am Bafing-Fluss errichtet wurde, dem wichtigsten 

Zufluss des Senegal-Flusses in Mali, wurde im Jahr 1987 

fertig gestellt. Das Manatali-Projekt beinhaltet auch ein 

200-MW-Kraftwerk und ein 1 300 km langes Fernlei- 

TABELLE 4: 

KRAFTWERKE UND INSTALLIERTE LEISTUNG (AUGUST 2007) 

tungsnetz in die Hauptstädte von Mali (Bamako), Mauretanien 

(Nouakchott) und Senegal (Dakar). 

Seit etwa 2000 setzen die Organisation zur Entwicklung 

des Gambia-Flusses (OMVG), zu der Gambia, Guinea, 

Guinea-Bissau und Senegal gehören, und die OMVS Projekte 

wie den Bau von Wasserkraftwerken und die Entwicklung 

von Stromleitungen um. Im Jahr 2007 entwickelte 

die OMVG im Rahmen ihres Energieprojekts u. a. 

Wasserkraftwerke im senegalesischen Sambangalou (128 

MW, geschätzte Kosten: 292 Mio. € 11 ) und 1 677 km 

225-kV-Fernleitungen, die die nationalen Stromnetze von 

Senegal, Gambia, Guinea und Guinea Bissau verbinden 12 . 

Mit Hilfe von Machbarkeitsstudien konnte das Energieprojekt 

technisch-wirtschaftlich sinnvoll und ökologischsozial 

vertretbar umgesetzt werden. Die Inbetriebnahme 

der Anlagen ist für 2011 oder 2012 geplant. 2008 hat die 

Leistung der Stromübertragung in Senegal mit hundert 

Prozent Zuwachs 750 MW erreicht 13 . 


Im Jahr 2007 wurde die installierte elektrische Leistung 

in Senegal auf 561 MW geschätzt, die größtenteils durch 

thermische Kraftwerke und dieselbetriebene Generatoren 

erzeugt wurden. Wegen mangelnder Modernisierung reduziert 

sich die nutzbare Leistung jedoch auf rund 485 

11 Und in Kaleta (240 MW) in Guinea bei ungefähren Kosten von 178 Mio. € 

12 WAPIC 2007 

13 EDBI 2008 

SENEGAL | 242 

MW. Erneuerbare Energien spielen keine wichtige Rolle 

in der netzgekoppelten Stromversorgung. Die vorhandene 

Leistung reicht nicht aus, um den wachsenden Strombedarf, 

der zwischen 2005 und 2007 um durchschnittlich 

8,4% zugenommen hat, zu decken 14 . 

Produzent Art des Kraftwerks Installierte Leistung 

SENELEC GESAMT 395 MW 

Thermische Kraftwerke 138.7 MW 

Dieselgeneratoren 208.3 MW 

Gasturbinenkraftwerk 48 MW 

Private Produktion GESAMT 166 MW 

Dieselgeneratoren 48 MW 

Wasserkraftwerk (Manantali) 66 MW 

Quelle: GTZ 2007a 

Gas-Kombianlage (GTI) 52 MW 

Der staatliche Energieversorger SENELEC plant die 

Entwicklung neuer thermischer Kraftwerke. So ist zum 

Beispiel das Sendou-Projekt in Bargny, das aus einem 

Kohlekraftwerk mit 125 MW besteht, für 2011 und ein 

70-MW-Diesel-Kraftwerk in Tobene in der Region Tivaoune 

für 2010 geplant 15 . 

Bis zum Jahr 2012 sind zusätzliche 520 Mrd. FCFA 

(793 Mio. €) an weiteren Investitionen vorgesehen, unter 

anderem für ein neues Kohlekraftwerk und ein Wasserkraftprojekt 

in Souapeti, das gemeinsam mit Guinea 

entwickelt wird. Nach diesen Plänen soll sich die gesamte 

installierte Leistung im Jahr 2012 auf 600 MW belaufen. 

Die Zahl der SENELEC-Kunden ist von 2006 bis 2007 

um 9,2% gestiegen 16 . Jedoch deckt die Stromproduktion 

von SENELEC und den aktiven privaten Unternehmen 

noch nicht den gesamten Strombedarf des Landes. Zum 

einen reicht die vorhandene Kapazität nicht aus, um den 

steigenden Bedarf zu decken, und zum anderen sind viele 

der Kraftwerke veraltet und müssen folglich in regelmäßigen 

Abständen zur Wartung oder für notwendige Reparaturen 

abgeschaltet werden. 


Die Stromerzeugung in Senegal belief sich im Jahr 2006 

auf 2 370 GWh, die gemeinsam von SENELEC und pri- 

14 GTZ 2007a 


16 SENELEC 2007

vaten Unternehmen produziert wurden, und wird auf 

3 110 GWh für das Jahr 2008 geschätzt 17 . Die Entwicklung 

der Stromerzeugung durch verschiedene Energieträger 

im Jahr 2006 ist der Tabelle 5 zu entnehmen. 

2006 belief sich die thermische Stromerzeugung auf 87% 

der gesamten nationalen Stromerzeugung, auf Wasserkraft 

entfielen 9,6%, auf Biomasse 2,1%, auf Solarenergie 

0,1% und 1,2% auf andere Quellen 18 . 

Senegal importiert weder Strom noch exportiert es ihn 19 . 

2006 entfiel der größte Anteil des Stromverbrauchs auf die 

Privathaushalte (rund 37%). Auf die Industrie entfielen 

30%, sowie 33% auf Gewerbe und den öffentlichen Dienst. 

Der Stromverbrauch Senegals ist in den letzten zehn Jahren 

durchschnittlich um 6% pro Jahr angestiegen. Die zu 

erwartende jährliche Wachstumsrate für die nächsten zehn 

Jahre liegt mit durchschnittlich 10% sogar noch höher 20 . 

Aufgrund von Betriebsstörungen und Ausfällen ist ein 

Teil des Stroms nicht an die Übertragungs- und Vertei- 

TABELLE 6: 

ENDSTROMVERBRAUCH 

NACH SEKTOREN 2006 

17 IEA 2008, World Perspective Monde 2009 

18 IEA 2009 

19 IEA 2009 


Strom (GWh) % 

Endverbrauch Gesamt 1 757 100 % 

Industrie 531 30.2 % 

Verkehr 0 0 % 

Private Haushalte 646 36.8 % 

Gewerbe und öffentlicher 

Dienst 

580 33.0 % 

Land- und Forstwirtschaft 0 0 % 

Fischerei 0 0 % 

Sonstige 


0 0 % 

SENEGAL | 243 

lungsnetze geliefert worden. Diese Verluste summierten 

sich 2005 auf 29,74 GWh gegenüber 13,74 GWh im Jahr 

2004 und 6,98 GWh im Jahr 2003. Der starke Anstieg 

der Energieverluste begründet sich auf Ausfälle (mit einer 

TABELLE 5: 

ENTWICKLUNG DER STROMERZEUGUNG IN SENEGAL, 1971–2006, IN GWH 

Erneuerbare Energien und Abfall 1971 1976 1981 1986 1991 1996 2001 2006 

Gas 400 500 600 750 900 1 000 1 600 2 000 

Wasserkraft 50 50 50 50 50 50 50 50 

Geothermie/Solar-/ Windenergie 0 0 0 0 20 100 0 50 

Geothermal/ solar/ wind 0 0 0 0 0 0 10 250 

Stromproduktion gesamt 0 0 0 0 0 0 100 20 


Rate von 88%), unzureichende Produktionskapazitäten 

und Kündigungen großer Kunden (Verträge zwischen 

SENELEC und Großkunden wie Industrieunternehmen 

wurden aufgekündigt) 21 . 


Zurzeit ist die Verwendung von (neuen) erneuerbaren 

Energien in Senegal nicht weit verbreitet. Strom aus 

Wasserkraft beläuft sich auf 234 GWh (9,6%), Strom aus 

Biomasse auf 50 GWh (2,1%) und Solarenergie auf nur 4 

GWh (0,1%) 22 . 

Senegal verfügt über ein sehr großes, aber noch ungenutztes 

Potenzial an Solarenergie. Die Regierung Senegals 

rechnet damit, den Anteil erneuerbarer Energien in Zukunft 

zu erhöhen 23 . 1986 wurde das technisch nutzbare 

Potenzial der Wasserkraft in Senegal auf 4 250 GWh pro 

Jahr geschätzt 24 . Der Bau der 200-MW-Anlage in Manantali 

(800 GWh/Jahr) 25 als Teil des Senegal-Fluss-Projekts 

wurde wie geplant 1997 begonnen und 2001 erfolgreich 

abgeschlossen. 

Darüber hinaus haben Schott Solar, SMA Solar Technology 

und Kaïto ihr Pilotprojekt in Afrika erfolgreich 

abgeschlossen: Die erste solare Notstromanlage für ein senegalesisches 

Krankenhaus wurde am 18. Oktober 2008 

zusammen mit der Gemeinde Baïla offiziell eingeweiht. 

Auf dem Dach der Klinik produzieren 102 Schott Solarmodule 

rund 8 MWh Strom pro Jahr. Überschüssige 

Energie wird in Batterien gespeichert 26 . 

21 WAPP 2007 

22 IEA 2009 


24 Recipes 2006 

25 Senegal kontrolliert 60 MW der gesamt 

installierten Kapazität von 200 MW. 

26 Schott Solar 2008

Strompreise 

2002 wurden die Strompreise um 10% angehoben, um 

die staatlichen Subventionen zu reduzieren. Die variablen 

Kosten pro kWh belaufen sich auf 59,70 FCF/kWh 

für das gesamte Verbundnetz (einschließlich der Beschaffung), 

während Einheiten aus dem Netzwerk der 

SENELEC 58,14 FCFA/kWh kosten. Die Preise variieren 

zwischen 52,49 FCFA/kWh für das Kounoune Kraftwerk 

und 91,73 FCFA/kWh für das Aggreko SOGEM 

Kraftwerk. Bei beiden handelt es sich um thermische 

Kraftwerke. Dagegen belaufen sich die Produktionskosten 

für Strom aus dem Wasserkraftwerk Manantali auf nur 

18,41 FCFA/kWh. 

Der durchschnittliche Strompreis für den senegalesischen 

Endverbraucher betrug 2007 111 FCFA/kWh gegenüber 

90 FCFA/kWh im Jahr 2006. Dies entspricht einer Steigerung 

von 12,2%. Tabelle 7 zeigt die durchschnittlichen 

Strompreise für Endverbraucher. 

TABELLE 7: 

DURCHSCHNITTLICHE STROMPREISE FÜR ENDVERBRAUCHER 2003–2007 


Mit der technischen und finanziellen Unterstützung der 

Weltbank und anderen Investoren hat die Regierung des 

Senegal im Dezember 1996 eine Reform zur Privatisierung 

des Stromsektors durchgeführt. Die Regierung war 

bestrebt, den Stromsektor umzugestalten und die Stromversorgung 

sowohl auf dem Land als auch in der Stadt 

auszubauen. Sie leitete institutionelle, rechtliche und regulatorische 

Reformen ein. Im März 1999 verkaufte die 

senegalesische Regierung 34% der Anteile an SENELEC 

an HQI/Elyo, ein Konsortium von Hydro-Quebec International 

und Elyo. Erhebliche Auseinandersetzungen 

folgten, insbesondere in den Bereichen Investitionen und 

Preisgestaltung. 

Die Teilprivatisierung von SENELEC hielt nur achtzehn 

Monate. Im September 2000 kündigte die neue Regierung 

SENEGAL | 244 

den Rückkauf der an HQI/Elyo verkauften Aktien an. 

Im Jahr 2001 versuchte die Regierung erneut, SENELEC 

zu privatisieren, dieses Mal mit einem neu entwickelten 

Modell ohne die Fehler, welche die erste Konstellation 

getrübt hatten. Obwohl zwei Konsortien Kaufangebote 

für dieses Modell unterbreiteten und trotz aktiver Verhandlungen 

mit beiden konnte keine Einigung erzielt 

werden und der Privatisierungsversuch wurde aufgegeben. 

SENELEC bleibt vollständig in staatlicher Hand, 

jedoch unter neuen rechtlichen Rahmenbedingungen 27 . 

In Senegal ist die Situation für unabhängige Stromerzeuger 

(IPPs) immer noch ziemlich schwierig. 1998 hat die 

senegalesische Regierung begonnen, den Energiesektor 

für Privatinvestoren zu öffnen. Das staatliche Unternehmen 

SENELEC wurde in eine Aktiengesellschaft gewandelt 

und das Marktsegment Stromproduktion wurde für 

IPPs geöffnet. Allerdings wird SENELEC bis 2009 das 

Monopol für den Einkauf und die Verteilung von Strom 

2003 2004 2005 2006 2007 

Preis (FCFA/kWh) 83 82 79 90 101 

Preis (€/kWh) 0.126 0.125 0.120 0.137 0.154 

Quelle: SENELEC 2007 

halten. In der Praxis erschwert dies den Marktzugang für 

IPPs, da SENELEC keine adäquaten Strompreise bezahlt. 

Zudem behindert SENELEC den Stromhandel 

mit Dritten, da eine Stromübertragung über das Netz von 

SENELEC für IPPs nicht möglich ist 28 . 

Laut der Deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit 

(GTZ) verfügen drei große Industrieunternehmen 

in Senegal (das Chemieunternehmen ICS, 

der Zuckerproduzent CSS und der Erdnussvermarkter 

SONACOS) über eigene Stromerzeugungsanlagen, die 

Strom hauptsächlich für den Eigenbedarf produzieren. 

Wegen vertraglicher Differenzen mit SENELEC kam 

es zu keiner Einspeisung von Strom in das Netz von 

SENELEC 29 . 

Bis jetzt ist es noch nicht klar, wie sich die Situation 

auf dem Strommarkt nach 2009 entwickeln wird. Ein 

27 Gokgur 2006 

28 GTZ 2007 a 

29 GTZ 2007 a

wesentliches Hindernis für die weitere Liberalisierung 

des Strommarktes ist nach wie vor die fehlende Privatisierung 

der SENELEC. Derzeit bestehen die Strombezugsvereinbarungen 

(PPA) zwischen SENELEC und 

den IPPs meist aus Verträgen des Typs »Build-Own- 

Operate« (BOO) 30 . 


2008 lag die Elektrifizierungsrate von Senegal bei rund 

33%. Im Vergleich zu 32% im Jahr 2001 hat sich damit 

die Situation nicht wesentlich verbessert 31 . In ländlichen 

Gebieten stieg die Elektrifizierungsrate 2007 auf 12,5% 

der Haushalte im Vergleich zu 8% im Jahr 2001. Die Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete ist vor allem auf Regionen 

rund um die Ballungszentren begrenzt. Es leben jedoch 

56% der Bevölkerung (5 350 000 Einwohner) in 13 200 

Dörfern auf dem Land. 

Die senegalesische Agentur zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete ASER, die 2000 gegründet wurde, entwickelte 

zusammen mit der Weltbank ein Konzessionsmodell. Die 

bisher noch nicht elektrifizierten ländlichen Gebiete in 

Senegal wurden auf insgesamt 11 geographische Konzessionsflächen 

aufgeteilt. Die Elektrifizierung dieser Gebiete 

ist von ASER öffentlich ausgeschrieben und soll von 

privaten Unternehmen durchgeführt werden. Das Konzessionsmodell 

umfasst folgende Elemente: Netzausbau, 

Versorgung isolierter Netzwerke und einzelner Haushalte 

(hauptsächlich über SHS-Systeme) 32 . Die Finanzierung 

dieser Bereiche wird durch den senegalesischen Staat und 

internationale Geldgeber gesichert (Weltbank; 3 Konzessionen; 

Kf W Entwicklungsbank: 1 Konzession; AfDB: 

1 Konzession; AFD: 1 Konzession). Für 5 Konzessionen 

gibt es bisher noch keine Finanzierung 33 . Erneuerbare 

Energien bieten ökonomische und ökologische Vorteile 

in dünn besiedelten ländlichen Gebieten. Die Kf W 

Entwicklungsbank zum Beispiel setzte einen Mindestanteil 

von 25% erneuerbare Energien in ihrer Konzession 

fest. 34 

2003 führte die Regierung mit Unterstützung der Weltbank 

das Schwerpunktprogramm zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete (PPER) ein 35 . Das PPER hat zum Ziel, 

30 Jensen 2009 

31 UNDP 2008 

32 GTZ 2007 

33 Persönliche Information von Mansour Assani Dahouenon, 

GTZ Senegal, 20. Oktober 2009 


35 De Gouvello 2007 

SENEGAL | 

245 

den Zugang zu Elektrizität in ländlichen Gebieten von 

12,5% der Haushalte 2003 auf 62% bis zum Jahr 2022 zu 

verbessern. Die Ausschreibung für die erste Konzession, 

Dagana-Podor, wurde Anfang Juni 2006 durch die ASER 

gestartet. Die IDA wird 5,58 Mio. US $ zur Unterstützung 

des Projekts bereitstellen (inklusive 350.000 US $ 

für PREMs), die GEF trägt weitere 1,1 Mio. US $ bei. 

Zur Unterstützung der Elektrifizierung des ländlichen 

Raums entwickelt die senegalesische Regierung auch PV- 

Programme 36 . Diese Technik wurde ausgewählt, um entlegene 

kleine Dörfer mit maximal 460 Einwohnen (das 

entspricht einer Zielgruppe von mehr als 13 000 Dörfern) 

mit Strom zu versorgen. In der Region Foundigne wurde 

ein Pilotprojekt gestartet, und 2003 lieferte und installierte 

Isofoton die ersten 10 000 SHS-Systeme mit 50 Wp 

sowie 4 Kraftwerke mit 10 bis 20 kWp. 

Der Bau von kleinen isolierten Netzwerken zur dörflichen 

Stromversorgung ist eine Besonderheit des Senegal. Diese 

sogenannten ERILs (Electrification Rural par des Initiatives 

Locales) bieten große Chancen für die Einführung 

erneuerbarer Energien. 37 


Im Anschluss an die institutionelle Reform 1998 wurde 

der Stromsektor in Senegal in drei Untereinheiten aufgeteilt: 

den nationale Energieversorger SENELEC, die 

Agentur zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete (ASER) 

und die Stromaufsichtsbehörde. 

Ministére de l'Energie (Ministry of Energy) 

Das Ministerium für Energie hat die Gesamtverantwortung 

für Senegals Energiesektor und enthält unter anderem 

eine Abteilung für erneuerbare Energien (Direction 

des Energies Renouvelables). Weitere Informationen zu 

diesem Thema können unter http://www.energie.gouv. 

sn/index.php abgerufen werden. 

36 Gonzalez 2003 

37 GTZ 2007a

Ministère de l’Environnement, de la Protection de la 

nature, des Bassins de rétention et des Lacs artificiels 

(Ministerium für Umwelt, Naturschutz, Retentionsbecken 

und künstliche Seen) 

Das Umweltministerium ist für den ganzen Umweltsektor 

verantwortlich. Es überwacht die Umsetzung der Gesetze 

und Verordnungen. Das Ministerium stellt darüber 

hinaus die nationale Aufsichtsbehörde (DNA) für CDM- 

Projekte (siehe Abschnitt 1.5). Weitere Informationen zu 

diesem Thema können unter http://www.environnement. 

gouv.sn/ abgerufen werden. 

SENELEC (Société nationale d’électricité du Sénégal) 

SENELEC ist das nationale Elektrizitätsunternehmen Senegals 

und ist 1983 nach der Verstaatlichung aus der Fusion 

von Electricité du Sénégal und Société Sénégalaise de Distribution 

d’Electricité hervorgegangen. 1998 wurden die 

Agentur zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete (ASER) 

und die Stromaufsichtsbehörde abgespalten und das Unternehmen 

wurde privatisiert. 1999 hat das HQI/Elyo Konsortium 

von Hydro-Québec International und Elyo (Suez 

Lyonnaise des Eaux) 34% der SENELEC Aktien erworben. 

Der Verkauf wurde im März 2000 vom Präsidenten Abdoulaye 

Wade rückgängig gemacht, und HQI/Elyo zog 

sich aus dem Geschäft in Senegal im Januar 2001 zurück. 

SENELEC hat über 2 500 Angestellte, 298 Führungskräfte, 

1 216 Kontrolleure und 978 Vollstreckungsbeamte. 

2007 hatte SENELEC 711 600 Kunden und einen 

Umsatz von 180 500 Mio. FCFA (275 Mio. €). 2006 

erhielt SENELEC 88 Mrd. FCFA an Subventionen. Die 

Zahlungsrückstände von SENELEC-Kunden allein belaufen 

sich auf 1,5% des BIP. 

ASER 

(Agentur zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete) 

Um das Problem der geringen Elektrifizierung im ländlichen 

Raum zu lösen, hat die senegalesische Regierung 

1998 erhebliche Veränderungen im Stromsektor eingeführt. 

Diese Reformen, die im Gesetz 98-29 vom 14. April 

1998 verankert sind, sollen vor allem die Stromversorgung 

im ganzen Land zu geringeren Kosten und den Zugang zu 

elektrischem Strom, insbesondere in ländlichen Gebieten, 

SENEGAL | 

246 

sicherstellen. Auf der Grundlage des Gesetzes wurde eine 

Agentur gegründet, die sich ausschließlich um die Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete kümmert: die ASER. Ihre 

Hauptaufgabe ist das Vorantreiben der Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete sowie die technische und finanzielle 

Unterstützung von Projekten zur Elektrifizierung, die im 

Rahmen der vom Energieminister festgelegten Energiepolitik 

durchgeführt werden. 

Im Jahr 2007 hatte die ASER bereits 60 Mio. USD an öffentlichen 

Mitteln für das Programm akquiriert. Die Republik 

Senegal und internationale Partner wie die Weltbank 

(mit 15 Mrd. FCFA), die Banque Ouest Africaine 

de Développement (mit 7 Mrd. FCFA), die Kf W (mit 

4,2 Mrd. FCFA), die Europäische Union (mit 4,2 Mrd. 

FCFA bzw. 6,4 Mio. €) und die Französische Agentur für 

Entwicklungszusammenarbeit (AFD) (mit 5 Mrd. FCFA 

bzw. 7,6 Mio. €) unterstützen gemeinsam das Programm. 

Commission de régulation du secteur 

de l’électricité (CRSE) (Electricity Regulatory Board) 

Die Stromaufsichtsbehörde CRSE, die nach dem Reformgesetz 

98-29 vom 14. April 1998 gegründet wurde, ist eine 

unabhängige Behörde. Sie regelt Stromproduktion, -transport, 

-verteilung und -verkauf in Senegal. Sie bietet auch 

Beratungsleistungen für das Ministerium für Energie an. 

Die Behörde verfolgt insbesondere folgende Ziele: 

• Förderung einer rationellen Entwicklung der Energieversorgung 

• Sicherstellung des wirtschaftlichen und finanziellen 

Gleichgewichts auf dem Strommarkt und Aufrechterhaltung 

der notwendigen Bedingungen für Wirtschaftlichkeit 

• Sicherstellung der Finanzierbarkeit auf dem Strommarkt, 

so dass die beteiligten Unternehmen eine angemessene 

Rendite für ihre Investition erzielen können 

• Förderung von Wettbewerb und privater Beteiligung 

an Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und 

-verkauf 

• Berücksichtigung sozialer Belange durch Wahrung 

von Verbraucherinteressen und Schutz von Verbraucherrechten 

in Hinblick auf Strompreis, -angebot und 

-qualität.

Centre d’Études et de Recherches 

sur les Énergies Renouvelables (CERER) 

CERER ist ein Universitätsinstitut, das sich der Forschung 

für erneuerbare Energien verschrieben hat. Die 

Forschungsthemen umfassen meteorologische Phänomene, 

geeignete Technologien zur Nutzung von Solarenergie 

und anderer Arten von erneuerbarer Energien 

sowie Kernkraft. Dies deckt die Sektoren Photovoltaik, 

Solarthermie, Bio- und Windenergie ab. Das Institut 

führt Untersuchungen, Tests von Prototypen und weitere 

Messungen wie zum Beispiel Messung von Windgeschwindigkeiten 

durch. 


SENELEC hat ein Monopol auf Stromübertragung und 

-verteilung. Die Stromerzeugung, vor allem auf BOO-Basis, 

ist offen für den privaten Sektor. Dabei trifft SENELEC 

als einziger Käufer Stromabnehmervereinbarungen (PPA) 

mit unabhängigen Energieversorgern (IPP). Die General 

Electric/GTI Dakar, ein unabhängiger Energieversorger, 

speist seit 1998 etwa 20% des von SENELEC verkauften 

Stroms in das Netz ein. Damit wird eine installierte Leistung 

von 56 MW erreicht. Seit Januar 2008 ist der zweite 

unabhängige Energieversorger Kounoune 1 mit 67,5 MW 

an der Stromversorgung Senegals beteiligt. Kounoune 1 

wird von der International Finance Corporation, Mitsubishi 

und Matelec S.A.L. gefördert. Letzerer dient als strategischer 

Partner und stellt einen Geschäftsbereich der Doumet 

Gruppe aus dem Libanon dar. 

Weitere wichtige Marktteilnehmer 38 im Bereich der erneuerbaren 

Energien sind die Beratungsagentur SEMIS 39 

und das Solarunternehmen Total Energie Afrique de 

l‘Ouest (TEAO), an dem unter anderem die senegalesische 

Firma AME Solar 40 , die Solarkollektoren verkauft, 

installiert und unterhält, beteiligt ist. Außerdem ist EIC, 

ein Unternehmen aus Saint-Louis, in diesem Sektor vertreten. 

Es produziert windbetriebene Wasserpumpen für 

den lokalen Markt. 

Verbände 

Die senegalesische Gesellschaft für erneuerbare Energien 

(Société Africaine des Énergies Renouvelables, SAER) ist 

38 Die Adressen der Unternehmen sind zu finden 

unter http://www.areed.org/country/senegal/contacts.pdf. 

39 Services de l‘Énergie en Milieu Sahelien (SEMIS), 1987 gegründet, 

erstellt Studien und Gutachten zu den Themen Wasserkraft, Elektrifizierung, 

traditionelle Formen der Energieerzeugung und Bewässerung. 

40 AME Solar plant in den kommenden Jahren die Errichtung von Produktionsanlagen 

für Solarkollektoren. Das Unternehmen erhält finanzielle Unterstützung 

in Form eines Darlehens des African Rural Energy Enterprise Development 

Programms (AREED) in Höhe von 41 000 US $. 

SENEGAL | 

247 

in den Bereichen Wind- und Solarenergie tätig. Neben 

der Durchführung eigener Projekte beteiligte sich die 

SAER in der Vergangenheit auch an verschiedenen Projekten, 

die von bilateralen und multilateralen Investoren 

(Weltbank, UNDP, Regierung der Niederlande) gefördert 

wurden. 



2003 wurde in Senegal die Nationale Energiestrategie veröffentlicht. 

Das Strategiepapier zur Entwicklung des Energiesektors 

(Lettre de Politique de Développement du Secteur 

de l‘Energie) vom 9. April 2003 zeigt auf, wo die Probleme 

des senegalesischen Energiesektors liegen (nämlich insbesondere 

im Defizit bei den Stromerzeugungskapazitäten 

und in der fehlenden Elektrifizierung für die Mehrheit der 

Bevölkerung) und legt die Rahmenbedingungen für die 

Energiepolitik der kommenden Jahre fest. Dazu gehören 

insbesondere die Bereitstellung von modernen Energieformen 

als Instrument der Armutsbekämpfung (vor allem im 

Rahmen der Elektrifizierung ländlicher Gebiete) und die 

Umstrukturierung des Energiesektors (in Verbindung mit 

einer größeren Rolle für den privaten Sektor). 

Die senegalesische Regierung begann mit der Reform des 

Stromsektors und der Öffnung für private Investoren im 

Jahr 1998. Zwei Gesetze aus diesem Jahr (98-29 41 und 

98-06) brachten eine staatliche Regulierungsbehörde für 

den Stromsektor hervor (Commission de Régulation du 

Secteur de l’Electricité, CRSE) und überführten die staatliche 

SENELEC in eine Aktiengesellschaft. 

Zeitgleich wurde der Stromerzeugungssektor für nicht 

staatliche Stromerzeuger geöffnet (IPP). 

In ihrem Strategiepapier zur Entwicklung des Energiesektors 

erklärte die senegalesische Regierung, dass dem Bau 

neuer Kraftwerke durch private Unternehmen Vorrang 

gegeben werden sollte. Der Grund dafür ist vor allem der 

chronische Mangel an Kapital, mit dem sich SENELEC 

auseinandersetzen muss. Bis zum Jahr 2009 besitzt 

SENELEC jedoch das Monopol für Verkauf und Verteilung 

der Elektrizität 42 . 

41 Loi d’Orientation Relative au Secteur de l’Electricité 

(Mantelgesetz für den Stromsektor) 

42 GTZ 2007a

Das Gesetz 2002-01 schwächt das Ziel des Gesetzes 

1998/29 ab, das SENELEC verpflichtet, neue Produktionskapazitäten 

für private Anbieter auszuschreiben. Die 

Gesetzgebung und die jüngsten Entwicklungen bei der 

Regulierung des Strommarktes unterliegen der Aufsichtsbehörde 

CRSE 43 , darunter auch Beschluss Nr. 2009-04, 

der die SENELEC-Tarife für Strom, der ausschließlich für 

Endkunden bestimmt ist, festlegt. Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete und Entwicklung von bi- oder multilateralen 

Investitionsprogrammen sind ein vorrangiges Thema für 

die senegalesische Regierung. Ihr Ziel ist es, den Stromanschluss 

im ländlichen Raum von 16% auf 50% bis zum 

Jahre 2012 zu erhöhen 44 . 

Gegenwärtig konzentrieren sich die Bemühungen der 

Regierung auf die Ausweitung des Bestandes an nationalen 

Kraftwerken (vorzugsweise unter Einbeziehung von 

IPPs) und mit Schwerpunkt auf der Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete. In diesem Zusammenhang liegt der Fokus 

der Regierung auf konventionellen Wärmekraftwerken, 

wenngleich das Bewusstsein um die Wichtigkeit einer 

Diversifizierung der Energieversorgung und damit auch 

um die Wichtigkeit erneuerbaren Energien wächst. 

Erneuerbare Energien werden insbesondere in Hinblick 

auf die Elektrifizierung ländlicher Gebiete und auf die 

Produktion von Biokraftstoffen berücksichtigt. 

11.5 Rahmenbedingungen 



Das Ministerium für Energie strebt einen Mindestanteil 

der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung von 

15% in 2020 an 45 . 

Die senegalesische Regierung arbeitet derzeit an einer 

Strategie für erneuerbare Energien, die Ergebnisse sind 

jedoch noch nicht verfügbar 46 . Die Strategie soll unmittelbar 

nach der Fertigstellung einer Studie über erneuerbare 

Energien, welche durch die Französische Agentur für 

Entwicklungszusammenarbeit AFD finanziert wird, veröffentlicht 

werden. Diese Studie wird zurzeit erstellt, um 

unter anderem die Machbarkeit einer Einspeisevergütung 

43 http://www.crse.sn/electricite.php 

44 UNDP 2008 

45 Louis Seck (Department of Renewables 

Energies of the Ministry of Energy) in Jensen 2009 

46 Jensen 2009 sowie persönliche Information von Mansour Assani Dahouenon, 

GTZ Senegal, vom 20. Oktober 2009 

SENEGAL | 

248 

für erneuerbare Energien in Senegal zu prüfen. Sie soll im 

Juni 2010 veröffentlicht werden und wird voraussichtlich 

detaillierte Empfehlungen über Tarifstufen beinhalten. 

Als ein Ergebnis wird erhofft, dass die Implementierung 

eines Einspeisegesetzes durch das senegalesische Parlament 

bis Ende 2010 realisiert wird. Die GTZ begleitet 

hierbei den gesamten Prozess der Gesetzesentwicklung 

für erneuerbare Energien (inklusive der durch AFD). 

Gesetzliche Rahmenbedingungen 

und Förderung erneuerbarer Energien 

Derzeit gibt es in Senegal weder direkte Fördermittel zur 

Regulierung des Netzzugangs noch Mittel zur Regulierung 

der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien 

in das nationale Netz und der dazugehörigen Tarife. 

Obwohl Präsident Abdoulaye Wade immer wieder auf die 

Bedeutung der erneuerbaren Energien verweist und die 

Gewährung einer Einspeisevergütung schon seit längerer 

Zeit diskutiert wird, wurde die Einführung eines wirkungsvollen 

Förderinstruments bis jetzt hinausgeschoben 

47 . Im Rahmen des bis Ende 2010 geplanten Gesetzes 

für erneuerbare Energien wird jedoch auch ein Einspeisegesetz 

eingeführt werden. Das Ministerium für Energie 

hat beschlossen, ein neues Gesetz zu verabschieden, das 

unabhängig von dem bestehenden Gesetz 98-29 vom 14. 

April 1998 gelten wird, da dieses sich ausschließlich mit konventionellen 

Energien innerhalb des Stromsektors befasst 48 . 

Senegal hat sechs Schwerpunkte für Investitionen definiert:: 

Agrarindustrie, Telekommunikation, Tourismus, 

Textilindustrie, Fischzucht und Bergbau. Erneuerbare 

Energien werden in diesem Zusammenhang nicht genannt. 

Dennoch existieren Förderinstrumente für Investoren 

im Bereich der erneuerbaren Energien, insbesondere 

für Solar- und Windenergieanlagen. So gibt es beispielsweise 

Steuervergünstigungen auf die Einkommens- oder 

Körperschaftsteuer (30%) und auf die Mehrwertsteuer 

(7%) 49 . Die senegalesische Regierung unterstützt außerdem 

die Elektrifizierung ländlicher Gebiete (siehe oben). 

Als Teil des Konzessionsmodells, das von der senegalesischen 

Regierung in Auftrag gegeben wurde, spielen eneuerbare 

Energien hier eine wichtige Rolle. 

Die rechtlichen Voraussetzungen für erneuerbaren Ener- 


48 Persönliche Information von Mansour Assani Dahouenon, 

GTZ Senegal, 20.Oktober 2009 

49 Recht kompakt Senegal, bfai, Stand: April 2007, in GTZ 2007b

gien müssen noch geklärt werden. Da bislang noch keine 

Projekte realisiert wurden, müssen neue Verträge individuell 

ausgehandelt werden. Es existieren zwar standardisierte 

Stromkaufverträge, die so genannten Standard 

Power Purchase Agreements (PPA), jedoch nur für Kraftwerke, 

die mit fossilen Brennstoffen betrieben werden, 

nicht aber für Anlagen, die mit erneuerbaren Energien 

arbeiten 50 . In Senegal gibt es bereits einige Unternehmen 

und Joint Ventures im Bereich erneuerbare Energien, jedoch 

werden sie nur dann in diesen Markt weiter investieren, 

wenn die rechtlichen Rahmenbedingungen festgelegt 

worden sind 51 . 


Einkünfte aus CDM-Projekten könnten ein wichtiger 

Anreiz sein, um die Attraktivität von Projekten mit erneuerbaren 

Energien zu erhöhen. Im Bereich CDM ist Senegal 

eines der politisch aktivsten Länder unter den afrikanischen 

Ländern südlich der Sahara52 . Bereits in den späten 

1990-er Jahren wurden durch den Staatssekretär des Umweltministeriums 

zwei CDM-Workshops in Dakar organisiert. Im 

Februar 2005 wurde eine nationale Aufsichtsbehörde (DNA) 

innerhalb der »Direction de l’Environnement et des Etablissements 

Classés« eingerichte. Eine Senegalesin, Cheikh 

Sylla, war bis 2007 Mitglied des CDM-Präsidiums und 

Massamba Thioye, ein senegalesischer Berater, ist Mitglied 

des CDM-Methodologieforums und des CDM- 

Akkreditierungsforums. Im Januar 2007 wurde eine Absichtserklärung 

(Memorandum of Understanding) zur 

TABELLE 8: 

SENEGALESISCHE CDM-PROJEKTE IM OKTOBER 2009 

Projekt Ort Status Typ 

M’beubeuss Deponiegasprojekt 

Teilweise Substitution von 

Kohle durch Jatropha- und 

Biomasserückständen in 

der Produktion von Portland 

Cement 

Projekt zur Verbesserung 

der Energieeffizienz in der 

CSS Zuckerfabrik 

Quelle: UNDP Risø 2009 

50 Persönliche Information von Nicolas Martin Granel 

(CEGELEC Toulouse), Telefonat vom 04.09.2009 

51 Louis Seck (Abteilung erneuerbare Energien im 

Ministerium für Energie und Bergbau) in Jensen 2009 


Dakar Validierung 

abgeschlossen 

Dakar in Validierung Biomasse ( 

landwirtschaftliche 

Abfallprodukte) 

Saint-Louis in Validierung Biomasse (Energie 

aus Bagasse) 

SENEGAL | 249 

Entwicklung von CDM-Projekten mit Frankreich vereinbart. 

Trotz dieser politischen Unterstützung und einer 

Reihe von Aktivitäten zum Aufbau von Kapazitäten hat 

sich die senegalesische CDM-Projekt-Pipeline bis jetzt 

nur sehr langsam entwickelt. Derzeit sind 21 Projekte in 

Planung, aber noch keines von ihnen wurde offiziell registriert. 

Nur ein Deponiegasprojekt hat die Validierung abgeschlossen, 

zwei Biomasseprojekte sind zurzeit noch im 

Validierungsprozess (siehe Tabelle 7). Der Community 

Development Carbon Fund (CDCF) der Weltbank unterzeichnete 

kürzlich eine Emissionshandelsvereinbarung 

über 120 000 CER, die aus einem Programm stammen, 

das 1,5 Mio. Kompakt-Leuchtstofflampen an ländliche 

Haushalte verteilen wird. 

Die Haupthindernisse bei der Entwicklung von CDM- 

Projekten in Senegal sind die fehlende Einbeziehung der 

lokalen Finanzinstitute in den Prozess des Kapazitätenaufbaus, 

das Fehlen amtlicher und öffentlich zugänglicher 

Daten für Musterprojekte und die geltenden Zulassungsbestimmungen 

für CDM Projekte 53 . 

Weitere Informationen über senegalesische CDM- 

Projekte sind auf der Webseite der Direction de 

l‘Environnement et des Etablissements Classés 54 zu finden. 

Drei der dort vorgestellten Projekte wurden 2008 

konzipiert und eingereicht. 

Begrenzte Kapazitäten im Bereich CDM sind bei der Organisation 

Environmental Development Action (ENDA) 

vorhanden, die sich das nötige Know-how für die Entwicklung 

von CDM-Projekt erworben hat. Des Weiteren 

53 UNDP 2008 

54 http://www.denv.gouv.sn/ 

Jährliche 

Einsparung 

[ktCO ² e/Jahr] Prüfer 

Deponiegas 131 SGS 

89 DNV 

38 BV Cert

plant der schon oben erwähnte senegalische Berater, Massamba 

Thioye, ein CDM-Beratungsunternehmen. 


Die Deutsche Entwicklungsgesellschaft ist einer der wichtigsten 

Kooperationspartner des Senegal. Im Zeitraum 

2006/2007 hat sie eine Summe von 36,5 Mio. € bereitgestellt. 

Die wichtigsten Organisationen zur Realisation 

der finanzierten Projekte in Senegal sind die Gesellschaft 

für technische Zusammenarbeit (GTZ) und die Kreditanstalt 

für Wiederaufbau (Kf W) 55 . 

Das TERNA Wind Energy Programm der GTZ ist 

das wichtigste internationale Programm im Bereich der 

Windenergie. Im Rahmen eines laufenden Projektes 

wurden Windmessungen für zwei Standorte (Kayar und 

Potou an der Küste zwischen Dakar und Saint-Louis) 

durchgeführt. Des Weiteren wird derzeit eine Machbarkeitsstudie 

für Potou erstellt 56 . 

Darüber hinaus unterstützt das GTZ-Programm PERA- 

COD die ASER und die zuständige Direktion des Energieministeriums 

bei der Durchführung des Netzausbaus 

im ländlichen Raum und der Einrichtung von Ausbildungsstätten 

sowie den privaten Sektor bei der Umsetzung 

der geplanten Maßnahmen. Das Programm, das von 

2003 bis 2015 laufen wird, nutzt auch Mittel aus der EU 

Energy Facility und dem »Energising Development Program« 

der niederländischen Generaldirektion für Entwicklungszusammenarbeit 

– DGIS 57 . Ebenfalls Teil des 

Programms sind ein Projekt zur Einführung effizienterer 

Herde und Beratungsleistungen zur Schaffung günstiger 

Rahmenbedingungen zur Förderung erneuerbarer Energien 

(die gemeinsam mit der Französischen Agentur für 

Entwicklungszusammenarbeit erbracht werden). 

Erneuerbare Energien und Energieeffizienz werden einen 

neuen Schwerpunkt in der deutsch-senegalesischen Entwicklungszusammenarbeit 

bilden; eine entsprechende 

Strategie ist derzeit in Ausarbeitung. 

Internationale Investoren spielen eine wichtige Rolle 

bei der Finanzierung von Projekten zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete. Die wichtigsten internationalen Investoren 

sind die Weltbank und die Kf W Entwicklungsbank 

(siehe oben). Andere internationale Hilfsorgani- 



57 Baur 2009 

SENEGAL | 

250 

sationen sind ebenfalls in Senegal aktiv. Beispielsweise 

fördert die Französische Agentur für Entwicklungszusammenarbeit 

eine Machbarkeitsstudie zu Einspeisetarifen 

für erneuerbare Energien in Senegal (siehe oben). 

Im Jahr 2008 zahlte die Export Development Bank of 

Iran 32 Mio. € an SENELEC für den Bau von Hochspannungsleitungen 

58 . 



Das Windkraftpotenzial von Senegal konzentriert sich 

entlang der Küste, vor allem an der Nordküste zwischen 

Dakar und Saint-Louis. In einer Studie des senegalischen 

Wetterdienstes wurden an dem 50 km langen Küstenstreifen 

zwischen Dakar und Saint-Louis Windgeschwindigkeiten 

von 3,7– 6,1 m/s gemessen. CERER hatte eine 

durchschnittliche jährliche Geschwindigkeit von 5,8 m/s 

an der Nordküste und 4,2 m/s an der Südküste ermittelt 

59 . Im Landesinneren betragen die durchschnittlichen 

Windgeschwindigkeiten 2–3 m/s und sind daher nur für 

eine traditionelle oder kombinierte Nutzung von Windenergie 

interessant (Windturbinen für Wasserpumpen 

und kombinierte Wind/Hydro-Systeme) 60 . 

Die afrikanische Windenergiegesellschaft AfriWEA 61 

nennt als Informationsquelle zum senegalesischen 

Windpotenzial nur das GTZ TERNA Wind Energy 

Program, eine Studie von InWEnt (über die Windverhältnisse 

in Afrika) 62 und lokale Messungen von ALIZE 

(einer Organisation für den Betrieb von Wasserpumpen 

mit erneuerbaren Energien, unter anderem mit Wind) 63 . 

ALIZE war ein groß angelegtes Programm, das von der 

EU und der Französischen Agentur für Entwicklungszusammenarbeit 

(AFD) unterstützt wurde. Im Rahmen 

von ALIZE hatten CERER und externe Berater bis 

Mitte der 1990-er Jahre Daten erhoben. 

InWent verzeichnet an der Küste Senegals durchschnittliche 

Windgeschwindigkeiten zwischen 4,5 und 5,5 m/s in 

der Nabenhöhe ihrer Referenzturbine (45 m). Allerdings 

sind diese Werte aufgrund von nahegelegenen Hindernissen 

(wie Gebäude oder Bäume) vergleichsweise niedrig 64 . 

58 EDBI 2008 


60 TERNA 2004 

61 http://www.afriwea.org/en/senegal.htm 

62 InWEnt 2004 

63 See http://www.alizes-eole.com/senegal/vent.htm 

64 InWEnt 2004

Von Juli 2007 bis Juli 2008 wurden im Rahmen des 

GTZ TERNA Wind Energy Program und diverser Aktivitäten 

zum Aufbau von Kazapitäten an den beiden 

Küstenstandorten Kayar und Potou Windmessungen 

durch Windguard durchgeführt. Potou zeigte mit einer 

durchschnittlichen jährlichen Windgeschwindigkeit 

von 6,4 m/s in 70 m Höhe weit bessere Ergebnisse 

als Kayar mit 5,8 m/s. Diese Messungen haben erste 

verlässliche Winddaten für Senegal geliefert, da in den 

bislang durchgeführten Studien die Rahmenbedingungen 

der Messungen nicht mit publiziert wurden 65 . 

Basierend auf diesen Ergebnissen planen die GTZ 

und ihr senegalesisches Partner nun die Durchführung 

einer Machbarkeitsstudie für einen Windpark 

am Standort Potou 66 . Sobald diese abgeschlossen ist, 

werden die Ergebnisse interessierten Projektentwicklern 

und Investoren zur Verfügung gestellt. Winddaten 

aus größerer Höhe sind auf der Webseite von 3tier zu 

finden (http://firstlook.3tier.com/). 3tier bietet eine 

erste Windbewertung für verschiedene Nabenhöhen 

(20/50/80 m) und Standorte an. 


Für die Nutzung der Windenergie wurde noch kein 

konkretes Ziel festgelegt 67 . Für Windenergie gibt es 

in Senegal noch keine Fördermittel (siehe oben). Da 

die durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten sogar 

an günstigen Standorten wie im Norden der senegalesischen 

Küste nur mittlere Werte aufweisen, wird eine 

finanzielle Unterstützung der Windenergie zur Realisierung 

von Projekten erforderlich sein 68 . 

Das Genehmigungsverfahren für Windkraftanlagen ist 

nicht standardisiert und damit zeitaufwendig. Die erforderlichen 

Genehmigungen sind mit den Verfahren 

in Europa vergleichbar, so werden zum Beispiel auch 

hier Baugenehmigungen und ein Umweltzertifikat benötigt 

69 . Darüber hinaus ist es ratsam, auch die Einwilligung 

des Dorfgemeinderats einzuholen 70 . 





68 Persönliche Information von Dr. Rehfeldt, Deutsche Windguardt, 

Telefonat vom 04.09.09, und Nicolas Martin Granel (CEGELEC Toulouse), 

Telefonat vom 04.09.2009 

69 Persönliche Information von Nicolas Martin Granel (CEGELEC Toulouse), 

Telefonat vom 04.09.2009 


SENEGAL | 

251 

Die Bedingungen zur Netzanbindung von Windkraftanlagen 

sind unklar, da bis heute keine Windenergieanlagen 

im Land realisiert wurden. Eine Schulung der staatlichen 

Behörden und des Personals von SENELEC zu den 

rechtlichen, technischen und wirtschaftlichen Aspekten 

der Windenergienutzung scheint dringend angebracht 71 . 

Der Strommarkt ist offiziell in die drei Bereiche Erzeugung, 

Übertragung und Verteilung getrennt, jedoch hält 

SENELEC noch immer (Stand 2009) ein Monopol für 

den Verkauf und die Verteilung von Elektrizität. Dies 

führt zu Rechtsunsicherheit und stellt ein Hindernis für 

private Investoren und Projektentwickler 72 dar. 

Selbst große Industrieunternehmen der Privatwirschaft 

73 , die Elektrizität zur Eigenversorgung generieren 

(teilweise aus landwirtschaftlichen Rückständen), sind 

noch zu keiner Einigung über Stromnetzeinspeisungen 

(d.h. Stromkaufverträge) mit SENELEC gekommen 74 . 

Es liegen keine Informationen über konkrete Netzausbaupläne 

für kommerzielle Windenergieanlagen vor, die 

an der Nordküste von Senegal errichtet werden könnten. 



Ende 2008 betrug die installierte Leistung im Bereich 

Windenergie in Senegal zwischen 0 und 10 KW 75 . Im 

Jahr 2009 wurden keine kommerziellen Windenergieanlagen 

in Senegal errichtet, obwohl Pläne für Pilotprojekte 

existieren. 

Die Nutzung der Windenergie mit Mehrflügel-Windkraftanlagen 

für Wasserpumpen hat eine lange Tradition in Senegal. 

Solche Anlagen sind vor allem entlang der Nordküste 

installiert worden, wo Obst und Gemüse großflächig angebaut 

werden. Die überwiegend lokal produzierten Anlagen 

sind klein und besonders robust und wurden häufig durch 

internationale Hilfsprogramme finanziert. Sie machen besonders 

deshalb Sinn, weil mit ihrer Hilfe die zur Bewässerung 

der landwirtschaftlichen Flächen benötigte Energie 

das ganze Jahr über komplett selbst produziert werden 




73 Das Chemieunternehmen ICS, 

der Zuckerproduzent CSS und der Erdnussvermarkter SONACOS 


75 Senegal wurde nicht in der Liste des WWEA 2008 (S. 20) berücksichtigt, die 

letzte Position erhielt Bolivien auf Platz 76 mit 0,01 MW; siehe auch: Gesamte 

installierte Windenergiekapazität in Senergal in 2006: OKW (IEA 2006)

kann. Der Wasserverbrauch in den windintensiven, aber 

trockenen Monaten ist sehr groß, während die Nachfrage 

in den Monaten mit geringeren Windstärken sehr gering 

ist, da dies auch die niederschlagsintensiven Monate darstellen 

76 . Im Jahr 2004 wurden rund 200 betriebsbereite 

windangetriebene Wasserpumpen installiert. Die senegalesisch-mauretanische 

Organisation Alizes, eine nicht staatliche 

Einrichtung, fördert die Installation der Windpumpen 

und erhält für dieses Verhaben Unterstützung durch 

die Europäische Union und die Französische Agentur für 

Entwicklungszusamenarbeit (AFD) 77 . 

Daneben wurden vor einigen Jahren einige kleine (10 bis 

20 kW) und nicht mehr zeitgemäße Windenergieanlagen 

durch italienische Geber in Mboro gebaut. Aufgrund 

technischer Probleme waren diese jedoch nur für wenige 

Monate in Betrieb 78 . 

Zwei weitere Konzepte sind über die traditionelle Nutzung 

von Windenergie hinaus vielversprechend für 

die Umsetzung in Senegal: der Einsatz moderner kommerzieller 

Windkraftanlagen und der Einsatz von kleinen 

Windkraftanlagen in kombinierten Systemen für 

die dezentrale Elektrifizierung ländlicher Gebiete 79 . 

Das deutsche Unternehmen INENSUS hat hierfür in Zusammenarbeit 

mit der GTZ ein Konzept für ein Pilotprojekt 

für ein kombiniertes System (Solar- und Windkraft) 

entwickelt. 

Die folgenden Schritte wurden bereits durchgeführt 80 : 

• Wind/Solar-Monitoring mit »aeolog« an fünf 

Standorten 

• Sozioökonomische Analysen 

• Entwicklung eines Geschäftsmodells 

• Gründung der INENSUS West Afrika in Dakar. 

Geplante nächste Schritte: 

• Frühjahr/Sommer 2009: Aufbau eines Modellsystems 

in Sine Moussa Abdou zur Überprüfung des Konzepts 

• Winter 2009/2010: Zeichnung und Ausgabe von Aktien 

• Winter/Frühjahr 2010: Scale-up der Elektrifizierung 

von Dörfern 


77 TERNA 2004 




80 Peterschmidt 2009 

SENEGAL | 

252 

Darüber hinaus ist im Norden von Potou in der Region 

Saint-Louis an der nördlichen Küste von Senegal, ein 

relativ großes Projekt in Planung. Das so genannte Gantour-Projekt 

ist in zwei Phasen geplant, beginnend mit 

einer Gesamtleistung von 15 MW soll es im zweiten 

Schritt auf 50 MW erweitert werden 81 . 

Die geschätzten Kosten der ersten Phase belaufen 

sich auf etwa 16,5 Mio. €. Das Projekt sollte Anfang 

2009 in Betrieb genommen werden und eine jährliche 

Stromerzeugung von 29 000 MWh in der ersten Phase 

erreichen 82 . Zusätzliche Finanzierungseinnahmen 

sind durch den Verkauf von Emissionsreduktionszertifikaten 

(CERs) im Rahmen eines CDM-Projektes 

geplant 83 . Nach Aussage der verantwortlichen Projektentwicklungsgesellschaft 

CEGELEC Toulouse konnte 

der Bau aufgrund mehrerer Verzögerungen noch nicht 

starten 84 . Das Projekt basiert auf Windmessungen, die 

zwischen Mai 2004 und Mai 2005 in Gandon 85 durchgeführt 

wurden und einen Jahresdurchschnitt von 5,25 

m/s in 40 m Höhe festhalten 86 . Teil des Projekts ist 

auch, Ausbildungsangebote für den Betrieb und die 

Wartung des Windparks anzubieten. 

Das Projekt ist eine Zusammenarbeit zwischen 87 : 

• Dem Regierungspräsidium Saint-Louis als zuständiger 

Behörde 

• Den Projektentwicklern C3E (Dakar) und Cegelec 

(Toulouse) 

• Dem Energieministerium als Projektinhaber 

• Region Midi-Pyrénées (Frankreich) und AFD 

(Agence Française de Développement) als Investoren. 


Rund 20 Unternehmen in Senegal beschäftigen sich mit 

dem Thema erneuerbare Energien, einige auch mit dem 

Bereich der Windenergie 88 . Darüber hinaus versuchen 

mehrere ausländische Unternehmen, den Markt zu er- 

81 Ndiaye, 2007, und Jensen 2009 

82 GTZ 2007c, Entwurf (Kapitel Windenergie) 




85 Und zwischen Januar und Mai 2007 in Gantour, 

Gandon und Mboye (Nidaye 2007) 

86 GTZ 2007c 

87 Ndiaye 2007 

88 Jensen 2009

schließen. Es gibt jedoch noch keine bestehenden Anlagen 

der Unternehmen, da diese sich alle erst seit kurzem 

in der Planungsphase von Projekten befinden. 

Unternmen aus Senegal: 

C3E, Dakar (Projektentwickler) 

CERER (Centre d‘Etudes et de Recerches sur les Energies 

Renouvelables) 

Alizes (nicht staatliche senegalesisch-mauretanische Institution): 

Förderung und Installation von Windpumpen 

Unternehmen aus dem Ausland: 

INENSUS, deutsches Unternehmen mit einer Tochtergesellschaft 

in Dakar (Projektentwickler von kleinen Hybridsystemen 

einschließlich Solar/Wind) 

Cegelec, Toulouse (Projektentwickler) 

Gamesa, Vergnet und Suzlon 89 (Hersteller und potenzielle 

Lieferanten von Windkraftanlagen für den Windpark 

in Saint Louis) 

Die größten Hindernisse bei der Umsetzung von Windenergieprojekten 

sind der niedrige Strompreis und die 

überwiegend mittleren Windgeschwindigkeiten 90 . Finanzierungsmöglichkeiten 

sind auf internationale Geber 

wie die »Region Midi-Pyrenees« und die AFD aus 

Frankreich beschränkt. Die fehlende Finanzierung ist 

einer der Gründe für die Verzögerung des Windparks in 

Saint Louis 91 . 

Die Verfügbarkeit von qualifizierten Arbeitskräften und 

Baustoffen ist begrenzt. Da die technischen Komponenten 

(Turbinen etc.) in Senegal nicht zur Verfügung stehen, 

planen die Projektentwickler Windparks in Gantour, 

diese aus Europa zu importieren 92 . Das begrenzte 

Fachwissen zu Windenergie von SENELEC und anderen 

staatlichen Institutionen wird als ein wichtiger Faktor 

für Verzögerungen bei der Umsetzung der Projekte 

gesehen. Die Projektinvestitionen könnten sinnvollerweise 

durch den Aufbau von Kapazitäten innerhalb der 


90 Persönliche Information von Dr. Rehfeldt, 

Deutsche Windguardt, Telefonat vom 04.09.09 





SENEGAL | 

253 

staatlichen Institutionen und SENELEC ergänzt werden. 

Die rechtlichen Voraussetzungen für Windenergie müssen 

noch geklärt werden. Für erneuerbare Energien bestehen 

weder Rahmenbedingungen noch Regelungen 

wie Stromabnahmevereinbarungen (PPAs). Dies kann zu 

Projektverzögerungen führen. 

Der Zugang zum Stromnetz ist begrenzt und abhängig 

von der Entscheidung der SENELEC, die das Monopol 

hält. SENELEC bestimmt dabei zuerst einen konkreten 

Standort (und stellt fest, ob Nachfrage besteht) und vergibt 

dann über eine Ausschreibung den Zuschlag an ein 

Unternehmen. Für unabhängige Energieerzeuger (IPPs) 

oder Projektentwickler ist es sehr schwer SENELEC davon 

zu überzeugen, den Netzzugang an einem noch nicht 

identifizierten Standort freizugeben 93 . Die Verhandlungen 

zwischen einem IPP oder Projektentwickler und der 

SENELEC sind sehr zeitaufwendig, obwohl das Ministerium 

für Energie seine Unterstützung zusichert 94 . 

Allerdings hat CRSE in den vergangenen drei Jahren an 

der Verbesserung der Vorschriften gearbeitet und unter 

Anderem diverse Studien in Auftrag gegeben. Da legislative 

Maßnahmen in Senegal sich als sehr zeitaufwendig 

erweisen, erhofft man sich Ergebnisse bis Ende des Jahres 

2010 95 . 

Zum besseren Verständnis des senegalesischen Windmarkts 

wird das Windparkprojekt in Saint-Louis im Folgenden 

näher erläutert. 

Der Windpark wird von der regionalen Behörde in 

Saint-Louis und der senegalischen Regierung über das 

Ministerium für Energie unterstützt. Ein Vertrag über 

eine langfristige Konzession für das Grundstück, auf dem 

der Windpark gebaut wird, wurde bereits unterzeichnet, 

außerdem wurde von SENELEC ein Vertragsentwurf für 

den Verkauf von Strom aufgesetzt 96 . 

