wip-wp 2014-02-hankel-Finanzierungs und Betreibermodelle

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WIP-Working Paper
No. 2014-02
Finanzierungs- und Betreibermodelle für
netzferne Elektrizitätsversorgungssysteme mit
Photovoltaik
Institutionenökonomische Analyse in Subsahara-Afrika
Masterarbeit von Lisa Hankel
1
Technische Universität Berlin
Fachgebiet Wirtschafts- und Infrastrukturpolitik (WIP)
www.wip.tu-berlin.de
Dezember 2014
1
hankel.lisa@gmail.com
Finanzierungs- und Betreibermodelle für netzferne Elektrizitätsversorgungssysteme mit Photovoltaik:
Institutionenökonomische Analyse in Sub-Sahara Afrika
Inhaltsübersicht
1
Einleitung ............................................................................................................ 1
2
Methodischer Ansatz und Zielsystem .............................................................. 4
3
4
5
6
2.1
Stand der Forschung ............................................................................................. 4
2.2
Methodischer Ansatz und Vorgehen ...................................................................... 4
Das System „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit Photovoltaik“ ........ 11
3.1
Ziele ländlicher Elektrifizierung .............................................................................11
3.2
Sozioökonomisches System .................................................................................13
3.3
Vertrieb.................................................................................................................31
3.4
Technisches System ............................................................................................32
3.5
Deskriptive Produktionskostenanalyse .................................................................38
3.6
Rechtliche Rahmenbedingungen ..........................................................................41
Mittelherkünfte und Betreibervarianten ......................................................... 45
4.1
Mittelherkunft ........................................................................................................45
4.2
4.3
Betreibermodelle ..................................................................................................48
Konstellationen und Auswahl ................................................................................52
Bewertung der Finanzierungs- und Betreibermodelle .................................. 54
5.1
Transaktionskosten ..............................................................................................54
5.2
Bewertung ............................................................................................................61
5.3
Ergebnisse und Diskussion ..................................................................................77
Fazit und Ausblick............................................................................................ 79
Anhang I .................................................................................................................. 81
Anhang II ................................................................................................................. 85
Anhang III ................................................................................................................ 86
Anhang IV ................................................................................................................ 87
Anhang V ................................................................................................................. 90
Anhang VI ................................................................................................................ 96
Anhang VII ............................................................................................................. 100
Anhang VIII ............................................................................................................ 103
Literaturverzeichnis.............................................................................................. 104
Seite ii
Inhaltsverzeichnis
1
Einleitung ............................................................................................................ 1
2
Methodischer Ansatz und Zielsystem .............................................................. 4
2.1
Stand der Forschung ............................................................................................. 4
2.2
Methodischer Ansatz und Vorgehen ...................................................................... 4
2.2.1 Neue Institutionenökonomik ........................................................................................ 5
2.2.1.1 Eingeschränkte Rationalität und opportunistisches Verhalten .................... 6
2.2.1.2 Informationsasymmetrien............................................................................. 6
2.2.1.3 Transaktionskosten und Koordinationserfordernisse .................................. 6
2.2.2 Anwendung auf die Bereitstellung dezentraler Infrastruktur im ländlichen Bereich .... 7
2.2.3 Zielsystem ................................................................................................................... 8
2.2.3.1 Bewertungskriterien ..................................................................................... 8
2.2.3.2 Einschränkung der Bewertung ................................................................... 10
3
Das System „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit Photovoltaik“ ........ 11
3.1
Ziele ländlicher Elektrifizierung .............................................................................11
3.1.1 Zusammenhang zwischen Elektrizitätszugang, wirtschaftlichem Wachstum und
Armutsminderung ...................................................................................................... 12
3.2
Sozioökonomisches System .................................................................................13
3.2.1 Status Quo der Elektrizitätsversorgung ländlicher Gebiete SSAs ............................ 13
3.2.2 Das Gut Elektrizität .................................................................................................... 14
3.2.2.1 Elektrizitätsnachfrage und -prognose ........................................................ 15
3.2.2.2 Zahlungsfähigkeit und -bereitschaft ........................................................... 17
3.2.2.3 Substitute ................................................................................................... 18
3.2.2.4 Nutzen ........................................................................................................ 19
3.2.3 Rollen und Akteure .................................................................................................... 20
3.2.3.1 Rollen ......................................................................................................... 20
3.2.3.2 Akteure ....................................................................................................... 21
3.2.3.3 Interessen und Zielsysteme ....................................................................... 24
3.2.3.4 Ressourcen und Wissensstand ................................................................. 27
3.3
Vertrieb.................................................................................................................31
3.4
Technisches System ............................................................................................32
3.4.1
3.4.2
3.4.3
3.4.4
3.5
Elektrizitätserzeugung ............................................................................................... 33
Speichertechnologie .................................................................................................. 35
Verteilung .................................................................................................................. 36
Versorgungssicherheit ............................................................................................... 37
Deskriptive Produktionskostenanalyse .................................................................38
3.5.1 Skaleneffekte ............................................................................................................. 38
3.5.2 Investitionskosten ...................................................................................................... 38
3.5.3 Rahmenbedingungen ................................................................................................ 40
3.6
Rechtliche Rahmenbedingungen ..........................................................................41
3.6.1 Aufbau des Elektrizitätssektors ................................................................................. 41
3.6.2 Rechtliche Vorgaben und Subventionen ................................................................... 43
3.6.2.1 Einfluss auf die ländliche Elektrifizierung ................................................... 44
4
Mittelherkünfte und Betreibervarianten ......................................................... 45
4.1
Mittelherkunft ........................................................................................................45
4.1.1 Staatliche Mittel - Bereitstellung und Refinanzierung ............................................... 46
Seite iii
4.1.2 Private Mittel - Bereitstellung und Refinanzierung .................................................... 47
4.1.3 Mittel von Entwicklungszusammenarbeitsorganisationen - Bereitstellung und
Refinanzierung .......................................................................................................... 47
4.1.4 Relevanz, Häufigkeit und Mischformen..................................................................... 48
4.2
Betreibermodelle ..................................................................................................48
4.2.1 Staatliches oder teilstaatliches Energieversorgungsunternehmen als Betreiber ...... 50
4.2.2 Privater Betreiber ...................................................................................................... 50
4.2.3 Community Based ..................................................................................................... 51
4.3
5
Konstellationen und Auswahl ................................................................................52
Bewertung der Finanzierungs- und Betreibermodelle .................................. 54
5.1
Transaktionskosten ..............................................................................................54
5.1.1 Interaktionen zwischen den Akteuren und dabei entstehende TAK ......................... 54
5.1.2 TAK der Konstellationen............................................................................................ 56
5.1.2.1 Staatliches EVU als Betreiber und staatliche Mittel ................................... 57
5.1.2.2 Privater Betreiber und private Mittel .......................................................... 58
5.1.2.3 Community Based und Mittel aus
Entwicklungszusammenarbeitsorganisationen .......................................... 59
5.1.2.4 Übersicht .................................................................................................... 60
5.2
Bewertung ............................................................................................................61
5.2.1 Staatliches EVU als Betreiber und staatliche Mittel .................................................. 62
5.2.1.1 Kurzfristige Effizienz .................................................................................. 62
5.2.1.2 Langfristige Effizienz .................................................................................. 63
5.2.1.3 Effektivität................................................................................................... 64
5.2.1.4 Zugang ....................................................................................................... 65
5.2.1.5 Besonderheiten .......................................................................................... 65
5.2.1.6 Beispiel Mini-Grids in Tansania ................................................................. 66
5.2.2 Privater Betreiber und private Mittel .......................................................................... 66
5.2.2.3 Effektivität................................................................................................... 68
5.2.2.4 Zugang ....................................................................................................... 69
5.2.2.5 Besonderheiten .......................................................................................... 70
5.2.2.6 Beispiel Uganda - Kabunyata .................................................................... 70
5.2.3 Community Based und Mittel aus der Entwicklungszusammenarbeit ...................... 71
5.2.3.3 Effektivität................................................................................................... 74
5.2.3.4 Zugang ....................................................................................................... 74
5.2.3.5 Besonderheiten .......................................................................................... 75
5.2.3.6 Beispiel Simbabwe - Temaruru .................................................................. 75
5.2.4 Übersicht ................................................................................................................... 76
5.2.5 Anmerkungen zu den weiteren Konstellationen ........................................................ 76
5.3
6
Ergebnisse und Diskussion ..................................................................................77
Fazit und Ausblick............................................................................................ 79
Anhang I .................................................................................................................. 81
Anhang II ................................................................................................................. 85
Anhang III ................................................................................................................ 86
Anhang IV ................................................................................................................ 87
Seite iv
Anhang V ................................................................................................................. 90
Anhang VI ................................................................................................................ 96
Anhang VII ............................................................................................................. 100
Anhang VIII ............................................................................................................ 103
Literaturverzeichnis.............................................................................................. 104
Seite v
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Komponenten des Systems „ländliche Elektrifizierung“ ................................................... 11
Abbildung 2: Potenzieller Zusammenhang zwischen Zugang zu Elektrizität und Steigerung des
Einkommens ................................................................................................................................... 12
Abbildung 3: Güterarten ........................................................................................................................ 15
Abbildung 4: Blockschaltbild eines photovoltaischen Inselsystems ...................................................... 32
Abbildung 5: Ökonomischer Vergleich zwischen Diesel- und PV-Mini-Grids ....................................... 85
Abbildung 6: Typisches Lastprofil in ländlichen Gebieten ..................................................................... 86
Seite vi
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Zugang zu Elektrizität anteilig an der Bevölkerung (Stand 2011) .......................................... 1
Tabelle 2: Bewertungskriterien ................................................................................................................ 9
Tabelle 3: Rollen und Aufgaben ............................................................................................................ 20
Tabelle 4: Akteure und Rollen ............................................................................................................... 22
Tabelle 5: Interessen und Ziele der Akteure ......................................................................................... 27
Tabelle 6: Ressourcen und Wissen der Akteure ................................................................................... 30
Tabelle 7: Betreiber und Mittelherkunftskombinationen ........................................................................ 52
Tabelle 8: Interaktionen und mögliche TAK .......................................................................................... 56
Tabelle 9: Übersicht - TAK der Konstellationen .................................................................................... 61
Tabelle 10: Übersicht - Bewertung der Konstellationen ........................................................................ 76
Tabelle 11: Gerätespezifische Nennleistungen ..................................................................................... 81
Tabelle 12: Elektrizitätsnachfrage beispielhafter Kunden - Teil 1 ......................................................... 82
Tabelle 13: Schätzungen zur Dorfstruktur ............................................................................................. 84
Tabelle 14: Elektrizitätsnachfrage pro Monat ........................................................................................ 84
Tabelle 15: Energieversorgungsunternehmen in SSA und ihr Staatsanteil .......................................... 87
Tabelle 16: Durchschnittliche Umrechnungskurse .............................................................................. 103
Seite vii
Abkürzungsverzeichnis
Ah
- Amperestunden
ARE
- Alliance for Rural Electrification
BMZ
- Bundesministerium für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung
EE
- Erneuerbare Energien
EVU
- Energieversorgungsunternehmen
EZ
- Entwicklungszusammenarbeit
EZAO
- Entwicklungszusammenarbeitsorganisation
FIT
- Feed-in Tarifs / Einspeisetarife
FRES
- Foundation Rural Electrification Service
GIZ
- Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit
GW
- Gigawatt
GWh
- Gigawattstunden
GW p
- Gigawatt peak
HH
- Haushalte
IEA
- International Energy Agency
IPP
- Independent Power Producer
IRENA
- International Renewable Energy Agency
IWF
- Internationaler Währungsfonds
KfW
- Kreditbank für Wiederaufbau
KPLC
- Kenya Power and Lighting Compnay
kW
- Kilowatt
kWh
- Kilowattstunde
kW p
- Kilowatt peak
MW p
- Megawatt peak
NRO
- Nichtregierungsorganisation (engl. NGO)
NIÖ
- Neue Institutionenökonomik
PV
- Photovoltaik
REA
- Rural Elektrification Authority (Ländliche Elektrifizierungsbehörde)
REF
- Rural Electrification Fund
Seite viii
REFIT
- Renewable Energie Feed-in Tarifs
SHS
- Solar Home Systems
SME
- Small and medium enterprises
SSA
- Subsahara-Afrika
TAK
- Transaktionskosten
TANESCO
- Tanzania Electric Supply Company
UN
- Vereinte Nationen
USD
- US Dollar
WHO
- World Health Organization
Seite ix
Kapitel 1 (Einleitung)
1 Einleitung
Elektrizität spielt in unserer Gesellschaft eine immer größere Rolle, sie ermöglicht weltweite
Kommunikation, lokal schadstofffreies Kochen, Heizen und Beleuchten, die Nutzung medizinischer
Geräte, Mobilität, industrielle Produktion und vieles mehr. Im Jahre 2013 hatten circa 25 % der
Weltbevölkerung keinen Zugang zu Elektrizität, das sind 1,3 Milliarden Menschen. Laut der
„Sustainable Energy for All“-Initiative der Vereinten Nationen (UN) und der Weltbank sind zusätzlich
40 % aller Menschen zum Kochen auf Holz, Kohle, Holzkohle und Biomasse angewiesen. 95 % der
2
Betroffenen leben in Subsahara-Afrika (SSA) und in den Schwellenländern Asiens. Außerdem ist eine
enorme Stadt-Land-Diskrepanz zu erkennen, 84 % der Menschen ohne Zugang zu Elektrizität leben in
ländlichen Gebieten. Aus Tabelle 1 ist ersichtlich, dass die Region SSA im Vergleich zu Gesamtafrika
aber auch zu allen Entwicklungsländern weltweit einen deutlich geringeren Elektrifizierungsgrad hat.
Gerade der Zugang in ländlichen Gebieten ist mit 18 % im Durchschnitt enorm niedrig. In einigen
Ländern wie zum Beispiel Malawi, Sambia und Tansania liegt die ländliche Elektrifizierungsrate mit
1 %, 3 % und 4 % noch deutlich darunter. Es gibt aber auch positive Beispiele wie Nigeria und
Namibia, die eine ländliche Elektrifizierungsrate von 61 % bzw. 46 % aufweisen.
3
Tabelle 1: Zugang zu Elektrizität anteilig an der Bevölkerung (Stand 2011)
4
Das Thema ländliche Elektrifizierung hat auch deshalb in den letzten 20 Jahren in der Literatur und
Politik an Bedeutung gewonnen. Die UN erklärte die Jahre 2014 bis 2024 zum Jahrzehnt der
5
„Sustainable Energy for All“ mit dem Ziel des universellen Elektrizitätszugangs. SSA ist die einzige
Region weltweit, in der nach Abschätzungen der International Energy Agency (IEA) im Jahr 2030
6
insgesamt mehr Menschen ohne Zugang zu Elektrizität leben werden als 2011. Es gibt mehrere
Optionen die ländliche Elektrifizierungsrate zu erhöhen. Diese sind der Ausbau des staatlichen
Stromnetzes, der Aufbau von netzlosen Versorgungseinheiten oder die Installation von netzfernen
Elektrizitätsversorgungssystemen mit einer oder mehreren Erzeugungseinheiten und einem Inselnetz.
In vielen ländlichen Regionen SSAs gibt es keine Anbindung an das nationale Stromnetz und keine
Ausbaupläne, die eine Anbindung in den nächsten Jahren in Aussicht stellen. Der staatliche
2
SSA bezeichnet die Region südlich der Sahara, 49 der 54 afrikanischen Länder werden zu SSA gezählt.
Vgl. IEA (2011), S. 1, 3 und IEA (2013a).
4
Quelle: IEA (2013a).
5
Vgl. United Nations (2014), Elektrizitätszugang soll die Erreichung der Millennium Goals unterstützen.
6
Vgl. IEA (2013b).
3
Seite 1
Netzausbau schreitet nur schleppend voran. Hauptgründe sind dünne Besiedlung und fehlende
Industrie sowie die daraus resultierende im Vergleich zu urbanen Gebieten geringe Nachfrage. Die
Kosten für den Anschluss an das bestehende Netz verteilen sich auf die verkauften Einheiten
Elektrizität in den neuangeschlossenen Gebieten. Ist diese Menge gering, steigen die Kosten pro
Einheit. Der Strom in dünn besiedelten ländlichen Gebieten ist somit teurer als in städtischen
7
Gebieten. Hinzu kommt, dass die betroffenen Haushalte in der Regel ein geringes Einkommen haben
8
und die Anschlussgebühr oft nicht bezahlen können. Das bedeutet, dass selbst wenn das öffentliche
Stromnetz ländliche Gebiete erreicht, die Anschlussrate der Haushalte gering bleiben kann, da die
Anschlussgebühr die Zahlungsfähigkeit der Haushalte übersteigt. Diese Tatsache verringert wiederum
die zu erwartende Menge an verkaufter Elektrizität und somit die Wirtschaftlichkeit. Außerdem haben
Investitionen in Elektrizitätsinfrastruktur eine lange Amortisationszeit und stellen so auch ohne die
besonderen Charakteristika ländlicher Gebiete eine große Herausforderung für viele Entwicklungsländer dar.
9
UNTERSUCHUNGSGEGENSTAND
Die netzferne Elektrizitätsversorgung durch autarke Verteilnetze wird in der Literatur als Inselnetz,
Mini-Grid, Micro-Grid oder Pico-Grid bezeichnet, eine eindeutige Abgrenzung und Definition der
einzelnen Begriffe existiert bisher nicht.
10
Als Inselnetz oder Insellösungen werden auch Versorgungs-
einheiten ohne Netzstruktur wie zum Beispiel Solar Home Systems (SHSs) bezeichnet, da sie eine
eigenständiges Versorgungssystem darstellen. Bei SHSs wird durch Photovoltaik (PV) direkt beim
Verbraucher Gleichstrom für einen oder einige wenige Nutzer erzeugt, der von speziellen Gleichstromverbrauchern direkt umgewandelt oder in einer Batterie zwischengespeichert wird. In dieser
Arbeit bezeichnen die Termini Inselnetz, Insellösung, Mini-Grid, Micro-Grid oder Pico-Grid immer ein
nicht an das nationale Stromnetz angeschlossenes, eigenständiges Netz mit Erzeugungseinheit(en).
SHSs werden dagegen als isolierte Off-Grid-Lösung bezeichnet.
11
Die ländliche Elektrifizierung mit
Inselnetzen in Verbindung mit Erneuerbaren Energien (EE) voran zu treiben, hat viele Vorteile
gegenüber dem staatlichen Netzausbau und SHSs. Die Erzeugung findet verbrauchsnah statt und ist
somit unabhängig vom staatlichen Netzausbau und von der das Dorf umgebenen Topographie. Durch
die Nutzung EE wird lokal CO2-freie Elektrizität produziert.
12
Die exakte, in Afrika installierte
Erzeugungskapazität im Off-Grid-Bereich ist nicht bekannt. Für PV gibt es Schätzungen, die von 70
bis 100 MW p ausgehen.
13
Die IEA untersuchte im World Energy Outlook 2011 in verschiedenen
Szenarien unter anderem den weltweiten Zugang zu Elektrizität bis zum Jahr 2030. Im New Policies
Scenario, welches existierende Richtlinien und realistische politische Ziele berücksichtigt, werden bis
2030 Haushalte mit 26 Millionen Menschen zusätzlich elektrifiziert sein. 4,3 der dafür notwendigen 9,3
Milliarden € sollen in Mini-Grid- und Off-Grid-Projekte fließen. Die Tatsache, dass knapp die Hälfte der
7
Vgl. IED (2013a), S. 17.
Vgl. Lattenzio (2010), S. 25.
9
Vgl. Ahlborg / Hammar (2014), S. 120 und Reiner Lemoine Institut (2012), S. 11.
10
Vgl. Schnitzer et al. (2014), S. 13 und Lilienthal (2013).
11
Vgl. AGECC (2010), S. 14.
12
Vgl. Clo / Proietti (2013), S. 23.
13
Vgl. Jochem (o. J.), S. 11.
8
Seite 2
Investitionen außerhalb der klassischen Netzerweiterung gesehen werden, zeigt die Bedeutung
dezentraler Elektrifizierung.
14
Das Ergebnis einer Länderstudie des Rainer Lemoine Instituts zeigt,
dass das Potenzial für PV-basierte Inselnetze in der Region SSA besonders hoch ist. Zwölf der am
besten geeignetsten 20 Länder liegen in SSA, neun davon belegen die ersten neun Plätze. Dies liegt
vor allem an der hohen Sonneneinstrahlungsintensität, den gebietsweise hohen Kosten für
konventionell betriebene Stromaggregate, der großen und dennoch stark verteilten ländlichen
Bevölkerung und den schwach ausgebauten nationalen Stromnetzen. Die Studie bezieht Informationen über die Wirtschaftlichkeit der Anlagen, politische und ökonomische Randbedingungen sowie
Marktpotenziale in die Analyse mit ein.
15
Auch die Ergebnisse einer Studie von SZABÓ ET. AL zum
Vergleich von Diesel- und PV-Anwendungen für Inselnetze verdeutlicht das große Potenzial SSAs.
Die Ergebnisse zeigen, dass die Nutzung von PV in vielen Gebieten SSAs kostengünstiger als die
Verwendung von Dieselgeneratoren ist.
16
Bei der Betrachtung wurden unter anderem die Dieselpreise
der Länder, Transportkosten und -wege sowie die Sonneneinstrahlung mit einbezogen.
17
Gerade der
Kostenabfall von PV-Modulen in Kombination mit steigenden Dieselpreisen führt zu einem
Kostenvorteil bei PV. Aufgrund ihrer Nähe zum Verbraucher sind kleine PV-Anlagen direkt auf einem
niedrigen Spannungsniveau angeschlossen. Dies führt dazu, dass im Vergleich zu großen Solarparks
kein Umspannen notwendig ist und so ein Kosteneffizienzvorteil besteht.
18
SSA ist vielschichtig und
von großen regionalen Unterschieden geprägt. Im Bereich der Elektrizitätsversorgung gibt es
allerdings Gemeinsamkeiten, die eine Betrachtung der gesamten Region zulassen. Die ländliche
Elektrifizierungsrate ist fast überall sehr gering und die Struktur des Sektors in vielen Ländern ähnlich.
Trotz der Defizite in der Versorgung und dem bestehenden Potenzial gibt es in SSA noch keine
flächendeckende Installation von Inselnetzen. Die Gründe hierfür liegen bei der Umsetzung, der
Finanzierung und bei den Businessmodellen. Technologische Barrieren sind eher weniger
19
entscheidend, da zahlreiche Lösungen zur Verfügung stehen. Diese Arbeit befasst sich daher mit der
Untersuchung der verschiedenen Mittelherkunfts- und Betreibervarianten für ländliche dezentrale
Elektrifizierung mit PV-Inselnetzen.
AUFBAU DER ARBEIT
Nach dem einleitenden ersten Teil der Arbeit wird im Teil 2 der methodische Ansatz der Analyse sowie
das ihr zugrundeliegende Zielsystem beschrieben. Der 3. Teil befasst sich mit dem System „ländliche,
dezentrale Elektrifizierung mit PV“. In Teil 4 findet die Vorstellung der verschiedenen Mittelherkünfte
und Betreibervarianten sowie eine Auswahl von Konstellationen statt. Aufbauend darauf erfolgt in Teil
5 die Einordnung dieser Konstellationen bezüglich der Transaktionskosten (TAK) und der Bewertungskriterien sowie die Diskussion der Ergebnisse. Abschließend wird in Teil 6 ein Fazit gezogen und
ein Ausblick gegeben.
14
Vgl. IEA / OECD (2011), S. 471 und AGECC (2010), S. 13 f., die Beträge wurden mit den jährlichen,
durchschnittlichen Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet siehe Anhang VIII.
15
Vgl. Reiner Lemoine Institut (2012), S. 10.
16
Anhang II zeigt das Resultat dieses Vergleichs.
17
Vgl. Szabó et al. (2011), S. 3.
18
Vgl. Hazelton et al. (2014), S. 2 und Chowdhury et al. (2009), S. 29.
19
Vgl. ARE (2011), S. 11 und OFID (2014), S. 2.
Seite 3
Kapitel 2 (Methodischer Ansatz und Zielsystem)
2 Methodischer Ansatz und Zielsystem
2.1 Stand der Forschung
Die Bereitstellung von Infrastruktur wird in der Literatur unter Beachtung der Neuen Institutionenökonomik (NIÖ) in zahlreichen Werken behandelt. Die Hauptakteure und Untersuchungsschwerpunkte
sind dabei trotz verschiedener Sektoren sehr ähnlich und Erkenntnisse lassen sich folglich auf andere
Infrastrukturprojekte übertragen. Aus diesem Grund werden im Folgenden auch Arbeiten zur
Bereitstellung von Trinkwasser oder Verkehrsstraßen berücksichtigt. Ein Hauptuntersuchungsgegenstand ist die Art der Bereitstellung, betrachtet wird hierbei die Bereitstellung der Infrastruktur durch den
Staat, den Privatsektor und Mischformen dieser zwei Optionen. So untersuchte zum Beispiel
HASSHEIDER die Bereitstellung überregionaler Straßeninfrastruktur, EWERS und RODI die Privatisierung
der Bundesautobahnen und MÉNARD alternative Bereitstellungsmöglichkeiten für Trinkwasser.
20
Es
gibt in der Literatur keine allgemeingültige Antwort auf die Frage nach der „besten“ Bereitstellungsform, da die Vor- und Nachteile der Modelle stark von den spezifischen Bedingungen der Projekte und
den äußeren Umständen abhängen.
21
Im Bereich der ländlichen Elektrifizierung mit Mini-Grids gibt es
zahlreiche Studien und Literatur zu Potenzialen, Anwendungen, Problemen und Lösungen der
Bereitstellung.
22
Hierzu zählen zum Beispiel „Em-Powering Africa“ von CLO und PROJETTI, „From the
Bottom up“ von TENENBAUM und „Hybrid Mini-Grids for Rural Electrification: Lessons Learned“ von der
Alliance for Rural Electrification (ARE).
flächendeckend durchgesetzt hat.
24
23
Es gibt keine Bereitstellungsvariante, die sich bisher
Die an der Bereitstellung beteiligten Akteure werden ebenfalls
zum Beispiel von AHLBORG und HAMMER untersucht.
25
Diese Arbeit erweitert die bestehende
Forschung um die Verbindung der Analyse der Modelle mit der NIÖ zur Bewertung dieser.
2.2 Methodischer Ansatz und Vorgehen
Für die Untersuchung der Bereitstellung dezentraler Elektrizitätserzeugungsinfrastruktur mit PV durch
verschiedene Akteure müssen das System und seine Komponenten zuvor analysiert werden. Für die
Analyse des System und des Zusammenwirkens der Komponenten wird die Methode der NIÖ
verwendet. Hierfür werden Daten von bestehenden Projekten, aus allgemeiner Literatur und der
Befragung einzelner, involvierter Personen erhoben. Mithilfe dieser Daten werden die Eigenschaften
sowie die Folgen dieser für das Handeln der einzelnen Akteure herausgearbeitet um so verschiedene
Bereitstellungskonstellationen anhand definierter Bewertungskriterien zu bewerten. Für die Befragung
einzelner, involvierter Personen wurde ein Fragebogen mit fünf Fragen verwendet. Dieser ist in
Anhang VI einsehbar. Die Fragen beziehen sich auf Details, die in den öffentlich verfügbaren
Informationen oft fehlen und auf persönliche Einschätzungen der Experten abzielen. Die Antworten
der Experten wurden aufgrund der geringen Anzahl der befragten Personen und der unterschiedlichen
20
Vgl. Hassheider (2005), Ewers (1995) und Ménard / Saleth (2013).
Vgl. Ménard / Saleth (2013), S. 9, 25.
22
Vgl. hierfür z.B. IED (2013a), Bhattacharyya (2012), Reiner Lemoine Institut (2012) und weitere.
23
Vgl. Clo / Proietti (2013), Tenenbaum (2014) und ARE (2011).
24
Vgl. IRENA (2012), S. 16.
25
Vgl. Ahlborg / Hammar (2014).
21
Seite 4
Projekterfahrung nicht statistisch ausgewertet, sondern finden als Einzelmeinungen in der Analyse
Beachtung.
26
2.2.1 Neue Institutionenökonomik
Die neoklassische Volkwirtschaftslehre bewegt sich in einer theoretischen Welt ohne Unsicherheit,
Informationsdefizite und Kosten für Transaktionen. In der Realität treffen diese Annahmen allerdings
nicht oder nur in seltenen Grenzfällen zu. Zukünftige Ereignisse können nicht vollständig vorausgesehen werden, Individuen kennen nicht immer alle existierenden Informationen und Transaktionen
kosten Zeit und Geld. Aus diesen Gründen versucht die NIÖ als eine Weiterentwicklung der
neoklassischen Betrachtungsweise diese Eigenschaften der Realität in volkswirtschaftliche Analysen
mit einzubeziehen. Die Untersuchungsgegenstände der NIÖ sind Institutionen und die Interaktion
zwischen Institutionen und Organisationsstrukturen.
27
Institutionen beschreiben hierbei Konstrukte aus
formellen und informellen Normen und Regeln sowie die Organisation deren Umsetzung. Der Begriff
Institution wurde von
der Nobelpreisträgerin ELINOR OSTROM bereits 1990 detailliert definiert, sie
beschrieb Institutionen als Funktionsregeln, welche Individuen beim Fällen von Entscheidungen
beachten.
28
Diese Institutionen werden nicht nur von Individuen genutzt, sondern auch von diesen
gestaltet. Institutionen einschließlich dieser Individuen werden Organisationen genannt. Die
Einführung sowie Nutzung dieser Institutionen verursachen Kosten in Form von Geld und Zeit. Diese
Kosten mit in die Bereitstellungsentscheidung für dezentrale Infrastruktur mit einzubeziehen, ist ein
Ziel dieser Arbeit. Der Begriff des Methodologischen Individualismus, der durch die NIÖ geprägt
wurde, verdeutlicht einen großen Unterschied dieser Theorie zur Neoklassik. Der Methodologische
Individualismus besagt, dass alle Individuen verschiedene und vielseitige Interessen, Präferenzen,
Ziele und Motive haben. Der Gedanke des kollektiven Verhaltens verschwindet und das Entstehen
von Entscheidungen und Handlungen vieler Individuen rückt in den Vordergrund.
29
Gerade bei
Entscheidungen, an denen viele Akteure beteiligt sind, verändert diese Betrachtungsweise die
Analyse gravierend. Bei der Analyse von realen komplexen Systemen mit vielen Akteuren ist das
Einbeziehen der Eigenschaften der Akteure und die daraus resultierenden Einflüsse auf Entscheidungen von großer Bedeutung. Neben den Interessen und Zielen der Akteure spielen in der NIÖ auch das
daraus resultierende Verhalten der Akteure eine große Rolle. Das Verhalten wird durch eingeschränkte Rationalität und opportunes Verhalten, auf die im Weiteren eingegangen wird, bestimmt.
26
Eine Liste der befragten Personen ist in Anhang VI und eine Übersicht über die Antworten in Anhang VII
einzusehen.
27
Vgl.
nard / Shirley (2005), S. 1.
28
Vgl. hierzu die Definition von E. Ostrom: " "Institutionen" lassen sich definieren als die Menge von
Funktionsregeln, die man braucht welche, um festzulegen, wer für Entscheidungen in einem bestimmten Bereich
in Frage kommt, welche Handlungen statthaft oder eingeschränkt sind, welche Aggregationsregeln verwendet
werden, welche Verfahren eingehalten werden müssen, welche Information geliefert oder nicht geliefert werden
muss, und welche Entgelte den einzelnen entsprechend ihren Handlungen zugebilligt werden [...]. Alle Regeln
enthalten Vorschriften, die eine Handlung oder ein Ergebnis verbieten, gestatten oder verlangen. Funktionsregeln
sind diejenigen Regeln, die tatsächlich angewendet, kontrolliert und durchgesetzt werden, wenn Einzelpersonen
Entscheidungen über ihre zukünftigen Handlungen treffen." Ostrom (1990)), S. 51 übersetzt ins Deutsche von
Richter / Furubotn (1999), S. 7. oder Richter / Furubotn (2010), S. 7 f.
29
Vgl. Richter / Furubotn (2010), S. 3, 7 f. und North (1990), S. 17 f.
Seite 5
2.2.1.1 Eingeschränkte Rationalität und opportunistisches Verhalten
Wie in Abschnitt 2.2.1 erläutert haben die in der NIÖ betrachteten Individuen verschiedene Motive und
Anreize für ihr Handeln, die ihr Verhalten bei Verhandlungen und Einigungen beeinflussen. Bezüglich
des Verhaltens von Individuen bei Transaktionen formulierte W ILLIAMSON zwei Thesen. Im
Widerspruch zum Bild des „Homo oeconomicus“ unterstellte er den Individuen eine eingeschränkte
Rationalität und opportunistisches Verhalten. Eingeschränkte Rationalität besagt, dass die Individuen
mithilfe der ihnen zur Verfügung stehenden Informationen versuchen, ihren Nutzen zu maximieren und
so rational zu handeln. Diese Informationen sind allerdings „subjektiv begrenzt“ und somit entsprechen
die Entscheidungen nicht zwingend denen bei vollkommenen Informationen und werden daher als
eingeschränkt rational bezeichnet. Ein komplett rationales Verhalten des Individuums ist also aufgrund
30
von unvollständigen Informationen und begrenzter Aufnahmekapazität nicht möglich.
Die zweite
These besagt, dass sich alle Individuen opportunistisch verhalten. Wie bereits erläutert, haben alle
Individuen nur begrenzte Informationen zur Verfügung. Die Verwendung dieser Tatsache zur eigenen
Nutzenmaximierung durch Vorenthaltung bestimmter Informationen oder Täuschung wird als
opportunistisches Verhalten bezeichnet.
31
2.2.1.2 Informationsasymmetrien
Die Möglichkeit eines Individuums, sich opportunistisch zu verhalten, hängt von der Verteilung der zur
Verfügung stehenden Informationen ab. Verfügen alle Individuen über dieselben Informationen, so ist
es für ein Individuum nicht möglich, durch diese Informationen eine bessere Position zu erlangen. In
der Realität bestehen allerdings in vielen Situationen zwischen zwei oder mehreren Individuen
Informationsasymmetrien. Ein klassisches Beispiel hierfür ist die Prinzipal-Agenten-Beziehung, bei der
der Agent gegenüber dem Prinzipal eine Leistung erbringen muss, bei deren Ausführung er allerdings
nicht vom Prinzipal beobachtet werden kann. Aufgrund dieser Tatsache verfügt der Agent über einen
Informationsvorsprung bezüglich der Art und Weise der Ausführung, den er für sich nutzen kann.
Aufgrund von Informationsasymmetrien kann es zu nicht optimalen Verträgen kommen. Versucht die
uninformierte Partei an die Informationen der informierten Partei zu gelangen, können dadurch
finanzielle und zeitliche Aufwendungen entstehen.
32
2.2.1.3 Transaktionskosten und Koordinationserfordernisse
33
Die ursprüngliche Theorie der TAK wurde von COASE entwickelt.