Nach Angaben der Projektentwickler sind die Verzögerungen 

des Projekts durch folgende Faktoren verursacht 

worden: 

93 Persönliche Information von Dr. Rehfeldt, 

Deutsche Windguardt, Telefonat vom 4.09.09 

94 Persönlich von Dr. Rehfeldt, Deutsche Windguard, 

Telefonat vom 4.09.09, und Nicolas Martin Granel 


95 Erfahrungen aus dem geplanten Windpark in Saint Louis, 

persönliche Information von Nicolas Martin Granel 


96 UNDP 2008

• Schwierigkeiten im Genehmigungsverfahren 

• Fehlen einer endgültigen Einigung mit SENELEC 

über den Verkauf von Strom 

• Mangel an Finanzmitteln wegen vergleichsweise hoher 

Risiken (Struktur des Landes und nur mittlere Windgeschwindigkeiten) 

• Im Allgemeinen sehr langsame Prozessfortschritte 

durch fehlende Referenzprojekte 

• Mangel an Wissen in den Ministerien und bei 

SENELEC. 

Eine Bewertung von UNDP im Jahr 2008 kam zu dem 

Schluss, dass vor allem rechtliche Hindernisse die Umsetzung 

des Projekts verhindert haben. Das Projektkonsortium 

hatte geplant, Elektrizität für den Eigenverbrauch 

zu produzieren und SENELEC eine Gebühr für den 

Transport der Elektrizität über das Übertragungsnetz zu 

bezahlen. Die Eigenstromerzeugung ist allerdings in den 

nationalen Energiegesetzen und Vorschriften nicht verankert 

97 . Im Rahmen der neuen rechtlichen Bestimmungen 

zur Erzeugung und zum Verkauf von Strom aus erneuerbaren 

Energien plant Konsortiums, die gesamte Stromproduktion 

in das Netz einzuspeisen und im Gegenzug 

Strom vom Netz zu kaufen. Dieser Ansatz scheint »für 

SENELEC praktikabler zu sein und wird die Barrieren 

für die Umsetzung des Projekts aufheben« 98 Dennoch 

hatte der Projektträger mitgeteilt, dass eine endgültige 

Einigung mit SENELEC bis jetzt noch nicht erreicht 

werden konnte 99 . 

97 SENELEC besitzt noch immer ein Monopol 

für Verkauf und Verteilung (zumindest bis 2009). 

98 UNDP 2008 



Ministère de l’Energie (ME) 

Building Administratif 

B.P. 4029 Dakar 

Tel.: (00221) 33 849 70 00/33 823 87 16 

Société Nationale d’Electricité (SENELEC) 

28 Rue Vincens 

B.P. 93 Dakar 

Tel.: (00221) 33 839 30 00 

Fax: (00221) 33 823 12 67 

Internet: http://www.SENELEC.sn 

Commission de Régulation 

du Secteur de l’Electricité (CRSE) 


Tel.: (00221) 33 849 04 59 

E-mail: crse@sentoo.sn 

Internet: http://www.crse.sn/ 

SENEGAL | 

254 

Agence sénégalaise d’électrification rurale (ASER) 


Tel.: (00221) 33 849 47 11 

Fax: (00221) 33 849 47 20 

Association Sénégalaise des Energies Renouvelables et 

Alternatives (ASERA) 

Rue D x 1 Point E Pavillon Usima 


Tel.: (00221) 33 864 26 49 

Fax: (00221) 33 824 35 42 

E-mail: asera@sentoo.sn 

Direction de l’Environment 

et des Etablissements Classés 

Address: 106, Rue Carnot Dakar 

BP 6557 Dakar Etoile 

Tel.: (221) 33 822 07 25 

Fax: (221) 33 822 62 12 

E-mail: denv@sentoo.sn

Centre d’Etudes et de Recherches 

sur les Energies Renouvelables (CERER) 

Université Cheikh Anta Diop 


Tel.: (00221) 338 32 10 53 

Fax: (00221) 33 32 10 53 

E-mail: cerer@ucad.sn 

Service de l’Energie en Milieu Sahélien (SEMIS) 


Tel.: (00221) 33 832 73 97 

Fax: (00221) 33 822 61 895 

Internet: http://www.semis.sn 

Environnement-Développement 

du Tiers Monde (Enda-TM) 


Tel.: (00221) 33 822 24 96 

Fax: (00221) 33 821 75 95 

E-mail: energy2@enda.sn 

Internet: http://www.enda.sn 

Fédération des Organisations pour la Promotion 

des Energies Renouvelables (FOPEN) 

Avenue Cheikh Fall 

BP 39 Kaolack 

Tel.: (00221) 33 941 44 58 

E-mail: jokama21 @yahoo.fr 

Projet Alizés 

Quartier Ndioloffène 

B.P. 740 Saint-Louis 

Tel.: (00221) 33 961 49 47 

Fax: (00221) 33 961 49 46 

E-mail: ohann@arc.sn 

Internet: http://www.alizes-eole.com 

GTZ Office 

109 rue Carnot 


Tel.: (00221) 33 8899600 

Fax: (00221) 33 8229315 

E-mail: gtz-senegal@sn.gtz.de 

SENEGAL | 

255 

Association Sénégalaise d’Energie Solaire (ASES) 


Tel.: (00221) 33 827 63 13 

Fax: (00221) 33 822 97 64/33 822 45 63 

Embassy of the Republic of Senegal 

Argelanderstrasse 3 

53115 Bonn 

Tel.: 0228/21 80 08 

Fax: 0228/21 78 15 

Embassy of the Federal Republic of Germany 

20, av. Pasteur 


Tel.: (00221) 33 889 48 84 

Fax: (00221) 33 822 52 99 

E-mail: reg1@daka.auswaertiges-amt.de 

Internet: http://www.ambassade-allemagne.sn

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2005 Performance indicators of WAPP member Utilities 

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SENEGAL | 

258

SÜDAFRIKA 


AEL African Explosives Ltd. 

Bbl/d Barrel per day 



Entwicklung und Zusammenarbeit 

CaBEERE Capacity Building in Energy Efficiency 

and Renewable Energy (Kapazitätsausbau 

im Bereich Energieeffizienz 

und erneuerbare Energie) 

CEF Central Energy Fund 

(Zentraler Energiefond) 

CER Certified Emissions Reduction CDM 



CSIR Council for Scientific Industrial Research 

DA Democratic Alliance 

DANIDA Danish International Development 

Agency 

Darlipp Darling IPP 

DBSA Development Bank of Southern Africa 

DEA&DP Department of Environmental Affairs 

and Development Planning 

DME Department of Minerals and Energy 

DPE Department of Public Enterprises 

(Abteilung für öffentliche Unternehmen) 


DWEA Department of Water and Environmental 

Affairs (Amt für Wasser und Umweltangelegenheiten) 


EDC Energy Development Corporation 

(Energieentwicklungsgesellschaft) 

259 

EDI Electricity Distribution Industry 

(Stromverteilungsindustrie) 

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz 

EIA Environmental Impact Assessment 

(Umweltverträglichkeitsprüfung) 

EIR Environmental Impact Report 

(Umweltverträglichkeitsbericht) 

ESI Electricity Supply Industry 





HVDC High-voltage direct current (Hochspannungs-Gleichstromübertragung 

– HGÜ) 


ISES International Solar Energy Society 

INEP Integrated National Electrification 

Program (Integriertes nationales 

Elektrifizierungsprogramm) 


(unabhängiger Stromproduzent) 


k. A. keine Angaben 

km Kilometer 


MTPPP Medium Term Power Purchase Program 

(mittelfristiges Stromabnahmeprogramm) 

MW Megawatt 


MYPD Multi-Year Price Determination 

(mehrjähriger Preisermittlungsprozess) 

NEEA National Energy Efficiency Agency 

(Nationale Agentur für Energieeffizienz) 

NEMA National Environmental Management 

Act (Nationales Umweltmanagement) 

NER National Electricity Regulator 

(nationale Stromregulierungsbehörde) 

NERSA National Energy Regulator of South Africa 

(nationale Regulierungsbehörde für 

den Energiesektor in Südafrika)

SÜDAFRIKA 



PJ Petajoule 

PPA Power Purchase Agreement 

(Stromabnahmevertrag) 

ProBEC Program for Basic Energy Conservation 

in Southern Africa 

R Südafrikanischer Rand 

RE Renewable Energy 

(Erneuerbare Energien) 

RECIPES Renewable Energy in Emerging and 

Developing Countries (Erneuerbare 

Energien in Schwellen- und 

Entwicklungsländern) 

RED Regional Electricity Distributor 

(regionaler Stromversorger) 


Efficiency Partnership 

REFIT Renewable Energy Feed-In Tariff 

(Einspeisevergütung für 

erneuerbare Energien) 

REFSO Renewable Energy Finance and 

Subsidy Office (Büro zur Finanzierung 

und Subventionierung erneuerbarer 

Energien) 

REMT Renewable Energy Market 

Transformation Programme 

RIPPP Renewable IPP Program 

SANERI South African National Energy 

Research Institute (Nationales Südafrikanisches 

Energieforschungsinstitut) 

SAPIA South African Petroleum Industries 

Association (Verband der südafrikanischen 

Ölindustrie) 

260 

SAPP Southern African Power Pool 

(Südafrikanische Stromvereinigung) 

SADC Southern African Development 

Community (Südafrikanische 

Entwicklungsgemeinschaft) 

SAWEP South Africa Wind Energy Programme 

SAWS South African Weather Services 

(Südafrikanischer Wetterdienst) 

SEED Sustainable Energy for Environment & 

Development Programme 

SOE State-Owned Enterprises 

(staatliche Unternehmen) 

TPES Total Primary Energy Supply 

(Gesamtangebot an Primärenergie) 

TREC Tradable Renewable Energy Certificate 

Scheme (Emissionshandelssystem) 

TSI Technology Services International 


Programme 



UNIDO United Nations Industrial 

Development Organisation 

USD United States Dollar 

V Volt 

WB Weltbank 

WTO Welthandelsorganisation 

WSSD World Summit on Sustainable 

Development (Weltgipfel für 

nachhaltige Entwicklung) 

WWEA World Wind Energy Association 

(Internationaler Windenergieverband)

SÜDAFRIKA 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON SÜDAFRIKA 


Die Republik Südafrika liegt an der Südspitze des afrikanischen 

Kontinents. Die südafrikanische Küste erstreckt 

sich über 2 798 Kilometer entlang des Atlantischen und 

Indischen Ozeans. Im Norden grenzt Südafrika an Namibia, 

Botsuana und Simbabwe, im Osten an Mosambik 

und Swasiland, während das Königreich Lesotho eine unabhängige 

Enklave innerhalb des südafrikanischen Staatsgebietes 

ist (siehe Abbildung 1). 

TABELLE 1: 

2008 WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN 

Das südafrikanische Klima zeichnet sich durch erhebliche 

regionale Unterschiede aus: Der Nordwesten ist sehr trocken, 

der Süden gemäßigt und im Nordosten herrscht ein 

subtropisches Klima vor. Die Temperaturen schwanken 

zwischen 15 und 35º C. Kapstadt zum Beispiel liegt auf 

der Kaphalbinsel und hat mediterranes Klima mit war- 

261 

mem und trockenem Wetter, das aber im Sommer häufig 

mit starken Südostwinden und im Winter mit starkem 

Regen, starkem Nordwestwind und niedrigen Temperaturen 

durchsetzt ist. 

Südafrika hat elf Amtssprachen mit den folgenden Anteilen 

an Muttersprachen: IsiZulu 23,8%, IsiXhosa 17,6%, 

Afrikaans 13,3%, Sepedi 9,4%, Englisch 8,2%, Setswana 

8,2%, Sesotho 7,9%, Xitsonga 4,4%, andere: 7,2% 1 . Englisch 

wird von der Mehrheit der Menschen verstanden 

und auf Geschäfts- und Regierungsebene als Verkehrssprache 

verwendet. 

Südafrika ist eine demokratische Republik. Im Mai 2009 

gewann der African Nation Congress (ANC) die allgemeinen 

Wahlen mit 65,90% gegenüber 16,66% für die 

Democratic Alliance (DA), 7,42% für den Congress of 

the People (COPE) und 4,55% für die Inkhata Freedom 

Party, wodurch Jacob Zuma mit einer knappen Zweidrittelmehrheit 

zum Präsidenten gewählt wurde. 

Als Afrikas Supermacht hat Südafrika die größte Volkswirtschaft 

des Kontinents (22% des afrikanischen BIP), 

obwohl im Mai 2009 in Folge eines starken Rückgangs im 

Bergbau und in der verarbeitenden Industrie, der von der 

globalen Finanz- und Wirtschaftskrise ausgelöst wurde 2 , 

eine Rezession einsetzte. Im August 2009 nahm das BIP 

um weitere 3% ab, nachdem es in den beiden vorausgegangenen 

Quartalen bereits um 6,4% bzw. 1,8% gesunken 

war. Dies ist das erste Mal seit dem Ende der Apartheid im 

Fläche Einwohnerzahl BIP BIP/Kopf Export Import 

1 219 090 km 2 49 Mio. 277,2 Mrd. US $ 

(185,27 Mrd. €) 

Quelle: U.S. Department of State 2009 und IWF 2009 

10 000 US $/Kopf 

(6.684 €/Kopf) 

Jahr 1994, dass das Wachstum in drei aufeinanderfolgenden 

Quartalen rückläufig ist. 

Tabelle 2 zeigt den allmählichen Anstieg des südafrikanischen 

BIP in den letzten Jahren. 2008 lag die Inflationsrate 

bei 11,3%. Das Pro-Kopf Einkommen betrug in 

Südafrika 2008 10 000 US $. 

1 SAinfo 2009 

2 BBC 2009 

81,47 Mrd. US 

$ (54,45 Mrd. 

€) FOB (2008, 

geschätzt) 

87,3 Mrd. US 

$ (58,3 Mrd. 

€) FOB (2008, 

geschätzt)

TABELLE 2: 

BIP SÜDAFRIKA 2000–2008 

Das bemerkenswert hohe Pro-Kopf-Einkommen verteilt 

sich sehr ungleich auf die verschiedenen gesellschaftlichen 

Gruppen, wodurch Südafrika eines der Länder mit dem 

höchsten Gini-Index weltweit ist. Ein Großteil der Menschen 

in Südafrika ist weiterhin arm (2005 lebten 48% der 

Haushalte unterhalb der Armutsgrenze) und die Arbeitslosigkeit 

ist hoch (2009 liegt sie bei 23,5 %) – ein Umstand, 

der für eine Welle gewalttätiger Übergriffe auf Wanderarbei- 

ter aus anderen afrikanischen Ländern im Jahr 2008 und Pro- 

teste gegen schlechte Lebensbedingungen von Bewohnern 

von Townships im Juli 2009 verantwortlich gemacht wird. 

Südafrika ist ein Mitglied der Gruppe der 77, der Südatlantischen 

Friedens- und Kooperationszone (South Atlantic 

Peace and Cooperation Zone), der Südafrikanischen 

Zollunion (Southern African Customs Union), der Welthandelsorganisation 

(seit 1995), des Internationalen Währungsfonds, 

der G20 sowie der G8+5. Südafrika gehört 

der 1980 gegründeten Südafrikanischen Entwicklungsgemeinschaft 

(SADC) an, die darauf abzielt, die regionale 

Zusammenarbeit zu erleichtern. Südafrika spielt in Afrika 

eine wichtige Rolle, insbesondere bei diplomatischen Initiativen 

und im Kampf gegen die Armut. 

Südafrikas wichtigste Exportgüter sind Gold, Kohle und 

Industriegüter. Die wichtigsten Partner auf dem Exportmarkt 

sind das Vereinigte Königreich, die Vereinigten Staaten, 

Japan, Deutschland, China und Italien. Wichtige Einfuhrwaren 

sind Nahrungsmittel, Brennstoffe und Energie 

sowie Investitionsgüter 3 . Die wichtigsten Importpartner 

sind Deutschland, das Vereinigte Königreich, die Vereinigten 

Staaten, Japan, Saudi Arabien und Frankreich. 

3 Der Begriff Investitionsgüter bezieht sich auf reale Objekte, die von Privatpersonen, 

Organisationen oder Regierungsbehörden zur Produktion anderer Güter 

oder Waren verwendet werden (WiseGeek 2009). 


SÜDAFRIKA | 262 

Einheiten 2000 2002 2004 2006 2008 

BIP (Konstanter Kurs) Jährlicher Prozentsatz 

4.2 3.7 4.9 5.3 3.1 

BIP (Tageskurs) Mrd. ZAR 922.1 1 168.7 1 395.4 1 745.2 2 283.8 

BIP (Tageskurs) Mrd. US $ 133 111.1 216.3 257.9 277.2 

BIP (Tageskurs) Mrd. € 88.9 74.3 144.6 172.4 185.3 



Der Gesamtverbrauch an Primärenergie ist in den letzten 

Jahren stetig gewachsen. 1970 lag dieser bei 80 000 ktoe, 

der Anteil an verschiedenen erneuerbaren Energien und 

Abfällen war unbedeutend. In den letzten dreißig Jahren 

stieg der Kohleanteil deutlich stärker an als der anderer 

Ressourcen. Der Primärenergieverbrauch in Südafrika 

erreichte 2006 129 815 ktoe (entspricht 5 429 PJ oder 

1 509 750 GWh) und wird hauptsächlich durch Kohle 

ABBILDUNG 2: AUFTEILUNG DES PRIMÄRENERGIE- 

VERBRAUCH IN SÜDAFRIKA FÜR 2006 IN KTOE 

93 092 

72 % 

318 

0 % 


Gas 

Öl 


307013 

2 % 

13 700 

11 % 

Kohle 

Wasser 

Nuklear 

TPES = 130 157 ktoe 

3 816 

3 % 

16 161 

12 %

TABELLE 3: 

ENDENERGIEVERBRAUCH IN SÜDAFRIKA FÜR 2006 IN KTOE UND PJ 

(72%), gefolgt von Öl mit 12%, verschiedenen erneuerbaren 

Energien und Energie aus Abfällen und Biomasse 

(11%), Gas (3%), Kernenergie (2%) und Wasserkraft 

(0,24%) bestimmt. Abbildung 2 zeigt die Aufteilung 

des Primärenergieverbrauchs nach den verschiedenen 

Energieträgern. 

Der Endenergieverbrauch belief sich 2006 auf 64 076 

ktoe (entspricht 745 204 GWh oder 2 683 PJ). Tabelle 

3 zeigt den Anteil der verschiedenen Sektoren an diesem 

Verbrauch. 

Südafrika verfügt über große Kohlevorkommen im eigenen 

Land, die meist sehr kostengünstig im Tagebau abgebaut 

werden können. 

2007 exportierte Südafrika etwa 28% der geförderten 

Kohle 4 . Südafrika besitzt die zweitgrößte Erdölraffinerie 

in Afrika. Etwa 66% des gesamten Flüssigbrennstoffs 

(505.000 Bbl/d), den Südafrika verbraucht, werden importiert, 

was zu einer hohen Importabhängigkeit führt 5 . 

Der Rest wird hauptsächlich in den riesigen Anlagen, in 

denen Kohle und Gas verflüssigt werden, produziert, was 

Südafrika zu einem der führenden Produzenten von synthetischem 

Heizöl weltweit macht. Nach Angaben der 

South African Petroleum Industries Association (SAPIA) 

kommt der größte Teil der für südafrikanische Raffinerien 

bestimmten Rohölimporte aus dem Nahen Osten, wobei 

 

5 EIA 2008 


Iran und Saudi-Arabien die wichtigsten Lieferanten des 

Landes sind. Darüber hinaus importiert Südafrika Rohöl 

unter anderem aus Nigeria und Angola. 

Das Stromnetz 

Eskom (siehe Kapitel zu den Marktakteuren) ist der 

einzige vertikal integrierte staatliche Energieversorger 

in Südafrika. Eskom besitzt, betreibt und unterhält das 

staatliche Übertragungsnetz und ist nach wie vor ein Defacto-Monopolist 

bei der Erzeugung und Übertragung 

von Energie. 2008/09 bestand das Eskom-Netz aus mehr 

als 371 000 km Stromleitungen, von denen 28 200 km 

ABBILDUNG 3: 

DAS SÜDAFRIKANISCHE STROMÜBERTRAGUNGSNETZ 


ktoe PJ % 

Industrie 22 233 931.6 34.7 

Transport 16 267 681.6 25.4 

Andere Sektoren 22 386 938.0 34.9 

Privathaushalte 15 548 651.5 24.3 

Gewerbe und Öffentlicher Dienst 4 474 187.5 7.0 

davon Forst- und Landwirtschaft 1 690 70.8 2.6 

Fischerei 0 0.0 0.0 

Andere 674 28.2 1.1 

Nichtenergetisch 3 191 133.7 5.0 

Gesamt 64 076 2 684.8 100 

Quelle: IEA 2008

das Übertragungsnetz des Landes bilden6. 2007 kamen 

weitere 90 600 km an Verteilungsleitungen von Gemeinden 

hinzu. Abbildung 3 zeigt die Verbreitung des Netzes. 

Auf der anderen Seite ist die Stromverteilungsindustrie 

EDI stark fragmentiert. 1990 gab es rund 430 einzelne 

Verteilergesellschaften, die ihre Kunden mit Strom versorgten. 

Heute existieren noch immer rund 187 lizenzierte 

kommunale Verteilergesellschaften, von denen viele 

nur relativ kleine Kundenzahlen, Verkäufe und Umsätze 

haben. Eskom setzt daher als größte Verteilergesellschaft 

mehr als 50% der Energie für den Endverbrauch ab und 

versorgt 47% aller Kunden 7 . 

Das Übertragungssystem in Südafrika besteht aus Hochspannungs-Freileitungen. 

Die Spannungen dieses Übertragungsnetzes 

variieren zwischen 132 kV und 765 kV. 

Eskom hat Probleme mit der Erzeugung von ausreichend 

Leistung; 2007 und 2008 überstieg die Nachfrage 

das Angebot 8 . Darum führte Eskom Lastabwürfe 

oder planmäßige Stromausfälle ein, um zu versuchen, 

das Netz bei zu hoher Nachfrage dennoch aufrecht zu 

erhalten. Vor Beginn der Lastabwurfkrise brachte Eskom 

ein massives Ausbauprogramm auf den Weg, für das bis 

2026 unter anderem mehrere neue Kohlekraftwerke und 

Übertragungsleitungen errichtet werden sollten, um die 

steigende Stromnachfrage befriedigen zu können. Dieses 

Programm wird bis 2013 rund 385 Mrd. Rand (35,3 

Mrd. €) und bis 2026 voraussichtlich über 1 Billion 

Rand (92 Mrd. €) kosten 9 . 

TABELLE 4: 

ENTWICKLUNG DER INSTALLIERTEN KAPAZITÄT IN SÜDAFRIKA, IN MW, 1998-2008 

6 Eskom 2009 

7 NERSA 2007 

8 Eskom 2009 

9 Eskom 2009 


Zu den wichtigsten Projekten im Bereich Übertragung 

gehören eine neue 400-kV-Übertragungsleitung und drei 

neue Umspannwerke, die bis 2009 fertig gestellt sein sollen, 

um die Versorgung des Platinum Basin zu verstärken. 

Ein weiteres Projekt ist die neue etwa 1 450 km lange 

765-kV-Übertragungsleitung mit Umspannwerken, die 

sich vom Zeus-Umspannwerk in Mpumalanga bis zum 

Omega Umspannwerk in der Nähe des Koeberg Kraftwerks 

erstrecken. 430 km dieser Leitung wurden bereits 

realisiert. Das Projekt wird bis 2011 fertig gestellt und soll 

die Versorgung der Provinz Westkap verstärken 10 . Einzelheiten 

zu den Netzausbauplänen sind in dem Kapitel zum 

Marktpotenzial für Windenergie zu finden. 

Die Energieverluste bei der Verteilung und Übertragung 

lagen 2009 in Südafrika bei 11 706 GWh (5,5% der erworbenen 

Energie) bzw. bei 7 407 GWh (3,1% der erworbenen 

Energie). Insgesamt sanken die Verluste von 8,0% im Jahr 

2008 auf 7,9% im Jahr 2009. Eskom will das Verteilernetz 

durch sein Ausbauprogramm weiter optimieren. 

Darüber hinaus ist Eskom einer der wichtigsten Treiber 

bei der Schaffung eines Verbundnetzes, des Southern 

African Power Pool (SAPP), das die Staaten südlich der 

Sahara bis nach Sambia, Kenia und Zaire miteinander 

verbindet 11 . 


2008 lag die installierte Stromerzeugungsleistung bei 

43 601 MW 12 , von denen 39 413 MW (90,4%) aus Wärmekraft 

(Gas und Kohle), 2 258 MW (5,2%) aus Was- 

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Kohle und 

Bagasse 32 307 38 392 41 638 34 836 34 773 k. A. 38 314 38 275 39 109 39 175 

Gas 662 662 662 662 672 k. A. 660 676 676 1 712 

Atomkraft 1 840 1 840 1 840 1 840 1800 k. A. 1 800 1 800 1 800 1 800 

Wasser- und 

Pumpspeicherkraftwerke 

2 245 2 248 2 248 2 248 2 248 k. A. 2 248 2 228 2 253 2 257 

Windkraft - - - - - 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 

Gesamt 37 054 43 142 46 388 39 586 39 493 43 018 43 025 42 982.2 43 841.2 44 947.2 

Quelle: NERSA 1998 – 2008 

10 Eskom 2009 

11 MBendi 2003 

12 NESRA 2008

serkraft 13 , 1 800 MW (4,13%) aus Atomkraft, 125 MW 

(0,3%) aus Bagasse und 5 MW (0,02%) aus Windkraft 

gewonnen wurden. Tabelle 4 zeigt die Entwicklung der 

installierten Leistung in Südafrika über die letzten 10 

Jahre nach Kraftwerkstypen. 

Der wichtigste südafrikanische Stromproduzent ist der 

staatliche Energiekonzern Eskom, der über 94,1% der installierten 

Leistung Südafrikas verfügt und über 45% der 

Elektrizität in ganz Afrika produziert. Die restliche Leistung 

in Südafrika stammt von südafrikanischen Gemeinden 

(2,5%) und unabhängigen Stromproduzenten (3,4%). 

Südafrika hat das fünftgrößte Kohlevorkommen der Welt. 

Daher stammt ein Großteil der elektrischen Energie aus 

Kohlekraftwerken. Wegen dieser Reserven wird eine steigende 

Nachfrage nach Strom (momentan 4% pro Jahr) 

auch weiterhin hauptsächlich durch Kohlekraft befriedigt 

werden. 

Im ersten Quartal 2008 stand die nationale Stromversorgung 

kurz vor dem Zusammenbruch, was zu planmäßigen 

und auch ungeplanten landesweiten Stromausfällen führte 

(siehe Abschnitt oben). Da der Stromverbrauch und die 

Nachfrage 2008 das Angebot überstiegen und der Strompreis 

in Südafrika sehr niedrig ist, was den Cash-Flow des 

Stromversorgers stark begrenzt (siehe »Strompreise« im 

nächsten Unterkapitel), hatte Eskom ernsthafte Schwierigkeiten, 

schnelle Maßnahmen zur Verbesserung der 

Situation einzuleiten, vor allem in Zeiten, in denen viele 

TABELLE 5: 

ENTWICKLUNG DER ENERGIEERZEUGUNG IN SÜDAFRIKA 1998–2008 IN GWH 

13 Einschließlich Pumpspeicherwerke 


planmäßige Wartungsarbeiten durchgeführt werden mussten 

14 . Die Stromknappheit führte zu erheblichen ökonomischen 

Verlusten, da den Bergwerken und anderen 

Verbrauchern aus der Industrie nur 90% ihres normalen 

Verbrauchs zur Verfügung standen. Aufgrund eines gesunkenen 

Bedarfs in Folge der Auswirkungen der internationalen 

Wirtschafts- und Finanzkrise hat sich die Situation 

im letzten Jahr zumindest zeitweise entspannt, der Reservespielraum 

hat sich von seinem absoluten Tiefstand von 

5% im Januar 2008 auf 14% im Januar 2009 erholt 15 . 

Die Stromknappheit hat dazu geführt, dass ein massives 

Programm zur Erweiterung der Kapazitäten eingeführt 

wurde, das die Planung und den Bau verschiedener zusätzlicher 

Kohle-, Atom- und Gaskraftwerke sowie Übertragungsleitungen 

bis 2026 vorsieht. Um die Stromversorgung 

zu gewährleisten, muss bis 2026 eine zusätzliche 

Leistung von ca. 40.000 MW installiert werden. Um dieses 

Programm zu verwirklichen, schlägt die südafrikanische 

Regierung vor, dass 30% der zusätzlichen Leistung von 

IPPs produziert werden, statt sich ausschließlich auf das 

staatliche Stromversorgungsunternehmen Eskom zu verlassen. 

Bis 2016 plant Eskom über 16 000 MW an zusätzlicher 

Leistung, davon sollen 12 300 MW aus Kohlekraftwerken, 

1 000 MW aus Gaskraftwerken, 2 800 MW aus 

Pumpspeicherkraftwerken und 100 MW aus Windkraftanlagen 

kommen. Der Großteil dieser Leistung befindet 

sich bereits im Aufbau 16 . 

GWh 

Kohle 

und 

Bagasse- 

Kohle- 

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

Kraftwerke 175 147 173 536 180 794 183 580 190 160 k. A. 212 011 225 826 221 195 228 616 229 706 

Gas 8 5 6 7 8 k. A. 3 86 67 790 549 

Atomkraft 13 601 12 837 13 010 10 719 11 962 k. A. 13 365 11 293 10 026 10 026 12 705 

Wasser- 

und Pumpspeicherkrafzwerke 

4 329 3 765 4 395 4 045 4 393 k. A. 4 625 4 199 5 845 4 075 3 749 

Windkraft 0 0 0 0 0 k. A. NA NA NA NA NA 

Gesamt 193 086 190 144 198 206 198 350 206 523 219 199 230 004 241 403 237 133 243 506 246 708 

Quelle: NERSA 1998 –2008 

14 REEEP 2009 

15 Eskom 2009 

16 Eskom 2008

Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, engagiert 

sich Eskom darüber hinaus in den Bereichen Energieeffizienz 

und Laststeuerung. Ziel ist es, den Verbrauch 

über eine aufmerksamkeitsstarke Kampagne, die unter 

anderem die Nutzung von solaren Warmwasserbereitern 

und Flüssiggas zum Kochen bewerben wird, bis 2012 um 

ca. 3 000 MW und weitere 5 000 MW bis 2025 zu reduzieren 

17 . 


2007 wurden in Südafrika vom staatlichen Energieversorger 

Eskom (der 95% der momentanen Nachfrage produzierte), 

kommunalen Stromerzeugern (2%) und IPPs 

(3%) insgesamt 246 708 GWh an Energie erzeugt 18 . Die 

Stromerzeugung aus Wärmekraft lag bei 230 033 GWh, 

was 93,2% (davon 93% aus Kohlekraftwerken und 0,2% 

aus Gaskraftwerken) der landesweiten Stromerzeugung 

entspricht, 12 705 GWh (5,3%) stammten aus Atomkraft 

und 3.748 GWh (1,5%) aus Wasserkraft. 

Tabelle 5 zeigt die Entwicklung der Energieerzeugung in 

Südafrika im Verlaufe der letzten zehn Jahre nach Energietypen. 

Südafrika ist im Strombereich autark, die Stromexporte 

und die Stromimporte halten sich die Waage. Die Exporte 

nach Botswana, Lesotho, Mosambik, Namibia, Swaziland 

und Zimbabwe beliefen sich 2008/09 auf insgesamt 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH 2006 NACH WIRTSCHAFTSSEK- 

TOREN IN SÜDAFRIKA IN GWH UND PROZENT 

GWh % 


Transport 5 607 3 


Gewerbe und 

öffentlicher Dienst 

27 912 14 

Land- und Fortswirtschaft 5 685 3 

Fischerei 0 0 

Andere 7 699 4 

Gesamt 198 114 100 


17 EIA 2008 

18 Eskom 2008 


12 600 GWh, während die Stromimporte hauptsächlich 

vom Cahora-Bassa-Wasserkraftwerk in Mosambik kamen 

19 . 

Tabelle 6 zeigt den Stromverbrauch von 2006 nach Sektoren, 

wobei 57% des Stromgesamtverbrauchs auf die Industrie 

entfallen. 


Im Allgemeinen entwickelt Südafrika das Potenzial seiner 

erneuerbaren Energien nur sehr langsam, was vor allem 

daran liegt, dass es sich auf den günstigen Strom aus 

Kohlekraftwerken verlässt. Tabelle 7 zeigt den Anteil, den 

die verschiedenen erneuerbaren Energietechnologien zu 

einem konservativ geschätzten wirtschaftlichen Stromerzeugungspotenzial 

von 86 843 GWh beitragen, wobei 

Windkraft 64 102 GWh (74%) beiträgt. 

TABELLE 7: KONSERVATIV GESCHÄTZTES 

WIRTSCHAFTLICHES POTENZIAL FÜR ERNEUERBARE 

ENERGIEN IN SÜDAFRIKA 

Potenzieller 

Beitrag (GWh) 

% 

Biomasse 6 556 8 

Wasserkraft 9 245 11 

Solarenergie 6 940 8 

Windkraft 64 102 74 

Gesamt 86 843 100 


Die sechs Kraftwerke in Südafrika, die Strom aus Bagasse 

produzieren, gehören IPPs. Die installierte Leistung 

reicht von 12 MW wie in Tongaat-Hulett in Amatikulu 

bis 32 MW wie in Tongaat Hulett in Felixton, insgesamt 

wird eine Leistung von 125 MW produziert 20 . 

Ein Drittel des grünen Stroms (bzw. der erneuerbaren 

Energie, die Strom durch Solaranwendungen wie solare 

Warmwasserbereiter ersetzt) stammt aus Solarenergie 

21 . Mit einer jährlichen Produktion,die 511 GWh 

und einer Kapazität von 242 MW entspricht, sind 

thermische Solaranlagen am weitesten verbreitet. Die 

dadurch produzierte umgewandelte Energie stammt 

von 484.000 m 2 Solarkollektoren, die in Privathaus- 

19 Eskom 2009 

20 NERSA 2008 

21 Werner 2007

halten installiert wurden, um Wasser zu erhitzen. Direktstrom 

wurde durch eine Demonstrationskraftwerk 

von SolarDish/Stirling produziert, das eine Kapazität 

von 25 kW hatte und inzwischen außer Betrieb ist. 

Darüber wurden Solarzellen mit einer jährlichen Produktionsleistung 

von 12 MW installiert, die insgesamt 

21 GWh an Strom liefern. Der Großteil stammt aus 

SHS-Systemen, die im Zuge des Programms zur Elektrifizierung 

ländlicher Gebiete installiert wurden (siehe 

unten). Nur zehn dieser Systeme sind an das Netz angeschlossen. 

Der Darling Windpark (5,2 MW) in Westkap ist die 

größte Investition des Landes in erneuerbare Energien 

(75 Mio. R bzw. 9 Mio. €) in jüngerer Zeit. Der Klipheuwel-Windpark 

von Eskom (3,2 MW) ist seit 2003 


in Betrieb, wird aber zum Kapazitätsmanagement nicht 

genutzt 22 . 

Strompreise 

2006 wurde die jährliche Preisanpassung bei Eskom erstmals 

durch einen mehrjährigen Preisermittlungsprozess 

(Multi-Year Price Determination Process – MYPD) festgelegt, 

der von NERSA durchgeführt wird. Der aktuelle 

MYPD 1 wird Ende des Geschäftsjahres 2009 abgeschlossen. 

Danach startet MYPD 2, der sich über drei Einjahresphasen 

erstreckt, die jeweils im März 2010, 2011 und 

2012 enden. 

Bei Eskom gibt es zwei verschiedene Arbeitsvorgänge, die 

sich mit den Strompreisen befassen 23 . Der erste beschäftigt 

sich mit dem Thema Finanzen und berücksichtigt 

TABELLE 8: 

AKTUELLE STROMPREISE FÜR ALLE KATEGORIEN AN STROMVERBRAUCHERN IN SÜDAFRIKA AB 1. JULI 2009 

SEGMENT Strompreis 

Großkunden 

Gewerbe 

Verbrauchszeitraum RCent/kWh 

Nicht Saisonal Nebensaison Hochsaison 

Spitzenlastzeit 46.50 – 51.70* 107.83 – 119.90* 

Standard 34.31 – 38.16* 41.87 – 46.59* 

Schwachlastzeit 28.44 – 31.61* 30.02 – 33.38* 

0– 500 kWh 62.35 98.97 

501–1.000 kWh 65.38 99.97 

1.001–2.000 kWh 66.78 101.97 

2.001– 3.000 kWh 67.73 103.55 

Über 3.000 kWh 68.20 104.24 

Privathaushalte** 

0–500 kWh 47.38** 49.69*** 74.78**** 

501–1.000 kWh 48.18** 50.46*** 75.94**** 

1.001–2.000 kWh 48.98** 51.23*** 77.10**** 

2.001–3.000 kWh 50.17** 52.00*** 78.26**** 

Über 3.000 kWh 50.77** 52.77*** 79.42**** 

Quelle: City Power 2009 

* niedriger Tarif ist angelegt für MV –kVA und der höhere Tarif für LV -kVA; 

** angelegter Tarif für den häuslichen Verbrauch 3 Ø 60A and 80A, nur Stromerzeugung, »nicht saisonbedingt«; 

Außerdem angelegt für den häuslichen Verbrauch 1 Ø 60A and 80A, nur Stromerzeugung, »nicht saisonbedingt«; 

*** angelegter Tarif für den häuslichen Verbrauch 3 Ø Optional 60A and 80A, nur Stromerzeugung, »Nebensaison« und »Hochsaison«; 

Außerdem angelegt für den häuslichen Verbrauch 1 Ø 60A and 80A, nur Stromerzeugung, »Nebensaison« und »Hochsaison«. 

22 Eskom 2009 

23 Eskom 2009

Faktoren wie die Inflation und die Renditen, die Eskom 

braucht, um rentabel zu arbeiten. Auf Grundlage des 

MYPD wird Eskom von NERSA ein fester Gewinnanspruch 

gewährt, auf Grundlage dessen eine Preiserhöhung 

berechnet und für alle Sätze angewandt wird. Der zweite 

Arbeitsvorgang bezieht sich auf die strukturellen Veränderungen 

der Preise für die Endabnehmer, wie sie vom 

Energy White Paper (Weißbuch für Energie) und der 

strategischen Preisrichtlinie von Eskom, die effektivere 

wirtschaftliche Signale beim Stromverbrauch und den erforderlichen 

Investitionen setzt, vorgegeben werden. Die 

strukturellen Veränderungen müssen auch vom NERSA 

genehmigt werden und sind so konzipiert, dass sie aufkommensneutral 

für Eskom sind. 

Seit 2006 sind die Strompreise deutlich angehoben worden, 

um so das massive Ausbauprogramm für die Erzeugung 

und Übertragung zu finanzieren. 

Im Juni 2008 gab NERSA einen zusätzlichen Anstieg des 

Strompreises um 13,3% für das im März 2009 endende 

Geschäftsjahr bekannt. Dies führte zu einem durchschnittlichen 

Anstieg von 27,5% im Jahresvergleich. Zusätzlich 

bestimmte der NERSA eine Beschränkung des 

Preisanstiegs für wenig begüterte Privatkunden auf 14,2%. 

Im Juli 2009 genehmigte NERSA Eskom eine Preiserhöhung 

von 31,3% 24 , was unter den 34% lag, die Eskom 

anstrebte. Die Preiserhöhung führt zu einem Anstieg des 

durchschnittlichen Standardtarifs von 25,24 RCent (2,31 

€Cent) pro kWh auf 33,14 RCent (3,00 €Cent). 

Momentan gibt es dem Stromversorger zufolge mehrere 

hundert verschiedene Tarife. Tabelle 8 zeigt ein ausgewähltes 

Beispiel und illustriert die aktuellen Stromtarife, 

die vom IPP City Power festgesetzt wurden, der Johannesburg 

mit Strom versorgt. Sie zeigt alle Wirtschaftssektoren 

und verschieden Verbrauchsklassen, die ab Juli 2009 

gelten 25 . 

Trotz des beträchtlichen Preisanstiegs hat Südafrika nach 

wie vor den günstigsten Strom der Welt, was als wichtiger 

Kostenvorteil angesehen wird, da dieser in der Vergangenheit 

große Investitionen in energieintensive Industrien angezogen 

hat. Nun wird befürchtet, dass Südafrika seinen 

Kostenvorteil Schritt für Schritt verlieren wird und dass 

24 Newser 2009 

25 Hinweis: Diese Tarife können sich im Laufe des Jahres 2009 noch ändern. 

SÜDAFRIKA | 

268 

sich die gestiegenen Preise negativ auf die wirtschaftliche 

und soziale Entwicklung auswirken könnten. Andererseits 

wird die Nutzung erneuerbarer Energien wirtschaftlich 

tragfähiger werden und weniger Subventionen benötigen. 

Außerdem werden die sozialen Auswirkungen der Preissteigerungen 

durch die Einführung eines Programms für 

eine freie Grundversorgung mit Strom abgefangen, das 

2003 eingeführt wurde und armen Haushalten 50 kWh 

pro Monat kostenlos zur Verfügung stellt. Im März 2009 

gab Südafrika als erstes afrikanisches Land die Einführung 

einer Einspeisevergütung für Windkraft bekannt (siehe 

Abschnitt 1.5), durch die Kunden, die Strom erzeugen 

eine Barzahlung erhalten, wenn sie Windkraft ans Netz 

verkaufen. 


Obwohl Eskom keine Exklusivrechte auf die Stromerzeugung 

in Südafrika hat, besitzt es für den Großteil praktisch 

eine Monopolstellung und betreibt darüber hinaus 

das landesweite Stromnetz 26 . 2002 wurde Eskom in ein 

öffentliches Unternehmen umgewandelt, faktisch ist es 

jedoch halbstaatlich. Das Kabinett traf 2003 die Entscheidung, 

den Anteil des Privatsektors an der Stromindustrie 

zu steigern, indem die Stromerzeugung zwischen Eskom 

und IPPs aufgeteilt werden sollte, dennoch verfügt Eskom 

weiterhin über den größten Teil der Erzeugungsrechte. 

Während also Bestimmungen erlassen werden, nach 

denen IPPs bis zu 30% der gesamten südafrikanischen 

Stromerzeugung übernehmen sollen (was mittlerweile auf 

30% der neu installierten Leistung reduziert wurde), darf 

die erzeugte Energie ausschließlich an Eskom und nicht an 

andere Konsumenten verkauft werden 27 . Dabei bestimmt 

Eskom den Preis, zu dem es den IPPs Strom abkauft 28 . 

Die IPPs müssen ein langfristiges Stromhandelsabkommen 

mit Eskom abschließen (PPA). Das Amt für Bodenschätze 

und Energie DME ist die für die Beteiligung von 

IPPs verantwortliche Regierungsbehörde, und um dieser 

Aufgabe gerecht zu werden, wurde ein Investmentplan 

für die Stromerzeugung ausgearbeitet. Darüber hinaus 

überarbeitete Eskom 2003 sein Geschäftsmodell, um für 

die Umstrukturierung vorbereitet zu sein. In diesem Zusammenhang 

ist es wichtig, darauf hinzuweisen, dass die 

 

 

28 NERSA 2009

Stromerzeugung ebenso wie die Stromübertragung auch 

nach dieser Umstrukturierung bei Eskom verbleibt. Die 

für die Stromverteilung verantwortliche Abteilung wird 

aus dem Konzern herausgelöst und mit den Elektrizitätsabteilungen 

der einzelnen Bezirke zu sechs regionalen 

Stromversorgungern (REDs) zusammengeschlossen. 

Dies soll das stark fragmentierte Verteilungssystem vereinfachen, 

das bisher aus 187 kommunalen Verteilern und 

Eskom bestand. Der erste RED wurde 2005 in Westkap 

gegründet, aufgrund der komplexen Gesetzeslage und des 

politischen Prozesses wurden bisher allerdings keine weiteren 

REDs eingerichtet. Die REDs werden Strom von 

Eskom zu einem von der nationalen Regulierungsbehörde 

für den Energiesektor in Südafrika NERSA festgelegten 

Tarif beziehen und zu einem konkurrenzfähigen Preis 

und mit effizientem Service anbieten. 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

Der Anteil der ländlichen Haushalte, die an die Stromversorgung 

angeschlossen waren, stieg von 21% im Jahr 1995 

auf 73% im Jahr 2008 an. Die meisten nicht elektrifizierten 

Haushalte befinden sich in den Provinzen KwaZulu- 

Natal und Ostkap. 

2001 wurde das Integrierte nationale Elektrifizierungsprogramm 

INEP eingerichtet, das heute von der Nationalen 

Energieregulierungsbehörde NER und Eskom 

durchgeführt wird, die es im April 2002 vom Amt für 

Bodenschätze und Energie DME übernahm 29 . Es bietet 

sozio-ökonomische Unterstützung und sorgt dafür, dass 

bisher nicht ans Netz angeschlossene Haushalte Zugang 

zu Elektrizität erhalten. Das Programm schafft winw 

neue Infrastruktur und stellt gleichzeitig sicher, dass die 

vorhandene Infrastruktur ausgebaut und gepflegt wird. 

Südafrikas Programm zur Massenelektrifizierung startete 

1991 und hat seitdem fast 3,5 Mio. Haushalten Zugang 

zu Strom verschafft. Das Ziel der Regierung ist der uneingeschräkte 

Zugang zu Elektrizität für alle Einwohner bis 

2012. Eskom ist mit 113 000 neu ans Netz angeschlossenen 

Haushalten in den Jahren 2008/09 der wichtigste 

Akteur im Bereich Elektrifizierung 30 . Schon 1999 wurde 


ohne Netzanschluss eingeführt, welches das Ziel hatte, 

 

30 Eskom 2009 

SÜDAFRIKA | 

269 

300 000 SHS-Systeme im ganzen Land zu installieren. 

Sechs privaten Unternehmen wurden Konzessionen erteilt, 

die Einführung geht mit 50.000 bisher installierten 

Systemen aber eher schleppend voran. 

Darüber hinaus wurde von 2004 bis 2007 eine Untersuchung 

durchgeführt, auf deren Basis ein Projekt zur 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete durch erneuerbare 

Energien entwickelt wird, das landesweit für mehr Nachhaltigkeit 

sorgen soll 31 . Es zielt darauf ab, Wind-, Solar- 

und Bleiakku-Energiespeichertechnologien für ein Mini- 

Hybrid-Kraftwerk zur dezentralen Elektrifizierung des 

Dorfes Lucingweni einzusetzen. 


Regierungsstellen 

Department of Energy (DoE) 32 

Das Amt für Bodenschätze und Energie DME wurde nach 

den Wahlen im Mai 2009 aufgeteilt und in Department 

of Energy (Amt für Energie) umbenannt. Das Department 

of Energy ist die für den Stromsektor verantwortliche Behörde 

und daher die wichtigste politische Institution. Es 

entwickelt, realisiert und überwacht Richtlinien und Programme 

im Energiebereich und reguliert den südafrikanischen 

Markt (wobei die zuletzt genannte Aufgabe dem 

National Energy Regulator of South Africa übertragen 

wurde, siehe unten). Das Mandat des DoE umfasst auch 

Energieeffizienz und erneuerbare Energien. 

Department of Public Enterprises (DPE) 33 

Dem Amt für öffentliche Unternehmen DPE obliegt die 

allgemeine Betriebsführung von neun der staatlichen Unternehmen 

(SOEs) der Regierung inklusive des Stromversorgers 

Eskom. Das DPE überwacht die Arbeitsleistung 

der SOEs in Hinblick auf: 

• Investitionen in Infrastruktur und Vertrieb 

• Operative und wirtschaftliche Effizienz 

• Finanzielle und kommerzielle Durchführbarkeit 

• Unternehmensführung und Überwachung von Regeln. 

Das DPE hat gemeinsam mit SOEs Shareholderabkom- 

31 Brent 2009 

32 http://www.dme.gov.za/ 

33 http://dpe.gov.za/home.asp

men entwickelt, um den Produktionswert der SOEs zu 

maximieren und klare und messbare Indikatoren für die 

Arbeitsleistung sicherzustellen. 

National Energy Regulator of 

South Africa (NERSA) 34 

Seit Juli 2006 ist die frühere nationale Regulierungsbehörde 

NER, wie sie in Abschnitt 3 des National Energy 

Regulator Act, 2004 (Act Nr. 40 von 2004) beschrieben 

ist, nicht mehr nur für den Stromsektor, sondern für alle 

netzbasierten Energieressourcen, also etwa auch für Öl 

und Gas, verantwortlich und wurde in National Energy 

Regulator of South Africa (NERSA) umbenannt. Der 

Vorstand wird zwar vom DME ernannt, agiert aber unabhängig. 

Die Aufgabe von NERSA ist die Regulierung des 

Stromsektors sowie aller Unternehmen, die mit geleitetem 

Gas und Erdöl arbeiten, nach den Vorgaben des Electricity 

Regulation Act, 2006 (Act Nr. 4 von 2006), des 

Gas Act, 2001 (Act Nr. 48 von 2001) sowie des Petroleum 

Pipelines Act, 2003 (Act Nr. 60 von 2003). 

Die Hauptaufgabe des NERSA besteht darin, Lizenzen 

für die Stromübertragung, -verteilung und -erzeugung 

auszustellen und die entsprechenden Tarife zu überwachen 

und zu bewilligen. 

Department of Water and Environmental Affairs 

(DWEA) 35 (früher Department of Environmental 

Affairs and Tourism, DEAT) 

Das Amt für Wasser und Umweltangelegenheiten DWEA 

unterstützt die nachhaltige Entwicklung der Umwelt 

durch folgende Maßnahmen: 

• Die Förderung, Erhalt und nachhaltige Nutzung von 

natürlichen Ressourcen, um das wirtschaftliche Wachstum 

zu steigern 

• Den Schutz und die Verbesserung der Qualität und Sicherheit 

der Umwelt 

• Die Förderung eines globalen Programms für nachhaltige 

Entwicklung 

• Transformation 

Obwohl das DWEA kein direktes Mandat im Bereich 

34 http://www.nersa.org.za/ 

35 http://www.dwaf.gov.za/ 

SÜDAFRIKA | 

270 

erneuerbare Energie hat, ist es für die nationale und internationale 

Klimapolitik verantwortlich, was sich auch auf 

den Energiesektor auswirkt. Zuständigkeitsüberschneidungen 

von DoE, DPE, DWEA und NERSA machen 

die Ausarbeitung und Durchsetzung von Bestimmungen 

für den Energiesektor kompliziert. 

Central Energy Fund (CEF) 36 

Aufgabe des zentralen Energiefonds CEF ist die Erarbeitung 

geeigneter Energielösungen, um den zukünftigen 

Bedürfnissen Südafrikas, der Südafrikanischen Entwicklungsgemeinschaft 

und der afrikanischen Sub-Sahara- 

Region gerecht zu werden. In sein Aufgabengebiet fallen 

die Bereiche Erdöl, Gas, Strom, Solarenergie, Brennstoffe 

mit geringer Rauchentwicklung, Biomasse, Windkraft 

und erneuerbare Energien. 

Die Energieentwicklungsgesellschaft EDC wurde im Januar 

2004 als Unterabteilung des CEF gegründet. Sie sitzt 

in Südafrika und konzentriert sich hauptsächlich auf Investitionen 

im Bereich erneuerbare Energien und alternative 

Energien. Die EDC legt ihren Fokus auf verschiedene 

Bereiche, darunter Solarenergie, Windkraft, Wasserkraft, 

Biomasse, Biogas und Brennstoffe mit geringer Rauchentwicklung. 

Sie unterstützt die Energieentwicklung durch 

gewerbliche, entwicklerische und soziale Projekte. 

South African National Energy Development 

Institute (SANEDI) and South African 

National Energy Research Institute (SANERI); 37 

SANERI ist die Behörde, die mit der Koordination und 

der Durchführung aller Aktivitäten in den Bereichen 

Energieforschung, -entwicklung und –demonstration 

betraut ist, die von öffentlichem Interesse sind. Sie soll 

insbesondere die Lücke zwischen Forschung und Entwicklung, 

Pilotprojekt und praktischer Umsetzung 

schließen. SANERI ist eine relativ neue Einrichtung, die 

im Oktober 2004 vom damaligen Minister für Bodenschätze 

und Energie als Ergänzung zum CEF, dem staatlichen 

Energieunternehmen in Südafrika, eingerichtet 

wurde. SANERI führt selbst keine Forschung durch, 

unterstützt, koordiniert und finanziert aber Forschung 

an bereits existierenden Institutionen. SANERI ist in 

36 www.cef.org.za 

37 www.saneri.org.za

folgenden Bereichen aktiv: 

• Umweltverträgliche Energielösungen (einschließlich 


• Management von Endverbrauchs und Infrastruktur 

• Zukunftsorientierte Nutzung fossiler Brennstoffe 

• Management von Energiedaten und Fachwissen 

• umweltverträglicher Transport (Green Transport) 

Für den Bereich erneuerbare Energien wurde das Centre 

for Renewable and Sustainable Energy Studies (CRSES) 

an der Stellenbosch University eingerichtet. Es dient als 

landesweite Schnittstelle für erneuerbare Energie und 

insbesondere als Koordinierungsstelle für Post-Graduate- 

Programme für erneuerbare Energien. Darüber hinaus 

ist SANERI dabei, das eher praxisorientierte Renewable 

Energy Centre of Research and Development (RE- 

CORD) zu gründen, dessen Hauptaufgabe die nicht-akademische 

professionelle Ausbildung, Produktforschung, 

Entwicklung und Beratung sein wird. 

Das South African National Energy Development Institute 

wurde im Zuge des National Energy Act (Act 52 

of 2008) gegründet und wird demnächst seine Arbeit 

aufnehmen. Künftig wird es als Dachorganisation für 

SANERI und die National Energy Efficiency Agency 

(NEEA) dienen. 

Öffentliche Akteure 

Eskom (Eskom Holdings Limited) 38 

Eskom ist Südafrikas staatlicher Stromversorger und 

wurde 1923 gegründet. Eskom Holdings erzeugt, überträgt 

und verteilt Strom. Eskom ist der elftgrößte Stromversorger 

der Welt im Bereich Erzeugungsleistung, der 

neuntgrößte im Bereich Verkauf und besitzt das weltgrößte 

Trockenkühlkraftwerk 39 . 

Die wichtigsten Niederlassungen von Eskom sind in Südafrika, 

der Hauptgeschäftssitz ist Johannesburg. Eskom 

Enterprises hat auch Niederlassungen auf dem afrikanischen 

Kontinent und weitere Firmensitze in Uganda, Nigeria 

und Mali. 

2008/09 lag der Cash-Flow aus dem operativen Geschäft 

38 www.eskom.co.za 

39 www.eskom.co.za 

SÜDAFRIKA | 

271 

von Eskom bei 11,764 Mrd. Rand (1,071 Mrd. €) bei 

37 800 Angestellten 40 . Eskom verkauft die Energie direkt 

an rund 6 000 Kunden aus der Industrie, 18 000 aus dem 

gewerblichen Sektor, 70 000 aus der Landwirtschaft und 

3 Mio. Privathaushalte. Im Verlauf des Jahres 2009 schließen 

die Verteilerteams im Durchschnitt 310 neue Häuser 

pro Tag an das Netz an. 

Private companies 

Um einen wettbewerbsorientierten Strommarkt zu fördern 

und das Monopol von Eskom in der Elektrizitätswirtschaft 

abzubauen, hat die Regierung ernsthaft über 

die Einbindung unabhängiger Stromproduzenten 41 (IPPs 

wie City Power, die die Stadt Johannesburg mit Strom versorgen, 

DARLIPP, die den Darling Windpark betreiben, 

oder Bethlehem Hydro) nachgedacht, um 30% der neu zu 

installierenden Leistung von IPPs produzieren zu lassen. 

Da Südafrika aber zu den billigsten Stromproduzenten 

der Welt gehört, ergaben die anschließende Kosten-Nutzen-Analyse 

und die geschätzte Rendite bei der Berechnung 

der tatsächlichen Kosten der Stromerzeugung, dass 

IPPs nur schwer Strom zu wettbewerbsfähigen Preisen 

anbieten können, was auch der Grund ist, warum sie für 

nur etwa 1% der gesamten Stromerzeugung in Südafrika 

verantwortlich sind. 

Verteilergesellschaften 

Die Stromverteilung wird von Eskom und 187 Gemeinden 

geleistet. Die Gemeinden versorgen gemeinsam etwa 

60% aller Kunden (Eskom etwa 40%) und haben einen 

etwa 40%igen Anteil an der gesamten Verkaufsmenge (Eskom 

hat etwa 60%). Die unterschiedlichen Elektrizitätsbehörden 

der Gemeinden versorgen in der Regel die Verbraucher 

ihres jeweiligen Bezirks. Im Zuge des Versuchs, 

die Stromverteilung auf sechs regionale Energieverteiler 

(REDs) aufzuteilen, wurde der erste RED in Kapstadt im 

Juli 2005 gegründet. Aufgrund komplexer gesetzlicher 

und politischer Prozesse ist die Umstrukturierung noch 

nicht abgeschlossen. 

Der Stromverteilungssektor wird auf 50 Mrd. Rand (4,6 

Mrd. €) Marktvolumen geschätzt 42 . 

Association 

40 Eskom 2009 

41 DA 2008 

42 DME 2009

African Wind Energy Association (AfriWEA) 43 and 

South African Wind Energy Association (SAWEA) 

Der afrikanische Windenergieverband AfriWEA 44 hat 

seinen Hauptsitz in Südafrika. Sein Vorsitzender ist der 

CEO von DARLIPP, Hermann Oelsner. Der Verband 

fördert und unterstützt die Entwicklung von Windenergie 

auf dem afrikanischen Kontinent, indem er den Austausch 

von politischen und technischen Informationen, 

Fachwissen und Erfahrungswerten im Bereich Windenergie 

erleichtert. Ziel ist es, die afrikanischen Interessen auf 

dem Gebiet der Windenergie im Speziellen und die von 

Entwicklungsländern im Allgemeinen voranzutreiben. In 

Kürze soll außerdem die Südafrikanische Gesellschaft für 

Windenergie (SAWEA) gegründet werden. 



Nationale Energiestrategie 

Die südafrikanische Regierung veröffentlichte 1986 das 

erste Weißbuch für Energiepolitik 45 . Mit dem Ende der 

Apartheid kam es in Südafrika zu fundamentalen Veränderungen, 

die auch zu signifikanten Veränderungen in der 

Energiepolitik führten – die Wahl einer neuen Regierung 

machte auch die Überarbeitung der existierenden Energiepolitik 

notwendig. Im August 1995 wurde ein Expertenteam 

ernannt, um den ersten Entwurf des Weißbuchs 

fertigzustellen. Dieser Entwurf wurde 1997/98 vom Ministerium 

überarbeitet und das Kabinett bewilligte seine 

Veröffentlichung im Juli 1998. 

Das Weißbuch für Energiepolitik der Republik Südafrika 

von 1998 beschreibt die allgemeine Politik zur Stromversorgung 

und zum Stromverbrauch bis ca. 2010. Diese 

Strategie gibt den Weg für die Entwicklung Erneuerbarer 

Energie und die Verbesserung der Energieeffizienz vor, 

mit dem Ziel, einen nachhaltigeren Energiemix zu erreichen, 

um die Umsetzung von Südafrikas makroökonomischen 

Zielen zu erleichtern. 

Das Weißbuch für Energiepolitik nennt folgende Ziele: 

43 http://www.afriwea.org/ 

44 http://www.afriwea.org/ 

45 DME 1998 

SÜDAFRIKA | 

272 

• Verbesserung der Zugänglichkeit zu erschwinglichen 

Energieleistungen: Dies schließt die Förderung des 

Zugangs zu erschwinglicher Energie für benachteiligte 

Haushalte, kleine Unternehmen, kleine Bauernhöfe 

und Gemeinschaftseinrichtungen ein. 

• Verbesserung der Energiesteuerung: Der Fokus wird 

darauf gelegt, dass die Rollen und Zuständigkeiten 

der verschiedenen Regierungsinstitutionen, etwa der 

Energiebehörde, Regierungsabteilungen und anderen 

Bereichen der Regierung geklärt werden und dass Interessenvertreter 

bei der Formulierung und Durchführung 

von Energierichtlinien konsultiert werden. 

• Förderung des Wirtschaftswachstums: Die Regierung 

wird den Wettbewerb auf dem Energiemarkt fördern 

und auf die Schaffung eines investorenfreundlichen 

Klimas hinarbeiten. Diese Maßnahme und die verbesserten 

Strukturen zur Energiesteuerung sind die Basis 

zur Schaffung von transparenten Rahmenbedingungen 

für den Energiesektor. 

• Minimierung der Auswirkungen des Energiebereichs 

auf Umwelt und Gesundheit: Ein Gleichgewicht zwischen 

der Nutzung fossiler Brennstoffe und dem Erhalt 

akzeptabler Umweltbedingungen wird sichergestellt 

und negative Gesundheitsauswirkungen bestimmter 

in ärmeren Haushalten genutzter Brennstoffe, werden 

ausgeglichen. 

• Versorgungssicherheit durch Vielfalt: Bei den gegebenen 

Möglichkeiten für den Energiehandel und die 

Entwicklung anderer Energieformen soll die Vielfalt 

der Versorgung und der Primärenergieträger gefördert 

werden. 

2003 wurde das Weißbuch für erneuerbare Energien als 

Ergänzung des Weißbuchs zur Energiepolitik von 1998 

veröffentlicht 46 . Das jüngste Weißbuch definiert die Visionen, 

strategischen Vorgehensweisen und Ziele sowie die 

Ziele zur Förderung und Anwendung erneuerbarer Energien 

der südafrikanischen Regierung. Das Weißbuch von 

2003 setzt das Ziel, dass 2013 10 000 GWh des Endenergieverbrauchs 

aus erneuerbaren Energien stammen sollen 

(siehe dazu das Kapitel zu den Rahmenbedingungen für 

erneuerbare Energien). 

2004 versuchte die National Cleaner Production Strategy 

46 DME 2003

(Nationale Strategie für sauberere Produktion) »es der 

südafrikanischen Gesellschaft und Industrie zu ermöglichen, 

ihr volles langfristiges Potenzial zu entwickeln, 

indem sie die Prinzipien für eine sauberere Produktion 

annehmen und einen nachhaltigen Verbrauch fördern«. 

Südafrika hat auch eine Nationale Strategie für mehr 

Energieeffizienz, die im März 2005 vorgelegt und im 

Oktober 2008 überarbeitet wurde 47 . Die Strategie setzt 

als langfristige nationales Ziel fest, bis 2015 eine Verbesserung 

der Energieeffizienz um 12% zu erreichen, und 

gibt klar definierte praktische Richtlinien für die Umsetzung 

effizienter Maßnahmen in der Wirtschaft vor, 

darunter die Einführung von Steuerungsstrukturen zur 

Entwicklung, Förderung und Koordination geeigneter 

Maßnahmen. 

2007 schlug die Republik Südafrika in ihrer Biofuels 

Industrial Strategy die Aufnahme eines fünfjährigen Pilotprogramms 

vor, das einen Marktanteil von 2% für 

Biokraftstoffe an der landesweiten Versorgung mit Flüssigkraftstoffen 

anstrebt. Außerdem schlägt sie die Nutzung 

bestimmter Pflanzen zur Biokraftstoffproduktion 

vor und schließt andere aufgrund der Nahrungsmittelsicherheit 

aus. Sie empfiehlt die Befreiung von der Benzinsteuer 

für Biodiesel und Bioethanol. 

Politische Rahmenbedingungen 


Die rechtlichen Rahmenbedingungen für den Stromsektor 

werden in Südafrika durch den National Energy Act 

Nr. 34 von 2008 geregelt 48 . 

Dieses Energiegesetz soll gewährleisten, dass unterschiedliche 

Energieressourcen in ausreichender Menge und zu 

erschwinglichen Preisen für die südafrikanische Wirtschaft 

verfügbar sind, um das Wirtschaftswachstums 

und die Armutsbekämpfung unter Berücksichtigung von 

Umweltfaktoren und Wechselwirkungen zwischen den 

einzelnen Wirtschaftssektoren zu fördern. Der National 

Energy Act Nr. 34 enthält verschiedene Bestimmungen, 

die sich auf die Umsetzung erneuerbarer Energien beziehen. 

Der zuständige Minister kann unter Anderem fol- 

47 DME 2008 

48 Government Gazette 2008, REEEP 2009 

SÜDAFRIKA | 

273 

gendes festlegen: 

• Den Mindestbeitrag erneuerbarer Energien zur nationalen 

Energieversorgung 

• Die Art der Ressourcen, die für den Beitrag erneuerbarer 

Energien zur nationalen Energieversorgung genutzt 

werden dürfen 

• Die Maßnahmen und Anreize, welche die Produktion, 

den Verbrauch, die Investitionen, die Forschung und 

die Entwicklung erneuerbarer Energien fördern sollen. 

Zusätzlich zum National Energy Act wird Südafrikas 

rechtlicher Rahmen für Strom durch folgende Gesetze 

und Bestimmungen geregelt 49 , in denen Energieeffizienz 

und erneuerbare Energien besonders berücksichtigt werden 

(siehe dazu auch den nächsten Abschnitt): 

The Constitution of the Republic of South Africa Act 

108 von 1996: Gesetz 108 der Verfassung der Republik 

Südafrika von 1996, welches in Sektion 24 das »Umweltrecht« 

beinhaltet. 

The National Environmental Management Act 107 of 

1998: Gesetz 107 zum nationalen Umweltmanagement 

von 1998 ist der wichtigste einzelne Rechtsakt, der sich 

mit dem Umweltmanagement in Südafrika beschäftigt. 

Unter anderem legt es die Anforderungen für Umweltverträglichkeitsprüfungen 

fest (siehe Abschnitt 1.5). 50 

The Electricity Pricing Policy Regulations: Bestimmungen 

zur Regulierung der Strompreise, die im Rahmen des 

National Energy Regulator Act 20 von 2004 bekannt gegeben 

wurden. 

The Electricity Regulation Act 4 of 2006: Gesetz 4 zur 

Stromregulierung von 2006), das neben der Bereitstellung 

der relevanten Lizenz- und Zollvorschriften unter anderem 

auch die Zielvorgaben zur Förderung verschiedener 

Energieressourcen und Energieeffizienz festschreibt. § 34 

des Gesetzes befasst sich mit neuen Erzeugungskapazitäten. 

Für erneuerbare Energien ist der Abschnitt 34 (1) (b) 

von Bedeutung, nach dem der Minister: 

• Entscheiden kann, ob zusätzliche Erzeugungskapazitä- 

49 REEEP 2009 

50 D:EA&DP/GTZ 2009

ten gebraucht werden, um eine durchgängige Stromversorgung 

zu gewährleisten 

• Festlegen kann, mit welchen Ressourcen der Strom erzeugt 

werden soll und wie viel Strom mit den jeweiligen 

Ressourcen erzeugt werden soll 

• Festlegen kann, dass der so produzierte Strom von bestimmten 

vorher definierten Personen bzw. Institutionen 

gekauft werden muss 

• Festlegen kann, dass zusätzliche Erzeugungskapazitäten 

• nur über faire, gleichberechtigte, transparente, wettbewerbsorientierte 

und kostendeckende Ausschreibungsverfahren 

geschaffen werden dürfen 

• die Beteiligung von Privatunternehmen gewährleisten 

müssen 

Das südafrikanische Finanzministerium hat vor kurzem 

eine CO2-Steuer von 2 RCent/kWh eingeführt, die auf 

Strom erhoben wird, der nicht aus erneuerbarer Energie 

stammt. 

Erneuerbare Energien und Energieeffizienz werden in den 

gesetzlichen Rahmenbedingungen für den Energiesektor 

in Südafrika besonders berücksichtigt. Die Regierung 

setzt praktikable Ziele fest und setzt sich dafür ein, diese 

zu erreichen. Die Umsetzung der Bestimmungen geht 

bisher jedoch eher langsam voran, was unter anderem 

an den sich überschneidenden Kompetenzen von DoE, 

DPE, DWEA und NERSA sowie dem de facto sehr starken 

Einfluss von Eskom liegt. 

12.5 Rahmenbedingungen 



Das Weißbuch für erneuerbare Energien von 2003 legt als 

Ziel fest, dass bis 2013 jährlich 10 000 GWh aus erneuerbaren 

Energieressourcen gewonnen werden sollen 51 . 

Der mögliche Beitrag der verschiedenen Technologien 

wurde in einer 2003 durchgeführten makroökonomischen 

Studie ermittelt 52 . Allerdings wurden keine klaren 

Richtlinien zur Umsetzung festgelegt, weshalb die Bemühungen, 

dieses Ziel zu erreichen, nur relativ langsam 

51 DME 2009 

52 Cooper 2006 

SÜDAFRIKA | 

274 

vorangehen (nur 3% des definierten Ziels wurden bisher 

umgesetzt). 

Die Zielvorgabe des Weißbuchs, bis 2013 einen Beitrag 

von 10 000 GWh an erneuerbarer Energie zum Endenergieverbrauch 

zu erreichen, wurde als ökonomisch machbar 

bestätigt, wenn dazu Subventionen und Finanzmittel 

aus dem Emissionshandel eingesetzt werden. Das Erreichen 

der Zielvorgabe wird 

• rund 1 667 MW Leistung aus erneuerbarer Energie 

schaffen, die sich auf das BIP mit jährlich 1 071 Mrd. 

R (98,2 Mrd. €) netto auswirken wird 

• der Regierung zusätzliche Einnahmen von 299 Mio. R 

(27,4 Mio. €) bringen 

• zusätzliches Einkommen von 128 Mio. Rand (11,7 

Mio. €) generieren, das Haushalten mit niedrigem 

Einkommen zugute kommt, da über 20 000 neue Jobs 

geschaffen werden 

• eine Wassereinsparung von 16,5 Mio. m3 bringen, was 

einem Gegenwert von 26,6 Mio. R (2,4 Mio. €) entspricht. 

Momentan wird das Weißbuch für erneuerbare Energien 

überarbeitet. Neben einem konkreteren Plan zu seiner 

Umsetzung erwartet man, dass für 2020 ein ehrgeizigeres 

Ziel gesetzt wird. 

Um erneuerbare Energien zu fördern, hat das DME die 

internationalen Beziehungen mit Hilfe von Kooperationen, 

die auf dem Weltgipfel für nachhaltige Entwicklung 

(WSSD) 2002 in Johannesburg initiiert wurden, gestärkt. 

Solche Partnerschaften sollen Marktbarrieren überwinden 

und den breiten Einsatz von nachhaltigen Energielösungen 

fördern. Zu den internationalen Kooperationsaktivitäten 

gehören die Global Village Energy Partnership 

(GVEP) 53 und die Renewable Energy and Energy Efficiency 

Partnership (REEEP) 54 . 



Die Rechtsstruktur beruht auf dem Energy Act 34 (2008) 

und dem Electricity Regulation Act 4 von 2006, die in 

Abschnitt 1.4 beschrieben werden. 

Folgende Instrumente sind zur Unterstützung von Projek- 

53 www.gvepinternational.org 

54 www.reeep.org

ten im Bereich erneuerbarer Energien vorhanden: 

Die südafrikanische Regierung spielt eine wichtige Rolle 

bei der Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare 

Energien. Das DME hat das Renewable Energy Finance 

and Subsidy Office (REFSO) eingerichtet, dessen 

Mandat die folgenden Bereiche einschließt 55 : 

• Verwaltung der Subventionen für erneuerbare Energien 

• Beratung von Entwicklern und anderen Interessensvertretern 

zur Finanzierung und Subventionierung erneuerbarer 

Energien. 

Das Hauptziel des Subventionssystems ist es, den Anteil 

erneuerbarer Energien am Energiemix des Landes zu steigern. 

Das Subventionssystem gibt Anreize für Entwickler 

und Stromversorger, erneuerbare Energieprojekte umzusetzen, 

indem es Risiken verringert und weitere Investoren 

zur Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien 

anzieht. Das REFSO bietet Investitionskostenzuschüsse 

(1 000 R/kW bei maximal 20% der gesamten Investitionskosten) 

für Projekte, die folgende Kriterien erfüllen: 

• Die Projekte sollen sich innerhalb der südafrikanischen 

Landesgrenzen befinden, kommerziell tragfähige Technologien 

verwenden und mindestens 1 MW Energie 

erzeugen. 

• Die Projekte müssen Machbarkeitsvorstudien vorweisen. 

• Die Investitionskosten sollen 100 Mio. R nicht übersteigen 

(dieses Kriterium wird allerdings derzeit überarbeitet). 

• Ein potenzieller Abnehmer für erneuerbare Energie 

muss vorgewiesen werden. 

• Die Wahrscheinlichkeit, dass die Projekte sich innerhalb 

von 12 Monaten finanziell selbst tragen, sollte 

hoch sein. 

Projekte, die von der REFSO-Finanzierung profitieren, 

können auch weitere finanzielle Instrumente, etwa den 

Clean Development Mechanism, nutzen. Das CDM- 

Büro hat bereits zwei Wasserkraftprojekte sowie Biogas- 

und Deponiegasprojekte subventioniert. 

Steueranreize: Abschnitt 12B des Einkommenssteuergesetzes 

gibt einige Steuererleichterungen für die Stromerzeugung 

aus Windkraft, Solarenergie, Wasserkraft und 

Biomasse einschließlich Biomüll, Deponiegas und Pflan- 

55 DME 2009 

SÜDAFRIKA | 

275 

zen vor. Der Abschnitt sieht einen verlängerten Abschreibungszeitraum 

(50% im ersten Jahr, 30% im zweiten Jahr 

und 20% im dritten Jahr) für die Kosten von Investitionen 

vor, die vom Steuerzahler zu gewerblichen Zwecken genutzt 

werden. 

Darüber hinaus schreibt der Draft Taxation Laws Amendment 

Bill 2009 (Entwurf für die Gesetzesvorlage für die 

Ergänzung des Steuerrechts 2009) vor, dass der Verkauf 

von CERs von der Einkommenssteuer befreit wird, was 

die Attraktivität von Finanzierungen über den CO2-Handel 

für Projekte erhöht. 

Schließlich versprach Finanzminister Trevor Manuel während 

seiner Rede zum Haushalt 2008 in Bezug auf erneuerbare 

Energien, dass über weitere Steueranreize für Technologien 

zur saubereren Produktion nachgedacht wird, diese 

müssen aber erst noch entwickelt und umgesetzt werden. 

Im März 2009 bewilligte NERSA die Richtlinien zur Einspeisevergütung 

für erneuerbare Energien (REFIT) als regulatorisches 

Instrument 56 . Die Einführung des REFIT 

in Südafrika bietet eine exzellente Chance, den Einsatz 

von erneuerbaren Energien im Land zu fördern und einen 

Beitrag zum nachhaltigen Wachstum dieses Bereichs im 

Land, in der Region und auf internationaler Ebene zu liefern. 

Der REFIT wird die Voraussetzungen, die zum Erreichen 

des Regierungsziels nötig sind (nämlich bis 2013 

10 000 GWh an erneuerbaren Energien zu erzielen), 

deutlich verbessern. Darum wird im Rahmen von REFIT 

nur eine begrenzte Zahl an Technologien berücksichtigt 

(siehe Tabelle 9). Allerdings stellte NERSA im Juli 2009 

die Einspeisevergütung für erneuerbare Energien (Phase 

2) zur öffentlichen Beratung vor, die weitere Technologien 

einschließt 57 . 

Tabelle 9 zeigt die verschiedenen Technologien, die in 

jeder Phase der REFIT berücksichtigt werden sowie die 

jeweils angesetzte Vergütung. 

Neben den Vergütungen definiert REFIT auch die folgenden 

Regelungen: 

• Die Laufzeit des REFIT-Stromkaufvertrags beträgt 

zwanzig Jahre. 

• Die REFIT-Tarife werden in den ersten fünf Jahren der 

56 NERSA 2009 

57 NERSA 2009

Vertraglaufzeit jährlich, danach alle drei Jahre überprüft; 

die sich daraus ergebenden angepassten Tarife 

gelten nur für neue Projekte. 

• Auf REFIT-Tarife gibt es keine Ermäßigungen. 

• CDM-Einnahmen werden bei REFIT-Tarifen nicht 

berücksichtigt. 

• Die Agentur für Stromhandel mit erneuerbaren Energien 

REPA wird im Single Buyer Office (SBO) von Eskom 

untergebracht. REPA wird dazu verpflichtet, den 

Strom von lizenzierten Produzenten erneuerbarer Energien 

zu kaufen. Außer an REPA dürfen IPPs, die erneuerbare 

Energien produzieren, ihren Strom auch an Abnehmer 

verkaufen, die dazu bereit sind, erneuerbare Energie 

auch außerhalb des REFIT-Modells zu erwerben. 

• Die Überwachung und Überprüfung liegt in der Verantwortlichkeit 

des SBO. 

Darüber hinaus wird in der zweiten Phase des REFIT- 

Modells eine Vorlage für eine standardisierte Stromerwerbsvereinbarung 

(PPA) bereitgestellt, die auf der mittelfristigen 

Stromerwerbsvereinbarung (MTPPP) von 

Eskom basiert. Die Bewilligung der Richtlinien von Phase 

2 wird für Ende Oktober 2009 erwartet. 

Obwohl die REFIT-Richtlinien veröffentlicht wurden, 

gibt es immer noch einige Unklarheiten hinsichtlich ihrer 

konkreten Umsetzung. Unter anderem ist noch die Frage 


TABELLE 9: REFIT-VERGÜTUNGEN VOM JULI 2009 

Technologie 

PHASE 1 

Vergütung (R/kWh) Vergütung (€/kWh) 

Deponiegas 0.90 0.080 

Kleine Wasserkraft (unter 10 MW) 0.94 0.084 

Windenergie 1.25 0.111 

Concentrated Solar Power (CSP) mit Speicher 

PHASE 2 (zur öffentlichen Beratung vorgestellt) 

2.10 0.187 

Concentrated Solar Power (CSP) ohne Speicher 3.13 0.279 

Feste Biomasse 1.18 0.105 

Biogas 0.96 0.085 

PV-Anlagen (Freiflächen- oder Dachanlagen) 4.48 0.040 

Konzentratorzellen 5.48 0.488 

Solarturmkraftwerke 2.31 0.206 

Quelle: CAMSO 2009 

offen, wer die Netzanschlusskosten zu tragen hat und ob 

eine Kapazitätsbegrenzung festgesetzt wird, was die Menge 

der produzierten MW, die zu den günstigen REFTI-Tarifen 

verkauft werden können, begrenzen würde. 

Zulassung 58 

Die behördlichen Maßnahmen für ein typisches Projekt mit 

erneuerbaren Energien sind in die folgenden Arbeitsbereiche 

aufgeteilt, die nicht chronologisch bearbeitet werden, 

sondern sich bis zu einem gewissen Grad überschneiden: 

• Landnutzungsplanung 

• Umweltverträglichkeitsprüfung 

• Netzanschluss 

• Stromerwerbsvereinbarung (PPA) 

• Stromerzeugungslizenz 

Landnutzungsplanung: Sie ist nötig, um das Land zu 

erwerben oder zu leasen, auf dem das Kraftwerk gebaut 

wird. In Südafrika muss für die Unterteilung von 

Landparzellen und eine Veränderung in der Nutzung 

von Land eine Erlaubnis eingeholt werden. Die verantwortlichen 

Stellen für diese Angelegenheiten sind die 

Provinz- und Gemeindeverwaltungen in den jeweiligen 

Gebieten. 

Umweltverträglichkeitsprüfung: Jedes Kraftwerk zwi- 

58 Dieser Abschnitt bezieht sich auf die Process Map, die in dem Dokument 

D:EA&DP/GTZ Regional Regulatory Action Plan (D:EA&DP/GTZ 2009) 

enthalten ist und im Dezember 2009 auf der TERNA-Website (www.gtz.de/ 

wind) veröffentlicht wird.

schen 10 MW und 20 MW, das mit erneuerbaren Energien 

arbeitet, benötigt nur eine einfache Prüfung (basic 

assessment). Kraftwerke mit einer Leistung über 20 MW 

(oder über 1 ha Größe) benötigen eine umfassende Prüfung 

über einen Environmental Impact Report (EIR). 

Viele Projekte unter 10 MW brauchen aufgrund besonderer 

baulicher oder betrieblicher Gegebenheiten ebenfalls 

eine einfache Prüfung. So macht etwa der Bau von 

Masten (wie sie zur Windmessung genutzt werden) eine 

einfache Prüfung nötig. Die verantwortliche Stelle, die 

für EIAs im Energiebereich zuständig ist, ist das DWEA. 

Detaillierte Informationen zum EIA-Prozess sind unter 

http://www.capegateway.gov.za/eng/directories/services/11537/10199 

oder unter http://www.eiatoolkit.ewt. 

org.za/ zu finden. 

Netzanschluss: Ein endgültiger formaler Prozess für den 

Netzanschluss erneuerbarer Energien wurde bisher von 

Eskom noch nicht definiert. Momentan wird dieser Prozess 

vom Eskom-Kundenservice ausgearbeitet. 

Unter den aktuellen Bedingungen muss ein Netzanschluss 

bei dem Betreiber des Verteilernetzes beantragt 

werden. Betreiber kann dabei Eskom oder eine der 187 

Gemeinden sein, je nachdem, wo das geplante Projekt sich 

befindet. Zur allgemeinen Orientierung sollte man bei der 

Beantragung eines Anschlusses bei Eskom folgendermaßen 

vorgehen: 

• Projektkonzept: Ausarbeitung eines Konzepts für das 

Projekt, Identifizierung eines potenziellen Aufstellungsortes 

für das Kraftwerk für erneuerbare Energien, 

geeigneter Energieressourcen, Kraftwerkstypen und 

Kostenvoranschlag für das Kraftwerk 

• Embedded Generation Application: Der Entwickler 

stellt dem Betreiber des Verteilernetzwerks Informationen 

über die Größe des Kraftwerks, die Energieressource 

und über den Ort zur Verfügung. Nach Erhalt 

des Antrags führt Eskom eine Vorstudie des Systems 

durch. Identifizierung von Netzwerkoptionen für den 

Anschluss und Kostenvoranschläge für jede Option. 

• Feasibility Quotation: Der Entwickler erhält eine Zusammenfassung 

der Kosten in Form einer Feasibility Quotation, 

die im Business-Planungsprozess des Entwicklers 

SÜDAFRIKA | 

277 

entsprechend berücksichtigt werden sollte. In der Regel 

entspricht die Kostenaufstellung von Eskom nur 65 % 

der tatsächlichen Kosten, weil die konkrete Projektausführung 

noch nicht genau ermittelt wurde. Der Entwickler 

muss das Angebot formal annehmen und kann dazu 

aufgefordert werden, eine Bereitstellungsprovision zu 

zahlen, um den nächsten Schritt gehen zu können. 

• Business Quote: Nachdem die Feasibility Quotation 

angenommen wurde, werden weitere Studien (die der 

Entwickler zahlt) durchgeführt, um die konkrete Ausführung 

des Netzanschlusses zu ermitteln. Dann wird 

ein Businessangebot (Business Quote) vorgelegt. Wenn 

dieses Angebot angenommen wird, kann der Bau-, 

Test- und Inbetriebnahmeprozess starten (sofern alle 

anderen nötigen Genehmigungen eingeholt wurden). 

Power Purchase Agreement (PPA): Das PPA (Stromhandelsabkommen) 

muss mit der Renewable Energy 

Purchasing Agency (REPA) abgeschlossen werden, welche 

momentan das Single Buyer Office von Eskom ist. Dabei 

gibt es kein Standardverfahren. Ein Entwurf für eine PPA 

für erneuerbare Energie wurde von NERSA im Rahmen 

von REFIT Phase 2 veröffentlicht (siehe oben) und wird 

NERSA zufolge im letzten Quartal 2009 fertig gestellt. 

Das Hauptproblem beim Abschluss einer PPA liegt darin, 

dass derzeit noch nicht geklärt ist, ob man zunächst eine 

Stromerzeugungslizenz braucht und dann eine PPA oder 

umgekehrt. Aufgrund dieser Unsicherheit, die sich auch 

auf den Netzwerkanschluss auswirkt, wird erwartet, dass 

sich in der Praxis eine Art interaktiver Prozess zwischen 

PPA, Stromerzeugunslizenz und Netzanschluss einpendeln 

wird. Konkret heißt das, dass Entwickler parallel mit 

Eskom (über PPA und Netzzugang) und NERSA (über 

eine Stromerzeugungslizenz) verhandeln müssen. 

Stromerzeugungslizenz: Die Voraussetzungen und Abläufe 

des Lizensierungsprozesses werden vom National 

Energy Regulator of South Africa (NERSA) definiert, 

der für neue Akteure auf dem Markt der wichtigste 

Ansprechpartner ist, weil er allen neuen Produzenten 

Lizenzen ausstellt. NERSA vermittelt auch bei Konflikten 

zwischen Stromversorgern und deren Kunden so

wie zwischen verschiedenen Versorgern untereinander 

(insbesondere in Bezug auf Konflikte in Bezug auf Vertriebsgebiete). 

Die Lizenzierung ist besonders für eine 

frühe Inbetriebnahme von Projekten mit erneuerbaren 

Energien sehr wichtig und soll möglichst schnell angegangen 

werden. Das Verfahren zur Beantragung einer 

Stromerzeugungslizenz bei NERSA wird im Electricity 

Regulation Act beschrieben. Der erste Schritt ist die 

Anmeldung bei NERSA. Diese Anmeldung muss alle 

nötigen Informationen enthalten, die NERSA braucht, 

um eine fundierte Entscheidung zu treffen. 

Nach Erhalt eines Antrages verfügt NERSA über das Vorrecht, 

den Lizenzantrag zur öffentlichen Kommentierung 

zugänglich zu machen. In solch einem Falle muss die Behörde 

den Antragsteller über alle Einwände informieren 

und ihm erlauben, darauf zu reagieren. 

Eine Entscheidung ist dann innerhalb von 120 Tagen 

nach Ablauf der Frist zur öffentlichen Kommentierung 

oder 120 nach Erhalt der entsprechenden Reaktionen 

des Antragstellers zu fällen. Die Behörde ist dann verpflichtet, 

dem Antragsteller eine Kopie der Entscheidung 

inklusive einer entsprechenden Begründung zu 

übermitteln. 

Abbildung 4 gibt einen Überblick über die Struktur und 

die Abläufe der REFIT. 


ABBILDUNG 4: 

STRUKTUR UND ABLÄUFE DER REFIT 

Energie-Erzeuger 

(aus erneuerbaren Quellen) 

Quelle: NERSA 2009 

Kunden 

Lizenz zur Stromerzeugung 

Berichterstattung über Leistung 

PPA 

Geld 

Geld 


Die südafrikanische Regierung ratifizierte im August 

1997 die Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen 

und im März 2002 das Kyoto-Protokoll. Die nationale 

Aufsichtsbehörde (DNA) von Südafrika sitzt im 

Department of Energy und operiert seit Dezember 2004. 

Im Juli 2009 hatte die südafrikanische DNA 135 CDM- 

Projekte in ihrem Portfolio. 15 Projekte sind bereits vom 

CDM Executive Board zugelassen, 13 weitere Projekte 

befinden sich momentan im Zulassungsverfahren. 

Tabelle 10 zeigt die angemeldeten CDM Projekte in Südafrika 

von 2007 bis August 2009. 

Die Website der südafrikanischen DNA59 stellt jeden 

Monat eine aktualisierte Liste ihres CDM-Portfolios zur 

Verfügung, auf der auch Details zu den Projekten aufgeführt 

sind. 29 Projekte haben der DNA erfolgreich ein 

Project Design Document (PDD) und 96 eine Project 

Idea Note (PIN) vorgelegt. Die Liste (vom 13. Juli 2009) 

führt 6 Windkraftprojekte mit ihrer von der DNA bewilligten 

PIN auf (siehe Tabelle 11). 

2003 hat die UNIDO ein CDM-Investoren-Handbuch entwickelt, 

welches Befürwortern und potenziellen Investoren 

von CDM-Projekten zuverlässige und regelmäßig aktuali- 

Strom 

59 DME 2009 

NERSA 

Berichterstattung 

über die Leistung und die 

Gesamtkosten von REFIT 

REPA

sierte Informationsquellen zu den Möglichkeiten von CDM 

im Energie- und Industriesektor in Südafrika nennt. 60 


Die Danish International Development Agency (DA- 

NIDA) war in der Vergangenheit der aktivste internationale 

Geber im Energiesektor. Über das Projekt zum 

Aufbau von Kapazitäten im Bereich Energieeffizienz 

und erneuerbare Energie (Capacity Building in Energy 

Efficiency and Renewable Energy – CaBEERE), das 

60 UNIDO 2003 


zwischen 2002 und 2005 durchgeführt wurde 61 , bot sie 

Unterstützung bei der Formulierung von Richtlinien 

(etwa beim Weißbuch für erneuerbare Energien), bei 

wirtschaftlichen und technischen Einschätzungen sowie 

bei der Finanzierung von Demonstrationsprojekten 

(zum Beispiel der Darling Wind Farm) an. 

Seit April 2008 führt die Deutsche Gesellschaft für Technische 

Zusammenarbeit (GTZ) drei Projekte im Energiebereich 

in Südafrika durch 62 : 

Ein Projekt wird vom Deutschen Bundesministerium 

TABELLE 10: 

ANGEMELDETE CDM-PROJEKTE IN SÜDAFRIKA VON 2007 BIS 2009 

Projekt Ort Typ Größe IRR (%) Jährliche 

Einsparungen 

[tCO ² eq] 

Omnia Fertilizer 

Ltd.: Projekt zur 

Reduktion von N2O 

Tugela Mill: Projekt 

zum Kraftstoffaustausch 

EnviroServ 

Chloorkop: Projekt 

zu Deponiegasgewinnung 

Sasol: Projekt zur 

Minderung von N2O 

Mondi Richards Bay: 

Biomasseprojekt 

Transalloys Manganese 

Alloy Smelter: 

Energieeffizienzprojekt 

Projekt zur katalytischen 

Reduktion 

von N2O-Emissionen 

mit einem zusätzlichen 

Katalysator 

Schwefelsäurefabrik 

Nr. 11 bei AEL: Projekt 

zu Minderung 

von N2O 

Kanhym Farm: Projekt 

Dung zu Energie 

Durban: Deponiegas- 

Projekt Bisasar 

Road 

Quelle: UNDP RISØ 

61 DME 2009 


DOE Datum der 

Registrierung 

Free State N 2 O N / A N / A 473 DNV 03.05.07 

KwaZulu- 

Natal 

Biomass 

energy 

Gauteng Landfill 

gas 

Free state & 

Mpumalanga 

KwaZulu- 

Natal 

22 MWth N / A 56 DNV 12.02.07 

N / A 26.2 188 DNV 27.04.07 

N 2 O N / A 87.7 960 DNV 25.05.07 

Biomass 

energy 

N / A 17 – 20 185 SGS 20.05.07 

Gauteng EE industry N / A 12 55 DNV 19.10.07 

Gauteng N 2 O N / A N / A 117 TÜV-SÜD 5.11.07 

Gauteng N 2 O N / A N / A 265 TÜV-SÜD 8.02.08 

Mpumalanga Methane 

avoidance 

KwaZulu- 

Natal 

Landfill 

gas 

1 MW 20 33 DNV 18.07.08 

4 MW N / A 343 TÜV-SÜD 26.03.09

für Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) finanziert 

und vom TERNA Wind Energy Programme der 

GTZ in Zusammenarbeit mit der Westkap-Institution 

DEA&DP (Department of Environmental Affairs and 

Development Planning) und Eskom durchgeführt. Es 

zielt darauf ab, DEA&DP in punkto Verbesserung der 

politischen Rahmenbedingungen, Durchführung einer 

Netzstudie, Umsetzung mehrerer Maßnahmen zum 

Aufbau von Kapazitäten und Einrichtung eines Clusters 

für erneuerbare Energien zu beraten und auf diese Weise 

die Windenergie zu fördern. 

Das Basic Energy Climate Change and Adaptation Programme 

(BECCAP), das vom Deutschen Bundesministerium 

für Umwelt (BMU) finanziert wurde, fördert 

den Zugang zu modernen Energieformen in Haushalten 

und unterstützt den Central Energy Fund bei der 

Etablierung eines CO2-Markts (unter anderem durch die 

TABELLE 11: 

LISTE DER WINDKRAFTPROJEKTE MIT BEWILLIGTER PIN (STAND: 13. JULI 2009) 

Name des Projekts 

Kouga Wind farm / 

Pumped Storage 

Hydro 

100 MW West 

Coast Wind Farm 

Datum der 

Anmeldung 


Analyse der Chancen des CDM-Programms für Energiesparmaßnahmen 

im Haushalt). Das BMZ-finanzierte 

Basic Energy Conservation Programm (ProBEC) ist im 

gleichen Gebiet auf regionaler Ebene aktiv (SADC). 

Die Deutsche Kreditanstalt für Wiederaufbau (Kf W) finanziert 

die Installation von rund 30 000 SHS-Systemen 

in abgelegenen ländlichen Gebieten des Ostkaps mit einem 

Darlehen von 25,4 Mio. €. Darüber hinaus unterstützt 

es gemeinsam mit GTZ International Services die 

Stadt Johannesburg bei der Planung und Realisation eines 

öffentlichen Verkehrssystems, das auf einem Bus Rapid 

Transit (BRT) System beruht. 

Seit November 2008 konzentriert sich das Renewable 

Energy Market Transformation Project (REMT) auf den 

Abbau von Barrieren und die Senkung der Umsetzungskos- 

Projektbeschreibung Jährliche 

tCO ² e Einsparungen 

18.10.04 Ziel des Projektes ist die Stromerzeugung 

aus Windkraft und 

Staudämmen und die Versorgung 

des Umlandes. 

28.09.07 Das Projekt soll Strom aus 

Windkraft produzieren. 

Umoya Energy 13.02.09 Ziel des Projektes ist die Einrichtung 

neuer Windkrafteinrichtungen 

in den Parks Koperfontein 

346/25, Kerschbosch Dam 347/0 

und Coeratenberg 307/3 in der 

Nähe von Hopefield in Westkap. 

Nelson Mandela 

Bay Municipality 

Wind Power 

Project 

Khwe Khoa 

Langfontein Wind 

Energy Project 

Kerrifontein Wind 

Farm Project 


07.04.09 Das Projekt wird versuchen, 

60 MW Strom für die NMBM zu 

produzieren, der vom Projektentwickler 

jährlich an die Gemeinde 

verkauft wird. Dies wird die Abhängigkeit 

von Kohle zur Stromerzeugung 

beenden. 

08.04.09 Ziel des Projekts ist der Bau eines 

120-MW-Windparks in Westkap, 

etwa 10 km nordöstlich von Yzerfontein. 

17.04.09 Das Projekt will die technische 

Machbarkeit von Windenergie in 

Südafrika demonstrieren und ihre 

finanzielle Machbarkeit verbessern. 

Projektdauer 

Projektentwickler/ 

-inhaber 

21 Genesis Eco 

Energy Pty Ltd 

21 Eskom 

Holdings Ltd 

21 Macquarie 

10 CEF Group 

56 795.38 10 CDM Africa 

223 000 10 WCACCESS

ten für Technologien mit erneuerbaren Energien. Darüber 

hinaus fördert es den Netzanschluss von Stromerzeugern, 

die mit erneuerbaren Energieressourcen arbeiten 63 . Das 

REMT ist ein von GEF/Weltbank finanziertes Projekt, 

das vom Department of Energy durchgeführt wird. Seine 

Schwerpunkte sind die Energieerzeugung aus erneuerbaren 

Energien (Renewable Energy Power Generation (REPG)) 

und die Warmwasserbereitung aus Solarenergie. In beiden 

Bereichen wird das Projekt den Aufbau von Kapazitäten 

in den Bereichen Politik, Behörden und Institutionen auf 

nationaler Ebene unterstützen. Das Projekt wird von der 

Südafrikanischen Entwicklungsbank DBSA geleitet, die 

als ausführende Agentur des Department of Energy agiert. 

Um die Entwicklung von Windkraft in Südafrika über 

die 5,2 MW des Darling Windparks (siehe Abschnitt 1.6) 

hinaus anzuschieben, führt das DME Phase 1 des South 

African Wind Energy Programme (SAWEP) durch. Es 

handelt sich dabei um ein zweijähriges Projekt der technischen 

Zusammenarbeit, das vom UNDP finanziert 

wird und das im Februar 2008 begonnen hat. Eines der 

Projektziele ist es, die Entwicklung weiterer 45 MW aus 

Windkraft vorzubereiten, die von Privatunternehmen 

produziert werden sollen. 

• Zu den derzeitigen Aktitvitäten des SAWEP gehören 

die folgenden Maßnahmen: 

• Unterstützung und Ausbau von Kapazitäten für die 

South African Wind Energy Association 

• Aktivierung des Green Power Guarantee Scheme für 

Kapstadt 

• Unterstützung bei der Entwicklung des Renewable 

Energy Sectoral Business Case 

• Beurteilung von Windressourcen an Orten, für die 

ein verbesserter und akkuraterer Windatlas produziert 

werden soll 

• Untersuchungen zu einer möglichen Entwicklung einer 

Windkraftindustrie in Südafrika. 

63 DBSA 2008 

SÜDAFRIKA | 

281 



In der Vergangenheit wurde eine Reihe von Studien zu 

Windessourcen in Hochlagen durchgeführt, unter anderem 

die Studie von Roseanne Diab aus dem Jahr 1995 und 

die Studie der South African Renewable Energy Resource 

Database (SARERD) von 2001, die von DME/Eskom/ 

CSIR erstellt wurde 64 . Alle diese Studien beruhten auf 

Daten von meteorologischen Stationen, die in 10 m Höhe 

gemessen wurden und (im Fall von SARERD) mit Hilfe 

spezieller Softwareprogramme für die umliegenden Gebiete 

hochgerechnet wurden. Die daraus hervorgegangenen 

Daten zu den Windverhältnissen in Südafrika sind 

daher nicht sehr zuverlässig. 

Den Studien zufolge kann das Windenergiepotenzial 

insbesondere am langen Küstenstreifen und an den Steilhängen 

im Landesinneren als sehr gut klassifiziert werden. 

Die Provinzen mit dem höchsten Windenergiepotenzial 

sind Westkap, Nordkap, Ostkap und KwaZulu-Natal. Die 

durchschnittliche Jahreswindgeschwindigkeit in 10 m 

Höhe liegt bei geschätzten 6 m/s (http://www.crses.sun. 

ac.za/pdfs/Hagemann.pdf ). 

2003 schätzte ein Team zur Formulierung der Strategie 

für erneuerbare Energien des DME das Windenergiepotenzial 

insgesamt auf 60 TWh pro Jahr. Bei der Schätzung 

des verfügbaren Areals wurde von einem konservativen 

Ansatz ausgegangen, nach dem von den 410 000 km2, die 

Windgeschwindigkeiten von mehr als 6,5 m/s aufweisen, 

nur 1 174 km2 für Windparks genutzt werden könnten. 

In den von Windparks genutzten Bereichen würden die 

Windräder selbst nur etwa 1 bis 2% der Fläche benötigen, 

was etwa 0,003% des gesamten Ressourcengebietes 

entspricht, der Boden unter und um die Turbinen herum 

könnte weiterhin landwirtschaftlich genutzt werden 65 . 

In Westkap wurden die in Tabelle 8 aufgeführten Windressourcengebiete 

identifiziert, sie zeigen, dass es ein größeres 

Gebiet mit sehr guten Windgeschwindigkeiten von 

über 8 m/s gibt. 

Seit diesen frühen Studien, die von Wetterstationen stammen, 

sind hochmoderne Messungen von privaten Unter- 

64 See http://www.sabregen.co.za/. 

Die Daten der Studie sind nur teilweise zugänglich. 

65 SECCP 2006

TABELLE 12: 

WINDPOTENZIAL IN WESTKAP NACH KATEGORIEN 

Kategorie Durchschnittliche Jahreswindgeschwindigkeit 

in einer Höhe von 

70 m (ms-1) 

nehmen durchgeführt worden, die jedoch nicht öffentlich 

zugänglich sind. Um diese Lücke zu schließen, hat das von 

der GEF finanzierte South African Wind Energy Programme 

mit Hilfe der Technischen Universität Dänemark 

(RISØ) damit begonnen, einen Mesoskala-Windatlas zu 

erstellen, der auf Computersimulationen beruht und von 

realen Windmessungen an strategisch relevanten Standorten 

kalibriert wird. Das Projekt ist im November 2008 

gestartet und soll im Dezember 2012 abgeschlossen werden. 

Die Daten werden schrittweise auf einer noch einzurichtenden 

Internetseite veröffentlicht werden. Sobald das 

Projekt abgeschlossen ist, wird der Windatlas öffentlich 

zugänglich sein. 

2009 führte das Department of Environmental Affairs and 

Development Planning (DEA & DP) des Westkap zusammen 

mit dem TERNA Wind Energy Programme der GTZ 

und Eskom eine technische Studie durch. Diese hatte unter 

anderem das Ziel, die Auswirkungen des Anschlusses von 

Windkraftwerken an das Übertragungsnetz zu analysieren. 

Die vorläufigen Ergebnisse der Studie zeigen, dass mindestens 

2 800 MW aus Windkraft in das bestehende Übertragungsnetz 

integriert werden können. Mit sehr guten Windverhältnissen 

und ausreichend Backup-Kapazität, die von 

den bereits existierenden gasgefeuerten Kraftwerken bereitgestellt 

wird, macht das die Provinz zu einem perfekten Ort 

für die groß angelegte Nutzung von Windenergie 66 . 


Ziele 

Im Weißbuch für erneuerbare Energien von 2003 zielt 

die südafrikanische Regierung darauf ab, bis 2013 

10 000 GWh aus erneuerbaren Energien zum Endenergieverbrauch 

beizusteuern. 

66 Die Studie wurde von DlgSILENT durchgeführt. Ein Abschlussbericht wird im 

November 2009 auf der TERNA Website (www.gtz.de/wind) veröffentlicht. 


Die südafrikanische Regierung plant in diesem Weißbuch, 

bis März 2010 landesweit 100 MW aus Windparks 

zu implementieren, die später auf 200 MW erweitert werden 

sollen 67 . Der Stromversorger Eskom hat jedoch nach 

Beedingung der Ausschreibung die Vergabe der Zuschläge 

verzögert. Die Regierung plant, innerhalb der nächsten 

drei Jahre 400 MW aus Windkraftanlagen von IPPS zu 

beziehen 68 . Allerdings handelt es sich bei diesen Zahlen 

nicht um offizielle und verbindliche Ziele. 


Bisher gibt es kein spezifisches Zulassungsverfahren für 

Windkraftprojekte, das heißt, es gelten die Richtlinien 

von Kapitel 1.5. 

Pläne zum Netzausbau 

Im Rahmen des Ausbauprogramms, das bis 2026 läuft, 

hat Eskom mit der Verstärkung des Übertragungsnetzes 

begonnen, um die steigende Nachfrage nach Strom zu befriedigen. 

Der Ausbau des Übertragungsnetzes in Richtung 

Kap läuft bereits seit einiger Zeit. Seit 2002 wird 

der Teil des Systems, der nördlich des Hydra-Segments 

liegt und wo die Leitungen in das Hydra-Umspannwerk 

in De Aar im Zentrum von Südafrika münden, verstärkt. 

Momentan wird am Teil des Systems, der südlich von Hydra 

liegt, und am Netz des Südkaps gearbeitet. Auf dem 

Hauptkorridor zwischen Free State und Westkap werden 

derzeit 400-kV-Kondensatorblöcke installiert. Mitte 

2007 sollen all diese Arbeiten abgeschlossen sein. Weitere 

Aktivitäten zur Verringerung der Verluste und Erhöhung 

der Übertragungskapazität sind bereits im Gange. 

Die nächste Phase umfasst das Cape-Project, das den Bau 

von zusätzlichen 1 450 km an 765-kV-Leitungen umfasst, 

67 DME 2009 

68 WWEA 2009 

Landfläche (km2) Landfläche (%) 

Orte mit hohem Potenzial 8 ms-1 und mehr 3 820 km2 4 % 

Orte mit mittlerem Potenzial zwischen 6 ms-1 und 8 ms-1 19 452 km2 23 % 

Orte mit niedrigem Potenzial unter 6 ms-1 62 250 km2 73 % 

Quelle: D:ME&DP / GTZ 2009

um das bestehende System zu verstärken. Die Leitung 

verläuft von Zeus in Mpumalanga zum neuen Omega- 

Umspannwerk in Kapstadt und kostet 6,3 Mrd. R. Dem 

aktuellen Terminplan zufolge soll die geplante Infrastruktur 

bis 2010 in Betrieb sein. 

Über die unmittelbaren Pläne zur Infrastruktur des Übertragungsnetzes 

hinaus werden verschiedene Optionen in 

Erwägung gezogen, das Übertragungsnetz durch 765-kV- 

Verstärkungen und die Einführung von Hochspannungs- 

Gleichstrom im Netzwerk des Kaps weiter auszubauen. Für 

Pläne muss jedoch ein integrierter Ansatz entwickelt werden, 

der mögliche neue Optionen zur Stromerzeugung für 

die Netzwerke des Kaps berücksichtigt. Andere Projekte 

Eskoms zur Verstärkung des Übertragungsnetzes sind: 

• Platinum Basin: Der Ausbau umfasst die Entwicklung 

einer neuen Übertragungsleitung und drei neuer Umspannwerke 

in in Brits, Steelpoort and Rustenburg. Der 

Bau der Apollo-Dinaledi-Leitung ist im Gange. 

• Ostkap (südliches Netz): Das Projekt umfasst den Bau 

einer neuen 407 km langen 400-kV-Leitung zwischen 

den Umspannwerken Beta und Delphi, eine Erweiterung 

bis zum Grassridge-Umspannwerk und die Installation 

eines zusätzlichen 400/132 kV, 500-MVA- 

Transformators. 

• Vaal-Dreieck: Das Projekt soll die Backup-Versorgung 

mit Hilfe einer optimalen technischen und wirtschaftlichen 

Lösung für die Probleme im Bereich des Vaal- 

Dreiecks verbessern. 

• KwaZulu-Natal: Die Erweiterungen, die 2007 bewilligt 

werden sollten, umfassen den Bau einer 200 km langen 

765-kV-Leitung mit 400 kV zwischen dem Majuba- 

Kraftwerk und dem Umfolozi-Umspannwerk. 

• Johannesburg Nord: Der Bau des Umspannwerkes ist 

TABELLE 13: 

LISTE DER WINDKRAFTPARKS, DIE IN SÜDAFRIKA IN BETRIEB SIND 

Name Turbine Arbeitsleistung 

Darling unabhängiger 

Stromproduzent 

Klipheuwel Demonstations-Windpark 

Quelle: AFRIWEA 2009 

* DME 2005 


abgeschlossen. Das Werk speist 400 kV in das Netz 

ein und verstärkt so das Netzwerk, das die Region versorgt 

69 . 



2009 beträgt die installierte Leistung aus Windenergie 

8,4 MW (Stand: Ende 2008) 70 . Südafrika befindet sich 

momentan immer noch in einer Pilot- oder Demonstrationsphase 

und hat zwei Projekte umgesetzt, die in Tabelle 

13 aufgeführt sind. 

Im Juni 2000 sprach sich der Minister für Bodenschätze 

und Energie dafür aus, den Darling Windpark zu einem 

nationalen Demonstrationsprojekt zu erklären. 

Das Wissen, die Erfahrungen und die Erkenntnisse, die 

im Darling Windpark durch »learning by doing« gesammelt 

werden, sollen dazu beitragen, neue oder ungewöhnliche 

Ansätze im Bereich erneuerbare Energien 

voranzubringen und Energie- und Umweltprobleme 

zu erkennen. Außerdem dient der Windpark der Öffentlichkeit 

als Vorbild zur Nachahmung. Nach verschiedenen 

Verzögerungen, die von technischen und 

administrativen Problemen verursacht wurden, wurde 

der Darling Windpark Ende 2007 als erster unabhängiger 

Stromproduzent auf Basis von Windkraft auf dem 

gesamten Kontinent in Betrieb genommen. Es ist geplant, 

den Windpark auf 13 MW und darüber hinaus 

auszubauen. 

Nach diesem eher langsamen Start für Windkraft ist 

das Interesse einheimischer und internationaler Projektentwickler 

in den letzten zwei Jahren beträchtlich 

gewachsen 71 . Nach der Veröffentlichung der REFIT- 

Richtlinien durch NERSA steigerte sich dieses zu einem 

69 ESKOM 2007 

70 WWEA 2009 

71 Eskom 2009 

Datum der Inbetriebnahme 

Finanzierung 

(Millionen R) 

Betreiber 

4 x 1.3 MW Fuhrländer 5.2 MW 2007 70 Darling IPP 

(DARLIPP) 

2 x Vestas, 1 Jeumont 3.2 MW 2002 42 Eskom

»Wind Rush« und führte dazu, dass Netzanschlussanträge 

für 3 800 MW allein in Westkap und geschätzten 

5 400 im gesamten Land gestellt wurden (Daten von 

Juli 2009). In Abbildung 5 sind die Regionen, in denen 

aktuell Windkraftprojekte entwickelt werden, markiert. 


Marktakteure 

Unter den »Windsuchern« gibt es auch einige erfahrene 

einheimische und internationale Projektentwickler, die 

im Land aktiv sind (siehe dazu »Entwicklung des Privaten 

Sektors« unten). 

Rechtliche Bedingungen 

Bisher haben fehlende Rahmenbedingungen, billiger 

Strom und fehlende Fördermaßnahmen die Entwicklung 

von Projekten verhindert. Mit Einführung der REFIT- 

Tarife wird sich dies allerdings ändern, da sie weit bessere 

Anreize für Windkraft bieten als das deutsche EEG (Erneuerbare 

Energien-Gesetz). 

Entwicklung des Privaten Sektors 

Aufgrund des hohen Niveaus seiner Maschinenbauindustrie 

ist Südafrika prinzipiell in der Lage, nahezu alle Komponenten 

eines Windkraftwerks herzustellen. Südafrika 

ABBILDUNG 5: 

SÜDAFRIKA 

Quelle: ESKOM 2009 

Northern Cape 

Western Cape 

Waldgebiete 

Eastern Cape 


hofft daher, einen Durchbruch in der technologischen 

Entwicklung von Windkraft machen zu können. 

Die wichtigsten einheimischen Hersteller sind: 

• Kestrel 72 ist der einzige Hersteller von kleinen Windturbinen 

in Südafrika. Kestrel produziert und verkauft 

Kestrel-Eveready Produkte in seiner Fertigungsstätte 

in Port Elizabeth. Kestrel hat Vertriebspartner in ganz 

Südafrika und der ganzen Welt. 

• Palmtree Power/Adventure Power 73 ist ein einheimischer 

Hersteller mit Sitz in Nelspruit und Produktionsstätten 

in der Nähe von Pretoria, wo getriebelose 

300-kW-Windräder hergestellt werden. Das Unternehmen 

hat das Ziel, die Leistung in den nächsten zwei Jahren 

auf 1,5 MW zu steigern. Sein erstes Pilotkraftwerk 

ist in Mosambik in der Nähe von Maputo in Betrieb. 

• Isivunguvungu Wind Energy Converter (I_WEC) 74 

plant die Einrichtung einer Produktionsstätte für 

2,5-MW-Windräder in der Nähe von Kapstadt. 

Ein Beweis für die Möglichkeit, die Komponenten im 

Land herzustellen, ist die Tatsache, dass die beiden Windkraftprojekte 

in Klipheuwel und Darling im Land produziert 

wurden. 

Personelle Ressourcen und Ausbildung 

Der experimentelle Windpark in Klipheuwel (2002) an 

der Westküste nahe Kapstadt gehört der Ressourcen- und 

Strategieabteilung von Eskom. Der Bau und die laufende 

Forschung wird von Eskom Enterprises TSI (International 

Technology Services) koordiniert. Während der 

drei Jahre andauernden Forschungsphase wurden die 

Turbinen von der Stromerzeugungsabteilung von Eskom 

betrieben und gewartet. Dieses Demonstrationsprojekt 

zielte darauf ab, die lokalen Mitarbeiter zu schulen. 

Zusätzlich zum Know-how von Eskom, die im Laufe des 

Demonstrationsprojektes gesammelt wurde, gibt es verschiedene 

Forschungsinstitute an Universitäten, die mit 

Schwerpunkt erneuerbare Energien arbeiten. 

Das Centre for Renewable and Sustainable Energy Studies 

(CRSES) an der Stellenbosch University 75 ist die 

nationale Schnittstelle für erneuerbare Energien, die aus 

einer Regierungsinitiative zur Bündelung der Forschung 

zu erneuerbaren Energien in einer einzigen Institution, an 

72 www.kestrelwind.co.za/ 

73 http://www.okhela.com/serv_wind.htm 

74 http://i-wec.com/ 

75 http://academic.sun.ac.za/crses/

die verschiedene weitere Institutionen angeschlossen sind, 

entstand. Der Schwerpunkt von CRSES liegt im Bereich 

Technik mit speziellen Kursen zum Thema Windkraft. 

Das Energy Research Centre (ERC) (Energieforschungszentrum) 

der Universität Kapstadt 76 hat seinen Schwerpunkt 

auf politikorientierten Wirtschaftsmodellen für auf 

Energie- und Klimafragen. 

Weitere Programme existieren auch an verschiedenen anderen 

Universitäten, z. B. ist die Universität Johannesburg 

weltweit führend in der Forschung zu Dünnschicht-PV- 

Technologien. 

Somit hat Südafrika das notwendige Know-how, um die 

nötigen Anlagenkomponenten zu betreiben und von 

Anfang an zu unterhalten. Diese Basis wird mit zunehmender 

Nutzung von erneuerbaren Energien jedoch noch 

weiter ausgebaut werden müssen. 

Finanzierungsmöglichkeiten 

Es gibt eine Reihe von Möglichkeiten zur Finanzierung 

von Windkraftprojekten in Südafrika. So vergibt etwa das 

Renewable Energy Finance and Subsidy Office (REFSO) 

Subventionen für erneuerbare Energien 77 . Darüber hinaus 

gibt es für ausländische Unternehmen die Möglichkeit, 

Joint Ventures mit südafrikanischen Windparkentwicklern 

zum Bau von Windparks einzugehen, wie es 

beispielsweise das irische Unternehmen Mainstream Renewable 

Power getan hat. 

Außerdem gibt es Finanzierungsmöglichkeiten über die 

Energy Development Corporation (EDC) des Central 

Energy Fund (siehe Kapitel 1.3) und über die Südafrikanische 

Entwicklungsbank DBSA. 

Entwicklungsdarlehen für die Anfangsphasen eines Projektes 

sind über das Renewable Energy Market Transformation 

Project (REMT), das in Kapitel 1.3 beschrieben 

wird, und die Industrial Development Corporation 

(IDC) erhältlich. Die IDC ist eine selbstfinanzierte 

nationale Institution für Entwicklungsfinanzierung, die 

Unternehmertum durch den Aufbau wettbewerbsfähiger 

Industrien und Unternehmen fördern will, die auf soliden 

Geschäftsprinzipien beruhen. Obwohl der Energiebe- 

76 http://www.erc.uct.ac.za/ 

77 DME 2006 

SÜDAFRIKA | 

285 

reich kein traditioneller Schwerpunkt der IDC ist, steigt 

das Interesse an diesem Bereich. Darüber hinaus gibt es 

auch bei südafrikanischen Privatbanken (z. B. Investec, 

Macquarie) die Überlegung, sich auf dem Windkraftmarkt 

zu engagieren. 

Hemmnisse 

Es gibt Hemmnisse, die insbesondere auf die ungeklärte 

Situation zur Umsetzung des REFIT-Programms zurückzuführen 

sind. Unter anderem stellt sich die Frage, wer die 

Kosten für den Netzanschluss zu zahlen hat und ob ein 

bestimmtes Limit für die Kapazität eingeführt wird, das 

die Menge an MW, die von den vorgeschlagenen Vergütungen 

profitieren können, begrenzen würde (was nicht 

zuletzt auch ein langes und kostspieliges Qualifikationsnprozedere 

mich sich brächte). Außerdem gibt es keine 

konkreten und einheitlichen Richtlinien für den gesamten 

Zulassungsprozess, was ebenfalls zu Unsicherheiten 

unter den Projektentwicklern und Investoren führt.