ARROW beschreibt TAK als Kosten
34
der Marktnutzung, „costs of running the economic system“ , und verändert so gemeinsam mit COASE
die ökonomische Betrachtung der Märkte und der Güterproduktion. Der im Folgenden verwendete
Begriff entspricht der von W ILLIAMSON weiterentwickelten Bedeutung. W ILLIAMSON sieht in der, an
Schnittstellen notwendigen, Kommunikation und Einigung eingeschränkt rational handelnder
Individuen den Grund für die Entstehung von TAK. Durch unvollständige Informationen entstehen
30
Vgl. Ostrom (2010), S. 643.
Vgl. Schumann et al. (2011), S. 105, 488 und Williamson (1985), S. 45 ff.
32
Vgl. Schumann et al. (2011), S. 450 ff.
33
Vgl. Coase (1937).
34
Vgl. Arrow (1969), S. 1.
31
Seite 6
sowohl vor als auch nach Abschluss von Verträgen Kosten, die er als Ex-ante und Ex-post TAK
beschreibt. Ex-ante TAK entstehen vor der Unterzeichnung eines Vertrages und umfassen Kosten für
35
„Anbahnung, Entwurf, Verhandlung und Absicherung“.
Besonders bei Suchkosten, die ebenfalls
unter Ex-ante TAK fallen, wird der Informationsmangel als Ursache für die Entstehung deutlich. Ginge
man von vollständig informierten Individuen aus, so wären Kosten für Angebotsvergleiche,
Qualitätsüberprüfung oder die reine Suche nach Informationen nicht Teil der Betrachtung. Aufgrund
der Tatsache, dass fast keine vollständigen Verträge, also Verträge, die für jede erdenkliche
zukünftige Entwicklung ausgelegt sind, existieren, können auch nach Vertragsabschluss TAK
entstehen. Diese werden als Ex-post TAK bezeichnet und können in Form von Nachverhandlungen,
Überwachung oder Vertragsänderungen auftreten. Die Unvollständigkeit von Verträgen ist auf die
eingeschränkte Rationalität der den Vertrag aushandelnden Individuen zurückzuführen.
36
Die Höhe
der TAK sind von der Unsicherheit, Häufigkeit sowie von der Spezifität der Transaktion abhängig.
Unsicherheit bezieht sich hierbei auf die zukünftige Entwicklung und das zukünftige Verhalten der
Individuen. Häufigkeit bezeichnet die zeitliche Wiederholung der Transaktion, wiederholt sich die
gleiche Transaktion sehr häufig, verkleinern sich die TAK. Die Spezifität oder auch Faktorspezifität
einer Transaktion betrachtet den von den Vertragspartnern speziell für diese Transaktion aufgebrachten Aufwand. Ist die Spezifität besonders hoch, kann die Investition nur unter hohem Nutzenverlust
anderweitig verwendet werden. Spezifische Investitionen können zum Beispiel als Sachkapital in eine
speziell für diese Transaktion hergestellte Maschine oder in den Wissensaufbau von Mitarbeitern
gehen. Charakterisierend ist allen spezifischen Investitionen gemein, dass ihre Alternativverwendung
einen deutlich geringeren Nutzen erbringt. Deutlich wird, dass, wenn sich Vertragspartner auf eine
starke Abhängigkeit durch spezifische Investitionen einlassen, der Bedarf an Abstimmung sehr groß
ist und so die TAK ebenfalls hoch sind.
37
Die Bewertung einer Transaktion kann allerdings nicht allein
auf der Höhe der TAK beruhen. Die aufgewendeten TAK sollen das Ergebnis verbessern und wenn
möglich langfristig stabil machen. Eine Minimierung der TAK auf Null ist demnach nicht das Ziel,
sondern ein effizientes Input-Output-Verhältnis.
38
2.2.2 Anwendung auf die Bereitstellung dezentraler Infrastruktur im ländlichen
Bereich
Im Verlauf der Arbeit wird die NIÖ auf die Bereitstellung dezentraler Infrastruktur zur Elektrizitätsnutzung im ländlichen Bereich SSAs angewendet. Hierbei liegt der Fokus auf dem Zusammenwirken der
einzelnen Akteure und der Bewertung ihrer Eignung für verschiedene Aufgaben. Hierfür wird zuerst
das System „ländliche Elektrifizierung“ mit seinen Komponenten und Besonderheiten analysiert. Die
Bereitstellung von öffentlicher Infrastruktur hat besondere Charakteristika. Hohe Investitionskosten,
anhaltender Wartungsaufwand und lange Amortisationszeiträume werden von BRICEÑO-GARMENDIA ET
AL.
als solche genannt.
39
Desweiteren sind bei der Bereitstellung viele verschiedene Akteure mit
35
Vgl. Schumann et al. (2011), S. 489.
Vgl. Williamson (1985), S. 15 ff., 20 und Williamson (1990), S. 325.
37
Vgl. Schumann et al. (2011), S. 488 ff.
38
Vgl. Richter / Furubotn (2010), S. 70 ff.
39
Vgl. Briceño-Garmendia et al. (2008), S. 2.
36
Seite 7
40
unterschiedlichen Interessen beteiligt, aus diesem Grund kann es zu hohen TAK kommen.
Die
Identifizierung der beteiligten Akteure, ihrer Interessen und Motive und die daraus resultierenden
Folgen sind daher Inhalt dieser Arbeit. Die Kenntnis der Eigenschaften dieser Individuen ist für das
Verständnis ihres Handels und des Handels von Institutionen von großer Bedeutung.
41
Die
Investitionsentscheidung für die Bereitstellung hängt von der Bewertung des entstehenden Nutzens
und den Kosten ab. Die Bewertung von privaten Kosten und Nutzen entspricht in vielen Fällen, gerade
in wirtschaftlich weniger entwickelten Volkswirtschaften, nicht den sozialen Kosten und Nutzen. Diese
Diskrepanz kann zu Fehlallokationen führen.
42
2.2.3 Zielsystem
Das Ziel dieser Arbeit ist der Vergleich verschiedener Finanzierungs- und Betreibermodelle für
netzferne Elektrizitätsversorgungssysteme mit PV anhand einer institutionenökonomischen Analyse.
Bewertungsgrundlage für den Vergleich sind die im Folgenden definierten Bewertungskriterien.
Hierbei wird versucht eine gesamtwirtschaftliche Betrachtung der Modelle vorzunehmen, in die sowohl
wirtschaftliche als auch soziale Faktoren mit einfließen. Auf der Kostenseite werden sowohl
Produktions- als auch Transaktionskosten berücksichtigt, bei der Bewertung des Nutzens werden
verschiedene soziale Kriterien sowie die Machbarkeit der Umsetzung und Zugang für ärmere
Bevölkerungsgruppen betrachtet. Die effiziente Bereitstellung der Infrastruktur in Verbindung mit der
flächendeckenden Anwendbarkeit des Bereitstellungsmodelles ist Schwerpunkt der Analyse. Im
Folgenden werden die Kriterien zur Bewertung der Modelle vorgestellt.
2.2.3.1 Bewertungskriterien
Die Höhe der gesamtwirtschaftlichen Wohlfahrt durch die verschiedenen Betreiber- und Mittelherkunftskonstellationen wird in dieser Arbeit anhand von Bewertungskriterien qualitativ bestimmt. Hierfür
werden die vier Bewertungskriterien kurzfristige Effizienz, langfristige Effizienz, Effektivität und Zugang
eingeführt. Kurzfristige Effizienz betrachtet die Art und Weise der Ressourcennutzung bei der
Umsetzung. Ein effizientes Projekt ist jenes, welches ein optimales Kosten-Nutzen-Verhältnis
aufweist. Kurzfristige Effizienz wird dementsprechend durch eine optimale Mittelnutzung im Verhältnis
zum Output erreicht. Zur Einschätzung dieses Kriteriums werden die Anreize für eine solche Nutzung
und die TAK betrachtet. Die Produktionskosten sind hierbei ebenfalls relevant, spielen aber keine
zentrale Rolle, da sie sich zwischen den Modellen nicht gravierend unterscheiden. Unterschiede im
entstehenden Nutzen werden ebenfalls berücksichtigt. Effizienz ist eine Voraussetzung für eine
positive gesamtwirtschaftliche Wirkung von Handlungen, da sie nur dann durchgeführt werden sollten,
wenn ihr Gesamtnutzen höher als ihre Kosten sind. Die durchgeführten Maßnahmen zur Elektrifizierung von netzfernen Gemeinden sollen langfristig beständig sein und die Nutzung von Elektrizität über
einen Zeitraum von circa 20 Jahren gewährleisten. Nachhaltigkeit, hier als langfristige Effizienz
bezeichnet, im Sinne von OSTROM, SCHROEDER und W YNNE schenkt dieser Tatsache Aufmerksamkeit.
40
Vgl. Klatt (2011), S. 60.
Vgl. Jensen / Meckling (1994), S. 1.
42
Vgl. Hirschman (1958), S. 76.
41
Seite 8
OSTROM, SCHROEDER und W YNNE untersuchten die Probleme und die Bedeutung von Nachhaltigkeit
bei Infrastrukturinvestitionen in Entwicklungsländern. Bei einem Projekt, welches in den ersten Jahren
nach der Installation aufgrund von technischen, ökonomischen oder sozialen Problemen zum Erliegen
kommt, können sich die Kosten der Installation nur in absoluten Ausnahmesituationen refinanzieren.
Die Anreizsetzung zur langfristigen Wartung und die Finanzierung spielen beim Erreichen von
langfristiger Effizienz eine wichtige Rolle.
43
Die zuverlässige Versorgung der Gemeinde muss
sichergestellt werden. Um dies zu gewährleisten ist eine Übernutzung der Anlage durch zu hohe
Nachfrage zu verhindern. Durch die Auslegung der Anlage in Kombination mit den Tarifen kommt es
hierbei oft zu Problemen.
44
Tabelle 2: Bewertungskriterien
45
Das Bewertungskriterium Effektivität bezieht sich auf das erfolgreiche Umsetzen des Projekts, also
das Errichten der Erzeugungseinheit und des Netzes sowie die Inbetriebnahme und Betrieb des
Systems. Für eine erfolgreiche Umsetzung sind in den meisten Fällen Kenntnisse über lokale
Gegebenheiten wie institutionelle Abläufe und Eigenschaften der Dorfgemeinschaft wichtig. Auch die
Umsetzungsdauer spielt bei der Bewertung eine Rolle, da lange Umsetzungszeiten mehr finanzielle
Ausgaben und Aufwand bedeuten. Zur Bewertung des sozialen Nutzens der Projekte und der
Gerechtigkeit wird das Bewertungskriterium Zugang eingeführt. Durch die Betrachtung der Höhe und
Staffelung der Tarife sowie der Anschlussgebühren soll eine Bewertung des Zugangsgrades zum
Beispiel auch für besonders arme Haushalte stattfinden. Außerdem wird mit betrachtet, ob das zu
untersuchende Modell Anreize für eine flächendeckende Elektrifizierung schafft oder nur vereinzelt,
vorteilhafte Standorte ausgewählt werden. Im Zuge dieser Arbeit werden verschiedene Ansätze für
Finanzierungs- und Betreibermodelle auf ihr Potenzial, diese Ziele zu erreichen, untersucht.
43
Vgl. Ostrom et al. (1993), S. 25 ff. und Lattenzio (2010), S. 17, 49.
Vgl. IED (2013a), S. 11.
45
Quelle: Eigene Darstellung.
44
Seite 9
2.2.3.2 Einschränkung der Bewertung
Die quantitative Bewertung der verschiedenen Modelle anhand der Bewertungskriterien kann nicht in
allen Fällen vollzogen werden. So ist die Kenntnis der exakten Nutzen- und Kostenfunktionen für die
Bewertung der Effizienz notwendig. Die Nutzenfunktion der Elektrizitätsnutzung der Dorfbewohner
aber zum Beispiel ist nicht genau bekannt und ist von vielen subjektiven Nutzensteigerungen
abhängig. Es ist nur qualitativ zu bewerten, wie viel Nutzen zum Beispiel das längere Vorhandensein
von Licht oder die Zeiteinsparung durch weniger Ressourcenbeschaffung bringt. Die Zahlungsbereitschaft der Konsumenten, eine häufig für die Einschätzung des Nutzens herangezogenen Größe,
spiegelt auch aufgrund positiver externer Effekte nicht den gesamten Nutzen für die Gemeinde und
die Gesellschaft wieder.
46
Ähnlich verhält es sich bei der Bewertung der Transaktions- und
Abstimmungskosten, auch hier ist nur eine qualitative Bewertung möglich. Bei allen Bewertungskriterien wird nur bewertet welches Verhalten bzw. welche Resultate aufgrund des Systems und der
Interessen der einzelnen Akteure wahrscheinlich sind. Die getroffenen Aussagen erheben nicht den
Anspruch der Allgemeingültigkeit.
46
Vgl. IED (2013b), S. 6.
Seite 10
Kapitel 3 (Das System „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit Photovoltaik“)
3 Das System „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit
Photovoltaik“
In Teil eins und zwei der Arbeit wurde die Notwendigkeit ländlicher Elektrifizierung verdeutlicht sowie
das weitere methodische Vorgehen erklärt. Der dritte Teil befasst sich mit dem System der ländlichen
Elektrifizierung. Hierbei wird auf die Ziele ländlicher Elektrifizierung, die technischen Komponenten
und die Produktionskosten eingegangen. Desweiteren werden die involvierten Akteure analysiert und
ihre Interessen und Ressourcen untersucht. Das System „ländliche Elektrifizierung“
kann in ein
sozioökonomisches, ein technisches und ein politisches System unterteilt werden. Komponenten
dieser Subsysteme sind in Abbildung 1 dargestellt. Ihre Bedeutung im System und ihre Zusammenhänge werden im Weiteren untersucht.
Abbildung 1: Komponenten des Systems „ländliche Elektrifizierung“
47
3.1 Ziele ländlicher Elektrifizierung
Der Prozess der ländlichen Elektrifizierung wird durch verschiedene Interessen vorangetrieben. Die
Erhöhung der ländlichen Elektrifizierungsrate ist dabei für alle beteiligten Institutionen, Regierungen
und Organisationen das übergeordnete Ziel. So streben zum Beispiel die Regierungen von Uganda
und Kenia einen universellen Zugang zu Elektrizität bis zum Jahr 2035 an, in Ghana soll dies bereits
2020 erreicht werden.
48
Diese Ziele sind allerdings sehr ambitioniert und ihre Erreichung nicht
sichergestellt. Eine Studie aus dem Jahr 2012 prognostiziert im „business as usual“-Szenario den
Anstieg der ländlichen Elektrifizierungsrate für SSA (Republik Südafrika ausgenommen) bis zum Jahr
2030 auf nur 30 % und stellt fest, dass in SSA die Differenz zu einem universellen Zugang weltweit am
größten ist.
49
Die ländliche Elektrifizierungsrate soll allerdings nicht zum Selbstzweck erhöht werden,
sondern die Grundlage für ein wirtschaftliches Wachstum und bessere Lebensbedingungen für die
Menschen sein.
50
Auf die individuellen Ziele der einzelnen Akteure wird im Abschnitt 3.2.3.3
47
Vgl. Rural Electrification Agency (2013), Pepublic of Kenya Ministry of Energy and Petroleum (2013), S. 88 und
Energy Commission Ghana (2006), S. 36.
49
Vgl. van Ruijven et al. (2012), S. 393.
50
Bereits 1958 stellte HIRSCHMAN fest, dass Infrastruktur für die Funktionsfähigkeit primärer, sekundärer und
tertiärer Wirtschaftstätigkeiten notwendig ist. Darunter ist natürlich nicht nur der Zugang zu Elektrizität zu
verstehen. Auch andere Infrastrukturen wie Gesundheitsversorgung, Zugang zu Wasser, Bildung und
Transportinfrastruktur sind für eine wirtschaftliche Entwicklung erforderlich. Der Zugang zu Elektrizität kann
allerdings auch auf die Entwicklung dieser Strukturen einen positiven Einfluss haben vgl. hierfür Hirschman
(1958), S. 83 f.
48
Seite 11
detaillierter eingegangen. Die Bekämpfung der Armut wird sowohl von staatlichen als auch nicht
staatlichen Organisationen immer wieder als Ziel der ländlichen Elektrifizierung genannt. 60 % der im
Bereich der ländlichen Elektrifizierung tätigen Akteure nennen die Erhöhung der Wohlfahrt als Ziel
ihrer Tätigkeiten.
51
3.1.1 Zusammenhang zwischen Elektrizitätszugang, wirtschaftlichem
Wachstum und Armutsminderung
Der Zusammenhang zwischen Elektrifizierung und wirtschaftlicher Entwicklung sowie Armutsbekämpfung ist ein in der Literatur viel diskutiertes Thema. Eine eindeutige, gemeingültige Korrelation ist
bisher zwar nicht bestätigt, allerdings gibt es viele Aussagen und Beispiele, die einen positiven
Zusammenhang vermuten lassen. Durch den Zugang zu Strom haben kleine und mittlere Unterneh52
in ländlichen Gebieten die Chance ihre Geschäftsfelder auszuweiten oder neue zu erschlie-
53
Durch die Nutzung von Elektrizität kann die Produktivität sowie die Vielfalt der angebotenen
men
ßen.
Produkte gesteigert werden, außerdem ermöglicht elektrisches Licht längere Öffnungszeiten. Diese
Verbesserungen bieten Potenzial für wirtschaftliches Wachstum. PRASAD und DIEDEN kommen zu dem
Schluss, dass das wirtschaftliche Wachstum der von ihnen über eine Periode von zehn Jahren hinweg
beobachteten SMEs zu circa 45 % auf eine flächendeckende Elektrifizierung zurück zu führen ist.
54
Der Zugang zu Elektrizität fördert außerdem die Bereitschaft und Fähigkeit für Investitionen in
55
Einkommen generierende Maschinen und somit die Chance auf wirtschaftliches Wachstum.
Auch
MUHORO untersuchte den Einfluss einer Elektrifizierung auf SMEs im ländlichen Uganda. Die
detaillierte Befragung von Geschäftseigentümern ergab, dass die Anzahl der Kunden mit dem Zugang
zu Elektrizität stieg. Bei einem zu erwartenden Wachstum der SMEs ist ein Anstieg der Elektrizitätsnachfrage wahrscheinlich. Den Eigentümern der Geschäfte ist es durch den gestiegenen Umsatz bzw.
Einkommen möglich, zusätzliche elektrische Geräte zu kaufen, welche wiederum den Stromverbrauch
erhöhen.
56
Diesen potenziellen Zusammenhang zeigt Abbildung 2.
Abbildung 2: Potenzieller Zusammenhang zwischen Zugang zu Elektrizität und
Steigerung des Einkommens
51
57
Bei der Befragung implizierte Wohlfahrt auch eine Reduktion der Armut vgl. Bhattacharyya (2013), S. 20.
Diese werden im weiteren mit der englischen Abkürzung S Es für „Small and Medium Enterprises“ bezeichnet,
Beispiele hierfür sind: Friseurgeschäfte, Telefon- und Batterieladestationen, Restaurants und Bars, Schweißereien, Nähereien, Maismühlen etc. .
53
Vgl. IED (2013b), S. 38 f.
54
Vgl. Prasad / Dieden (2007), S. 4.
55
Vgl. Maleko (2005), S. 30, Modi et al. (2005), S. 8 und Cook (2011), S. 304.
56
Vgl. Muhoro (2010), S. 102 und Maleko (2005), S. 31.
57
Quelle: Eigene Darstellung nach P.N. Muhoro (2010), S.11.
52
Seite 12
Dass dieser Zusammenhang auch in der Praxis relevant ist, zeigt auch ein Projekt aus dem Senegal,
bei dem eine Gemeinde mit einem Biomassekraftwerk elektrifiziert wurde. Aus einer Pressemitteilung
des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) geht hervor: „Die
Einwohner [...] profitieren doppelt: Sie haben nun bezahlbaren Strom zur Verfügung und damit die
Chance, selbst Betriebe einzurichten und andere Unternehmen anzulocken. Im Ort gibt es neuerdings
einen Schlosser, eine Hirsemühle, eine Backstube und drei Läden.“
58
. Hinzu kommt, dass durch die
Nutzung von elektrischem Licht Kinder länger lesen und lernen können. Dies erhöht die Wahrscheinlichkeit einer besseren Ausbildung und somit eines gesteigerten Einkommens. Eine Studie über
ländliche Elektrifizierung in Entwicklungsländern aus dem Jahr 2000 belegt, dass Frauen durch den
Zugang zu Elektrizität deutlich weniger Zeit für das Sammeln von Feuerholz verwenden und mehr Zeit
zum Lesen aufwenden.
59
Auch die Qualität von Schulen und Krankenhäusern steigt mit dem Zugang
zu Elektrizität. Einerseits durch die Nutzung elektrischer Geräte andererseits durch besser
ausgebildetes Personal, welches durch die verbesserten Lebensbedingungen eher bereit ist, in
ländlichen Gebieten zu leben.
60
3.2 Sozioökonomisches System
Im folgenden Abschnitt wird das sozioökonomische System beschrieben. Hierbei wird auf die
momentane Elektrizitätsversorgung, die Nachfrage, die Zahlungsfähigkeit, die Substitute und den
Nutzen sowie auf die beteiligten Akteure eingegangen.
3.2.1 Status Quo der Elektrizitätsversorgung ländlicher Gebiete SSAs
Die vorherrschende Quelle für Elektrizität in nicht an das Stromnetz angeschlossenen Gebieten sind
heutzutage Dieselgeneratoren, da die Anschaffungskosten relativ gering sind und die Nutzung einfach
ist. Allerdings sind die Kosten für den Brennstoff Diesel in den letzten Jahren stark angestiegen.
61
Neben Dieselgeneratoren werden Batterien und batteriebetriebene Lampen verwendet, in einigen
Dörfern gibt es auch Ladestationen für elektrische Geräte, diese können allerdings sehr teuer sein.
Auch die an das staatliche Stromnetz angeschlossenen Haushalte und Unternehmen erleiden durch
eine unregelmäßige Stromversorgung in vielen Ländern wirtschaftliche Einbußen. Die Versorgung
durch die Energieversorgungsunternehmen (EVUs) ist oft unzureichend, es fehlt an Erzeugungskapazität, regelmäßiger Wartung und Reparaturen. Die Übertragungs- und Verteilungsverluste sind hoch
und Stromausfälle an der Tagesordnung.
62
Das liegt auch an der sehr geringen installierten Leistung,
diese beträgt in ganz SSA lediglich 80 GW und liegt damit unterhalb der Spaniens. Gerade bei der
Versorgung ländlicher Gebiete versagen viele EVUs.
63
Durch die Stromausfälle und Spannungs-
schwankungen verlieren Firmen circa 6 % ‒ 20 % ihrer Einnahmen abhängig davon, ob sie über einen
58
Vgl. Niebel (2013).
Vgl. Khandker et al. (2012), S. 13.
60
Vgl. van Ruijven et al. (2012), S. 387.
61
2002 lag der Preis für einen Liter Diesel in SSA noch bei 0,4 €, bis 2013 stieg er um mehr als das Vierfache auf
durchschnittlich 1,63 €/Liter an vgl. hierfür The World Bank (2014), die Beträge wurden mit den jährlichen,
62
Im Durchschnitt ereignen sich an jeweils 56 Tagen im Jahr Stromausfälle.
63
Vgl. Scott (2014), S. 2, Alleyne (2013), S. 25 und Karekezi / Kimani (2002), S. 924 f.
59
Seite 13
Diesel-Generator als Back-up verfügen. Die gesamtwirtschaftlichen Kosten können 1 % ‒ 2 % des
Bruttoinlandsproduktes ausmachen.
64
Eine Stromversorgung mit PV und einem Inselnetz könnte für
einige dieser Firmen, einen Zusammenschluss von Firmen oder Gemeinden eine Lösung sein. Die
Nutzung von PV bietet im Vergleich zu Kerzen, Paraffin oder nicht optimal ausgelegten, unzuverlässigen Dieselgeneratoren laut LEMAIRE vom University College London eine kosteneffektive und
effiziente Alternative für abgelegene Gebiete in Entwicklungsländern.
65
3.2.2 Das Gut Elektrizität
Die klassische Unterteilung von Gütern in private und öffentliche Güter von SAMUELSON wurde von
BUCHANAN um Clubgüter und später durch ELINOR und VINCENT OSTROM um Allmende erweitert.
66
Private Güter werden durch eine Ausschließbarkeit und Rivalität im Konsum definiert, ein privates Gut
kann nur von einem Individuum konsumiert werden, zum Beispiel ein Laib Brot. Öffentliche Güter sind
im Gegenteil dazu frei für alle zugänglich und es besteht kein Nutzungskonflikt zwischen den
Individuen, also keine Ausschließbarkeit und keine Rivalität im Konsum. Clubgüter zeichnen sich
durch eine Ausschließbarkeit aber keine Rivalität im Konsum aus. Ein Beispiel hierfür ist ein privater
Golfplatz, auf dem nur Clubmitglieder spielen dürfen. Die am spätesten definierte Güterart sind die
Allmende. Allmende sind frei zugängliche, aber erschöpfliche Güter. Niemand kann vom Konsum
ausgeschlossen werden, aber die Rivalität ist gegebene. In der Literatur wird hier oft das Bild eines
Sees gezeichnet, an dem zwar alle fischen können, der Fisch aber nach einer Weile der Übernutzung
ausgestorben ist. Wie bei den meisten Kategorisierungen sind die Grenzen auch hier nicht immer
eindeutig. Aus diesem Grund forderten ELINOR und VINCENT OSTROM die Einordnung nach Rivalität im
Konsum durch „subtractability of use“ zu ersetzen. Dies bedeutet, dass der Nutzen eines Individuums,
der durch den Konsum des Gutes entsteht, vom Gesamtnutzen des Gutes „abgezogen“ wird und
diesen so schmälert. Bezogen auf das See-Beispiel heißt das, dass durch die Überfischung andere
Individuen nur noch einen geringeren oder sogar keinen Nutzen mehr aus dem See ziehen können.
Außerdem wurde die Bewertung von „subtractability of use“ und Ausschließbarkeit statt als vorhanden
67
oder nicht vorhanden als Skala zu vorgenommen.
Abbildung 3 zeigt die Einteilung der Güter nach
OSTROM. Anhand dieses Schemas kann auch das Gut Elektrizität aus einer hybriden PV-Anlage und
einem Inselnetz klassifiziert werden, um das aus der Art des Gutes resultierende Nutzungsverhalten
zu verstehen. „Subtractability of use“ ist beim Gut Elektrizität
68
gegeben, da aufgrund der begrenzten
Erzeugung ein Nutzer durch das Verhalten eines anderen beeinflusst werden kann. Bezieht ein
Individuum in den Abendstunden sehr viel Elektrizität, verringert sich die in der Batterie gespeicherte
Menge an Elektrizität, die von anderen Individuen genutzt werden kann. Der Konsum kann jedoch
über den Preis pro kWh oder Verbrauchsobergrenzen teilweise gesteuert werden. Die Ausschließbarkeit ist in den meisten Fällen ebenfalls vorhanden, da nur der Haushalt, der für einen Stromanschluss
bezahlt, Zugang zum Gut bekommt und somit das Ausschließen von Nutzern relativ leicht ist.
64
Vgl. Khennas (2012), S. 26 und Foster / Briceño-Garmendia (2010), S. 5 und The Worldbank (2013).
Vgl. Lemaire (2011), S. 2.
66
Vgl. Samuelson (1954), S. 387., Buchanan (1965) und Ostrom / Ostrom (1977).
67
Vgl. Ostrom (2010), S. 644 und Helfrich (2012), S. 85 f.
68
Im betrachteten System.
65
Seite 14
Allerdings kann es aufgrund nicht autorisierter Anzapfungen der Leitungen sowie einer zu hohen
Nutzerzahl bei gleichzeitiger Beschränktheit der Menge an Elektrizität trotzdem dazu kommen, dass
die Ausschließbarkeit nicht mehr gegeben ist. Ist diesem Fall liegt ein Allmende-Gut vor.
Abbildung 3: Güterarten
69
Die Klassifizierung des Gutes Elektrizität hat Auswirkungen auf das System „ländliche Elektrifizierung“,
da das Nutzungsverhalten der Konsumenten auch abhängig davon ist, ob es sich um ein privates Gut
oder um Allmende handelt. Die Schmälerung des Nutzens für ein Individuum durch den Konsum
anderer Individuen bei Allmenden erhöht den heutigen Konsum des Einzelnen. Die Nutzer erkennen,
dass ihr eigener zukünftiger Nutzen bei vielen Nutzern nur in sehr geringem Maße von ihrem
70
momentanen Nutzungsverhalten abhängig ist.
In anderen Worten: Es lohnt sich für sie nicht am
frühen Abend Elektrizität einzusparen, wenn andere Nutzer dann mehr nachfragen und so die
Batteriespeicher schon vor Einbruch der Dunkelheit entladen werden. Dieser Umstand wird durch
Flatrate-Tarifmodelle unterstützt. Die langfristige Perspektive ist bei der Nutzung von Elektrizität aus
einem PV-Batterie-System nicht gegeben, da die Elektrizität nur zeitlich begrenzt gespeichert werden
kann. Es kann sich beim Gut Elektrizität also je nach Situation um ein privates Gut oder um ein
Allmende-Gut handeln.
3.2.2.1 Elektrizitätsnachfrage und -prognose
Die Nachfrage nach Elektrizität ist ebenfalls eine Komponente des Systems ländlicher Elektrifizierung.
In welcher Höhe und zu welchen Zeitpunkten nachgefragt wird, entscheiden die Präferenzen der
Nutzer. Das Verhalten kann durch die Höhe oder eine zeitliche Staffelung der Tarife beeinflusst
werden. Eine anreizsetzende Tarifstruktur kann die Nachfrage der Erzeugung zu einem bestimmten
Grad angleichen.
71
Die Kenntnis über die zu erwartende Nachfrage ist für die wirtschaftliche
Auslegung der Erzeugungs- und Speichereinheiten äußerst relevant. Aufgrund der Tatsache, dass die
betroffenen Gemeinden bis dato mit Ausnahme von vereinzelten Dieselgeneratoren keine Elektrizität
nutzten, macht die Prognose der Nachfrage von Annahmen und Erfahrungen abhängig. Zur
Abschätzung der Nachfrage können je nach Größe und Struktur des Dorfes zum Beispiel verschiedene Modellkunden verwendet werden. Diese besitzen dann je nach Typ bestimmte elektrische Geräte
69
Quelle: Eigene Darstellung nach Ostrom (2010), S. 645.
Vgl. Weimann (2006), S. 133.
71
Die in vielen Regionen SSAs relativ gute Voraussagbarkeit der Erzeugung durch PV ist hierbei hilfreich.
70
Seite 15
und nutzen diese unterschiedlich lang innerhalb von 24 Stunden. Für eine solche Abschätzung
72
müssen Annahmen über die Struktur des Dorfes , über die Art und Anzahl der Geräte der Kunden
sowie über die Nutzungsdauer und die Nennleistung der Geräte getroffen werden. Die Werte dieser
Parameter sind unter anderem abhängig von der Einkommenshöhe und -verteilung, der wirtschaftlichen Tätigkeiten und der Altersstruktur der technischen Geräte im Dorf. Im Folgenden soll anhand
eines Beispiels kurz verdeutlicht werden, wie gravierend der Einfluss von Fehlabschätzungen sein
kann. Anhang I zeigt eine mögliche Vorgehensweise für die Abschätzung der Elektrizitätsnachfrage
eines Dorfes. Beispielhaft wird die Nachfrage für zwei verschiedene Strukturvarianten des Dorfes
berechnet. Der Unterschied der prognostizierten Nachfrage in Abhängigkeit dieser zwei Strukturschätzungen bei gleichbleibenden restlichen Parametern beträgt 35 %. Das Zahlenbeispiel verdeutlicht, wie
wichtig eine genaue Untersuchung der Verbrauchscharakteristika des Dorfes für die Auslegung der
Erzeugungsanlage ist, da eine solche Fehleinschätzung zu großen Problemen führen kann.
Erschwerend kommt bei der Prognose hinzu, dass sich die Struktur gerade in den ersten Jahren sehr
schnell ändern kann, da elektrische Geräte neu angeschafft werden und sich neue Geschäfte
entwickeln. Die Abschätzung der Nachfrage unterliegt, wie bereits verdeutlicht, vielen unsicheren
Parametern. Aus diesem Grund übersteigt die Nachfrage aufgrund von fehlerhaften Schätzungen bei
vielen realisierten Projekte oft die zur Verfügung stehende erzeugte Elektrizität. Eine dauerhafte
Überbeanspruchung kann negative Folgen auf das technische System und die Zufriedenheit der
Kunden haben.
73
ZEITLICHE VERTEILUNG DER NACHFRAGE
Neben der Gesamthöhe der Nachfrage muss auch die Verteilung über einen Tag für die Auslegung
der Anlage annähernd bekannt sein. Aus einer Studie von BRENT und ROGERS über eine Mini-GridAnwendung in einem Dorf in der Republik Südafrika geht hervor, dass das Verhältnis von Spitzenlast
74
und Grundlast mehr als doppelt so groß war wie das des nationalen Netzes.
Gründe für diese im
Verhältnis deutlich höhere Spitzenlast liegen in der kleinen und gleichzeitig relativ homogenen
Nutzergruppe sowie im Fehlen von großen wirtschaftlichen Betrieben, die eine konstant hohe
Nachfrage haben. Die Nachfragespitze liegt in der Regel in den Abendstunden, dies erfordert bei der
Auslegung der Anlage einen hohe Batteriekapazität oder eine größere Dimensionierung der Anlage.
Ein Beispiel für eine typische Nachfrageverteilung eines Tages ist in Anhang III abgebildet.
ENTWICKLUNG DER NACHFRAGE
SSA liegt im weltweiten Vergleich beim Pro-Kopf-Elektrizitätskonsum mit circa 490 kWh/Jahr an letzter
75
Stelle, ohne die Republik Südafrika sind es sogar nur 120 kWh/Kopf/Jahr.
Das Wachstumspotenzial
ist allerdings hoch. Die Elektrizitätsnachfrage Afrikas steigt nach Schätzungen des African Energy
Outlook 2040 von circa 600 000 GWh im Jahr 2011 um mehr als das Fünffache auf über 3 Millionen
72
Bezieht sich hier auf die prozentualen Anteile von Haushalten und SMEs mit unterschiedlichen monatlichen
Verbräuchen.
73
Vgl. Brent / Rogers (2010), S. 261 und World Bank (2008), S. 95.
74
Vgl. Brent / Rogers (2010), S. 263.
75
Vgl. Alleyne (2013), S. 25.
Seite 16
GWh im Jahre 2040.
76
In Kenia war 2003 der prozentuale Anteil von Elektrizität am Gesamtenergie-
verbrauch eines Haushaltes in ländlichen Gebieten 38 Mal niedriger als in urbanen Gebieten.
77
Dieser
große Unterschied verdeutlicht die theoretisch große Nachfrage nach Elektrizität in ländlichen
Gebieten. Entscheidender als die Entwicklung der allgemeinen Nachfrage ist für die Projektierer und
Betreiber einer Mini-Grid-Anlage allerdings die Entwicklung der Nachfrage in den Dörfern. Wie in
Abschnitt 3.1.1 bereits erläutert, ist durch den Zugang zu Elektrizität die Anschaffung neuer
elektrischer Geräte und ein wirtschaftliches Wachstum wahrscheinlich, wodurch wiederum in
elektrische Maschinen investiert werden kann. Erfahrungen aus der Republik Südafrika zeigen, dass
die Nachfrage in neu elektrifizierten Dörfern im ersten Jahr auf das Zehnfache stieg. Dieses enorme
Wachstum ist allerdings nicht nur auf den erhöhten Verbrauch der bestehenden Haushalte und SMEs
zurückzuführen, sondern kann auch durch einen Einwohneranstieg verursacht werden. Dieser ist darin
begründet, dass das Umfeld neu elektrifizierter Dörfer ebenfalls über keine Stromversorgung verfügt.