Department of Energy 

Private Bag X59 

Pretoria 0001 

Tel.: +27 (12) 317 80 00 

Fax: +27 (12) 322 34 16 

Internet: www.dme.gov.za 

National Energy Regulator 

of South Africa (NERSA) 

P.O. Box 40343 

Arcadia 0007 

Tel.: +27 (12) 401 46 00 

Fax: +27 (12) 401 47 00 

E-mail: info@nersa.org.za 

Internet: www.nersa.org.za 

African Wind Energy Association (AfriWEA) 

P.O. Box 313 

Darling 7345 

Tel./Fax: +27 (22) 492 30 95 

E-mail: office@afriwea.org 

Internet: www.afriwea.org 

South African National 

Energy Association (SANEA) 

P.O. Box 868 

Ferndale 2160 

Tel.: +27 (11) 789 13 84 

Fax: +27 (11) 789 13 85 

Internet: www.sanea.org.za 

Energy Research Centre 

University of Cape Town 

Private Bag 

Rondebusch 7701 

Tel.: +27 (21) 650 32 30 

Fax: +27 (21) 650 28 30 

E-mail: erc@ebt.uct.ac.za 

Internet: www.erc.uct.ac.za 

ESKOM 

Megawatt Park 

P.O. Box 1091 

Johannesburg 2001 

Tel.: +27 (11) 800 81 11 

Fax: +27 (11) 800 43 38 

E-mail: paia@eskom.co.za 

Internet: www.eskom.co.za 

Central Energy Fund (CEF) 

P.O. Box 786141 

Sandton 2146 

Tel.: +27 (11) 280 03 00 

Fax: +27 (11) 880 98 03 

E-mail: mandlat@cef.org.za 

Internet: www.cef.org.za 

Sustainable Energy Society 

of Southern Africa (SESSA) 

P.O. Box 868 

Ferndale 2160 

Tel.: +27 (12) 789 13 84 

Fax: +27 (12) 789 13 85 

E-mail: info@sessa.org.za 

Internet: www.sessa.org.za 

Southern African – German Chamber 

of Commerce and Industry 

P.O. Box 87078 

Houghton 2041 

Tel.: +27 (11) 486 27 75 

Fax +27 (11) 486 36 25 

E-mail: info@germanchamber.co.za 

Internet: www.germanchamber.co.za 

SÜDAFRIKA | 

286

Development Bank of Southern Africa 

P.O. Box 1234 

Halfway House 

Midrand 1685 

Tel.: +27 (11) 313 39 11 

Fax: +27 (11) 313 30 86 

Internet: www.dbsa.org 

Industrial Development Corporation 

of South Africa Ltd. 

P.O. Box 784055 

Sandton 2146 

Tel.: +27 (11) 269 30 00 

Fax: +27 (11) 269 31 16 

Internet: www.idc.co.za 

Embassy of the Republic 

of South Africa in Germany 

Tiergartenstr. 18 

10785 Berlin 

Tel.: +49 (30) 220 73-0 

Fax: +49 (30) 220 73-190 

E-mail: wirtschaft@suedafrika.org 

Internet: www.suedafrika.org 

GTZ Office Pretoria 

P.O. Box 12732 

Hatfield 0028 

Tel.: +27 (12) 342 01 81 

Fax: +27 (12) 342 01 85 

E-mail: gtz-suedafrika@gtz.de 

Internet: www.gtz.de 

12.8 Informatiosnquellen 

SÜDAFRIKA | 

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1/09/2009 

UNIDO: CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM 

(CDM) investor guide, 2003 (http://www.unido.org/fileadmin/media/documents/pdf/Energy_Environment/ 

CDM_guide_SouthAfrica_.pdf ) Gesichtet: 1/09/2009 

Werner, Daniel: DIPLOMARBEIT - Der südafrikanische 

Stromsektor unter ökologischem Problemdruck, 

May 2007 

WWEA - World Wind Energy Association: Wind Energy 

International - Country report 2009, South Africa. 

(http://www.wwindea.org/home/index.php) Gesichtet: 

1/09/2009 

Wind Finder: Top 25 gemiddeld windsnelheid all time 

year/month statistic in South Africa, 2008 (http:// 

www.windfinder.com/wind-cgi/top_surfspots. 

pl?mode=statistic&country=za) Gesichtet: 1/09/2009 

WiseGeek: What are Capital Goods? 2009 (http://www. 

wisegeek.com/what-are-capital-goods.htm) Gesichtet: 

1/09/2009 

25 Degrees in Africa - Renewable Energy: Looking for gold 

in the sky- wind potential on SA shores; Volume 3, Journal 

4 - December 2008 (http://www.25degrees.net/index. 

php?option=com_zine&view=article&id=41:lookingfor-gold-in-the-sky&Itemid=81) 

Gesichtet: 1/09/2009) 

SÜDAFRIKA | 

290

TUNESIEN 


AECID Agencia Española de Cooperación Internacional 

para el Desarrollo (Spanische 

Agentur für Internationale Entwicklungszusammenarbeit) 

AfDB African Development Bank 

(Afrikanische Entwicklungsbank) 

AfriWEA African Wind Energy Association 

(Afrikanischer Windenergieverband) 

ANER Agence Nationale des Energies 

Renouvelables (Nationale Agentur 

für Erneuerbare Energien) 

ANME Agence Nationale pour la Maîtrise de 

l’Energie (Nationale Agentur für Energiemanagement) 



Btu British thermal unit 

CCGT Combined Cycle Gas Turbine 

(Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk) 


CENER Centro Nacional de Energías Renovables 


(zertifizierte Emissionsreduktion) 


CIPIE Commission Interdépartementale de la 

Production Indépendante d’Electricité 

(Abteilungsübergreifende Kommission 

für Unabhängige Stromerzeugung) 

CITET Centre International de Technologies de 

l’Environnement de Tunis (Internationales 

Zentrum für Umwelttechnologien 

von Tunis) 

CRTEn Research and Technology 

Center of Energy 

CSPIE Commission Supérieure de la Production 

Indépendante d’Electricité 

DEG Deutsche Investitions- und 

Entwicklungsgesellschaft 

EE Energy Efficiency (Energieeffizienz) 


291 

EU Europäische Union 

FNME National Fund for Energy Conservation 

GDP Gross Domestic Product 


GIS Geographic Information System 

GNESD Global Network on Energy for Sustainable 

Development 

GTAI Germany Trade and Invest 

GTZ Gesellschaft für Technische 




IGCE Large Energy Consuming Industries 

IGCElec Large Electricity Consuming Industries 

IHK Industrie – und Handelskammer 

IMET Italian Ministry of the Environment and 

Territory 



IRENA International Renewable Energy Agency 

KCC Kyoto Coaching Cologne 

KMU Kleine und mittelständische 

Unternehmen 

kV Kilovolt 

LPG Liquefied Petroleum Gas 

(LPG-Flüssiggas) 

MEDREC Mediterranean Renewable Energy Centre 

MW Megawatt 

OECD Organization for Economic 

Co-operation and Development 

OME Observatoire Méditerranéen de l‘Energie 



PMN Programme de Mise à Niveau 

PoA Programme of Activities 

PPP Public-Private Partnership 


REN21 Renewable Energy Policy 

Network for the 21st Century 

SOTACIB Tunesian cement producer

TUNESIEN 

STEG Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz 

(Tunesische Strom- und Gasgesellschaft) 

TMIE Tunisian Ministry of Industry and Energy 

TND Tunesischer Dinar 


Programme 

UNEP United Nations Environmental 

Programme 

292 

UNEP/DTIE United Nations Environment 

Programme, Division of Technology, 

Industry and Economics 

AHK Deutsche Auslandshandelskammer 



IGCE Independent Government Cost Estimate

TUNESIEN 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON TUNESIEN 

Quelle: CGIAR (2004) 

Tunesien liegt in Nordafrika und grenzt an Algerien und 

Libyen. Tunesiens Mittelmeerküste bildet seine Nord- 

und den größten Teil der Ostgrenze (siehe Abbildung 1). 

Dementsprechend herrscht im nördlichen Teil des Lan- 

TABLE 1: 

KEY STATISTICS; 2008 DATA 

des und entlang der Ostküste ein mediterranes Klima vor. 

Im Landesinneren nimmt das kontinentale Saharaklima 

in dem Maße zu, in dem die Niederschlagsmengen nachlassen. 

Das Atlasgebirge im nördlichen Teil des Landeserstreckt 

sich von Südwesten nach Nordosten. Im Süden 

des Atlasgebirges ist das Klima das ganze Jahr über sehr 

trocken. 

293 

Der aus der Wüste kommende und Richtung Mittelmeer 

wehende Schirokko ist im Frühling und Herbst sehr verbreitet 

und erreicht im März und im November die höchsten 

Windgeschwindigkeiten von maximal 100 km/h. 

Die offizielle Amtssprache Tunesiens ist Arabisch; Französisch 

wird als zweite Sprache gesprochen. Tunesiens 

Staatsform ist die einer Präsidialrepublik. Durch den 

Rückhalt einer in den letzten Jahren konstant wachsenden 

Wirtschaft kann die tunesische Regierung, die von 

politischem Pluralismus geprägt ist, als vergleichsweise 

stabil gelten. Das Militär mischt sich nicht in politische 

Belange ein. Die Außenpolitik Tunesiens ist am Westen 

orientiert. In der Politik gibt es über 20% Frauen, der 

fundamentalistische Islam wird abgelehnt 1 . Tunesien gehört 

nach Definition der Weltbank zu den Ländern mit 

mittlerem Einkommen, etwa 80% der Bevölkerung sind 

kranken- und sozialversichert. 

Seit 1996 führt Tunesien mit Unterstützung des Internationalen 

Währungsfonds (IWF), der Weltbank und der EU 

ein Programm zur wirtschaftlichen Liberalisierung und 

Strukturanpassung durch. Die EU ist auch der wichtigste 

Handelspartner Tunesiens. Als einer der am besten etablierten 

Handelspartner der EU in der Mittelmeerregion 

hat Tunesien ein Assoziierungsabkommen unterzeichnet 

Fläche Einwohnerzahl BIP BIP pro Kopf Export Import Währung 

163 155 km2 10.3 Mio 26 518 Mio. € 5 372 € 6,27 Mrd. € 15,8 Mrd. € 1 TND 

= 0,55 € 

Quelle: CIA World Fact Book 

und ist in eine Freihandelszone mit der EU eingetreten. 

Tunesien ist Mitglied folgender Organisationen: 

• Afrikanische Union (African Union) 

• Arabische Liga (Arab League) 

• Arabische Maghreb Union (Arab Maghreb Union) 

• Mediterranean Dialogue Group 

(Mediterrane Dialoggruppe) 

1 CIA 2009

• Organisation der Islamischen Konferenz 

(Organization of the Islamic Conference) 

• Vereinte Nationen (United Nations) 

• Welthandelsorganisation (World Trade Organization) 

• Weltbank (World Bank) 

Internationaler Währungsfonds (International Monetary 

Fund) 2008 lag die Inflationsrate bei 5% 2 . 2006 lebten 

4,2% der Bevölkerung Tunesiens unter der Armutsgrenze 

3 . 

TABELLE 2: 

BIP TUNESIEN 

BIP 

(in Mrd. 2008-€) 

Quelle: CIA World Fact Book 



Der Primärenergieverbrauch in Tunesien ist in der Vergangenheit 

relativ linear gewachsen und lag 1970 bei ca. 

80 PJ. Der Anteil von Kohle und Torf war schon immer 

minimal und liegt mittlerweile bei Null, während der 

Erdölanteil einschließlich Rohöl und Erdölprodukte 

schon immer am größten war. Dennoch ist die absolute 

Menge in den letzten 15 Jahren nicht signifikant gestiegen, 

sie lag 2006 bei 365,9 PJ. Das stärkste Wachstum ist 

auf dem Gassektor zu beobachten, der 2006 39% des Primärenergieverbrauchs 

abdeckte. Das Volumen brennbarer 

erneuerbarer Energien und Abfälle ist 2006 leicht auf 

einen Wert von 48,6 PJ angewachsen, das entspricht 13% 

des Primärenergieverbrauchs. Die Anteile von 2006 sind 

in der folgenden Abbildung zu sehen. 

Aufgrund des Wirtschaftswachstums wächst auch der 

Energiebedarf in Tunesien. Im Vergleich zu den Nachbarländern 

sind die Vorkommen fossiler Energien in Tunesien 

begrenzt. Dennoch führten verstärkte Bemühungen 

um die Erdöl- und Gasförderung zu einer Produktion 

von 86 210 Barrels pro Tag im Jahr 2007 im Vergleich 

zu den 76 900 Barrels pro Tag im Jahr 2005 4 . Außerdem 

2 CIA 2009 


4 CIA 2009 

2006 2007 2008 

49.28 52.49 54.79 

144.1 

39 % 

97.1 

27 % 

TUNESIEN | 294 

ABBILDUNG 2: 

PRIMÄRENERGIEGESAMTVERBRAUCH TUNESIEN 2006: 

365.9 PJ 

Rohöl 

Gas 

Wasser (0,3%) 


TABELLE 3: ENERGIEVERBRAUCH NACH 

ENDVERBRAUCHERSEKTOREN 

48.6 

13 % 

75.6 

21 % 

0.3 

0 % 

0.1 

0 % 

Erdöldervivate 


Geotherie, 

Solar etc. (0.1 %) 

GWh ktoe % 

Bergbau 366 31.5 5.4 

Lebensmittel und Tabak 530 45.6 7.9 

Textil & Bekleidung 

Papierherstellung und 

537 46.2 8.0 

Verlagswesen 133 11.4 2.0 

Chemie & Erdöl 289 24.8 4.3 

Baustoffherstellung 1292 111.1 19.1 

Metallindustrie 

Andere Produktionsbe- 

219 18.8 3.2 

triebe 

Landwirtschaftliche 

764 65.7 11.3 

Wasserförderung 

Wasserförderung (Wasser 

452 38.9 6.7 

& Abwasser) 515 44.3 7.6 

Transport & Kommunikation 268 23.1 4.0 

Tourismus 641 55.1 9.5 

Öffentlicher Dienst 

Lokale STEG, Energiemess- 

709 61 10.5 

geräte, LPG & andere 33 0.1 0.5 

Gesamt 

Quelle: STEG 2008 

6 748 577.4 

* Société Tunisienne d´Electricité et du Gaz (STEG)

TABELLE 4: 

TUNESIENS ENERGIEPRODUKTION, -VERBRAUCH UND DAS VERHÄLTNIS VON EXPORT UND IMPORT IN 2007 

bezieht Tunesien Erdgas über eine Pipeline zwischen Algerien 

und Italien, die über tunesisches Gebiet führt. Zusammengenommen 

führte dies 2007 erstmals in den letzten 

Jahren zu einer ausgeglichenen Energiebilanz. Somit 

wurden die Auswirkungen der steigenden Energiepreise 

auf dem Weltmarkt weitgehend gemindert. 

Wie Tabelle 3 zeigt, ist der größte Energieverbraucher in 

Tunesien die Industrie. 

Tabelle 4 zeigt das Verhältnis von Importen und Exporten 

bei der tunesischen Energieproduktion im Jahr 2007. 

Das Stromnetz 

Das tunesische Übertragungsnetz, das von der Tunesischen 

Strom- und Gasgesellschaft (Société Tunisienne d‘Eletricité 

du Gaz - STEG) betrieben wird, wurde in den letzten Jahren 

kontinuierlich ausgebaut. 2008 wurde das Niederspannungsnetz 

mit 90 kV betrieben und umfasste insgesamt 

1 108 km. Die 150-kV-Mittelspannungsleitungen beliefen 

sich auf 1 812 km und die 225-kV-Hochspannungsleitungen 

auf insgesamt 2 741 km. 2005 umfassten die 90-kV-Leitungen 

insgesamt 1 071 km, die 150-kV-Leitungen 1 728 

km sowie die 225-kV-Leitungen 2 532 km. 

Das Übertragungsnetz ist über die Netze in Algerien 

und Marokko an das europäische Verbundnetz angeschlossen. 

Im Osten ist das tunesische Stromnetz mit 

Libyen verbunden. Ziel ist es, ein nordafrikanisches 

Verbundnetz einzurichten, das sich über Ägypten und 

Jordanien bis nach Syrien erstrecken soll. Außerdem ist 

eine 400-kV-Hochspannungs-Seekabelverbindung nach 

Italien in Planung 5 . 

5 STEG 2008 

Erdöl 

(1 000 Barrel pro Tag) 

Erdgas: 

(Mrd. Kubikfuß) 


Kohle Primärenergie insgesamt 

(Brd. Btu) 

Gesamtproduktion 86.05 90 0 0.269 

Verbrauch 88.5 136 0 0.334 

Netto Exporte/Importe -2.45 -46 0 - 

Nachgewiesene Reserven 

(Source: EIA 2008) 

Mrd. Barrels) 0.4 2.75 - - 

ABBILDUNG 3: 

DAS STROMÜBERTRAGUNGSNETZ VON TUNESIEN 

Data Source: CGIAR (2004) 

Verluste im Netz gehen hauptsächlich auf Wartungsarbeiten 

oder andere Unterbrechungen bzw. Störfälle zurück. 

Mit der Erweiterung des Übertragungsnetzes ist die Gesamtmenge 

der Verluste gestiegen, wie Tabelle 5 zeigt. 

TABELLE 5: 

GRÜNDE FÜR VERLUSTE IM NETZ IN GWH 

Störfälle Wartung Gesamt 

2006 2.159 3.345 5.504 

2007 2.330 3.770 6.100 

2008 2.129 4.189 6.318 

Quelle: STEG 2008

TABELLE 6: 

INSTALLIERTE LEISTUNG 2005–2008 IN MW 

Wirtschaftswachstum und steigender Lebensstandard in 

Tunesien haben einen beträchtlichen Anstieg des Stromverbrauchs 

mit sich gebracht, der zu einer Überlastung des 

Netzes geführt hat. Außerdem sind einige Kraftwerke und 

Einrichtungen der Nachfrage nicht mehr gewachsen. Die 

Konsequenz daraus ist, dass es regelmäßig zu Überbelastung, 

Verlusten und Spannungsabfällen kommt. Um diese 

Probleme zu bewältigen, wurde das Electricity Distribution 

Network Rehabilitation and Restructuring Project 

(Projekt zur Sanierung und Restrukturierung des Stromverteilernetzes) 

initiiert. Im September 2009 bewilligte die 

Afrikanische Entwicklungsbank AfDB einen Kredit von 

87,83 Mio. TND (48,31 Mio. €), um die Finanzierung der 

Sanierung und Neustrukturierung des nationalen Netzes in 

Tunesien zu unterstützen. Die Gesamtkosten für das Projekt 

belaufen sich schätzungsweise auf 111,66 Mio. TND 

(61,41 Mio. €). Das Projekt konzentriert sich insbesondere 

auf die Verbesserung der unter- und überirdischen Niederspannungsleitungen 

und der Mittel- und Niederspannungs-Transformatoren. 

Ziel ist es, die Verlässlichkeit und 

die Sicherheit des Stromverteilernetzes zu verbessern 6 . 


Die installierte Leistung liegt insgesamt bei ca. 3 300 

MW. Davon stammen 3 232 MW (97%) aus Wärmekraftwerken, 

62 MW (2%) aus Wasserkraftwerken und 

6 STEG 2008 


Kraftwerkstyp 2005 2006 2007 2008 

MW 

Wärme(dampf)kraftwerk 1145 1090 1090 1090 

Kombizyklus-Gasturbinenanlage 364 364 364 364 

Gasturbine 1163 1163 1280 1280 

Wasserkraft 62 62 62 62 

Windkraft 19 19 19 19 * 

STEG** insgesamt 2753 2698 2815 2815 

IPPs*** 498 498 498 498 

Landesweite Gesamtleistung 

(Quelle: STEG 2008) 

3251 3196 3313 3313 

* Nach Dodd (2008) wurde 2008 Phase 3 des Sidi-Daoud-Windparks in Auftrag gegeben, 

was die installierte Leistung des Windparks auf 55 MW steigerte. 

** Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG) 

*** Independent power producers (IPPs) 

19 MW (unter 1%) aus Windkraftwerken (siehe Tabelle 

6). Die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen erfolgt 

zu 95% aus Erdgas und zu 5% aus Insgesamt arbeitet der 

staatliche Energieversorger STEG bei der Energieerzeugung 

primär mit Gaskraftwerken, die mit Erdgas aus den 

landeseigenen Reserven und mit Importen aus Algerien 

betrieben werden. 11% der installierten Kapazität kommt 

aus Gas-und-Dampf-Kombikraftwerken (CCGT). IPPs, 

die Strom in das öffentliche Netz einspeisen, liefern etwa 

500 MW (15%) der landesweit verfügbaren Kapazität. 

2008 lag die Spitzenlast in der öffentlichen Versorgung 

bei 2 467 MW, was gegenüber 2007 einen Anstieg von 51 

MW darstellt. 

Bis 2011 soll die gesamte Energieerzeugungsleistung auf 

4 400 MW erweitert werden, um dem wachsenden Energiebedarf 

gerecht zu werden. Zusätzlich zum Bau neuer 

Wärmekraftwerke sollen der Regierung zufolge erneuerbare 

Energien einen kleinen Anteil (4%) zur zusätzlichen 

Produktionskapazität beitragen. 


2008 wurden in Tunesien 14 580 GWh an Strom produziert. 

2008 wurden insgesamt 13 757 GWh an Strom in 

das Netz eingespeist (von STEG und IPPs). Die Differenz 

wurde von großen Industrieunternehmen produziert und 

verbraucht, ohne das Übertragungsnetz zu nutzen (siehe

dazu auch unten). Verglichen mit den 13 146 GWh von 

2007 entspricht dies einem Anstieg von 4,6%. Tabelle 7 

zeigt den Stromverbrauch der einzelnen Sektoren. 

TABELLE 7: 

STROMVERBRAUCH DER EINZELNEN SEKTOREN IN 2006 

2007 sah Tunesiens Import/Export-Bilanz folgendermaßen 

aus: 

TABELLE 8: IMPORT/EXPORT-BILANZ 

DER STROMBILANZ IN 2007 

Importe 145 GWh 

Exporte 130 GWh 

Nettoimporte 15 GWh 



Momentan spielen erneuerbare Energien im Energiegesamtverbrauch 

eine untergeordnete Rolle. Bis auf die zentralisierte 

Stromerzeugung aus Wasserkraft ist die Nutzung 

erneuerbarer Energien in Tunesien noch in einem sehr 

frühen Entwicklungsstadium. Bei ans Netz angeschlossenen 

Kraftwerken liegt der Schwerpunkt momentan auf 

Windkraft, obwohl der Einsatz von Solarenergie zur Wärmegewinnung 

auch an Bedeutung gewinnt. 2008 wurden 

dem staatlichen Stromversorger STEG zufolge 62 MW an 

Wasserkraft und 19 MW an Windkraft installiert 7 . Andere 

Quellen berichten von 55 MW installierter Leistung (Sidi- 

Daoud-Windpark) 8 . Nach Angaben von STEG wurden 

37,9 GWh aus Wasserkraft und 39,4 GWh aus Windkraft 

produziert, womit diese jeweils einen Marktanteil von 0,4% 

stellten 9 . Zur netzunabhängigen Nutzung von erneuerbaren 

Energien wurden 11 000 dezentrale PV-Anlagen zur 

Elektrifizierung ländlicher Gebiete installiert. 

7 STEG 2008 

8 Dodd 2008 

9 STEG 2008 

GWh % 



Gewerbe und Öffentlicher 

Dienst 

2 578 20 

Land- und Forstwirtschaft 799 6 

Gesamt 13 021 100 

Gesamt: IEA 2008 


Mit Inkrafttreten von Gesetz Nr. 2009-7, das detailliert 

in Abschnitt 1.5 beschrieben wird, ist ein Anstieg des Anteils 

erneuerbarer Energien zu erwarten. 

Strompreise 

Gemessen an den Standards der Region sind die Strompreise 

in Tunesien auf mittlerem Niveau. Im November 

2008 lagen sie zwischen 0,059 und 0,113 € pro KWh 10 . Die 

tunesische Regierung hält die Strompreise niedrig, indem 

sie den Preis für Erdgas zu 20% subventioniert. Seit einigen 

Jahren haben die Kosten für diese staatliche Subventionierungsmaßnahme 

mit den steigenden Weltmarktpreisen für 

Rohöl stark zugenommen und stellen eine wachsende Belastung 

für den tunesischen Staatshaushalt dar. 


Bis 1996 lag das Monopol für die Erzeugung und den Vertrieb 

von Strom bei der STEG. Seither wurde der Energiemarkt 

liberalisiert und für IPPs geöffnet. Mit einem 

Marktanteil von 85% ist STEG aber nach wie vor der 

größte Akteur auf dem Energiemarkt. Seit 1999 dürfen 

auch Unternehmen, die im Bereich der Gasgewinnung 

tätig sind, ohne einen vorhergehenden Ausschreibungsprozess 

Gaskraftwerke zu betreiben und den erzeugten 

Strom an STEG verkaufen. 

Neben STEG wurden energieintensive Industrien dazu ermutigt, 

Strom für den Eigenverbrauch zu produzieren (siehe 

Kapitel 1.5 zu den Rahmenbedingungen und Fördermaßnahmen 

für erneuerbare Energien). Der Überschuss, den 

sie produzieren, wird in das landesweite Netz eingespeist. 

Folgende IGCElec-Firmen speisen Strom ins Netz ein: 

• Cimenterie d’Oum Klil 

• Cimenterie de Bizerte 

• Cimenterie de Jbel Ouest 

• Ciments Blancs (SOTACIB) 

• Cimenterie de Gabes 

• El Fouledh 

Zwei IPPs erzeugen Strom zur Einspeisung in das Netz: 

• Carthage Power Company CPC (471 MW im Jahr 

2008) ist ein unabhängiges Energieprojekt, das von 

PSEG Global und Marubeni Corporation initiiert 

10 MED-ENEC 2008

wurde. Es besitzt und betreibt eine Stromerzeugunganlage 

in der Stadt Radès im Nordosten von Tunesien. 

Das Kraftwerk, das etwa ein Viertel des Strombedarfs 

des Landes abdeckt, ist eine Kombizyklus-Gasturbinenanlage, 

die als primären Kraftstoff Erdgas und Diesel 

als Hilfskraftstoff nutzt. Das Gas für das Kraftwerk 

stammt aus Algerien und der Miskar-Konzession von 

BG Tunisia. Das staatliche Gas und Energieunternehmen 

Société Tunisienne de l‘Electricité et du Gaz kauft 

die gesamte Produktion im Rahmen eines Stromhandeslabkommens, 

das über zwanzig Jahre läuft. PSEG 

hat seinen Anteil am Unternehmen im Mai 2004 an 

BTU Power Company, eine regionale Investorengruppe, 

verkauft 11 . 

• Société d‘Electricité d‘El Bibane SEEB (27 MW im 

Jahr 2005, 40 werden für 2010 erwartet) ist das zweite 

Kraftwerk eines IPP in Tunesien, das im Rahmen der 

gesetzlichen Bestimmungen Erdgas als Brennstoff 

nutzt. Der in diesem Kraftwerk erzeugte Strom wird 

dem tunesischen staatlichen Energieunternehmen Société 

Tunisienne de l‘Electricité et du Gaz im Rahmen eines 

langfristigen Stromhandeslabkommens verkauft 12 . 

Für die derzeitige Entwicklung war auch das Gesetz Nr. 

96-27 von 1996 außerordentlich wichtig, welches Privatunternehmen 

Zugang zum Stromsektor ermöglicht. Darin 

wurde das Stromerzeugungsmonopol des staatlichen 

Energieversorgers STEG aufgehoben und privaten Unternehmen 

erlaubt, an einem Ausschreibungsverfahren zur 

Stromerzeugung teilzunehmen. Der produzierte Strom 

kann dann an STEG als einzigem Abnehmer verkaufet 

werden. Die genauen Konditionen und Abläufe zur 

Konzessionserteilung für private Stromerzeugungsunternehmen 

wurden in Verfügung Nr. 9661125 vom 20. Juni 

1996 festgelegt. 


Schätzungen des staatlichen Energieversorgers STEG 

zufolge lag der Elektrifizierungsgrad in ganz Tunesien 

im Jahr 2008 bei 99,5%. In ländlichen Gebieten lag der 

Anteil bei 99%, während 99,8% der städtischen Gebiete 

Zugang zu Elektrizität hatten. Am schlechtesten ist die 

Netzabdeckung im Südosten des Landes. Die hohe Zahl 

11 2009 ABQ Zawya Ltd. 

12 2009 ABQ Zawya Ltd. 

TUNESIEN | 

298 

der Netzanschlüsse ist das Resultat beständiger Bemühungen 

der Regierung im Verlauf der letzten 30 Jahre. In 

den 1970-er Jahren waren nur 6% der ländlichen Bevölkerung 

an das Netz angeschlossen und um 1990 lag die Zahl 

immer noch bei nur 50%. Als Ergänzungsmaßnahme zum 

Netzausbau spielte die Installation von über 11 000 dezentralen 

PV-Anlagen ebenfalls eine Rolle für den hohen 

Elektrifizierungsgrad 13 . 


Ministerium für Industrie und Energie (Ministère 

de l’Industrie, de l’Energie et des Petites et 

Moyennes Entreprises; TMIE); CSPIE und CIPIE 

Das Energiereferat des Ministeriums für Industrie und 

Energie ist für die Planung der Energieinfrastruktur und 

die Umsetzung der nationalen Energiepolitik zuständig. 

Die meisten staatlichen Akteure auf dem Energiesektor 

unterstehen dem Ministerium, darunter auch zwei 

Kommissionen: die Übergeordnete Kommission für 

unabhängige Stromerzeugung CSPIE und die Abteilungsübergreifende 

Kommission für unabhängige Stromerzeugung 

CIPIE, die beide 1996 eingerichtet wurden. 

Das Ministerium für Landwirtschaft, Umwelt und Wasserressourcen 

ist für die Nutzung von Wasserkraft zuständig. 

Die CSPIE entscheidet über die Prozeduren und 

Auswahlkriterien für öffentliche Ausschreibungen und 

vergibt Verträge an IPPs. Sie erlässt außerdem Regeln zur 

Gewährung von Steuervorteilen für Investoren. Die ministerienübergreifende 

CIPIE führt Vorarbeiten für die 

CSPIE durch, indem sie Projekte für Ausschreibungen 

auswählt, Versteigerungsverfahren vorbereitet, Angebote 

auswertet, die Vertragsverhandlungen zwischen den IPPs 

und dem Energieministerium begleitet und die fallweise 

Bewilligung von öffentlichen Subventionen gewährleistet 

Nationale Energiemanagement-Agentur (Agence 

Nationale pour la Maîtrise del’Énergie – ANME) 

Die frühere tunesische Agentur für erneuerbare Energien 

ANER wurde 1985 gegründet. Im Rahmen des Gesetzes 

Nr. 2004-72 vom 2. August 2004 wurde die tunesische 

13 STEG 2008

Nationale Energiemanagement-Agentur ANME Nachfolgerin 

der ANER und übernahm all ihre Zuständigkeiten. 

Die ANME untersteht dem Ministerium für 

Industrie und Energie. Zu ihren Aufgaben gehört die 

Umsetzung von Anweisungen des Ministeriums in die 

Praxis und insbesondere die langfristige Sicherstellung 

der tunesischen Energieversorgung. Die Agentur soll 

dies auf zweierlei Art und Weise tun: durch eine deutliche 

Verbesserung der Energieeffizienz und durch die Förderung 

neuer Energien. Ihre Aktivitäten umfassen die 

wissenschaftliche Forschung und die Vorbereitung von 

Studien ebenso wie die Ausbildung von Experten, die 

Steigerung des Bewusstseins in der Bevölkerung und das 

Engagement in der internationalen Zusammenarbeit. 

Erneuerbare Energien sind ein Schwerpunkt der Arbeit 

der ANME. Die Agentur beschäftigt rund 100 Mitarbeiter 

und wird zum Teil aus dem tunesischen Staatshaushalt 

und zum Teil aus Spenden und von externen 

Investoren finanziert. Seit 2003 arbeitet die Deutsche 


im Rahmen eines Projekts zur Förderung erneuerbarer 

Energien und zur rationellen Energieanwendung mit der 

ANME zusammen und unterstützt die Instituion in den 

Bereichen Planung, Projektmanagement, Qualitätssicherung 

und innovative Technologien zum Energiesparen 

und der Nutzung erneuerbarer Energieressourcen 14 . 

Tunesische Strom- und Gasgesellschaft (Société 

Tunisienne d’Electricité et du Gaz – STEG) 

Die Stromversorgung in Tunesien wird vom staatlichen 

Unternehmen STEG bestimmt, das dem Ministerium für 

Industrie und Energie untersteht. Nach wie vor ist es für 

die Strom- und Gasversorgung aller tunesischen Verbraucher 

zuständig. Neben den Stromnetzen betreibt STEG 

auch einen Großteil der tunesischen Kraftwerke (STEG 

betreibt 85% der Stromkapazitäten in Tunesien, IPPs betreiben 

15%) und gewinnt Gas auf vier der fünf Gasfelder 

des Landes 15 . 

14 http://www.gtz.de/de/weltweit/maghreb-naher-osten/tunesien/7705.htm 

15 STEG 2008 

TUNESIEN | 

299 

Internationales Zentrum für Umwelttechnologien 

Tunis (Centre International des Technologies 

de l’Environment – CITET) 

Das Internationale Zentrum für Umwelttechnologien 

von Tunis CITET wurde 1996 gegründet und hat die 

Aufgabe, Umwelttechnologien zu verbreiten und zu fördern. 

Es untersteht dem tunesischen Umweltministerium 

und bietet verschiedene Beratungs- und Ausbildungsleistungen 

an. Außerdem stehen ihm Forschungslabors und 

Entwicklungskapazitäten zur Verfügung. Eine Bibliothek 

und eine umfassende Website bieten umfassende Informationen 

zu Umweltangelegenheiten und sind allen Interessenten 

zugänglich. Das CITET ist an zahlreichen 

Kooperationsprojekten beteiligt, darunter auch internationale 

Projekte. Gemeinsam mit dem CITET und zwei 

weiteren deutschen Partnern betreibt die GTZ den IHK/ 

GTZ Unternehmenspool für Umwelttechnologie in Tunis, 

der sich das Ziel gesetzt hat, kleinen und mittleren europäischen 

Unternehmen aus dem Bereich Umwelttechnologie 

den Zugang zum Markt in Tunesien und anderen 

Ländern der Maghreb-Region zu erleichtern. Zielgruppe 

des Projekts sind Unternehmen, die ein mindestens mittelfristiges 

Interesse an umfassenden Kooperationen mit 

tunesischen Partnern haben (zum Beispiel in Form von 

Lizenzen, Technologiekooperationen oder Joint Ventures). 

Mediterranean Renewable Energy Centre 

(MEDREC – Zentrum für Erneuerbare Energien 

im Mittelmeerraum) 

Das MEDREC wurde 2004 vom italienischen Ministerium 

für Umwelt und Landschaft (IMET), dem TMIE 

und der ANME zum Zweck der Netzwerkbildung und 

Entwicklung regionaler Kompetenzen durch Technologietransfer, 

Ausbildung und Informationsverbreitung im 

Bereich erneuerbarer Energie gegründet. Das MEDREC, 

mit Sitz in Tunis, arbeitet mit Behörden in Algerien, 

Ägypten, Libyen, Marokko und Tunesien zusammen und 

ist dem Global Network on Energy for Sustainable Development 

(GNESD – Globales Netzwerk für Energie und 

nachhaltige Entwicklung) angeschlossen. Das Steuerkomitee 

setzt sich aus Mitarbeitern des IMET, der ANME,

des Observatoire Méditerranéen de l‘Energie (OME) und 

des United Nations Environment Programme, Division 

of Technology, Industry and Economics (UNEP/DTIE) 

zusammen. 



Die tunesische Energiepolitik wird seit mehreren Jahrzehnten 

von den Themen Energieeffizienz und erneuerbare 

Energien beherrscht, die in allen größeren Publikationen 

behandelt werden. Das folgende Kapitel zu 

den politischen Rahmenbedingungen im Energiesektor 

konzentriert sich daher ausschließlich auf diese Themen. 

Gesetz Nr. 2004-72 zur rationellen Nutzung von Energie 

macht den bewussten Umgang mit Energie zu einem 

Thema von nationalem Interesse und zum wichtigsten Element 

einer nachhaltigen Entwicklungspolitik. Es gibt drei 

grundlegende Ziele vor: Energiesparen, die Förderung erneuerbarer 

Energien und das Ersetzen zuvor verwendeter 

Energieformen, wo immer dies technische, ökonomische 

und ökologische Vorteile bringt. 

Mit der Einführung des oben erwähnten Gesetzes 2005 

und der Einrichtung eines Nationalen Energiefonds (wie 

in Gesetz Nr. 2005-106 vorgegeben) hat Tunesien politische 

Rahmenbedingungen zur Steigerung der Energieeffizienz 

und Entwicklung erneuerbarer Energieressourcen 

geschaffen. Innerhalb dieser Rahmenbedingungen vollzog 

Tunesien die Abkehr von Kohle im Energiebereich und 

eine Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Treibhausgasemissionen 

16 . Ein abgeschwächtes Wachstum des 

Primärenergiebedarfs von 2,8% pro Jahr und der Anstieg 

des Anteils erneuerbarer Energien am Verbrauch auf 4% 

bis 2011 sind die wichtigsten Maßnahmen zur Reduzierung 

der Treibhausgasemissionen im Energiebereich. 

2009 beschrieb die ANME die Energiepolitik im Kontext 

der internationalen Bemühungen zur Reduzierung der 

Treibhausgasemissionen in einem ausführlichen Entwicklungshandbuch 

17 . ANME will durch die Energieerzeugung 

aus Erdgas die Emissionen im Energiesektor redu- 

16 ANME 2009a 

17 ANME 2009a 

TUNESIEN | 

300 

zieren. Zwischen 2008 und 2010 sind vertraglich fixierte 

Programme im Industriesektor, die Markteinführung von 

Leuchtstoff-Energiesparlampen für Privathaushalte, die 

Zertifizierung elektrischer Geräte, Kraft-Wärme-Kupplung, 

Wärmeisolierung von Gebäuden, Warmwasserbereitung 

mit Solarenergie und Energieerzeugung durch 

Windkraft die politischen Prioritäten zur Entwicklung 

des Energiesektors 18 . 

Zusammengenommen erlauben diese Informationen den 

Schluss, dass das energiepolitische Rahmenwerk in Tunesien 

ein positives Umfeld zur Steigerung der Energieeffizienz 

und des Anteils erneuerbarer Energien schafft 19 . Die 

Reduzierung des Verbrauchs von fossilen Brennstoffen in 

Industrien mit hohem Energieverbrauch ist ein wichtiger 

Teil der nationalen Strategie, ebenso wie die Anregung, 

dass die IGCELecs Windparks zur Stromerzeugung installieren 

sollen 20 . 

Als Reaktion auf die weltweite Finanzkrise legte Tunesien 

im Februar 2009 zwei Unterstützungsprogramme 

auf, welche die Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen 

verbessern (mit einem Budget von 250 Mio. €) und die 

Verbesserung der Infrastruktur unterstützen sollen (mit 

einem Budget von 270 Mio. €). In welchem Ausmaß diese 

Programme sich auf Energiepolitik und -markt auswirken 

werden, ist noch nicht bekannt. 




Die nationalen Ziele, die 2009 veröffentlicht wurden, 

sehen für erneuerbare Energien bis 2010 einen 

Anteil von 10% (4% ohne Biomasse) am Primärenergieverbrauch 

vor 21 . Expertenstudien zufolge 

wird 2030 ein Anteil von 6,5% (ohne Biomasse) 

erreicht sein 22 . Tunesien ist im April 2009 der Internationalen 

Agentur für erneuerbare Energien 

IRENA beigetreten. Die Energiepolitik, die auch 

für erneuerbare Energien und Energieeffizienz gilt, 

ist weitgehend im Vierjahresprogramm zum Energiemanagement 

2008 –2011 dargelegt. Die erwarteten 

Resultate dieser Strategie sind: die Reduzierung der 

18 ANME 2009a 

19 Dodd 2008; REN21 2009 

20 ANME 2008 

21 REN21 2009 

22 Dodd 2008

Subventionen, die der Staat dem Energiesektor gewährt 

(2007 gaben Ägypten und Tunesien bekannt, die 

Energiesubventionen stufenweise abbauen zu wollen), die 

Reduzierung der CO2-Emissionen und das Erzielen von 

Gewinnen durch Clean Development Mechanism 23 . 

2008 veröffentlichte Tunesiens Nationale Agentur für 

Energieeinsparung den Plan für erneuerbare Energien 

und Energieeffizienz. Dieses Programm soll neben seinem 

Beitrag zu dem oben erwähnten Ziel von 10% außerdem 

zu einer 20%-igen Reduzierung des Energiebedarfs bis 

2011 führen. 

Die größte Entwicklungsmaßnahme im Bereich erneuerbarer 

Energien werden erwartungsgemäß 180 MW an 

Windkraft sein, die bis 2011 installiert sein sollen 24 . Die 

Regierung will darüber hinaus die installierte Leistung aus 

Photovoltaik 2008 auf 740 000 m² erhöhen. Bisher wurden 

etwa 300 000 m² an PV-Panels installiert 25 . 

In Tunesiens Energiepolitik spielen erneuerbare Energien 

eine wichtige Rolle. Momentan werden einige große 

Windkraftprojekte entwickelt oder befinden sich im 

Anmeldungsverfahren. Energieeffizienz wird als wichtig 

angesehen und in der Energiepolitik entsprechend 

berücksichtigt. Öffentliche Förderung durch finanzielle 

Unterstützung aus dem Staatshaushalt und die Mobilisierung 

internationaler finanzieller Ressourcen haben in 

der Entwicklung des Energieerhalts in Tunesien eine entscheidende 

Rolle gespielt 26 . 

Gesetzliche Rahmenbedingungen und Förderung 


Die rechtlichen Bedingungen basieren auf dem Gesetz 

Nr. 2004-72 und seiner Abänderung von 2009 (Gesetz 

Nr. 2009-7). Gesetz Nr. 2004-72 zur rationellen Nutzung 

von Energie erklärt den bewussten Umgang Mit 

Energie zum Thema von nationalem Interesse und zum 

zentralen Thema einer nachhaltigen Entwicklungspolitik. 

Drei wichtige Ziele werden genannt: Energiesparen, die 

Förderung erneuerbarer Energien und das Ersetzen zuvor 

verwendeter Energietypen, wo immer dies technische, 

ökonomische und ökologische Vorteile bietet. Artikel 14 

des Gesetzes Nr. 2004-72 zur rationellen Nutzung von 

Energie nennt vier Gebiete im Bereich erneuerbarer Ener- 

23 ANME 2008 

24 REN21 2009 

25 Dodd 2008 

 

TUNESIEN | 

301 

gien, die in einem nationalen Förderprogramm vorrangig 

behandelt werden sollen: 

Ausbau der Windkraft zur Stromerzeugung 

Einführung von Anreizen zur Nutzung von Solarwärme 

Nutzung von Solarenergie zur weiteren Elektrifizierung 

des ländlichen Raums, zur Bewässerung und zur Entsalzung 

von Meerwasser 

Förderung der intensiveren Nutzung von Produktionsrückständen 

zur Energieerzeugung und von geothermischen 

Ressourcen und Kleinwasserkraftwerken 27 . 

Gesetz Nr. 2009-7 modifizierte die rechtlichen Bedingungen 

von 2004 unter verschiedenen Aspekten. Selbsterzeuger 

im Industrie- und Dienstleistungssektor, die 

Heizkraftanlagen für den eigenen Bedarf installieren, 

dürfen nun das Netz von STEG nutzen, um ihren Strom 

vom Produktionsort zum Ort des Verbrauchs zu transportieren. 

Überschüssiger Strom kann an STEG verkauft 

werden. Für Selbsterzeuger aus den Sektoren Industrie, 

Dienstleistung oder Landwirtschaft, die erneuerbare 

Energien verwenden, und alle Selbsterzeuger, die Strom 

aus erneuerbaren Energien in das Niederspannungsnetz 

einspeisen, gelten die gleichen Bedingungen. Die genauen 

Konditionen für den Transport, den Verkauf von überschüssiger 

Energie und die jeweiligen Höchstgrenzen 

sollen in der Verordnung 2009-362 festgelegt werden. 

Darüber hinaus können auch Investitionen im Bereich erneuerbare 

Energien, die im Rahmen der Zuständigkeiten 

der ANME getätigt werden, von besonderen günstigen 

Konditionen profitieren, wenn ein Vertrag mit ANME 

abgeschlossen wird, der alle technischen, wirtschaftlichen 

und finanziellen Aspekte festschreibt. Verordnung 2009- 

362 setzt die speziellen Konditionen fest, die für Investitionen 

im Kompetenzbereich von ANME gelten, also auch 

für die Nutzung erneuerbarer Energien. 

Die tunesischen Fördermaßnahmen für erneuerbare 

Energien und Maßnahmen zur Energieeffizienz können 

in zwei Kategorien eingeteilt werden: direkte finanzielle 

Anreize und Steuervergünstigungen 28 . 

Für den Energiemarkt gibt es Kapitalhilfen, Zuschüsse 

oder Rückvergütungen (Einmalzahlungen durch die Regierung 

oder den Stromversorger) 29 . Die Unterstützung 


28 ANME 2009 

29 REN21 2009

wird für Energieaudits und die Umsetzung von Energieeffizienzmaßnahmen 

gewährt 30 . Außerdem zielen die direkten 

finanziellen Anreize auf die Einrichtung von Prüfstellen 

für Automotoren, auf Warmwasserbereitung mit 

Solarenergie in Privathaushalten und in Privatunternehmen 

und auf den Austausch von Erdgas durch erneuerbare 

Energie in der Industrie und in Privathaushalten ab. 

Die Unterstützung für die Warmwasserbereitung durch 

Solarenergie umfasst Beihilfen von bis zu 20% der Kosten 

der Solarkollektoren, maximal jedoch 100 TND (55 €) pro 

Quadratmeter, die dem Versorger direkt nach der Installation 

der betreffenden Geräte ausgezahlt werden. 

Weitere Fördermittel für den Energiemarkt stellen der 

Nationale Fonds für Energieeffizienz und Erneuerbare 

Energien von 2005 und das PROMO-ISOL-Programm, 

das vom Nationalen Fonds für Energieeinsparung FNME 

finanziert wird, zur Verfügung 31 . 

Tunesischen Quellen zufolge ist PROMO-ISOL jedoch 

erst in einem Planungsstadium. 

Schließlich bietet der Nationale Fond für Energieeinsparung 

(National Fund for Energy Conservation), der Gegenstand 

des Gesetzes Nr. 2005-106 vom 19. Dezember 

2005 ist, finanzielle Mittel im Bereich Energieeinsparung 

und Investitionen in erneuerbare Energien in Tunesien in 

Form von Beihilfen an 32 . 

Darüber hinaus gibt es Steueranreize für die Einsparung 

von Energie und Projekte im Bereich erneuerbarer Energien. 

Diese Steueranreize stellen sich folgendermaßen dar: 

Reduzierung der Einfuhrzölle auf den Mindestsatz von 

10% (vom üblichen Satz in Höhe von 18%) und Befreiung 

von der Mehrwertsteuer auf importierte Anlagen 

und Anlagenkomponenten, die in den Bereichen 

Energieeinsparung oder erneuerbare Energie eingesetzt 

werden und für die im Land nichts Gleichwertiges produziert 

wird 

Reduzierung der Einfuhrzölle und Befreiung von der 

Mehrwertsteuer für importierte Rohstoffe und Halbfertiggüter, 

die zur Produktion von Anlagen oder Anlagenkomponenten 

für die Bereiche Energieeinsparung oder 

erneuerbare Energien benötigt werden 

Befreiung von der Mehrwertsteuer für lokal produzierte 

30 MED-ENEC 2008 


32 ANME 2009 

ARGENTINA | 302 

Rohstoffe und Halbfertiggüter, die zur Produktion von 

Energieeinsparung oder erneuerbare Energien dienen 

Befreiung von der Mehrwertsteuer für technische Anlagen 

und Anlagenkomponenten, die lokal hergestellt werden 

und in den Bereichen Energieeinsparung oder erneuerbare 

Energien genutzt werden. 

Mit der Verordnung 2009-362 wurden die finanziellen 

Anreize deutlich angehoben, vor allem in Bezug auf erneuerbare 

Energien in der Landwirtschaft, PV-Systeme, 

Biogaskraftwerke und ähnliches. 

Richtlinien zu erneuerbaren Portfolios (Verpflichtungen 

oder Quotenregelungen in Bezug auf Stromerzeugung aus 

erneuerbaren Energien), öffentliche Ausschreibungen für 

festgelegte Leistung aus erneuerbaren Energien, Investitionsfreibeträge, 

Produktionssteuerfreibeträge, Einspeisevergütungen 

und Emissisonshandel kommen derzeit in 

Tunesien nicht zum Einsatz 33 . 


Tunesien hat das Kyoto-Protokoll 2003 ratifiziert. Die 

tunesische nationale Aufsichtsbehörde befindet sich in 

der Generaldirektion für Umwelt und Lebensqualität im 

Ministerium für Umwelt und nachhaltige Entwicklung. 

Obwohl das institutionelle Rahmenwerk für CDM-Projekte 

in Tunesien inzwischen etabliert ist, müssen die personellen 

Kapazitäten, die Kompetenz und das Fachwissen 

der betroffenen Akteure in einigen Fällen noch verbessert 

werden 34 . Bisher gibt es keine spezielle Gesetzgebung für 

CDM-Projekte. Ein weiteres Hindernis für CDM-Projekte 

ist, dass es bisher keinen Gesetz- und Finanzrahmen 

für den Handel mit zertifizierten Emissionsreduktionen 

(CERs) gibt. Außerdem waren öffentliche Institutionen 

oder staatliche Unternehmen bisher die wichtigsten Projektentwickler, 

private Unternehmen haben sich kaum 

engagiert, was hauptsächlich an einem Mangel an Informationen 

über die Vorteile von CDM liegt. Um diese Probleme 

zu bewältigen, hat das Ministerium für Industrie, 

Energie und KMU gemeinsam mit der ANME 2009 ein 

Handbuch zum CDM für den Energiesektor publiziert, 

das Hintergrundinformationen zum Kyoto-Protokoll, 

CDM im Allgemeinen und CDM-Projekten im Beson- 

33 REN21 2009 

34 GTAI 2009

deren gibt 35 . In Tunesien gibt es relativ wenige Berater, 

die CDM-Projektentwickler unterstützen können, von 

verschiedenen Institutionen werden aber Ausbildungsmaßnahmen 

durchgeführt. Eine Liste der Berater ist in 

den Publikationen der GTAI zu finden 36 . 

2006 gab Tunesien ehrgeizige Pläne zur Durchführung 

von CDM-Projekten bekannt, bisher bleibt die tatsächliche 

Projektentwicklung jedoch weit hinter der Ankündigung 

zurück. Tunesien führt derzeit nur zwei CDM- 

Projekte mit Italien als Partnerland durch. Beide Projekte 

wurden 2006 angemeldet und sind Projekte zur Deponiegasgewinnung 

und -verbrennung. Es gibt momentan jedoch 

ein CDM-Projekt im Bereich erneuerbare Energien, 

das sich im Zulassungsverfahren befindet. Konkret bedeutet 

dies, dass noch kein einziges Projekt voll entwickelt ist, 

dafür aber ein Aktionsprogramm (PoA), das die Installation 

von Solar-Warmwasser-Systemen in tunesischen Haushalten 

im Rahmen des PROSOL-Programms bündelt 37 . 

TABELLE 9: CDM-PROJEKTE IN TUNESIEN 

Projekt Ort (Region) Status Type 

Djebel Chekir, Projekt 

zur Gewinnung 

und Verbrennung von 

Deponiegas 

Projekt zur Gewinnung 

und Verbrennung 

von Deponiegas 

in neun gebündelten 

Mülldeponien in 

Tunesien 

Programm für solare 

Warmwasserbereiter 

(CDM PoA) 


Das oben erwähnte CDM-Handbuch enthält eine Liste 

von Projekten, deren Project Idea Note (PIN) bewilligt 

wurde. Zusammengerechnet ergeben diese 76 Projekte eine 

Emissionsreduzierung von 107 600 kt CO2, von denen 7 

445 aus Windkraftprojekten stammen und 13 714 aus Projekten 

im Bereich erneuerbare Energien im Allgemeinen. 

Zusammengenommen wird in den in Tabelle 9 aufgelisteten 

Windprojekten eine Leistung von 198 MW installiert. 

35 siehe http://www.anme.nat.tn/sys_files/medias/ 

publication/MDP/mdp_vf.pdf 

36 GTAI 2009 

37 Für weitere Informationen siehe: 

http://cdm.unfccc.int/ProgrammeOfActivities/index.html 



Im Rahmen des UNDP gibt es mehrere Projekte in den 

Bereichen Energie und Umwelt, unter anderem das Projekt 

»Schaffung von Taskforce-Kapazitäten (IGCE und 

KWK) zur Umsetzung der Energiemanagementstrategie 

in Tunesien« mit einem Gesamtbudget von 786 976 

US $ (2005–2008), das gemeinsam mit der ANME und 

der GTZ umgesetzt wird und großen Einfluss auf die Entwicklung 

des Energiesektors hat. 

Die African Development Bank Group hat zwei große 

Projekte im Energiebereich realisiert. Das »Projekt zur 

Sanierung, Umstrukturierung und Entwicklung der Verteilernetze« 

zur Unterstützung von Maßnahmen zur 

allgemeinen Versorgung und Elektrifizierung startete im 

Jahr 2002, ein Jahr später begann die Bank mit einem 

zweiten Projekt mit ähnlichen Zielen unter dem Titel 

»Sanierung des Stromverteilernetzes«. 

Die Globale Umweltfazilität, ein öffentlich-privates 

Bündnis, das Darlehen für Umweltprojekte vergibt, ist in 

Tunesien im Bereich erneuerbare Energien und insbesondere 

im Bereich der Windenergie aktiv. 2001 startete das 

Projekt »Förderung zum verstärkten Einsatz von Windenergie 

in Tunesien« (sowohl für netzgebundene als auch 

netzunabhängige Windenergie) mit einem Budget von 

1,1 Mio. €. Im Mai 2009 wurde ein weiteres Projekt zur 

Entwicklung von netzgebundener Energie aus Privatunternehmen 

auf den Weg gebracht 38 . 

38 GEF 2009 


t CO ² 

IRR (mit CDM) 

Jahr der 

Anmeldung 

Tunis zugelassen Deponiegas 369 664 k. A. 2006 

verschiedene zugelassen Deponiegas 317 909 k. A. 2006 

Tunesien 


Solarenergie 9 500 k. A. -

TABELLE 10: WINDKRAFT-PROJEKTE 

IN TUNESIEN MIT BEWILLIGTER PIN 

Größe 

[MW] 

Projektteilnehmer 

Die GTZ ist seit 1975 im Auftrag der deutschen Regierung 

in Tunesien aktiv. Die zwei Arbeitsschwepunkte 

der GTZ in Tunesien sind Wirtschaftsförderung und 

Umweltschutz. Der Bereich Umweltschutz beinhaltet 

ein Programm zur Förderung erneuerbarer Energien und 

Energieeffizienz. Das Programm soll die Rolle der ANME 

im Energiebereich stärken, die Beteiligung von Privatunternehmen 

unter anderem durch Public-Private Partnerships 

(PPPs) fördern und Instrumente zur Förderung und 

Finanzierung erneuerbarer Energien und von Energieeffizienzprojekten 

entwickeln. Im November 2003 entschied 

das UNDP, gemeinsam mit der GEF ein Projekt mit dem 

Titel »Entwicklung von netzgebundenee Energie in Tunesien 

für den 10. Plan« umzusetzen, das acht Jahre lang 

laufen soll. Das Programm startete 2004 und wird in Zusammenarbeit 

mit der GTZ durchgeführt. Im Rahmen 

dieses Projektes, das auf die Nutzung von Windkraft im 

großen Stil abzielt, sollen dem Windsektor private Investitionen 

von mehr als 100 Mio. US $ zugeführt werden. 

Die von der GEF zur Verfügung gestellten Gelder belaufen 

sich auf 10,25 Mio. US $. Die GTZ unterstützt das 

Projekt als Ganzes durch die Erstellung von Standortanalysen, 

durch die Beratung der tunesischen Regierung 

in Fragen zu Netzanschluss und Tarifstrukturen und 

durch die Vorbereitung und Unterstützung von Ausschreibungsverfahren. 

Darüber hinaus will die GTZ 

ein hohes Maß an lokaler Wertschöpfung sicherstellen, 

indem einheimischen Herstellern technische Unterstützung 

angeboten wird. 

Spanische, französische und japanische Agenturen zeigen 

Interesse am tunesischen Energiesektor oder haben bereits 

in ihn investiert 39 40 . Die französische Entwicklungsagen- 

39 Norton Rose LLP 2009 

40 GTZ Expertenmeinung 2009 

CER / 

Jahr 

Zeitraum 

(Jahre) 

35 STEG 57 700 21 

120 STEG 200 000 21 

15 SCG Gabès 21 200 21 

14 CIOK 21 600 21 

14 CJO 21 600 21 

Quelle: ANME 2009a 


tur (AFD) trägt durch das PME-Programm (Quatrième 

Programme de Mise à Niveau des Entreprises, siehe Abschnitt 

1.5) finanziell zum positiven Marktklima bei. Ein 

weiteres Beispiel für internationale Investitionen ist die 

Kofinanzierung des tunesischen Windatlas durch die 

spanische Entwicklungsagentur (nähere Informationen 

in Kapitel 1.5). 



Verschiedene Organisationen (STEG, GTZ, AECID, 

UNDP) haben Messungen durchgeführt, finanziert oder 

gefördert, um mögliche Standorte für Windparks in Tunesien 

zu identifizieren. 