Weil die Bewohner lange Wege zur Arbeit aber auch z.B. zum Aufladen elektrischer Geräte in Kauf
nehmen müsse, zieht der Zugang zu Elektrizität diese aus den umliegenden Gebieten an. Die Dörfer
in der Republik Südafrika wuchsen durch Zuwanderung um 100 % ‒ 200 %.
78
Die Betreiber können
durch unterstützende Maßnahmen wie Zugang zu Mikrokrediten oder Aufklärung über die produktive
Nutzung der Elektrizität das wirtschaftliche Wachstum fördern und so auch die Nachfrage und somit
die Erträge stabilisieren oder erhöhen.
79
3.2.2.2 Zahlungsfähigkeit und -bereitschaft
Die vom Betreiber veranschlagten Tarife variieren je nach den rechtlichen Vorgaben des Landes, dem
Zielsystem des Betreibers und der Auslegung des technischen Systems. Für die Bestimmung der
Tarife sind generell die Zahlungsfähigkeit und die Zahlungsbereitschaft der Kunden sowie die Höhe
der angestrebten Deckung der Betriebs-, Wartungs- und Investitionskosten relevant. Bei einigen
Betreibern ist die Deckung dieser nicht oder nur teilweise notwendig. Zur Bestimmung der
Zahlungsfähigkeit und Zahlungsbereitschaft potenzieller Kunden in einem Dorf sind Informationen
über den Energiekonsum vor der Elektrifizierung, die monetären Ausgaben für diesen, das
Einkommen bzw. wirtschaftliche Tätigkeiten der Kunden und ihre Bedürfnisse nach qualitativ höher
wertiger Energie notwendig.
80
Die Substitution von Kerosin, Petroleum, Diesel, Holz und sonstigen
Brenn- bzw. Kraftstoffen durch elektrischen Strom führt zu einer Einsparung der Beschaffungskosten
dieser Energieträger. Den SMEs sowie den Haushalten steht mindestens dieser eingesparte Betrag
zum Erwerb von elektrischem Strom zur Verfügung. Diese Zahlungsfähigkeit, auch als „Ability-to-pay“
(ATP) bezeichnet, bestimmt maßgeblich den Elektrizitätskonsum. Die Ausgaben der einzelnen
Haushalte für Kerosin, Trockenbatterien, Kerzen etc. können in ländlichen Gebieten ohne
Netzanschluss aufgrund von Transportverlusten, Transportkosten, ineffizienter Energiewandlung
sowie hohen Rohstoffpreisen einen großen Anteil der monatlichen Ausgaben ausmachen. Beispielhaft
76
Vgl. Sofreco Led Consortium (2011), S. 74.
Vgl. UN-DESA (2014), S. 12.
78
Vgl. Minnihan (2012).
79
Vgl. ARE (2011), S. 14 und IRENA (2011), S. 36.
80
Vgl. Murunga et al. (2014), S. 16.
77
Seite 17
für eine Vielzahl von Ländern in SSA betragen in Mali die monatlichen Energiekosten für Energieträger zwischen 2,90 € ‒ 7,20 € pro Haushalt bei einem monatlichen Durchschnittseinkommen von 36 €;
81
eine andere Studie spricht ebenfalls von circa 7,5 € im Durchschnitt in SSA. In Ghana verwenden die
ärmsten ländlichen Haushalte 4 %, in der Republik Südafrika 7 %, in Äthiopien 10 % und in Uganda
sogar 15 % ihres Einkommens für ihre Energieausgaben. Bei einem Preis von 0,62 €/kWh, könnten
sich die Haushalte für 5 € 8 kWh im Monat leisten.
82
Wie in Anhang I ersichtlich, ist diese Menge
ausreichend für den Betrieb mehrerer Glühbirnen, eines Radios sowie eines Ladegerätes für ein
Mobiltelefon. Die Zahlungsfähigkeit der Haushalte ist demnach vergleichsweise hoch. Hinzukommt,
dass diese Kosten lediglich den monetären Aufwand, nicht jedoch die aufzubringende Zeit oder
andere Opportunitätskosten betrachten.
83
In der mittelfristigen Perspektive ist allerdings zu
berücksichtigen, dass die Elektrifizierung eine Änderung der Einkünfte des Haushalts mit sich bringen
kann. Wie bereits in Teil 3.1.1 analysiert, ist ein positiver Zusammenhang zwischen Zugang zu
Elektrizität und wirtschaftlichen Wachstum wahrscheinlich. Steigt nun das Einkommen der Haushalte
an, so steigt bei gleichbleibenden restlichen Ausgaben auch die Zahlungsfähigkeit für das Gut
Elektrizität. Die Aufklärung der Nutzer über die Vorteile von elektrischer Energie, die positiven
Nutzungsmöglichkeiten und die Qualitätsunterschiede erhöht die Zahlungsbereitschaft.
dend für das langfristig erfolgreiche Betreiben einer Anlage sind vor allem realistische
85
84
Entschei-
Stromtarife.
Deshalb ist die Kenntnis der Zahlungsfähigkeit der Kunden von großer Bedeutung.
3.2.2.3 Substitute
Als Substitute werden Güter bezeichnet, die der Konsument anstatt des betrachteten Produkts für die
Befriedigung der gleichen Bedürfnisse konsumieren kann. Als Ersatz für das Gut Elektrizität aus PV in
Verbindung mit einem Inselnetz können theoretisch ein separater Dieselgenerator, ein DieselInselnetz, ein SHS oder die Elektrizität aus dem nationalen Netz fungieren. Natürlich können auch
andere EE die Erzeugung aus PV ersetzen. Die Nutzung eines Dieselgenerators birgt für den Nutzer
hohe Kosten sowie eine akustische und gesundheitliche Belastung. Bei einem durchschnittlichen
Verbrauch von 0,35 Litern Diesel pro erzeugter kWh, kostet diese 0,57 €.
86
Neben den reinen
Rohstoffkosten für Diesel sind die Transportkosten ein erheblicher Kostenfaktor. Beim Transport von
Diesel in SSA führen weite Entfernungen, schlecht befahrbare Straßen sowie Diebstahl und Verluste
81
Vgl. Eberhard et al. (2011), S. 127 und Shanker et al. (2013), S. 8, die Beträge wurden mit den jährlichen,
82
Der Preis von 0,62 €/kWh war während der Recherche einer der höchsten beobachteten Preise vgl. hierfür
European Commission (2014), S. 24.
83
Vgl. Bernard (2012), S. 39.
84
Vgl. Valencia / Caspary (2008), S. 3.
85
Realistisch in diesem Sinne bedeutet, dass die potenziellen Kunden in der Lage sind, ihre abgenommene
Menge an Elektrizität zu bezahlen.
86
Der Verbrauch von 0,35 Litern pro kWh ist ein Durchschnittswert für moderne Generatoren vgl z.B. Szabó et al.
(2011), S. 4, Grundlage ist der Dieselpreis von 2013, die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen
Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet siehe Anhang VIII. Bei der alleinigen Versorgung durch
einen Dieselgenerator sind aufgrund der schlechten Teilwirkungsgrade die durchschnittlichen Kosten pro kWh
allerdings noch deutlich höher. In ländlichen Regionen sind die Dieselgeneratoren zudem oft mangelhaft
ausgelegt bzw. arbeiten nicht in ihrem Optimum und folglich nicht effizient vgl. Opitz (2013), S. 12 und SMA Solar
Technology (2011a), S. 8, 24.
Seite 18
während des Transports zu hohe Kosten. Darüber hinaus gibt es Regionen, die in der Regenzeit
aufgrund überschwemmter Straßen kaum bis gar nicht zu erreichen sind. Zusätzlich zum finanziellen
Aufwand verursacht die Beschaffung von Diesel auch einen zeitlichen Aufwand für die Haushalte. Das
SHS bietet nur bestimmten Konsumenten den gleichen Nutzen wie die Elektrizität aus dem Mini-Grid,
da die produzierte Gesamtmenge für viele produktive Anwendungen nicht ausreicht und dem
Konsumenten nur Gleichstrom zur Verfügung steht. Eine produktive Nutzung ist mit der Versorgung
durch ein SHS in der Regel nicht möglich. Elektrizität aus dem nationalen Stromnetz ist nur ein
potenzielles Substitut, da die Nutzer in der Praxis nicht darüber verfügen können. Diese Substitute
verursachen unterschiedliche Kosten und beeinflussen die Zahlungsbereitschaft des Kunden für die
Elektrizität aus dem PV-Mini-Grid. In vielen Ländern gibt es bereits Diesel-Mini-Grids, deren Tarife ein
Maßstab für die PV-Mini-Grids sind, da teurere Systeme von der Bevölkerung schwerer akzeptiert
werden.
3.2.2.4 Nutzen
Durch den Zugang zu Elektrizität entsteht ein Nutzen für die angeschlossenen Haushalte, fürs
Gewerbe, für die Gemeinde und die Region bzw. den Staat. Die Höhe dieser Nutzen sind nicht
quantitativ zu ermitteln, aber qualitative Aussagen durch einen Vergleich mit der Situation ohne
Zugang zu Elektrizität möglich. In Abschnitt 3.1.1 wurden bereits einige nutzenbringende Eigenschaften des Zugangs zu Elektrizität erläutert. Im Folgenden werden die einzelnen Gruppen und ihr Nutzen
betrachtet. Die Haushalte profitieren vor allem durch elektrisches Licht, Kosteneinsparungen und die
87
gesteigerten Möglichkeiten Informationen zu erlangen . Das Ersetzen von Kerosin- oder Gaslampen
hat positive Auswirkungen auf die Gesundheit der Menschen.
88
Bei einer Umfrage auf den Philippinen
bezüglich des veränderten Konsumverhaltens gaben über 50 % der neuelektrifizierten Haushalte an,
seitdem weder Kerosin noch Gaslampen zu verwenden, vorher nutzen alle Dorfbewohner diese
Energieträger als Lichtquelle.
89
Durch das auch in der Qualität deutlich bessere elektrische Licht,
können Kinder und Erwachsene länger lesen oder anderen produktiven Tätigkeiten nachgehen. Eine
Studie über die Vorteile der Elektrifizierung aus Indien zeigt, dass Kinder in Haushalten mit Zugang zu
Elektrizität täglich länger lernen, dies ermöglicht eine bessere Bildung.
90
Die Gewerbebetriebe
profitieren durch die Nutzung elektrischer Geräte und können so im Dorf neue Geschäftsfelder
erschließen. In Kabunyata, einem Dorf in Uganda, entstanden im Jahr nach der Elektrifizierung ein
Schweißerbetrieb, Frisöre, Kioske und eine Bar. Auch im Senegal in einem durch das Unternehmen
INENSUS in Zusammenarbeit mit der GIZ elektrifizierten Dorf kam es zu Einkommen generierenden
Investitionen. Durch Mikrokredite wurde in eine elektrische Reismühle, elektrische Erdnussschäler und
eine elektrische Nähmaschine investiert.
91
Ebenfalls vorteilhaft sind die durch die Beleuchtung
87
Durch die Nutzung von Fernsehern, Radios und Mobilfunkgeräten.
Laut der Weltgesundheitsbehörde (WHO) sterben jährlich 3,5 Millionen Menschen durch die Folgen von
Raumluftverschmutzung vgl. WHO (2012), S. 1.
89
Vgl. Hong / Abe (2012), S. 58.
90
Vgl. Khandker et al. (2012), S. 13.
91
Vgl. Kirchner Solar Group (2014), S. 17 und INENSUS GmbH (2014).
88
Seite 19
ermöglichten, längeren Öffnungszeiten. Das in der Region besondere Angebot
92
erhöht die
Kundenzahl. Die Gemeinde kann durch bessere Schulen und Krankenhäuser, den Zugang zu Wasser
durch elektrische Wasserpumpen und das gestiegene Ansehen profitieren. Zugang zu elektrischem
Licht ermöglicht außerdem Treffen und Zusammenkünfte in der Gemeinde auch in den Abendstunden
und erhöht die öffentliche Sicherheit bei Nacht.
93
Das Dorf wird als Standort attraktiver, wächst und
94 95
gewinnt an Wert .
3.2.3 Rollen und Akteure
Im Folgenden werden die für das System bedeutenden Rollen sowie die Akteure, die diese
übernehmen können, vorgestellt. In den Abschnitten 3.2.3.3 und 3.2.3.4 wird auf die Interessen, Ziele,
Ressourcen und den Wissensstand dieser Akteure eingegangen.
3.2.3.1 Rollen
Im System „ländliche, dezentrale Elektrizitätsversorgung mit PV“ existieren diverse Aufgaben, bündelt
man diese Aufgaben zu passenden Aufgabenpaketen, die von einem Akteur übernommen werden,
entstehen Rollen. Eine Rolle kann in Abhängigkeit des Finanzierungs- und Betreibermodells von
unterschiedlichen Akteuren übernommen werden. Tabelle 3 zeigt die vier Hauptrollen und die
entsprechenden Aufgaben bei ländlichen Elektrifizierungsprojekten.
Tabelle 3: Rollen und Aufgaben
96
Der Finanzier ist vor allem für die Vergabe der Mittel verantwortlich, es kann vorkommen, dass er
ebenfalls an der Gestaltung der Refinanzierung dieser Mittel mitwirkt. Zuständig für den Betrieb, die
Kontrolle, Wartung, Reparaturen, Vertrieb und die Refinanzierung ist der Anlagenbetreiber. Aufgrund
der kleinen Anlagengröße vertreibt der Produzent in der Regel selber die erzeugte Elektrizität.
97
Der
Kunde konsumiert und bezahlt je nach den Bezahlmodalitäten seinen Strom. Eine weitere Rolle ist die
des Regulierers, dieser stellt Lizenzen zur Erzeugung, Verteilung und zum Vertrieb von Elektrizität
92
Annahme: umliegende Dörfer haben keinen Zugang zu Elektrizität.
Vgl. van Ruijven et al. (2012), S. 387 und IED (2013b), S. 6, 38.
94
Durch den Zugang zu Elektrizität stiegen zum Beispiel im Dorf Kabunyata in Uganda die Grundstückspreise an.
95
Vgl. für den gesamten Absatz Laufer (2011), S. 43.
96
97
Es ist jedoch auch denkbar, dass der Vertrieb eine eigene Rolle darstellt. Im Folgenden wird aus Gründen der
Vereinfachung davon ausgegangen, dass Betreiber und Vertreiber eine juristische Person sind.
93
Seite 20
aus. Er ist für den Schutz der Verbraucher vor zu hohen Preisen bei geringem Wettbewerb sowie vor
sicherheitsgefährdenden Installationen verantwortlich.
98
3.2.3.2 Akteure
Bestimmte Hauptakteure treten bei allen öffentlichen Infrastrukturprojekten auf, in der Literatur sind
dies Politiker, Bürokraten und Wähler. Auch wenn bei den untersuchten Betreiber- und Finanzierungsmodellen weitere Akteure involviert sind, ist ein Verständnis über die Charakteristika dieser drei
Gruppen hilfreich und unter Umständen auch auf andere Gruppen zu übertragen. Politiker werden
zumindest in einer Demokratie von den Wählern direkt oder indirekt gewählt. Den meisten Politikern
ist zu unterstellen, dass die Wiederwahl ihr größtes Ziel ist. Da Wahlen in regelmäßigen Abständen
stattfinden, kann dieses Ziel Entscheidungen von Politiker beeinflussen und dazu führen, dass diese
tendenziell eher kurzfristig orientiert sind. Allerdings haben Politiker ebenfalls Ideologien, Überzeugungen und private Interessen, die ihre Entscheidungen beeinflussen. Bürokraten sind die Agenten
der Politiker und setzen politische Entscheidungen durch. In der Ökonomischen Theorie der
Bürokratie haben Bürokraten laut eines Modells von NISKANEN das Ziel ihren Nutzen durch die
Erhöhung ihres Budgets zu maximieren. Ein höheres Budget bringt einen höheren Status und damit
Macht, höheres Gehalt, Einfachheit der Verwaltung des Amtes und Ansehen mit sich.
99
Dem
gegenüber steht die Einschätzung von W ILSON, nach der Bürokraten risikoavers sind und aus Angst
vor einer unzureichenden Ausführung der Aufgaben und Autonomieverlusten eher weniger
Aufgabenbereiche und damit weniger Verantwortung übernehmen wollen.
100
Überdies hinaus haben
Bürokraten wie alle Individuen auch eigene Überzeugungen und Ideale, die ihre Handlungen
mitbestimmen. Politischer Druck, ausgeübt durch Parlamente, einzelne Politiker und Bürger, ist
ebenfalls ein beeinflussender Faktor. In SSA ist Bestechung und Korruption ein weit verbreitetes
Problem, sodass die Entscheidungen von Politikern und Bürokraten unter Umständen auch durch
diese beeinflusst werden.
101
Der Einfluss auf einzelne Projekte ist allerdings aufgrund des inoffiziellen
Charakters von Bestechung schwer zu belegen. Die dritte Gruppe sind die Wähler, die sich vor allem
durch ihre Heterogenität auszeichnet. Die Gruppe der Wähler besteht aus einzelnen Individuen, die
jeweils eigene Ziele haben und diese durch eigennutzorientiertes Abstimmungsverhalten zu erreichen
versuchen. Bei Entscheidungen der Wähler spielt ihr kurzfristiger Nutzen eine große Rolle,
persönlicher Nutzen kann durch finanzielle Vorteile aber auch durch eine verstärkte Gerechtigkeit oder
die Bekämpfung von Armut entstehen.
102
Diese drei Akteure sind Bestandteil der wirtschaftspoliti-
schen Theorie und spielen bei der Untersuchung von Entscheidungen eine wichtige Rolle. Bei der
Bereitstellung von Infrastruktur und hier im Speziellen der Durchführung von ländlichen Elektrifizierungsprojekten ist die Akteurlandschaft jedoch vielfältiger. Die ökonomische Theorie der Politik ist aber
in Teilen auch auf diese Akteure anwendbar. In der Regel sind folgende Akteure je nach Finanzierungs- und Betreibermodell involviert: Ein privates EVU, die Dorfgemeinschaft, Haushalte, Gewerbe,
98
Vgl. Gaudchau et al. (2013), S. 3 f.
Vgl. Behrends (2001), S. 46 ff.
100
Vgl. Wilson (1989), Kapitel 10 und Tirole (1994), S. 13.
101
Vgl. Transparency International Deutschland e.V. (2013).
102
Vgl. Fritsch (2007), S. 391, Klatt (2011), S. 66 ff. oder Behrends (2001), S. 29 ff.
99
Seite 21
die Regulierungsbehörde, lokale Politiker, ein staatliches oder teilstaatliches EVU, die ländliche
Elektrifizierungsbehörde
103
104
und Organisationen der Entwicklungszusammenarbeit (EZ).
ist dargestellt welche Rollen diese Akteure ausführen können.
In Tabelle 4
105
Tabelle 4: Akteure und Rollen
106
Die Finanzierung kann grundsächlich von einem privaten EVU, der Dorfgemeinschaft selbst, einem
größeren lokalen Gewerbeunternehmen, dem staatlichen oder teilstaatlichen EVU, der ländlichen
Elektrifizierungsbehörde
sowie
von
einer
Entwicklungszusammenarbeitsorganisation
(EZAO)
übernommen werden. Die Finanzierung durch ein lokales Gewerbe ist dann denkbar, wenn dieses zur
eigenen Versorgung eine Erzeugungsanlage finanziert und betreibt und die restliche Elektrizität an
103
Im Englischen: Rural Electrification Agency (REA).
Vgl. Deshmukh et al. (2013), S. 11.
105
Die Zuordnung der Rollen und Akteure beruht auf der Analyse der bestehenden Projekte sowie der
Literaturrecherche. Es ist denkbar, dass es auch Projekte gibt, bei denen die Akteur-Rollen-Zuordnung eine
andere ist. Die EZAO kann zum Beispiel auch als Betreiber auftreten, dies ist allerdings eher ungewöhnlich und
daher hier nicht beachtet.
106
Quelle: Eigene Darstellung; Die Regulierungsbehörde, die ländliche Elektrifizierungsbehörde sowie das
staatliche oder teilstaatliche EVU werden vom Staat bzw. der öffentlichen Hand finanziert, gesteuert und/oder
überwacht und werden im weiteren daher als staatliche Akteure bezeichnet. Bezogen auf die Finanzierung der
Projekte wird im Folgenden von staatlichen Mitteln gesprochen. Der lokale Politiker ist ein lokaler Vertreter der
Regierung.
104
Seite 22
umliegende Verbraucher verkauft. Die Rolle des Anlagenbetreibers übernehmen in der Regel bis auf
zwei Ausnahmen die selben Akteure. Die ländliche Elektrifizierungsbehörde sowie Organisationen der
EZ übernehmen in den meisten Fällen keine operativen Aufgaben, sondern unterstützen den
Umsetzungsprozess mit finanziellen Mitteln und Know-how, dies geht aus der Recherche hervor. Die
Initiative für die Elektrifizierung des Dorfes geht im Allgemeinen entweder vom Finanzier oder vom
Betreiber aus. Als Kunden treten die Haushalte der Gemeinde, kleine Gewerbekunden wie Schweißer,
Kioskbesitzer oder Nähereien und größere Gewerbekunden wie an das Dorf angegliederte
landwirtschaftliche Betriebe auf. Für die Regulierung ist die für Elektrizität zuständige Regulierungsbehörde verantwortlich. Bei der Setzung von Standards oder Tarifverhandlungen kann auch die ländliche
Elektrifizierungsbehörde involviert sein. Im Folgenden werden die Akteure und ihre jeweilige Rolle bei
der Bereitstellung von Inselnetzsystemen kurz vorgestellt und anschließend ihre Interessen und Ziele
sowie ihre Ressourcen und Wissensstände untersucht. Private Unternehmen aus dem In- und
Ausland, die im Bereich der Elektrizitätsproduktion tätig sind oder Anlagen zu Stromerzeugung
herstellen, spielen in vielen Projekten eine Rolle. Beispiele hierfür sind die INENSUS GmbH und die
KAITO Energie AG, beide Unternehmen sind im Bereich der ländlichen Elektrifizierung in Afrika tätig.
Der Fokus dieser Unternehmen liegt auf der Erzeugung und Verteilung von Elektrizität mit EE. Lokale
Gewerbe sind entweder kleine und mittelgroße Geschäfte oder größere Gewerbe wie zum Beispiel
landwirtschaftliche Betriebe. Die SMEs treten in der Regel nur als Kunden auf, wohingegen die
größeren Gewerbe auch Finanzierung und Betrieb übernehmen können. Ist dies der Fall, ist oft der
Eigenverbrauch das Ziel und der Verkauf nur für die Restmenge vorgesehen. Die Dorfgemeinschaft ist
je nach Finanzierungs- und Betreibermodell unterschiedlich stark in die Abläufe eingebunden. Zur
Dorfgemeinschaft zählen alle Einwohner der Gemeinde, Teile von ihr sind gleichzeitig Kunden. In der
Regel hat die Dorfgemeinschaft einen Vorsitzenden bzw. Repräsentanten, der als Bürgermeister das
Dorf und dessen Interessen vertritt. Neben dem Bürgermeister kann es auch noch weitere lokale
Politiker wie regionale Volksvertreter geben. Wohnen diese lokalen Politiker in der Gemeinde, können
sie auch als Kunden auftreten. Die Haushalte der Dorfgemeinschaft sind die größte Kundengruppe,
sie fragen je nach Zahlungsfähigkeit und Zahlungsbereitschaft unterschiedlich viel Elektrizität nach.
Die staatlichen Akteure handeln im Auftrag des Staates. Aufgrund des großen Einflusses des Staates
kann dieser sowohl Treiber als auch Hindernis für ländliche Elektrifizierungsprojekte sein. Bei einer
Befragung verschiedener Stakeholder in Mozambique und Tansania bezüglich Treibern und
Hemmnissen für die ländliche Elektrifizierung wurden das Engagement und die Motivation des Staates
als stärkster Treiber gewertet.
107
Die Regulierungsbehörde ist für die Genehmigung von Tarifen, das
Setzen von Standards und die Überprüfung von neuen Projekten und Erzeugern verantwortlich. Bei
der Regulierung der Tarife können rechtliche Vorgaben wie zum Beispiel festgeschriebene, einheitlich
Stromtarife entscheidend sein. Bestehen keine klaren Vorgaben, ist das Verhalten und die Einstellung
des Regulierers bezüglich der Tarifsetzung von großer Bedeutung für die Entwicklung von MiniGrids.
108
Die staatlichen oder teilstaatlichen EVUs können sowohl als Betreiber als auch als Finanzier
auftreten, im Folgenden wird bei der Finanzeirung durch sie oder durch ein anderes Staatsorgan
107
108
Vgl. Ahlborg / Hammar (2014), S. 119.
Vgl. IRENA (2012), S. 18.
Seite 23
allgemein von einer Finanzierung aus staatlichen oder öffentlichen Mitteln gesprochen. In vielen
Ländern arbeiten die staatlichen oder teilstaatlichen EVUs ineffizient und machen konstant finanzielle
Verluste.
109
Die Ländliche Elektrifizierungsbehörd kann ebenfalls mit staatlichen Mitteln Mini-Grid-
Projekte finanzieren, außerdem kann sie zusätzliche Mittel von internationalen Gebern erhalten.
110
Ein
weiterer in vielen afrikanischen Ländern entscheidender Akteur sind die internationalen und
multinationalen Entwicklungszusammenarbeitsorganisationen, die in SSA in fast allen Bereichen tätig
sind. Jährlich fließen rund 67
111
illiarden € durch wohltätige Organisationen nach Afrika.
Als EZAOen
werden in dieser Arbeit Regierungsorganisationen wie USAID und GIZ aber auch Nichtregierungsorganisationen (NROs englisch NGOs) wie zum Beispiel die „Foundation Rural Energy Service“
(FRES)
112
bezeichnet. Der für die Analyse entscheidende gemeinsame Charakter ist die nicht
profitorientierte Ausrichtung dieser Organisationen. In Afrika sind insgesamt rund 40 000 Organisationen im Bereich der Entwicklungshilfe und EZ tätig.
113
Im Bereich der ländlichen Elektrifizierung mit
Mini-Grids treten sie in der Regel als Finanzier, aber auch als Berater und Unterstützer auf.
3.2.3.3 Interessen und Zielsysteme
Wie in Abschnitt 3.2.3.2 gezeigt, sind bei der Umsetzung von Infrastrukturprojekten verschiedene
Akteure beteiligt. Da die Entscheidungen dieser Akteure auf ihren Interessen und Zielsystemen
beruhen, müssen diese identifiziert werden, um Hindernisse und Chancen zu verstehen.
114
PRIVATE ENERGIEVERSORGUNGSUNTERNEHMEN
Private EVUs zeichnen sich durch ihr gewinn- oder renditeorientiertes Verhalten aus. Für die
Erreichung dieses Zieles ist ein reibungsloser Betrieb, dies impliziert wenig Störungen und
Reparaturen, geringe Kosten sowie möglichst hohe Strompreise vorteilhaft. Wenig Störungen und
Reparaturen werden durch regelmäßiges, richtiges Warten erreicht, sodass ein Anreiz zur Wartung
entsteht. Das private Unternehmen möchte die Einnahmen aus dem Verkauf der Elektrizität
maximieren und strebt so neben hohen Tarifen ein gutes Verhältnis zu den Kunden an. Gerade bei
Pilotprojekten sind sie an einer guten Bewertung durch die Dorfgemeinschaft und außenstehende
Beobachter interessiert, um für Folgeprojekte eine gute Reputation zu haben. Die Maximierung der
verkauften Elektrizitätsmenge
115
lässt die Durchschnittskosten sinken, da eine bessere Verteilung der
Fixkosten erreicht wird. Um eine möglichst lange Lebensdauer der Anlage und so lange positive
Einnahmen zu erreichen, ist eine möglichst optimale Auslegung der Anlage notwendig. Außerdem
können so die Batterien optimal genutzt und Kosten für Komponentenerneuerungen minimiert
werden.
116
Bei der Finanzierung und Realisierung des Projekts ist das private EVU an möglichst
geringen Kosten für das Unternehmen interessiert. Hierfür versucht es möglichst gute Konditionen bei
109
Vgl. ARE (2011), S. 28.
111
Vgl. Seitz (2012), S. 48, die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen Umrechnungsquoten der
EZB von $ in € umgerechnet siehe Anhang VIII.
112
Vgl. FRES / Yeekn Kura (2013).
113
Vgl. Seitz (2012), S. 166.
114
Vgl. Mankiw / Taylor (2008), S. 4.
115
Bis zur maximalen Produktionsmenge der Anlage.
116
Vgl. SMA Solar Technology (2011a), S. 23 ff.
110
Seite 24
der Fremdkapitalaufnahme zu erlangen. Dies steht allerdings in Konflikt zum teilweise hohen Risiko
der Projekte. Desweiteren sind für das private EVU kurze Bearbeitungszeiträume bei der Lizenzvergabe vorteilhaft.
DORFGEMEINSCHAFT, HAUSHALTE, KLEIN- UND GROßGEWERBE
Die Haushaltskunden sind daran interessiert, durch den Zugang zu Elektrizität ihre Versorgungssituation zu verbessern. Ihr Zielsystem umfasst eine hohe Versorgungssicherheit, Einsparung von Geld
und Zeit, niedrige Elektrizitätspreise und Anschlussgebühren sowie breite Nutzungsmöglichkeiten der
Elektrizität. Klein- und Großgewerbe als Kunden haben generell die gleichen Ziele wie Haushaltskunden. Für sie ist allerdings je nach Tätigkeitsbereich eine möglichst unterbrechungsfreie Stromversorgung noch relevanter als für Haushaltskunden, da durch Stromausfälle wirtschaftliche Schäden
entstehen. Für die Dorfgemeinschaft als Ganzes ist eine verbesserte Infrastruktur und der damit
einhergehende, in Abschnitt 3.2.2.4 erläuterte, Nutzen von Interesse. Die Dorfgemeinschaft strebt an,
Arbeitsplätze, die durch den Bau und Betrieb der Anlage entstehen, durch ihre Mitglieder zu besetzen
und so zu profitieren. So kann sich die wirtschaftliche Situation des Dorfes durch die Einbindung der
Gemeinde verbessern. Da die Dorfgemeinschaft aber aus verschiedenen Individuen besteht, kann es
zu unterschiedlichen Präferenzen kommen.
REGULIERUNGSBEHÖRDE
Das Ziel der Regulierungsbehörde ist der Schutz der Konsumenten vor zu hohen Preisen, unsicheren
Installationen sowie die Gewährleistung einer gewissen Langlebigkeit der Projekte und die Einhaltung
der Gesetze.
117
Bei der Bewilligung der Tarife muss die Regulierungsbehörde zwischen dem Ziel
gleicher Elektrizitätspreise für alle Konsumenten und der Förderung von Inselnetzanlagen, die meist
höhere Kosten verursachen, abwägen.
118
Generell sind für sie verbraucherfreundliche Tarife wichtig.
Politischer Druck und die Angst vor negativen Auswirkungen bei fehlerhaftem Projektverlauf oder
Widerstand in der Bevölkerung können die Entscheidungen der Regulierungsbehörde beeinflussen.
Positive Reaktionen der Öffentlichkeit auf die Projekte können bei gutem Verlauf der Regulierungsbehörde Ansehen verleihen. Die Regulierungsbehörde hat als ausführendes Organ des Staates den
Charakter eines Bürokraten. Sie ist also nach NISKANEN (siehe Abschnitt 3.2.3.2) an einem möglichst
großen Budget und Prestige interessiert. Lange Bearbeitungszeiträume und ein hoher Personalaufwand wären Rechtfertigungsgründe für ein größeres Budget. Aber auch die Angst vor falschen
Entscheidungen könnte den Bearbeitungszeitraum eines Lizenzantrages in die Länge ziehen.
119
Generell sind die Anreizstrukturen für effizientes Arbeiten in einer Behörde in der Regel schwächer
ausgeprägt als in privaten Unternehmen.
120
Aus den vorgenannten Gründen ist davon auszugehen,
dass die Regulierungsbehörde unter Umständen nicht an einer schnellst möglichen Lizenzvergabe
interessiert ist.
117
Vgl. hierfür z. B. ewura (2014) und ERA Uganda (2013).
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 37.
119
Vgl. Wilson (1989), Kapitel 10.
120
Die Unabhängigkeit der öffentlichen Einrichtung ist ein Grund für das schwächere Anreizsystem. Für
weiterführende Diskussionen vgl. Tirole (1994).
118
Seite 25
LOKALER POLITIKER
Lokale Politiker haben, wie bereits erläutert, das übergeordnete Ziel der Wiederwahl
121
, sind aber
auch von Motiven wie Wertevorstellungen und Moral beeinflusst. Um Wählerstimmen bzw. die
Zustimmung seiner Gemeinde zu erlangen, muss er in ihrem Interesse handeln. Ist der Politiker in der
Region, in der das Projekt realisiert werden soll, verwurzelt, kann es dazu kommen, dass er sein
Heimatdorf bevorzugt behandelt oder seine Unterstützung an Forderungen für sein Dorf oder sich
selbst knüpft. Auch das Erlangen von Bestechungsgeldern kann ein Handlungsmotiv sein.
STAATLICHES ODER TEILSTAATLICHES EVU
Das staatliche oder teilstaatliche EVU ist je nach Stand der Reformen im betreffenden Land mehr oder
weniger starkem Wettbewerbsdruck durch Konkurrenten auf dem Markt ausgesetzt. In Abhängigkeit
der Situation ist das EVU an einer effizienten Führung des Unternehmens interessiert um Gewinne zu
erwirtschaften. Ist die Konkurrenz gering oder nicht vorhanden und die staatliche Regulierung
ebenfalls schwach ausgeprägt, hat das EVU nur sehr geringe Anreize effizient zu arbeiten und ist
unter Umständen statt an geringen Kosten und hohen Einnahmen eher am Erhalt und Ausbau der
bestehenden Strukturen interessiert. In dem Fall sind die Interessen des EVUs mit denen eines
Bürokraten zu vergleichen. Die Ziele des Staates bzw. der Regierung im Bereich der Elektrizitätsversorgung sollen durch die Tätigkeiten des EVUs erreicht werden.
LÄNDLICHE ELEKTRIFIZIERUNGSBEHÖRDE
Die ländliche Elektrifizierungsbehörde hat die Aufgabe die ländliche Elektrifizierung voranzutreiben
und zu planen. Sie ist dem Staat unterstellt und verfolgt somit im Bereich der ländlichen Elektrifizierung seine Interessen. Ähnlich wie die Regulierungsbehörde ist auch sie an der Ausweitung des
Budgets interessiert. Es ist denkbar, dass sich bei einigen Mitarbeitern das Ziel „Voranbringen der
ländlichen Elektrifizierung“ mit den eigenen Interessen deckt.
ENTWICKLUNGSZUSAMMENARBEITSORGANISATIONEN
EZAOen wie zum Beispiel die Gesellschaft für internationale Zusammenarbeit, die im Bereich der
ländlichen Elektrifizierung tätig ist, haben in den Zielländern Personal- und Bürostrukturen aufgebaut.
Dieses Personal ist in den meisten Fällen am übergeordneten Ziel der Organisation interessiert,
verfolgt aber auch persönliche Interessen. Es liegt im Interesse der Mitarbeiter vor Ort, die
aufgebauten Personalstrukturen zu erhalten oder auszubauen.
121
122
Damit der Anreiz der Wiederwahl gegeben ist, muss ein funktionierendes demokratisches System existieren.
Dies ist in vielen Ländern SSAs nur eingeschränkt gegeben, kann hier aber nicht detaillierter analysiert werden.
122
Vgl. Hankel (2006), S. 54 f. und Seitz (2012), S. 167 ff.
Seite 26
Tabelle 5: Interessen und Ziele der Akteure
123
3.2.3.4 Ressourcen und Wissensstand
Neben den Interessen und Zielen der Akteure ist auch die Kenntnis über die ihnen zur Verfügung
stehenden Ressourcen für die Analyse ihres Verhaltens notwendig. Ressourcen in diesem Sinne sind
Zeit, Wissen, Geld, Einfluss und Macht. Bei Wissen wird in Fach- und Sachkenntnis und „vor-OrtWissen“ unterschieden. „Vor-Ort-Wissen“ meint Kenntnisse über lokale Abläufe zum Beispiel im Dorf
123
Seite 27
oder institutionelle Abläufe im Land.
124
Im Folgenden wird auf die Ressource Wissen gesondert
eingegangen, da das Wissen der Akteure für ihr Handeln besonders entscheidend ist.
PRIVATE ENERGIEVERSORGUNGSUNTERNEHMEN
Private Unternehmen für Elektrizitätserzeugung mit PV und Elektrizitätsverteilung verfügen in diesen
Bereichen naturgemäß über Expertenwissen. Gerade in den Bereichen Installation und Wartung
haben die oft auf technische Systeme spezialisierten Unternehmen großes Know-how. Je nach Sitz
des Unternehmens und Herkunft der Mitarbeiter kann es ihnen aber an lokalem Wissen und
Erfahrungen mit Behörden und Menschen vor Ort fehlen. Versorgt ein privater Anbieter die Gemeinde,
befindet sich dieser in einer Machtposition, sofern die Haushalte und Gewerbe Investitionen getätigt
haben. Je spezifischer diese Investitionen sind wie zum Beispiel spezifische Stromzähler, desto
größer ist die Abhängigkeit vom Betreiber und damit dessen Machtposition.
125
Sind die Investitionen
unspezifisch und die Anzahl möglicher anderer Betreiber groß, besteht also eine Konkurrenzsituation,
ist die Macht des Betreibers folglich geringer. Die Anzahl von tätigen Firmen ist in der Regel allerdings
eher gering und die Macht, die der Betreiber hat, ergibt sich aus seiner Möglichkeit, bestimmte
Verbraucher vom Netz zu trennen und so eine Amortisation seiner Geräte zu verhindern. Private
Unternehmen verfügen in der Regel auch über finanzielle Mittel zur Finanzierung solcher Projekte.
DORFGEMEINSCHAFT
In den meisten Fällen verfügt die Dorfgemeinschaft nur über geringe oder keine Informationen über
PV-Anlagen und Elektrizitätsverteilung. Das nötige Wissen für den Betrieb und die Wartung einer
hybriden Erzeugungsanlage ist nicht vorhanden, sehr wohl aber Kenntnisse über die Struktur im Dorf
und das allgemeine Nutzungsverhalten von Energie. Außerdem verfügt die Dorfgemeinschaft je nach
Einbindungslevel über Macht. Diese steigt mit dem Grad der Einbindung der Dorfgemeinschaft und
damit einhergehenden Mitspracherechten und/oder Entscheidungshoheiten an. Die finanziellen Mittel
sind im Allgemeinen eher gering, einzelne Personen der Gemeinde können allerdings auch über
größere Mittel verfügen.
HAUSHALTE
Die den Haushalten zur Verfügung stehenden Ressourcen sind monetäre Mittel aus Einsparungen
durch die Substitution anderer Energieträgern und der, wenn auch geringe, Einfluss auf die politische
Führung des Dorfes durch ihr Stimmrecht, sofern das Gemeindeoberhaupt demokratisch gewählt wird.
Außerdem verfügen die Haushalte über Wissen bezüglich ihrer Energienachfrage. Sie haben zwar vor
der Elektrifizierung in der Regel keine Kenntnis darüber wie viel elektrische Arbeit sie benötigen
werden, allerdings ist ihnen bekannt, über welches Budget sie verfügen und wie viele technische
Geräte sie zukünftig vermutlich besitzen werden. Ein kleiner Haushalt mit nur einem Raum wird zum
Beispiel wissen, dass er nicht mehr als zwei Glühbirnen und einem Radio betreiben wird.
124
Im Weiteren wird zwischen lokalem Wissen und landesspezifischem Wissen unterschieden. Lokal bezieht sich
hierbei auf die zu elektrifizierende Gemeinde bzw. Region, landesspezifisch auf die Kenntnis institutioneller
Abläufe des betreffenden Landes.
125
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 17, dies gilt eingeschränkt auch für das staatliche oder teilstaatliche
EVU als Betreiber.
Seite 28
GEWERBE
Die Gewerbe verfügen über die gleichen Ressourcen und das gleiche Wissen wie die zuvor
beschriebenen Haushalte. Die für das Dorf eine wichtige Rolle spielenden Gewerbe verfügen unter
Umständen über mehr Macht bei kollektiven Entscheidungen, da sie entweder ein hohes Ansehen
genießen oder durch ihre Stellung Druck ausüben können. Ist das Gewerbe sehr groß bzw. verfügt es
über eine große Nachfrage, hat es auch in der Beziehung mit dem Betreiber mehr Macht als ein
durchschnittlicher Konsument. Mittelgroße bis große Gewerbe können auch über finanzielle Mittel
verfügen und so bei der Finanzierung der Anlage eine Rolle spielen.
REGULIERUNGSBEHÖRDE
Die Regulierungsbehörde verfügt über Wissen bezüglich bereits genehmigter Projekte und Probleme
bei der Umsetzung. In vielen Ländern gibt es allerdings erst wenige oder noch keine Inselnetzsysteme, sodass die Regulierungsbehörde im Umgang mit diesen geringe Erfahrungswerte hat. Dies kann
dazu führen, dass das Wissen und die Methoden fehlen, um effizient zu regulieren. Solidere
Erfahrungswerte hat die Regulierungsbehörde bei größeren Anlagen und den nationalen Elektrizitätstarifen
126
, sofern größere Energieerzeugungseinheiten realisiert wurden. Die Regulierungsbehörde ist
für die Genehmigung und Ausstellung der Lizenz verantwortlich. Aufgrund dieser Abhängigkeit verfügt
die Regulierungsbehörde über Macht gegenüber dem Betreiber.
LOKALER POLITIKER
Lokale Politiker haben Einfluss auf die Meinungsbildung im Dorf und damit Macht. Ferner verfügen sie
so wie die Dorfgemeinschaft über lokales Wissen. Sie kennen die Charakteristika und Machtstrukturen
der Gemeinde, dies kann zum Beispiel für die Planung des Verteilnetzes hilfreich sein.
127
STAATLICHES ODER TEILSTAATLICHES EVU
Das staatliche oder teilstaatliche EVU hat durch sein Tätigkeitsfeld technisches Know-how und
Erfahrungen bei der Elektrizitätsversorgung. Es verfügt über finanzielle Mittel, ausgebildetes Personal
und die nötigen Strukturen für den Betrieb und die Wartung von Erzeugungsanlagen sowie für die
Abrechnung. Als Staatskonzern kann das EVU zudem davon ausgehen, dass die zuständigen
Behörden an einer Kooperation interessiert sind.
128
Aufgrund seines Tätigkeitsfeldes verfügt es
ebenfalls über landesspezifisches Vor-Ort-Wissen bezüglich der rechtlichen Rahmenbedingungen und
Behördenzuständigkeiten.
LÄNDLICHE ELEKTRIFIZIERUNGSBEHÖRDE (REA)
Die ländliche Elektrifizierungsbehörden können z.B. auf erste Erfahrungen aus Mini-Grid-Projekten
zurückgreifen, an denen sie beteiligt war. Dies ist in einigen Ländern der Fall. Allerdings ist die REA in
den Ländern in denen sie existiert, oft ein relativ neues Organ und die Erfahrung folglich begrenzt.
Durch den Rural Electrification Fund (REF) hat die REA auch finanzielle Mittel. Setzt die REA sich
wirksam für die ländliche Elektrifizierung ein und die Landbevölkerung profitiert davon, genießt die sie
126
Nationale Elektrizitätstarife bezeichnen die Tarife des staatlichen oder teilstaatlichen EVUs.
Vgl. ARE (2011), S. 13.
128
127
Seite 29
ein hohes Ansehen. Durch ihr Ansehen kann sie bei einer erfolgreichen Einbindung der Dorfgemeinschaft hilfreich sein.
ENTWICKLUNGSZUSAMMENARBEITSORGANISATIONEN
Die größte Ressource neben den finanziellen Mitteln der EZAO ist das spezifische Wissen im
betreffenden Land. Gerade große nationale Organisationen verfügen über Kontakte in die Ministerien,
zu Politikern und in die Industrie. Sie verstehen die Abläufe und können ausländischen Firmen sowie
Dorfgemeinschaften bei der Umsetzung von Mini-Grid-Projekten unterstützen. Neben Erfahrungen
und Unterstützungen bieten EZAOen aber vor allem finanzielle Mittel.
Tabelle 6: Ressourcen und Wissen der Akteure
129
Seite 30
129
3.3 Vertrieb
Der Vertrieb der erzeugten Elektrizität findet in der Regel direkt durch den Betreiber statt. Die Kunden
schließen mit ihm direkt die Versorgungsverträge ab, diese unterscheiden sich je nach Abrechnungssystem. Es gibt verschiedene Bezahl- und Abrechnungssysteme, welche jeweils Vor- und Nachteile
bei der Umsetzung mit sich bringen. Bei den Bezahlsystemen kann generell zwischen Pre- und Postpaid entschieden werden, wobei die Post-paid-Variante großes Vertrauen in die Kunden voraussetzt.
Bei der Pre-paid-Bezahlung kommen häufig sogenannte Pre-paid-Meter zum Einsatz.
130
Der große
Vorteil der Pre-paid-Meter ist, dass die Kunden ein Gefühl dafür bekommen, wie viel eine kWh kostet
und welche Verbraucher damit betrieben werden können. In SSA verfügen 76 % der Erwachsenen
nicht über ein klassisches Bankkonto
Hilfe von „ obile- oney“
132
131
, sondern verwalten ihr Bargeld entweder zu Hause oder mit
. Über 50% aller weltweiten Mobile-Money-Transaktionen laufen in SSA
ab. Die Abrechnung mithilfe von Mobile-Money zu gestalten, bietet sich daher an.
Abrechnung
wird
generell
zwischen
der
verbrauchsabhängigen
133
(Pay-as-you-use)
Bei der
und
der
kapazitätsabhängigen Abrechnung sowie Flatratemodellen unterschieden. Bei der verbrauchsbasierten Berechnungsmethode werden durch Zähler die von jedem Haushalt nachgefragten kWh
aufgezeichnet und abgerechnet. Hierbei können die Tarife nach Kundenart differenziert sein, sodass
ärmere Haushalte mit geringerer Nachfrage weniger je kWh zahlen.
134
Kapazitätsbasierte Tarife
beziehen sich auf die durch den Konsumenten maximal mögliche Nachfragemenge, die dieser in
Abhängigkeit seiner Geräte festlegt. Diese Menge kann er aufgrund von installierten Überlastsicherungen nicht überschreiten. Vorteil dieser Methode ist die Möglichkeit, die theoretische Gesamtnachfrage unterhalb der maximalen Erzeugungskapazität festzuhalten. Dieser Methode ähnlich ist die
Festlegung der Tarife abhängig von der Anzahl und Art der elektrischen Geräte pro Haushalt. Die
Überprüfung dieser Variante kann allerdings sehr aufwendig sein. Deutlich weniger Aufwand entsteht
durch die „Fee-for-Service“- oder Flatrate-Tarifberechnung, nach der jeder Haushalt einen
einheitlichen, verbrauchsunabhängigen Tarif bezahlt. Diese Variante kann für heterogene Gemeinden
aufgrund von Gerechtigkeitsfragen allerdings ungeeignet sein, zusätzlich ist der fehlende Anreiz für
einen sparsamen Verbrauch nachteilig.
135
130
Hierbei laden die Kunden eine Karte, vergleichbar mit einer Mobilfunkkarte, auf, diese können sie dann
bedarfsabhängig nutzen.
131
Vgl. Demirguc-Kunt / Klapper (2012), S. 3.
132
Mobile-Money bezeichnet ein System, bei welchem Geldtransfers per Handy abgewickelt werden können.
133
Vgl. GSMA Mobile for Development (2013), S. 62 f.
134
Dieser niedrigste, zur Grundversorgung gedachte Tarif, wird häufig „Liveline-tariff“ genannt. Er soll es
ermöglichen, dass sich alle an das Netz angeschlossenen Haushalte wenigstens den Betrieb weniger Glühbirnen
und vielleicht eines Radios leisten können.
135
Vgl. Philipp (2014), S. 7 ff. und ARE (2011), S. 42.
Seite 31
3.4 Technisches System
Das zu untersuchende technische System zur Versorgung von netzfernen Gemeinden mit Elektrizität
besteht aus einer Erzeugungseinheit und einem Verteilnetz. Abbildung 4 zeigt eine mögliche, weit
verbreitete Anlagenstruktur. Wie in der Abbildung erkennbar, sind die PV-Module über einen PVWechselrichter mit dem AC-Verteilnetz verbunden. Weitere Komponenten der Erzeugungseinheit sind
der Back-up-Dieselgenerator und ein Batteriespeicher mit Batteriewechselrichtern, auch Inselwechselrichter genannt.
Abbildung 4: Blockschaltbild eines photovoltaischen Inselsystems
136
Vorteilhaft an dieser, auch AC-Bus genannten, Anlagenstruktur ist die modulare Bauweise, durch die
sie relativ leicht aufzustellen ist. Da alle Komponenten über den AC-Strang verbunden sind, ist die
Anlage bausteinartig erweiterbar. Es können bei steigender Elektrizitätsnachfrage andere sowohl
Wechselstrom als auch Gleichstrom
137
erzeugende erneuerbare Erzeuger angeschlossen werden.
138
Der Batterie- oder Inselwechselrichter erfasst die Spannung im Verteilnetz und entscheidet je nach
Relation zwischen Erzeugung und Nachfrage, ob der von den PV-Modulen erzeugte Strom in das
Inselnetz und/oder in die Akkumulatoren eingespeist wird. Erzeugt die Anlage mehr Elektrizität als
nachgefragt wird, können die Akkumulatoren geladen und so die Versorgung für einen späteren
Zeitpunkt zum Beispiel in der Nacht oder in bewölkten Stunden sichergestellt werden. Zum Schutz der
Batterien und zur Erhaltung der Lebensdauer verfügt der Batterie- oder Inselwechselrichter über einen
Lade- und Entladeregler. Der Laderegler verhindert eine Überladung der Akkumulatoren, die
andernfalls zu einer Zersetzung des im Elektrolyten enthaltenen Wassers führt. Der Entladeregler,
auch Tiefenentladeschutz genannt, schützt die Batterie im Entladezustand vor einer zu starken
Entladung, indem er Verbraucher beim Unterschreiten einer kritischen Spannung vom Netz
136
Quelle: Léna (2013), S. 7.
In dem Fall über einen Wechselrichter.
138
Vgl. Antony et al. (2009), S. 233.
137
Seite 32
abschaltet.
139
Der PV-Wechselrichter, der nur bei einem mit Wechselstrom betriebenen Inselnetz
notwendig ist, wandelt den Gleichstrom in Wechselstrom um. Alternativ ist auch eine Bauweise mit nur
einem Wechselrichter denkbar. Hierbei befindet sich die Batterie auf dem DC-Strang zusammen mit
den PV-Modulen und dem Laderegler. Diese Bauweise ist weniger komplex und daher wartungs- und
kostenärmer. Diese Variante ist aufgrund der höheren Übertragungsverlusten bei DC-Übertragungen
allerdings nur bei Anlagen sinnvoll, bei der die Erzeugungs- und Speichereinheit örtlich nah
beieinander liegen. Trotz der höheren Komplexität und Kosten ist die AC-Bus-Anlagenstruktur bei
vielen Anlagen in SSA zu beobachten. Dies liegt neben der guten Erweiterbarkeit der Anlage
vermutlich an der Netzkompatibilität. Sollte das Dorf zukünftig an das nationale Stromnetz
angeschlossen werden, können alle Installationen und Erzeuger weiterhin betrieben werden.
140
Dies
verringert das Risiko der Anlagenbetreiber. Im Weiteren wird daher auf die einzelnen Komponenten
dieser Anlagenstruktur detaillierter eingegangen.
141
3.4.1 Elektrizitätserzeugung
Für die Erzeugung von Elektrizität aus EE im Off-Grid-Bereich gibt es verschiedene Möglichkeiten. Als
Energiequellen stehen je nach Klima und Umgebung Sonne, Wind, Wasser, Biomasse und Biogas zur
Verfügung. Diese Arbeit beschränkt sich auf die Betrachtung der Erzeugung mit PV-Anlagen, da diese
Technologie aufgrund der hohen Sonneneinstrahlungsintensität in Afrika besonders relevant ist. Die
Strahlungsintensität der Sonne beträgt in SSA zwischen 1650 kWh/m² und 2300 kWh/m² pro Jahr und
ist damit etwa doppelt so hoch wie in Deutschland.
142
Die Vorteilhaftigkeit von PV-Inselnetzen
gegenüber den bisher vorherrschenden Dieselgeneratoren wurde bereits in der Einleitung diskutiert.
PHOTOVOLTAIKANLAGE
Bei PV-Anlagen gibt es grundsätzlich zwei verschiedene Aufbauprinzipien: Netzgekoppelte Anlagen
und Inselanlagen. Beide Varianten sind mit oder ohne Speicher betreibbar. Für die
ländliche
Elektrifizierung im Off-Grid-Bereich ist eine Bauweise mit Speicher sinnvoll, da damit die Nachfrage
auch in Stunden ohne Sonneneinstrahlung bedient werden kann. Das Solarmodul besteht aus
mehreren in Serie geschalteten Solarzellen. Die heute in der Praxis am häufigsten verwendeten
Solarzellenarten sind mono- und polykristalline Silizium-Solarzellen. Die Wirkungsgrade liegen bei der
Produktion zwischen 15 % und 25 %.
143
Ebenfalls verwendet werden Dünnschicht Siliziumzellen und
Tandemzellen aus amorphem und mikrokristallinem Silizium. Ein Solarmodul funktioniert wie eine
Photodiode: Die durch die Sonneneinstrahlung auf das Solarmodul treffenden Photonen lösen
Elektronen aus ihrer Gitterstruktur und erzeugen so frei bewegliche Ladungsträger. Dieser Effekt, als
Photoeffekt bezeichnet, wurde 1887 und 1888 von Heinrich Hertz und seinem Schüler Wilhelm
Hallwachs entdeckt. Die freien Elektronen-Loch-Paare werden dann aufgrund des, durch gezielte
Verunreinigungen (Dotieren) erzeugten, Elektrischen Feldes getrennt und zu den Kontakten befördert.
139
Vgl. Häberlin (2010), S.220 f. und Mertens (2011), S. 199.
Vgl. für den gesamten Absatz Häberlin (2010), S. 254 ff.
141
Da die einzelnen Komponenten, bis auf den Inselwechselrichter, identisch sind, wird implizit auch die zweite
Anlagenstruktur beschrieben.
142
Vgl. Häberlin (2010), S. 682.
143
Vgl. Kaltschmitt et al. (2013), S. 373 und Häberlin (2010), S. 108.
140
Seite 33
Das elektrische Feld, auch Raumladungszone genannt, entsteht zwischen der n-dotierten und der pdotierten Schicht der Solarzellen durch Diffusion der Ladungsträger. Die durch die Einstrahlung
freigewordenen Elektronen wandern über die Raumladungszone vom p-dotierten in das n-dotierte
Gebiet, es entsteht eine Spannungsdifferenz. Ist über die Metallkontakte an der Ober- und Unterseite
ein Verbraucher bzw. Widerstand angeschlossen, wandern die freien Elektronen über diesen wieder in
das p-dotierte Gebiet und es wird ein Stromfluss erzeugt. Da die Stromstärke I einer einzelnen Zelle
zwar hoch, die Spannung U jedoch relativ gering ist, werden Solarzellen in Serie geschaltet, um die
Spannung zu erhöhen. Um eine Systemspannung von 24 V zu erreichen, werden 72 Zellen zu einem
Modul in Serie geschaltet. Um die Zerstörung einzelner Zellen und einen Abfall der Leistung zu
verhindern, werden sogenannte Bypass-Dioden eingebaut, die den Strom um abgeschattete oder
beschädigte Zellen herumleiten.
144
PV - WECHSELRICHTER UND INSELWECHSELRICHTER
Die Endgeräte in den Haushalten benötigen in den meisten Fällen Wechselstrom, nur Gleichstromgeräte oder Geräte mit speziellen Adaptern für Gleichstrom könnten direkt an die PV-Anlage
angeschlossen werden. Diese sind in der Anschaffung jedoch häufig teurer.
145
Die meisten
herkömmlichen Verbraucher wie Kühlschränke, Computer, Handyladegeräte und Fernseher sind für
Wechselstrom ausgelegt. Aus diesem Grund werden bei größeren Inselnetzen, die mit Wechselstrom
betrieben werden, PV-Wechselrichter eingebaut. Der PV-Wechselrichter befindet sich wie in
Abbildung 4 gezeigt zwischen den PV-Modulen und dem AC-Netz, der Batteriewechselrichter
(Inselwechselrichter) zwischen dem AC-Netz und den Batterien. Der PV-Wechselrichter wandelt den
durch die PV Module erzeugten Gleichstrom, der meist 12 V, 24 V, oder 48 V beträgt, in Wechselstrom mit 50 Hz um. Der im Wechselrichter integrierte Hochsetzer, auch Aufwärtswandler (engl.
Boost-Converter) genannt, erhöht die Spannung auf die für das Niederspannungsverteilnetz
notwendigen 230 V.
146
Je nach Größe der Anlage werden ein oder mehrere Wechselrichter
verwendet. Der Batteriewechselrichter wandelt den Wechselstrom aus dem AC-Netz wieder in
Gleichstrom um, da die Akkumulatoren mit Gleichstrom gespeist werden. Der Batteriewechselrichter
bei Inselnetzen übernimmt mehr Aufgaben als bei netzgekoppelten Anlagen, er baut mit den Batterien
das Inselnetz auf und wird deshalb auch Inselwechselrichter genannt. Der Inselwechselrichter regelt
Spannung und Frequenz des Wechselspanungsnetzes des Systems. Durch eine Frequenzerhöhung
im Falle eines Leistung-Überangebots gibt er das Signal die eingespeiste Menge an Elektrizität zu
reduzieren und so das Gleichgewicht zu halten.
147
Bei einer die Erzeugung und die Reserven in den
Batterien übersteigenden Nachfrage schaltet der Inselwechselrichter Verbraucher ab, um Kurzschlüsse, Überspannung und Überlastung zu verhindern. Inselwechselrichter haben im Gegensatz zu
normalen Batteriewechselrichtern eine deutlich höhere Überlastfähigkeit, diese entspricht circa 300 %
144
Vgl. B ttcher (2012), S. 121 f., Mertens (2011), S. 82 f. und Häberlin (2010), S. 125, 141.
Vgl. Sustainable Sources (2014).
146
Vgl. IED (2013b), S. 25.
147
145
Seite 34
der Nennleistung.
148
Die Installation von Wechselrichtern ist für die Anlage essentiell, erhöht aber
auch die Kosten und verringert den Wirkungsgrad der Anlage.
3.4.2 Speichertechnologie
Die umfassende Versorgung durch Elektrizität aus PV-Anlagen kann nur mithilfe von Speichermedien
sichergestellt werden, da die Sonne nur tagsüber zur Verfügung steht und die Erzeugung in
Abhängigkeit des Wetters schwankt. Bei fast allen PV-Inselanlagen mit Speichern dient ein
Akkumulator als Energiespeicher. Dieser Akkumulator ist in der Regel bei Inselanlagen ein
149
Bleiakkumulator oder ein Lithium-Ionen-Akku.
Aufgrund der relativ geringen Kosten von
Bleiakkumulatoren überwiegt ihre Anwendung in der Praxis
150
. Es gibt zwei Typen von Bleiakkumula-
toren, die geschlossenen mit einem flüssigen Elektrolyt und die verschlossenen mit einem GelElektrolyt. Durch Aufnahme und Entnahme von Elektronen aus dem Stromkreis reagiert Bleioxid bzw.
Blei beim Entladen mit dem Elektrolyten (verdünnte Schwefelsäure) zu Bleisulfat. Die Konzentration
der Schwefelsäure sinkt dabei und es wird Wasser gebildet. Dieser Vorgang läuft beim Laden des
Bleiakkumulators rückwärts ab und auch die Konzentration des Elektrolyts steigt wieder. Bei den
geschlossenen Bleiakkumulatoren kommt es durch die Bildung von Knallgas (Gasgemisch aus
Sauerstoff und Wasserstoff) zu einem Wasserverlust, sodass circa einmal jährlich destilliertes Wasser
nachgefüllt werden muss. Bei störungsfreiem Betrieb ist das die einzige nötige Wartungstätigkeit, bei
verschlossenen gasdichten Bleiakkumulatoren ist keine Wartung notwendig.
Bleiakkumulators ist die Selbstentladung, diese beträgt circa 10 % im Monat.
152
151
Ein Nachteil des
Für die Lebensdauer
eines Bleiakkumulators mit einem flüssigen Elektrolyt spielt die Entladungstiefe eine entscheidende
Rolle.
153
Auch bei Bleiakkumulatoren mit einem Gel-Elektrolyten bestimmt die Entladungstiefe die
Zyklenanzahl mit, allerdings hat diese aufgrund der höheren Zyklenfestigkeit einen geringeren
Einfluss.
154
Um eine Über- oder Unterladung zu verhindern, wird ein Laderegler eingebaut, der direkt
im Inselwechselrichter integriert oder ein separates Gerät sein kann.
155
Der Laderegler hat außerdem
in der Regel einen integrierten Maximum-Power-Point-Tracker (MPP-Tracker), der durch Spannungsanpassung das PV-Modul im Punkt maximaler Leistung arbeiten lässt.
156
Bei kleinen Systemen mit
wenigen Erzeugungseinheiten, wie es bei Inselanlagen üblich ist, kann es aufgrund schlechter
Wetterbedingungen und damit ebenfalls schlechter Erzeugungsbedingungen dazu kommen, dass eine
Tiefenentladung notwendig ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Bei der Auslegung der
Akkumulatoren müssen daher die höheren Installationskosten für größere Kapazitäten mit den
148
Vgl. Häberlin (2010), S. 245, 256 f., SMA Solar Technology (2011a), S. 5, 10 und SMA Solar Technology
(2011b), S. 28.
149
Vgl. Predki (2013), S. 42.
150
Vgl. Mertens (2011), S. 200 und Peterschmidt / Neumann (2013), S. 9.
151
Vgl. Häberlin (2010), S. 223 f.
152
Vgl. Quaschning (2011), S. 213.
153
Wird der Akkumulator zum Beispiel regelmäßig zu 70 % entladen, hat er bereits nach 200 Zyklen nur noch
eine Kapazität von 80 %. Entlädt man den Akkumulator hingegen immer nur um 20 %, so hat er diese Grenze
erst nach 1000 Zyklen erreicht.
154
Vgl. Morsch (2001), S. 6, 8.
155
156
Vgl. Schenke (2013), S. 34, 44.
Seite 35
Austauschkosten bei kürzerer Lebenszeit abgewogen werden. Lithium-Ionen-Akkumulatoren haben
gegenüber Bleiakkumulatoren den Vorteil, dass sie eine größere Anzahl von Ladezyklen, eine höhere
Leistungsdichte und praktisch keine Selbstentladung haben. Bei Lithium-Ionen-Akkumulatoren wird
die elektrische Energie durch eine Stoffänderung gespeichert oder abgegeben, die durch eine IonenWanderung ausgelöst wird.
157
3.4.3 Verteilung
Die Verteilung der erzeugten und in Wechselstrom umgewandelten Elektrizität erfolgt über das
Inselnetz. Für die Auslegung des Verteilungsnetzes spielen die Größe des Dorfes, die Anzahl der
anzuschließenden Gebäude, die Bevölkerungsdichte, die geographischen Gegebenheiten und das
Lastprofil des Dorfes eine Rolle.
158
INSELNETZ
Als Inselnetze oder auch autonome Netze werden isoliert betriebene elektrische Systeme bezeichnet.
Im Gegensatz zu Verbundnetzen gibt es bei Inselnetzen nur eine begrenzte Anzahl an Erzeugern und
Verbrauchern. Außerdem ist kein Energieaustausch über die Systemgrenzen möglich.
159
In der Regel
handelt es sich um kleine Netze, da einzelne Dörfer mit Elektrizität versorgt werden und nur ein
Erzeugungssystem mit Speicher und Back-up-Generator betrachtet wird. Bei kleinen Inselnetzen ist
der Betrieb mit Gleichstrom oder mit Wechselstrom technisch möglich. Bei Gleichstrombetrieb ist bei
der Erzeugung der Elektrizität durch PV kein Wechselrichter nötig, dieses spart Kosten und
vereinfacht das System. Die Verbraucher müssen jedoch spezielle Gleichstromverbraucher sein,
diese sind in der Regel teurer und bei bestimmten Verbrauchern seltener und daher vermutlich gerade
in ländlichen Gebieten in Entwicklungsländern schwerer erhältlich. Die Spannung eines einphasigen
AC-Inselnetzes liegt in der Regel bei 230 V, dreiphasige Inselnetze haben eine Spannung von
400 V.
160
Für die Leitungen kommen verschiedene Technologien in Frage, meist werden isolierte
Freileitungen, auch ABC-Kabel
161
genannt, aus Kupfer oder Aluminium verwendet. Aufgrund der
hohen Kupferpreise und der daraus resultierenden Diebstahlgefahr geht der Trend in Richtung
Aluminiumkabel. Die ABC-Kabel sind besonders sicher, da das Legen unautorisierter Anschlüsse
besonders schwer und die Unfallgefahr aufgrund der Isolierung relativ gering ist. Die Masten sind aus
Kostengründen im Regelfall aus Holz.
162
Neben den oben genannten allgemeinen Informationen über
das Dorf, müssen für die Planung und Auslegung eines Inselnetzes auch die notwendige Anschlussleistung, die Art der Verbraucher und die meteorologischen Randbedingungen bekannt sein.
163
BESONDERE CHARAKTERISTIKA VON INSELNETZEN
Die netzferne Erzeugung, Einspeisung und Verteilung mit Inselnetzsystemen hat besondere
Eigenschaften. Dezentrale Inselnetze zur Versorgung von Dörfern mit Elektrizität zeichnen sich durch
157
Vgl. Schoop (2013), S. 55 ff.
Vgl. IED (2013a), S. 24.
159
Vgl. Büchner (1992), S. 8.
160
Vgl. IED (2013a), S. 25.
161
Englisch für aerial bundled cable.
162
163
Vgl. SMA Solar Technology (2011a), S. 4.
158
Seite 36
eine sehr begrenzte Anzahl an Erzeugungseinheiten und Kunden aus, in den meisten Fällen gibt es
eine oder zwei Erzeugungseinheiten und eine Back-up-Einheit. Durch die kleine Anzahl an Kunden
kommt es schneller zu hohen Lastsprüngen und die Nutzungskonkurrenz der Verbraucher ist höher.
Aufgrund dieser Tatsache sind Inselnetze anfälliger für Störungen durch Erzeugungs- oder
Laständerungen als große Verbundnetze. Um zu hohe Lasten der einzelnen Verbraucher zu
verhindern, werden in vielen Mini-Grids sogenannte „Load Meters“ eingebaut, die die Verbraucher
abschalten, wenn eine voreingestellte Last überschritten wird.
164
Die Frequenz weicht durch ein
Ungleichgewicht in Einspeisung und Nachfrage vom Sollwert ab. Bei Inselnetzen geschieht dies
aufgrund der geringen Anzahl der Erzeuger und Abnehmer, die damit einen größeren Einfluss haben,
schneller.
165
Neben den technischen Eigenschaften von Inselnetzen birgt auch die Planung und
Installation in Dörfern in Entwicklungsländern Besonderheiten. Bei der Planung der Topographie und
Größe des Inselnetzes ist es sehr wahrscheinlich, dass nicht alle Häuser des Dorfes angebunden
werden können. Liegen Häuser zu weit von der Erzeugungseinheit entfernt, so ist es unter Umständen
unwirtschaftlich sie anzuschließen. Um ein Ungerechtigkeitsgefühl und Spannungen im Dorf zu
verhindern, ist es sinnvoll die Dorfgemeinschaft bei der Planung des Netzes mit einzubinden und
Entscheidungen transparent darzustellen. Auch bei der Erlangung der Landrechte für die Netzführung
ist es unumgänglich und sinnvoll die Bewohner und Eigentümer der Flächen einzubinden.
3.4.4 Versorgungssicherheit
Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten gibt es neben den Speichermedien einen DieselBack-up-Generator. Der Dieselgenerator hat den Vorteil sehr schnell angefahren werden zu können,
keinen Strom für das Anlaufen zu benötigen und geringe Wartungskosten bei wenigen Betriebsstunden aufzuweisen. Kommt es bei der Stromversorgung zu regelmäßigen Ausfällen, kann das zu
Problemen mit den Kunden führen, die dann die Höhe der Tarife in Frage stellen oder vielleicht
Zahlungen auslassen. Ein hohes Maß an Versorgungssicherheit stärkt hingegen das Vertrauen und
die Zufriedenheit der Dorfgemeinschaft und ist somit entscheidend für die erfolgreiche Durchführung
166
eines Projektes.
Um hohe Verbrauchsspitzen gerade in sonnenarmen Stunden zu vermeiden, muss
der Betreiber über ein sinnvolles Nutzerverhalten bezogen auf das Erzeugungsprofil der PV-Anlage
aufklären. Trotz eines erzeugungsorientierten Verbrauchs der Kunden, kann es bei zu großer
Nachfrage bzw. zu geringer Erzeugung aus technischer Sicht - zum Beispiel zum Schutz der Batterien
- notwendig sein, Verbraucher zwischenzeitlich abzuschalten. Welches Maß an Versorgungssicherheit
für einen Verbraucher ausreichend ist, entscheidet dieser anhand seiner Nutzenpräferenz in
Abhängigkeit der Tarife und seines Verwendungszweckes. Der Betreiber der Anlage kann so in
Verhandlung mit den Kunden geregelte Abschaltungen festlegen, um die hohen Kosten einer
lückenlosen Versorgung zu vermeiden.
164
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 8 f.
Vgl. SEW Eurodrive (2012), S. 2.
166
Vgl. ARE (2011), S. 13.