Die GTZ hat gemeinsam mit der ANER einige Orte genauer 

untersucht, um deren Eignung für Windparks zu 

ermitteln. Zu diesen Orten gehören Enfida an der Ostküste, 

Zarzis südlich der Insel Djerba und Cap Negro an 

der Nordküste. Mit Unterstützung des United Nations 

Development Programme (UNDP) wurden Orte auf 

der Cap-Bon-Halbinsel, ein Plateau südlich von Thala im 

Landesinneren und ein Gelände in der Nähe von Kebeli 

in Südtunesien evaluiert. 

Im April 2009 wurde im Rahmen einer gemeinsam organisierten 

Konferenz des tunesischen Ministeriums für 

Industrie und Energie und der spanischen Botschaft ein 

Windatlas von Tunesien präsentiert. Er wurde mit finanzieller 

Unterstützung der Spanischen Agencia Española 

de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AE- 

CID) und der Regierung von Navarra durch die tunesische 

nationale Energieagentur ANME in Zusammenarbeit 

mit dem spanischen Centro Nacional de Energías 

Renovables (CENER) erstellt 41 . Der Atlas basiert auf 

meteorologischen Messungen (Wind, Temperatur und 

Druck), die auf 17 Masten in Höhe von 60, 80, und 100 

m im Verlauf eines Jahres durchgeführt wurden. Auf Basis 

dieser Daten wurde eine Windkarte mit der räumlichen 

Auflösung von 1 km x 1 km modelliert. Durch die 

Nutzung der Daten von 19 weiteren metereologischen 

Stationen des Nationalen Metereologischen Instituts in 

41 AECID 2009

Tunis wurde diese Karte validiert 42 . Der Windatlas von 

Tunesien ist im GIS-Format erstellt und stellt Winddaten 

in verschiedenen Schichten in der Höhe von 10 m, 60 m, 

80 m, und 100 m 43 dar, wobei er über 90% des Landes 

abdeckt. Das GIS-Format bildet darüber hinaus Daten zu 

Straßen und Umweltschutzgebieten ab, die für die Planung 

von Windparks relevant sind (http://www.cener. 

TABELLE 11: GEPLANTE INSTALLIERTE LEISTUNG 

FÜR WINDKRAFT DER ANME 

Jahr Leistung (MW) 

2011 200 MW 

2020 1 100 MW 

2030 1 800 MW 

Quelle: ANME 

com/es/sala_prensa/nota_mapa_eolico_tunez.asp) 44 . 

Regionen mit hohem Windpotenzial befinden sich 

hauptsächlich im nördlichen Teil von Tunesien, aber 

auch im Landesinneren und im Süden. In den nördlichen 

und nordöstlichen Gebieten ergaben die Windmessungen 

Geschwindigkeiten zwischen 7 und 10 m/s 45 , so z. B. 

im Gebiet von Jebel Sidi Abderrahmane in der Region 

des Cap Bon (der Halbinsel im Nordwesten von Tunesien, 

in der Nähe von L’Ariana), wo STEG durchschnittliche 

Windgeschwindigkeiten von über 10 m/s in einer 

Höhe von 45 m maß. In der Region um Bizerte und Nabeul 

(an der Südküste der Halbinsel im Nordwesten von 

Tunesien) sowie in der zentralen Region und im Süden 

von Kaserine (Tataouine, Medenine, Gabes) übersteigen 

die Windgeschwindigkeiten 7 m/s bei einer Höhe von 

60 m 46 wie etwa in Métline (an der Nordküste, in der 

Nähe von Bizerte) mit durchschnittlichen 9 m/s bei einer 

Höhe von 30 m. 


Die stärkere Nutzung von Windenergie ist seit 2001 

ein erklärtes Ziel des tunesischen Energieentwicklungsprogramms. 

Im Rahmen des 10. Entwicklungsplans 

hat sich die tunesische Regierung darauf festgelegt, bis 

2007 120 MW zu installieren. Bisher wurde dieses Ziel 

noch nicht erreicht. 

Darüber hinaus zielt der 11. Entwicklungsplan (der 

42 CENER 2009 

43 AECID 2009 

44 CENER 2009 

45 AfriWEA 2008 

46 CENER 2009 


den Zeitraum von 2008–2011 abdeckt) darauf ab, dass 

weitere 200 MW von privaten Investoren auf einer ausschließlich 

wettbewerbsorientierten Basis installiert 

werden. Die Umsetzung des 11. Entwicklungsplans wird 

von dem GEF-Projekt »Private Sector Led Development 

of On-Grid Wind Power in Tunisia« (Entwicklung 

von ans Netz angeschlossenem Strom in Tunesien) 

unterstützt, das von der Nationalen Agentur für Energiemanagement 

(ANME) durchgeführt wird 47 . Die 

dazu geplanten Baumaßnahmen werden in den ersten 

fünf Jahren des Betriebs durch produktionsabhängige 

finanzielle Hilfe unterstützt. Bei einer voraussichtlichen 

Kostenersparnis von 0,037 TND/kWh und einer Verfügbarkeit 

des Windparks von 35% werden die zusätzlichen 

Kosten momentan auf zwei bis drei US Cents pro 

kWh geschätzt, etwa ein Viertel davon wird durch die 

GEF-Finanzierung abgedeckt. 

Darüber hinaus unterstützt die GTZ die ANME bei der 

Förderung von erneuerbaren Energien in Tunesien im 

Rahmen eines Projektes, das von 2003 bis 2012 läuft. 

Ziel des Projekts ist es, die Bedingungen für Privatunternehmen 

zu verbessern und Finanzierungsinstrumente zu 

entwickeln 48 . Für die Installation von Windkraft setzt die 

ANME folgende Ziele fest: 

Die Grenze für die Entwicklung der Ziele für Windenergie 

bis 2011 liegt in der Leistungsfähigkeit des tunesischen 

Netzes, das STEG zufolge nur 200 MW an Energie 

aus Windkraft aufnehmen kann 49 . Um diese Netzprobleme 

anzugehen, gibt es Pläne, das tunesische Stromnetz 

mit den Netzen von Algerien, Libyen und europäischen 

Ländern zusammenzuschalten. 

Im April 2009 präsentierten der tunesische Energieminister 

und das italienische Umweltministerium gemeinsame 

Pläne, das tunesische Stromnetz mit dem italienischen 

Netz zu verbinden. Diese Pläne werden vom Mediterranean 

Centre of Renewable Energies (MEDREC) unterstützt, 

das vom italienischen Umweltministerium und 

den tunesischen Ministerien für Energie und Umwelt in 

Zusammenarbeit mit dem United Nations Energy Program 

(UNEP) 2004 gegründet wurde. Ein Seekabel mit 

400 kV (1 000 MW) soll das tunesische und das italienische 

Netz verbinden 50 . 

47 GEF 2009 

48 GTZ 2007b 

49 STEG 2008 

50 Dodd 2008

Außerdem werden Vorbereitungen getroffen, um große 

industrielle Verbraucher (IGCElec) dazu zu ermutigen, 

Windkraft zu zur Erzeugung von Strom zum Eigenverbrauch 

zu nutzen (siehe Kapitel 1.5). Dazu werden entsprechende 

Gesetze entwickelt, die verankern, dass überschüssiger 

Strom zu einem festen Preis (0,08/kWh TND 

oder 0,044/kWh 51 €) an STEG verkauft werden darf. Die 

verkaufte Energie wird auf 30% der jährlichen Produktion 

des jeweiligen Windparks begrenzt 52 . Außerdem führt 

die ANME ein Programm durch, das die IGCElec mit 

folgenden Maßnahmen unterstützen soll: 

• Vorläufige Evaluation der Standorte 

• Installation von Messungsmasten und Erhebung der 

Winddaten 

• Mobilisierung von Experten 

• Technische Unterstützung bei der Durchführung von 

Studien 

• Aufbau von Kapazitäten bei IGCE im Bereich Windkraft 

und CDM (Unterstützung bei Project Idea Note 

und Project Design Document sowie Förderung auf 

internationaler Ebene). 

TABELLE 12: 

INSTALLIERTE UND GEPLANTE WINDPARKS IN TUNESIEN 

Ort Leistung In Betrieb seit Durchschnittliche 

jährliche 

Produktion 

Alle Anlagen für erneuerbare Energien dürfen das Netz 

zur Einspeisung und Übertragung von Strom für die 

Eigenproduktion nutzen. Die Übertragungsgebühren 

werden vom Energieministerium festgesetzt. Energie, 

die der Erzeuger nicht selbst verbraucht, darf exklusiv 

an STEG zum Standardtarif für Hochspannungsstrom 

51 Dodd 2008 



verkauft werden, der vom Stromversorger festgesetzt 

wird. Die Einspeisung von überschüssigem Strom ist jedoch 

auf 30% der jährlichen Produktion des Windparks 

begrenzt 53 . Zusätzlich hat das Energieministerium ein 

Programm eingeführt (Nr. 8 von acht Programmen im 

Bereich Energie), das sich an Haushalte und Unternehmen 

richtet und die Eigenproduktion von Strom aus 

erneuerbaren Energien unterstützt 54 . 



Obwohl erste Erfahrungen mit kleinen Windrädern in 

Tunesien bereits in den frühen 1980-er Jahren gesammelt 

wurden, begann die kommerzielle Nutzung von 

Windkraft zur Stromerzeugung erst nach 2000. Vorher 

wurde Windkraft hauptsächlich auf dezentraler Ebene 

eingesetzt, etwa um Bewässerungswasser in abgelegene 

Gegenden zu pumpen. Bisher ist nur ein einziger Windpark 

mit einer installierten Leistung von 55 MW (Sidi 

Daoud) in Betrieb. Weitere Projekte sind in Planung 

(siehe Tabelle 12). 

Der aktuelle tunesische Energiemarkt wird von Windparks 

dominiert, die von STEG betrieben werden. Der Sidi-Daoud-Windpark 

wurde mit Windrädern der Firma Made 

ausgerüstet, die ein Tochterunternehmen von Gamesa ist. 

Gamesa hat außerdem die von STEG ausgeschriebene Ausschreibung 

gewonnen, die beiden Windparks Métline und 

53 ANME 2008, MED-ENEC 2008 

54 ANME 2009 

Finanzierung Betreiber 

Sidi Daoud Phase I 10.6 MW 2000 30 STEG (20%) STEG 

Sidi Daoud Phase II 20 MW total 2003 42.4 Spanisches 

Darlehen (80%) 

STEG 

Sidi Daoud Phase III 55 MW total 2008 k. A. k. A. STEG 

Métline 62 MW geplant für 

2010/2011 

k. A. k. A. STEG 

Kchabta 58 MW geplant für 

2010/2011 

k. A. k. A. STEG 

El Haouira 500 MW geplant k. A. k. A. Moncada 

Energy Group 

Quelle: DODD 2008

Kchabta mit Windrädern zu beliefern. Nach Angaben von 

STEG wurde der Vertrag zur Finanzierung dieser Projekte 

im Dezember 2008 unterzeichnet 55 . 

Das El-Haouira-Projekt der italienischen Moncada 

Energy Group zielt darauf ab, Energie aus einem geplanten 

Gas- oder Kohlekraftwerk über ein 400-kV-Seekabel 

nach Italien zu exportieren 56 . 


Momentan betreibt und verwaltet der staatliche Energieversorger 

STEG den einzigen Windpark in Tunesien 

(Sidi Daoud). Zur weiteren Entwicklung von Windkraft 

zählt die Regierung auf den Privatsektor und insbesondere 

auf internationale Investoren. 

Ausländische Investitionen können ohne Einbeziehung 

einer nationalen Holding getätigt werden. Private Investitionen 

sind jedoch nicht in allen Bereichen erlaubt oder 

müssen genehmigt werden. Das Bankensystem wird als 

schwach und die Investitionsfreudigkeit von Privatunternehmen 

als niedrig beschrieben, das Rechtssystem ist 

reformbedürftig 57 . 

Der Handel zwischen Tunesien und der EU wurde durch 

die Euro-mediterrane Zollunion erleichtert, die im Januar 

2008 zwischen Tunesien und der EU in Kraft trat. 

Als einen ersten Schritt hin zu einer Euro-mediterranen 

Freihandelszone, die für 2010 geplant ist, haben Tunesien 

und die EU einen Assoziationsvertrag unterzeichnet. 

Darüber hinaus führt Tunesien Verhandlungen mit 

den USA über eine bilaterale Freihandelszone 58 . Für den 

Gewinn der tunesischen Windenergie bedeutet das, dass 

Europa zum Exportziel wird (zum Beispiel über das geplante 

400-kV-Seekabel, das Tunesien und Italien verbinden 

soll). 

Um das Investitionsklima zu verbessern hat die tunesische 

Regierung 1996 das Programme de Mise à Niveau (PMN) 

ins Leben gerufen. Dieses Programm beinhaltet Subventionen 

für Investitionen und Steuererleichterungen für 

die Industrie und internationale Kooperationsprojekte 

(zum Beispiel zwischen der Europäischen Kommission, 

AFD, GTZ und KFW), um deren Wettbewerbsfähigkeit 

zu steigern. Dezentrale Projekte werden dabei besonders 

berücksichtigt, was der Entwicklung von Windparks 

55 STEG 2008 

56 Dodd 2008 

57 CDM brief 2006 

58 AHK 2008 

TUNESIEN | 

307 

entgegenzukommen scheint. Einen Zugang zu weiteren 

Fördermechanismen, die für die Entwicklung von Windkraft 

in Frage kommen, bietet die Agence Promotion de 

l’Industrie, die zum Ministerium für Industrie, Energie 

und PME gehört. Bewerbungsvoraussetzungen sind eine 

Präsenz in Tunesien für mindestens zwei Jahre, Wachstumspotenzial 

und eine solide Finanzstruktur. Wenn die 

Bewerbung vom Bureau de Mise à Niveau angenommen 

wird, erhalten Unternehmen Investitionsanreize von bis 

zu 25% ihrer Projektinvestitionen und bis zu 15 Jahre 

Steuerbefreiungen. 

Die Regierung führt darüber hinaus über die Veröffentlichung 

einer neuen Investitionsrichtlinie eine Reform der 

Banken durch. Der Schwerpunkt liegt auf der Förderung 

direkter Investitionen aus dem Ausland. Außerdem will 

die Regierung bürokratische Hindernisse in diesem Bereich 

abbauen 59 . Verbesserte Investitionsbedingungen und 

niedrigere bürokratische Hürden erhöhen die Chancen auf 

weitere Investitionen aus Europa und anderen Ländern und 

fördern so die Nutzung des vorhandenen Windkraftpotenzials 

und den damit verbundenen Handel. 

Die Ausbildung im Bereich erneuerbare Energien findet in 

tunesischen Instituten, wie z. B. dem Internationalen Zentrum 

für Umwelttechnologie Tunis (CITET) und dem Forschungs- 

und Technologiezentrum für Energie (CRTEn) 

statt. CITET wurde 1996 zur Förderung von Umwelttechnologien 

gegründet und untersteht dem tunesischen 

Umweltministerium. Neben verschiedenen Beratungs- und 

Ausbildungsleistungen bietet es auch Labore und Entwicklungskapazitäten. 

Eine Bibliothek und eine ausführliche Internetpräsenz 

dienen der Dokumentation und Verbreitung 

von Informationen zu Umweltfragen. CITET ist an unterschiedlichen 

Kooperationsprojekten einschließlich internationaler 

Projekte beteiligt. Gemeinsam mit CITET und 

zwei weiteren deutschen Partnern betreibt die GTZ den 

IHK/GTZ Company Pool on Environmental Technology 

(IHK/GTZ Unternehmenspool für Umwelttechnologie) 

in Tunis, der kleine und mittlere europäische Unternehmen 

aus dem Bereich Umwelttechnologie den Marktzugang in 

Tunesien und anderen Ländern des Mahgreb erleichtert. 

Das CRTEn wurde 2005 gegründet und bildet die Energieabteilung 

von Borj-Cédria Technopole. Am CRTEn 

59 AHK 2008

werden Forschungs-, Innovations- und Ausbildungsaktivitäten 

in den Bereichen Energietechnologien und erneuerbare 

Energien durchgeführt. 

Derzeit gibt es in Tunesien keine Windkraftindustrie. Das 

kanadische Beratungsunternehmen Hélimax hat jedoch 

eine Studie zur Möglichkeit der Etablierung einer solchen 

Industrie in Tunesien zusammengestellt, die auch einen 

Ausbildungsleitfaden zu Windkraft und eine Grundlagenstudie 

für ein CDM-Projekt im Bereich Windkraft 

enthält 60 . 

60 Helimax Energy Inc. 2004 


Ministere de l’Industrie et de l’Energie et 

des Petites et Moyennes Entreprises 

Immeuble Beya 

40 rue 8011, Montplaisir 

1002 Tunis 

Tel.: +216 (71) 791 132/842 343/894 216 

Fax: +216 (71) 782 742 

Email: mind@ministeres.tn 

TUNESIEN | 

308 

Nationale Agentur für Energieeinsparung (ANME) 

3 rue 8000, Montplaisir - 1002 Tunis 

Tel.: (216) 71 906 900 

Fax: (216) 71 904 624 

Vocal Line of PROSOL 

71 901 444 

Email: boc@anme.nat.tn 

Société Tunisienne d’Electricité et du Gaz (STEG) 

38 rue Kamel Attaturk 1080 Tunis 

Postal address: B.P. 190, 1080 Tunis cedex 

Tel.: +216 (71) 341 311 

Fax: +216 (71) 330 174/349 981/341 401 

Internet: www.steg.com.tn 

GTZ-Büro in Tunis 

Sandra Schenke 

12, rue du Lac Turkana 

2045 Berges du Lac de Tunis 

Tunisia 

Tel.: +216 71 860-320 

Fax: +216 71 860-719 

Email: gtz-tunesien@gtz.de 

Internet: www.gtz.de/en/

Deutsch-Tunesische Industrie- und Handelskammer 

Chambre Tuniso-Allemandede l‘Industrie et du 

Commerce 

Immeuble Le Dôme 

Rue du Lac Léman 

1053 LES BERGES DU LAC 

Tunisia 

Tel.: +216 71 965 280 

Fax: +216 71 964 553 

Email: info@ahktunis.org 

Internet: http://tunesien.ahk.de 


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TUNESIEN | 

311

INDONESIEN 


ADB Asiatische Entwicklungsbank 

ACE ASEAN Centre for Energy 

APEC Asiatisch-Pazifische Wirtschaftliche 


APETINDO Indonesischer Erneuerbare Energien 

Verband 

ASEAN Vereinigung südostasiatischer Nationen 

bbl/d Barrel/Tag 

BECIN Bilaterale Energiekooperation zwischen 

Indonesien und den Niederlanden 


BPPT Behörde zur Beurteilung und 

Anwendung von Technologien 


CO2 Kohlenstoffdioxid 

DJLPE Direktorat Jenderal Listrik dan 

Pemanfaatan Energi (Generaldirektorat 

für Strom- und Energienutzung) 





ESDM Ministerium für Energie und 

Bergbauressourcen 




HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragungsleitung 

IDR Indonesische Rupiah 

312 


IGEE Indonesische Gemeinschaft für 


IWES Indonesische Gesellschaft 

für Windenergie 


kV Kilovolt 

LAPAN Nationales Institut für 

Luft- und Raumfahrt 

LPG LPG-Flüssiggas 

METI Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia 

MSOE Ministerium für staatliche Unternehmen 

MW Megawatt 




PJ Petajoule 

PLN Perusahaan Listrik Negara 

(staatlicher Stromversorger) 


PSC Production Sharing Contracts 


SKEA Sistem Konversi Energi Angin 

Töe tonne öl equivalent 

TZ Technische Zusammenarbeit 

UNDP Entwicklungsprogramm der 

Vereinten Nationen 

V Volt 

WB Weltbank 


INDONESIEN 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON INDONESIEN 

Quelle: CGIAR (2004) 

Indonesien liegt in Südostasien und bildet ein Archipel 

mit 13.667 Inseln (von denen nur 6.000 bewohnt sind) 

zwischen dem Indischen und dem Pazifischen Ozean. 

Zwei der Inseln gehören nur teilweise zu Indonesien. 

Während ein Teil von Kalimantan (auch bekannt als Borneo) 

zu Malaysia und Brunei gehört, gehört Neuguinea 

teilweise zu Papua-Neuguinea (siehe Abbildung 1). 

Durch den Äquator geteilt, ist die Inselgruppe fast durchgängig 

von tropischem Klima mit Temperaturen zwi- 

TABELLE 1: 

WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN ZU INDONESIEN 2008 

schen 23 und 32° C geprägt. Die Luftfeuchtigkeit liegt 

zwischen 70 und 90%. Die Windgeschwindigkeiten sind 

mit durchschnittlich 2–6 m/s in der Regel gemäßigt und 

vorhersehbar außer bei den auftretenden Monsunen, Tafunen 

und Stürmen. 

313 

Die offizielle Landessprache ist Indonesisch (Bahasa 

Indonesia). Als Verkehrssprache ist neben Indonesisch 

auch Englisch anerkannt. Indonesien ist eine unabhängige 

Republik mit einem Präsidialsystem. Der Präsident 

von Indonesien ist Staatsoberhaupt, Oberbefehlshaber 

der indonesischen nationalen Streitkräfte und Regierungsoberhaupt. 

Bei den Wahlen im April 2009 erhielt 

die Demokratische Partei von Präsident Susilo Bambang 

Yudhoyono die Mehrheit. 

Fläche Einwohner BIP BIP/Kopf Export Import 

1 919 440 km² 240 Mio. 343,2 Mrd. € 1.504 €/Kopf 91,7 Mrd. € FOB 

(Schätzung 2008) 

Quelle: U.S. Department of State 2009 und IMF 2009 

86,4 Mrd. € 

FOB 

(Schätzung 2008) 

Seit Suhartos »New Order« bekennt sich Indonesien 

zu einer freien und aktiven Außenpolitik und versucht 

auf diese Weise seit 1967, seine Rolle in der Region auszuweiten. 

Indonesien muss sich mit den Aktivitäten der mit Al- 

Qaida in Verbindung stehenden terroristischen Gruppe 

Jemaah Islamiyyah auseinandersetzen. Diese stellt nach

Angriffen auf ausländische Ziele in Bali im Jahr 2001 und 

2005 und in Jakarta in den Jahren 2003 und 2009 auch 

weiterhin eine ernstzunehmende Bedrohung dar. 1 

Seit 1950 ist Indonesien Mitglied der Vereinten Nationen. 

Im Jahr 1967 wurde das Land zudem in die Vereinigung 

Südostasiatischer Nationen (ASEAN) aufgenommen 

und gehört seit 1992 zur ASEAN-Freihandelszone. 2 

Indonesien ist seit den frühen 1990-er Jahren Mitglied 

TABELLE 2: 

BIP VON INDONESIEN 2000–2008 

BIP 

(konstante 

Preise) 

BIP 

(aktuelle 

Preise) 

BIP 

(aktuelle 

Preise) 


Jährliches 

prozentuales 

Wachstum 

der Asiatisch-Pazifischen Vereinigung für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit (APEC) und seit 1995 Mitglied 

der WTO. Im Jahr 2008 trat Indonesien aus der OPEC 

aus, da es keine Netto-Ölexporte mehr durchführt. Neben 

weiteren Abkommen ist Indonesien darüber hinaus 

der »Joint Workgroup« der Europäischen Freihandelsassoziation 

EFTA beigetreten, um den Handel zwischen 

Indonesien und der Europäischen Union zu verbessern. 

Die wichtigsten Exportmärkte für Indonesien waren im 

Jahr 2005 Japan (22,3%), die USA (13,9%), China (9,1%) 

und Singapur (8,9%). Importgüter werden hauptsächlich 

aus Japan (18%), China (16,1%) und Singapur (12,8%) 

bezogen. Im Jahr 2005 hatte Indonesien einen Handelsüberschuss 

mit Exporteinnahmen von 83,64 Mrd. US $ 

bei gleichzeitigen Importausgaben von 62,02 Mrd. US $. 

Zu den wichtigsten Importgütern Indonesiens gehören 

Maschinen und Zubehör, Chemikalien, Kraftstoffe und 

Lebensmittel. Das Land verfügt über umfangreiche natürliche 

Ressourcen einschließlich Rohöl, Erdgas, Zinn, 

Kupfer und Gold. 

1 Jakarta war durch einen Angriff von Terroristen, die mit Afghanistan in Verbindung 

gebracht werden, betroffen. Dabei starben mindestens 9 Personen, 50 

wurden verletzt. 

2 ASEAN ist eine geopolitische und wirtschaftliche Organisation von 

10 Staaten in Südostasien. Sie wurde am 8. August 1967 gegründet. 

INDONESIEN | 314 

Tabelle 2 zeigt, dass das BIP über die letzten Jahre kontinuierlich 

angestiegen ist. Im Jahr 2008 betrug die Inflationsrate 

11,1%. Im Jahr 2006 lebten 17,8% der indonesischen 

Bevölkerung unterhalb der Armutsgrenze. 3 Das 

Pro-Kopf-Einkommen in Indonesien lag im Jahr 2008 bei 

1.504 €. Die Yudhoyono-Regierung versuchte zwischen 

den Jahren 2004 und 2009 ein durchschnittliches Wachstum 

von 6,6% zu erreichen, um Arbeitslosigkeit und Armut 

deutlich zu reduzieren. 4 

2000 2002 2004 2006 2008 

5.4 4.5 5.0 5.5 6.1 

Mrd. (IDR) 1 389 769.9 1 821 833.4 2 295 826.2 3 339 216.8 4 954 028.9 

Mrd. € 111.0 131.2 172.3 244.4 343.3 

14.2 


Die gesamte Primärenergiebereitstellung zeigte über die 

letzten Jahre einen starken Anstieg. Ausgangspunkt war 

eine Primärenergiebereitstellung von weniger als 40 000 

ktoe im Jahr 1970, davon wurden mehr als 60% mit erneuerbaren 

Energien und Abfall erzeugt. In den letzten 

dreißig Jahren stieg der Anteil von Öl und Gas deutlich 

stärker als von anderen Quellen. Nach einem kontinuierlichen 

Anstieg erreichte die Primärenergiebereitstellung 

2006 179 069 ktoe, was 7 503 PJ oder 2 085 832 

GWh entspricht. Erdöl dominiert die Primärenergiebereitstellung 

mit einem Anteil von 33%, gefolgt von 

erneuerbaren Energien und Abfall (z. B. Geothermie, 

Solarenergie, Windenergie, Abfall und Biomasse) mit 

einem Anteil von 32%, Gas (19%), Kohle (15,5%) und 

Wasserkraft (0,5%). Abbildung 2 zeigt die Struktur der 

Primärenergiebereitstellung nach Energiequellen. 5 

Der Endenergieverbrauch Indonesiens belief sich im Jahr 

3 CIA 2009 

4 U.S. Department of State 2009 

5 IEA 2008

ABBILDUNG 2: ANTEIL VERSCHIEDENER ENER- 

GIEQUELLEN AN DER GESAMTEN PRIMÄRENERGIE- 

BEREITSTELLUNG IN 2006 

59 113 

33 % 

27 669 

15 % 


Gas 

Öl 


828 

1 % 

Kohle 

Wasser 

58 064 

32% 

33 396 

19% 

auf 134 266 ktoe (5 626 PJ/1 563 957 GWh). Die Aufteilung 

des Energieverbrauchs auf die einzelnen Wirtschaftssektoren 

ist aus Tabelle 3 ersichtlich. 

Zwischen 1996 und 2006 stieg der Energieverbrauch 

im Industriesektor um 117%, im gewerblichen Sektor 

um 75%, in privaten Haushalten um 35% und im Trans- 

TABELLE 3: ENDENERGIEVERBRAUCH 2006, IN KTOE UND PJ 


portsektor um 46%. 6 Indonesien gehört zu den weltweit 

größten Kohle-Exporteuren, und ist darüber hinaus führender 

Erdgasexporteur. Insgesamt ist das Land jedoch 

Netto-Energie-Importeur und abhängig von Erdölimporten 

(Rohöl sowie raffiniertes Öl) aus Afrika, dem Nahen 

Osten und Australien. Erdgas für die petrochemische Industrie 

wird aus dem Nahen Osten (Katar) importiert. Sein 

Ressourcenreichtum, seine offene Haltung zu Handel und 

Investitionen und seine strategisch günstige Lage in Ostasien 

macht Indonesien zu einem der weltweit führenden 

Exporteure von Kraftwerkskohle (weltweit größter Exporteur 

im Jahr 2008) 7 und einem wichtigen Exporteur von 

LNG-Flüssiggas (weltweit drittgrößter Exporteur) 8 . Seit 

2004 ist Indonesien Netto-Ölimporteur. 9 

Das Stromnetz 

PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) ist der einzige vertikal 

integrierte Stromversorger in Indonesien. PLN hat 

das Monopol auf die Übertragungs- und Verteilnetze mit 

Gesamtlängen von 32 000 km bzw. 580 000 km 10 . 

Wie aus Abbildung 3 ersichtlich, befinden sich große Teile 

des Übertragungsnetzes auf den Inseln Java und Bali. Das 

Stromnetz besteht aus mehr als 600 isolierten Systemen 

und aus acht miteinander verbundenen Systemen. Das 

größte Netzwerksystem ist das Java-Bali-System, das mehr 

als 80% des landesweiten Stromverbrauchs transportiert. 

Gesamter Endenergieverbrauch ktoe PJ % 

Industrie 34 586 1 449 25.8 

Transport 25 223 1 057 18.8 

andere Sektoren 62 383 2 614 46.5 

Privathaushalte 56 364 2 362 42.0 

davon 

Gewerbe und Dienstleistung 3 443 144 2.6 

Land- und Forstwirtschaft 3 443 144 2.6 

andere 2 222 93 1.7 

Nichtenergetische Nutzung 12 074 506 9.0 

Gesamt 134 266 5 626 100 


6 PEU 2006 

7 Im Jahr 2007 verschifften indonesische Produzenten 165 Mio. Tonnen 

(fast 30% des globalen auf dem Seeweg beförderten Kohleangebots). 

8 Im Jahr 2008 erzeugte Indonesien 317 Ladungen mit je 125.000 m3. 

9 Die indonesischen Exporte von Rohöl, Kondensaten und Petrolium belaufen 

sich im Jahr 2009 insgesamt auf 240 000 bbl/d. 2001 lag dieser Wert noch bei 

240 000 bbl/d und 1994 bei 700 000 bbl/d. Gleichzeitig importiert Indonesien 

480.000 bbl/d Rohöl und veredelte Produkte. 

10 ASIANPOWER 2009

ABBILDUNG 3: 

STROMÜBERTRAGUNGSNETZ IN INDONESIEN 


Auf Grund der Fragmentierung des Landes ist die Konstruktion 

eines zusammenhängenden und umfassenden 

Netzes schwierig und kostenintensiv. 

Das Übertragungsnetz besteht aus 500-kV-, 150-kV- und 

70-kV-Leitungen, das Verteilnetz aus 20-kV- und 220-V- 

Niederspannungsleitungen. Hochspannungsleitungen 

mit 500 kV gibt es lediglich im Java-Bali-System, weil es 

als größtes indonesisches Netz eine Spitzenlast von über 

15.000 MW erfährt. Das zweitgrößte Netz befindet sich 

auf Sumatra, wo ein zusätzliches Spannungsniveau von 

275 kV eingeführt werden soll, das als Hauptleitung des 

Netzwerkes dienen soll. Für das Jahr 2012 ist der Zusammenschluss 

der Netze von Sumatra und Java-Bali durch 

eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung 

(HGÜ) vorgesehen. 

Die gesamten Netzverluste beliefen sich im Jahr 2008 auf 

10,56%, die Übertragungsverluste erreichten im gleichen 

Jahr mit ca. 8,4% den niedrigsten Stand seit 2003. 11 Das 

Management von PLN plant die weitere Optimierung seines 

Verteilernetzes und die Verringerung der Netzverluste 

auf maximal 6% (die internationale Norm liegt zwischen 

3 und 5%) bis zum Jahr 2012. Das gesamte Investitionsvolumen 

zwischen 2009 und 2012 beläuft sich auf rund 

1,2 Mrd. US $. 

11 ADB 2009 



Für das Jahr 2007 wurde die installierte Leistung auf 24 

260 MW geschätzt. 12 Mit 20 450 MW (84%) entfiel der 

größte Anteil auf thermische Kraftwerke (Öl, Gas und 

Kohle), gefolgt von Wasserkraft mit 3 400 MW (14%) 

und Erdwärme mit insgesamt 500 MW (2%). Die restliche 

Leistung stammt von Biomasse und Windenergie, 

wobei 1,2 MW (0,3%) auf Windenergie entfallen. 

PLN ist der größte Stromerzeuger des Landes. Mit einer 

Erzeugungsleistung von über 24 925 MW entfallen 86% 

des gesamten Marktvolumens auf das Unternehmen. Die 

restliche Leistung wird von unabhängigen Stromerzeugern 

(IPPs) bereitgestellt (4 782,5 MW bzw. 14%). 

Aufgrund der mit 9,7% pro Jahr rasch ansteigenden 

Stromnachfrage und um Lücken in der Stromversorgung 

vorzubeugen, hat die Regierung zur Beschleunigung der 

Entwicklung das so genannte Crash-Programm eingerichtet. 

13 Dieses Expansionsprogramm sieht neue Kohlekraftwerke 

mit einer Gesamtleistung von 10.000 MW vor. Um 

sicherzustellen, dass auch die Entwicklung erneuerbarer 

Energien vorangetrieben wird, wurde ein zweites Crash- 

Programm angekündigt, welches im Zeitraum von 2009 

bis 2014 realisiert werden soll. Das Programm soll neue 

Leistung generieren, die zu über 60% aus erneuerbaren 

12 EIA 2008 

13 ADB 2009

Quellen (5 000 MW bzw. 48% aus geothermischen Quellen 

und 12% aus Wasserkraft) gespeist werden sollen. Als 

einer der drei weltweit führenden Produzenten von Geothermiestrom 

legte Indonesien kürzlich einen Plan vor, 

die Leistung des Landes bis 2014 um 400% zu erhöhen. 

Die bilaterale Zusammenarbeit im Energiebereich zwischen 

Indonesien und den Niederlanden soll dazu beitragen, 

den in Zusammenarbeit mit der GTZ geplanten 

Leistungsausbau umzusetzen. 14 

Ein Großteil des indonesischen Stromangebots wird 

noch immer in Kohlekraftwerken erzeugt. 15 Es wird erwartet, 

dass einige Projekte im Jahr 2009 den kommerziellen 

Betrieb aufnehmen können. 16 Hierzu gehören unter 

anderem das Labuan-Kohlekraftwerk mit 1 315 MW 

im 2. Quartal 2009, das Indramayu-Kohlekraftwerk mit 

1 330 MW sowie das Rembang Kohlekraftwerk mit 

1 315 MW im 3. Quartal 2009. Ein chinesisches Konsortium 

aus Shanghai Electric Corp. und Dalle Energy 

wird ein weiteres 945-MW-Kohlekraftwerk in Teluk 

Naga, Banten, errichten. 17 Ein Konsortium aus Dongfang 

Electric Corp. und Dalle Energy plant darüber hinaus 

ein 630-MW-Kohlekraftwerk in Pacitan, Ost-Java. 

Um den steigenden Energiebedarf decken zu können, 

hat die PLN zahlreiche Vorschläge für neue Kohlekraftwerke 

unterbreitet. Die einzelnen Projekte sollten im 

März 2009 in Betrieb genommen werden; das gesamte 

TABELLE 4: ENTWICKLUNG DER 

STROMERZEUGUNG 1996–2006 IN GWH 

14 LAPAN 2009 

15 EIA 2008 

16 PLN 2009 

17 McCawley 2008 

1996 * 2000 * 2006 * 

Kohle 18 000 40 000 58 643 

Öl 15 000 18 000 38 717 

Erdgas 22 000 20 000 19 467 

Biomasse 0 0 0 

Kernenergie 0 0 0 

Wasserkraft 9 000 9 500 9 623 

Geothermie 1 000 5 000 6 658 

Solarenergie 0 0 0 

Windenergie 0 0 0 

Gesamt 65 000 92 500 133 108 

* Schätzung auf Basis einer Grafik 



Projekt wird voraussichtlich bis zum Jahr 2011 fertiggestellt. 

18 

Darüber hinaus beabsichtigt der private Geothermiestromerzeuger 

PT Star Energy, die Wayang-Windo-Anlage 

bis Ende 2012 auf 400 MW auszubauen. Die Anlage 

ist momentan die größte Geothermieanlage Indonesiens 

mit zwei Turbinen mit 110 MW und 170 MW. Indonesien 

plant außerdem den Bau seines ersten Kernkraftwerkes, 

welches bis 2017 betriebsbereit sein könnte. 


Die gesamte Stromerzeugung durch den staatlichen 

Stromversorger PLN und 27 IPPs belief sich im Jahr 2006 

auf 133.108 GWh. 19 Tabelle 4 zeigt die Entwicklung der 

Stromerzeugung unterteilt nach Brennstoffkategorie. 

Im Jahr 2006 entfielen 88% der nationalen Stromerzeugung 

auf thermische Stromerzeugung, 7% auf Wasserkraft 

und 5% auf sonstige Energiequellen, davon 1,4% auf die 

Windenergie. Indonesien ist im Bereich Energieerzeung 

autonom. Seine Stromnachfrage steigt rapide mit einem 

Zuwachs von 9,7% pro Jahr. 

In den letzten 5 Jahren stieg der Stromabsatz der PLN 

deutlich um um 8,3% pro Jahr von 79 TWh im Jahr 2000 

auf 117 TWh im Jahr 2005. Gleichzeitig erhöhte sich 

die Anzahl der Kunden der PLN um durchschnittlich 

4,2% pro Jahr und belief sich im Jahr 2005 auf etwa 34,6 

Mio. 20 Um die steigende Nachfrage zu decken, ist eine 

zusätzliche Leistung von ca. 2 000 – 4 000 MW jährlich 

erforderlich. Es wird erwartet, dass der Strombedarf bis 

zum Jahr 2025 auf ca. 440,5 GWh ansteigen wird, um 

wirtschaftliches und soziales Wachstum unterstützen zu 

können. Entsprechend dieser Erwartungen werden rund 

70 000 MW zusätzlicher Kraftwerksleistung benötigt. 

Obwohl Privathaushalte mit einem Anteil von 90% (vs. 

10% Industriekunden) den Großteil der Kunden von PLN 

stellen, liegt der Stromverbrauch beider Bereiche auf ähnlichem 

Niveau 21 : Privathaushalte beziehen 39% (43.754 

GWh) und Industriekunden 38% (43.616 GWh). Der übrige 

Anteil des gesamten Stromverbrauchs entfällt mit 23% 

(25.250 GWh) auf den Dienstleistungssektor. 

18 Muklis Ali 2009 

19 IEA 2006 

20 PEU 2006 

21 Osec 2006

ABBILDUNG 4: 

INSTALLIERTE LEISTUNG ERNEUERBARE 

ENEGIEN NACH QUELLE 

Solar: 

6.5 MW (0,12 %) 

Geothermie: 

903 MW 

(17 %) 

Combined renew. & waste 

Gas 

Öl 

(Quelle: IEA 2006) 

Wasserkraft: 

1.2 MW (0,02 %) 

Biomasse: 

445 MW (8%) 

Solar 

Wasser 

Wind: 

4 125 MW 

(75 %) 


Trotz des großen Potenzials bleiben Indonesiens erneuerbare 

Energiequellen bisher weitgehend ungenutzt. Dies 

betrifft insbesondere Geothermie, Kleinwasserkraft und 

Biomasse. Abbildung 4 zeigt die Anteile der einzelnen 

Energiequellen an der gesamten Stromproduktion aus 

erneuerbaren Energien. 

TABELLE 6: 

STROMTARIFE FÜR PRIVATHAUSHALTE 

Tabelle 5 zeigt die aktuell installierte Leistung der einzelnen 

Technologien für erneuerbare Energien und 

ihr jeweiliges Potenzial. Es wird ersichtlich, dass ein 

beachtlicher Teil des Wasserkraftpotenzials bereits genutzt 

wird, während die Windenergie (größtes Potenzial 

unter den gelisteten Energiequellen) nahezu ungenutzt 

bleibt. 

TABELLE 5: AKTUELLE NUTZUNG UND 

POTENZIAL ERNEUERBARER ENERGIEN 

Potential 

(MW) 


In Indonesien gibt es insgesamt 200 kleinste, kleine und 

große Wasserkraftwerke. Zu den größten Wasserkraftwerken 

gehören die 1-GW-Anlage in Cirata, die 112-MW- 

Anlage in Kotapanjang, die 210-MW-Pumpspeicheranlage 

in Musi und die 184-MW-Anlage in Sudirman. 

Das Ministerium für Energie und Bergbauressourcen 

(ESDM) schätzt die Anzahl der Geothermiestandorte des 

Landes auf insgesamt 217. Die Aufteilung der Vorkommen 

ist wie folgt: 71 auf Sumatra, 62 auf Java, 52 auf Sulawesi, 15 

auf Nusa Tenggara, zwei in Papua und eine auf Maluku. 22 

Strompreise 

Die Stromtarife für Endkunden werden durch die indonesische 

Regierung festgelegt. 23 Um das Wirtschaftswachstum 

anzuregen, hat die Regierung beschlossen, den Strompreis 

zu subventionieren. 24 Im Januar 2009 kündigte die 

Regierung an, die Strompreise zu verringern, um die Pro- 

duktion von Gütern zur Grundversorgung zu fördern. 25 

Darüber hinaus wurden die Einwohner des Landes im 

März 2009 durch dem Präsidenten aufgefordert, eine höhere 

Energieeffizienz zu erzielen, da der Strombedarf aus 

privaten Haushalten, Industrie und sozialen Institutionen 

ein Niveau erreicht hätten, welches die Produktionskapazitäten 

bei weiten übersteigt. 26 

22 Napitupulu, 2009 

23 ASIANPOWER 2009 

24 ADB 2009 

25 National Portal Republic of Indonesia 2009 

26 Ant – LKBN ANTARA 2006 

Nutzung 

(MW) 

Anteil Nutzung 

des Potentials (%) 

Wasserkraft 34 000 3 400 10.00 

Kleine 

Wasserkraft 

9 600 560 5.54 

Geothermie 19 658 903 4.01 

Windenergie 9 286 1.2 0.01 

Quelle: PEU 2006 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Preis (USD / kWh) 0.029 0.025 0.042 0.062 0.062 0.058 k. A. k. A. 

Preis (€ / kWh) 

Quelle: EIA 2008 

0.019 0.017 0.028 0.041 0.041 0.039 k. A. k. A.

TABELLE 7: 

STROMTARIFE NACH SEKTOREN 

Tarifkategorie 

Tabelle 6 gibt eine Übersicht über die Stromtarife für Privatehaushalte 

in Indonesien (US $/kWh). 27 

Tabelle 7 zeigt die Stromtarife für unterschiedliche Verbrauchergruppen. 

28 

Im Jahr 2002 führte die Regierung eine Einspeisevergütung 

für Strom aus erneuerbaren Energien ein. 29 Bemühungen, 

Anreize für Investitionen in erneuerbare Energien 

zu schaffen (Einspeisevergütung oder Kapitalsubventionen) 

blieben bisher jedoch ohne Erfolg. 30 Grund für 

das Scheitern der Maßnahmen ist vor allem die massive 

Subventionierung konventioneller Brennstoffe für den 

privaten Verbrauch. Auf Grund der hohen Rohölpreise 

beliefen sich die Kosten für die Bezuschussung im Jahr 

2008 auf 138,6 Bio. IDR (8,8 Mrd. €). Die hohen Kosten 

führen vermehrt zu Forderungen nach einer neuen Energiestrategie 

(siehe auch Kapitel Rahmenbedingungen für 

erneuerbare Energien). 31 Im Jahr 2009 wurde die Einspeisevergütung 

ausgesetzt. 32 Die Vergütung für Strom 

aus erneuerbaren Energien aus Anlagen < 1 MW wurde 

jedoch bereits im Jahr 2002 im Ministerialerlass Nr. 1 122 

festgeschrieben. 33 Betreibern von EE-Anlagen, die an das 

Niederspannungsnetz angeschlossen sind, werden laut 

Erlass 60% der regional üblichen Produktionskosten für 

jede kWh produzierten Stroms über die Staatliche PLN 

zurückerstattet. Anlagen, die an das Mittelspannungsnetz 

angeschlossen sind, erhalten eine Rückerstattung 

von 80% der Produktionskosten. Die Verordnung wurde 

mit dem Ziel verabschiedet, die Vergütung nur zu zahlen, 

wenn die regionalen Produktionskosten unterhalb des regulären 

Strompreises der PLN liegen. 

27 EIA 2008 

28 ASIANPOWER 2009 

29 World Future Council 2007 

30 ADB 2009 

31 Leong 2005 

32 World Future Council 2009 

33 Hausmann 2009 

Durchschnitt 

(US $/kWh) 

Durchschnitt 

(€/kWh) 

Sozial 0.066 0.044 


Unternehmen 0.083 0.055 

Industrie 0.068 0.045 

Durchschnitt 0.069 0.046 

Quelle: Asian Power 2006 



Durch das Strom-Gesetz Nr. 15 1985 und die begleitende 

Verordnung Nr. 37 von 1992 wurde dem Privatsektor Zugang 

zum Strommarkt gewährt. 34 Die Verordnung fördert 

die Beteiligung des Privatsektors an der Stromerzeugung, 

-übertragung und -verteilung mit dem Ziel, ein Wettbewerbsumfeld 

im Stromsektor zu schaffen. Darum plant 

Indonesien, die Stromerzeugungskapazitäten vor allem 

über die Öffnung des Marktes für IPPs zügig auszubauen. 

Zwischen 1990 und 1994 wurden 27 langfristige Stromhandelsabkommen 

(PPAs) zwischen PLN und IPPs unterzeichnet. 

Durch die Zulassung von IPPs wurde die 

Stromknappheit in der Region Java-Bali überwunden und 

es konnten sogar Überkapazitäten erzeugt werden. Die 

Finanzkrise in Asien hatte jedoch schwerwiegende wirtschaftliche 

Belastungen für die PLN zur Folge, welche die 

Einhaltung aller geschlossenen Verträge stark erschwerte. 

Unter massivem Druck sowohl der Öffentlichkeit als auch 

der Stromproduzenten entschied sich die Regierung, die 

Konditionen der PPAs neu zu verhandeln. Die Neuverhandlung 

der vertraglichen Vereinbarungen hatte jedoch 

sehr negative Auswirkungen auf die Wahrnehmung der 

Investitionssicherheit für ausländische Investoren. In weniger 

als einem Jahrzehnt wandelte sich daher der anfängliche 

Enthusiasmus über die Marktöffnung in Skepsis. 

Dies führte insgesamt zu einer Verschuldung der PLN 

von mehr als 5 Mrd. US$. Gravierend kommt hinzu, dass 

die IDR gegenüber dem US$ des Jahres 1998 um 250% 

gefallen ist, was die Verschuldung noch weiter erhöht hat. 

Die indonesische Regierung hat sich bisher nicht bereit 

erklärt, die Schulden der PLN zu übernehmen. Generell 

zeigte Indonesien aufgrund des geringen Einsatzes der 

Regierung, die Interessen der Anleger zu schützen, unter 

allen asiatischen Staaten die insgesamt langsamste Erholung 

von der asiatischen Finanzkrise. 

Einige Entwicklungsorganisationen haben operative 

Hilfe in Form von Darlehen zur Finanzierung der Umstrukturierung 

des Stromsektors angeboten. Die ersten 

Fortschritte führten zur Wiederbelebung des anfänglichen 

Optimismus über die Zukunft der Strommarktreformen. 

Im Jahr 2005, ein Jahrzehnt nach der Einführung 

der Strommarktreform zur Schließung der Lücken in der 

34 ASIANPOWER 2009

Stromversorgung, stand die Regierung Indonesiens noch 

immer vor dem gleichen Problem. Allerdings wurde für 

2008 die Liberalisierung des Endkundenmarktes vorgesehen. 

Somit sind Stromproduzenten in der Lage, direkt an 

Endabnehmer zu verkaufen statt den Weg über die PLN 

zu gehen. Trotzdem sind die Stromerzeuger weiterhin an 

die Nutzung des PLN-eigenen Übertragungsnetzwerkes 

gebunden. 


Die Elektrifizierungsrate in Indonesiens ländlichen Gebieten 

betrug im Jahr 2008 rund 54%. Die Elektrifizierungsrate 

verzeichnet einen leichten Anstieg (1992: 

42,6%), dennoch gehört sie zu den niedrigsten in der Region. 

35 Ziel der Regierung ist eine Elektrifizierungsrate 

von 90% bis 2020. 

Indonesien hat ein Programm zur Elektrifizierung ländlicher 

Gebiete, das Teil das Entwicklungsprogramm für 

erneuerbare Energien ist (siehe Kapitel »Rahmenbedingungen 

für erneuerbare Energien«). 36 Um den Strombedarf 

in ländlichen Gebieten zu decken, hat die Regierung 

Maßnahmen eingeführt, Dieselgeneratoren durch Anlagen 

für erneuerbare Energien zu ersetzen. 

Höchste Priorität beim Ausbau der erneuerbaren Energien 

hat die Geothermie. 37 

Die indonesische Regierung hat die Förderung dieser 

Technologie angekündigt und bemüht sich um Investoren 

für größere Kapitalinvestitionen, um die Entwicklungsdynamik 

aufrecht zu erhalten. Darüber hinaus wird auch Solarkraft 

eingesetzt, um die Elektrifizierung der ländlichen 

Gebiete voranzutreiben. 38 


Ministerium für Energie und 

Bergbauressourcen (ESDM) 

Das Ministerium für Energie und Bergbauressourcen 

(Departement Energi dan Sumber Daya Mineral oder 

ESDM) hat die Aufgabe, den Präsidenten in Fragen rund 

um die Themen Energie und Ressourcen zu unterstützen. 

Ziel des Ministeriums ist die Gewährleistung der Ener- 

35 UNDP 2008 

36 ADB 2009 

37 Sjafra DWIPA 2002 

38 REEEP 2009 

INDONESIEN | 

320 

giesicherheit bei gleichzeitig nachhaltiger Nutzung der 

mineralischen Ressourcen, um die Lebensqualität der 

Einwohner zu steigern. Das Ministerium hat Kriterien 

für nachhaltige Entwicklung und Indikatoren für entsprechende 

Aktivitäten im Energiesektor definiert. Die Kriterien 

werden durch einen Ministerialerlass umgesetzt. Zu 

den wichtigsten Aufgaben des Ministeriums gehört die 

Formulierung von politischen Richtlinien sowie deren 

Umsetzung. 

Generaldirektorat für Strom- und 

Energienutzung (DJLPE) 

Das Generaldirektorat für Strom- und Energienutzung 

(Direktorat Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi oder 

DJLPE) ist dem ESDM angegliedert und hat diesem gegenüber 

Berichterstattungspflichten. 

Zu seinen Aufgaben zählen: 

• die Formulierung von Richtlinien für den Strom- und 

Energiesektor 

• die Umsetzung dieser Richtlinien unter Beachtung der 

geltenden Gesetze 

• die Formulierung von Standards, Normen und Kriterien 

für alle Sektoren, die Energie bzw. Strom verbrauchen 

• die technische Beratung und Auswertung. 

Öffentliche Unternehmen 

Staatlicher Stromversorger: PT. PLN (Persero) 

Der staatliche Stromversorger PT Perusahaan Listrik Negara 

(PLN) wurde 1964 gegründet. PLN ist der einzige 

vertikal integrierte Stromversorger in Indonesien. Das 

Unternehmen ist alleiniger Betreiber der Übertragungs- 

und Verteilnetze und versorgt Privatkunden, Gewerbe- 

und Industriekunden mit Strom. Im Jahr 2007 verzeichnete 

das Unternehmen einen Umsatz von 114 Bio. IDR 

(8 Mrd. €) und beschäftigte 47 532 Mitarbeiter im ganzen 

Land. Über das Ministerium für staatliche Unternehmen 

ist die Regierung alleiniger Inhaber der PLN. 

Die Anzahl der Kunden aus Privathaushalten liegt derzeit 

bei 5,2 Mio. und wächst jährlich um 5,4%. Im Herbst 

1993 erstellte der Minister für Bergbau und Energie ein 

umfassendes politisches Regelwerk (»Sasaran & Kebija-

kan Pengembangan Subsektor Ketenagalistrikan« – Ziele 

und Strategien für die Entwicklung des Stromsektors), 

um die langfristige Umstrukturierung des Sektors zu initiieren. 

Einer der ersten Schritte zur Umstrukturierung 

im Jahr 1994 war die Umwandlung der PLN von einem 

staatlichen Unternehmen hin zu einem öffentlichen Unternehmen 

unter Beteiligung von Persero bzw. dem Status 

einer Gesellschaft mit beschränkter Haftung. Ein Jahr später 

folgten dieser ersten Maßnahme zwei weitere Schritte: 

die Entflechtung der Java-Bali Erzeugungsanlagen von 

PLN und die Aufteilung in zwei neue Stromerzeuger mit 

verschiedenen Geschäftsbereichen. Einer dieser Stromerzeuger 

ist PT. PLN Pembangkit Tenaga Listrik Java-Bali I, 

ist auch bekannt als PLN PJB sowie als PT, Indonesia Power. 

Die andauernde Währungskrise, die sich zum Ende 

des Jahres 1997 verstärkte, hatte negative Auswirkungen 

auf die Stromindustrie. PLN kauft sein Stromangebot 

teilweise von IPPs, die in US $ bezahlt werden; die Endkunden 

entrichten ihre Zahlungen an die PLN jedoch in 

der lokalen Währung. Im Jahr 1998 erlitt die PLN auf 

Grund der starken Verluste der IDR gegenüber dem US$ 

daher erhebliche Verluste. 

Durch die Einführung einer Liberalisierungsstrategie 

im Stromsektor im August 1998 ist die PLN nicht mehr 

der einzige Akteur im Energiesektor. Der aufkommende 

Wettbewerb war so hart, dass die PLN gezwungen war, 

Maßnahmen zur Energieeffizienz durchzuführen und 

Generatoren zu sanieren. Das Elektrizitätsgesetz Nr. 

20/2002 beendet zudem die Monopolstellung von PLN 

im Bereich Stromübertragung. Privatunternehmen (aus 

Aus- und Inland) sind nach diesem Gesetz berechtigt, den 

von ihnen erzeugten Strom direkt an den Endverbraucher 

zu verkaufen. Die Unternehmen sind jedoch weiterhin auf 

die Nutzung des PLN-eigenen Übertragungsnetzes angewiesen. 

Das staatliche Unternehmen ist vertikal integriert. 

Staatliches Öl- und Gasunternehmen: PT. Pertamina 

Das ehemals staatliche Unternehmen PT. Pertamina 

(Persero) änderte im Rahmen der Verabschiedung des 

Gesetzes Nr. 22/2001 für Erdöl und Gas vom November 

2001 und der Regierungsverordnung Nr. 31/2003 

seine Rechtsform in eine Gesellschaft mit beschränkter 

INDONESIEN | 

321 

Haftung. Laut der Regierungsverordnung gehen jegliche 

Vermögenswerte des Unternehmens sowie dessen Tochterunternehmen 

und Joint Ventures in den Besitz des neu 

formierten Unternehmens über. Das Gesetz legt zudem 

die Auflösung der Monopolstellung des Unternehmens in 

den Bereichen Vertrieb und Vermarktung von Mineralöl 

und Kraftstoffprodukten fest. Darüber hinaus wurde die 

Verwaltung der sogenannten Production Sharing Contracts 

(PSC), die bislang in der Verantwortung von Pertamina 

lag, auf das Unternehmen BPMIGAS übertragen. 

Pertamina trägt wesentlich zur Erdölproduktion Indonesiens 

bei. Im Jahr 2002 war das Unternehmen neuntgrößter 

Erdölförderer des Landes sowie fünftgrößter Erdgasproduzent. 

Das Unternehmen plant Investitionen in Höhe von 2,08 

Mrd. US$ (1,39 Mrd. €) über fünf Jahre. Zwei Drittel der 

Investition werden im Upstream-Geschäft angesiedelt, 

während ein Drittel für Downstream-Geschäfte eingeplant 

wurde. Das Unternehmen Pertamina benötigt Mittel 

zur Modernisierung veralteter Raffinerien, Flüssiggas- 

und Kraftstoff-Depots. 

Neben seinem Öl- und Gasgeschäft engagiert sich das 

Unternehmen zudem im Geothermiebereich. Bis heute 

wurden rund 80 potenzielle Geothermiestandorte mit einem 

geschätzten Produktionspotenzial von 20.000 MW 

identifiziert. Ein im Jahr 2000 beauftragtes 400-MW- 

Geothermieprojekt im Norden von Sumatra ersetzt zum 

Beispiel fossile Brennstoffe in der Wärmeerzeugung und 

trägt auf diese Weise zu einer beträchtlichen Verringerung 

von Treibhausgasemissionen bei. 


Um die steigende Stromnachfrage decken zu können 

(und die Wirtschaftskrise zu mildern) setzte die Regierung 

kürzlich eine Reihe wichtiger Maßnahmen um. Mit 

Hinblick auf die steigende Stromnachfrage bemüht sich 

die Regierung kontinuierlich darum, die Bedingungen für 

eine Beteiligung privater Akteure auf dem Strommarkt zu 

verbessern. Dies soll nach Angaben der Regierung durch 

die Schaffung eines wettbewerbsorientierten Marktes erreicht 

werden. 

Trotz der im Kapitel »Liberalisierung« genannten Pro-

leme gibt es momentan rund 26 private Projekte mit 

einem gesamten Investitionsvolumen von rund 12 Mrd. 

€ und einer gesamten installierten Leistung von 4 782,5 

MW. Eine Liste der in Indonesien aktiven IPPs kann auf 

der Webseite der APEC Energy eingesehen werden. 39 

Alle 26 IPPs haben Power Purchase Agreements (PPA) 

mit der PLN als Vertragspartner geschlossen. 