165
Seite 37
3.5 Deskriptive Produktionskostenanalyse
Im folgenden Abschnitt werden die Produktionskosten der Erzeugungsanlage sowie des Verteilnetzes
betrachtet. Außerdem werden die möglichen Skaleneffekte sowie die besonderen Rahmenbedingungen für Investitionen in SSA, die Einfluss auf die Kosten haben, kurz erläutert.
3.5.1 Skaleneffekte
Skaleneffekte sind überproportionale Outputsteigerungen bei einer Erhöhung der Inputfaktoren. Die
Grenzkosten der Produktion fallen und eine Erhöhung der produzierten Menge senkt die Stückkosten.
167
Bei der Umsetzung dezentraler Elektrifizierung mit Inselnetzen und PV-Anlagen können
Skaleneffekte theoretisch beim Bau und der Erzeugung der Elektrizität entstehen. Durch die modulare
Bauweise des technischen Erzeugungssystems sind die zu erreichenden Skaleneffekte im Vergleich
168
zu anderen Infrastrukturinvestitionen allerdings lediglich mäßig.
Im Bereich der Planung,
Vorbereitung und Umsetzung der Projekte können durch eine größere Anzahl an Projekten
169
Erfahrungen und spezielle Kenntnisse gewonnen werden, die die Kosten für neue Projekte senken.
3.5.2 Investitionskosten
In der Literatur gibt es sowohl Angaben zu den Kosten ganzer Anlagen und Beispiele von Pilotanlagen
als auch Angaben zu den einzelnen Komponenten der Erzeugungseinheit. Im Folgenden wird ein
Überblick über die Kosten der einzelnen Komponenten gegeben. Die einzelnen Werte können je nach
Quelle, Land und Projekt voneinander abweichen, stellen aber einen Richtwert dar.
ERZEUGUNGSANLAGE
Die fünf Kostenbestandteile einer PV-Diesel-Hybrid-Anlage sind in absteigender Reihenfolge: PVPaneele und Stützen, Inverter und Batterien, „Balance of System“-Kosten (BOS) sowie der
Generator.
170
Laut einer Schätzung
171
der IEA aus dem Jahr 2013 lagen die Installationskosten für
PV-Mini-Grids mit Generator und Batterieeinheit zwischen 5 500 und 9 000 €/kW P, dies deckt sich
auch mit der Einschätzung des IED. Die relativ große Kostendifferenz ist durch die unterschiedlichen
Anlagengrößen, Orte und Länder begründet. Die Größe des verfügbaren Angebots zum Beispiel an
PV-Paneelen hat Einfluss auf den Preis.
172
Beobachtungen haben gezeigt, dass bei größeren
173
Projekten die Kosten pro kWh nicht zwingend sinken.
Bei der Auslegung der Anlage muss zwischen
der Bedienung der hohen Abendpeaks und den höheren Kosten durch zusätzliche Batteriekapazitäten
oder einer größeren Anlage abgewogen werden.
167
Vgl. Schumann et al. (2011), S. 149.
Vgl. IRENA (2011), S. 19, 27 und Kessides (1993), S. 9.
169
170
Typische Kostenstruktur einer PV-Diesel-Hybrid-Anlage: PV-Paneele und Stützen (30 %), Inverter (20 %),
Batterien (20 %), BOS (15 % ‒ 20 %), Generator (10 % ‒ 15 %) vgl. hierfür Léna (2013), S. 14.
171
Die Studie erhob Daten zu bestehenden Anlagen in Afrika und Asien erhoben.
172
Vgl. Léna (2013), S. 14 und IED (2013a), S. 35.
173
Diese Tatsache unterstreicht die Einschätzungen zu Skaleneffekten in Abschnitt 3.5.1.
168
Seite 38
PHOTOVOLTAIKMODULE
Die Kosten für PV-Module sind in den letzen Jahren aufgrund hoher Herstellungszahlen und damit
einhergehenden Lerneffekten enorm gesunken. Mit einer Verdopplung der weltweit installierten
Kapazität sank der durchschnittliche Preis pro W p um 20 %. Von 1980 bis 2012 sank der Preis pro W p
von circa 8 € auf unter einen Euro (Euro-2013-Niveau).
174
Laut dem Bundesverband Solarwirtschaft
lag der Netto-Einkaufspreis pro W p im ersten Quartal 2013 für monokristaline und polychristaline
odule im
ittel bei circa 0,7 €.
175
Weltweit ist auch in den nächsten Jahren mit einer Zunahme der
installierten PV-Kapazität zu rechnen und somit auch mit einer weiteren Preisreduktion durch
Lerneffekte. Die Höhe dieser Preisreduktion kann sich allerdings im Vergleich zu den letzten 20
Jahren abschwächen bzw. verändern, da heutzutage circa 50 % der Modulkosten BOS-Kosten sind.
Der Einfluss von Kostensenkungen für die Paneele könnte im Verhältnis zu den Kosten für Kabel,
176
Inverter und Arbeit abnehmen.
durch Lerneffekte als hoch ein.
Die IRENA schätzte 2011 dennoch die weitere Kostenreduktion
177
WECHSELRICHTER
Wie bereits in Abschnitt 3.4.1 erläutert, werden für die Erzeugungsanlag PV-Wechselrichter und
Batteriewechselrichter benötigt. Je nach Größe der Erzeugungsanlage und der Batteriebank werden
unterschiedlich viele PV- und Batteriewechselrichter benötigt. Dabei können generell wenige große
oder mehrere kleine Wechselrichter eingesetzt werden. Aufgrund der Abgeschiedenheit der
Installationsorte kann es sinnvoll sein, eher viele kleine Wechselrichter zu nutzen, damit Ersatzteile im
Störungsfall schneller zur Verfügung stehen und die Auswirkungen auf das System geringer sind.
178
Die Kosten für die Inverter machen circa 20 % der Anlagenkosten aus. Einer Studie von der IEA aus
dem Jahr 2013 ist zu entnehmen, dass die Inverterkosten bei drei Anlagen zwischen 1170 € und
1850 € pro installiertem kW p PV lagen
179
. Einer Schätzung des IED zufolge liegen die Inverterkosten
180
hingegen bei rund 753 €/kW p.
AKKUMULATOREN
Die Kosten für Akkumulatoren sind in der Vergangenheit stark gesunken. Bleiakkumulatoren und
Lithium-Ionen-Akkumulatoren
sind
heute
für
unter
200
€/kWh
erhältlich.
181
Lithium-Ionen-
Akkumulatoren sind besonders geeignet für kleinere Anwendungen und eignen sich daher gut für
Inselelektrizitätssysteme. Bleiakkumulatoren waren bisher deutlich günstiger und fanden daher
174
Vgl. Wirth (2014), S. 8.
Vgl. EuPD Research (2013), S. 14 ff., Anmerkung: chinesische /taiwanesische Hersteller waren jeweils etwas
günstiger mir circa 0,55 €.
176
Vgl. Hermle / Glunz (2013), S. 10.
177
Vgl. IRENA (2011), S. 27.
178
Vgl. Power and Water Corporation (2013), S. 44.
179
Die Anlagen befanden sich im Senegal, Kambodscha und Ekuador vgl. hierfür Léna (2013), S. 14 f.
180
Vgl. IED (2013b), S. 30, die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen Umrechnungsquoten der
EZB von $ in € umgerechnet, siehe Anhang VIII. Für die höheren Kosten bei realisierten Projekten in
Entwicklungsländern gibt es viele Gründe, auf einige wir im Abschnitt 3.5.3 eingegangen.
181
Vgl. Gifford (2014), die Preise für Lithium-Ionen-Akkumulatoren sind in den letzen Jahren enorm gesunken vgl.
hierfür Mohring / Michaelis (2013), S. 18, die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet, siehe Anhang VIII.
175
Seite 39
häufiger Anwendung. Es ist allerdings möglich, dass sich das aufgrund ihrer kürzeren Lebenszeit bzw.
weniger Ladezyklen und dem kleiner werdenden Kostenvorteil in Zukunft ändert.
182
Generell können
Akkumulatoren 10 % bis 40 % der Investitionskosten und aufgrund der zyklisch notwendigen
Erneuerung 30 % bis 60 % der Betriebskosten ausmachen.
183
VERTEILUNG
Laut einer Studie für das britische Ministerium für internationale Entwicklung (Department for
International Development UK) betragen die Kosten für einen Kilometer herkömmlicher Niederspannungsleitung zwischen 5400 € und 8700 €. Die Kosten für das Verteilnetz machen im Durchschnitt
circa 10 % bis 20 % des gesamten PV-Inselsystems aus, können allerdings bei gewissen Standards
oder Ausprägungen auf bis zu 50 % steigen.
184
3.5.3 Rahmenbedingungen
Die Investitionskosten für eine PV-Mini-Grid-Anlage in SSA können sich von anderen Regionen
merklich unterscheiden. Die Preise für Komponenten in SSA können aufgrund ineffizienter
Vertriebswege, Einfuhrzöllen und geringem Wettbewerb deutlich über denen in Europa oder den USA
liegen.
185
Die ARE stellt fest, dass die Kosten für erneuerbare Erzeugungstechnologien in Afrika im
Vergleich zu anderen Regionen höher sind. In Ghana installierte PV-Systeme waren dreimal so teuer
wie vergleichbare Installationen in Bangladesch. Neben den bereits genannten Gründen erhöhen TAK
bei der Beschaffung und geringe Verkaufszahlen die Kosten.
186
Die Kosten für den Import eines
Containers in ein Land in SSA sind im Durchschnitt über dreimal höher als die in Ostasien und im
Pazifikraum. Die Unterschiede zu Europa und Zentralasien sind zwar deutlich geringer, jedoch ist der
Durchschnitt in keiner Region so hoch wie in SSA.
187
Hohe Importkosten hemmen Investitionen.
188
GANDA und NGWAKWE, die sich auf einen Bericht der Weltbank stützen, schätzen die Kosten von
Projekten im Bereich EE in Afrika als 20 % ‒ 30 % höher ein als in anderen Entwicklungsregionen. Als
Gründe hierfür nennen sie den hohen Importanteil und hohe Steuern.
189
Einige Länder versuchen
diese Hürden für den Ausbau von EE und die ländliche Elektrifizierung abzubauen, indem sie
Ausnahmen für die Einfuhrzölle in diesem Bereich schaffen. So gibt es in Ghana und Kenia
Einfuhrzollbefreiungen für Solar- und Windkraftanlagen bzw. für EE-Anlagen. In Mosambik gibt es
Steuerbefreiungen für Anlagen, die der ländlichen Elektrifizierung dienen.
190
Neben den Einfuhrzöllen,
erhöhen auch die Transportkosten sowie die langen Transportwege die Kosten. Laut der IHK
Hochrhein-Bodensee machen die Transportkosten bei einem Produkt, dass aus Westafrika nach
182
Vgl. IRENA (2011), S. 21, 34.
Vgl. Häberlin (2010), S. 223, diese Einschätzung ist aufgrund der Preisreduktionen der letzten Jahre
vermutlich nach unten zu korrigieren.
184
Vgl. IED (2013a), S. 25 und Reiche et al. (2000), S. 53, die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet, siehe Anhang VIII.
185
Vgl. Schröder et al. (2013), S. 11 f.
186
Vgl. ARE (2011), S. 44, 52.
187
Vgl. The World Bank (2013).
188
189
Vgl. Ganda / Ngwakwe (2014), S. 457.
190
Vgl. Busche (2013), S. 17.
183
Seite 40
Europa importiert wird, rund 70 % der Kosten aus. Dieser Wert dürfte in die entgegengesetzte
Richtung, also bei Importen bis nach Afrika hinein, in der Größenordnung ähnlich sein. Der Transport
von einem Hafen in Westafrika aus in ein Land ohne Meereszugang dauert circa 70 Tage.
191
3.6 Rechtliche Rahmenbedingungen
Die rechtlichen Rahmenbedingungen spielen bei der Bereitstellung von Infrastruktur eine entscheidende Rolle, sie bestimmen die möglichen Gestaltungsformen der Bereitstellung. Durch die
Regulierung der Betreiber, Subventionen, Festlegung von Preisen, politische Zielsetzungen und
weiteren Maßnahmen und Regeln werden die Bedingungen für die Betreiber von der Gesetzgebung
und politischen Richtlinien bestimmt. Die Einstellung der Regierung kann eine Entwicklung im
ländlichen Bereich fördern aber auch hemmen. Investoren bewerten geringe Verlässlichkeit auf
rechtliche Rahmenbedingungen und Fördermechanismen als sehr schädlich.
192
Viele Experten sehen
die momentanen, rechtlichen Rahmenbedingungen in SSA eher als einen hemmenden Faktor für die
ländliche Elektrifizierung. Die Global Village Energy Partnership (GVEP), eine Initiative der Weltbank
und des United Nation Development Programme, bezeichnet den regulatorischen Rahmen als
unterentwickelt und sieht den Netzausbau als priorisierte Methode der ländlichen Elektrifizierung in
SSA. Außerdem werden die Lizenzvorschriften als vage kritisiert. Für Projektentwickler und Betreiber
sind auch die unterschiedlichen Regelungen in den einzelnen Ländern eine Hürde. Weiter erschwert
werden Investitionen in den Bereich der ländlichen Elektrifizierung durch das häufige Fehlen von
Anreizsystemen und fähigen verantwortlichen Institutionen.
193
Allerdings haben fast alle Länder SSAs
in den letzten zehn Jahren Reformen im Bereich des Off-Grid-Sektors durchgeführt und viele
politische Ziele im Bereich Elektrizität.
195
194
haben
Nach Einschätzungen der GIZ gibt es zum Beispiel in den
Ländern Ghana, Kenia, Mozambik und Tansania ein gesteigertes Interesse der Regierungen an der
Versorgung durch Mini-Grids.
196
3.6.1 Aufbau des Elektrizitätssektors
Der Strommarkt in SSA ist historisch monopolistisch geprägt, in vielen Ländern SSAs gibt es ein
großes, staatliches EVU, welches für die Erzeugung, die Übertragung, die Verteilung und den Vertrieb
der Elektrizität zuständig ist bzw. war.
197
Seit den 80er Jahren kommt es in einigen Ländern zu
Teilprivatisierungen, zum Unbundling und zur Öffnung von Märkten für unabhängige Elektrizitätserzeuger
198
. Unter Unbundling versteht man das Trennen verschiedener Unternehmensbereiche
voneinander, die vorher von einem Unternehmen abgedeckt wurden. Internationale Geldinstitute wie
die Weltbank haben den afrikanischen Staaten nahegelegt, den Sektor der ländlichen Elektrifizierung
IPPs zu öffnen, da die großen EVUs in vielen Ländern aufgrund ihrer finanziellen Situation nicht
191
Vgl. Kahler (2010).
Vgl. Reiner Lemoine Institut (2012), S. 11 f. und Bhattacharyya (2013), S. 468.
193
Vgl. George (2014), S. 9 und World Bank Group Energy Sector Strategy (2010), S. 26.
194
35 der betrachteten 45 Länder.
195
Vgl. IED (2013a), S. 14 und Bazilian et al. (2012), S. 95.
196
Vgl. GIZ (2014), S. 8.
197
Vgl. Gaul et al. (2010), S. 11 sowie Anhang IV Staatsanteil der EVUs.
198
Im Folgenden auch als IPP für Independent Power Producer bezeichnet.
192
Seite 41
kreditwürdig sind und so nicht die nötigen finanziellen Mittel aufbringen können. Bei den durch die
Weltbank und den IWF angestoßenen Reformen der Energiesektoren mit dem Ziel liberalere Märkte
zu schaffen, gibt es zwei verbreitete Varianten. Entweder wird die Struktur des Marktes verändert in
dem das EVU vertikal oder horizontal in verschiedene Unternehmen aufgeteilt wird (Unbundling). Oder
die Eigentumsverhältnisse werden reformiert, es kommt zur Privatisierung von allen oder einigen
Bereichen der staatlichen oder teilstaatlichen EVUs. Diese beiden Optionen können auch parallel
verfolgt werden. Den Weg des vertikalen Unbundling, das heißt für die Erzeugung, Übertragung und
Verteilung der Elektrizität verschiedene Unternehmen zu gründen, gingen bzw. gehen in SSA 55 %
der Länder. In 29 % der Länder gibt es unabhängige IPPs und knapp 20% der Länder haben einen
Netzbetreiber für das gesamte Netz, an den jeder Elektrizitätserzeuger seinen Strom verkaufen muss,
dieses Prinzip nennt sich „Single-Buyer“. Laut einer vom IWF herausgegebenen Studie ist das SingleBuyer-Prinzip, wobei das staatliche oder teilstaatliche EVU diese Rolle übernimmt, in Kombination mit
IPPs die verbreiteteste Variante in SSA.
199
Gibt es nur einen Abnehmer für die von privaten Erzeugern
erzeugte Elektrizität, sind diese hochgradig vom Single-Buyer abhängig.
200
Trotz des in vielen Ländern
vorgenommene Unbundling, der teilweisen Privatisierung, angekündigten und durchgeführten
Reformen hat der Staat in den meisten Ländern in SSA immer noch eine äußerst dominante Rolle im
Elektrizitätssektor.
201
Im Bereich der ländlichen Elektrifizierung sehen sich die Länder vor der
Entscheidung, die Bereitstellung durch den privaten Sektor oder durch den Staat bzw. das staatliche
EVU voranzutreiben. Die Mehrheit der Staaten geht bei der ländlichen Elektrifizierung den Weg der
Öffnung für die private Bereitstellung durch IPPs unabhängig davon, ob es einen staatlichen
Energieversorger gibt oder dieser privatisiert wurde. Die Öffnung für private Betreiber heißt aber nicht,
dass der Staat keine Rolle bei der Bereitstellung mehr übernimmt. Es können auch weiterhin durch
den Staat Elektrifizierungsvorhaben durchgeführt werden.
202
Aufgrund der von der Weltbank
angeschobenen Umstrukturierung des Energiesektors der Länder in SSA ist der grundsätzliche
203
institutionelle Aufbau in vielen Länder sehr ähnlich.
Das staatliche oder teilstaatliche EVU
204
untersteht dem Energieministerium, welches die Energiepolitik bestimmt. Die Regulierungsbehörde ist
entweder auch im Energieministerium eingegliedert oder besteht als unabhängige Institution. Im OffGrid-Bereich spielt die REA eine wichtige Rolle, sie verfügt zum Beispiel über den REF.
205
Mithilfe
dieses REF kann die REA so ländliche Elektrifizierungsprojekte unterstützen oder selber initiieren.
206
Das System aus REA und REF ist in den meisten Ländern relativ neu und bietet eine Möglichkeit für
199
Vgl. Vagliasindi (2013), S. 25 und Alleyne (2013), S. 31.
Vgl. ARE (2011), S. 48.
201
Aus einer Studie der Public Service International Research Unit (PSIRU) der Universität Greenwich aus dem
Jahre 2013 geht hervor, dass 90 % aller Investitionen im Elektrizitätssektor staatlich sind und in 77 % der Länder
der Staat bei der Übertragung und Verteilung von Elektrizität dominant ist vgl. hierfür van Niekerk / Hall (2013), S.
3, 14 f.
202
Vgl. Massé (2010), S. 21 ff.
203
Vgl. World Bank (1993), S. 14.
204
Falls dieses existiert.
205
In den meisten Ländern SSAs wurde in den letzten Jahren eine REA sowie ein REF gegründet vgl. hierfür
Shanker et al. (2013), S. 9 und UNIDO / REEEP (2011), S. 4,10.
206
Vgl. Gaul et al. (2010), S. 11.
200
Seite 42
private Unternehmen und Gemeinden, Unterstützung bei der Umsetzung zu erlangen.
207
Zu
Problemen kommt es, wenn es keine klare Kompetenzabtrennung zwischen der neu eingeführten
REA und dem bereits bestehenden Regulierer gibt und diese dann Aufgabenbereiche der
208
Regulierungsbehörde übernimmt.
stark reguliert.
209
Generell ist der Elektrizitätssektor in den meisten Ländern SSAs
In vielen Ländern wird ein Zwei-Pfad-Ansatz zur Erhöhung der ländlichen
Elektrifizierungsrate verfolgt. Die staatlichen Institutionen wie das staatliche oder teilstaatliche EVU,
die REA und das Energieministerium verfolgen beim sogenannten „zentralen Pfad“ in erster Linie den
Ausbau des nationalen Netzes in ländliche Regionen, wirken aber auch bei Off-Grid-Projekten mit. Da
der Fokus dieser Arbeit auf Mini-Grids liegt, wird im Folgenden bei diesem Pfad nur auf die Tätigkeiten
der staatlichen Institutionen in diesem Bereich eingegangen. Der „dezentrale Pfad“ zielt auf die
Elektrifizierung durch unabhängige private Erzeuger und Gemeinden ab.
210
3.6.2 Rechtliche Vorgaben und Subventionen
Für die Elektrifizierung von ländlichen Gebieten mit Off-Grid-Inselanlagen gibt es je nach Land
verschiedene Vorgaben. Dabei kann die Regulierungsbehörde den Tarif entweder individuell für jedes
Projekt oder gegebenenfalls anhand spezifischen Vorgaben für den Off-Grid-Bereich festlegen. Die
Vorgaben können technologie- oder saisonabhängig sein. Alternativ dazu kann ein einheitlicher
Stromtarif vorgegeben werden, der für alle Konsumenten im ganzen Land gelten muss. Weitere
Regelungen können bezüglich des Umweltschutzes, der Eigentumsverhältnisse oder der technischen
Ausgestaltung bestehen. Das Feld der möglichen Subventionen, die den Bereich der ländlichen
Elektrifizierung beeinflussen, ist breit. Es gibt sowohl Subventionen für den Betreiber als auch für die
Kunden. Der Betreiber kann durch die Einnahmen aus FIT oder Zuschüsse je angeschlossenem HH
oder je produzierter kWh von Subventionen profitieren. Auch bei den Subventionen für Kunden gibt es
anschlussbasierte und verbrauchsorientierte Varianten. Desweiteren ist die Quersubventionierung,
gerade bei EVUs, eine Möglichkeit. Hierbei werden die Tarife in Regionen mit teurerer Erzeugung
durch Einnahmen aus höheren Tarifen zum Beispiel für Kunden in städtischen Gebieten künstlich
vergünstigt. Gerade bei den Kapitalkosten und Kosten für die Anlage ist es in SSA üblich, finanzielle
Unterstützung durch Subventionen oder Zuschüsse zu bekommen.
211
Die verbreiteteste Art von
Subventionen in SSA im Elektrizitätssektor ist die finanzielle Unterstützung der staatlichen oder
teilstaatlichen EVUs, um niedrigere Strompreise zu erreichen.
212
Neben Subventionen für Mini-Grid-
Systeme haben auch Subventionen für herkömmliche Energiesysteme einen Einfluss auf die
Wirtschaftlichkeit. Subventionen für Diesel verschlechtern zum Beispiel die Konkurrenzsituation mit
Diesel-Mini-Grids, Einspeisetarife für das nationale Netz verringern hingegen das Absatzrisiko im Falle
207
Vgl. AEI (2011), S. 27.
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 22.
209
Es gibt insgesamt 26 Elektrizitätsregulierungsbehörden und 15 ländliche Elektrifizierungsbehörden vgl. hierfür
Alleyne (2013), S. 8, 53.
210
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 1, 3, 21.
211
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 120, 245.
212
Vgl. African Development Bank Group (2013).
208
Seite 43
eines Netzanschlusses.
213
Nach Einschätzungen der GIZ verstärkt sich generell der Fokus der
214
Regulierung auf die Unterstützung von Mini-Grids insbesondere von PV-Diesel-Systemen.
Ein
generelles Problem der Regulierung, der Förderinstrumente und anderen Maßnahmen ist, dass diese
oft nicht aufeinander abgestimmt sind, sodass Konflikte entstehen.
215
3.6.2.1 Einfluss auf die ländliche Elektrifizierung
Finanzielle Anreize in Form von Subventionen für Betreiber oder Kunden fördern Investitionen in
Inselnetze, da sie eine zusätzliche Einnahmequelle für den Betreiber bieten oder höhere Tarife
möglich machen, wenn Kunden bei der Bezahlung durch den Staat unterstützt werden. Durch gezielte
Förderung von EE durch FIT können zudem klimapolitische Ziele in Einklang mit ländlicher
Elektrifizierung gebracht werden. FIT für an das nationale Netz angeschlossene Anlagen können
ebenfalls fördernd für Off-Grid-Anlagen sein. Die gesteigerte finanzielle Sicherheit im Falle des
Netzanschlusses des Dorfes erhöht wie bereits erläutert die Anreize für die Durchführung. Bei der
Wahl der Subventionen müssen die Anreize für den Betreiber vorher detailliert analysiert werden, um
negative Folgen zu verhindern.
216
Subventionen für fossile Brennstoffe sind ein Hindernis für die
Vorteilhaftigkeit und somit den Ausbau von EE. Mini-Grids mit PV stehen nicht nur in Konkurrenz zu
Elektrizität aus dem nationalen Netz, sondern auch zu Inselnetzen mit Dieselgeneratoren. Auch die
Nutzung privater Dieselgeneratoren zur Versorgung mit Elektrizität ist, bei durch Subventionen niedrig
gehaltenen Dieselpreisen, attraktiver.
217
Eine Studie, bei der weltweit 38 Finanzinstitutionen, die EE-
Projekte finanzieren, befragt wurden, kommt zu dem Ergebnis, dass 70 % dieser Finanzinstitute
Subventionen für fossile Brennstoffe als Hindernis für Investitionen in EE sehen.
218
In einigen Ländern
versucht der Staat durch die Vorgabe einheitlicher Elektrizitätspreise, das Ziel „soziale Gerechtigkeit“
zu erreichen. Diese sind allerdings nicht immer kostendeckend. Um die ländliche Elektrifizierung zu
fördern, werden allerdings in immer mehr Ländern kostendeckende Tarife angestrebt, diese lassen
sich in der Realität aufgrund der Zahlungsbereitschaft vieler Kunden, die an die niedrigen Tarife
gewöhnt sind oder Ungerechtigkeiten gegenüber anderen Kunden beklagen würden, nicht immer
durchsetzen.
219
213
In 21 von 45 Ländern in SSA gibt es Subventionen für Petroleumprodukte. Einspeisetarife für EE in das
nationale Netz gibt es bereits in sieben Ländern SSAs und weitere fünf Länder ziehen momentan nach. Im OffGrid-Bereich gibt es bisher nur in Tansania REFITs. vgl. hierfür Vgl. Nganga et al. (2013).
214
Vgl. GIZ (2014), S. 8.
215
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 36 und World Bank (2008), S. 94.
216
So wird durch eine Subventionierung abhängig von der Größe der installierten Erzeugungseinheit, womöglich
nicht der langfristige, störungsfreie Betrieb gefördert, sondern eine zu große Auslegung der Anlagen begünstigt.
217
Das Ergebnis der bereits zitierten Studie von SZABÓ ET. AL aus dem Jahr 2011 zeigt die starke Abhängigkeit
der Vorteilhaftigkeit von PV von der Höhe der nationalen Dieselpreise. In Anhang II ist ersichtlich, dass es neben
regionalen Unterschieden auch starke Unterschiede zwischen Ländern der gleichen Region und daher vermutlich
ähnlichen Einstrahlungsverhältnissen gibt. Diese Unterschiede sind auch auf durch Steuern und Subventionen
beeinflusste Dieselpreise zurückzuführen. So sind laut der Studie Diesel-Mini-Grids in Angola aufgrund der
Subventionen wirtschaftlicher als PV-Mini-Grids, obwohl in den benachbarten Ländern PV kostengünstiger wäre
vgl. Szabó et al. (2011), S. 5 f. und Anhang II.
218
Vgl. Bhattacharyya (2013), S. 467 f.
219
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 37, 243.
Seite 44
Kapitel 4 (Mittelherkünfte und Betreibervarianten)
4 Mittelherkünfte und Betreibervarianten
Aufbauend auf der in Kapitel 3 vorgenommenen Zerlegung des Systems „ländliche, dezentrale
Elektrifizierung mit PV“, werden in diesem Kapitel verschiedene Bereitstellungsarten der Infrastruktur
untersucht. Bei der Bereitstellung der Infrastruktur ist die Herkunft der finanziellen Mittel inklusive der
Rückgewinnung dieser, im Folgenden Refinanzierung genannt, sowie die Art des Betriebs für die
gesamtwirtschaftliche Analyse von besonderer Bedeutung. In Tabelle 4 im Abschnitt 3.2.3.2 wurden
die Akteure, die die Rollen „Finanzierung“ und/oder „Betrieb der Anlage“ übernehmen können,
identifiziert. Die Mittelbereitstellung kann über ein privates EVU, ein lokales Gewerbe, die staatlichen
Akteure ländliche Elektrifizierungsbehörde und das staatliche oder teilstaatliche EVU des betreffenden
Landes sowie durch eine EZAO erfolgen. Für den Betrieb kommen generell die gleichen Akteure in
Frage, allerdings treten die REA sowie die EZAOen in den meisten Fällen nicht als Betreiber auf. Im
Folgenden werden die verschiedenen Varianten der Mittelbereitstellung und des Betriebs detailliert
beschrieben sowie die jeweiligen Anreize und Interessen dargestellt.
4.1 Mittelherkunft
Für die Bereitstellung der Mittel werden, wie bereits erläutert, sechs verschiedene Akteure betrachtet.
Anhand der Zielsetzungen und Eigenschaften dieser Akteure lassen sie sich in drei Kategorien
einteilen. Die erste Kategorie umfasst die staatlichen, die zweite die privaten Mittel und die dritte Mittel
von EZAOen
220
. Die Interessen und Bereitstellungseigenschaften werden in den Abschnitten 4.1.1 bis
4.1.3 diskutiert. Diese Unterteilung wird in der Literatur ebenfalls verwendet zum Beispiel von der IEA.
Im Jahr 2009 kamen weltweit knapp 50 % der Investitionen für die Erhöhung des Zugangs zu
Elektrizität von bilateralen EZAOen und multilateralen Organisationen. Weitere 33 % stellten die
Regierungen der betroffenen Länder bereit und 22 % stammten aus privaten Mitteln.
221
Der Anteil
privater Mittel liegt für den Raum SSA aufgrund politischer, rechtlicher und ökonomischer Unsicherheiten für private Investoren unterhalb des weltweiten Durchschnittes. Weitere Gründe hierfür sind
geringe maximale Laufzeiten und hohe Zinsraten für Kredite.
Finanzierungsmitteln und -optionen.
222
Generell gibt es einen Mangel an
223
REFINANZIERUNG
Die Refinanzierung bezeichnet in diesem Kontext den Rückfluss der finanziellen Mittel, sowohl für die
Finanzierung und Installation als auch für den Betrieb und die Wartung. Bei der Untersuchung liegt der
Fokus auf den Anreizen und Möglichkeiten der einzelnen Akteure für die Refinanzierung. Generell ist
es je nach Akteur möglich, durch finanzielle Einnahmen durch die Tarife, Anschlussgebühren,
staatliche Hilfen, Spenden, Fonds, Clean Development Mechanism-Maßnahmen (CDM-Maßnahmen)
220
Finanzielle Mittel von EZAO können je nach dem, ob es sich um staatliche Organisationen oder um NROs
handelt, ebenfalls staatliche oder private Mittel sein. Die vorgenommene Unterscheidung der Kategorien bezieht
sich jedoch nicht auf die ursprüngliche Quelle der Mittel, sondern auf die mit der direkten Herkunft der Mittel
verbundenen Interessen und Bereitstellungsmodalitäten.
221
Vgl. IEA / OECD (2011), S. 472 ff.
222
Vgl. IED (2013b), S. 63 und World Bank (2008), S. 95 f.
223
Vgl. George (2014), S. 9.
Seite 45
und Steuereinnahmen die finanziellen Ausgaben auszugleichen.
224
Bei der Nutzung von PV als
Erzeugungstechnologie werden andere nicht CO2-neutrale Erzeugungsarten ersetzt oder vermieden
und so insgesamt CO2 eingespart. Für den Betreiber ist es aus diesem Grund möglich, Carbon Credits
aus dem CDM-Programm zu erlangen und diese an der Börse zu verkaufen. Die Preise für Carbon
Credits sind allerdings gering und die TAK bei der Beantragung gerade bei kleinen Projekten im
Verhältnis zum Output hoch.
225
4.1.1 Staatliche Mittel - Bereitstellung und Refinanzierung
Der Staat kann entweder direkt bestimmte Projekte staatlich finanzieren oder durch Subventionen,
Steuererleichterungen oder durch die Bereitstellung von günstigem Kapital
226
ländliche Elektrifizierung
fördern. Bei der direkten Finanzierung durch den Staat bedient sich dieser in den meisten Ländern
des staatlichen oder teilstaatlichen EVUs oder der ländlichen Elektrifizierungsbehörde. Die ländliche
Elektrifizierungsbehörde verfügt meist über den REF, der durch den Staat bereitgestellte Mittel für die
Unterstützung, Planung und in manchen Fällen auch Durchführung ländlicher Elektrifizierungsprojekte
beinhaltet. Der Staat subventioniert das staatliche oder teilstaatliche EVU und gleicht so Verluste
aus.
227
Die Mittel, die der Staat ausgibt, stammen aus dem Staatshaushalt, werden dauerhaft Verluste
gedeckt, entstehen dort Defizite.
228
Gewährt der Staat Steuererleichterungen oder vergibt
Subventionen wie FIT, die dem Betreiber zu Gute kommen, wird die Versorgung durch Mini-Grids
unabhängig vom Betreibertyp finanziell unterstützt. Wie in Abschnitt 3.6 erläutert gibt es unterschiedliche Subventionen. Subventionen für Kapitalkosten oder für Anschlusskosten werden häufig durch den
REF bereit gestellt.
229
Bei der Finanzierung muss sich der Staat die Frage stellen, ob er die Projekte
selber also durch das EVU oder die REA bereitstellen möchte oder private Unternehmen beauftragt.
230
Bei vollständig durch den Staat finanzierten Projekten gibt es je nach Projekt verschiedene Ansprüche
an die Refinanzierung. Bei manchen Projekten ist eine Refinanzierung nicht gewollt bzw. steht hinter
anderen zum Beispiel sozialen Zielen zurück. Aufgrund der im Vergleich zu privaten Unternehmen
geringeren erwarteten Rendite hat der Staat niedrigere Kapitalkosten, was sich positiv auf die Tarife
auswirken kann. Bei der Erhebung nicht kostendeckender Tarife hingegen sind dauerhafte
Subventionen nötig und die Rückgewinnung der Investitionskosten durch die Tarife nicht möglich.
231
Zur Verkleinerung der Verluste des EVUs werden zum Beispiel in Kenia Quersubventionen
verwendet.
232
Die Ausgaben des Staates im Bereich der ländlichen Elektrifizierung können auch zu
höheren Steuereinnahmen durch wirtschaftliches Wachstum in den Regionen und zu weniger
Ausgaben bei der Armutsbekämpfung führen.
224
Vgl. Bhattacharyya (2012), S. 244.
Vgl. IEA / OECD (2011), S. 500 und Gaul et al. (2010), S. 15.
226
Vgl. Mainali / Silveira (2011), S. 2195.
227
Vgl. Schmid et al. (2006), S. 3.
228
Eine Studie des IWF zeigt, dass das quasi-fiskalische Defizit der EVUs in SSA im Durchschnitt 2 % des BIP
beträgt vgl. hierfür Alleyne (2013), S. 12.
229
Vgl. Lattenzio (2010), S. 39 f.
230
Vgl. Williamson (1988), S. 576.
231
Vgl. Schnitzer et al. (2014), S. 106.
232
Dort schreibt das Energiegesetz eine Abgabe in Höhe von 5 % für alle größeren an das Netz angeschlossenen Kunden vor, die zur Finanzierung der ländlichen Elektrifizierung genutzt wird vgl. Gaul et al. (2010), S. 15.
225
Seite 46
4.1.2 Private Mittel - Bereitstellung und Refinanzierung
Private Mittel zur Finanzierung der Projektinvestitionen stammen in der Regel aus dem Eigen- oder
Fremdkapital der privaten Unternehmen oder der Privatpersonen, die die Anlage bauen. Fremdkapital
kann von internationalen, nationalen oder lokalen Banken, Mikrofinanzinstituten, Risikokapitalgebern
und ähnlichen Quellen bezogen werden.
233
Investitionen in ländlichen Gebieten in Entwicklungslän-
dern werden als risikoreich und auch aufgrund hoher TAK als wenig lukrativ eingeschätzt. Das Risiko
wird häufig durch politische und ökonomische Unsicherheit erhöht. Aufgrund dessen sowie der
fehlenden langfristigen Erfahrungen der Geldgeber für Mini-Grid-Systeme ist der Zugang zu Krediten
schwer und/oder muss durch hohe Zinsen erkauft werden.
234
Die Finanzierung durch lokale und/oder
spezialisierte Banken ist hierbei eine Option, da diese unter Umständen vertrauter mit der Projektart
sind. Um Privatinvestitionen zu erleichtern, vergibt die REA in Tansania zum Beispiel Garantien an
lokale Banken für an private EVUs vergebene Kredite. Durch solche Maßnahmen sind erschwingliche
Zinsraten möglich. In Ruanda erhöhte die GIZ die Vergabe von Krediten durch private Banken indem
den Banken Garantien in Form von technischem Equipment der Anlage und Sicherheiten von
multinationalen Entwicklungsbanken gegeben wurden.
235
Auch die staatlichen oder teilstaatlichen
EVUs könnten durch private Mittel von Banken die ländliche Elektrifizierung finanzieren. Aufgrund der
Ineffizienzen, hohen Verlusten und geringen Tarifen sind viele der staatlichen oder teilstaatlichen
EVUs allerdings für Kreditinstitute nicht als Empfänger von Krediten geeignet.
236
Bei der Finanzierung
aus privaten Mitteln und dem damit in aller Regel einhergehenden Ziel der Renditeerzielung umfasst
die Refinanzierung die Deckung der Ausgaben für den Betrieb und die Wartung der Anlage sowie den
Rückfluss der ausgegebenen Mittel beim Anlagenbau, die nicht durch Subventionen erlangt wurden.
Bei privaten Mitteln ist für die Refinanzierung ein möglichst große Rendite erforderlich. Die Erlangung
von CO2-Zertifikaten und der Verkauf dieser ist ebenfalls eine Option, allerdings bestehen die oben
genannten Einschränkungen. Steuererleichterungen und Subventionen wie zum Beispiel FIT durch
den Staat bieten für den Betreiber eine zusätzliche Einnahmequelle, die die Refinanzierung teilweise
237
absichert und somit erleichtert.
4.1.3 Mittel von Entwicklungszusammenarbeitsorganisationen - Bereitstellung
und Refinanzierung
Die dritte Gruppe von Mitteln umfasst alle Mittel, die von EZAOen bereitgestellt werden. EZAOen
haben je nach dem, ob sie staatlich oder NGOs sind, unterschiedliche Geldgeber und Auflagen für die
Verwendung der Gelder. Staatliche Organisationen haben in vielen Fällen große Budgets und
zahlreiche Aufgabenbereiche. Einrichtungen der öffentlichen EZ haben nach Angaben der OECD im
Jahr 2013 insgesamt 97,8 Milliarden Euro investiert.
238
233
Die deutsche EZ hat in den Jahren 2000 bis
Vgl. IEA / OECD (2011), S. 503.
Vgl. ARE (2011), S. 33, Gaudchau et al. (2013), S. 3 und Peterschmidt / Neumann (2013), S. 29.
235
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 32 und Gaul et al. (2010), S. 15.
236
Vgl. Massé (2010), S. 19.
237
Vgl. Schnitzer et al. (2014), S. 106 und Deshmukh et al. (2013), S. 20 ff.
238
Vgl. EurActiv (2014).
234
Seite 47
2011 circa 180
illionen € im Bereich Energie in SSA investiert.
239
Ein Investor ist zum Beispiel die
Kreditbank für Wiederaufbau (KfW). Über die Deutsche Investitions- und Entwicklungsgesellschaft
(DEG) finanziert die KfW privatwirtschaftliche Investitionen in Entwicklungs- und Schwellenländern.
Außerdem gibt es zahlreiche Programme der Europäischen Union, der Weltbank und anderen
Institutionen, die Mittel für ländliche Elektrifizierungsprojekte bereitstellen. Ein Beispiel hierfür ist die
African, Caribbean and Pacific (ACP)-EU Energy Facility Initiative der Europäischen Kommission, die
in den Jahren 2006 bis 2013 die Vergabe von 420 Millionen Euro zur Verbesserung der Energieversorgung ländlicher Gebiete plante. Ein Großteil dieser Gelder wurde bereits in verschiedene Projekte
investiert.
240
Die Möglichkeiten der Refinanzierung sind ähnlich wie bei privaten Mitteln, allerdings sind
EZAOen gemeinnützige, nicht auf Gewinn ausgerichtete Organisationen. Eine Refinanzierung der
Investitionen durch die Tarife ist in den meisten Fällen nicht das Ziel. Sind die vergebenen finanziellen
Mittel keine Zuwendungen sondern Kredite, so verhält sich die Situation anders und die bereits
erläuterten Refinanzierungsmöglichkeiten finden Anwendung.
4.1.4 Relevanz, Häufigkeit und Mischformen
Die vorgenommene Einteilung der verschiedenen Mittelherkünfte findet sich auch zahlreich in der
Literatur.
241
Es gibt kaum Reinformen dieser Finanzierungsarten, die meisten Projekte finanzieren sich
stattdessen aus Mitteln verschiedener Herkünfte und weisen so eine Mischfinanzierung auf. Gerade
Mittel aus der EZ fließen in viele Projekte, die ebenfalls von privaten oder staatlichen Mitteln finanziert
werden und auch von diesen Akteuren umgesetzt werden. Laut GERLACH ET AL. gibt es bisher in SSA
kein privates Projekt, das ohne öffentliche finanzielle Unterstützung umgesetzt und betrieben
wurde.
242
Abhängig vom Grad der Subventionierung durch den Staat oder EZAOen können die
Projekte in Kategorien eingeteilt werden: Komplett gefördert, teilweise gefördert oder nicht gefördert.
Je nach Grad der Förderung werden die Tarife zur Deckung der Kosten durch den Betrieb und
Wartung bis hin zur Deckung der Investitionskosten verwendet.
243
Bei der folgenden Analyse wird zur
deutlicheren Unterscheidung zwischen den Konstellationen die Annahme getroffen, dass die
finanziellen Mittel nur aus einer der drei Quellen stammen.
244
4.2 Betreibermodelle
Neben der Herkunft der Mittel und den Refinanzierungsmöglichkeiten charakterisiert das Betreibermodell entscheidend das Elektrifizierungsvorhaben. Im folgenden Abschnitt werden die verschiedenen
Betreibermodelle vorgestellt. Ebenso wie bei der Mittelherkunft kann auch der Betrieb von mehreren
Akteuren übernommen werden. Sowohl das staatliche oder teilstaatliche EVU, ein privater Betreiber
239
Vgl. Offene Entwicklungshilfe (2014), die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet siehe Anhang VIII.
240
Vgl. European Commission (2013).
241
Vgl. z.B. IEA / OECD (2011), S. 31.
242
Vgl. Gerlach et al. (2013), S. 1.
243
Vgl. George (2014), S. 13.
244
Die Tendenz der Ergebnisse verändert sich dadurch nicht, solange die Anteile der anderen Herkünfte nicht zu
hoch sind. Gerade bei staatlich und privat finanzierten Projekten beeinflussen zum Beispiel zusätzliche Mittel von
EZAOen das Verhalten der Akteure kaum.
Seite 48
als auch die Gemeinde kann als Betreiber fungieren.
Betreiberarten.
246
245
Diese drei Varianten sind die häufigsten
Der Betrieb durch die Gemeinde ist aufgrund der besonderen Charakteristika
ländlicher Elektrifizierung wie die isolierte Lage vieler Dörfer, im Gegensatz zur Bereitstellung anderer
Infrastruktur, eine Option.
247
Der Betreiber hat die in Abschnitt 3.2.3.1 definierten Aufgaben, Rechte
und Pflichten.
BETREIBER UND EIGENTÜMER
Betreiber und Eigentümer der Anlage können zwei verschiedene oder ein und derselbe Akteur sein.
Ist die Gemeinde oder ein EVU der Betreiber sind diese in den meisten Fällen ebenfalls der
Eigentümer. Bei privaten Betreibern gibt es die Konstellation, dass der Anlagenbauer und Betreiber
die Eigentumsrechte an die Gemeinde oder ein EVU überträgt.
248
Findet eine Zusammenarbeit
zwischen dem Staat und privaten Firmen statt, spricht man von Public Private Partnership (PPP),
hierbei gibt es ebenfalls verschiedene Konstellationen. Betreibt der Anlagenbauer die Anlage nach
dem Bau und vor der Übertragung auf den Auftragsgeber
249
einen begrenzten Zeitraum, spricht man
von „Build Operate Transfer“ (BOT). Dieses ist die gängigste Form und ist auch im Fall ländlicher
Elektrifizierung mit Mini-Grids denkbar. Findet die Übertragung des Eigentums erst nach der
Konzessionszeit statt, ist von „Build Own Operate Transfer“ (BOOT) die Rede. Der Fokus der Analyse
der Betreibermodelle liegt nicht auf den unterschiedlichen Gestaltungsformen öffentlich-privater
Kooperation, sondern auf den vorgestellten verschiedenen Betreibertypen. Bei der Betrachtung eines
privaten Unternehmens als Betreiber wird die Möglichkeit einer PPP allerdings berücksichtigt. Generell
wird im Folgenden aber davon ausgegangen, dass Eigentümer und Betreiber ein Akteur sind. Auch
die ARE berichtet, dass der Initiator und Betreiber sehr oft ebenfalls der Eigentümer ist.
250
TRENNUNG VON NETZ- UND ANLAGENBETREIBER
In der EU wurden die Geschäftsfelder Elektrizitätserzeugung, Elektrizitätsübertragung bzw. -Verteilung
und Vertrieb im Zuge des „Unbundling“ voneinander getrennt. Die in Deutschland 1998 in Kraft
getretene Energierechtsnovelle öffnete den bis dahin durch Monopole geprägten Markt für den
Wettbewerb. Mit der Energierechtsnovelle 2005 wurde die Entflechtung der vertikal integrierten
Monopole vorangetrieben, um den Zugang zum Elektrizitätsnetz diskriminierungsfrei zu ermöglichen.
Der Netzbetreiber muss ein unabhängiges Unternehmen sein und alle Erzeugungsunternehmen
gleich behandeln und lock-in Effekte verhindern.
251
Der diskriminierungsfreie Zugang aller Erzeuger,
zum Verteilnetz erhöht den Wettbewerb und kann so zu niedrigeren Preisen für die Verbraucher
führen. Es ist also generell sinnvoll, Anlagen- und Netzbetreiber zu trennen. Im Fall von Inselanlagen
245
Vgl. Clo / Proietti (2013), S. 28, Reiner Lemoine Institut (2012), S. 16 und Deshmukh et al. (2013), S. 11,
neben diesen drei klassischen Modellen gibt es auch Mischformen, vgl. hierfür Peterschmidt / Neumann (2013),
S. 12, auf die im Weiteren allerdings nicht detailliert eingegangen wird, da ihre Eigenschaften sich aus der
Betrachtung der Grundformen ableiten lassen.
246
Vgl. Gómez (2013), S. 18.
247
Vgl. Lattenzio (2010), S. 15 f.
248
Vgl. OFID (2014), S. 2.
249
hier Staat, staatliches oder teilstaatliches EVU oder REA.
250
Vgl. ARE (2011), S. 21 und Hazelton et al. (2014), S. 2.
251
Vgl. BMWI (2014).
Seite 49
kann dies ebenfalls sinnvoll sein, allerdings ist der Wettbewerb in bestehenden Mini-Grids erst
relevant, wenn die Umsetzung und der Betrieb erfolgreich waren bzw. sind. Bis dahin wird es aufgrund
des kleinen Systems in der Regel keine weiteren Anbieter geben. Die Diskussion der Trennung von
Erzeugung und Verteilung ist nicht Teil dieser Arbeit, sollte aber mit Blick auf das langfristige Bestehen
der Anlagen kurz diskutiert werden. In vielen Beispielen ländlicher Elektrifizierung durch Mini-Grids ist
der Betreiber der Anlage und des Netzes die gleiche juristische Person. Mini-Grids zeichnen sich
durch ihre kleine Größe und ihre große Entfernung zum nationalen Netz und somit auch zu den
Wirtschaftzentren aus. Die daraus resultierenden langen Wege für Techniker sind ein Grund warum es
bei Mini-Grids sinnvoll sein kann, wenn der Betrieb des Netzes und der Anlage aus einer Hand
kommen. Damit der Betreiber aber bei potenziellen, neuen Elektrizitätserzeugern keine zu große
Vormachtstellung hat, sollte über Klauseln für den Netzzugang für Dritte nachgedacht werden. Besteht
eine Anlage beispielsweise über einen längeren Zeitraum, könnten sich auch kleinere Gewerbe des
Dorfes durch eigene PV- oder Biomasseerzeugungsanlagen an der Stromproduktion beteiligen. Für
diesen Fall müsste durch die Regulierungsbehörde der Zugang zum Verteilnetz sichergestellt werden.
Es gibt allerdings auch Beispiele, bei denen zwei Parteien sich je um Erzeugung und Netz kümmern.
Ein Beispiel hierfür gibt es im Senegal, dort hat INENSUS ein Zweibetreibermodell entwickelt. Das
private Unternehmen (INENSUS) betreibt und besitzt die Erzeugungseinheit und die Gemeinde bzw.
Teile von ihr betreiben und besitzen das Inselnetz.
252
Zur Einschränkung der zu untersuchenden
Konstellationen wird im Weiteren von einem Betreiber für Netz und Erzeugungsanlage ausgegangen.
4.2.1 Staatliches oder teilstaatliches Energieversorgungsunternehmen als
Betreiber
Das staatliche oder teilstaatliche EVU als Akteur kann die Rolle des Betreiber bei Off-Grid-Projekten
einnehmen. In Ausnahmefällen kann dies auch die REA als staatlicher Akteur übernehmen. In vielen
Ländern SSAs betreibt das staatliche oder teilstaatliche EVU Mini-Grids, bei den meisten davon ist die
Erzeugungsanlage ein Dieselgenerator.
253
Die staatlichen oder teilstaatlichen EVUs in SSA arbeiten
oft ineffizient und ihre Anreize ländliche Elektrifizierungsprojekte durchzuführen sind aufgrund der
geringen Wirtschaftlichkeit niedrig. Ein Grund hierfür ist die in der Regel vom staatlichen Betreiber
254
festgelegte Höhe der Tarife, die wie bereits erläutert nur selten die Kosten decken.
Aus diesem
Grund geht die Initiative meist nicht von den EVUs aus, sondern der Staat muss den Anstoß für
Elektrifizierungsprojekte geben. Dies setzt staatliches Engagement und die Bereitschaft, für das Ziel
„ländliche Elektrifizierung“ Mittel aufzuwenden, voraus.
4.2.2 Privater Betreiber
Ein privatwirtschaftlicher Betreiber ist ein privates Unternehmen oder eine Privatperson. Hierbei kann
es sich um ein Unternehmen aus dem Inland oder Ausland handeln, auch kleine Unternehmen aus
dem Dorf sind potenzielle Betreiber. Für die Analyse ist das gewinn- bzw. renditeorientierte Zielsystem
252
Vgl. Reiner Lemoine Institut (2012), S. 15 und für vertiefende Informationen Gaudchau et al. (2013), S. 4.
254
Vgl. ARE (2011), S. 28 und GIZ (2013a), S. 9.
253
Seite 50
des privatwirtschaftlichen Betreibers charakterisierend. Im Gegensatz zum staatlichen oder
teilstaatlichen Betreiber ist er nur an für ihn wirtschaftlichen Standorten interessiert. Die flächendeckende Elektrifizierung aus sozio-ökonomischen Gründen ist nicht Bestandteil seines Zielsystems.
Eine gesicherte Nachfragemenge ist für ihn zur Absenkung von Risiken bedeutend. Aus diesem
Grund wird in der Literatur die Einbindung eines Ankerkunden als Möglichkeit zur Sicherung und
Erhöhung der Einnahmen dargestellt.
255
Der private Betreiber wählt hierbei nur Dörfer aus, die in der
Nähe eines größeren Stromabnehmers liegen. Die häufig besser planbare Nachfrage von
landwirtschaftlichen Betrieben, Mobilfunkmasten oder anderen Ankerkunden verschafft dem Betreiber
eine sicherere Einnahmequelle und vermindert so Risiken. Der Ankerkunde sichert dem Betreiber die
Abnahme einer gewissen im optimalen Fall konstanten Menge elektrischer Arbeit zu. So erhöht sich
die Planungssicherheit und verkürzt sich gegebenenfalls die Amortisationszeit. Desweiteren können
von Ankerkunden unter Umständen höhere Tarife verlangt werden, da das Substitut, Elektrizität durch
einen Dieselgenerator, in sehr entlegenen Regionen oft sehr teuer ist (siehe Abschnitt 3.2.2.3).
Aufgrund seines Wissens und seiner Ressourcen ist der private Betreiber in der Regel fähig, die
Anlage und das Netz langfristig erfolgreich zu warten.
4.2.3 Community Based
Von einem „Community Based“, also einem auf der Gemeinde basierenden Betreibermodell, spricht
man, wenn die Dorfgemeinschaft bzw. Teile von ihr als Eigentümer und Betreiber auftreten oder
bestimmte Aufgaben des Betriebs übernehmen. Dieses Modell findet besonders oft dann Anwendung,
wenn die örtlichen Gegebenheiten keinen Anreiz für private Unternehmen oder staatliche Energiever256
sorger darstellen und der Staat diese auch nicht schafft.
Die meisten der weltweit installierten EE-
Mini-Grids werden von den Nutzern also der Gemeinde oder kleinen Unternehmen betrieben. Hierbei
sind allerdings auch sehr kleine Anlagen, die nur ein Haus versorgen, berücksichtigt.
257
Es wird im
Weiteren davon ausgegangen, dass in der Regel die Community nicht nur der Betreiber, sondern
auch der Eigentümer ist.
258
In den meisten Fällen wird ein Komitee gegründet, das als Betreiber agiert.
Die Ausgestaltung dieses Betreibermodells kann je nach Form variieren, es können alle Aufgaben des
Betreibers vom Komitee übernommen werden oder auch nur Teile.
259
Im Folgenden wird aufgrund der
besseren Differenzierung zu den anderen Modellen davon ausgegangen, dass das Komitee bzw. die
Gemeinde alle für einen Betreiber üblichen Aufgaben übernimmt. Das Zielsystem der Gemeinde ist in
erster Linie die Erhöhung der Elektrifizierungsrate und damit einhergehend die Verbesserung der
wirtschaftlichen Situation des Dorfes. Für die Durchführung des Betriebs kann die Dorfgemeinschaft
255
Vgl. ARE (2011), S. 21.
257
Vgl. HOMER Energy (2014) und World Bank (2008), S. 114.
258
In Kenia sind zum Beispiel alle von Gemeinden betriebenen Mini-Grids ebenfalls in deren Besitz vgl. hierfür
Camco (2010), S. 3.
259
Vgl. Bhattacharyya (2012), S. 207.
256
Seite 51
aber auch Experten beauftragen, bei Problemen Techniker engagieren oder Unterstützung durch
staatliche Einrichtungen nutzen.
260
4.3 Konstellationen und Auswahl
Durch die Kombination der verschiedenen Mittelherkünfte und Betreiber entstehen 9 theoretisch
mögliche Konstellationen, die in Tabelle 7 dargestellt sind. Keine dieser Kombinationen setzte sich
bisher eindeutig durch
261
, allerdings sind einige verbreiteter als andere. Im Folgenden werden die
Konstellationen vorgestellt und einige besonders relevante für die Analyse ausgewählt.
Tabelle 7: Betreiber und Mittelherkunftskombinationen
262
Bei der Kombination I werden die Projekte aus staatlichen Mitteln finanziert und vom staatlichen oder
teilstaatlichen EVU betrieben.
263
Bei der Kombination II stellt ein privates Unternehmen oder eine
private Person das Kapital zur Verfügung und ein staatlicher oder teilstaatlicher Betreiber übernimmt
den Betrieb. Die Kombination III bezeichnet den Fall, in dem ein Geber Mittel für die Installation und
eventuell den Betrieb einer Anlage bereitstellt, den Betrieb aber das staatliche oder teilstaatliche EVU
übernimmt. Die Kombination IV ist eine Zusammenarbeit zwischen dem Staat und dem privaten
Sektor. Bei der Kombination V finanziert und betreibt ein privates Unternehmen die Anlage. Arbeitet
der private Betreiber mit einer EZAO zusammen und finanziert diese das Projekt, entspricht das der
Kombination VI. Möchte der Staat die ländliche, netzferne Elektrifizierung erhöhen, hat er neben
Kombination I auch die Möglichkeit der Kombination VII. Hierbei finanziert er ebenfalls das Projekt
setzt aber die Gemeinde als Betreiber ein. Bei Kombination VIII wird das Projekt durch den
264
Privatsektor finanziert und die Gemeinde übernimmt den Betrieb der Anlage.
Finanziert eine
nationale oder internationale EZAO das Projekt und die Gemeinde betreibt es, liegt die Kombination
IX vor.
260
In Sambia hilft zum Beispiel die REA Dorfgemeinschaften bei der Umsetzung und beim Betrieb von
Elektrifizierungsprojekten vgl. hierfür Rural Electrification Agency Zambia (2014).
261
262
263
Vgl. Zerriffi (2007), S. 21.
264
Diese Kooperationsform ist zum Beispiel bei Pilotprojekten von privaten Firmen denkbar, die auf lange Sicht
Erzeugungssysteme an Gemeinden verkaufen möchten vgl. hierfür Wiemann et al. (2013), S. 18.
Seite 52
AUSWAHL
Die folgende Auswahl umfasst sowohl theoretisch mögliche, aber bisher noch nicht zahlreich
umgesetzte, als auch in der Praxis bereits häufig realisierte Betreiber- und Finanzierungsvarianten.
265
Das Ziel dieser Arbeit ist der Vergleich möglicher Konstellationen von Mittelherkunft und Betreibermodell. Die Auswahl sollte deshalb die bereits verbreitetesten sowie die von der Fachliteratur und
Experten als bedeutend eingeschätzten Konstellationen berücksichtigen. Deshalb werden im
Folgenden die Konstellationen aus staatlichen Mitteln und einem staatlichen oder teilstaatlichen
Betreiber (I), aus privaten Mitteln und privatem Betreiber (V) sowie aus Mitteln aus der EZ und
Community Based (IX) analysiert. Die Bewertung dieser drei Konstellationen deckt alle möglichen
Mittelherkünfte sowie Betreibervarianten ab, sodass aufgrund der detaillierten Betrachtung dieser
auch eingeschränkt Aussagen über die anderen Konstellationen getroffen werden können.
265
Diese Art der Auswahl wurde ebenfalls von Hendrik Hassheider bei der Untersuchung der "Bereitstellung
überregionaler Straßeninfrastruktur" verwendet vgl. Hassheider (2005), S. 51.
Seite 53
Kapitel 5 (Bewertung der Finanzierungs- und Betreibermodelle)
5 Bewertung der Finanzierungs- und Betreibermodelle
Aufbauend auf der Zerlegung des Systems „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit PV“ und der
Darstellung der Mittelherkunfts- und Betreiberkonstellationen in Kapitel 3 und 4, wird in diesem Kapitel
die Bereitstellung untersucht. Anhand des Verhaltens der Akteure, welches durch ihre Ziele und
Ressourcen bestimmt wird, werden die bei den Interaktionen zwischen den Akteuren entstehenden
TAK in ihrer Höhe bewertet. Daran anschließend werden die Finanzierungs- und Betreibermodelle mit
Hilfe der Bewertungskriterien beurteilt.
5.1 Transaktionskosten
TAK spielen bei der Bewertung der Wirtschaftlichkeit von Projekten, aus sozialer und privatwirtschaftlicher Sicht, eine maßgebliche Rolle. Neben den reinen Planungs-, Erstellungs-, Finanzierungs- und
Produktionskosten ist die Betrachtung der TAK gerade bei Systemen mit vielen Akteuren und
Koordinationsbereichen von Bedeutung, da sie einen großen Teil der Gesamtkosten ausmachen
können. Ist ihr Anteil aufgrund unsicherer oder unklarer rechtlicher Rahmenbedingungen oder anderer
Faktoren besonders groß, können sie auch hemmend für die Durchführung von Projekten sein. Bei
einer weltweiten Befragung von 38 Finanzinstitutionen, die EE-Projekte finanzieren, nannten 80 % der
Befragten TAK als Barriere für die Finanzierung.
266
Es ist anzunehmen, dass gerade in SSA aufgrund
der geringen Erfahrung und Unsicherheiten die TAK im weltweiten Vergleich besonders hoch sind. In
Abschnitt 3.2.3 wurden die Akteure, ihre Interessen, Ziele, Ressourcen sowie ihr Wissen dargestellt.
Darauf aufbauend wird das System in diesem Abschnitt institutionenökonomisch analysiert und dabei
auf folgende Fragstellungen eingegangen:

Welche Interaktionen zwischen den Akteuren gibt es?

Welche Abstimmungen sind notwendig?

Wo entstehen in Abhängigkeit der Konstellation TAK?
Zwischen den in 3.2.3 beschriebenen Akteuren gibt es Interaktionen entlang der Wertschöpfungskette, welche zu TAK führen. Im Folgenden werden die Hintergründe dieser TAK und ihre Höhe
analysiert. Hierfür müssen zunächst die Interaktionsbereiche definiert werden.
5.1.1 Interaktionen zwischen den Akteuren und dabei entstehende TAK
Zur Bewertung der verschiedenen Kombinationen von Betreibern und Mittelherkünfte müssen die
entstehenden TAK ermittelt werden. Bei der Umsetzung und dem Betrieb von Inselsystemen
entstehen an vielen Stellen TAK. Zum besseren Vergleich der Modelle werden fünf Interaktionen
zwischen den Akteuren bzw. Aktivitäten ausgewählt. Diese werden im Folgenden kurz erläutert. In
Abschnitt 5.1.2 werden darauf aufbauend die bei den Interaktionen, je nach Kombination,
entstehenden TAK in ihrer Höhe bewertet. Die IRENA führte 2013 unter den Teilnehmern der
„International Off-Grid Renewable Energy Conference“ (IOREC) eine Umfrage bezüglich der
Hindernisse für den Aufstieg von EE im Off-Grid-Bereich durch. Die vier meist genannten Antworten
266
Vgl. Bhattacharyya (2013), S. 467 f.
Seite 54
waren unzureichender Zugang zur Finanzierung, rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen,
Capacity Building und fehlendes Bewusstsein der Gemeinden und öffentlichen Institutionen für
Vorteile und Kosten.
267
Die hier ausgewählten fünf Interaktionsbereiche, in denen TAK entstehen,
entsprechen teilweise den in der Umfrage ermittelten Hemmnissen. Die Bereiche sind Mittelbeschaffung, Lizenzantrag, Capacity Building, Einbindung der Gemeinde und Vertrieb. Die Mittelbeschaffung
ist hier definiert als die Interaktion zwischen dem Initiator des Projektes und dem Finanzier sowie
eingeschränkt die zur Beschaffung notwendigen Tätigkeiten des Finanziers. Der Initiator, also der
Akteur, von dem die Initiative ausgeht, kann je nach Kombination ein weiterer Akteur sein, ist aber in
der Regel der Betreiber oder der Finanzier selbst. Aus diesem Grund unterscheiden sich auch die zur
Mittelbeschaffung notwendigen Aktionen. Generell kann es je nach Kombination bei der Mittelbeschaffung zu Such-, Vergleichs- und Verhandlungskosten sowie bürokratischem Aufwand kommen.
Entstehende TAK bei der Mittelbeschaffung des Finanziers werden im Folgenden nur allgemein
berücksichtigt, die Mittelgenerierung durch EZAOen, den Staat oder privaten Unternehmen und die
dabei entstehenden TAK würden den Rahmen dieser Arbeit übersteigen. Für die Erlangung der
Lizenz für die Erzeugung, die Verteilung und den Vertrieb von Elektrizität müssen bei der Regulierungsbehörde umfassende Informationen über das geplante Projekt eingereicht werden. Diese sind
Investitionskosten, Businessplan, Tarife, Studien zur Umweltverträglichkeit, Zustimmungsnachweise
der Gemeinde, Nachweise über die finanzielle Situation des Betreibers und eine Zustimmungserklärung der REA. Die verlangten Angaben können je nach Land und Projekt variieren. In jedem Fall
entstehen aber TAK in Form von Informationsbeschaffungs- und Verhandlungskosten
268
, da der
Betreiber die eingereichten Informationen teilweise auch bei der Regulierungsbehörde erklären oder
begründen muss bzw. über die Höhe der Tarife verhandelt wird. Die Interaktion zwischen Regulierungsbehörde und Betreiber nimmt Zeit in Anspruch, dadurch entstehen Opportunitätskosten und
eventuell Verluste aufgrund bereits getätigter Investitionen.
269
Entscheidend für den entstehenden
Aufwand sind auch die Höhe der Tarife, entsprechen diese den nationalen Tarifen, entfällt ein
Interessenkonflikt und die Verhandlungen verursachen weniger Aufwand. Auch nach der Vergabe der
Lizenz entstehen noch Ex-ante TAK, da die Regulierungsbehörde die Anlagen und den Betrieb dieser
überwacht. Erfolgt im Zuge der Umsetzung ein Capacity Building für einige oder viele Bewohner des
Dorfes, werden auch dadurch TAK verursacht. Mithilfe des Capacity Buildings soll im Dorf das für den
Anlagenbetrieb notwendige Humankapital aufgebaut werden. Hierfür muss Vertrauen geschaffen,
Schulungen und Trainings organisiert und eventuell Experten beauftragt werden, all dies kostet Zeit
und ist aufwendig.
270
Neben dem Capacity Building muss die gesamte Dorfgemeinschaft mit in das
Projekt eingebunden werden, um die langfristige Effizienz zu steigern.
271
Hierbei besonders wichtig ist
die Aufklärung der Kunden über die Nutzung von Elektrizität, ein an die Erzeugung aus PV
angepasstes Nutzungsverhalten, Möglichkeiten der wirtschaftlichen Nutzung sowie über die
Sicherheit. Gerade der Wissenstransfer bezüglich der produktiven Nutzung von Elektrizität ist
267
Vgl. IRENA (2012), S. 44.
Vgl. Gaudchau et al. (2013), S. 2.
269
270
Vgl. Valencia / Caspary (2008), S. 3. und Chaurey et al. (2012), S. 49.
271
Vgl. IRENA (2012), S. 31.
268
Seite 55
notwendig, da viele Nutzer keine Kenntnis der wirtschaftlichen Potenziale haben.
272
Eine fortlaufende
Kommunikation, die TAK verursacht, ist unverzichtbar für eine erfolgreichen Einbindung der Nutzer.
273
Bei der Planung kommt es außerdem zu Abstimmungen zwischen der Gemeinde und dem Betreiber
über die Tarife, die Anschlussgebühr, die Topografie des Netzes und die Grundstücke für die
Erzeugungseinheit. Je nach Ausgestaltung des Bezahlsystems und der Tarifstruktur, kann es auch
beim Vertrieb zu TAK kommen. Besonders hoch sind diese, wenn das Tarifsystem in Abhängigkeit der
verbrauchten Menge variiert und mit jedem Haushalt ein individueller Vertrag unterzeichnet wird.
Tabelle 8 fasst die Interaktionen und die entstehenden TAK zusammen.
Tabelle 8: Interaktionen und mögliche TAK
274
Weitere Interaktionen und TAK gibt es bei der Standortauswahl, der Nachfrageabschätzung sowie
natürlich bei der Planung des Projektes. Die bei der allgemeinen Projektplanung entstehenden TAK
sind stark von der jeweiligen Organisationsstruktur des Initiators bzw. Betreibers und von den
individuellen Bedingungen in der Gemeinde sowie im Land abhängig. Sie können sich auch bei ein
und derselben Konstellation je nach Projekt sehr stark unterscheiden. Aus diesen Gründen sind diese
schwer zu quantifizieren und können hier nicht weiter betrachtet werden.
5.1.2 TAK der Konstellationen
Die Höhe der entstehenden TAK ist auch abhängig davon, welche Akteure welche Rollen
übernehmen. Im Folgenden werden die TAK in Abhängigkeit der Betreiber- und Mittelherkunftskonstellation bewertet.
272
Vgl. Peters et al. (2009), S. 39.
274
273
Seite 56
5.1.2.1 Staatliches EVU als Betreiber und staatliche Mittel
Bei der Kombination I der Finanzierung aus staatlichen Mitteln und dem Betrieb durch das staatliche
oder teilstaatliche EVU entstehen bei der Mittelbeschaffung TAK hauptsächlich durch bürokratischen
Aufwand zwischen den Behörden. Wie in Abschnitt 3.6 erläutert, untersteht das staatliche oder
teilstaatliche EVU dem Energieministerium und erhält auch von diesem den Auftrag, bestimme
Gemeinden mit Elektrizität durch Inselnetze zu versorgen. Die Gelder stellt der Staat dem EVU durch
das Energieministerium zur Verfügung. Hierbei gibt es die in Abschnitt 4.1.1 beschriebenen Optionen.
Suchkosten entstehen kaum, da das EVU nur einen staatlichen Geldgeber hat. Auch die Verhandlungskosten fallen eher gering aus, da das EVU eine Sonderposition einnimmt und zum Beispiel durch
Quersubventionen finanzielle Mittel bereitstellen kann, wodurch nach außen kein Verhandlungsbedarf
entsteht.
275
Das staatliche oder teilstaatliche EVU besitzt bereits eine Lizenz für die Erzeugung,
Verteilung und den Vertrieb von Elektrizität
276
, wodurch kein oder nur ein eingeschränktes
Lizenzerfahren notwendig ist. Falls weitere Lizenzen für den Off-Grid-Bereich notwendig seien sollten,
ist der Aufwand zur Erlangung dieser als verhältnismäßig gering einzuschätzen. Das EVU ist bereits
mit der Arbeitsweise der Regulierungsbehörde vertraut und hat in der Regel Beziehungen zu dieser.