Wie im Kapitel »Liberalisierung« erwähnt, konnte die 

PLN auf Grund mangelnder Unterstützung seitens der 

Regierung seinen Zahlungsverpflichtungen gegenüber 

einzelnen Stromerzeugern nicht nachkommen. Einige 

der Unternehmen versuchten daraufhin, die ausstehenden 

Zahlungen durch Schiedsverfahren einzufordern. 

Obwohl die Regierung mittlerweile die Bezahlung der 

Stromunternehmen zusicherte, mussten diese akzeptieren, 

dass die eingegangenen PPAs zum Großteil neu 

verhandelt werden, um eine erfolgreiche Umstrukturierung 

der PLN zu gewährleisten. Darüber hinaus führten 

die Unstimmigkeiten zu einem allgemeinen Verlust der 

Glaubwürdigkeit der Regierung. Wichtige ausländische 

Investitionen könnten somit ausbleiben. 

TABELLE 8: 

GESETZE UND REGULATIONEN IM BEREICH STROM 

1. Energiegesetz 

– Gesetz Nr. 30/2007 

3. Stromgesetz 


– Gesetz Nr. 1985 

5. Gesetze und Regelungen für geothermische Energie 


– Staatliche Verordnung Nr. 59/2007 

– Ministerialerlass Nr. 14/2008 

7. Angebot und Nutzung von Biokraftstoffen 

– Präsidiale Anweisung Nr. 1/2006 


Quelle: ADB 2009 

39 Apecenergy 2005 




Die indonesische Regierung hat eine umfangreiche Energiestrategie 

aufgestellt. Für die Förderung des Energiesektors 

werden fünf wichtige Prioritäten herausgestellt 40 : 

Diversifizierung von Energieträgern (konventionell und 

erneuerbar), um die Energiebereitstellung wirtschaftlich 

zu optimieren und fossile Ressourcen zu schonen 

• Intensivierung der Suche nach Energieressourcen: Die 

Ressourcensuche wird auf nationaler und internationaler 

Ebene durchgeführt und hat die Vergrößerung von 

Energiereserven zum Ziel (insbesondere Öl, Erdgas 

und Kohle). 

• Energieeinsparungen: Ein ökonomischer Umgang mit 

vorhandenen Ressourcen soll während allen Produktionsstufen 

Berücksichtigung finden. 

• Energiepreise: Der durchschnittliche Energiepreis soll 

nach dem Marktpreis ausgerichtet werden. Gleichzeitig 

sollen Faktoren wie Optimierung der Energienutzung, 

steigende wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit, Verbraucherschutz 

und gerechte Verteilung berücksichtigt 

werden. 

• Nachhaltige und umweltfreundliche Entwicklung: Umweltschäden 

und negative Einwirkungen auf Ökosysteme 

sollen in allen Bereichen der Energieerzeugung auf lokaler 

und globaler Ebene kontinuierlich reduziert werden. 

2. Nationale Energiestrategie 

Präsidialverordnung Nr. 5/2006 

4. Blueprint Energiestrategie 2005 

6. Grüne Energiestrategie 


8. Nutzung erneuerbarer Energien zur Erzeugung von Strom 

– Staatliche Verordnung Nr. 26/2006 

– Ministerialerlass Nr. 1122 K/30/MEM/2002 


– Ministerialerlass Nr. 269-12/26/600.3/2008 

40 DGEEU, 2001

Darüber hinaus besitzt Indonesien mit der Blueprint 

Energiestrategie 2005 einen Plan zur Entwicklung erneuerbarer 

Energien, der die Minderung des Einsatzes von 

teurem Mineralöl mit derzeit 50% Anteil am nationalen 

Energiemix auf 20% bis 2025 zum Ziel hat. Gleichzeitig 

sollen bis zum Jahr 2020 4% des gesamten Stromverbrauchs 

aus erneuerbaren Energien gewonnen werden. 41 

In dem Bemühen, die Stromkrise zu überwinden, hat Indonesien 

zwei »Crash-Programme« initiiert, die insgesamt 

10 000 MW zusätzliche Stromerzeugungsleistung 

bereitstellen sollen. Während sich das erste Programm auf 

kohlebefeuerte Kraftwerke konzentriert, bilden erneuerbare 

Energien (insbesondere Geothermie) den Fokus des 

zweiten Programms. 42 Aufgrund von Finanzierungsproblemen 

gibt es in der ersten Phase der Umsetzung jedoch 

bereits Verzögerungen im Zeitplan. Einige Experten 

halten das Erreichen der sehr ambitionierten nationalen 

Energieziele wegen der hohen Kapitalinvestitionen und 

speziellen Technologieanforderungen ohnehin für äußerst 

schwierig. 43 


Tabelle 8 gibt einen Überblick über eine Reihe von 

wichtigen Maßnahmen und Regelungen, die von der indonesischen 

Regierung für den Energiesektor entwickelt 

wurden. 

Im Jahr 2008 wurde die Energiepolitik von der Internationalen 

Energieagentur (IEA) in enger Zusammenarbeit 

mit der indonesischen Regierung überprüft. Die Überprüfung 

konzentrierte sich hauptsächlich auf die Sicherstellung 

einer zuverlässigen Energieversorgung, welche 

die Grundlage für die wirtschaftliche Entwicklung des 

Landes darstellt. 

Rechtliche Rahmenbedingungen 

für den Elektrizitätssektor 

Die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen 

des Stromsektors werden im Wesentlichen durch ein 

übergeordnetes Energiegesetz und zwei Stromgesetze bestimmt. 

Das Energiegesetz (30/2007) 44 ruft nationale und lokale 

Regierungen zur verstärkten Nutzung von erneuerbaren 

41 REEEP 2009 

42 LAPAN 2009 

43 Muklis Ali 2009 

44 ESDM 2007 

INDONESIEN | 

323 

Energien auf und schafft, zeitlich begrenzt, Anreize für die 

Entwicklung von erneuerbaren Energien. 45 

Das 1985 eingeführte Stromgesetz ist auf ein vertikal 

integriertes Monopol zugeschnitten. Obwohl das Stromgesetz 

aus dem Jahr 2002 die Ziele der geplanten Strommarktreform 

aufgreift, befand das Verfassungsgericht, 

dass das Gesetz der Verfassung widerspricht. Das Gesetz 

enthält folgende Vorschriften 46 : 

• Die nationale Regierung und die Regionalregierungen 

sind verantwortlich für die Strombereitstellung. 

• Die Entscheidungsgewalt über Strommarktpolitik, Vorschriften 

und Stromtarife liegt bei der Zentralregierung. 

• Die Regierungen der Provinzen dürfen innerhalb ihres 

Amtsbereichs Lizenzen und Zulassungen für Unternehmen 

im Stromsektor ausstellen. 

• Lokale Bezirksverwaltungen dürfen innerhalb ihres 

Amtsbereichs ebenfalls Lizenzen und Zulassungen 

ausstellen. 

• Die Stromerzeugung und -verteilung für Verbraucher 

kann sowohl durch staatliche als auch durch private 

Unternehmen oder Kooperativen organisiert werden. 

• Staatliche Unternehmen haben Priorität bei der Strombereitstellung 

im öffentlichen Sektor. 

• Strompreise und -tarife werden unter Zustimmung des 

Parlamentes durch die zentrale Regierung festgelegt. 

• Die Regierungen der Provinzen können unter Zustimmung 

ihrer Parlamentsmitglieder eigene Strompreise 

festlegen. 

• Die Höhe der Stromtarife für Endkunden kann je nach 

Region unterschiedlich ausfallen. 

14.5 

 


Wie im vorherigen Abschnitt erwähnt, zielt die indonesische 

Energiestrategie auf die Erhöhung des Anteils erneuerbarer 

Energien ab. Tabelle 9 zeigt die in der Blueprint 

Energiestrategie für erneuerbare Energien festgelegten 

nach einzelnen EE-Technologien. 

Für die erfolgreiche Umsetzung der Ziele enthält der 

45 ADB 2009 

46 Reuters 2009

Entwicklungsplan für erneuerbare Energien folgende 

Maßnahmen: 

• Programm zur Elektrifizierung ländlicher Gebiete: Die 

Regierung hat Maßnahmen zum Ersetzen von Dieselgeneratoren 

durch EE-Anlagen ergriffen, um die Energienachfrage 

in ländlichen Gebieten zu decken. 

• Programm zur Anbindung von EE-Anlagen: Die Regierung 

unterstützt die Anbindung von kleinen und 

mittleren EE-Anlagen an das Stromnetz der PLN. Der 

Ankaufpreis für Strom, der in das Mittelspannungsnetz 

eingespeist wird, liegt bei 80% der lokalen Stromerzeugungskosten 

der PLN. Für Strom, der in das Niederspannungnetz 

eingespeist wird, werden 60% der lokalen 

Stromerzeugungskosten gezahlt. 

• Integrierte Entwicklung von kleiner Wasserkraft 

• Programm zur Förderung von PV-Anlagen im urbanen 

Raum: Das ESDM, das Ministerium für Forschung 

und Technologie und das Umweltministerium haben 

2003 das Programm zur Förderung von PV im urbanen 

Raum ins Leben gerufen. 

• Förderung energieautarker Dörfer. 



Die Regierung hat zur Förderung erneuerbarer Energien 

einige Bestimmungen und Vorschriften erlassen. Auf Basis 

der Nationalen Energiestrategie von 2007 werden folgende 

Strategien zur Entwicklung erneuerbarer Energien verfolgt: 

• Implementierung einer EE-Pflicht für Stromversorger 

(ausgenommen große Wasserkraft) 

• Verbesserung von Finanzierungsmodellen (z. B. Minikredite 

für kleine Unternehmen) 

• Verbesserung der Produktionsbedingungen für EE- 

Anlagen und -Anlagenkomponenten (Lizenzvergabe, 

Joint Ventures und Montage) 

• Um die Verfügbarkeit von Energiequellen zur Stromerzeugung 

zu gewährleisten, soll der Nutzung lokaler 

Energiequellen (unter Nutzungspflicht von EE-Quellen) 

Vorrang eingeräumt werden. 

• Ministerialerlass zur dezentralen Stromerzeugung: EE- 

Strom aus Anlagen < 1 MW soll vom staatlichen Versorgungsunternehmen 

angekauft werden. 

INDONESIEN | 

324 

• Der Ankaufpreis entspricht 60% der Produktionskosten 

bei Anschluss an das Niederspannungsnetz und 

80% bei Anschluss an das Mittelspannungsnetz. 

Die Nationale Energiestrategie (Präsidialverordnung 

Nr.5/2006) 47 hat die ausreichende nationale Stromversorgung 

sowie die nachhaltige Entwicklung zum Ziel. 

Hierfür werden folgende Ziele definiert: 

• Förderung der Nutzung erneuerbarer Energien: Geothermie, 

Biokraftstoffe, kleine Wasserkraft, Solare 

Strahlungsenergie, Windkraft, Biomasse usw. 

• Entwicklung alternativer Energietechnologien als Ersatz 

für die Energiegewinnung aus fossilen Brennstoffen 

• Verminderung der Subventionierung fossiler Brennstoffe 

• Reduktion der Energieelastizität < 1 im Jahr 2025 

Ministerialerlass Nr. 002/2006 zur Stromerzeugung in 

mittleren Anlagen auf Basis von erneuerbaren Energien 

legt folgende Regelung fest: 

Ist ein Projektentwickler eine Wirtschaftseinheit und 

liegt die installierte Leistung der Anlage zwischen 1 und 

10 MW, so ist der vom Stromversorger für den erzeugten 

Strom gezahlte Preis: 

60% der Stromerzeugungskosten des Versorgers bei Anschluss 

an das Niederspannungsnetz 

80% der Stromerzeugungskosten des Versorgers bei Anschluss 

an das Mittelspannungsnetz 

Das Stomhandelsabkommen ist für 10 Jahre gültig und 

kann verlängert werden. 

Die Blueprint Energiestrategie von 2005 im Rahmen des 

Nationalen Energiemanagement 2005–2025 beinhaltet 

die wichtigsten Richtlinien zur Verwaltung von Energie 

auf nationaler Ebene und legt die in Tabelle 10 aufgeführten 

Ziele fest. 

Gesetz Nr. 27/2003 über Geothermie 48 , Regierungsverordnung 

Nr. 59/2007 und Ministerialerlass Nr. 14/2008 

legen folgendes fest: 

• Sowohl Verwaltung als auch Entwicklung von geothermischer 

Energie für direkte und indirekte Nutzung sollen 

reguliert werden. 

47 WRI 2006 

48 ADB 2009

TABELLE 9: 

GEPLANTE LEISTUNG DER BLUEPRINT ENERGIESTRATEGIE FÜR ERNEUERBARE ENERGIEN IN MW 

• Die Höhe des Strompreises aus geothermischen Quellen, 

der von der PLN gezahlt wird, gestaltet sich wie folgt: 

− Installierte Leistung von 10–55 MW: 85% der Produktionskosten 

der PLN, sofern die Anlage an das 

Hoch- oder Mittelspannungsnetz angeschlossen wird 

− Installierte Leistung von > 55 MW: 80% der Produktionskosten 

der PLN, sofern die Anlage an das 

Hochspannungsnetz angeschlossen wird. 

Ministerialerlass Nr. 1122K/30/MEM/2002 über kleine 

dezentrale Stromerzeugung auf Basis von erneuerbaren 

Energien legt folgende Strompreise für Anlagen < 1 MW 

fest, die von der PLN an Projektentwickler und kleine 

Unternehmen zu zahlen sind: 

• 60% der Produktionskosten des Stromversorgers bei 

Anschluss an das Niederspannungsnetz 

• 80% der Produktionskosten des Stromversorgers bei 

Anschluss an das Mittelspannungsnetz. 

Die Regierung plant die Nutzung erneuerbarer Energien 

in der Stromerzeugung von derzeit 0,2% auf 4% im Jahr 

2020 zu erhöhen. 49 Die benötigten Investitionskosten 

für den geplanten Ausbau werden bis zum Jahr 2025 auf 

13,197 Mrd. US$ geschätzt. Die hohen Investitionskosten 

stellen ein wesentliches Hindernis für die indonesische 

Regierung dar. 

Es gibt keine Einspeisevergütung, jedoch wird die Stromproduktion 

aus erneuerbaren Energien vergütet, sofern die 

lokalen Produktionskosten unterhalb des regulären Strompreises 

der PLN liegen (siehe Kapitel »Strompreise«). 

49 REEEP 2007 


Technologie 2010 2015 2020 2035 

Biomasse-Abfall 30 60 120 200 

Geothermie 1 320 4 340 5 090 5 270 

Windenergie 10 40 80 160 

Solarenergie 80 100 120 580 

Micro-Wasserkraft 450 740 950 950 

Gesamt 570 940 1 270 1 890 

Quelle: ADB 2009 

Die Entwicklung von erneuerbaren Energien soll deutliche 

Berücksichtigung finden. Das Ziel der Regierung, 

über 60% der geplanten zusätzlichen Leistung aus erneuerbaren 

Energiequellen bereitzustellen, ist sehr ehrgeizig, 

der Regierung zu Folge jedoch machbar. 50 

Behördliche Genehmigung 

Ausländische Anbieter, die entweder an die PLN oder 

ihre Tochtergesellschaften liefern wollen, müssen über 

eine indonesische Gesellschaft mit beschränkter Haftung 

agieren. Meist können sich nur Unternehmen, die in das 

indonesische Handelsregister eingetragen sind, um Verträge 

mit der PLN bewerben. Ausländische Unternehmen, 

die eine Unternehmensgründung in Indonesien 

anstreben, sind verpflichtet, einen Investitionsantrag zu 

stellen und die genutzte Technologie anzugeben. 51 

Die Vorgehensweise für die Umsetzung eines EE-Projektes 

ist wie folgt 52 : 

1. Der Stromgrundpreis wird von der PLN für jede Region 

bekannt gegeben. Er variiert nach Größe und 

Art des jeweiligen regionalen Systems. 

2. Einreichen eines Angebots durch den Investor an die 

PLN 

3. Bewertung des Angebots durch die PLN 

4. Ausstellung einer Einverständniserklärung durch die 

PLN 

5. Vertrag zwischen PLN und Anbieter 

6. Antragstellung für Lizenz beim ESDM durch den 

Investor 

7. Lizenzierung des Antragstellers durch ESDM 

8. Bau des EE-Projekts 

50 Muklis 2009 

51 Recipes 2006 

52 EC ASEAN 2008

TABELLE 10: 

ZIELE FÜR DEN NATIONALEN ENERGIEMIX 2005 

Energiequelle 2004 2025 

Geothermie 807 MW 9 500 MW 

Kleine 

Wasserkraft 

84 MW 

500 MW (On Grid) 

330 MW (Off Grid) 

Solarenergie 

Biomasse 

8 MW 80 MW 

(Strom) 445 MW 810 MW 

Windenergie 0.6 MW 

Quelle: SERD 2007 

250 MW (On Grid) 

5 MW (Off Grid) 

9. Inbetriebnahme durch ein zugelassenes Zertifizierungsinstitut 

10. Ausstellung einer Betreiberbescheinigung durch das 

Institut für Zertifizierung 

11. Kommerzieller Betrieb der Anlage durch den Investor. 

Ankauf des Stroms durch PLN. 

TABELLE 11: 

BEISPIELE BEREITS REGISTRIERTE CDM PROJEKTE IN INDONESIEN 

Projekt Standort Art 

CDM Solarkocher 

Aceh 1 

MSS 9,7 MWe BiomasseKondensationsturbine 

MNA 9,7 MWe 

Biomasse Kondensationsturbine 

Darajat Unit III Geothermieprojekt 

Amurang Biomasse 

KWK- Projekt 

Nagamas Biomasse 

KWK-Projekt in 

Indonesien 

4MW Biomassekraftwerk 

basierend auf Holzabfällen 

Listrindo Kencana 

Biomassekraftwerk 

Power Plant 

Quelle: UNDP RISØ 2009 


Das Energieministerium stellt eine Zertifizierung für 

genehmigte Projekte aus. Die Zertifizierung ist nicht 

übertragbar auf andere Projektentwickler oder Investoren 

und ist nur gültig für EE-Projekte, die ihren Strom 

an den Endverbraucher verkaufen. Die Zertifizierung hat 

keinen finanziellen Wert und ist nicht übertragbar. Die 

Regierung gewährt keine finanzielle Unterstützung. Die 

Zerifizierung erlaubt dem Anlagenbetreiber den Verkauf 

von Strom zum festgelegten Basistarif an die PLN. Die 

PLN stellt keine Zertifizierungen aus, unterzeichnet jedoch 

das PPA zwischen Investor und PLN. 


Indonesien ist ein Spätstarter im Bezug auf CDM. 53 Das 

Kyoto-Protokoll wurde im Jahr 2004 ratifiziert, erst danach 

wurden die institutionellen Rahmenbedingungen 

geschaffen. Das Umweltministerium richtete im Juli 2005 

die nationale Aufsichtsbehörde (DNA) ein, die den offiziellen 

Titel »National Commission for CDM« trägt. 


(MW) 

53 EC ASEAN 2008 

IZF (%) 


[kt 

CO ² äq] 

Datum der 

Registrierung 

Aceh Solar 0.6 N / A 3.5 06.02.06 

Riau Biomasse 9.7 10 56 17.06.06 

Nord Sumatra Biomasse 9.7 10 46 31.08.06 

West Java Geothermie 110 10 652 11.12.06 

Nord Sulawesi Biomasse 3 N / A 30 20.12.07 

Riau Biomasse 3 11 77 23.11.07 

Zentral Java Biomasse 4 N / A 15 23.05.08 

Bangka-Belitung Biomasse 12 N / A 50 08.12.08

Eine durch die Weltbank (WB) finanzierte und im Jahr 

2007 veröffentlichte Studie stellte fest, dass Indonesien 

mit einer jährlichen Produktion von über 3 Mrd. tCO2äq 

der weltweit drittgrößte Emittent von Treibhausgasemissionen 

ist. Die Klimawandelproblematik ist vielen 

indonesischen Unternehmen noch nicht hinlänglich bekannt. 

Mit der UN-Klimakonferenz in Bali im Jahr 2007 

ist dieses Bewusstsein jedoch gestiegen. Mehr 130 Umweltminister 

und 10.000 registrierte Teilnehmer aus über 

180 Ländern trafen sich im Jahr 2007 in Indonesien und 

machten den Klimaschutz auch in Indonesien zu einem 

zentralen Thema. 

Bis Mitte Dezember 2007 waren nur elf CDM-Projekte 

beim CDM Executive Board registriert. 54 Im Juli 2009 

hatte die indonesische DNA 106 Projekte in ihrem Portfolio. 

Im selben Jahr waren 24 Projekte beim CDM Executive 

Board registriert (hauptsächlich Biomasse-Projekte) 

und 61 Projekte befanden sich in der Validierungsphase. 55 

Tabelle 11 zeigt Beispiele für CDM-Projekte in Indonesien, 

die im Bereich der erneuerbaren Energien durchgeführt 

wurden. 

Für weiterführende Informationen zu CDM-Projekten 

in Indonesien hat die DNA eine Webseite eingerichtet. 56 

Diese enthält eine Liste von Projekten, die erfolgreiche 

Project Idea Notes (PIN) und Project Design Documents 

(PDD) eingereicht haben und von der DNA genehmigt 

wurden. Unter den Projekten befinden sich sowohl EE- 

Projekte als auch Energieeffizienzprojekte. Bis heute wurden 

allerdings noch keine Windprojekte registriert. Generell 

hat Indonesien ein großes CDM-Potenzial, dessen 

Nutzung im Entwicklungsplan für erneuerbare Energien 

berücksichtigt ist. 

Unter anderem hat Indonesien Kooperationsvereinbarungen 

zum Emissionshandel mit den Niederlanden, 

Dänemark, Österreich und Kanada getroffen. Darüber 

hinaus kooperiert das Land mit der Japan Bank of International 

Cooperation sowie mit zahlreichen anderen 

internationalen Institutionen. Die Deutsche Gesellschaft 

für Technische Zusammenarbeit (GTZ) unterstützt die 

54 UN Institution für die internationale Zulassung von CDM-Projekten 

55 UNEP risoe 2009 

56 http://dna-cdm.menlh.go.id/en/ 

INDONESIEN | 

327 

indonesische Regierung bei CDM-Fragen. Unter anderem 

ist die Entwicklung der indonesischen DNA Teil 

eines von der GTZ unterstützten Projektes zum Aufbau 

von Kapaztiäten im Bereich CDM. 


Mit einer Bereitstellung von insgesamt 3 Mrd. € seit Beginn 

der deutsch-indonesischen Zusammenarbeit in den 

1950-er Jahren ist Deutschland das viertgrößte bilaterale 

Geberland Indonesiens (nach Japan, Australien und den 

USA). 57 Deutschland unterstützt die Entwicklung Indonesiens 

zudem durch seine Beiträge an multilaterale Institutionen 

wie z. B. die Vereinten Nationen, die Weltbank, 

die Asian Development Bank und der Entwicklungsfonds 

der Europäischen Union. Gegenwärtig gibt es etwa 30 

laufende Projekte im Bereich der Technischen Zusammenarbeit 

(TZ), in denen insgesamt etwa 60 erfahrene 

Experten involviert sind. Im Bereich der erneuerbaren 

Energien gibt es einige Programme für bestimmte Arten 

von erneuerbaren Energien. Dazu zählt unter anderem 

das Programm »Kleinwasserkraft zur nachhaltigen Wirtschaftsentwicklung« 

der Deutschen Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ), welches seit 1999 

im Auftrag der deutschen Regierung durchgeführt wird. 58 

Das Programm zielt darauf ab, durch den Einsatz kleiner 

Wasserkraftanlagen die Elektrifizierung ländlicher Gebiete 

voranzutreiben und damit die lokale wirtschaftliche 

Entwicklung zu fördern. Die Aktivitäten konzentrieren 

sich auf die Schaffung eines voll entwickelten Marktes 

für Energiedienstleistungen im Bereich Kleinwasserkraft 

in ländlichen Gebieten. Für Anbieter wird technische 

Unterstützung und Know-how bereitgestellt, um die 

Kompetenzen in der Planung, Konstruktion, Lieferung 

von Ausrüstung und dem Betrieb der Anlagen auf lokaler 

Ebene zu verbessern. Darüber hinaus wird der Zugang 

zu Finanzierungen erleichtert. Die Nutzer werden über 

Meinungsbildner aus Politik, Privatwirtschaft, Verwaltung 

und der Gesellschaft zu den verschiedenen Aspekten der 

Nutzung von Wasserkraft informiert. Als Ergebnis der Projektaktivitäten 

werden bereits mehr als 85% der elektromechanischen 

Ausrüstung vor Ort produziert und mehr als 

100 Anlagen zwischen 7 und 250 kW verwenden das durch 


58 Seit 2006 vergibt das Netherlands Directorate General for International 

Cooperation (DGIS)Koofinanzierung Innerhalb seines Energising 

Development programme.

das Projekt eingeführte Standarddesign. Insgesamt versorgt 

das Projekt auf diese Weise rund 20 000 Haushalte, kleine 

Unternehmer und Stadtwerke mit sauberer Energie. 59 

Die niederländische Regierung hat erhebliche Mittel 

zur Förderung eines nachhaltigen Energieprogramms 

mit dem Namen »Energy Programme 2007–2011« zur 

Verfügung gestellt. 60 Das Programm wird durch die dem 

niederländischen Wirtschaftsministerium unterstellte 

Behörde SenterNovem entwickelt, welche die bilaterale 

Zusammenarbeit im Energiebereich zwischen Indonesien 

und den Niederlanden (BECIN) eingerichtet hat. Zusammen 

mit IWES und niederländischen Unternehmen 

plant SenterNovem die Umsetzung erfolgreicher und 

nachhaltiger Windenergieprojekte in Indonesien. 

TABELLE 12: 

STRATEGIEPLAN FÜR WINDENERGIE 2005 – 2025 


60 Embassy of the Kingdom of the Netherlands 2009 


14.6 Marktpotenzial von Windenergie 


Die durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten in Indonesien 

liegen zwischen 1,3 und 6,3 m/s. 61 Die Regionen 

mit dem höchsten Windenergiepotenzial befinden sich in 

Nusa Tenggara (Ost und West) auf den Kleinen Sundainseln. 

Die durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten 

erreichen hier mehr als 5 m/s. 

Das Windkraftpotenzial Indonesiens wird auf ca. 9 500 

MW geschätzt. Derzeit liegt Indonesien mit einer installierten 

Leistung von rund 1,2 MW weit hinter seinen 

Möglichkeiten. Das Nationale Institut für Luft- und 

Raumfahrt (LAPAN) hat eine Datenbank erstellt, welche 

die Windpotenziale für die einzelnen Regionen aufzeigt. 

62 

Jahr Art Aktivität 

2005 – 2010 F & E • Nationaler Windatlas, Schätzung des Windenergiepotenzials auf Basis von Messungen; 

• Fokus auf langsam laufenden Permanentmagnetgeneratoren, modernen Rotorblätter, 

leichten Materialien und Kontrollsystemen 

Technologie und 

Produkt 

• Entwicklung von lokal produzierten Windenergie-Konversionssystemen 

(WECS) mit einer durchschnittlichen Leistung von 300 kW 

Produkt • Kleine WECS mit einer maximalen Leistung von 300 W 

Markt • Spezialanwendungen für netzgekoppelte und isolierte Anlagen 

• Strom wird zu einem Preis von 6–12 USCent/kWh verkauft 

2010-2015 F & E • Regionale Windenergiepotenziale und regionale Kartierung; 

• Fokus auf langsam laufenden Permanentmagnetgeneratoren, 

modernen Rotorblätter, leichten Materialien und Kontrollsystemen 

Technologie • Entwicklung von mittelgroßen/großen WECS mit 750 kW, 

welche in Indonesien produziert werden 

Produkt • WECS mit maximal 750 kW Leistung 

Markt • 600 kW isoliert, 25 MW netzgekoppelte Windkraftanlagen 

• 5–8 USCent/kWh 

2015-2025 F & E • Kartierung und Auswertung der landesweiten Windpotenziale basierend auf Messungen 

• Fokus auf langsam laufenden Permanentmagnetgeneratoren, modernen Rotorblätter, 

leichten Materialien und Kontrollsystemen 

Technologie • Große WECS > 1 MW (hoher Anteil lokaler Bautele/Equipment) 

Source: WWEA 2009 

Produkt • WECS > 1 MW 

Markt • 5 MW isoliert, 250 MW netzgekoppelte Windkraftanlagen 

• < 5 USCent/kWh 

61 PEU 2006 

62 http://www.lapan.go.id/


Ziele für die Nutzung von Windenergie 

Die Entwicklung von erneuerbaren Energien in Indonesien 

ist derzeit durch die Verordnung Nr. 5/2006 über die 

Nationale Energiestrategie 63 und den Plan für Energiepolitik 

2005 (siehe Kapitel »Rahmenbedingungen für 

erneuerbare Energien«) geregelt. 

Die Unterabteilung für neue und erneuerbare Energien 

des Generaldirektorats für Strom- und Energienutzung 

(DJLPE) hat sich bis zum Jahr 2025 das Ziel gesetzt, 250 

MW Strom aus netzgekoppelten und 5 MW aus netzunabhängigen 

Windenergieanlagen zu erreichen. 64 Der 

Strategieplan für Windenergie, der auf Basis der Blueprint 

Energiestrategie momentan eingeführt wird, ist in Tabelle 

12 dargestellt. 

Förderprogramme 

Der Strategieplan für Windenergie beinhaltet ein klar 

definiertes Programm zur Förderung der Windenergie 

durch die Regierung. 

Genehmigungsverfahren 

Um die Entwicklung von EE-Projekten zu erleichtern, hat 

die indonesische Regierung 65 eine Reihe von Gesetzen für 

de Sektor Energie und Bergbau geändert. Die Landesregierungen 

haben somit nun das Recht und die Verantwortung, 

Konzessionen und Lizenzen für Projekte in den 

Bereichen erneuerbare Energien und Energieeffizienz zu 

erteilen. 

Zu den wichtigsten Behörden, die Genehmigungen ausstellen 

und Projektentwickler unterstützen, gehören die PLN 

TABELLE13: 

BEISPIELE VON WINDENERGIE-PILOTPROJEKTEN IN INDONESIEN 

63 MEMR 2008 

64 WWEA 2009 

65 ADB 2009 


und das ESDM (DJLPE). Bezüglich Fragen zum Aufbau 

von kleinen Windenergiesystemen können die Behörde zur 

Beurteilung und Anwendung von Technologien (BPPT), 

die Abteilung Strom- und Energieentwicklung des Ministeriums 

für Bergbau und Energie (DJLPE) und das Nationale 

Institut für Luft- und Raumfahrt (LAPAN) kontaktiert 

werden. Kontakte zu lokalen Beratungs- und Planungsunternehmen 

sowie zu Ingenieuren und Technologieanbietern 

können durch APETINDO, den indonesischen 

Verband für erneuerbare Energien, vermittelt werden. 

Netzanschluss 

Um einen Windpark an das indonesische Stromnetz anzuschließen, 

muss der Projektentwickler die PLN kontaktieren. 

Derzeitige Nutzung von Windenergie und geplante 

Projekte 

Ende 2008 waren Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung 

von 1,2 MW in Indonesien installiert. 66 

Kleine Windkraftanlagen mit Leistungen von 50 W bis 

10 kW sind über das ganze Land verstreut. Da die Windenergieentwicklung 

in Indonesien sich noch in einem 

frühen Stadium befindet, gibt es weiterhin zahlreiche 

Möglichkeiten zur Entwicklung neuer Projekte. Bei den 

im Land realisierten Windenergietechnologien – insbesondere 

den so genannten Wind Energy Conversion Systems 

(Sistem Konversi Energi Angin-Skea) 67 – handelt 

es sich derzeit noch um Prototypen. Tabelle 13 enthält 

einige Beispiele für bereits durchgeführte Windenergieprojekte. 

ländlichen und abgelegenen Gebieten. Darüber 

hinaus wird die Windkraft für das Pumpen von Wasser 

Standort Leistung (MW) Beauftragung 

Wind Village Pilot Project at Jepara 31 Einheiten mit 250 W,1 000 W 

und 2 500 W 

1992 – 2002 

East Lombok 7 x 1 000 W 1992 – 2002 

Pulau Karya in Pulau Seribu 4 x 1 000 W 2004 

Egra 1 000 kleine turbinenbetriebene 

Wasserpumpen 

2004 

Nusa Penida Bali 1 x 80 kW 2007 

Quelle: PAKPAHAN 2009 

66 WWEA 2009 

67 SERD 2007

in der Landwirtschaft sowie zum Aufladen von Batterien 

genutzt. Bisher wurden noch keine größeren netzgekoppelten 

Anwendungen in Indonesien realisiert. 


Marktakteure 

Folgende Unternehmen beschäftigen sich mit der Entwicklung 

der Windkraft in Indonesien: 

• PT Indonesien Power: verantwortlich für Stromerzeugung 

aus Windkraft 

• PT Citrakaton Dwitama: bietet Beratung im Bereich 

Windenergie 

• IWES (Indonesische Gesellschaft für Windenergie): 

fördert Windenergie insbesondere durch die Einbindung 

von Meinungsbildnern aus Politik, Wirtschaft 

und Wissenschaft und internationaler Partner 

• LAPAN (Nationales Institut für Luft-und Raumfahrt): 

Messungen und Bereitstellung von Daten. 

Rechtliche Rahmenbedingungen 

Es gibt keinen rechtlichen Rahmen speziell für die Umsetzung 

von Windenergieprojekten. Außerdem ist die 

Beteiligung wichtiger Akteure weiterhin nicht ausreichend. 

Grund für die mangelnde Beteiligung sind folgende 

Missstände: 

• Finanzielle Aspekte: Hohe Anfangsinvestitionskosten 

und die offensichtlichen Risiken bei Investitionen in 

erneuerbare Energien halten Investoren und Finanzinstitutionen 

von der Bereitstellung der erforderlichen 

Mittel ab. 

• Preisgestaltung: Die Anfangsinvestitionskosten für erneuerbare 

Energietechnologien sind derzeit noch höher 

als die Investitionskosten für konventionelle Energietechnologien, 

da sich die EE-Technologien noch in 

einem frühen Stadium befinden. Darüber hinaus werden 

die konventionellen Energieträger weiterhin stark 

durch den Staat subventioniert. 

• Mangelnde Einbeziehung des privaten Sektors: Unzureichende 

Finanzierung und eine nachteilige Preisgestaltung 

haben erheblich dazu beigetragen, dass der 

private Sektor sich nur sehr wenig an der kommerziellen 

Nutzung der erneuerbaren Energiequellen beteiligt. 

INDONESIEN | 

330 

Strukturelle Voraussetzungen 

Die nationale Windindustrie hat ausreichende Kapazitäten 

zur Produktion von kleinen Anlagen 68 : Die lokale 

Industrie ist in der Lage, Systemkomponenten für Windkraftanlagen 

von bis zu 5 kW herzustellen. Die Produktionskapazitäten 

könnten erweitert werden, sollte ein 

größerer Markt entstehen. Die Herstellung von mittleren 

und großen Anlagen befindet sich noch in der Entwicklungsphase. 

Bisher wurden vereinzelte Pilot- und Demonstrationsvorhaben 

umgesetzt. Ein Beispiel ist das Demonstrationsprojekt 

der Bogor Heritage Organisation, 

bei dem im Jahr 2004 etwa 1.000 kleine Windparkprojekte 

auf Java errichtet wurden. Diese Windparks heißen 

»Eger« (= Energie Gratice), was so viel wie kostenlose 

Energie bedeutet. 


Die finanziellen Kapazitäten der Regierung für Windenergie-Projekte 

sind begrenzt. Einige bilaterale und multilaterale 

Finanzierungsorganisationen, wie z. B. WB und 

ABD, stellen jedoch Finanzierungshilfen zur Verfügung. 

68 SERD 2007


Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) 

(Ministerium für Energie und Bergbauressourcen) 

Jalan Medan Merdeka Selatan No. 18 

Jakarta – 10110 

Tel.: +62 (21) 380 42 42 / 381 32 33s 

Fax: +62 (21) 351 98 81 

Internet: www.esdm.go.id/ 

Directorate General of Electricity and Energy 

Utilization (DGEEU) 

(Generaldirektorat für Strom- und Energienutzung) 

Jl. H.R. Rasuna Said Blok X-2 Kav. 7 – 8, Kuningan 


Tel.: +62 (21) 522 51 80 

Fax: +62 (21) 525 60 44 

Directorate General for Geology and 

Mineral Resources (DGGMR) 

(Generaldirektorat für Geologie und mineralische 

Ressourcen) 

Jalan Prof. Dr. Soepomo, SH No. 10, Tebet 


Tel.: +62 (21) 828 07 73 / 829 56 08 

Fax: +62 (21) 829 76 42 

Perusahaan Listrik Negara (PLN) 

Jl. Trunojoyo Blok M I /135 


Tel.: +62 (21) 725 12 34 ext. 4000 / 722 23 28 

Fax: +62 (21) 720 49 29 

PT Pertamina Geothermal Upstream Directorate 

Kwarnas Pramuka Building, 6th Floor, Jalan Medeka 

Timur 6 


Tel.: +62 (21) 352 15 76 

Fax: +62 (21) 350 80 33 

INDONESIEN | 

331 

Indonesian Renewable Energy Society (IRES) 

Masyarakat Energi Terbarukan Indonesia (METI) 

(Indonesische Gemeinschaft für Erneuerbare 

Energien (IGEE) 

Jalan Duren Tiga No. 101, Pancoran 


Tel. u. Fax: +62 (21) 791 98 58 

E-mail: metiirex@centrin.net.id 

Internet: www.meti.or.id 

Asian Development Bank Indonesia 

Resident Mission (ADB) 

(Asiatische Entwicklungsbank - 

Indonesia Resident Mission AEB) 

Country Director’s Office 

Gedung BRI II, 7th Floor 

Jl. Jend. Sudirman Kav. 44 – 46 


Tel.: + 62 (21) 251 27 21 

Fax: + 62 (21) 251 27 49 

INMARSAT-A 00 872 154 5201 

E-mail: adbirm@adb.org 

Internet: www.adb.org 

ASEAN Centre for Energy (ACE) 

(ASEAN Energiezentrum, AEZ) 

ASEAN Centre for Energy Building, 6th Floor 

Jl. HR. Rasuna Said Blok X-2, 

Kav. 07 – 08 Kuningan, 


Tel.: +62 (21) 527 93 32 

Fax: +62 (21) 527 93 50 

Internet: www.aseanenergy.org

National Commission for 


(Staatliche CDM-Kommission) 

Haneda Sri Mulyanto / Dadang Hilman 

Jl. DI Panjaitan Kav 24 

Jakarta, DKI, 13410 

Indonesia 

Tel.: +62 (21) 851 71 64 

Fax: +62 (21) 859 02 521 

Internet: http://dna-cdm.menlh.go.id/en/ 

Bilateral Energy Cooperation 

Indonesia-Netherlands (BECIN) 

(Bilaterale Energiekooperationzwischen Indonesien und 

den Niederlanden ) 

Juliana van Stolberglaan 3 

2595 CA The Hague, The Netherlands 

Tel.: +31 70 373 50 00 

Fax: +31 70 373 51 00 

Internet:www.senternovem.nl/becin/about_becin/ 

index.asp 


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PAKISTAN 


ADB Asian Development Bank 

AEDB Alternative Energy Development Board 



CPGCL Century Power Generation 

Company Ltd. 

ECO Economic Cooperation Organization 

FESCO Faisalabad Electric Supply Company 


GoP Government of Pakistan 




HEC Heavy Electrical Complex 

HUBCO Hub Power Company 




IRR Internal Rate of Return 

JPCL Jamshoro Power Generation 

Company Ltd. 

KESC Karachi Electricity Supply Corporation 

ktoe Kilotonnen Öläquivalent 

kV Kilovolt 

kW Kilowatt 

LPGCL Lakhra Power Generation Company Ltd. 


MW Megawatt 

NDA National Designated Authority 


NEPRA National Electric Power 

Regulatory Authority 

NTDC National Transmission 

Dispatch Company 

NPGCL Northern Power Generation 

Company Ltd. 

PC Privatisation Commission 

(Kommission für Privatisierung) 

PEPCO Pakistan Electric Power Company 

PJ Petajoule 

PKR Pakistanische Rupien 

PPP Power Purchase Price 

QESCO Quetta Electric Supply Company 

ROE Return on Equity 

SAARC South Asian Association 

for Regional Cooperation 

SHS Solar Home Systems 

tCO2eq Tonnen CO2-Äquivalent 

TWh Terawattstunden 


Programme 

WAPDA Water and Power Development 

Authority 

WTO Welthandelsorganisation 

336

PAKISTAN 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON PAKISTAN 

Quelle: Pakistan CGIAR ( 2004 ) 

Pakistan liegt in Südasien und grenzt im Westen an Afghanistan 

und den Iran, im Osten an Indien, im Nordosten 

an China und im Süden an das Arabische Meer. 

Pakistans geschätzte Einwohnerzahl beträgt etwas mehr 

als 176 Mio. 1 , unter den bevölkerungsreichsten Ländern 

der Welt belegt es damit den sechsten Rang. Pakistan hat 

eine Gesamtfläche von 796 095 km 2 . Der Großteil der 

Bevölkerung lebt entlang des Indus-Flusses in den Provinzen 

Punjab und Sindh; Karatschi an der Mündung des 

Indus ist mit rund 12 Mio. Einwohnern die größte Stadt 

Pakistans. Mit einem Pro-Kopf-Einkommen von knapp 

800 US $ kann Pakistan als ein Land mit niedrigem Einkommensniveau 

betrachtet werden. Im Jahr 2005 lebten 

22,3% der pakistanischen Bevölkerung unter der nationa- 

TABELLE 1: 

BIP VON PAKISTAN 2006-2008 

BIP 

konstanter Kurs 

1 CIA 2009 

337 

len Armutsgrenze. Das Pro-Kopf-Einkommen in Pakistan 

betrug im Jahr 2007 870 US $ 2 . 

Die vorherrschende Religion der Region ist der Islam mit 

einem Anteil von 95% in der Gesamtbevölkerung. Die offizielle 

Verkehrssprache in Wirtschafts- und Regierungskreisen 

ist Englisch. In Pakistan werden darüber hinaus viele 

lokale Sprachen gesprochen, am meisten verbreitet ist Panjabi 

mit 48%, gefolgt von Pashto (15%) und Sindhi (14%) 3 . 

Das Klima in Pakistan zeichnet sich durch vier ausgeprägte 

Jahreszeiten aus: einen kühlen, trockenen Winter 

von Dezember bis Februar, einen trockenen und heißen 

Frühling von März bis Mai, eine Regenzeit mit Südwest- 

Monsun von Juni bis September und eine Saison mit abflauendem 

Monsun im Oktober und November 4 . Der 

Indus und seine Zuflüsse bilden die Basis für Pakistans 

Süßwasserversorgung. 

Große Teile Pakistans bieten gute Voraussetzungen für 

Windenergie, besonders die südöstlichen Küstenregionen 

in der Nähe von Hyderabad, aber auch die südwestliche 

Region in der Nähe des Iran und die Region um 

Islamabad 5 . 

Pakistan ist eine Bundesrepublik, deren Präsident seit 

der Wahl im September 2008 Asif Ali Zardari ist. Nach 

einer längeren Periode mit einem Militärregime gelang 

Pakistan mit dieser Wahl die Rückkehr zu einer Zivilregierung 

6 . Pakistan ist ständiges Mitglied der G-20, der 

Südasiatischen Vereinigung für regionale Zusammenarbeit 

(SAARC), des Colombo-Plans, der Organisation 

für wirtschaftliche Zusammenarbeit (ECO) und der 

WTO. 

2000 2002 2004 2006 2008 

Jährliche 

Veränderung in % 4.3 3.2 7.4 6.2 6.0 

BIP 

Tageskurs 

BIP 

Mrd. PKR 3 826 4 453 5 641 7 623 10 478 

Tageskurs Mrd. USD 74.1 72.7 98.1 127.5 167.6 

Quelle: IMF 

2 ADB 2009 

3 CIA 2009 

4 Peter Blood 1994 

5 NREL 

6 CIA 2009

Pakistans Staatshaushalt ist jeweils auf 12 Monate, beginnend 

am 1. Juli eines jeden Jahres, angelegt. Im Rechnungszeitraum 

2007/2008 entfiel mehr als die Hälfte des 

BIP auf den Dienstleistungssektor (53,2%), gefolgt von 

der Industrie (25,9%) und der Landwirtschaft (21,2%) 7 . 

Dennoch ist die Landwirtschaft einer der wichtigsten Sektoren 

in Pakistan, da hier 45% der Werktätigen beschäftigt 

sind und der Lebensunterhalt von 60% der ländlichen 

Bevölkerung direkt oder indirekt von der Landwirtschaft 

abhängt 8 . 

Fast 70% aller Exporte Pakistans stammen aus der Textilbranche, 

gefolgt von der Lebensmittelproduktion mit 

22%. Pakistans Exportbeziehungen sind nicht auf wenige 

Länder beschränkt, sondern verteilen sich relativ gleichmäßig. 

Die EU (25,5%) bezieht gemeinsam mit den USA 

(24,6%) die Hälfte der pakistanischen Ausfuhren. Weitere 

wichtige Handelspartner sind die Vereinigten Arabischen 

Emirate, Afghanistan und China 9 . 



Die Versorgung mit Primärenergie stieg in den letzten 

Jahren deutlich an. 1970 lag sie noch unter 20 000 ktoe, 

von denen mehr als 50% aus verschiedenen erneuerbaren 

Energienquellen und Abfällen gewonnen wurden, 2006 

lag sie bei 79 294 ktoe (entspricht 3 320 PJ oder 922 189 

GWh). In den letzten dreißig Jahren stieg der Anteil von 

Gas und Öl sehr viel stärker an als der anderer Ressourcen. 

Pakistans Versorgung mit Primärenergie wird dominiert 

von verschiedenen erneuerbaren Energiequellen und Abfällen, 

d. h. Abfall und Biomasse (35%), gefolgt von Gas 

mit 32%, Öl mit 24%, Kohle mit 5%, Wasserkraft mit 3% 

und Kernenergie mit 1%. Die Aufteilung auf die verschiedenen 

Energieträger ist in Abbildung 2 zu sehen 10 . 

Der Großteil des pakistanischen Energieverbrauches entfiel 

2007 auf die Industrie, die 44% des Gesamtverbrauches 

in Anspruch nahm. Eine detaillierte Aufstellung der 

Aufteilung auf die unterschiedlichen Sektoren zeigt Tabelle 

2 11 . 

7 Germany Trade and Invest 2009 


9 Germany Trade and Invest 2009 

10 IEA 2008 

11 IEA 2008 

TABELLE 2: 

ENDENERGIEVERBRAUCH 2006 

Endenergieverbrauch 

PAKISTAN | 338 

ABBILDUNG 2: 

ANTEIL DER GESAMTVERSORGUNG MIT PRIMÄRENERGIE 

(79.294 KTOE 2006) 

18 9515 

24 % 

25 057 

32 % 

4 282 

5 % 


Gas 

Öl 


2 755 

3 % 

Kohle 

Wasser 

Nuklear 

634 

1 % 

27 6745 

35 % 

ktoe % 

Industrie 17 755 27 % 

Transport 10 061 15 % 

Andere Sektoren 34 361 52 % 

Privathaushalte 31 654 48 % 

davon 

Gewerbe und 

öffentlicher Dienst 

1901 3 % 

Land- und 

Forstwirtschaft 

805 1 % 

Nicht-energetischer 

Verbrauch 

3 406 5 % 

Gesamt 


65 583 100 % 

Das Stromnetz 

Das pakistanische Vertriebsnetz, das der Water and Power 

Development Authority (WAPDA) gehört, wird 

mit 500-kV- und 220-kV-Fernleitungen betrieben. Pakistans 

Übertragungsnetz steht vor drei großen Heraus-

forderungen: der hohen Stromdurchleitung durch das 

500-kV-Netz, einem Mangel an Versorgungskapazität für 

das 220-kV-Netz und hohe Verluste bei der Übertragung. 

Zentrale Gründe für die ungenügende Versorgung und 

die damit verbundenen Stromausfälle sind der Mangel an 

neuen Erzeugungskapazitäten, eine geringere Stromerzeugung 

durch Wasserkraft und Erdgas in den Wintermonaten 

und eine mangelhafte Stromerzeugung im Sommer 

durch ältere Erzeugungseinheiten. 

Das Stromnetz ist überlastet, die Folge sind Stromausfälle 

und Stromknappheit 12 . 2006 waren 77% der 500-kV- 

Transformatoren und 69% der 220-kV-Transformatoren 

überlastet. Das Netz wird momentan mit Mitteln der 

Asian Development Bank (ADB) in Höhe von 226 Mio. 

US $ erweitert. Der staatliche Energieversorger beliefert 

55% der pakistanischen Bevölkerung. Mängel in der Infrastruktur 

und Stromdiebstahl führen zu Übertragungsverlusten 

von rund 30%. Abbildung 3 zeigt die Verbreitung 

des Übertragungsnetzes im Land. 


2007 lag Pakistans Stromerzeugungsleistung bei 19,5 

GW; 64% davon wurden von Wärmekraftwerken für fossile 

Brennstoffe (Gas, Öl und Kohle in variablen Mengen 

wegen des Betriebs brennstoffflexibler Kraftwerke) produziert, 

34% von Wasserkraftwerken und 2% von Atomkraftwerken 

13 . Wasserkraft ist die einzig relevante Quelle 

für Strom aus erneuerbaren Ressourcen (siehe Tabelle 5). 

Weder Windkraft noch Photovoltaik spielen momentan 

eine Rolle. Die Stromerzeugung ist in den letzten Jahren ra- 

12 Nach Informationen des pakistanischen Netzbetreibers 

13 IEA 2008 

ABBILDUNG 3: 

STROMÜBERTRAGUNGSNETZ IN PAKISTAN 

Quelle: CGIAR ( 2004 ) 

TABELLE 3: 

INSTALLIERTE LEISTUNG FÜR STROMERZEUGUNG IN PAKISTAN 2002-2007 


pide angestiegen, was daran abzulesen ist, dass die Leistung 

im Jahr 2002 lediglich 17,8 GW betrug. Tabelle 3 zeigt die 

historische Entwicklung der Leistung seit 2002 14 . 

Der Stromsektor wurde in Pakistan vornehmlich von der 

Water and Power Development Authority (WAPDA) 

bestimmt, die alle Regionen Pakistans mit Ausnahme 

von Karatschi versorgte, wo die Karachi Electricity Supply 

Corporation (KESC) die Endverbraucher beliefert. Außerdem 

tragen unabhängige Stromproduzenten (IPPs) zur 

Energieerzeugung bei. Verantwortlich für die staatliche Regulierung 

der pakistanischen Energiewirtschaft inklusive 

der Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung ist die 

Jahr 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 5.05 5.05 6.50 6.50 6.50 6.48 

Wärmekraft WAPDA 4.74 4.74 4.74 4.84 4.90 4.90 

Wärmekraft KESC 1.76 1.76 1.76 1.76 1.76 1.76 

Wärmekraft IPPs 5.80 5.79 5.81 5.83 5.83 5.82 

Nuklear 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 0.46 

Wärmekraft Leistung (GW) 

Quelle: PEPCO 2009 und JPCL 2008 

17.80 17.80 19.26 19.38 19.45 19.42 

14 EIA 2007

National Electric Power Regulatory Authority (NEPRA). 

Gemäß eines Beschlusses der pakistanischen Regierung 

aus dem Jahre 1998 wurde die Stromerzeugung durch 

Wärmekraftwerke neu strukturiert und auf folgende vier 

GmbHs aufgeteilt: Jamshoro Power Generation Company 

Ltd. JPCL (GENCO-1), Central Power Generation 

Company Ltd. CPGCL (GENCO-2), Northern 

Power Generation Company Ltd. NPGCL (GENCO-3) 

und Lakhra Power Generation Company Ltd. LPGCL 

(GENCO-IV). In Folge dieses Beschlusses hat sich der 

Fokus der WAPDA stärker auf die Entwicklung von Projekten 

mit Wasserkraft und auf den Wassersektor verschoben. 

Tabelle 4 zeigt die Wärmekraftwerke der einzelnen 

GENCO-Gesellschaften und ihre jeweilige Leistung 15 16 . 

Die gestiegene Kapazität aus Wärmekraftwerken in jüngerer 

Zeit ist vor allem auf IPPs und internationalen Investoren 

zurückzuführen. Beispielhafte Großanlagen sind 

Kot Addu (1 683 MW) und Hubb River (1 300 MW), 

die beide Strom an WAPDA liefern. Die beiden größten 

privaten Energieversorger in Pakistan sind die Hub Power 

Company (HubCo) und die Kot Addu Power Company 

(KAPCO). HubCo gehört einem Konsortium von International 

Power (Großbritannien), Xenal (Saudi-Arabien) 

TABELLE 4: 

VERTEILUNG DER INSTALLIERTEN LEISTUNG DER 4 GENCOS 

15 PEPCO 2009 

16 JPCL 2008 


und Mitsui Corporation und verfügt über eine Kapazität 

von 1 300 MW. Das Kot Addu Kraftwerk mit einer 

Leistung von 1 600 MW wurde 1996 privatisiert (von 

WAPDA). 

2009 gab es in Pakistan 16 unabhängige Energieproduzenten 

(IPPs). Die Größe dieser IPPs reicht von großen 

Produzenten mit einer installierten Leistung von 1 638 

MW (Kot Addu) bis zu kleinen Produzenten mit 31 MW 

Leistung. Die Energieproduktion des ersten IPP startete 

im Jahr 1966 17 . Insgesamt liegt die installierte Leistung 

der IPPs bei 6 098 MW, 42% davon stammen aus Heizöl, 

26% aus Erdgas, 5% aus Atomkraft und die restlichen 

27% aus Heizöl und Gas. 

PEPCO 18 zufolge sollen noch in diesem Jahr fast 3 500 

MW zusätzlich installiert werden, die in das PEPCO 

Verteilernetz eingespeist werden. 18 IPPs mit Kapazitäten 

zwischen 51 und 300 MW planen noch vor Ende des 

Jahres mit der Produktion beginnen. 


Die Energieerzeugung in Pakistan ist seit 1971 von unter 

10 000 GWh auf ungefähr 60 000 GWh im Jahre 

1996 und 98 350 GWh im Jahre 2006 angewachsen 19 . 

Die Energie wird gemeinsam von den vier GENCOs und 

GENCO Kraftwerk Kraftstoff Leistung (MW) 

JPCL ( GENCO-1 ) TPS Jamshoro Gas/Öl 850 

GTPS Kotri Gas/Öl 174 

CPGCL ( GENCO-2 ) TPS Guddu Gas/Öl 1 655 

TPS Quetta Gas 35 

NPGCL ( GENCO-3 ) TPS Muzaffargarh Gas/Öl 1 350 

NGPS Multan Gas/Öl 260 

GTPS Faisalabad Gas/Öl 244 

SPS Faisalabad Gas/Öl 132 

GTPS Shahdara 

CGTM W/Shop F/Abad 

Gas 44 

LPGCL ( GENCO-4 ) FBC Lakhra Kohle 150 

Quelle: PEPCO 2009 und JPCL 2008 

17 PEPCO 2009 

18 PEPCO 2009 

19 IEA 2008

einer Reihe von IPPs produziert. Bis 1980 wurde Strom 

vornehmlich aus Wasserkraft und Erdgas gewonnen. 

Stromerzeugung aus Erdöl nahm nach 1980 zu, um der 

steigenden Nachfrage gerecht zu werden, die teilweise 

auch durch Atomkraft abgedeckt werden konnte. Da 

aber der Anteil von Wasserkraft und Erdgas in der Energieproduktion 

ebenfalls angewachsen ist, bleiben diese 

beiden die Hauptressourcen für die Stromproduktion. 


TABELLE 5: 

STROMERZEUGUNG NACH RESSOURCEN FÜR DIE JAHRE 2001/02–2006/7 

2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07 

GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % GWh % 

Wasser 18 941 26.2 % 22 351 29.5 % 26 944 33.3 % 25 671 30.0 % 30 862 33.0 % 31 953 32.5 % 

Kohle 285 0.4 % 231 0.3 % 198 0.2 % 175 0.2 % 129 0.1 % 136 0.1 % 

Öl 26 034 36.0 % 24 353 32.2 % 12 711 15.7 % 13 516 15.8 % 18 868 20.2 % 28 025 28.5 % 

Gas 24 855 34.3 % 27 006 35.7 % 39 213 48.5 % 43 472 50.8 % 41 286 44.1 % 35 811 36.5 % 

Nuklear 2 291 3.2 % 1 740 2.3 % 1760 2.2 % 2 795 3.3 % 2 484 2.7 % 2 288 2.3 % 

Gesamt 72 406 100.0 % 75 681 100.0 % 80 826 100.0 % 85 629 100.0 % 93 629 100.0 % 98 213 100.0 % 

Quelle: HDIP 

TABELLE 6: 

ANTEIL AM VERBRAUCH DER EINZELNEN SEKTOREN 2006/7 

Sektor % 

Privathaushalte 45.8 

Industrie 29.0 

Landwirtschaft 11.2 

Handel 7.4 

Großhandel 5.9 

Sonstige 0.7 

Quelle: HDIP 

TABELLE 7: POTENTIAL ZUR ENTWICKLUNG 

ERNEUERBARER ENERGIEN IN PAKISTAN 

Ressource Potential (MW) 

Wind 346 000 

Solar 2 900 000 

Kraft-Wärme-Kopplung 1 800 

Energie aus Abfällen 500 

Mini- & Kleinwasserkraft 2 000 

Gesamt 3 249 300 

Quelle: AEDB 2009 

Der Anteil von Gas variiert meist entsprechend dem Anteil 

von Wasserkraft, um die Differenz von Angebot und 

Nachfrage auszugleichen. Tabelle 5 zeigt den Anteil der 

verschiedenen Kraftstoffe an der Stromerzeugung. Außer 

Wasserkraft gibt es in Pakistan keine Stromerzeugung aus 

erneuerbaren Ressourcen. 

Der Stromverbrauch der einzelnen Sektoren der Pakitanischen 

Volkswirtschaft ist in Tabelle 6 wiedergegeben. 