277
Desweiteren untersteht auch die Regulierungsbehörde der Regierung und wird so eher wohlwollender
bei der Zusammenarbeit mit dem EVU sein. Bei der Elektrifizierung durch das staatliche oder
teilstaatliche EVU gibt es oft die Vorgabe, dass die Tarife nicht über den nationalen Tarifen liegen
dürfen und das EVU dafür vom Staat subventioniert wird. Das EVU verfügt über ausgebildete
Angestellte im Bereich Anlagenbetrieb und Wartung und ist deshalb nicht darauf angewiesen,
Bewohner des Dorfes auszubilden. Aufgrund langer Wege zu den Gemeinden ist es dennoch sinnvoll
vor Ort wenigstens eine Person zu haben, die im Notfall Reparaturen durchführen oder Fehlerquellen
identifizieren kann. Aus diesem Grund führt unter Umständen auch das staatliche oder teilstaatliche
EVU ein Capacity Building im Dorf durch. Dieses fällt allerdings deutlich geringer aus als bei anderen
Konstellationen und verursacht so im Vergleich eher geringe bis mittlere TAK. Hat das EVU im
Bereich der Off-Grid-Versorgung mit Inselnetzen noch keine oder nur geringe Erfahrung, muss
außerdem intern ein Capacity Building durchführen werden. Wie bereits erläutert ist die erfolgreiche
Einbindung der Gemeinde für die langfristige Effizienz bedeutsam. Das EVU sollte sich also darum
bemühen, die Bewohner über die Nutzung zu informieren und in den Prozess zu Integrieren. Gelingt
die Einbindung der Gemeinde nicht oder nicht ausreichend gut, besteht die Gefahr, dass die
Konsumenten ihre Stromrechnungen nicht bezahlen und das EVU finanzielle Einbußen hinzunehmen
hat. Dies würde außerdem ein Eingreifen nötig machen, welches personellen und zeitlichen Aufwand
bedeuten. Der Vertrieb ist an eine einheitliche Tarifstruktur mit standardisierten Verträgen gebunden,
sodass die TAK dieses „Tagesgeschäftes“ als eher nachrangig zu bewerten sind. Insgesamt sind die
entstehenden TAK bei dieser Konstellation als eher niedrig einzuschätzen.
275
Vgl. ARE (2011), S. 28.
Ist das EVU aufgrund eines „Unbundlings“ nur noch für die Erzeugung verantwortlich, kann es sein, dass es
nicht über die Lizenzen für Verteilung und Vertrieb verfügt.
277
Vgl. GVEP International (2011), S. 5.
276
Seite 57
5.1.2.2 Privater Betreiber und private Mittel
Ist der Betreiber ein privates EVU, so geht die Initiative in den meisten Fällen direkt von diesem aus.
Die Mittelbeschaffung erfolgt also durch Eigenkapital des Unternehmens, durch Fremdkapital von
Banken oder durch andere Investoren. Die Suche nach Investoren, Bankkrediten oder anderen
Quellen ist wie in Abschnitt 4.1.2 beschrieben aufwendig und kostenintensiv. Das Angebot ist klein
und der Bereich der ländlichen Elektrifizierung mit Inselnetzen durch private Unternehmen verfügt
noch nicht über eine große Anzahl an erfolgreichen Vorzeigeprojekten, die potenzielle Investoren
überzeugen könnten. Die Unsicherheit der Investition und das geringe Vertrauen in die Projekte
erschwert die Suche und erhöht die TAK.
278
Der Aufwand für die Beschaffung zusätzlicher Mittel kann
279
20 % ‒ 30 % der Kapitalkosten ausmachen.
Als Grund für ein bisher eher geringes Engagement
privater Firmen im Bereich der Off-Grid-Elektrifizierung werden immer wieder die hohen Mittelbeschaffungskosten genannt.
280
Bei der Beantragung der Lizenz muss der private Betreiber der Regulie-
rungsbehörde umfangreiche Informationen über die Finanzierung, die Anlage und weitere Bereiche
zur Verfügung stellen. Hierbei entstehen erhebliche Informationsbeschaffungskosten. Ist ein
Unternehmen in mehreren Ländern tätig, so muss es sich darauf einstellen, dass die Lizenzverfahren
voneinander abweichen können und nur geringe Verbundeffekte entstehen.
281
Die entstehenden TAK
verringern sich allerdings je Anlage, wenn das Unternehmen in einem Land mehrere Anlagen betreibt,
denn die Lizenz kann für eine bestimmte kumulierte installierte Kapazität ausgestellt werden. Der
zeitliche Aufwand, der für private Betreiber aufgrund ihres in der Regel geringen lokalen Wissen
besonders hoch ist, verursacht erhebliche TAK. Die von der Weltbank ver ffentlichte Studie „From the
Bottom Up“ zitiert einen Elektrizitätserzeuger mit der Aussage: „[b]y the time the regulator gets around
to enforcing his decision, I will be bankrupt.“
282
übersetzt bedeutet, dass: „Zu dem Zeitpunkt, an dem
der Regulierer seine Entscheidung durchsetzt, werde ich [bereits] bankrott sein“. Diese auf das
Lizenzverfahren bezogene Aussage verdeutlicht den unter Umständen großen zeitlichen Aufwand und
dessen Folgen für den Betreiber. Dies kann Verzögerungen mit sich bringen, da viele Arbeitsschritte
bei der Umsetzung vom Vorliegen der Lizenz abhängig sind. Das Fehlen einer gültigen Lizenz ist zum
Beispiel für das Akquirieren von Mitteln eine zusätzliche Hürde. Auch nach Ausstellung der Lizenz
entstehen weiterhin TAK, da die Regulierungsbehörde den Betrieb der Anlage überwachen muss. Die
Überwachung kann bei privaten Betreibern höher ausfallen als zum Beispiel bei einem staatlichen
Betreiber. Der private Betreiber hat gegenüber der Regulierungsbehörde einen Informationsvorteil
bezüglich der Produktionskosten, daher muss die Regulierungsbehörde die Rechtmäßigkeit der
erhobenen Tarife regelmäßig überprüfen. Wie beim staatlichen oder teilstaatlichen EVU, verfügt auch
das private Unternehmen über Expertise und geschultes Personal. Falls das Unternehmen seinen Sitz
allerdings im Ausland und bis dato nur wenige Mitarbeiter vor Ort hat, muss es neue Mitarbeiter durch
Capacity Building gewinnen und ausbilden. Hierbei kann es entweder Bewohner des zu elektrifizierenden Dorfes oder schon über Vorkenntnisse verfügende andere lokale Personen auswählen.
278
Vgl. GVEP International (2011), S. 5 und Gaudchau et al. (2013), S. 2.
280
Vgl. IRENA (2012), S. 31 und Gaudchau et al. (2013), S. 2.
281
Vgl. Opitz (2013), S. 12.
282
279
Seite 58
Betreibt das Unternehmen mehrere Anlagen, so ist es sinnvoll, einen zentralen Standort zu errichten,
von dem aus die Mitarbeiter die einzelnen Gemeinden betreuen. Der Aufwand für die Planung und
Durchführung des Capacity Buildings ist aufgrund der Ressourcen und des Wissensstandes als mäßig
einzuschätzen. Dies ist allerdings auch von den bestehenden Strukturen des Unternehmens vor Ort
abhängig. Neben dem Capacity Building ist die Einbindung der Gemeinde von Bedeutung und eine
durchgängige gegenseitige Kommunikation erforderlich. Gelingt es dem Betreiber nicht, die
Dorfgemeinschaft ihm gegenüber positiv einzustellen, kann es zu Zahlungsverweigerungen,
Zerstörung der Anlage oder anderem für den Betreiber ungünstigen Verhalten kommen. Dies kostet
Zeit und Organisationsaufwand. Für die optimale Nutzung der Anlage investiert er zusätzlich Zeit und
Geld in Aufklärungsarbeit bei den Nutzern. Da für die Wirtschaftlichkeit des Projektes die Stromnachfrage hoch sein sollte, bemüht er sich unter Umständen auch, Anreize für eine wirtschaftliche Nutzung
der Elektrizität zu schaffen. Staffelt der Betreiber seine Tarife je nach nachgefragter Menge, vermehrt
sich sein Aufwand bezüglich des Vertriebs, da nachträgliche Änderungen der Verträge bei
verändertem Verbrauchsverhalten notwendig sind. Zusätzlich zu den fünf Schwerpunkten der TAK
kommt bei privat initiierten Projekten noch der Aufwand im Zuge der Standortauswahl hinzu. Der
Betreiber muss mit der REA bzw. der für den Netzausbau zuständigen Behörde kooperieren, um
Informationen über geplante neue Leitungen zu erhalten. Laut Schätzungen von INENSUS, das als
privates Unternehmen selbst an Inselnetzprojekten im Senegal beteiligt ist, können die TAK bei
283
privatwirtschaftlichen Betreibern 36 % der Erzeugungskosten ausmachen.
Im Vergleich zu den
anderen Konstellationen sind die TAK hier als hoch einzuschätzen, sie können allerdings mit
steigender Erfahrung aller Beteiligten sinken.
5.1.2.3 Community Based und Mittel aus Entwicklungszusammenarbeitsorganisationen
Bei dieser Konstellation ist die EZAO in der Regel der Initiator der Elektrifizierung und so für die
Mittelbeschaffung verantwortlich. Ist die EZAO einer Regierung unterstellt, wie zum Beispiel die GIZ,
wird durch die Beantragung der Mittel ein bürokratischer Aufwand verursacht. Die Budgets müssen
genehmigt, die Ausgaben überwacht und eine Berichterstattung an das zuständige Ministerium
vollzogen werden. Klassische Suchkosten nach Finanziers entstehen hingegen nicht. Bei EZAOen,
die ihre Mittel aus privaten Quellen oder von verschiedenen internationalen Fonds wie zum Beispiel
Geldern der Weltbank beziehen, entsteht hingegen bei der Suche ein größerer Aufwand. Die
einzelnen Geber stellen unterschiedliche Auflagen und Anforderungen an die Verwendung der Mittel.
Und die Verhandlungen mit mehreren Gebern zur Vergabe der Gelder erhöhen den Aufwand. Auch
nach der Mittelvergabe entstehen durch Meetings und Berichterstattungen noch Ex-post TAK.
284
Da
die Rückzahlung der Mittel in der Regel von den Gebern nicht verlangt wird, reduzieren sich die TAK,
da die Verträge meist weniger aufwendig gestaltet sind. Insgesamt kann der Aufwand als mäßig mit
der Tendenz nach unten eingeschätzt werden, da die Verwendung bereits genehmigter Gelder
verhältnismäßig wenig Aufwand verursacht. Das lokale Wissen der EZAO sowie ihre Erfahrungen und
283
284
Vgl. IRENA (2012), S. 28.
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 24 und Ahlborg / Hammar (2014), S. 121.
Seite 59
Kontakte zu Behörden und Politikern können die TAK bei der Lizenzbeantragung sinken lassen. Die
eher geringen Tarife und die durch das Modell implizierte Zustimmung des Dorfes verkleinern die
Interessenkonflikte zischen dem Betreiber und der Regulierungsbehörde. Überdies hinaus ist die REA
bei Community Based Projekten in vielen Fällen involviert, welche wiederum Verbindungen zur
Regulierungsbehörde hat. Beide Faktoren wirken sich positiv auf die Höhe der TAK aus. Das Capacity
Building hingegen verursacht sehr hohe Koordinations- und Aufwandskosten. Da die Gemeinde der
Betreiber ist und diese nicht das nötige technische Know-how besitzt, ist ein stark ausgeprägtes
Capacity Building erforderlich. Alle für den Betrieb und die Wartung grundlegenden Strukturen müssen
ebenfalls neu geschaffen werden.
wirtschaftlich ausgebildet werden.
285
286
Hierfür muss das erforderliche Personal technisch und
Dieses wird in der Regel von der EZAO organisiert und es
entstehen Organisations- und Abstimmungskosten. Falls die EZAO nicht über ausreichendes Wissen
und/oder Ressourcen verfügt, muss ein Dritter für das Capacity Building beauftragt werden. Die
Gemeinde muss die für die Übernahme des Betriebs und der Wartung notwendigen Aufgaben,
Verantwortlichkeiten und Entscheidungsbefugnisse klar und demokratisch verteilen. Der Prozess
verursacht erhebliche TAK. Die Einbindung der Gemeinde in die Umsetzung und den Betrieb ist
aufgrund des stark ausgeprägten Capacity Buildings bereits gegeben und erfordert nur geringe
zusätzliche Maßnahmen. Die Dorfgemeinschaft identifiziert sich im besten Fall mit dem Projekt und
bringt sich selber mit ein. Es besteht jedoch trotzdem ein Abstimmungsbedarf, da die Gemeinde aus
vielen Einzelpersonen besteht, die ihre eigenen Interessen verfolgen. Die Koordination untereinander
verursacht TAK, da alle Entscheidungen bezüglich des Projektes von der gesamten Gemeinde
getroffen werden müssen. Die Gemeinde muss sich zum Beispiel über die Größe und Topographie
des Netzes einigen und dabei in vielen Fällen Nutzer, die zu weit von der Erzeugung entfernt sind,
ausschließen. Da die Einigung mit vielen Akteuren viel Zeit und Aufwand in Anspruch nimmt und
schnelle Entscheidungen verhindert, wurden in vielen Gemeinden Gruppen ausgewählt, die die
Entscheidungen stellvertretend treffen. Ist das der Fall, sinken die Koordinationskosten, allerdings
erhöht es auch den Einbindungs- und Informationsbedarf der restlichen Gemeinde, was die TAK
wieder steigen lässt. Die Tarife sind meist einheitlich und als eher gering einzuschätzen, da sie
höchstens die Kosten des Betriebs und der Wartung decken müssen. Bei vielen Beispielen wird
anhand einer Flatrate abgerechnet, für die keine Messung des tatsächlichen Verbrauchs notwendig
ist. In diesen Fällen werden manchmal nicht einmal individuelle Versorgungsverträge abgeschlossen.
Der Vertrieb verursacht daher eher kaum TAK. Die insgesamt entstehenden TAK können zwischen
denen der beiden anderen Konstellationen eingestuft werden.
5.1.2.4 Übersicht
Tabelle 9 gibt eine Übersicht über die vorgenommene Bewertung der Höhe der TAK der einzelnen
Konstellationen. Die Bewertung ist eine Einschätzung basierend auf den Schlussfolgerungen der
Abschnitte 5.1.2.1 bis 5.1.2.3. Allgemein sollte beachtet werden, dass die TAK mit steigender
Erfahrung sinken. Kennen die beteiligten Akteure das Modell, reduzieren sich die Informationskosten.
285
286
Vgl. ARE (2011), S. 24 und World Bank (2008), S. 96.
Seite 60
Vor allem bei der Mittelbeschaffung sinken die Verhandlungskosten bei erfolgreichen Vorreiterprojekten.
287
Erfahrungen helfen sowohl den Regulierungsbehörden bei der Prüfung von Anträgen als auch
den privaten Unternehmen bezüglich der lokalen Gegebenheiten. Desweiteren hilft eine eindeutige
Verteilung von Aufgaben und eine detaillierte Definition dieser, die TAK zu verringern. In Extremfällen
können die TAK bis zu 50 % der Tarife ausmachen, gerade bei kleinen Anlagen ist der prozentuale
Anteil der TAK gemessen am Gesamtkostenvolumen sehr hoch. Laut einer Studie des Sustainable
Business Institute (SBI) finden die TAK bei der Festlegung der Tarifobergrenzen durch die
Regulierungsbehörde keine Beachtung.
288
Vor diesem Hintergrund wird deutlich, dass das Auftreten
sehr hoher TAK zum Scheitern von Projekten führen kann. Generell ist ein funktionierendes
institutionelles System für die Durchführung von Projekten essentiell, da das Fehlen erhebliche TAK
verursacht und damit die Durchführung unmöglich macht.
289
Tabelle 9: Übersicht - TAK der Konstellationen
290
5.2 Bewertung
Anhand der in Abschnitt 2.2.3.1 definierten Bewertungskriterien werden im Folgenden die
ausgewählten Konstellationen bewertet. Ziel dieser Bewertung ist es, Vor- und Nachteile der
Konstellationen aufzuzeigen. In die Bewertung fließen gesammelte Informationen aus bestehenden
Projekten, Erkenntnisse aus der Fachliteratur sowie vereinzelt die Einschätzungen der befragten
Experten mit ein. Um die Anschaulichkeit zu erhöhen, wird zusätzlich für jede Konstellation ein Projekt
aus der Praxis stellvertretend vorgestellt.
291
Die Beispiele sollen bestimmte, in der Bewertung
diskutierte Fakten verdeutlichen, aber keinen vertiefenden Einblick in die Durchführung der Projekte
287
Vgl. IED (2013a), S. 13.
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 24, 37.
289
290
291
Die Auswahl dieser Projekte erfolgte anhand der Verfügbarkeit von Informationen. Einige bestehende Projekte
konnten aufgrund des geringen Informationsangebotes nicht in die Betrachtung mit einfließen.
288
Seite 61
geben. Die Beispiele weichen in ihrer Organisationsform unter Umständen geringfügig von den
Reinformen der Konstellationen ab, weisen aber die entscheidenden Charakteristika auf, um die
diskutierten Konstellation zu repräsentieren.
5.2.1 Staatliches EVU als Betreiber und staatliche Mittel
Weltweit ist diese Konstellation in Entwicklungsländern im Bereich der ländlichen Elektrifizierung die
Häufigste
292
, auch in SSA gibt es viele Beispiele. Die meisten indirekt vom Staat betriebenen und
finanzierten Mini-Grids sind bisher Diesel-Mini-Grids, die teilweise mit PV-Modulen erweitert wurden
oder werden. In Kenia finanzierte und besitzt der Staat zum Beispiel 18 Mini-Grid-Projekte, den
Betrieb übernimmt in allen Fällen der staatliche Energieversorger Kenya Power and Linghting
Company (KPLC).
293
Die erhobenen Tarife entsprechen den nationalen Tarifen, die Differenz
zwischen Erzeugungskosten und Einnahmen werden von Staat ausgeglichen.
besitzt und betreibt das staatliche EVU Mini-Grid-Anlagen.
294
Auch in Tansania,
295
5.2.1.1 Kurzfristige Effizienz
Die Anreize zur kurzfristigen Effizienz für das staatliche bzw. teilstaatliche EVU hängen mit der
Gestaltung des jeweiligen Marktes ab. Wie in der Arbeit gezeigt, sind die meisten Elektrizitätsmärkte in
SSA vom Staat dominiert und der Wettbewerb mit anderen Unternehmen ist zwar in der Tendenz
steigend, aber dennoch oft gering. Aus zahlreichen Studien geht hervor, dass viele EVUs ineffizient
arbeiten, da sie hohe Kosten, geringe Einnahmen und zu viel Personal zu verzeichnen haben.
296
Die
finanziellen Einbußen durch technische Verluste und Stromdiebstahl aber auch durch nicht
eingetriebene Forderungen sind oft erheblich. Die Verteilungsverluste betragen in Afrika im
Durchschnitt 23 % und nur rund 88 % der Rechnungsbeträge werden eingesammelt. Ein weiteres
Problem sind die bereits erwähnten nicht kostendeckenden Tarife.
297
Die Vorgabe für staatliche oder
teilstaatliche EVUs, in allen Regionen die gleichen Tarife zu erheben, ist, wie in Abschnitt 3.6.2
erläutert, weit verbreitet. Sind bereits, wie im Durchschnitt in SSA der Fall, die nationalen Tarife für
den Netzstrom nicht kostendeckend, entstehen bei der Erzeugung von Off-Grid-Elektrizität weitere
erhebliche Verluste.
298
Ein Beispiel hierfür wird anhand von staatlich betriebenen Diesel-Mini-Grids in
Tansania in Abschnitt 5.2.1.6 gegeben. Daraus geht hervor, dass der Betreiber, das staatliche EVU,
dreimal höhere Erzeugungskosten hat als die im selben Bereich tätigen privaten Betreiber. Die
unterschiedlichen Erzeugungskosten lassen auf eine geringe kurzfristige Effizienz beim Betrieb der
Anlage durch das EVU schließen, da die restlichen Bedingungen vergleichbar sind. Auch die ARE
stellt fest, dass die Betriebs- und Wartungskosten der EVUs deutlich höher sind als die anderer
Betreiber.
299
Aufgrund der Ähnlichkeit der Systeme, trotz der unterschiedlichen Erzeugungstechnolo-
292
Vgl. Camco (2010), S. 3.
294
Vgl. IRENA (2012), S. 27.
295
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 46 und Bertheau et al. (2013), S. 4.
296
Vgl. OFID (2014), S. 3 und GVEP International (2011), S. 5.
297
Vgl. Eberhard et al. (2011), S. 133 f.
298
Vgl. Alleyne (2013), S. 27.
299
Vgl. ARE (2011), S. 28.
293
Seite 62
gie, kann die Annahme getroffen werden, dass das EVU auch beim Betrieb eines PV-Mini-Grids
entsprechende Defizite aufweisen würde. Die REA ist bei staatlich geplanten ländlichen Elektrifizierungsmaßnahmen oft in die Planung integriert, dies kann bei guter Organisation der Zusammenarbeit
Vorteile mit sich bringen. Die Kompetenzbereiche des staatlichen EVUs und der REA müssen hierbei
allerdings klar abgesteckt sein, da eine Überlappung zu erhöhten Abstimmungsbedarfen und
Problemen und somit zu höheren TAK führen können. Die Bewertung der TAK in Abschnitt 5.1.2.1
zeigt, dass die dem EVU in den betrachteten Bereichen entstehenden TAK im Vergleich eher gering
sind. Dies hat einen positiven Einfluss auf die kurzfristige Effizienz. Generell ist aufgrund der hohen
staatlichen Beteiligung und den geringen Anreizen die kurzfristige Effizienz allerdings eher niedrig.
300
5.2.1.2 Langfristige Effizienz
Das Interesse des EVUs an ländlichen Elektrifizierungsprojekten ist aufgrund der vom Staat
festgelegten niedrigen Elektrizitätspreise und der hohen Anfangsinvestition eher niedrig. Die Initiative
geht deshalb überwiegend von der Regierung aus, es existiert also beim Betreiber kein starker Anreiz
für das langfristige Bestehen des Projektes und somit auch nicht für Investitionen in eine funktionierende Wartung.
301
Der große örtliche Abstand zwischen Betreiber und dem Standort des Mini-Grids
könnte für die regelmäßige Wartung und kurzfristig notwendige Reparaturen ebenfalls ein Problem
sein.
302
Laut einer vom IWF im Jahr 2013 publizierten Studie produziert 15 % der insgesamt in SSA
installierten Erzeugungskapazität aufgrund fehlender Wartung von alternden Teilen keine Elektrizität.
Andere Quellen belegen, dass ein Viertel der Erzeugungskapazität veraltet und unzureichend
gewartet ist.
303
Diese mangelhafte Performance ist aufgrund der Tatsache, dass die Kraftwerke meist
den staatlichen oder teilstaatlichen EVUs gehören, auch diesen zuzuschreiben. Es gibt wenig
Anhaltspunkte, die ein besseres Verhalten der EVUs bezüglich der Wartung und dem Betrieb von
Mini-Grids erwarten lassen. Aufgrund der Abgeschiedenheit der Anlagen, des geringen finanziellen
Anreizes und der geringen Anzahl Betroffener bei einer Störung ist eher das Gegenteil zu erwarten.
304
Im Gegensatz zu kleineren privaten Betreibern und Gemeinden hat das EVU bereits große
Kapazitäten für Betrieb und Wartung im Unternehmen aufgebaut und verfügt über eine Vielzahl von
Ersatzteilen.
305
Aufgrund dieser Eigenschaften müsste das EVU bei Betrieb und Wartung Skalen- und
Verbundeffekte erreichen können, welche die Kosten senken. Diese Effekte können allerdings nur
auftreten, wenn die räumlichen Abstände zwischen den betriebenen Anlagen nicht zu groß sind. Dies
ist allerdings zumindest momentan in vielen Ländern aufgrund der geringen Anzahl an Erzeugungsanlagen noch der Fall. Auch das Vorhandensein von Solarparks im Kraftwerkspark des EVUs hat einen
Einfluss auf die Skalen- und Verbundeffekte. Die Erfahrungen sowie die aktuelle Anreizstruktur
sprechen trotz der für die Wartung notwendigen, beim EVU vorhandenen Ressourcen gegen eine
hohe langfristige Effizienz. Neben der Wartung ist die langfristige Stabilität dieser Konstellation auch
300
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 22, 46, 243.
302
303
Vgl. Alleyne (2013), S. 25 und Ganda / Ngwakwe (2014), S. 453.
304
Vgl. World Bank (2008), S. 97, 114.
305
Vgl. ARE (2011), S. 28.
301
Seite 63
von den staatlichen Subventionen abhängig, deren Bestand nicht sichergestellt ist.
306
Bei politischen
Wechseln oder einer Verschiebung der Ausgabenschwerpunkte, zum Beispiel ausgelöst durch Krisen,
können Subventionen ausbleiben. Die bereits bei der Bewertung der kurzfristigen Effizienz erwähnten
finanziellen Verluste durch nicht eingesammelte Tarife sind bei vielen EVUs auch hinsichtlich der
langfristigen Effizienz ein Problem. Werden Tarife über lange Zeiträume nicht eingesammelt, entgehen
dem EVU nicht nur Erlöse, sondern der Verbrauch der Nutzer kann enorm ansteigen, wenn der
Eindruck entsteht, dass keine Entgelte erhoben werden. Gerade bei Inselnetzanlagen, deren Betrieb
von der passenden Auslegung der Anlage auf den Verbrauch angewiesen ist, kann das zu
erheblichen Komplikationen führen. Nachdem ein privates Unternehmen von 2002 bis 2006 unter
anderem das Einsammeln der Tarife für TANESCO übernahm, verdoppelten sich die Einnahmen
binnen zwei Jahren.
307
Dieses Beispiel verdeutlicht die Ineffizienzen beim Einsammeln von Tarifen der
staatlichen oder teilstaatlichen EVUs. Laut einer Studie aus dem Jahr 2008 bestehen auch in den
Ländern Uganda, Mozambique, Nigeria, Benin, Burkina Faso, DRC und Ghana Ineffizienzen beim
Einsammeln von Zahlungen.
308
Aus diesen Gründen und besonders aufgrund der geringen Anreize für
den Betreiber wird auch die langfristige Effizienz als eher gering eingestuft.
5.2.1.3 Effektivität
Die Regierung hat die Macht und die finanziellen Mittel, ländliche Elektrifizierungsprojekte
umzusetzen. Grundlage hierfür ist allerdings der politische Wille und die Fähigkeit, diesen Willen
durchzusetzen. Die Erfahrung des EVUs im Gebiet der Elektrizitätserzeugung und -verteilung sowie
der Zugang zu staatlichem Kapital sind ebenfalls Eigenschaften dieser Konstellation, die zur
Effektivität beitragen können. Aufgrund vieler involvierter staatlicher Institutionen kann die Umsetzung
viel Zeit in Anspruch nehmen, was Kosten verursacht. Für eine effektive flächendeckende
Elektrifizierung mit Mini-Grids muss das staatliche oder teilstaatliche EVU finanziell gut ausgestattet
und gut organisiert sein.
309
Die ländlichen Elektrifizierungsraten der meisten SSA Länder zeigen
deutlich, dass die großen EVUs in den letzen Jahren in vielen Ländern keine deutliche Verbesserung
der Situation herbeigeführt haben, was gegen eine hohe Effektivität spricht.
310
Staatliche oder
teilstaatliche EVUs haben aufgrund der bereits bestehenden Zusammenarbeit häufig Kontakte zur
Regulierungsbehörde. Beide zeichnen sich durch ihre Nähe zu Politikern und Entscheidungsträgern
aus, die die Umsetzung der Projekte erleichtern sollte. Dem sollte im Allgemeinen nichts entgegen
stehen, vorausgesetzt die Institutionen kooperieren untereinander effektiv. Der Anstoß für die
Errichtung von abgelegenen Mini-Grids kommt in der Regel von der Regierung, für die EVUs selber
sind die Projekte aus finanzieller Sicht meist unattraktiv und werden daher nicht von ihnen
priorisiert.
311
Ist das EVU aufgrund von Liberalisierungsmaßnahmen einem Wettbewerbsdruck
306
Vgl. Bertheau et al. (2013), S. 4.
Vgl. Vagliasindi (2013), S. 37.
308
Vgl. Briceño-Garmendia et al. (2008), S. 42.
309
Vgl. Gómez (2013), S. 19.
310
Vgl. ARE (2011), S. 28, 31.
311
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 12, GVEP International (2011), S. 5 und World Bank (2008), S. 114.
307
Seite 64
ausgesetzt, sinken die Anreize zur Durchführung noch weiter.
312
Für die Erreichung des Gesamtziels
flächendeckende ländliche Elektrifizierung, ist bei dieser Konstellation eine engagierte Regierung
unverzichtbar. Die oft kurzfristige Denkweise von Politkern steht dabei der Erarbeitung langfristig
313
nachhaltiger Lösungen im Weg.
Bei der Bewertung der Effektivität stehen sich so die Machtposition
der Regierung, die für eine hohe Effektivität sorgen kann, und der tatsächliche Aktionismus der
Regierung und somit des EVUs entgegen. Eine generelle Bewertung für alle Länder ist daher nicht
möglich. Im Vergleich zu den anderen untersuchten Konstellationen sind die Bedingungen hier für die
Erreichung einer hohen Effektivität allerdings die besten und somit ist eine Bewertung als mittelhoch
bis hoch vertretbar.
5.2.1.4 Zugang
Entscheidet sich der Staat für eine flächendeckende Elektrifizierung ländlicher netzferner Bereiche
durch Inselnetze, spielt die Wirtschaftlichkeit einzelner Standorte keine treibende Rolle. Bei der
Errichtung und beim Betrieb der Anlage unterstützt der Staat finanziell und macht so auch die
Elektrifizierung von Dörfern mit geringer Nachfrage möglich. Durch die Kombination aus staatlichen
Mitteln und dem Beitrag der staatlichen oder teilstaatlichen EVU ist also der Zugang zu Elektrizität für
viele ländliche Bewohner möglich. Die nationalen Tarife sind allerdings im Vergleich zu anderen
Entwicklungsregionen relativ hoch. Dies hat diverse Gründe: Ineffiziente, kleine Kraftwerke, Kriege
und andere Krisen, hohe Dieselpreise und Unterinvestitionen. Die hohen Dieselpreise haben bei
anhaltenden Dürren in Ländern mit einem hohen Anteil an Wasserkraft besonders große Auswirkungen, da dann auf die Erzeugung mit Dieselgeneratoren zurückgegriffen werden muss.
314
Im Verhältnis
zur Zahlungsfähigkeit der Kunden bzw. zu den bisherigen Ausgaben für Energie sind die Tarife aber
meist geringer und stellen so kein allzu großes Hindernis für ärmere Bevölkerungsschichten dar. Der
Zugang für die Landbevölkerung ist deshalb bei dieser Konstellation in Verbindung mit einer effektiven
Umsetzung hoch.
5.2.1.5 Besonderheiten
In manchen Ländern genießt das staatliche oder teilstaatliche EVU bei der Landbevölkerung keinen
guten Ruf, da es mit der Regierung in Verbindung gebracht wird, von welcher sich die Landbevölkerung oft vernachlässigt fühlt. Dies kann zur Ablehnung des Projekts und einer geringeren Zahlungsbereitschaft führen.
315
Die in Abschnitt 4.1.1 geschilderte Problematik der Haushaltdefizite durch einen
permanenten Ausgleich der Verluste der EVUs durch den Staat ist bei dieser Konstellation ebenfalls
zu berücksichtigen. Hierbei stellt sich die Frage inwiefern diese Defizite durch höhere Steuereinnahmen, eine geringere Landflucht, bessere Lebensbedingungen und eine gestiegene Versorgungsgerechtigkeit zwischen Stadt und Land gerechtfertigt sind. Eine weitere Besonderheit ist die eventuell
gewissenhaftere Einhaltung von Umweltrichtlinien und Gesetzen bei der Umsetzung durch den Staat.
312
Vgl. Clo / Proietti (2013), S. 29 und ARE (2011), S. 28.
Vgl. ARE (2011), S. 28.
314
Vgl. Eberhard et al. (2011), S. 12 f. und African Development Bank Group (2013).
315
Vgl. ARE (2011), S. 28.
313
Seite 65
Die lokalen Umweltauswirkungen durch PV sind zwar eher gering, bei anderen EE-Technologien oder
größeren Anlagen könnte dieser Punkt allerdings eine bedeutendere Rolle spielen.
5.2.1.6 Beispiel Mini-Grids in Tansania
Die ländliche Elektrifizierungsrate in Tansania liegt mit nur 2 % noch unter dem Durchschnitt in SSA.
Das staatliche EVU TANESCO „Tanzania Electric Supply Company“ ist in Tansania auf dem Festland
für Erzeugung, Übertragung und Verteilung von Elektrizität verantwortlich. Es betreibt insgesamt circa
26 Mini-Grids. Aus einer Studie von BERTHEAU et al. aus dem Jahr 2013 geht hervor, dass die
Erzeugungskosten dieser Mini-Grids bei 0,34 €/kWh liegen. Der nationale Tarif liegt je nach
Abnahmemenge bei 0,028 €/kWh bzw. bei 0,11 €/kWh. Da die Verbrauchsmengen ländlicher, neu
elektrifizierter Verbraucher eher gering ist, befinden sich die in Mini-Grids erhobenen Tarife eher am
unteren Ende. Bei den von BERTHEAU ET AL. untersuchten Anlagen wurden von TANESCO
0,023 €/kWh erhoben, was zu einer Differenz von 0,32 € je kWh führt. Dieser Verlust wird letztlich vom
Staat ausgeglichen, da dieser Eigentümer des Unternehmens ist. Die Subventionierung der Tarife
könnte ein Grund für die geringe Produktionseffizienz bei TANESCO sein. Die Studie belegt nämlich
auch, dass zwei von privaten Unternehmen betriebene Anlagen, ebenfalls in Tansania, Erzeugungskosten in Höhe von 0,12 €/kWh haben und somit dreimal geringere als die des staatlichen EVUs.
316
TANESCO hat anhaltende finanzielle Schwierigkeiten und investiert daher wenig in die Wartung
bestehender Infrastruktur. Das nationale Elektrizitätsnetz in Tansania muss dringend erneuert und die
Erzeugungskapazität erhöht werden.
317
Es ist zu erwarten, dass diese Bereiche priorisiert behandelt
werden und die Investitionen in Mini-Grids dahinter zurückbleiben.
5.2.2 Privater Betreiber und private Mittel
Die Kombination V aus privater Mittelherkunft und privatem Betrieb ist aufgrund der zurückhaltenden
318
Investitionstätigkeiten aus dem privaten Sektor bisher sehr selten anzutreffen.
Ausländische
Unternehmen zögern aufgrund geringer Erfahrung, politischer Instabilität, unsicherer Rechtslage oder
ähnlichen Gründen noch davor, in großem Stil zu investieren. Der Ruf nach der Beteiligung privater
Akteure ist allerdings in den letzten 10 Jahren immer lauter geworden.