Das Potential für erneuerbare Energien (ausschließlich 

großer Wasserkraftwerke) wird in Pakistan wie in Tabelle 

7 festgehalten eingeschätzt 20 . 

Stromerzeugung aus erneuerbaren Ressourcen existiert 

nahezu ausschließlich in Form von Wasserkraftwerken. 

Die Gesamtleistung der 13 von der WAPDA betriebenen 

Wasserkraftwerke beträgt rund 6 444 MW. Dies 

entspricht 37,1% der installierten Gesamtleistung der 

WAPDA. Die jahreszeitlichen Schwankungen der Wasserpegel 

in den Reservoirs und die daraus resultierende 

Verminderung der Energieleistung sind bei Speicherwasserkraftwerken 

in Pakistan sehr ausgeprägt. Von November 

bis Juni sinkt die Erzeugungskapazität des Taberla 

Reservoirs auf bis zu 1 350 MW, weil der Fluss in dieser 

Zeit kaum Wasser führt, andererseits kann das Kraftwerk 

in der Zeit des höchsten Wasserstands von August bis 

September ein Maximum von 3 692 MW produzieren 21 . 

Der Einsatz anderer erneuerbarer Energieressourcen 

bleibt trotz ihres großen Potenzials begrenzt. In abgelegenen 

Gebieten (z. B. in den nordwestlichen Provinzen) 

20 AEDB 2009 

21 PEPCO 2009

TABELLE 8: 

STROMTARIFE FÜR PRIVATKUNDEN 

Allgemeiner 

Versorgungstarif 

für Privatkunden 

kommen kleine Wasserkraftwerke zum Einsatz, hier wurden 

viele Kraftwerke mit einer Leistung zwischen 5 und 

50 kW installiert. Biomasse wird vor allem zum Heizen 

und Kochen verwendet und für kleine Biogaskraftwerke 

im ganzen Land eingesetzt. Im Vergleich zu ihrem großen 

vorhandenen Potenzial wird Solarenergie mit einer 

Leistung von momentan nur etwa 1 MW zurzeit nur sehr 

wenig genutzt. Solarenergie wird zur Stromerzeugung, 

aber auch zur Entsalzung und Reinigung von Wasser verwendet. 

Geothermische Energie wurde zwar als mögliche 

Ressource identifiziert, wird aber derzeit nicht genutzt. 

Strompreise 

Die Festsetzung der Stromtarife ist Aufgabe der National 

Electric Power Regulatory Authority (NEPRA). Eine Einspeisevergütung 

wurde zwar festgelegt, Informationen über 

den Status ihrer Durchsetzung sind für erneuerbare Energien, 

außer für Windkraft, aufgrund fehlender Projekte 

jedoch nicht verfügbar 22 . Informationen zu den Verfahren 

bezüglich der Einspeisevergütung für Windkraft sind in 

Kapitel 1.6 beschrieben. 

Die Tarife werden für jede der acht Vertriebsgesellschaften 

individuell festgelegt. Für folgende Kundengruppen werden 

jeweils unterschiedliche Gebühren erhoben: Privathaushalte, 

Gewerbe, Industrie, Landwirtschaft, öffentliche 

Beleuchtung und andere Kunden. Neben einer festgesetzten 

monatlichen Grundgebühr, welche unabhängig vom 

22 REN21 2009 

FESCO €/ 

kWh 

GEPCO €/ 

kWh 

HESCO €/ 

kWh 

IESCO €/ 

kWh 

LESCO €/ 

kWh 

MEPCO €/ 

kWh 

PESCO €/ 

kWh 


Verbrauch erhoben wird, ist das Tarifsystem gestaffelt. 

Im Juli kündigte das Ministerium für Wasser und Energie 

eine Erhöhung der Stromkosten in drei Phasen und um 

bis zu 24% an. Die erste Phase soll am 1. Oktober 2009 

mit einer Erhöhung um 8–10 % beginnen, gefolgt von 

einer Erhöhung um 5–6% ab dem 1. Januar 2010, schließlich 

um weitere 5–6 % im April 2010. 

Die Strompreise, die den Kunden berechnet werden, basieren 

auf dem Power Purchase Price (PPP), den Erzeugungskosten, 

den Übertragungskosten und einer Vertriebsgebühr. 

Tabelle 8 zeigt die Stromtarife für Privatkunden (basierend 

auf einem Wechselkurs von 100 PKR = 0,856 €). 

TABELLE 9: 

UNTERNEHMEN, DIE ZUR PRIVATISIERUNG ANSTEHEN 

Nr. Name 

1 Peshawar Electric Supply Company ( PESCO ) 

2 Quetta Electric Supply Company ( QESCO ) 

3 Hyderabad Electric Supply Company ( HESCO ) 

4 National Power Construction Company ( NPCC ) 

5 Faisalabad Electric Supply Company ( FESCO ) 

6 Jamshoro Power Company Limited ( JPCL ) 

7 Heavy Electrical Complex ( HEC ) 

8 Pakistan Mineral Development Corporation ( PMDC ) 

9 Kot Addu Power Company ( KAPCO ) – GDR 

Quelle: Privatisation Commission 2009 

QESCO €/ 

kWh 

Average € 

/kWh 

Weniger als 50 kWh 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 

erste 100 kWh 0.03 0.03 0.06 0.03 0.03 0.04 0.05 0.05 0.03 

nächste 200 kWh 0.04 0.04 0.06 0.04 0.03 0.04 0.06 0.06 0.04 

nächste 700 kWh 0.06 0.06 0.08 0.06 0.06 0.06 0.08 0.07 0.06 

über 1 000 kWh 0.07 0.07 0.10 0.07 0.07 0.07 0.09 0.08 0.07 

Durchschnittlicher 

Tarif für einen durchschnittlichen 

Haushalt 

mit einem Verbrauch 

von 1 000 kWh 

0.05 0.05 0.08 0.05 0.05 0.06 0.08 0.07 0.05 

Quelle: NEPRA 2009


Erste Schritte zur Privatisierung des Energiemarktes begannen 

nach der Gründung der Kommission für Privatisierung 

(Privatisation Commission – PC) am 22. Januar 

1991. Obwohl das Mandat der Kommission zunächst auf 

Transaktionen im Industriesektor beschränkt war, wurde 

es bis 1993 auch auf de Sektoren Öl & Gas, Transport 

(Luftfahrt, Eisenbahn, Häfen und Schifffahrt), Telekommunikation 

sowie Banken und Versicherungen ausgedehnt. 

Während der Zeit von Januar 1991 bis Dezember 

2008 schloss die Kommission 167 Transaktionen im Wert 

von 421 476 Mio. PKR (3 957 Mio. €) ab 23 . Im Energiesektor 

fanden 14 Privatisierungen ehemals staatlicher 

Unternehmen statt, die einen Nettogewinn von 51 756 

Mrd. PKR (430 Mrd. €) und damit 10,9% der Gesamteinnahmen 

abwarfen. 

Am 28. September 2000 erließ die pakistanische Regierung 

die PC-Verordnung 2000 und stärkte damit die 

rechtlichen Befugnisse der PC als Körperschaft für die 

Durchsetzung der staatlichen Privatisierungspolitik. Die 

derzeitige Privatisierungspolitik in Bezug auf strategische 

Verkäufe (Anteile von 51–100%) wurde von der pakistanischen 

Regierung überprüft, um sie an das Konzept 

der öffentlich-privaten Partnerschaft (PPP) anzupassen. 

Nach diesem Konzept kann das Management eines Unternehmens 

durch den Verkauf von 26% der Anteile an 

Investoren übertragen werden. Eine Reihe von Unternehmen 

sind auf einer Liste bevorstehender Privatisierungen 

aufgeführt, für diese können voraussichtlich in naher 

Zukunft Gebote abgegeben werden. Einige der Unternehmen, 

welche zum Energiesektor gehören, sind in der 

nachstehenden Tabelle 8 aufgeführt 24 . 


1995/1996 waren rund 54 000 der 125 000 pakistanischen 

Dörfer an das Stromnetz angeschlossen. Da 

die Kosten für den Netzanschluss mit jedem weiteren 

Ort und mit zunehmender Entfernung steigen, wurden 

jährlich immer weniger Dörfer verbunden. 2004 waren 

47 000 Dörfer immer noch nicht an das Stromnetz angeschlossen. 

Die Zuwachsrate von Gemeinden, die neu an 

das Stromnetz angeschlossen wurden, verringerte sich auf 

23 Basierend auf einem Wechselkurs von 100 PKR = 0.8305 € 

24 Privatisation Commission 2009 

PAKISTAN | 

343 

rund 2%. Um dieses Problem zu bewältigen, müssten bis 

2015 mehr als 1,5 Mrd. USD (1 Mrd. EUR) investiert 

werden. Ein 2007/2008 vom Alternative Energy Development 

Board (AEDB) initiiertes Programm versucht, 

die Situation durch die Installation von 3 000 SHS-Systemen 

in der südlichen Provinz Sindh zu verbessern. Das 

Programm soll auf 9 000 SHS-Systeme in der Provinz Belutschistan 

erweitert werden 25 . 


Ministerium für Wasser und Energie (MoW&P) 

Das Bundesministerium für Wasser und Energie ist die 

ausführende Kraft der pakistanischen Regierung in allen 

Fragen, die mit Stromerzeugung, -übertragung und 

-verteilung, sowie mit Strompreisen, -regulierung und 

-verbrauch im gesamten Land zu tun haben. Es übt seine 

Funktion über verschiedene interne Abteilungen und 

über unabhängige externe Institutionen aus. Darüber hinaus 

hat es die Aufgabe, die nationale Energiewirtschaft zu 

planen und zu koordinieren, Richtlinien zu formulieren, 

konkrete Anreize zu schaffen und sich über alle diesem 

Sektor zuzuordnenden Belange mit den Landesregierungen 

zu verständigen. 

Alternative Energy Development Board (AEDB) 

Das Alternative Energy Development Board (AEDB) 

wurde 2003 als zentrale Behörde zur Entwicklung, Förderung 

und den Einsatz von Technologien für erneuerbare 

Energien und die Schaffung einer einheimischen 

Infrastruktur zur Produktion von Technologien für erneuerbare 

Energien gegründet. Das AEDB hat die Aufgabe, 

bis 2030 den Anteil von Strom aus erneuerbaren 

Energieressourcen auf 5% der erzeugten Gesamtleistung 

an Strom zu erhöhen. Darüber hinaus hat das AEDB die 

Aufgabe, im Zuge eines Programms zur Elektrifizierung 

abgelegener Dörfer 7 874 Dörfer in den Provinzen Sindh 

und Belutschistan mittels Technologien für erneuerbare 

Energien mit Strom zu versorgen. Außerdem soll das 

AEDB ein umfassendes Konzept zur Entwicklung von 

Solaranwendungen wie Solarleuchten, Solarventilatoren, 

25 AEDB 2009

Solarkochern und Solarthermie unter Beteiligung des Privatsektors 

ausarbeiten. 

Pakistan Water and Power Development Authority 

(WAPDA); Pakistan Electric Power Company 

(PEPCO) 

Die Pakistan Water and Power Development Authority 

(WAPDA), wurde 1958 als halb-autonome Einrichtung 

gegründet, um die Entwicklung von Projekten im Wasser- 

und Energiesektor zu koordinieren und eine einheitliche 

Richtung zu gewährleisten. Seit Oktober 2007 

ist die WAPDA in zwei getrennte Einheiten aufgeteilt, 

die WAPDA und die Pakistan Electric Power Company 

(PEPCO). Dabei ist die WAPDA verantwortlich für 

Wasser und die Entwicklung von Wasserkraft, während 

die PEPCO die Verantwortung für die Stromerzeugung 

aus Wärmekraft und die damit verbundene Übertragung, 

Verteilung und Abrechnung übertragen wurde. Zu den 

Verantwortungsbereichen gehört dabei auch die Betriebsführung 

der neun staatlichen Energieversorgungsunternehmen 

(Distribution Companies – DISCOs), der vier 

Energieerzeuger (Generation Companies – GENCOs) 

sowie der Staatlichen Übertragungsgesellschaft (National 

Transmission Dispatch Company – NTDC). 

Private Power and Infrastructure Board (PPIB) 

Das Private Power and Infrastructure Board (PPIB) 

wurde 1994 gegründet, um die private Beteiligung am 

Energiesektor in Pakistan auf effiziente, faire und transparente 

Weise zu fördern und zu erleichtern. Im Zuge 

der PPP-Strategie der Regierung unterstützt es die Aktivitäten 

der wichtigsten Interessensvertreter des Energiesektors 

insbesondere mit Blick auf geplante öffentliche 

Projekte. Außerdem erstellt es Prognosen zu Angebot und 

Nachfrage von Strom. 

National Electric Power Regulatory 

Authority (NEPRA) 

1997 wurde die National Electric Power Regulatory Authority 

(NEPRA) gegründet, um auf Basis der marktwirtschaftlichen 

Grundsätze transparente und gerechte wirtschaftliche 

Rahmenbedingungen auf dem pakistanischen 

PAKISTAN | 

344 

Energiemarkt einzuführen. Die Satzung des NEPRA 

spiegelt das Ziel der pakistanischen Regierung wider, 

eine unabhängige Regulierungsbehörde zu schaffen, deren 

Zuständigkeit in der Stromerzeugung , -übertragung 

und -verteilung liegt, um Effizienz und Verfügbarkeit von 

Stromerzeugung durch Wettbewerb und Abschaffung beschränkender 

Bestimmungen zu erhöhen. Ferner soll sie 

die Interessen von Investoren, Betreibern und Verbrauchern 

schützen. NEPRA ist daher mit der Aufgabe betraut, 

Lizenzen zum Betrieb von Kraftwerken zu erteilen, 

die Qualitäts- und Sicherheitsstandards zu sichern und 

die Tarife zur Erzeugung, Übertragung und Verteilung 

von Strom festzusetzen. NEPRA ist ein wichtiger Partner 

für die Umsetzung von privaten Investitionen und PPP- 

Projekte im Energiesektor. 

Pakistan Council of Renewable Energy 

Technologies (PCRET) 

Der Pakistan Council of Renewable Energy Technologies 

(PCRET) entstand durch die Fusion des National 

Institute of Silicon Technology (NIST) und des Pakistan 

Council for Appropriate Technologies (PCAT). Das 

PCRET hat seinen Hauptsitz in Islamabad und betreibt 

vier regionale Büros in Karatschi, Lahore, Peschawar und 

Quetta. PCRET ist verantwortlich für die Entwicklung 

und Umsetzung von Technologien zur Nutzung erneuerbarer 

Energien. 

Pakistan Atomic Energy Commission (PAEC) 

The Pakistan Atomic Energy Commission ( PAEC ) operates 

the two nuclear power plants. PAEC is charged with 

the promotion of, and research work on the peaceful uses 

of atomic energy in the fields of agriculture, medicine and 

industry, as well as the execution of development projects 

involving nuclear power stations and the generation of 

electric power. 

DISCOs & GENCOs 

Zu den Energieversorgungsunternehmen in Pakistan gehören 

neun verschiedene staatliche Vertriebsgesellschaften 

(die DISCOs in Lahore, Gujranwala, Faisalabad, 

Islamabad, Multan, Peschawar, Hyderabad, Quetta, und

der Tribal Areas), die unterschiedliche Regionen Pakistans 

mit Strom beliefern, sowie ein privates integriertes 

Unternehmen, die Karachi Electric Supply Corporation 

(KESC), die für das Gebiet um die Metropole Karatschi 

zuständig ist. Darüber hinaus gibt es vier Energieerzeuger 

(die GENCOs Nord, Zentrum, Süd und Lakhra). 



Das Ministerium für Wasser und Energie ist für die Formulierung 

der pakistanischen Richtlinien in der Energiepolitik 

verantwortlich. Nachdem häufig Engpässe in der Stromversorgung 

aufgetreten waren, wurde 1992 ein Strategieplan 

zur Umstrukturierung des Energiesektors beschlossen. 

Die Umsetzung begann 1994 mit dem Private Sector Power 

Law (Energiegesetz zum privaten Sektor), das privates 

Kapital für den pakistanischen Energiesektor mobilisieren 

sollte. Gleichzeitig wurde die PPIB als eine Einrichtung für 

Investoren in Pakistans privaten Energiesektor gegründet. 

1997 wurde die NEPRA gegründet. Zu ihren wichtigsten 

Aufgaben gehört die Gewährleistung des Verbraucherschutzes 

und eines fairen Wettbewerbs innerhalb 

des Energiesektors, die Erleichterung des Übergangs von 

einer geschützten monopolisierten Betriebsstruktur in 

eine Wettbewerbssituation und die Schaffung und Durchsetzung 

eines Rechtsrahmens, der die Bereitstellung von 

sicherem, zuverlässigem, effizientem und preiswertem 

Strom gewährleistet. 

2002 wurde ein Gesetz mit dem Titel »Policy for Power 

Generation Projects – Year 2002« erlassen, das ziemlich 

genau dem Energiegesetz von 1994 entspricht. Außerdem 

wurde im Juli 2002 ein Großmarkt für Strom mit 

der NTDC als einzigem Abnehmer eröffnet. 

Folgende Bestimmungen und Gesetze wurden erlassen, 

um den nationalen Energiemarkt zu regulieren: 

• Bestimmung zur Regulierung von Energieerzeugung, 

-übertragung und -verteilung XL von 1997 

(Regulation of Generation, Transmission and 

Distribution of Electric Power Act XL of 1997) 

PAKISTAN | 

345 

• Gesetz zu Energieerzeugungslizenzen, 2000 (Licensing 

Generation Rules, 2000) 

• Gesetz zu Standardverfahren für Tarife 1998 und 

Gebührenbestimmungen für die Tarifstandards und 

-abwicklung 2002 (Tariff Standards Procedure Rules, 

1998 & Fees Pertaining to Tariff Standards & Procedure 

Regulations, 2002) 

• National Electric Power Regulatory Authority Licensing 

(Distribution) Rules 1999 & Eligibility Criteria 

for Consumers of (Distribution) Companies 2003 

• Vorläufiges Gesetz zur Stromversorgung (Abläufe und 

Standards) 2005 (Interim Power Procurement (Procedures 

and Standards) Regulation 2005) 

• Gesetz zu Leistungsstandards (Verteiler), 2005, Regeln 

zu Leistungsstandards (Übertragung), 2005 (Performance 

Standards (Distribution) Rules 2005; Performance 

Standards (Transmission) Rules – 2005) 

Die oben beschriebenen politische Rahmenbedingungen 

dienen dem Ziel der pakistanischen Regierung, die 

Position der einheimischen Stromversorgung zu stärken, 

um die Abhängigkeit von Importen zu verringern und 

die rasch wachsende Nachfrage nach Energie durch ein 

umweltbewusstes und nachhaltiges Wachstum zu befriedigen. 

Die Politik will darum günstigere Rahmenbedingungen 

für Projekte mit erneuerbaren Energien im Allgemeinen 

und große Wasserkraftwerke im Besonderen 

schaffen. Die Stromerzeugung wurde zunehmend von 

Wärmekraftwerken für fossile Brennstoffe auf große Wasserkraftwerke 

verlagert. 




Mit Blick auf das in Kapitel 1.2 beschriebene erwartete 

Potential erneuerbarer Energien entwickelte die pakis- 

tanische Regierung Zielvorgaben für die einzelnen 

Energieressourcen. Für erneuerbare Energien wurden 

folgende Ziele definiert 26 : 

26 AEDB 2009

TABELLE 10: 

ÜBERBLICK ÜBER CDM-PROJEKTE IN PAKISTAN 

Projekt Ort (Region) Status Typ 

Katalytisches N2O-Abgasreinigungsprojekt 

mit den Abgasen des 

Salpetersäure-Werks Pakarab 

Fertilizer Ltd. (PVT) in Multan 

84 MW New Bong Escape 

Wasserkraftprojekt 

Bau zusätzlicher Kühlturmzellen im 

AES Lal Pir (Pvt.) Ltd. Muzaffar Garh 

Verwertung von Rinderdung, 

Landhi Cattle Colony, Karatschi 

Entwicklung erneuerbarer Energien auf 

kommunaler Ebene in der nordwestlichen 

Grenzprovinz und Chitral (NAC) 

Gul Ahmed 

Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk 

Austausch fossiler Brennstoffe von 

schwerem Heizöl zu Erdgas, indem 

schwere Heizölmotoren (5,86 MW*4) 

durch Erdgasmotoren (16.4 MW) 

ersetzt werden in der Maple Leaf Cement 

Factory Limited, Iskanderabad 

Projekt zum Austausch von Brennstoffen 

und zur Energieeffizienz bei 

PWML 

Almoiz Kraft-Wärme-Kopplung 

mit Bagasse 

Jährliche 

Einsparungen 

(tCO ² ) 

IRR (ohne 

CDM) in% 


IRR (mit 

CDM) in% 

Jahr der 

Anmeldung 

Punjab zugelassen N2O 1 329 653 k. A. n.a. 2006 

Asad Kaschmir 

zugelassen Wasserkraft 

Punjab zugelassen Energieeffizienz 

der 

Versorger 

Sindh im Zulassungsverfahren 

Nord-Westliche 

Grenz- 

Provinz 



Punjab im Zulassungsverfahren 


Nord-Westliche 

Grenz- 

Provinz 


Pakarab Fertiliser KWK-Projekt Punjab im Zulassungsverfahren 

Projekt eines netzgekoppelten 

GuD-Kraftwerks in Qadirpur, bei 

dem zuvor verbranntes, Permeat 

verwendet wird 


ICI Polyester KWK-Projekt Punjab im Zulassungsverfahren 

Projekt zur Kraft-Wärme-Kopplung auf 

Biogasbasis bei Shakarganj Mills Ltd., Jhang 

Kompostierung von organischen Stoffen 

aus städtischen Abfällen in Lahore 

Quelle: UNEEP Riso 



Methan- 

Vermeidung 

Wasserkraft 

Brennstoffwechsel 



Energie aus 

Biomasse 

Energieeffizienz 

der 

selbsterzeugten 

Energie 

218 973 k. A. k. A. 2007 

9 543 3.7 % 4.7 % 2008 

1 530 979 3.2 % 27.4 % 2007 

76 713 3 % 28 % 2007 

35 089 14 % 17.1 % 2008 

22 622 2.11 % 9.46 % 2008 

16 722 k. A. k. A. 2008 

31 553 k. A. k. A. 2008 

107,746 16 % 20 % 2007 

Fugitive 162,943 8 % 18 % 2009 

Energieeffizienz 

der 

selbsterzeugten 

Energie 

Methan- 

Vermeidung 

19 233 k. A. k. A. 2009 

24 344 - 0.48 % 8.63 % 2008 

Deponiegas 78 344 13.18 % 18.38 % 2008

• Elektrifizierung von 7 874 abgelegenen Dörfern in den 

Provinzen Sindh und Belutschistan, die nicht an das 

Stromnetz angeschlossen sind, mit Hilfe erneuerbarer 

Energien 

• Schrittweise Einführung einer Biodiesel-Beimischung 

im Dieseltreibstoff, um bis 2015 einen Mindestanteil 

von 5% des nationalen Gesamtverbrauchs an Diesel 

und bis 2025 einen Mindestanteil von 10% für Biodiesel 

zu erreichen 

• Entwicklung von Wind- und Solarenergie, um 2030 

mindestens 5% der installierten Gesamtenergiekapazität 

durch erneuerbare Ressourcen abdecken zu können. 

• Durch Entwicklung der Windkraft soll kurzfristig (bis 

2010) eine kumulierte Kapazität von 680 MW, mittelfristig 

(2011–2020) eine kumulierte Kapazität von 

3 730 MW und langfristig (bis 2030) eine kumulierte 

Kapazität von 9 700 MW produziert werden. 

• Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Primärenergie 

soll bis 2012 auf 10% gesteigert werden 27 . 

Rechtliche Bedingungen und Förderung 


In den Richtlinien zur Entwicklung erneuerbarer Energien 

zur Stromerzeugung vom Dezember 2006 werden 

Maßnahmen und Strategien für Projekte zur Stromerzeugung 

festgelegt, die Wasserkraft (bis 50 MW) und 

Wind- und Solarenergie (jeglicher Kapazität) nutzen. Für 

Energieerzeugungsprojekte mit Wasserkraft, die mehr als 

50 MW produzieren, gelten die Richtlinien der Bestimmungen 

für Projekte zur Energieerzeugung von 2002. 

Diese Richtlinien umfassen unter anderem die folgenden 

Punkte: 

• Die Risiken der Wind- bzw. Wasserkraft trägt der Käufer 

(dies soll mögliche Einbußen der durch unvorhersehbare 

saisonale Schwankungen reduzieren). 

• Der Strom wird garantiert abgenommen. 

• Die Bereitstellung des Stromnetzes liegt in der Verantwortung 

des Käufers. 

• Der Käufer nimmt den Strom zu einem attraktiven Tarif 

ab (Kosten plus eine 15%-ige Eigenkapitalrendite) 

• Der Käufer stellt Stromzähler bereit. 

• Strombanking ist möglich. 

27 REN21 2009 

PAKISTAN | 

347 

• Eine Grid-Spill-Over-Regelung wird eingeführt. 

Darüber hinaus wurden Regelungen erlassen, welche 

den Import von Anlagen, Maschinen und Arbeitsgeräten, 

die für Projekte zur Stromerzeugung aus erneuerbaren 

Energieressourcen (einschließlich Windenergie) 

verwendet werden, sowohl von der von der Umsatzsteuer 

(SRO 500 (I)/2004), als auch von der Einkommenssteuer 

(SRO 441 (I)/2004) und von Zöllen (SRO 

454 (I)/2004) zu befreien 28 . 

Im April 2009 vereinfachte die NEPRA die Genehmigungsverfahren 

und reduzierte die Lizenzgebühren für 

kleinere Projekte mit erneuerbaren Energien. Die neuen 

Gebühren für Projekte mit erneuerbaren Energien, die sich 

bei einer Erzeugungsleistung von 500 kW auf 24 000 PKR 

(200 €) und bei einer Leistung bis zu 2,5 MW auf 50 000 

PKR (415 €) belaufen, sind viel niedriger als die frühere 

Gebühr von 200 000 PKR (1 660 €) für alle Projekte, deren 

Leistung über 1 MW lag. Darüber hinaus wurde das 

Genehmigungsverfahren der NEPRA vereinfacht, das nun 

keine persönliche Anwesenheit im Büro der NEPRA mehr 

voraussetzt, sondern per Post abgewickelt werden kann 29 . 


Pakistan trat 2005 dem Kyoto-Protokoll bei und siedelte 

seine nationale Aufsichtsbehörde (DNA) im Umweltministerium 

an. 2006 wurde die nationale Verfahrensstrategie 

für CDM (Clean Development Mechanism) veröffentlicht. 

Im Vergleich zu Nachbarländern wie Indien mit 

Hunderten von CDM-Projekten hat Pakistan nur sehr 

wenige CDM-Projekte. Momentan gibt es in Pakistan 

14 CDM-Projekte, die sich in verschiedenen Stadien des 

CDM-Prozesses befinden. Von diesen 14 Projekten basieren 

nur wenige auf erneuerbaren Energieressourcen (zwei 

Wasserkraftwerke und ein Biomassekraftwerk). Das ungenutzte 

Potenzial für CDM-Projekte gilt als sehr hoch. Die 

geringe Anzahl an CDM-Projekten hat mehrere Gründe: 

die späte Ratifizierung des Kyoto-Protokolls 2005, mangelnde 

Klarheit zum Handling des CDM-Prozesses und 

Mangel an zuverlässigen Unternehmen zur Entwicklung 

von CDM-Projekten auf dem einheimischen Markt. Die 

Textilindustrie gehört zu den Sektoren, die in jüngerer 

28 AEDB 2009 

29 The Nation 2009

Zeit ein starkes Interesse bekundet haben, CDM-Projekte 

bei ihren Mitgliedern zu fördern 30 . 

Die bereits zugelassenen Projekte sowie jene, die sich im Zulassungsverfahren 

befinden, sind in Tabelle 10 aufgeführt. 

Die Homepage der pakistanischen DNA führt sieben weitere 

Projekte auf, welche von der DNA anerkannt wurden. 


GEF – Im Mai 2009 unterzeichnete die Global Environment 

Facility (GEF) der Vereinten Nationen gemeinsam 

mit dem Alternative Energy Development Board 

(AEDB) und der Economic Affairs Division (EAD) ein 

Dokument zur Durchführung eines Projektes mit einem 

Volumen von 19,2 Mio. US $ zum Aufbau von Mini- 

Wasserkraftwerken im Bezirk Chitral. Der Vertrag für 

das Projekt mit dem Titel »Productive Uses of Renewable 

Energy in Chitral District (PURE-Chitral)« wurde von 

Mikiko Tanaka (Deputy County Director des UNDP), 

Arif Alauddin (CEO von AEDB) und Muhammad Asif 

( Joint Secretary UN/China für EAD) unterzeichnet. 

Im Rahmen des Projekts sollen 103 Micro-/Mini-Wasserkraftwerke 

(MHPs mit einer Gesamtleistung von 15 

MW) installiert werden 31 . 

ADB – Seit seinem Beitritt im Jahre 1966 hat Pakistan ca. 

18,59 Mrd. US $ in Form von Darlehen von der Asiatischen 

Entwicklungsbank ADB erhalten, von denen Ende 

2007 rund 12,3 Mrd. US $ ausgezahlt worden waren. 

2007 erreichte die Kreditgewährung einen Rekord mit 

nahezu 2,0 Mrd. US $ in Form von Darlehen und 20,2 

Mio. US $, die für technische Zusammenarbeit gewährt 

wurden. Die ADB arbeitet sowohl mit der Regierung als 

auch mit dem privaten Sektor zusammen, um die Infrastruktur 

des Landes, die Energieversorgung und die wichtigsten 

öffentlichen Dienstleistungen zu verbessern 32 . 

GTZ – Pakistan ist eines der wichtigsten Partnerländer 

der deutschen Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit 

(GTZ). Seit Unterzeichnung des bilateralen 

Abkommens im Jahre 1972 ist die GTZ in Pakistan im 

Auftrag des deutschen Bundesministeriums für wirtschaftliche 

Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) 

30 UNEP Riso 

31 GOP 2009 

32 ADB 2009 


TABELLE 11: HOCHRECHNUNG FÜR DIE ENTWICKLUNG 

VON WINDENERGIE BIS 2030 

Geplante Ener- Kumulierte 

gieerzeugung Kapazität der 

Jahr 

(MW) 

Windenergie (MW) 

2010 680 680 

2011 200 880 

2012 200 1 080 

2013 150 1 230 

2014 200 1 430 

2015 250 1 680 

2016 250 1 930 

2017 400 2 330 

2018 400 2 730 

2019 500 3 230 

2020 500 3 730 



5 970 9 700 

tätig. Für die Zusammenarbeit wurden die folgenden vier 

Schwerpunkte vereinbart: Bildung, medizinische Grundversorgung, 

Familienplanung und AIDS-Vorsorge, gute 

Regierungsführung (good governance) sowie die Förderung 

von erneuerbaren Energien und Energieeffizienz. 

Die GTZ berät die AEDB in Fragen zur Förderung erneuerbarer 

Energien, insbesondere der Solarenergie, zur 

Verbesserung der politischen Rahmenbedingungen und 

zur Elektrifizierung von insgesamt 400 Dörfern in den 

Provinzen Belutschistan und Sindh. Experten, die vom 

Zentrum für internationale Migration und Entwicklung 

(CIM) gestellt werden, unterstützen das AEDB und das 

Pakistan Council for Renewable Energy Technology 

(PCRET) bei der Entwicklung eines Zertifizierungslabors 

für Solartechnik. Das Fraunhofer-Institut für solare 

Energiesysteme in Freiburg bietet technische Beratung bei 

der Installation von Solarkraftwerken an. Bisher wurden 

rund 3 000 kleine Solarkraftwerke in knapp 100 Gemeinden 

in Auftrag gegeben 33 . 

Derzeit werden rund 20 durch Spenden finanzierte Projekte 

mit einem Gesamtvolumen von fast 0,5 Mrd. € 

umgesetzt. 36% der Projekte stammen aus dem Bereich 

erneuerbare Energien und 28% aus dem Bereich Energieeffizienz. 

33 GTZ 2009

TABELLE 12: VORGEHEN ZUR ERRICHTUNG 

EINES PRIVATEN WINDKRAFTWERKS (IPP) 

Schritt Title 

1 

Absichtserklärung 

(Letter of Interest) 

Verantwortliche 

Behörde 

AEDB 

2 

Zuweisung von Land 

für das Windkraftwerk 

AEDB 

3 Machbarkeitsstudie k. A. 

4 Stromerzeugungslizenz NEPRA 

5 Festlegung des Tarifes NEPRA 

6 

Einreichung der Leistungsgarantie 

durch den Betreiber des privaten 

Kraftwerkes (IPP) 

7 Letter of Support (LoS) – 

8 

Vereinbarung zum Energieerwerb 

(Energy Purchase Agreement (EPA)) 

k. A. 

NTDC 

9 

Umsetzungsvereinbarung 

(Implementation Agreement (IA)) 

AEDB 

10 Finanzabschluss k. A. 


15.6 


2007 führten die National Renewable Energy Laboratories 

(NREL) der USA im Rahmen des USAID-Hilfsprogrammes 

eine Studie zu den Windressourcen in Pakistan 

durch und entwickelte eine Karte, welche das verfügbare 

Windpotenzial einer Höhe von 50 m zeigt. Die Windressourcenkarte 

von Pakistan der NREL gab der Entwicklung 

von Aktivitäten zur Nutzung von Windenergie in 

den Regionen der Windkorridore großen Auftrieb. Bei 

diesen Regionen handelt es sich um die Region um Karatschi 

und Hyderabad und insbesondere um die Hügel 

und Bergrücken im nördlichen Tal des Indus, Gebiete 

mit Windkorridoren in Westpakistan und Hochgebirgsregionen, 

Hügel und Bergrücken in Südwestpakistan. 

Diese Gebiete mit hohem Potenzial stehen inzwischen 

im Fokus der Entwicklung von Windenergie in naher Zukunft. 

Den erhobenen Daten zufolge gibt es an Pakistans 

Küstenstreifen einen 60 km breiten und 180 km langen 

Windkorridor. Dieser Korridor könnte potenziell bis zu 

50 000 MW nutzbare Energie aus Windkraft erzeugen. 


Im Hinblick auf die Produktionsziele für erneuerbare 

Energien sieht der kurzfristige Plan die Entwicklung einer 

Leistung von 680 MW aus Windenergie bis 2010 vor, bis 

2020 soll eine Leistung von 3 730 MW und bis 2030 eine 

Leistung von 9 700 MW entwickelt werden 34 . Tabelle 

11 zeigt die Entwicklung der Stromerzeugungsleistung 

durch Windenergie. 


Die Richtlinien zur Entwicklung erneuerbarer Energien für 

die Stromerzeugung vom Dezember 2006 schaffen folgende 

Anreize für Projektentwickler im Bereich Windenergie: 

• Land wird zu einem attraktiven Preis (8 US $ pro Acre 

und Jahr) für Projekte zur Stromerzeugung mit Windenergie 

bereitgestellt. 

• Das AEDB hat bereits vorläufige Machbarkeitsstudien 


• Winddaten wurden gemessen, analysiert und vom Risø 

National Laboratory of Denmark bestätigt. 

• Das sogenannte Windrisiko für die ersten Projekte wird 

von der Regierung übernommen. Wenn die Windgeschwindigkeit 

in einem Windpark unter dem festgelegten 

Richtwert für den jeweiligen Ort liegt und dadurch 

die Stromerzeugung entsprechend reduziert wird, wird 

der unabhängige Stromproduzent (IPP) dennoch entsprechend 

der Leistung des Richtwertes bezahlt 35 . 

• Ein Ertrag von 15% auf das eingesetzte Stammkapital 

(ROE) nach den Richtlinien der NEPRA (siehe 1.5) 

wird garantiert. 


Tabelle 12 zeigt die Reihenfolge der notwendigen Schritte 

zur Errichtung eines windbetriebenen Kraftwerkes durch 

IPPs und zum Verkaufs des produzierten Stromes an den 

Netzbetreiber. 

Das AEDB hat 93 nationalen und internationalen Investoren 

Absichtserklärungen ausgestellt, 7 davon haben bereits 

Machbarkeitsstudien abgeschlossen. 

Die folgenden acht Investoren haben bisher eine Lizenz 

zur Stromerzeugung bei der NEPRA beantragt: New 

Park Energy Ltd., Tenaga Generasi Ltd., Green Power 

(Pvt) Ltd., Win Power Ltd., Zephyr Power Ltd., Milergo 

34 AEDB 2009 

35 GOP 2006

Pakistan Ltd., Beacon Energy Ltd. und Zorlu Enerji Pakistan 

Ltd. 



Das Zorlu Enerji 50-MW-Projekt ist Pakistans erste 

Windkraftanlage. Sie wurde im April 2009 in Jhimpir 

(Provinz Sindh) eingeweiht. Die Entwicklung des Projekts 

liegt bei der Zorlu Enerji Group aus der Türkei und 

wird in zwei Phasen durchgeführt. Für die erste Phase 

wurde die Produktion von 6 MW aufgenommen, bis Dezember 

2009 soll die gesamte Leistung von 50 MW erreicht 

werden. Die Zorlu Enerji Group plant, die Leistung 

des Windparks bei erfolgreichem Abschluss der 50-MW- 

Phase auf bis zu 300 MW zu erhöhen. Die NEPRA 

hat dem Projekt einen Tarif von 12,1057 USCent pro 

kWh (8,3 EURCent) gewährt, der trotz eines durch die 

NEPRA-Richtlinien garantierten Ertrags von 15% auf 

das Stammkapital (ROE) für Windparks unter dem Tarif 

für Strom aus konventionellen Wärmekraftwerken liegt 36. 

Neben großen Kraftwerken hat das AEDB in Kallar Kahar 

im Bezirk Chakwal zur Demonstration eine Mikro- 

Windturbine mit einer Leistung von 40 kW installiert. 

Das Projekt, das den ersten Versuch im Bereich der Windenergie 

in der Provinz Punjab darstellt, zielt auf die Installation 

von 160 Turbinen mit 600 kW 37 . 


Pakistans aufstrebende Windenergiebranche steht vor 

vielfältigen Herausforderungen. Die erste Herausforderung 

ist der Mangel an bestätigten und verwertbaren 

historischen Winddaten, die in den westlichen Ländern 

zur Verfügung gestellt werden und das Vertrauen der Investoren 

verbessern könnten. Darüber hinaus machen 

Schwankungen der Preise von Turbinen die langfristige 

Planung von Projekten kompliziert. Internationale Anbieter 

zeigen derzeit nur wenig Interesse an Pakistan, da 

es als Risikogebiet eingeschätzt wird. 

36 AEDB 2009 

37 AEDB 2009 

PAKISTAN | 

350 

Da die Pilotprojekte in Gebieten liegen, die regelmäßig 

von Überflutungen bedroht sind, sind die Baukosten 

hoch. Außerdem ist der Landbesitz auf viele Eigentümer 

verteilt. Die Infrastruktur, die zur Errichtung eines Windparks 

erforderlich ist, ist häufig nicht gegeben, bestehende 

Brücken und Straßen müssten demnach verbessert werden. 

Ein weiteres Hindernis ist der Mangel an Schwerlastkränen. 

Der behördliche Prozess ist sehr aufwändig (siehe Tabelle 

12) und wird von den Investoren als bürokratischer Widerstand 

wahrgenommen. Da zu Windenergie noch kein 

ausgefeiltes Regelwerk existiert, zeigen sich die Genehmigungsbehörden, 

die eher an den Umgang mit Wärmekraftwerken 

gewöhnt sind, oft voreingenommen. Außerdem 

wurden bislang nur technische Anforderungen für 

Wärmekraftwerke definiert. 

Zwar bietet die pakistanische Regierung eine Garantie auf 

Risiken der Windgeschwindigkeit an, um Anreize zur Entwicklung 

von Windenergieprojekten zu schaffen. Doch die 

Ausarbeitung eines rechtswirksamen Dokuments (Plant 

Power Curve & Benchmark Energy Table), in dem technische 

Fragen ebenso enthalten sind wie die genannte Garantie, 

stellt eine große Herausforderung dar 38 . 

38 Mayura Botejue 2007


The Alternative Energy 

Development Board ( AEDB ) 

House # 3, Street # 8, F-8/3 Islamabad 

Tel.: +92 ( 51 ) 9262947-50 

Email: mailto:support@aedb.orgsupport@aedb.org 

Internet: www.aedb.org 

The Pakistan Water and 

Power Development Authority ( WAPDA ) 

WAPDA House, Sharah-e-Quaid-e-Azam, Lahore 

Tel.: +92 ( 51 ) 44869 

Fax: +92 ( 51 9202454 

Email: chairman@wapda.gov.pk 

Internet: www.wapda.gov.pk 

National Transmission Dispatch Company ( NTDC ) 

221 WAPDA House Lahore, Pakistan 

Tel.: +92 ( 042 ) 9201020 

Fax: +92( 042 ) 9210894 

Email: itdir@ntdc.com.pk 

Internet: www.ntdc.com.pk 

Pakistan Electric Power Company ( PEPCO ) 

WAPDA House, Lahore 

Tel.: +92-42-9202140 

Fax: +92-42-9202402 

Email: webinfo@pepco.gov.pk 

Internet: www.pepco.gov.pk 

Private Power and Infrastructure Board ( PPIB ) 

50 Nazimuddin Road, F7/4, Islamabad 

Tel.: +( 92 ) 51 920 5421 

Fax: +( 9251 ) 921 5723 

Email: ppib@ppib.gov.pk 

Internet: www.ppib.gov.pk 

PAKISTAN | 

351 

National Electric Power Regulatory Authority ( NEPRA ) 

PIA Building, 2nd Floor, Fazl-e-Haq Road, Blue Area, 

Islamabad 

Tel.: +92-51-9217673 

Fax : +92-51-9217651 

Email: muneer@hotmail.com 

Internet: www.nepra.org.pk 

National Transmission & Despatch Company 

( NTDC ) 

221 WAPDA House, Lahore 

Tel.: +92 ( 042 ) 9201020 

Fax: +92 ( 042 ) 9210894 

Email: itdir@ntdc.com.pk 

Internet: www.ntdc.com.pk 

The Pakistan Council of Renewable EnergyTechnologies 

( PCRET ) 

No. 25, H-9, Islamabad – Pakistan 

Tel: +92-51-9258228 

Fax: +92-51-9258229 

E-mail: akhterp_dr@pcret.gov.pk 

Internet: www.pcret.gov.pk/ 

Designated National Authority 

4th Floor, Local Government Building, Sector G- 5 / 2, 

Islamabad – Pakistan 

Tel: +92-51-9205622 

Fax: +92-51-9207425 

E-mail: focalpointdna@cdmpakistan.gov.pk 

Internet: http://www.cdmpakistan.gov.pk/cdm_sectarirat.html


ADB 2009 – Asian Development Bank: 

Energy and Climate Change in Pakistan, 2009 ( http:// 

www.adb.org/documents/events/2009/Climate- 

Change-Energy-Workshop/PAK.pdf ) Gesichtet: 18. 

August 2009 

AEDB 2009 – Alternative Energy Development Board 

( http://www.aedb.org/re_sector.php ) Gesichtet: 18. 

August 2009 

Auswärtiges Amt 2009 – ( http://www.auswaertigesamt.de/diplo/de/Laenderinformationen/Pakistan/ 

Wirtschaft.html ) Gesichtet: 06.08.2009 

CIA – Central Intelligence Agency: 

The World factbook, 2009 ( https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/geos/id.html 

) 


EIA – Energy Information Administration: 

Energy Profile of, 2007 ( http://www.eoearth.org/ 

article/Energy_profile_of_Pakistan ) Gesichtet: 18. 

August 2009 

IEA – International Energy Agency: 

Pakistan, 2009 ( http://www.iea.org/Textbase/ 

country/n_country.asp?COUNTRY_CODE=PK ) 


Germany Trade and Invest 2009 – Wirtschaftsdaten 

kompakt: Pakistan 

Stand: Mai 2009 – ( http://www.gtai.de/ext/anlagen/ 

PubAnlage_6109.pdf ) Gesichtet: 18. August 2009 

GOP 2006 – Government of Pakistan, Guidelines for 

Determination of tariff for wind power generation 

( www.actovian.com/WindpowerPakistan.pdf ) Gesichtet: 

2nd October 2009 

PAKISTAN | 

352 

GOP 2009 – Government of Pakistan Press Information 

Department ( http://www.pid.gov.pk/press21-05-09. 

htm ) Gesichtet: 18. August 2009 

GTZ 2009 – GTZ in Pakistan ( http://www.gtz.de/ 

en/weltweit/europa-kaukasus-zentralasien/1176.htm ) 


HDIP – Hydrocarbon Development Institute of 

Pakistan, Pakistan energy Yearbook 2007 

IMF – International Monetary Found: Report for 

Selected Countries and Subjects: Pakistan, 2009 

( http://www.imf.org/ ) Gesichtet: 18. August 2009 

JPCL 2008 – Jamshoro Power Company Limited – 

( http://www.jpcl.com.pk/tps-jamshoro.html ) Gesichtet: 

18. August 2009 

Mayura Botejue 2007 – Wind Power Sector: Issues & 

challenges in Pakistan ( http://www.powerasia.com.pk/ 

icaep2008/presentation/SI_Mayura.pdf ) Gesichtet: 14. 


NEPRA 2009 – National Electric Power Regulatory 

Authority ( http://www.nepra.org.pk/tariff_dist.htm ) 


NREL 2007 – National Renewable Energy Laboratory 

( http://www.nrel.gov/wind/pdfs/final1-1-1pwr50pk. 

pdf ) Gesichtet: 18. August 2009 

PEPCO 2009 – Pakistan Electricity Power Company 

( http://www.pepco.gov.pk ) Gesichtet: 18. August 2009 

Peter Blood, ed. Pakistan: A Country Study. Washington: 

GPO for the Library of Congress, 1994. ( http:// 

countrystudies.us/pakistan/25.htm. ) Gesichtet: 4th 

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Privatisation Commission 2009 – ( http://www. 

privatisation.gov.pk/Annual%20Report/Annual%20 

Report-2008.pdf ) Gesichtet: 4th August 2009 

REN21 2009 – Renewables Global Status Report 

( http://www.ren21.net/pdf/RE_GSR_2009_Update. 


The Nation 2009, Nepra reduces license fee for small 

renewable energy projects Published: April 10, 2009 

( http://www.nation.com.pk/pakistan-news-newspaperdaily-english-online/Business/10-Apr-2009/Neprareduces-license-fee-for-small-renewable-energy-projects 

) 


UNEP Riso Centre: CDM Pipeline overview, Gesichtet: 

18. August 2009 ( http://uneprisoe.org/ ) Gesichtet: 

18. 

PAKISTAN | 

353

VIETNAM 


ADB Asian Development Bank 

AFTA ASEAN Free Trade Area 

ASEAN Association of Southeast Asian Nations 

ASEM Asia Europe Meeting 

APEC Asia-Pacific Economic Cooperation 

ASTAE Asia Sustainable and Alternative 

Energy Programme 

BK-IDSE Bach-Khoa Investment and 

Development of Solar Energy Co Ltd 

BOT Build Operate Transfer 

BMU Bundesumweltministerium 

CNECB CDM National Executive & 

Consultative Board 




EC-ASEAN European Community and the 

Association of Southeast Asian Nations 



EAEF EC-ASEAN Energy Facility 

EDF Electricité de France 


ESRI Environmental Systems Research 

Institute 

EVN Electricity of Vietnam 

ADI Ausländische Direktinvestition 





ICD International Cooperation Department 

IE Institute of Energy 





kV Kilovolt 

354 

toe Tonne Öläquivalent 

MOF Finanzministerium 

MOIT Ministerium für Industrie und Handel 

MONRE Ministerium für natürliche 

Ressourcen und Umwelt 

MPI Ministerium für Planung und Investition 

MVA Megavolt-Ampere 

MW Megawatt 


PCs Power Companies 

PPCs Provincial People’s Committees 

PJ Petajoule 



RECTERE Research Centre for Thermal 

Equipment and Renewable Energy 

(Forschungszentrum für Thermische 

Ausrüstung und Erneuerbare Energien) 


Efficiency Partnership 

RERD Renewable Energy and Rural 

Development 

SHS Solar Home System 

REVN Renewable Energy of Vietnam 

Joint Stock Company 


V Volt 

VND Vietnamesischer Dong 

WTO Welt Handelsorganisation 


Programme 

UNEP United Nations Environment Programme 



UPI United Press International 

USAID United States Agency for 

International Development

VIETNAM 


ABBILDUNG 1: 

KARTE VON VIETNAM 


Vietnam liegt in Südostasien im Osten der Indochinesischen 

Halbinsel am Golf von Tonkin und dem Südchinesischen 

Meer. Seine Nachbarländer sind China im 

Norden und Laos und Kambodscha im Westen (siehe 

Abbildung 1). 

Das vietnamesische Klima ist sehr unterschiedlich, da das 

Land vom 9. bis zum 23. nördlichen Breitengrad reicht. 

Im Süden ist das Klima tropisch und im Norden vom 

Monsun geprägt mit einer heißen Regenzeit (Mai bis September) 

und einer warmen, trockenen Saison (Oktober 

TABELLE 1: 

WICHTIGSTE STATISTISCHE DATEN 2008 

355 

bis März) und einer durchschnittlichen Luftfeuchtigkeit 

von 84 % während des ganzen Jahres. Aufgrund seiner 

langen Küste ist Vietnam vom Osten her den über das 

Meer kommenden Winden ausgesetzt. 

Die offizielle Landessprache ist Vietnamesisch. Allerdings 

wird Englisch zunehmend als zweite Sprache bevorzugt, 

Französisch und Chinesisch werden als Geschäftssprachen 

benutzt. Vietnam ist eine sozialistische Republik, die von 

der kommunistischen Partei regiert wird. Der Präsident 

von Vietnam ist Staatsoberhaupt und Vorsitzender des 

National Defence and Security Council (Nationaler Verteidigungs- 

und Sicherheitsrat). Präsident Nguyễn Minh 

Triết wurde im Juni 2006 von der vietnamesischen Nationalversammlung 

mit 464 Stimmen (94,12 %) gewählt. 

Vietnam unterhält diplomatische Beziehungen zu 164 

Ländern. In der Außenpolitik setzt Vietnam den Fokus 

auf die Verbesserung der Beziehungen zu den Nachbarländern 

Laos, Kambodscha und China. Vietnam ist seit 

Juli 1995 offizielles Mitglied der Association of Southeast 

Asian Nations (ASEAN). Seither tritt Vietnam als aktives 

Mitglied der ASEAN-Freihandelszone (AFTA) und 

des Asia Europe Meeting (ASEM) auf. Vietnam ist derzeit 

Mitglied der Asia Pacific Economic Cooperation 

(APEC), einem Forum in dem 21 Länder und Städte 

rund um den Pazifik, in den Bereichen regionaler Handel 

sowie Liberalisierung und Erleichterung von Investitionen 

zusammenarbeiten. Darüber hinaus möchte Vietnam 

Mitglied der WTO werden, nachdem es bilaterale 

Handelsabkommen mit fast 60 Ländern und Gebieten 

eingegangen ist. 1 

Zu den wichtigsten vietnamesischen Exportgütern gehören 

Erdöl, Schuhe, Tee, Kaffee, elektronische Erzeugnisse 

und Bauteile, Textilien, Bekleidung, Gummi sowie Meeresprodukte. 

Die wichtigsten Exportpartner Vietnams 

sind die USA, Deutschland, Südkorea, Japan, China, Sin- 

Fläche Einwohnerzahl BIP BIP pro Kopf Export Import 

331 210 m² 86,967 Mio. 

Quelle: U.S. Department of State 2009 und IWF 2009 

89,829 Mrd.US$ 

(60,798 Mrd. €) 

1 040,35 

US$/Kopf (7 042 

€/Kopf) 

1 AusAID 2009 

62,9 Mrd.US$ 

(42,6 Mrd. €) 

80,4 Mrd.US$ 

(54,4 Mrd. €)

gapur, Hongkong und Taiwan. Die wichtigsten Artikel, 

die nach Vietnam importiert werden sind Motorräder, 

Maschinen und zugehörige Erzeugnisse, Stahlwaren, Erdölprodukte, 

Dünger, Zement, Getreide und Baumwolle. 

Die wichtigsten Importpartner Vietnams sind Frankreich, 

Hongkong, Indien, Taiwan, Südkorea und Singapur. 

TABELLE 2: 

BIP VON VIETNAM 2004–2008 

BIP 

(konstanter Kurs) 

Tabelle 2 zeigt das vietnamesische BIP-Wachstum, das 

zwischen 2000 und 2006 stetig gestiegen ist und 2008 

eine leichte Abschwächung erfuhr. Im Januar 2009 lag 

die Inflationsrate bei 17,48 % im Jahresvergleich. Die Armutsquote 

hat sich von 58 % im Jahr 1993 auf 13 % im 

Jahr 2008 reduziert. Das jährliche Pro-Kopf-Einkommen 

in Vietnam lag 2008 bei 1 024 US$. 2 



Der Primärenergieverbrauch ist in Vietnam in den letzten 

Jahren stark angestiegen. 1970 lag dieser bei 20 000 

ktoe, mehr als 50 % davon stammten aus verschiedenen 

erneuerbaren Energiequellen und Abfällen. In den letzten 

30 Jahren stieg der Anteil von Kohle und Öl viel stärker 

als der anderer Quellen. 2006 erreichte die Primärenergiebereitstellung 

52 290 ktoe (entspricht 2189,2 PJ oder 

608,13 TWh). Vietnams Primärenergiebereitstellung 

stammt hauptsächlich aus verschiedenen erneuerbaren 

Energiequellen sowie Abfällen (d.h. Abfall und Biomasse) 

mit einem Anteil von 46%, gefolgt von Öl mit 23 

2 World Bank 2009 

VIETNAM | 356 

%, Kohle mit 17 %, Gas mit 10 % und Wasserkraft mit 4 

%. Abbildung 2 zeigt die Aufteilung auf die verschiedenen 

Ressourcen. 3 . 

Der Endenergieverbrauch belief sich 2006 auf 46 108 

ktoe (entspricht 1 931,9 PJ). Tabelle 3 zeigt den Anteil 

der verschiedenen Sektoren an diesem Verbrauch. 

2000 2002 2004 2006 2008 

Veränderung 

zum Vorjahr in % 6.7 7.0 7.7 8.2 6.1 

BIP 

(aktueller Kurs) 

BIP 

Mrd. VND 441 646 535 762 715 307 9 742 662 1 477 716 

(akuteller Kurs) 

BIP 

Mrd.US$ 31.1 35.1 45.4 60.0 89.8 

(aktueller Kurs) Mrd. € 21.04 23.75 30.72 40.60 60.77 

Quelle: IMF 

Vietnams Energieverbrauch hat sich im Zuge der Industrialisierung 

rapide erhöht. 4 Zwischen 2000 und 2005 hat 

sich der Gesamtverbrauch von Primärenergie (ohne Biomasse) 

durchschnittlich um etwa 10,6% pro Jahr erhöht. 

ABBILDUNG 2: 


NACH QUELLE IN KTOE 

12 221 

23 % 

8 807 

17 % 

3 IEA 2008 

4 Omoteyama, 2009 

2 030 

4 % 


Gas 

Öl 


4 992 

10 % 

Kohle 

Wasser 

24 240 

46 %

TABELLE 3: 

ENDENERGIEVERBRAUCH 2006 NACH SEKTOREN 

Endenergieverbrauch insgesamt 

Der Anteil des industriellen Sektors ist stetig gewachsen, 

während der Anteil des Transportsektors sowie anderer 

Sektoren zurückgegangen ist. 

Obwohl Vietnam ein bedeutender Rohölexporteur ist, 

besteht aufgrund eines Mangels an Raffineriekapazitäten 

eine starke Abhängigkeit von der Einfuhr von Erdölprodukten. 

Vietnam exportiert auch Kohle nach Japan und 

China und könnte zukünftig zu einem bedeutenden Erdgasexporteur 

werden. 

Das Stromnetz 

Electricity of Vietnam (EVN) ist ein staatliches Unternehmen 

mit mehr als 50 Tochterunternehmen, das dem 

Ministerium für Industrie und Handel (MoIT) unterstellt 

ist. Es hält ein Monopol auf die Stromübertragung 

und -verteilung. 5 Die Strom- und auch die Telekommunikationsindustrie 

sind komplett in der Hand von EVN. 

EVN ist in eine Reihe von operativen Unternehmen unterteilt, 

darunter sieben Verteilergesellschaften, die als 

Power Companies (PCs) bekannt sind. Drei von ihnen 

sind regionale Unternehmen und vier versorgen die großen 

städtischen Gebiete von Hanoi, Haiphong, Ho-Chi- 

Minh-Stadt und Dong Nai mit Strom. 

5 RECIPES 2006 

VIETNAM | 357 

ktoe PJ % 

Industrie 9627 403.4 20.9 

Transport 6933 290.5 15 

Andere Sektoren 29324 1228.7 63.6 

Privathaushalte 27057 1133.7 58.7 

Gewerbe und Öffentlicher 

Dienst 

1738 72.8 3.8 

davon 

Land- und Forstwirtschaft 530 22.2 1.1 

Fischerei 0 0 0 

Andere 0 0 0 

Nichtenergetische Nutzung 224 9.4 0.5 

Gesamt 46108 1931.9 100 


2006 betrieb EVN ein Übertragungsnetz mit etwa 

115 659 km an 6-kV-, 10-kV-, 15-kV-, 22-kV- und 35-kV- 

Leitungen mit einer Gesamtleistung von 3 662 MVA und 

rund 109 199 km an 220 kV-Leitungen mit einer Gesamt- 

ABBILDUNG 3: 

DAS STROMÜBERTRAGUNGSNETZ VON VIETNAM 

Quelle: CGIAR (2004)

leistung von 32 061 MVA. Abbildung 3 zeigt den Umfang 

des Netzes. 

Die Niederspannungsverteilung in ländlichen Gebieten 

liegt in erster Linie in der Verantwortung der Behörden 

der jeweiligen Provinz und wird von rund 8 800 ländlichen 

Gemeinden durchgeführt, von denen nur 19 % direkt 

von den Stromversorgern der EVN versorgt werden. 

Im Rahmen seines 5. Masterplans zur Energieentwicklung 

für Vietnam (Power Development Master Plan of Vietnam 

2001–2010) plant EVN den Bau und den Ausbau 

seiner Übertragungs- und Verteilernetze. Das Programm 

zum Ausbau des Übertragungsnetzes stützt sich auf die 

regionale Lastenverteilung und die Steigerung der Stromerzeugung. 

Über einen Zeitraum von zehn Jahren beabsichtigt 

EVN, 2 416 km 500 kV-Leitungen, 4 414 km 

220 kV-Leitungen, 7 757 km 110 kV-Leitungen, 92 600 

km Mittelspannungs- und 19 000 km Niederspannungsleitungen 

zu bauen. Die Entwicklung des Übertragungs- 

und Verteilungsnetzes soll einen sicheren und zuverlässigen 

Betrieb gewährleisten, die Nachfrage durch Kunden 

in hoher Qualität befriedigen und Stromverluste von 14 

% im Jahr 2001 auf 10 % im Jahr 2010 reduzieren. 

Die größte Herausforderung in Vietnam ist das Fehlen 

von an das landesweite Netz angeschlossenen Übertragungsleitungen. 

Bis 2015 werden die Projekte für die 

Stromübertragung die EVN 148 Bio. VND (5 Mrd. €) 

kosten. Ein erster Schritt wurde im Juli 2009 gemacht, als 

EVN elf neue Stromnetze in Betrieb nahm und mit dem 

Bau von drei weiteren begann. 6 

TABELLE 4: 

ENTWICKLUNG DER INSTALLIERTEN STROMLEISTUNG 2000–2007 IN MW 

6 VN Business News 2009 

VIETNAM | 358 

Die EVN wird von der vietnamesischen Regierung dazu 

ermutigt, beim Im- und Export von Strom über die bestehenden 

110-kV und 220 kV Leitungen mit China zusammenzuarbeiten. 

Voraussichtlich wird nach 2013 mit der 

Übertragung von Strom zwischen Vietnam und China 

über 500-kV-Leitungen begonnen. Außerdem kooperiert 

Vietnam mit Laos im Rahmen eines Generalplans zur 

Netzkopplung und mit dem Königreich Kambodscha, 

das in einigen grenznahen Gebieten von Vietnam mit 

Energie versorgt wird. 


2008 wurde die installierte Leistung zur Stromerzeugung 

in Vietnam auf 15 764 MW geschätzt. 7 5 486 MW (35 %) 

davon kamen aus Wasserkraftwerken, 9 300 MW (59 %) 

aus Wärmekraftwerken (Öl, Gas und Kohle), 332 MW (2 

%) aus erneuerbaren Energien (davon 8,3 MW aus Windkraft, 

1 MW aus Solar/PV, 178 MW aus Biomasse und 

145 MW aus kleinen Wasserkraftwerken; weitere Details 

im Abschnitt zu erneuerbaren Energien). 646 MW (4 %) 

wurden importiert. 

Tabelle 4 zeigt das Wachstum der installierten Stromleistung 

von 2000 bis 2007. 

EVN dominiert die Erzeugung und den Vertrieb von 

Strom in Vietnam. Auf die Einrichtungen von EVN entfallen 

etwa 74 % der Erzeugungsleistung, der Rest wird 

von den lokalen oder ausländischen unabhängigen Stromproduzenten 

(IPPs) kontrolliert. Vietnam importiert im 

Norden Strom aus China, um Engpässe zu vermeiden, 

Ressource 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 

Wasserkraft 3 100 4 050 4 050 4 050 4 050 4 050 4 200 4 200 

Kohle-Wärmekraft 750 750 1 500 500 1 500 1 500 1 700 1 850 

Erdöl 200 200 200 200 200 200 200 200 

Gasturbine (Öl/Gas) 1 000 1 900 2 100 2 250 3 000 3 000 3 000 3 000 

Diesel 500 500 500 500 500 500 500 500 

IPP/BOT 500 500 1 250 1 500 1 500 2 250 2 250 3 000 

Import 0 0 0 0 100 250 300 500 

Gesamt 

Quelle: Adb 2009 

6 050 7 900 9 600 10 000 10 850 11 750 12 150 13 250 

7 ADB 2009

außerdem gab es den Plan, ab 2008 Strom aus Laos (IEA 

2008) zu importieren. Im Juli 2009 hatte EVN allerdings 

immer noch keinen Strom von Laos bezogen. 

Der 5. Power Development Master Plan of Vietnam 

(2001–2010) und der 6. Power Development Master 

Plan (2006–2015) verpflichten die Regierung dazu, neue 

Kraftwerke zu bauen, um die hohe Stromnachfrage zu 

befriedigen. Da Vietnam über erhebliche Energieressourcen 

verfügt, darunter Wasserkraft, Kohle, Öl und Gas, 

gibt EVN der Entwicklung von Wärmekraftwerken (vor 

allem aus Kohle und Gas) und Wasserkraftwerken oberste 

Priorität. So wurde etwa der Bau des Wasserkraftwerks in 

SonLa (2 400 MW) 2009 abgeschlossen. Darüber hinaus 

sind für die Zukunft der Kohle-Wärmekraft-Komplex in 

Mong Duong (2 000 MW), der Gas-Wärmekraft-Komplex 

in O Mon (2 800 MW), das Gas-Wärmekraft-Anlage 

in Gannon (990 MW) und der Gas-Wärmekraft-Komplex 

in Nhon Trach (2 640 MW) geplant. 

Im Rahmen ihrer Ausbaupläne hat die EVN angekündigt, 

bis 2020 74 weitere Kraftwerke bauen zu wollen. 

48 davon sollen Wasserkraftwerke werden, was Anlass zu 

Bedenken über die hohe Abhängigkeit des Landes von 

Wasserkraft gab. Um die Stromversorgung des Landes 

zu diversifizieren, erwägt Vietnam Berichten zufolge den 

Bau von Kernkraftwerken. 


2008 erzeugte Vietnam ca. 77,2 MWh Strom 8 , die vom 

staatlichen Stromversorger ENV und IPPs generiert werden. 

Es gibt eine starke Abhängigkeit von Wasserkraftwerken, 

die 25% der Produktion ausmachen. Tabelle 

5 zeigt die solide Entwicklung der Stromerzeugung in 

TABELLE 5: 

STROMERZEUGUNG 1971 – 2006 IN GWH 

Art der Ressource 1995 2000 2006 

Kohle/Torf 2 000 2 100 9 691 

Öl 1 500 4 200 2 289 

Gas 750 4 000 20 915 

Wasserkraft 15 000 19 500 23 599 

Gesamt 19 250* 29 800* 56 494 

* Diese Werte wurden 

anhand einer Grafik geschätzt. 

8 Harvard 2008 

VIETNAM | 359 

den vergangenen zehn Jahren nach Ressourcen. Die auf 

Kohle und Öl basierende Stromerzeugung hat konstant 

zugenommen, während Gas und Wasserkraft überdurchschnittlich 

stark zugelegt haben. 

Obwohl die Produktionsleistung ausgebaut wurde, übersteigt 

die Nachfrage von Privathaushalten und Kunden 

aus der Industrie das Angebot. Darüber hinaus tritt in 

der Trocken- bzw. Regenzeit ein Ungleichgewicht zwischen 

Angebot und Nachfrage auf, weil 38 % der gesamten 

Leistung aus Wasserkraft produziert werden. In 

der Regenzeit ist die Stromversorgung ausreichend und 

manchmal werden sogar Überschüsse produziert, da die 

Wasserkraftwerke mit voller Leistung laufen. In der Trockenzeit 

gibt es ernsthafte Versorgungsengpässe, da die 

Wasserkraftwerke nur periodisch betrieben werden können. 

Dies macht die Nutzung von Windenergie zu einer 

ausgesprochen interessanten Option: Einerseits könnte 

man durch die Nutzung von Windenergie Defizite in der 

Stromproduktion mit Wasserkraft wegen niedriger Wasserstände 

ausgleichen, während die Wasserkraftwerke das 

fluktuierende Angebot an Windenergie (wegen mangelnder 

Windstärke) kompensieren könnten. 

TABELLE 6: 

STROMVERBRAUCH 2006 NACH 

WIRTSCHAFTSSEKTOREN 

Wirtschaftssektoren GWh 


Transport 434 

Privathaushaltel 20 569 

Gewerbe & Öffentlicher 

Dienst 

4 159 

Land- und Forstwirtschaft 607 

Fischerei 0 

Andere 0 

Gesamt 48 744 


2007 verkaufte EVN 58 GWh an Strom, 13,4 % mehr als 

2006. 9 Der Stromverkauf brachte 2007 einen Gesamtumsatz 

von 3,5 Mrd. US $, ein Plus von 22 % im Vergleich 

zu 2006. 

9 VNA 2008

2008 bezogen ca. 11 Mio. Kunden Strom von EVN. 10 

Tabelle 6 zeigt den Stromverbrauch nach Wirtschaftssektoren 

im Jahr 2006, wobei Industrie und Privathaushalte 

den größten Verbrauch aufweisen. 

Zwischen Januar und Ende Juli 2009 hat EVN fast 2,2 

TWh an Energie von China gekauft, 13,2 % mehr als im 

gleichen Zeitraum des Vorjahres. 11 Dies beruht auf der 

Tatsache, dass Vietnam ein erhebliches Defizit von über 

1 400 MW oder knapp 10 % der gesamten installierten 

Leistung hat, was in Spitzenlastzeiten häufig zu Stromausfällen 

führt. 

Um die rapide wachsende Nachfrage nach Strom zu bewältigen 

(das Wachstum lag 2007/08 bei 15,8 % 12 ), sieht 

der National Electricity Development Plan 2006–2015 

vor, eine zusätzliche Leistung von 93 000 GWh bis 2010, 

201 346 GWh bis 2020 und 326 640 GWh bis 2030 zu 

erreichen. Die Stromerzeugung wird durchschnittlich um 

7,4% pro Jahr steigen. 13 

TABELLE 7: 

POTENTIELLE UND AKTUELLE NUTZUNG ERNEUERBARER ENERGIEN 


Vietnam hat viele erneuerbare Energieressourcen. 14 Das 

Potenzial für kleine Wasserkraftwerke liegt zum Beispiel 

zwischen 800 und 1 400 MW, Kraftwerke für Biomasse 

könnten zusätzliche 250 bis 400 MW produzieren. Eine 

Machbarkeitsstudie ergab, dass Mininetze mit Strom aus 

Wasserkraft den Energiebedarf mehrerer hunderttausend 

Haushalte in den gebirgigen Gebieten im Norden und 

10 EVN 2008 

11 Vn Business News 2009 

12 Nhat Lam 2008 

13 APEC 2006 

14 Quyen 2003 

VIETNAM | 360 

im Zentrum von Vietnam abdecken könnten, moderne 

Mikro-Wasserkraftwerke im Norden könnten das gleiche 

Potenzial haben. Studien haben auch gezeigt, dass Solar- 

PV-Systeme etwa 50 000 Haushalte im südlichen Teil und 

im Zentrum des Landes versorgen könnten, obwohl die 

Technologie derzeit zu teuer ist, um wirtschaftlich tragfähig 

zu sein. Außerdem könnten Windressourcen, wenngleich 

eine eingehende Untersuchung zu diesen noch aussteht, 

eine Rolle in den zentralen Küstenregionen spielen. 

Eine Aufschlüsselung der aktuellen und möglichen Nutzung 

erneuerbarer Energien in Vietnam zeigt Tabelle 7. 

Strompreise 

Das Ministerium für Industrie und Handel (MOIT) legt 

die Strompreise fest, mit Ausnahme von isolierten Netzen, 

wo die Tarife von den lokalen Stromhändlern bestimmt 

werden können. 15 Bis Ende 2009 will die vietnamesische 

Regierung die Subventionen für Strom schrittweise zurück- 

Ressource Gegenwärtig Potential Nutzung Region 

MW MW 

versorgte Haushalte 

(tausend) 

Kleine 

Wasserkraft-werke 

110 – 155 800 – 1 400 - Nord und Zentral 

Mikro- 

Wasserkraft-werke 

30 – 75 90 –150 200-250 Nord und Zentral 

Netzunabhängige 

PV-Systeme 

0.6 2 50 Süd und Zentral 

Biomasse 0 250 – 400 k.A. Süd und Zentral 

Geothermie 0 50 – 200 k.A. Zentral 

Windkraft 8.3 noch zu ermitteln noch zu ermitteln Zentral/ Küste 

Quelle: Quyen 2003 

fahren, um den Sektor zu deregulieren. Diese Maßnahme 

wird zu einem Anstieg der Strompreise führen. 

Sowohl die durchschnittlichen städtischen als auch die ländlichen 

Gebühren für Privathaushalte werden mit Geldern 

subventioniert, die von den höheren Gebühren für Industrie, 

Gewerbe und ausländischen Verbrauchern stammen. 

Das MOIT hat ein Dokument veröffentlicht, das die 

Einzelhandelspreise für Strom festlegt, die ab März 2009 

15 Freshfields Bruckhaus Deringer 2005

gelten. 16 Die Strompreise variieren je nach Tageszeit, um 

die Menschen dazu anzuregen, Strom zu sparen und ihn 

eher außerhalb der Spitzenlastzeiten zu verbrauchen. Zwischen 

2008 und 2009 führte diese Reform zu einer durchschnittlichen 

Preiserhöhung von 8,92% bei einem durch- 

TABELLE 8: 

AKTUELLE STROMPREISE FÜR 

PRIVATHAUSHALTE 

Monatlicher Verbrauch 

(kWh) 

VND/kWh € Cent/kWh 

0-50 600 2.5 

51-100 865 3.5 

101-150 1 135 4.5 

151-200 

schnittlichen Energiepreis von 862 VND (3,5 € Cent) 

pro Kilowattstunde. 

Für Spitzenlastzeiten liegt der Preis für Privathaushalte 

bei 1 900 VND/kWh (7,5 € Cent), der Preis für Unternehmen 

liegt bei 3 100 VND/kWh (12 € Cent). Der 

Preis für Privathaushalte wird dabei nach Verbrauch abgerechnet. 

Im Rahmen der neuen Stromordnung wird 

der Tarif für Privathaushalte sowie der Großhandelspreis 

in den ländlichen Gebieten sieben anstelle der momentan 

fünf unterschiedlichen Verbrauchsstufen haben und 

nicht zwischen ländlichen und städtischen Gebieten 

unterscheiden. Der höchste Verkaufspreis für Haushalte 

liegt bei 1 790 VND/kWh (7 € Cent) wie in Tabelle 8 

dargestellt. 

Schätzungsweise verbrauchen etwa 3 Mio. Familien, davon 

2,4 Mio. arme Familien, weniger als 50 kWh pro Monat. 

Da das Preisniveau für die ersten 50 kWh Verbrauch 

auf einem niedrigen Niveau bleibt, müssen arme Familien 

mit einem Verbrauch unter 50 kWh pro Monat nicht 

16 Omoteyama 2009 

1 495 (20–25 

VND/kWh mehr 

als bei den 

momentan angewandten 

Stufen) 

201-300 1 620 6.5 

301-400 1 740 7 

>400 


1 790 

(bis zu 10 VND/ 

kWh mehr) 

6 

7.3 

VIETNAM | 361 

mehr als 21.000 VND im Monat zahlen (80 € Cent). 

Vietnam plant die Einführung eines Preisunterstützungsmechanismus 

(price support mechanism) für IPPs, der in 

Kürze veröffentlicht werden soll. Darüber hinaus sollen 

Preisregelungen für saubere Energie, einschließlich Endverbrauchstarifen 

für grüne Energie und Kaufverträge 

(PPAs) für Strom aus erneuerbaren Energien zur Anwendung 

kommen. 


Vietnams staatlicher Stromversorger EVN spielt die zentrale 

Rolle auf dem vietnamesischen Strommarkt. EVN 

hält seit 1995 ein Monopol auf die Stromübertragung 

und -verteilung. Bei der Stromerzeugung produzieren die 

Einrichtungen von EVN rund 78 %, der Rest wird von anderen 

einheimischen und ausländischen IPPs produziert. 

EVN agiert als einziger direkter Abnehmer für Strom aus 

Kraftwerken. 

Obwohl auch zuvor schon private Beteiligungen im Stromsektor 

möglich waren (in Form von BOT-Konzepten), 

bereitete sich EVN ab 2002 auf den Wettbewerb nach der 

Liberalisierung vor. Die rasche Urbanisierung und Industrialisierung 

hatte den Druck auf den Energiesektor erhöht, 

das Resultat war eine Reihe von Stromausfällen zu 

Spitzenlastzeiten in den Jahren 2004 und 2005. Das 2005 

verabschiedete Stromgesetz fordert eine Entflechtung des 

Sektors und die Schaffung eines wettbewerbsfähigen Versorgermarktes, 

zunächst mit EVN als einzigem Abnehmer. 

Ende 2009 werden ein Spotmarkt und eine Stromregulierungsbehörde 

eingerichtet, welche die Tarife überprüft 

und dem Ministerium für Industrie Bericht erstattet. Verzögerungen 

bei der Vorbereitung und die Erstellung eines 

unterstützenden Regelwerks haben die Umsetzung dieser 

Rechtsvorschriften bislang behindert. 

Um den Wettbewerb zu öffnen, wurden IPP-Projekte entwickelt 

und machen inzwischen etwa 22 % der Erzeugungsleistung 

Vietnams aus. Ein Großteil dieser Leistung stammt 

aus den von der ADB unterstützen Phu-My-Gaskraftwerken, 

die zu den ersten Projekten gehören, die im Rahmen 

der vietnamesischen BOT-Gesetze gebaut wurden. 17 

Der Strategieplan, den der Premierminister 2008 genehmigt 

hat, gibt eine Umwandlung des vietnamesischen 

17 Quang 2003

Strommarktes in drei aufeinanderfolgenden Entwicklungsstufen 

vor: wettbewerbsorientierter Erzeugermarkt, 

wettbewerbsorientierter Großhandelsmarkt und wettbewerbsorientierter 

Einzelhandeslmarkt. Phase I beginnt 

2009, Phase II 2017 und Phase III 2024. 


Der Anteil der ländlichen Haushalte, die an die Stromversorgung 

angeschlossen waren, stieg von nur 14 % im Jahr 

1993 auf 94,5 % im Jahr 2008 an. 18 Vor allem Teile der 

gebirgigen Gegenden, Inseln und abgelegenen Gebiete 

sind jedoch nach wie vor nicht elektrifiziert. 

Das Ministerium für Industrie und Handel (MOIT) hat 

im Jahr 2000 ein Programm zur ländlichen Elektrifizierung 

eingeführt und dieses auch in die nationale Energiepolitik 

(siehe Abschnitt 1.5) integriert. 

TABELLE 9: EXEMPLARISCHE PROJEKTE MIT ERNEUERBAREN ENERGIEN, 

DIE IM ZUGE DES RURAL ELECTRIFICATION PROGRAMME REALISIERT WURDEN 

Der wichtigste Katalysator für die ländliche Elektrifizierung 

bleibt der Renewable Energy Action Plan 

(REAP), der 2001 vom MOIT mit Unterstützung der 

Weltbank und von EVN veröffentlicht wurde. Der 

REAP ist in verschiedenen Regierungsdokumenten verankert, 

einschließlich des Master Plan of Power Development 

2001–2010. Der REAP konzentriert sich auf 

die Elektrifizierung entlegener ländlicher Gebiete als 

eine kurzfristige Möglichkeit, Technologien für erneuerbare 

Energien einschließlich Mikro-Wasserkraftwerken, 

18 Van Tien Hung 2009 

VIETNAM | 362 

Windenergie-, Biomasse- und Solar-PV-Anlagen zu 

verbreiten. Er definiert klare Ziele für die Elektrifizierung 

mehrerer Tausend Haushalte, die nicht von den 

Plänen zum Netzausbau von EVN abgedeckt werden, 

mit Hilfe von erneuerbaren Energien. Das Programm 

läuft in zwei Phasen über 10 Jahre. Ziel der ersten 

Phase ist die Bereitstellung einer zusätzlichen Leistung 

von 25–50 MW aus erneuerbaren Energien, die bis 

2010 mehr als 35 000 Haushalten mit Strom versorgen 

sollen. In Phase 2 soll ein Anteil von 3 % erneuerbarer 

Energien an der installierten Gesamtleistung erreicht 

werden (475 MW). 19 Diese Phase soll mit Hilfe 

zweier Projekte der Weltbank (dem Renewable Energy 

Development Project und dem Rural Energy Project) 

durchgeführt werden, die bereits unterzeichnet sind 

und 2010 starten. 

Projekt Energietyp Durchführungsdatum Investoren Ort 

Dezentrale ländliche 

Elektrifizierung – 

Vietnam 

45,0 kWp + 40 kW 

Mikro-Wasserkraft 

Solar & Wind 10,0 kWp + 3 kW Wind 

Solarprojekt mit 

Deutschland 


Korea 


Finnland 


18 kWp 2002 – 2003 

3.3 kWp 2003 – 2005 

10 kWp 2000 – 2003 

Im Zuge des REAP wurde bereits eine Vielzahl von Projekten 

durchgeführt, Tabelle 9 führt einige Beispiele auf. 

Für die kommenden Jahre plant das Rural Electrification 

Programme mit Unterstützung des Asia Alternative 

Energy Programme (ASTAE) der Weltbank20 primär 

die Durchführung von Projekten zur Förderung von Solar 

Home Systems (SHS).21 

19 Vu Van Thai 2006 

20 ASTAE 2008 

21 RERD 2006 

Fondem – Frankreich 

Solarlab – Vietnam 

NEF - Japan 

EVN - Vietnam 

Deutschland - 

MOST- Vietnam 

KIER - Korea 

Solarlab - Vietnam 

Fortum - Finland 

CEMMA - Vietnam 

Binh Phuuoc 

province, Can gio 

Kon Tum province 

Bac giang, dak alk 

Binh Phuoc province 

Bac can province 

Windenergieprojekt 

Quelle: RERD 2006 

850 kW 2004 EVN - Vietnam Bach Long Vy


Ministerium für Industrie und Handel (Ministry of 

Industry and Trade – MOIT) 

Das MOIT wurde nach dem Zusammenschluss der Ministerien 

für Industrie und für Handel gebildet und ist für 

alle Aktivitäten im Energiesektor sowie für andere Industrien, 

die dem am 27. Dezember 2007 vom Premierminister 

verabschiedeten Erlass 189/2007/ND-CP entsprechen, 

verantwortlich. 

Im Energiesektor ist das MOIT für die staatliche Organisation 

aller Energieindustrien einschließlich Strom, 

neue und erneuerbare Energien sowie die Kohle-, Öl- 

und Gasindustrie verantwortlich. Das MOIT ist federführend 

bei der Formulierung von Gesetzen und 

Richtlinien, entwickelt Strategien, Masterpläne und 

Jahrespläne für diese Sektoren und legt sie dem Premierminister 

zur Verabschiedung oder Genehmigung 

vor. Darüber hinaus ist das MOIT für die Leitung und 

Überwachung der Entwicklung des Energiesektors verantwortlich 

und erstattet dem Premierminister Bericht 

über die Ergebnisse seiner Arbeit. 

Provincial People’s Committees (PPCs) 

PPCs arbeiten Investitionspläne aus und organisieren 

Programme zur ländlichen Elektrifizierung in ihren jeweiligen 

Amtsbezirken. 

Ministerium für Planung und Investment (Ministry of 

Planning and Investment – MPI) 

Das MPI organisiert die allgemeine wirtschaftliche Planung 

sowie die Überprüfung öffentlicher Investitionen 

in Energieprojekte. Gemeinsam mit dem Finanzministerium 

(Ministry of Finance – MOF) arbeitet es jährliche 

Investitionspläne aus (Staatshaushalt, vergünstigte Kredite 

und Fonds für Entwicklungszusammenarbeit). Das 

MOF überwacht alle finanziellen Fragen im Zusammenhang 

mit der Branche einschließlich der Koordination 

und Unterstützung internationaler Geber. 

VIETNAM | 

363 

Electricity of Vietnam (EVN) 

Electricity of Vietnam (EVN) wurde am 17.12.2006 als 

Nachfolger der früheren Electricity General Corporation 

of Vietnam gegründet. 22 EVN arbeitet in den Bereichen 

Stromerzeugung, -übertragung, -verteilung und -vertrieb 

mit einem Kapital von über 48 000 Mrd. VND (ca. 2 

Mrd. €). EVN hat außerdem eine Tochtergesellschaft im 

Bereich Telekommunikation. 

2005 betrug der Bruttoumsatz von EVN 40 600 Mrd. 

VND (über 1,7 Mrd. €) bei einem Gewinn von 3 200 

Mrd. VND (136 Mio. €). Derzeit beläuft sich der Gesamtwert 

des Unternehmens auf 115 707 Mrd. VND (ca. 

über 4,8 Mrd. €). Im Bereich des Strom- und Telekommunikationsvertriebes 

arbeiten rund 80 000 Beschäftigte in 

allen Städten und Provinzen Vietnams. Aktuell betreibt 

EVN sieben Energieunternehmen und fünf Beratungsunternehmen 

(darunter das Institut für Energie Institute 

for Energy), besitzt neun Wärme- und Wasserkraftwerke, 

fünf Übertragungsanlagen, zwei Unternehmen, die Komponenten 

für den Energiesektor produzieren sowie drei 

Berufsschulen mit Schwerpunkt Energiewirtschaft. EVN 

Telecom ist ein unabhängiges Mitglied der Unternehmensgruppe. 

Institute of Energy (IE) 

Das IE ist eine Beratungsorganisation des EVN und des 

Ministeriums für Industrie. Sein Fokus liegt auf hoch angesiedelter 

strategischer und technischer Beratung in den 

Bereichen Energie und Strom. 

Private Unternehmen 

Independent Power Producers (IPPs) 

IPPs spielen auf dem vietnamesischen Strommarkt eine 

immer größere Rolle. Es gibt zwei wichtige ausländische 

IPPs: Phu My 3 (716 MW, Gas, 412 Mio. US$) und Phu 

My 2.2 (715 MW, Gas, 410 Mio. US$). Die aktivsten 

IPP-Entwickler sind EDF, Sumitomo, Sojitz, BP, Semcorp, 

Petrovietnam und Vinacomin. Momentan wird eine 

große Anzahl neuer IPP-Projekte geplant und entwickelt. 

Für vier davon wurden bereits Stromhandelsabkommen 

(PPAs) mit EVN abgeschlossen. 

22 EVN 2008

Ministerium für natürliche Ressourcen und Umwelt 

(Ministry of Natural Resources and Environment – 

MONRE) 

2002 wurde das MONRE von der vietnamesischen Regierung 

damit beauftragt, als nationale Behörde für die 

Umsetzung der United Nations Framework Convention 

on Climate Change (UNFCCC) und des Kyoto-Protokolls 

zu agieren und die National Focal Agency für den 

CDM zu beherbergen. Das MONRE ist die nationale 

Aufsichtsbehörde für CDM-Aktivitäten. Das CDM National 

Executive & Consultative Board (CNECB) wurde 

im April 2003 unter Vorsitz des Generaldirektors von 

ICD/MONRE gegründet. 

TABELLE 10: 

DIE WICHTIGSTEN GESETZE FÜR DEN ENERGIESEKTOR 

Jahr Titel Beschreibung 

1993, 

2000 ergänzt 

1993, 

2005 ergänzt 

2004/2005 

Quelle: EVN 2006 



Nationale Energiestrategie 

Am 27.12.2007 unterzeichnete der Premierminister die 

Entscheidung Nr. 1855/QD-TTg 23 und bewilligte damit 

Vietnams nationale Strategie zur Entwicklung im Energiebereich 

bis 2020 (National Energy Development Strategy 

until 2020) sowie die Vision bis 2050 (Vision for 2050). 

Die spezifischen Zielvorgaben der Strategie beinhalten den 

Abschluss des Energieprogramms für gebirgige und ländliche 

Gegenden, die Umsetzung von Maßnahmen im Energiesektor, 

die Schaffung eines wettbewerbsorientierten Energiehandelsmarktes 

nach 2022 und den Zusammenschluss 

regionaler Stromnetzwerke im Zeitraum 2010–2015. 

23 Nguyen Tan Dung 2007 

Erdölgesetz 

(Petroleum Law) 

Umweltgesetz 

(Law on Environment) 

Stromgesetz 

(Electricity Law) 

VIETNAM | 364 

Der 6. Masterplan zur Energieentwicklung für den Zeitraum 

2006–2015 schließt folgende Ziele ein: 

• für netzgekoppelte Anlagen mit erneuerbaren Energien: 

3% der gewerblichen Primärenergie im Jahr 2010; 

5% bis 2020 und 11% bis 2050 24 

• für netzunabhängige Anlagen mit erneuerbaren Energien: 

Netzanschluss für nahezu 100% der Haushalte im 

ländlichen Raum bis 2025 

• Einrichtung eines Rahmenwerks zur Unterstützung erneuerbarer 

Energien: Büro für erneuerbare Energien, 

Fonds für erneuerbare Energien (Renewable Energy 

Office, Renewable Energy Fund) 

• Etablierung von Maßnahmen zur Anwendung von erneuerbaren 

Energien (Management, Abläufe, usw.). 

definiert die allgemeinen Rahmenbedigungen zur Erforschung 

und Entwicklung von On-shore- und Off-shore- 

Öl- und Gas-Ressourcen und die zulässigen ausländischen 

Direktinvestionen 

schafft die gesetzliche Grundlage für die Regulierung 

öffentlicher und privater Aktivitäten zum Schutz der 

Umwelt und begründet das Ministerium für Naturressourcen 

und Umwelt 

gibt einen Strategieplan vor und weist Verantwortlichkeiten 

für die Reform und Liberalisierung des Energiesektors zu 


Zu den wichtigsten Rechtsvorschriften für den Energiesektor 

gehören das Gesetz zum Umweltschutz (Law on Environmental 

Protection) von 1993, das Erdölgesetz (Petroleum 

Law) von 1993 und seine Durchführungsverordnung 

von 1996 sowie das neue Stromgesetz (Electricity Law) von 

2004, gefolgt von den Dekreten 105 und 106 von 2005, die 

sich mit der Umsetzung des Stromgesetzes befassen. Tabelle 

10 gibt einen Überblick über die Gesetze und zeigt, welche 

Bereiche jeweils geregelt werden. 

Investitionspläne 

EVN hat bekannt gegeben, dass es im Laufe des Jahres 

2009 fast 50 Bio. VND (1 900 Mio. €) in Stromerzeugungsanlagen, 

einschließlich Atomkraftwerken investie- 

24 MOIT 2008

en will. 44,39 Bio. VND (1 700 Mio. €) wurden laut 

EVN bereits bereitgestellt, die restlichen 5,6 Billionen 

VND (214 Mio. €) sollten zeitnah aufgebracht werden. 



Strategien und Regelungen zur Förderung 


Wie bereits erwähnt ist die Förderung erneuerbarer Energien 

in großem Maße in der Nationalen Energiestrategie 

verankert. Sie ist insbesondere Teil der Regierungsentscheidungen 

Nr. 1885-2007 und 177-2007. 25 

In Entscheidung Nr. 1885/QD-TTg vom 27. Dezember 

2007 bewilligt der Premierminister Vietnams Nationale 

Strategie zur Energieentwicklung bis 2020 und eine Vision 

bis 2050. 

Die wichtigsten Eckdaten der Nationalen Strategie zur 

Energieentwicklung, die sich auf die Förderung der Entwicklung 

erneuerbarer Energien beziehen, sind: 

• Diversifizierung erneuerbarer Energieressourcen 

• Förderung von Studien zu und Nutzung von erneuerbaren 

Energieressourcen mit einem Fokus auf abgelegenen, 

gebirgigen und auf Inseln gelegenen Gegenden 

TABELLE 11: 

ANGEMELDETE UND GEPLANTE CDM-PROJEKTE IN VIETNAM 

Projekt Ort Typ 

Rang Dong Bergung und Nutzung 

von zu Ölvorkommen gehörendem 

Gas (NM26) Dong Nai 

Song Muc Wasserkraftwerk- 

Erneuerungsprojekt in Vietnam Thanh Hoa 

25 ADB 2009 

VIETNAM | 365 

• Bestrebungen, den Anteil erneuerbarer Energien mit 

Hilfe der im Dezember 2007 verabschiedeten nationalen 

Energierichtlinien bis 2010 auf ca. 3 % des gewerblichen 

Gesamtverbrauchs an Primärenergie, bis 2020 auf 

5 % und bis 2050 auf 11 % zu erhöhen 

• Bis 2020 soll der Großteil der ländlichen Bevölkerung 

Zugang zu Strom haben (entweder durch netzgekoppelte 

oder netzunabhängige dezentrale Energieerzeugung). 

In Entscheidung Nr. 177/2007/QD-TTg vom 20. November 

2007 bewilligt der Premierminister das »Projekt 

zur Entwicklung von Biokraftstoffen für den Zeitraum bis 

2015 mit Aussicht bis 2025«. 

Die wichtigste Zielvorgabe dieses Projekts ist die Entwicklung 

von Biokraftstoffen als Ersatz für fossile Brennstoffe, 

um Energiesicherheit und Umweltschutz zu gewährleisten. 

Das Dokument »Strategie und Masterplan für die Entwicklung 

erneuerbarer Energien in Vietnam für den Zeitraum 

bis 2015 sowie mit Aussicht bis 2025« (»Strategy 

and Masterplan for Renewable Energy Development of 

Vietnam for the Period up to the Year 2015, with Outlook 

to 2025«) komplettiert die Regelungen zum Status 

erneuerbarer Energien in Vietnam, die Zielvorgaben und 

den Strategieplan zum Erreichen dieser Vorgaben. 

Darüber hinaus entwickelt das MOIT momentan einen 

Installierte 

Leistung 

(MW) 

IRR/Interner 

Zinsfuß (%) 

Jährliche 

Einsparungen 

[kt CO ² eq] 

Anmeldungsdatum 

Flüchtige 

Emissionen 8-9 677 04.02.06 

Wasserkraft 

2 4.3 26.06.06 

Dong Thanh CDM-Deponiegas- 

Project in Ho-Chi-Minh-Stadt 

Windkraftwerk Nr.1 - Binh Thuan 

Ho Chi Minh Deponiegas 4.252 148 17.01.09 

30MW Binh Thuan Windkraft 30 13.72 58 06.04.09 

Cao Phong Aufforstungsprojekt Hoa Binh Aufforstung 2.7 28.04.09 

Phu Mau Wasserkraftprojekt Lao Cai Wasserkraft 5.6 11.70 14 05.06.09 

Muong Sang Wasserkraftprojekt Son La Wasserkraft 2.4 12.38 5.0 05.6.09 

Quelle: UNDP Risø 2009

Erlass zur Förderung und Unterstützung der Entwicklung 

erneuerbarer Energien, der bis Ende 2010 von Vietnams 

Premierminister bewilligt werden soll. 

Als Unterstützungsinstrument zur Erreichung dieser 

Ziele wird die vietnamesische Regierung ein Gesetz zu 

einem Preisunterstützungsmechanismus ausarbeiten, das 

für 2010 erwartet wird. 26 Die Deutsche Gesellschaft für 

Technische Zusammenarbeit (GTZ) ist über ein Projekt, 

das vom deutschen Bundesumweltministeriums (BMU) 

unterstützt wird und in Zusammenarbeit mit dem MOIT 

durchgeführt wird, an der Einführung einer Einspeisevergütung 

beteiligt. 27 


Die vietnamesische Regierung hat die wichtige Rolle erneuerbarer 

Energien, vor allem in ländlichen, nicht ans 

Netz angeschlossenen Gebieten, erkannt. Sie begrüßt 

ausdrücklich die Zusammenarbeit mit Investoren aus aller 

Welt zur Entwicklung sauberer Energie in Vietnam. Um 

ein Projekt für erneuerbare Energien in Vietnam realisieren 

zu können, muss der Projektentwickler vor allem die 

vietnamesischen Gesetze befolgen (siehe Abschnitt 1.4). 

Darüber hinaus ist es notwendig, eine Investitionslizenz 

bei der Regierung zu beantragen. 28 Um die Zulassung 

zum Anschluss an das Stromnetz und die Erlaubnis zur 

Stromerzeugung zu erhalten, muss der Entwickler sich 

mit EVN in Verbindung setzen. 


Vietnam unterzeichnete am 16. November 1994 die 

Klimarahmenkonvention der Vereinten Nationen 

(UNFCCC) und ratifizierte sie am 20. August 2002. 

Die nationale vietnamesische Aufsichtsbehörde wurde 

2003 gegründet und ist im Ministerium für Naturressourcen 

und Umwelt MONRE angesiedelt. 

Der nationale CDM-Markt hat bisher kaum Fortschritte 

erzielt. Im Juli 2009 hatte die vietnamesische DNA 81 

Projekte in ihrem Portfolio. 7 davon – einschließlich eines 

Windparkprojekts – wurden vom CDM Executive Board 

zugelassen (siehe Tabelle 11) und 62 Projekten befinden 

sich noch im Zulassungsverfahren. Die übrigen Projekte 

befinden sich in verschiedenen Stadien (werden also ge- 

26 DPA 2009 


28 Dang Quoc Toan 2009 

VIETNAM | 

366 

prüft, haben einen Zulassungsantrag gestellt, haben die 

Validierung abgeschlossen oder wurden abgelehnt). 

Außerdem hat EVN beschlossen, dass der interne Zinsfuß 

(IRR) für Wasserkraftprojekte über 12% liegen sollte. 

Weitere Informationen zum CDM in Vietnam sind über 

die Homepage der nationalen Aufsichtsbehörde erhältlich. 

29 UNEP, das Asian Technology Institute und die 

Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit 

(GTZ) unterstützen den Ausbau örtlicher Kapazitäten. 


Die internationale Entwicklungszusammenarbeit zeichnet 

sich in Vietnam durch eine große Anzahl an Gebern 

aus (49 bilaterale und multilaterale Geber). 30 

Vietnam ist ein wichtiger Partner der deutschen Entwicklungszusammenarbeit. 

Die deutsche Regierung hat Vietnam 

seit 1990 Mittel von über 900 Mio. € zukommen lassen. 

Im März 2009 erklärte das deutsche Bundesumweltministerium 

(BMU), dass es die vietnamesische Regierung 

künftig stärker in den Bereichen Umwelt- und Klimaschutz 

unterstützen wird. 31 Das BMU stellt für diesen 

Zweck über 2,8 Mio € zur Verfügung unter anderem für 

Projekte, die die Nutzung von Windenergie und kleine 

Biogasanlagen fördern sollen. 



Vietnams Windenergiepotenzial ist bedeutend größer als 

das von Thailand, Laos oder Kambodscha. 32 Eine Studie 

der Weltbank schätzt das gesamte Potenzial der Windenergie 

auf 513 360 MW – das ist das Zweihundertfache 

der installierten Leistung von Südostasiens größtem Kraftwerk, 

dem Son-La-Wasserkraftwerk in Nordvietnam und 

das Zehnfache der gesamten für 2020 prognostizierten nationalen 

Leistung. Vietnams Windpotenzial ist vor allem 

in der zentralen Küstenregion (in den Provinzen Quang 

Binh, Quang Tri, Thua Thien-Hue und Binh Dinh) sowie 

im Süden (in den Provinzen Ninh Thuan, Binh Thuan, 

Lam Dong, Tra Vinh und Soc Trang) erheblich. 33 

29 www.noccop.org.vn 

30 France Diplomatie 2008 

31 BMU 2009 

32 UPI Asia 2009 

33 Asian Energy 2009

Seit den 1980er Jahren ist das Institut für Energie (IE) 

vom Ministerium für Elektrizität (jetzt Ministerium für 

Industrie und Handel) damit beauftragt, Standorte zur 

Errichtung von Windturbinen auf Inseln und in abgelegenen 

netzgekoppelten Gebieten zu ermitteln. Beobachtungen 

und Berechnungen haben gezeigt, dass etwa 28 000 

km 2 in Vietnam in einer Höhe von 65 m durchschnittliche 

Windgeschwindigkeiten zwischen 7 m/s und 9 m/s 

aufweisen. So ist z. B. die durchschnittliche Geschwindigkeit 

bei einer Höhe von 65 m in Bach Long Vi 7,6 m/s, in 

Spratly 6,3 m/s in Phu Quy 6,8 m/s in Hon Dau 4,9 m/s 

und in Co To 4,4 m/s. 

ABBILDUNG 4: 

AKTUELLER BEWILLIGUNGSPROZESS FÜR IPPS – AUSLÄNDISCHE INVESTOREN 

E 

MOI, MPI 

People Committee 

Zuständiges Ministerium 

Abteilung 

Quelle: ASEAN 2006 

3TIER 34 ist ein Weltführer für wetterbezogene Messungen 

für erneuerbare Energien und Prognosen für Windkraftprojekte 

aller Größen. Es verfügt über hochkarätige 

Winddaten, darunter auch über eine Karte zu Vietnams 

Windpotenzial. 


Das Ministerium für Industrie und Handel entwickelt 

eine »Strategie und Masterplan für die Entwicklung erneuerbarer 

Energien in Vietnam für den Zeitraum bis 

2015 mit Aussicht bis 2025«. 35 Im Rahmen dieses Plans 

34 http://www.3tiergroup.com/ 

35 MOIT 2008 

Bau INVESTOR 

Unterzeichnung des 

»Power Purchase Agreement« 

mit der EVN 

VIETNAM | 367 

soll der Anteil erneuerbarer Energien an der gesamten nationalen 

Stromerzeugung auf 5% erhöht werden, Wind- 

und Solarenergie sollen dabei die Hälfte dieser Leistung 

ausmachen. Es gibt keine spezielle Strategie für Windenergie. 

Rechtliche Rahmenbedingungen und 

Unterstützungsmaßnahmen 

Vietnam hat kein rechtliches Rahmenwerk für die Umsetzung 

von Windenergieprojekten. Es gibt keine Unterstützungsmaßnahmen, 

die den Investoren die notwendige 

Sicherheit für ihre Investitionen bietet. 36 Das erklärt, wa- 

Investitionsgenehmigung 

A Projektstudie (PFS) 

B Machbarkeitsstudie 

D 

Baugenehmigung C Investitionslizenz 

rum das MOIT in Zusammenarbeit mit der Deutschen 


ein Projekt mit dem Titel »Erstellung eines rechtlichen 

Rahmens und technischer Hilfestellung für die Entwicklung 

ans Netz angeschlossener Windenergie in Vietnam« 

durchführt. 37 Eines der wichtigsten Ziele dieses Projektes 

ist die Ausarbeitung eines preisbasierten Unterstützungsmechanismus, 

der bis Ende 2010 in Kraft treten soll. 

Der Hauptanreiz, den die vietnamesische Regierung 

gibt, ist eine 100%ige Steuerbefreiung für Importe von 

36 WEI 2009 

37 VOVNews 2009 

PM, MPI 

People Committee 

MPI 

Peoples Committee 

Evaluations- 

Komitee

Windkrafttechnologie und -ausrüstung. Darüber hinaus 

werden Investoren von Windenergieprojekten für einen 

bestimmten Zeitraum von der Landpacht befreit. 


Die Richtlinien für potentielle ausländische Investoren 

im Bereich Windenergie in Vietnam wurden von der EC 

ASEAN Energy Facility veröffentlicht. 38 

Die Zulassungsverfahren für Windenergieprojekte sind 

relativ komplex und stellen möglicherweise ein Hemmnis 

für potentielle Investoren dar. Abbildung 5 fasst den 

Ablaufplan zusammen, an den sich Entwickler privater 

Kraftwerke halten müssen, um eine Bewilligung der Investition 

zu erhalten. Angehende IPPs müssen detaillierte 

Untersuchungen durchführen und ein Unternehmen 

gründen, mit dem sie eine Investitionsbewilligung und 

danach eine Baugenehmigung beantragen können. 

Bedingungen für den Anschluss ans Netz 

Um Windparks an das vietnamesische Stromnetz anzuschließen, 

müssen die Projektentwickler sich mit EVN in 

Verbindung setzen und über den Preis des Stroms verhandeln, 

der an EVN verkauft wird. 

Tatsächlich stellt die Vereinbarung über den Stromerwerb 

mit EVN eines der größten Hindernisse für die Entwicklung 

von netzgekoppelten Windenergieprojekten dar, 

weil EVN nicht dazu bereit ist, Strom zu einem Preis über 

5,3 $ cent/kWh (3,56 € cent/kWh) zu kaufen. Projekte 

sind jedoch unter einem Preis von 8,4 $ cent/kWh (5,6 € 

cent/kWh) wirtschaftlich nicht tragfähig. Die Regierung 

stellt Subventionen für Entwickler von Windparks, etwa 

das Projekt in der Binh Thuan-Provinz, zur Verfügung. 



Bis heute sind in Vietnam über 20 Windkraftwerke mit 

einer Leistung zwischen 6 MW und 150 MW im Aufbau. 

Das am weitesten fortgeschrittene Projekt wurde von dem 

vietnamesischen Unternehmen REVN entwickelt. 39 Die 

ersten fünf 1,5-MW-Windturbinen des deutschen Herstellers 

Fuhrländer wurden in der Provinz Binh Thuan 

installiert. Eine Ausweitung des Projektes ist bereits in 

38 ASEAN energy 2006 

39 WWEA 2009 

VIETNAM | 

368 

Planung. 

Außerdem wurden vor allem in den zentralen und südlichen 

Gebieten rund zehntausend 200-W-Windturbinen 

zum Aufladen von Batterien für Privathaushalte installiert. 

Darüber hinaus wurde eine Reihe von 150-W-Windturbinen 

zum gleichen Zweck in den Küstengebieten von 

Quang Ninh und Hai Phong installiert. 

Folgende Windkraftprojekte sind zurzeit in Betrieb: 

• Das Windkraftwerk in Bach Long Vy mit einer Leistung 

von 800 kW ist seit Ende 2008 in Betrieb. 

• Die ersten fünf Windturbinen des Windkraftprojekts 

im Tuy Phong-Distrikt der Binh Thuan-Provinz mit 

einer Gesamtleistung von 7,5 MW wurden von der 

Fuhrländer Vietnam Joint Stock Company of Germany 

installiert und im August 2009 ans nationale Netz angeschlossen. 

40 Der Projektinvestor, die Aktiengesellschaft 

Renewable Energy of Vietnam (REVN), wird 

weitere sieben Windturbinen installieren, um in der 

ersten Phase eine Leistung von 18 MW zu erreichen. 

Das Kraftwerk, das um 80 weitere Windturbinen vergrößert 

werden soll, um eine Gesamtleistung von 120 

MW zu erreichen, soll planmäßig Ende 2011 in Betrieb 

genommen werden. 

Folgende Windenergieprojekte befinden sich noch in der 

Entwicklung: 

• Das 55-MW-Windkraftwerk Phuong Mai 3 in der zentralen 

Provinz Binh Dinh wird seit September 2007 gebaut. 

Der Investor dieses Projektes ist Central Region 

Wind Power JS Company. 

• Das 30-MW-Windkraftwerk Cau Dat in Da Lat City, 

der zentralen Hochlandprovinz von Lam Dong, soll im 

Juni 2011 in Betrieb genommen werden. Der Investor 

dieses Projektes ist Cavico Transport Corporation. 

• Für die 2-MW-Windkraftanlage auf der Insel Ly Son 

wurden Machbarkeitsstudien vom Institute of Energy 

durchgeführt. EVN ist Hauptinvestor bei diesem Projekt. 

• Für den 15-MW-Windpark in der Binh Dinh-Provinz 

läuft eine Ausschreibung zur Lieferung von technischer 

Ausrüstung. Die Machbarkeitsstudie wurde von der 

Phuong Mai Company erstellt. 

40 Das einzige Windkraftprojekt, das als CDM-Projekt angemeldet ist (siehe Abschnitt 

1.5). Erste Stromverkäufe aus diesem Windpark werden mit Erreichen 

des ersten Stadiums von 7,5 MW im Januar 2009 beginnen, für das zweite 

Stadium von 22,5 MW wird im März 2009 der Verkauf von Strom beginnen.

• Der Hauptinvestor des 84-MW-Windkraftprojekts in 

Phuong Mai ist Grabowski Renewable Energy Company 

No. 1 Ltd. 

• Auf der Insel Phu Quoc wird ein 2,5-MW-Windkraftprojekt 

im Entstehen. 

• Der 15-MW-Windpark in der Phu Yen-Provinz ist ein 

Projekt von VINACONEX. Die Machbarkeitsstudie 

wurde von IE erstellt. 

• Für das 2,5-MW-Windkraftprojekt auf der Insel Co Dao 

führt IE momentan eine Machbarkeitsstudie durch. 


Marktakteure 

Folgende Unternehmen sind in Vietnam in der Entwicklung 

von Windenergie aktiv: 

Vietnam Wind Power Joint Stock Company 41 

bietet folgende Leistungen an: 

• Bau von Stationen für Windmessungen, die Winddaten 

in einer Höhe von 40–60 m sammeln 

• Stromerzeugung sowie Stromhandel durch Finanzierung, 

Bau und Betrieb von kleinen und mittelgroßen 

Windkraftwerken 

• Herstellung, Aufbau und Verkauf von technischer Ausrüstung 

für Windenergie 

• Beratung zum Technologietransfer im Bereich Windenergie. 

Asia Petroleum Energy Corporation 

ist ein Hersteller, Großmarktlieferant, Exporteur und Importeur 

von technischer Ausrüstung für Windenergie. Zu 

den angebotenen Leistungen gehören Bau, Konstruktion 

und Projektentwicklung im Bereich saubere Energie. 

Bach-Khoa Investment and Development of Solar 

Energy Co Ltd (BK-IDSE) ist ein Hersteller kleiner 

Windräder zum Aufladen von Batterien (zwischen 200 

W und 3,2 kW) und spezialisiert auf Forschung und Entwicklung. 

Darüber hinaus bietet BK-IDSE Beratungsdienstleistungen 

für Windressourcenmessungen an. 

General Electric investiert momentan in eine Fabrik für 

Windturbinengeneratoren. 

41 http://www.vwp-jsc.com/index.htm 

VIETNAM | 

369 

Strukturelle Bedingungen 

Durch das Forschungszentrum für Thermische Anlagen 

und erneuerbare Energien (RECTERE) der Technischen 

Universität Ho-Chi-Minh-Stadt hat Vietnam Erfahrung 

mit Windkrafttechnologie im kleinen Maßstab. Das 

RECTERE produziert und installiert seit zwanzig Jahren 

Windenergieanlagen mit Leistungen zwischen 100 W 

und 500 W für Haushalte. 42 Die technischen und finanziellen 

Voraussetzungen für diese Anlagen unterscheiden 

sich sehr stark von denen, die man von großen netzgekoppelten 

Windparks kennt. 

Die Entwicklung von großen netzgekoppelten Windparks 

befindet sich derzeit noch in einer experimentellen 

Phase, in der unter anderem die Studie »Wind Power 

Development in Vietnam Institutional, Policy and Market« 

und ein Projekt der EC-ASEAN Energy Facility 

(EAEF) gehören. Das EAEF-Projekt zielt darauf ab, die 

Entwicklung von Windenergie zu fördern und Investitionen 

in Windenergieprojekte in Vietnam durch Machbarkeitsprüfungen 

und den Aufbau von Kapazitäten zu 

erleichtern. 43 

Momentan gibt es keine Hersteller von großen Windturbinen 

in Vietnam. Allerdings hat CS Wind Vietnam 

Co, 44 ein koreanischer Hersteller kleiner Windturbinen 

und –türme, seine erste Fabrik für Windkrafttürme in Vietnam 

eröffnet und wird nun als führender Hersteller von 

Windkrafttürmen im Land angesehen. 

Fuhrländer untersucht momentan die Möglichkeit, seine 

1,5-MW-Windräder in Vietnam herzustellen. Momentan 

werden die Bedingungen mit der Regierung ausgehandelt. 

Entwickler von Projekten mit Windenergie müssen Technologie 

und Fachwissen aus dem Ausland beziehen, da in 

Vietnam selbst kaum technisches Fachwissen vorhanden 

ist. Sie gehen damit beträchtliche Risiken bei der Entwicklung 

von Windparks in Vietnam ein. Wärmekraft- 

und Wasserkraftgeneratoren stehen nicht denselben Hindernissen 

gegenüber, da Vietnam bereits eine etablierte 

Industrie für diese Technologien hat. 

42 Nguyen 2007 

43 EAEF 2007 

44 www.cswindcorp.com/eng

Personelle Ressourcen und Ausbildung 

Vietnam verfügt derzeit nicht über die erforderlichen 

Fachkräfte, um alle Komponenten angemessen zu warten, 

aus dem Windkraftwerke bestehen. Um die Anforderungen 

an die laufende Wartung der Geräte zu erfüllen, müssen 

Projektentwickler einen Wartungsvertrag mit dem 

jeweiligen Turbinenhersteller abschließen. Daher sind 

Projektentwickler auf die ausländischen Hersteller angewiesen, 

wenn sie einen qualitativ hochwertigen Wartungsservice 

möchten. 


Alle wichtigen Projekte werden von der vietnamesischen 

Staatsbank unterstützt. Finanzielle Unterstützung kann 

aber auch über die Weltbank und die Asian Development 

Bank erfolgen. 

VIETNAM | 

370


ASEAN Centre for Energy (ACE) 

(ASEAN Energie Zentrum) 

ASEAN Centre for Energy Building, 6th Floor 

Jl. HR. Rasuna Said Blok X-2, 

Kav. 07-08 Kuningan, 

Jakarta - 12950 

Tel.: +62 (21) 527 93 32 

Fax: +62 (21) 527 93 50 

Internet: www.aseanenergy.org 

ASIA PETROLEUM ENERGY CORPORATION 

Dang Quoc Toan, Managing Director 

135/45 Nguyen Huu Canh, Ward 22, 

Binh Thanh District, Ho Chi Minh City-Vietnam 

Tel.: +84-8-54046976 

Fax: +84-8-54046975 

E-mail: toandtq@gmail.com 

Internet: www.asiapetro.com.vn 

CDM-Projects 

International Cooperation Department (ICD) 

Ministry of Natural Resources and Environment 

(MONRE) (Ministerium für natürliche Ressourcen 

und Umwelt) 

83 Nguyen Chi Thanh Road, Hanoi, Viet Nam 

Tel.: +84 (4) 773 61 03/822 89 74 

Fax: +84 (4) 835 21 91/826 38 47 

E-mail: vnccoffice@fpt.vn 

Deputy Director General, ICD: Mr. Nguyen Khac Hieu 

E-mail: hieu_monre@yahoo.com 

Ministry of Industry (Ministerium für Industrie) 

54 Hai Ba Trung Hoan Kiem District – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 826 78 70 

Fax: +84 (4) 826 90 33 

Internet: www.industry.gov.vn 

Ministry of Planning and Investment 

(Ministerium für Planung und Investition) 

2 Hoang Van Thu Ba Dinh District – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 845 30 27 

Fax: +84 (49 823 44 53 

Internet: www.mpi.gov.vn 

Electricity of Viet Nam – EVN 

18 Tran Nguyen Han – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 82 49 508 

Fax: +84 (4) 82 49 461 

E-mail: vp@evn.com.vn 

Internet: www.evn.com.vn 

VIETNAM | 

371 

Institute of Energy – IE 

6 Ton That Tung Dong Da – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 852 37 30 

Fax: +84(4) 852 93 02 

Internet: www.evn.com.vn/ioe/english/index_eng.html 

National Load Dispatching Center (NLDC) 

18 Tran Nguyen Han, Hoan Kiem District – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 824 37 45 

Fax: +84 (4) 824 34 82 

Internet: www.evn.com.vn/nldc/english/index_en.html 

Renewable Energy Research Center 

(Forschungszentrum erneuerbare Energien) 

Hanoi University of Technology 1 Dai Co Viet Hai Ba 

Trung – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 869 26 56 

Fax: +84 (4) 868 11 85 

E-mail: ddthong@hn.vnn.vn 

Research Center for Thermal Equipment and 

Renewable Energy – University of Technology 

(Forschungszentrum für Thermische Anlagen und 


268 Ly Thuong Kiet, District 10 – Ho Chi Minh City 

Tel.: +84 (8) 865 43 55 

Fax: +84 (8) 865 43 55 

E-mail: hcmbk.net@hcmut.edu.vn 

Internet: www.hcmut.edu.vn

SELCO Viet Nam Company Limited 

239 Tran Hung Dao 

Dist. 1 – Ho Chi Minh City 

Tel.: +84 (8) 836 82 62 

Fax: +84 (8) 837 74 08 

E-mail: selco-vn@hcm.vnn.vn 

Internet: www.selco-intl.com 

SOLARLAB – Viet Nam National Center for 

Science and Technology 

Phan Vien Vat Ly, 1 Mac Dinh Chi, 

Ho Chi Minh City 

Tel.: +84 (8) 822 20 28 

Fax: +84 (8) 829 59 05 

E-mail: solarlab@hcm.netnam.vn 

Internet: www.solarlab.org/ 

World Bank 

63 Ly Thai To – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 934 66 00 

Fax: +84 (4) 934 65 97 

E-mail: webmaster.worldbank@fpt.vn 

Internet: www.worldbank.org.vn/ 

Deutsche Botschaft in Viet Nam 

29 Tran Phu – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 845 38 36/7 

Fax: +84 (4) 845 38 38 

E-mail: germanemb.hanoi@fpt.vn 

Internet: www.germanembhanoi.org.vn 


Viet Nam Office 

6th Floor, Hanoi Towers, 49 Hai Ba Trung – Hanoi 

Tel.: +84 (4) 934 49 51/2/3 

Fax: +84 (4) 934 49 50 

E-mail: gtz-vietnam@gtz.de 

Internet: www.gtz.de/vietnam 

VIETNAM | 

372 

Delegierter der deutschen Wirtschaft in Vietnam (AHK) 

1303 Vietcombank Tower 

198 Tran Quang Khai Street 

Hoan Kiem District, Hanoi 

E-mail: info@vietnam.ahk.de 

Internet: www.vietnam.ahk.de 


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