319
Die bestehenden, dieser
Konstellation entsprechenden, Projekte werden bisher in der Regel in Zusammenarbeit mit EZAOen
durchgeführt, um deren Erfahrung vor Ort zu nutzen. Hierbei bekommen die privaten Unternehmen oft
auch finanzielle Unterstützung
320
, solange diese Beträge aber nur einen kleinen Anteil der
Gesamtinvestition darstellen, fallen diese Projekte bei der Betrachtung trotzdessen in diese Kategorie.
Neben dieser Möglichkeit gibt es auch lokale private Firmen, die Anlagen betreiben und die
verbleibende Elektrizität an Siedlungen verkaufen.
316
Vgl. Bertheau et al. (2013), S. 3 und Tenenbaum (2014), S. 46, 243, die Beträge wurden mit den jährlichen,
317
Vgl. Vivid economics (2010), S. 10.
318
Vgl. George (2014), S. 9.
319
Vgl. ARE (2011), S. 31.
320
Seite 66
Anreize zur effektiven Mittelnutzung sind bei privaten Unternehmen naturgemäß gegeben. Ihr Ziel, die
321
Gewinnmaximierung, setzt ein möglichst gutes Kosten-Nutzen-Verhältnis voraus.
Auch die OFID
sieht private, gewinnorientierte Projekte als effizientere Variante, um Mini-Grid-Projekte umzusetzen.
322
Private Unternehmen haben aufgrund ihrer Anreizstruktur in der Regel geringere Betriebs-.
und Wartungskosten. Das in Abschnitt 5.2.1.6 vorgestellte Beispiel aus Tansania unterstreicht dies.
Laut BERTHEAU ET AL. steigt außerdem die Zahlungsbereitschaft der Konsumenten bei privaten
Betreibern im Gegensatz zu staatlichen Betreibern.
323
Gründe hierfür könnten die in der Regel größere
Nähe des Betreibers zu den Kunden sein, besserer Service und höhere Qualität. Die in Abschnitt
5.1.2.2 analysierten hohen TAK können die kurzfristige Effizienz allerdings stark negativ beeinflussen.
Gerade für ausländische Unternehmen besteht wie erläutert ein großer Informations- und Abstimmungsbedarf. Übersteigen die TAK zusammen mit Einfuhrzöllen und ähnlichen länderspezifischen
Kosten den entstehenden Nutzen, kann die kurzfristige Effizienz nicht erreicht werden und das
Unternehmen bricht das Projekt ab oder entscheidet sich von Anfang an dagegen. Die oben
thematisierte Tatsache, dass die TAK oft nicht Teil der Tarifkalkulation der Regulierungsbehörde sind,
verstärkt diese Gefahr und ist gerade für private, gewinnorientierte Unternehmen ein negativer Anreiz.
Aufgrund der hohen TAK verringert sich die eigentlich hohe kurzfristige Effizienz und ist somit nur
noch als mittelhoch bis hoch zu bewerten. Aufgrund zukünftiger Verbesserungen der Rahmenbedingungen, steigender Erfahrungen und Fachwissen ist allerdings mit einem Sinken der TAK und somit
einem Anstieg der kurzfristigen Effizienz zu rechnen.
Für das Erreichen möglichst hoher Einnahmen durch den Verkauf von Elektrizität, sollten die
Erzeugungsanlage und das Verteilnetz möglichst störungsfrei und lange betrieben werden. Der private
Betreiber hat also hohe Anreize zur Wartung und ein Interesse an einem langfristigen Bestand seiner
Investition. Im Gegensatz zum staatlichen oder teilstaatlichen Betreiber kann ein privater Betreiber,
der vor Ort tätig ist, schneller bei Problemen reagieren und Reparaturen ausführen.
324
Um eine
bessere Verteilung der Fixkosten zu erreichen, strebt der Betreiber einen Anstieg der Nachfrage an.
Wie im Laufe der Arbeit erläutert kann die produktive Nutzung von Elektrizität die Gesamtnachfrage
erhöhen. Aus diesem Grund kann davon ausgegangen werden, dass der private Betreiber die
Dorfbewohner über Möglichkeiten der produktiven Nutzung aufklärt oder sogar Mikrokredite für
Anschaffungen zur Verfügung stellt.
325
Bei der „Mikroenergiewirtschaft“ von INENSUS im Senegal
stellt ein beteiligtes Mikrofinanzinstitut parallel zur Elektrifizierung Mikrokredite für unternehmerische
Tätigkeiten zur Verfügung.
326
Eine produktive Nutzung der Elektrizität steigert die langfristige Effizienz,
da der Nutzen der Verwendung steigt und so ein größerer Anreiz auch für die Kunden, die Wartung zu
321
Vgl. OFID (2014), S. 3.
323
Vgl. Bertheau et al. (2013), S. 4.
324
325
326
Vgl. INENSUS GmbH (2011), S. 3.
322
Seite 67
überwachen, besteht. Zusätzlich steigt die Zahlungsbereitschaft und die Menge der nachgefragten
Elektrizität. Falls der Staat das Ziel der Armutsbekämpfung mit einheitlichen Elektrizitätstarifen für alle
Nutzer durchsetzen möchte und dafür Subventionen auch für IPPs zur Verfügung stellt, ist die
langfristige Effizienz der Anlage von der rechtzeitigen und dauerhaften Zahlung dieser abhängig.
Wichtig für die langfristige Effizienz ist die Schaffung einer Vertrauensbasis bzw. eines möglichst
guten Verhältnisses zwischen Dorfgemeinschaft und privatem Betreiber. Das Verhältnis ist von der
Qualität des Produktes, des Services und der Einbindung der Gemeinde in der Umsetzung des
Projektes abhängig. Aufgrund der in privaten Unternehmen bereits vorhandenen Kapazitäten für die
Qualitätssicherung und das Management ist es für private Unternehmen leichter, eine hohe
Kundenzufriedenheit zu erreichen.
327
Wie bereits am Beispiel von TANESCO gezeigt ist der Anreiz für
private Unternehmen ein funktionierendes Abrechnungs- und Einsammelsystem zu schaffen hoch und
die Abdeckungsquote in der Regel höher als bei staatlichen Betreibern. Ein bei vielen realisierten
Projekten immer wieder auftretendes Problem ist das „Nichtzahlen“ von staatliche Einrichtungen wie
Schulen, Krankenhäuser oder Verwaltungen in den Gemeinden. Dieses Problem, welches nicht nur
bei privaten Betreibern auftritt, gefährdet die langfristige Effizienz der Anlage. Gerade größere
Einrichtungen haben oft einen relevanten Anteil an der nachgefragten Gesamtelektrizitätsmenge.
328
Wie in Abschnitt 3.6.1 erläutert haben die privaten Betreiber in manchen Ländern wie zum Beispiel in
Tansania im Rahmen des „Single-Buyers“-Prinzip nur die Möglichkeit, die erzeugte Elektrizität an den
Netzbetreiber bzw. das staatliche EVU zu verkaufen. Bei dieser Variante ist der Betreiber auf die
Bezahlung durch den Netzbetreiber angewiesen, dies kann ebenfalls zu Problemen führen. Einer der
befragten Experten, der in Tansania auf der regulatorischen Ebene für IPPs tätig ist, berichtete, dass
es hierbei oft zu Verzögerungen kommt, die nicht selten bis zu sechs Monate andauern. Auch
Investoren in Tansania befürchten verspätete Zahlungen oder Änderungen des regulatorischen
329
Rahmens.
Es ist offensichtlich, dass solche Umstände das Bestehen einer Anlage stark gefährden
können. Bei privaten Unternehmen, die keine nennenswerten Subventionen bekommen, müssen die
Tarife Wartung und Betrieb decken sowie langfristig zu einer Amortisation der Investition führen.
Einschätzungen der befragten Experten zeigen, dass dies generell möglich ist, da eine höhere
Zahlungsbereitschaft gegenüber der für Netzstrom besteht.
330
Der Geldgeber ist an der Rückzahlung
seiner Kredite interessiert und somit ebenfalls an einem langfristigen, problemlosen Betrieb und
kostendeckenden Tarifen. Dieses Interesse wird er an den Betreiber weitergeben. Die Vorrausetzungen dieser Konstellation für das Erreichen langfristiger Effizienz wird aus diesen Gründen als hoch
bewertet.
Die Anreize für einen kurzen Umsetzungszeitraum beim Betreiber und Geldgeber sind gegeben, da
eine schnelle Umsetzung in der Regel weniger Kosten verursacht. Da der Fortschritt des Projektes
allerdings von vielen Faktoren abhängt, auf die der Betreiber keinen direkten Einfluss hat, ist eine
327
Vgl. Peterschmidt / Neumann (2013), S. 19 und GVEP International (2011), S. 5.
Vgl. Fall et al. (2009), S. 5 und Clarke et al. (2000), S. 1.
329
Vgl. Vivid economics (2010), S. 23 f.
330
Siehe Auswertung der Fragebögen in Anhang VII.
328
Seite 68
Aussage über den Umsetzungszeitraum nur schwer möglich. Ein Mitarbeiter der GIZ Uganda schätzt
den Implementierungszeitraum privater Projekte auf 6 ‒ 12 Monate, was im Gegensatz zu vielen vom
Staat realisierten Projekten kurz ist. Bei dieser Schätzung wird allerdings von einer Unterstützung des
privaten Unternehmens durch die GIZ oder ähnliche EZAOen ausgegangen, die in der Regel den
Zeitraum verkürzen. Durch das zusätzliche lokale Wissen der Organisation spart das private
Unternehmen Zeit, Aufwand und damit Geld beim Erlangen von Lizenzen, bei der Kommunikation mit
der Gemeinde und ähnlichen Aufgaben. Es gibt allerdings auch Schätzungen, die von mindestens
zwei Jahren ausgehen. Die erfolgreiche Umsetzung ist vom lokalen Wissen des privaten Unternehmens oder beteiligter Partner abhängig, dies zeigt auch die Befragung der Experten. Alle Befragten
schätzen lokale Expertise als unverzichtbar oder zumindest hilfreich ein, diese Einschätzung
beschränkt sich allerdings nicht auf die private Bereitstellung.
331
Ist das Unternehmen in der Region
oder zumindest in dem betreffenden Land ansässig, ist es in der Regel mit den zuständigen Behörden
sowie mit dem Gepflogenheiten vertraut und so stellen diese kein kritisches Hindernisse dar. Für
ausländische Unternehmen ohne Erfahrung und ohne Unterstützung, kann die Umsetzung zum
Beispiel an der Erlangung der Lizenz durch die Regulierungsbehörde scheitern. Die vom privaten
Unternehmen erhobenen Tarife müssen von der Dorfgemeinschaft akzeptiert werden, da der Betreiber
andernfalls Probleme mit Zahlungsverweigerungen oder Vandalismus bekommen kann. Eine
Ablehnung des Betreibers in der Gemeinde kann ebenfalls das Bestehen der Anlage gefährden.
Höhere Preise werden bei gutem Service, wenig Unterbrechungen und Erklärungen zu den höheren
Kosten eher akzeptiert, dies bietet dem Betreiber wiederum einen Anreiz zur Wartung. Gerade die
Aufklärung über höhere Kosten hat, auch nach Meinung der Experten, einen positiven Einfluss auf die
Zahlungsbereitschaft. Liegt der nationale Tarif unter den Stromgestehungskosten und wählt das
staatliche oder teilstaatliche EVU diese Preise auch in von ihm betriebenen Mini-Grids, ist es für den
IPP schwieriger seine Tarife zu erklären. Deutlich höhere und kostendeckende Tarife können sich
unter Umständen nicht dauerhaft durchsetzen oder werden von Beginn an abgelehnt, sodass die
Anlage mit dieser Konstellation von Betreiber und Finanzier nicht realisiert werden kann.
332
Der
Zugang zu Kapital wird in der Literatur immer wieder als eines der Haupthemmnisse für private
Investitionen genannt. Die durch die Mittelbeschaffung entstehenden TAK wurden bereits im Abschnitt
5.1.2.2 analysiert, die unzulängliche generelle Verfügbarkeit kann aber schon vorher zum Scheitern
von Projekten führen. Die für eine Kreditvergabe notwendige Prüfung durch den Geldgeber kann zum
Beispiel bis zu zwei Jahre in Anspruch nehmen. Dieser lange Zeitraum lässt wiederum Kosten
entstehen und kann sogar in Konflikt mit der Dauer anderer Kredite stehen, was zum Scheitern von
Projekten führen kann.
333
5.2.2.4 Zugang
Der private Betreiber sowie der Geldgeber möchten mit der Anlage einen Gewinn erwirtschaften, um
dies zu ermöglichen, muss das Versorgungsgebiet gewisse Eigenschaften aufweisen. Ist die
331
Siehe Auswertung der Fragebögen in Anhang VII.
Vgl. Tenenbaum (2014), S. 11, 244.
333
332
Seite 69
nachfragte Menge an Elektrizität aufgrund der Einwohnerdichte im Dorf oder die Zahlungsfähigkeit zu
gering, wird das entsprechende Dorf bei dieser Konstellation nicht für eine Elektrifizierung ausgewählt.
In Mali und im Senegal gibt es durch die Marktöffnung bereits viele private Betreiber.
334
Erfahrungen
zeigen, dass der Fokus dort auf dichter besiedelten Gemeinden liegt, dies unterstreicht die
Aussage.
335
Mithilfe von Subventionen und regionalen Konzessionen kann die Regierung die
Entscheidungen des privaten Sektors lenken. Wenn die Regierung es schafft, ihr Ziele der
flächendeckenden Elektrifizierung durch finanzielle Anreize mit dem Ziel der Profitmaximierung des
privaten Unternehmens in Übereinstimmung zu bringen, kann auch durch diese Konstellation ein
hoher Zugang erreicht werden. Die erhobenen Tarife und Anschlussgebühren sind im Vergleich zu
allen anderen Konstellationen in der Regel allerdings die höchsten, da eine Gewinnabsicht besteht.
Aufgrund der hohen Tarife und der gewinnorientierten Auswahl der Gebiete durch private
Unternehmen ist der Zugang dieser Konstellation eher gering. Schafft der Staat die richtigen Anreize,
wächst der Zugang.
Die höheren Tarife und die in der Regel verbrauchsscharfe Abrechnung durch den Betreiber könnten
zu einer effizienteren Nutzung des Stromes durch den Verbraucher führen.
336
Private Betreiber haben
ein Interesse an Demand-Side-Management bzw. an einem dem Erzeugungsprofil folgendem
Verbrauch, um die Kosten für das Batteriesystem zu senken.
337
Dieses Interesse könnte auf lange
Sicht zu intelligenten Mini-Grids mit verschiedenen Erzeugungstechnologien führen, die die
Erzeugungskosten senken.
5.2.2.6 Beispiel Uganda - Kabunyata
Wie bereits erläutert gibt es bisher wenig Beispiele für Projekte mit einem privaten Betreiber und einer
privaten Finanzierung, bei denen der Fokus auf der Elektrifizierung von Dörfern liegt. Ein Beispiel
hierfür ist das Projekt der Kirchner Solar GmbH, die in Zusammenarbeit mit der GIZ 2012 das Dorf
Kabunyata in Uganda mit Solarstrom und einem Inselnetz elektrifizierte. Die Kirchner Solar Group
bzw. ihre ugandische Tochter ist Eigentümer und Betreiber der Erzeugungsanlage, das Verteilnetz ist
nach der Fertigstellung in den Besitz der REA übergegangen. Das Dorf Kabunyata liegt im Luweero
District in Uganda nördlich von der Hauptstadt Kampala. Kabunyata umfasst circa 40 Haushalte, zehn
SMEs und zwei Institutionen. Das nationale Netz ist 24 km entfernt und das Dorf deckte seine
Energienachfrage vor der Elektrifizierung mit Kerosin, vereinzelten Dieselgeneratoren, Kerzen,
Paraffin, Holz und Holzkohle. Einige hundert Meter vom Kern des Dorfes entfernt, steht ein
Mobilfunkmast, der ebenfalls nicht an das nationale Netz angeschlossen war und durch die
Telefongesellschaft mit einem Dieselgenerator mit Strom versorgt wurde. In Uganda sind 40 % der gut
3000 Mobilfunkmasten nicht an das nationale Elektrizitätsnetz angeschlossen und werden in der
334
Wie zum Beispiel Solar23 vgl. hierfür Solar 23 (2013).
Vgl. AEI (2011), S. 28.
336
Vgl. Philipp (2014), S. 27 f.
337
Vgl. Deshmukh et al. (2013), S. 3.
335
Seite 70
Regel wie oben genannt mit Dieselgeneratoren versorgt.
338
Diese Gegebenheiten sind Grundlage des
Geschäftsmodells des deutschen Unternehmens. Dieses Modell wird als ABC-Modell bezeichnet und
steht für die Verbindung von Anker-, Business- und Community-Kunden. Die Stromversorgung von
Mobilfunkmasten ist mit hohen spezifischen Kosten verbunden, weil unter anderem aufgrund der
geforderten Versorgungssicherheit die Systeme redundant ausgelegt sind und der Wartungsaufwand
der kleinen, überall im Land verteilten Generatoren, sehr kostenintensiv. Hinzu kommen die Kosten für
den Transport des Diesels, die aufgrund diverser Faktoren wie in Abschnitt 3.2.2.3 erläutert ebenfalls
hoch sind. Aus diesem Gründen ist anzunehmen, dass die Zahlungsbereitschaft der Telefongesellschaft hoch ist und sich so eine gute Grundlage für einen privaten Betreiber bietet. Der Mobilfunkmast
als Ankerkunde bot der Kirchner Solar Group eine Möglichkeit, die Sicherheit ihrer Investition zu
erhöhen. Die Tarife für die Telefongesellschaft liegen über denen für das Dorf und ermöglichen dem
Betreiber so einen größeren finanziellen Spielraum. Für die Kunden im Dorf gibt es je nach
Abnahmemenge drei verschiedene Tarife, wobei der niedrigste Tarif der „Lifeline-tariff“ für die
geringste Verbrauchsmenge gilt. Die im Lizenzantrag vermerkten Tarife betragen 0,23 € für geringe
Abnahmemengen, 0,51 € für mittlere Abnahmemengen und 0,54 € für hohe Abnahmemengen pro
kWh. Dieses Tarifsystem soll den Zugang für möglichst viele Dorfbewohner ermöglichen, um die
Lebensbedingungen zu verbessern. Die sozialen Ziele dieses Projektes sind vermutlich aufgrund der
Kooperation mit der GIZ stärker als üblich ausgeprägt. Ziel der Kooperation mit der GIZ seitens der
Kirchner Solar Group war die Nutzung des großen lokalen Wissens der EZAO, um die TAK bei der
Umsetzung zu verringern. Finanzielle Unterstützung bezüglich der Erzeugungsanlage seitens der GIZ
gab es keine, allerdings wurden die Kosten für das Verteilnetz vom BMZ für das Pilotprojekt
übernommen. Für die Versorgung des Mobilfunkmasten und des Dorfes wurden zwei Solarcontainer
mit insgesamt 36 kW p Erzeugungskapazität installiert. Die Solarmodule befinden sich bei der
Konstruktion auf dem Dach und die Batterien sowie die Wechselrichter im Innern des Containers.
Diese Installation hat den Vorteil, das die empfindlichen und für Diebstahl generell leichter
zugänglichen Teile durch den verschlossenen Container gesichert werden.
339
5.2.3 Community Based und Mittel aus der Entwicklungszusammenarbeit
In vielen Ländern SSAs haben verschiedene staatliche und nichtstaatliche EZAOen Projekte zur
Elektrifizierung von Gemeinden durch Mini-Grids finanziert. Viele dieser Projekte haben mit Problemen
zu kämpfen, die im Folgenden geschildert werden, es gibt aber auch sehr gut umgesetzte positive
Beispiele.
Von EZAOen bereitgestellte Mittel sind in der Regel keine Kredite, sondern Zuwendungen. Eine
Refinanzierung ist demnach nicht vorgesehen
340
und daher der Anreiz zur effizienten Mittelnutzung in
der Tendenz eher geringer. Wie in Abschnitt 4.1.3 erläutert gibt es verschiedene Formen von EZAOen
338
Vgl. GSMA Green Power for Mobile (2012), S. 10.
Vgl. Kurz (2014), S. 19 und GIZ (2013b), die Beträge wurden mit den jährlichen, durchschnittlichen
Umrechnungsquoten der EZB von $ in € umgerechnet siehe Anhang VIII.
340
Vgl. Schnitzer et al. (2014), S. 107.
339
Seite 71
mit unterschiedlichen Mittelherkünften, die Einfluss auf die Verwendung haben. Bei staatlichen Mitteln
gibt es in der Regel Vorgaben und Richtlinien, die für die Mittelbereitstellung erfüllt werden müssen.
Diese Kriterien haben den Zweck, einen effizienten Einsatz sicherzustellen. Allerdings stehen viele
Mittel nur für konkrete Zeiträume zur Verfügung, sodass es gegen Ende dieser Budgetzeiträume zu
Mittelabflussproblemen kommen kann.
dungen mit sich bringen.
342
341
Dies kann unter Umständen unkoordinierte Mittelverwen-
Bei der Umsetzung in der Gemeinde ist aufgrund des hohen Einbindungs-
grades dieser mit einer gesteigerten Effizienz zu rechnen. Aufgrund des geringeren bürokratischen
Aufwandes und der direkten Abstimmung und Einigung vor Ort, erweisen sich lokale Lösungen laut
OSTROM ET AL. oft als eine effiziente Variante. Kleine Infrastrukturprojekte werden nach Meinung der
Autoren von den direkten Profiteuren und direkt involvierten Individuen sehr effektiv realisiert.
343
Voraussetzung für eine effiziente Durchführung durch die Gemeinde ist allerdings das Vorhandensein
von Fachwissen, welches wie bereits erläutert durch Capacity Building vermittelt werden kann und
muss. Allein die Motivation der Gemeinde, Know-how aufzubauen, garantiert jedoch noch keine
effiziente Umsetzung. Die kurzfristige Effizienz wird aufgrund der Charakteristika der Mittel, der
vorhandenen Anreize der Gemeinde und der mäßigen TAK als gering bis mittelhoch eingestuft.
Die Anreize zur Wartung für die Gemeinde sind hoch, da sie direkt von der Betriebsführung der
Anlage betroffen ist.
344
Auch hier greifen die Ergebnisse der Analyse von OSTROM ET AL. zur direkten
Einbindung betroffener Akteure auf kommunaler Ebene. Das Grundproblem bei Community Based
Projekten ist das fehlende Fachwissen, um das technische System zu betreiben und zu warten oder
nachhaltige Tarifsysteme auszuarbeiten.
345
Technische und wirtschaftliche Wissenslücken sind für das
langfriste Bestehen problematisch. Nach Einschätzung von Experten und Beispielen aus der Praxis ist
es möglich, durch umfangreiches Capacity Building die Gemeinde so auszubilden, dass sie danach
fähig ist, das System langfristig erfolgreich zu betreiben. Treten allerdings schwerwiegendere
technische Probleme auf, sind die Gemeinden oft nicht in der Lage diese zu beheben.
346
Auch
aufgrund unzureichender Finanzierung kommt es bei Community Based Projekten oft zu technischen
Problemen in Folge qualitativ geringwertiger Komponenten.
347
Immer wieder auftretende technische
Probleme in Verbindung mit schleppender Ersatzteilbeschaffung und möglicherweise fehlender
finanzieller Mittel für teurere Ersatzteile können zu einer Negativspirale führen, an deren Ende das
Aus der Anlage steht. Fällt die Versorgung aufgrund technischer Probleme aus, sind die Kunden unter
Umständen nicht mehr bereit, ihre Tarif zu zahlen. In der Folge können Gehälter für Techniker nicht
mehr aufgebracht werden und die notwendigen Reparaturen nicht durchgeführt werden. Dies
veranschaulicht ein in Abschnitt 5.2.3.6 vorgestelltes Projekt aus Simbabwe, bei dem der Betreib
341
Vgl. Seitz (2012), S. 168.
343
Vgl. Ostrom et al. (1993), S. 139.
344
Vgl. GVEP International (2011), S. 5 und ARE (2011), S. 21.
345
Vgl. Gaudchau et al. (2013), S. 4 und World Bank (2008), S. 97.
346
Vgl. zum Beispiel ARE (2011), S. 22 f. und Anhang VII.
347
Vgl. Camco (2010), S. 4.
342
Seite 72
348
aufgrund fehlender finanzieller Rücklagen und fachlicher Defizite zum Erliegen kam.
Die fehlenden
finanziellen Rücklagen lassen auf eine unzureichende Planung des langfristigen Betriebs durch den
Initiator bzw. Finanzier und die Gemeinde schließen. Das wiederum lässt vermuten, dass es keine
umfassende Schulung der Gemeinde oder des Betreibers bezüglich wirtschaftlicher Fragen gab. Für
die Vermeidung dieser Probleme wird das Capacity Building durchgeführt, allerdings ist allein dadurch
noch kein langfristiger, selbständiger, funktionierender Betrieb garantiert. Einer der befragten Experten
gab an, dass er in der Praxis bisher kein Projekt kennt, bei dem die Gemeinde ohne Hilfe von außen
die Anlage langfristig erfolgreich betreibt und wartet. Auch die Experten aus Uganda und Namibia, die
dort mit Community Based Projekten Erfahrungen haben, halten eine dauerhafte Unterstützung für
349
notwendig, wobei sich diese durchaus auf schwerwiegende Probleme beschränken kann.
Neben
diesen Problemen besteht immer die Gefahr, dass die für Reparaturen gebildeten Rücklagen für
andere Zwecke verwendet werden und so der langfristige Bestand riskiert wird. Die Bildung von
finanziellen Rücklagen ist für die langfristige Effizienz unausweichlich, die Möglichkeit Rücklagen zu
bilden hängt allerdings von der Höhe der festgelegten Tarife und der Organisationsstruktur des
Bezahlsystems der Gemeinde ab. Bei der Vermeidung hoher Zahlungsrückstände hat die
Dorfgemeinschaft allerdings einen Vorteil gegenüber staatlichen oder privaten Betreibern. Aufgrund
der dauerhaften Präsenz im Dorf ist es der Gemeinde möglich, die Tarife täglich einzusammeln und so
die Einsammelquote zu verbessern.
350
Freundschaften und Verwandtschaftsgrade können dies
allerdings erschweren, da Repressalien schwerer umsetzbar sind. Wie in Abschnitt 3.2 erläutert kann
die in Mini-Grids erzeugte und verteilte Elektrizität den Charakter von Allmenden haben. Bei vielen
Community Based Projekten werden Flatrate-Tarife vereinbart, diese verstärken das Auftreten des
Problems der Allmenden, die Übernutzung. Wenn aus Kostengründen keine individuellen Stromzähler
eingebaut sind und das System wie im betrachteten Fall beschränkt ist, erhöht sich das Risiko einer
Übernutzung. Erfahrungen zeigen, dass die Tarife oft sehr niedrig sind oder nicht eingesammelt
werden, dies verschärft das Problem ebenfalls.
351
Ein Beispiel aus Tansania, bei dem eine
luxemburgische NGO ein Dorf mit einer PV-Anlage elektrifiziert hat, unterstreicht diese Problematik.
Die Nutzer zahlen bei diesem Projekt eine monatliche, feste Gebühr für die Nutzung. Die NGO
berichtet, dass die Nutzer ihre technischen Geräte sowie das elektrische Licht über viele Stunden
angeschaltet lassen, auch wenn sie sich nicht in ihren Häusern befinden. Desweiteren machte die
NGO die Erfahrung, dass die Denk- und Nutzweise durch Schulungen und Sensibilisierungen nur
schwer zu ändern war und die einzige Lösung in der technischen Beschränkung der maximalen
Menge lag.
352
Hier wird deutlich, dass eine Übernutzung aufgrund fehlender Anreize entstehen kann.
Ist die Gemeinde als Ganzes oder Teile von ihr für den Betrieb zuständig und kommt es zu starker
Übernutzung durch einzelne Individuen, kann dies soziale Konflikte innerhalb der Gemeinde
hervorrufen.
353
Dauerhafte Übernutzung sowie Konflikte im Dorf gefährden die langfristige Effizienz
348
Vgl. RERA (2013), S. 34 ff.
Siehe Anhang VII.
350
Vgl. Camco (2010), S. 3.
351
Vgl. Schnitzer et al. (2014), S. 107 und World Bank (2008), S. 96, 114.
352
Vgl. AMU (2013).
353
Vgl. ARE (2011), S. 22 f.
349
Seite 73
der Anlage bedeutend. Ein weiteres Problem, welches ebenfalls auf mangelnde Kommunikation und
Organisation zurückzuführen ist, sind nicht eindeutige Eigentumsverhältnisse. Ein Bericht, ebenfalls
aus Simbabwe, kritisiert, dass bei von Gebern finanzierten Projekten häufig die Aufgabenbereiche
Betrieb und Wartung nicht ausreichend exakt zugeordnet sind. Ein Beispiel hierfür ist ein PV-Mini-Grid
in Simbabwe. Bei diesem verpasste es die Gemeinde, die eigentlich für Betrieb und Wartung
verantwortlich war, Betriebs- und Wartungskosten deckende Tarife einzuführen und war so nicht in der
Lage Reparaturen durchzuführen. Dies wirft die Frage auf, ob die Gemeinde von der EZAO
ausreichend über ihre Aufgaben aufgeklärt wurde. Die REA sprang fallweise bei der Behebung
technischer Probleme ein, ohne eigentlich für den Betrieb zuständig zu sein. Es ist aus mehreren
Gründen ersichtlich, dass diese Ausgangsituation für das langfristige Bestehen sehr kritisch ist.
354
Nicht eindeutige Verantwortungsbereiche können auf lange Sicht zu einem Scheitern von Projekten
führen, da systemrelevante Aufgaben unter Umständen nicht rechtzeitig ausgeführt werden. Die
langfristige Effizienz ist daher ebenfalls als mäßig einzuschätzen. Mit einer dauerhaften Unterstützung
und gutem Capacity Building ist aber auch eine hohe langfristige Effizienz möglich, da die Anreize
vorhanden sind. Werden neben den Investitionskosten auch Betriebs- und Wartungskosten von der
Organisation übernommen, ist der dauerhafte Bestand der Anlage enorm vom anhaltenden
Engagement der Organisation abhängig.
Die EZAO kann mit ihren Kontakten und Kenntnissen vor Ort den Implementierungszeitraum
verkürzen und durch ihre Erfahrung Probleme bei der Umsetzung abschwächen. Die Integration der
Gemeinde verringert die Komplikationen im Dorf bei der Umsetzung. Sie kann zum Beispiel die
Planung des Verteilnetzes unterstützen und so die Gefahr von Auseinandersetzungen verringern.
Beides trägt zur Effektivität des Projektes bei. Die Erreichung des Gesamtzieles, eine möglichst
flächendeckende großräumige ländliche Elektrifizierung, ist mit dieser Konstellation allerdings fraglich.
Da die Gelder aus Spenden, Entwicklungszusammenarbeitsfonds, internationaler Organisationen oder
Zuwendungen ausländischer Regierungen stammen, kann das Modell nicht unbegrenzt eingesetzt
werden.
355
Die Effektivität dieser Konstellation wird daher als mäßig eingestuft.
5.2.3.4 Zugang
Da die Tarife maximal den Betrieb und die Wartung decken müssen, sind diese relativ gering und
ermöglichen so auch ärmeren Dorfbewohnern die Nutzung der Elektrizität. Der Zugang ist insgesamt
als hoch einzustufen. Auch für aus privatwirtschaftlicher Sicht unwirtschaftliche Versorgungsgebiete
sind Anreize für eine Elektrifizierung gegeben, da die EZAO aufgrund ihrer Zielsetzung nicht primär
auf wirtschaftlich interessante Standorte ausgerichtet ist. Eine flächendeckende Elektrifizierung ist
allerding aufgrund der Begrenztheit von Gebermitteln fraglich.
354
355
Vgl. RERA (2013), S. 17.
Seite 74
EZAOen sind in SSA bereits seit den 60er-Jahren des 20. Jahrhunderts tätig, viele Menschen kennen
das Prinzip der Entwicklungshilfe und verbinden damit auch unentgeltliche Leistungen oder
Sachspenden. Das anzustrebende Ergebnis dieser Konstellation ist jedoch die eigenständige
dauerhafte Elektrizitätsversorgung des Dorfes durch die Gemeinde. Dieses Ziel ist nur mit
kostendeckenden Tarifen zu erreichen, die den Betrieb, die Wartung und mögliche Reparaturen
finanzieren. Aus diesen Gründen sollte die EZAO von Beginn an darauf achten, ihre Intention deutlich
zu kommunizieren, um nicht die Erwartungshaltung kostenloser Versorgung entstehen zu lassen, die
das Durchsetzen von Tarifen erschwert.
356
Ähnlich wie bei Konstellation I, nach der der Erfolg stark
von den Prioritäten des Staates abhängig ist, ist auch diese Konstellation auf die Initiative und den
Willen der Organisationen angewiesen. Diese Prioritäten und somit Ausgabeschwerpunkte können
sich aber mit der Zeit ändern.
357
5.2.3.6 Beispiel Simbabwe - Temaruru
Zwischen 1996 und 1999 wurde in Simbabwe das erste Wind-Mini-Grid geplant und installiert. Die
Anlage verfügte über 4 kW installierte Windleistung, 400 Ah Batteriekapazität und ein 220 V
Verteilnetz. Entwickler und Initiator des Projektes war die lokale NGO ZERO (Zimbabwe Energy and
Environmental Regional Organisation), Partner bei der Planung und Umsetzung waren ein privates
Unternehmen und das Ministry of Energy and Power Development. Finanziert wurde es durch die
dänische Regierung. Das Eigentum und der Betrieb wurden einem eigens dafür gegründeten
Energiedienstleistungsunternehmen übertragen, das sich hauptsächlich aus Mitgliedern der
Dorfgemeinschaft zusammensetze und nicht gewinnorientiert ausgerichtet war. Lokales Personal
wurde für grundlegende Reparaturen und Wartungen geschult und zwei Mitarbeiter für den Betrieb
angestellt. Der Betrieb der Anlage wurde finanziell vollständig von den Gebern übernommen, sodass
keine Tarife für die Elektrizität eingeführt wurden. Die Nachfrage überstieg jeodch die produzierte
Menge an Elektrizität. Insgesamt gab es zehn Geschäfte im Dorf die unter anderem Kühlschränke,
Radios und Lautsprecher nutzten, zudem waren noch eine Schule und eine Krankenstation an das
Netz angeschlossen. Angesichts dieser Nachfrage und der installierten 4 kW wurde die Lieferung
zeitlich zur Aufrechterhaltung des Betriebes begrenzt. Ein im Wechselrichter auftretender Fehler
konnte von den Technikern aufgrund fehlender technischer Expertise nicht repariert werden und
verursachte Schäden an den Batterien. Aufgrund fehlender finanzieller Rücklagen für Reparaturen
konnte der Betreiber weder für Ersatzteile noch für technische Unterstützung zahlen. Die Anlage ist
seit 2007 nicht mehr in Betrieb.
358
356
358
Vgl. RERA (2013), S. 34 ff.
357
Seite 75
5.2.4 Übersicht
Tabelle 10 gibt eine Übersicht über die Einschätzungen zur Bewertung der analysierten Konstellationen hinsichtlich der Bewertungskriterien.
Tabelle 10: Übersicht - Bewertung der Konstellationen
359
Es ist deutlich zu erkennen, dass die Bereitstellung durch den Staat sowie durch eine EZAO in
Zusammenarbeit mit einer Gemeinde einen besonders hohen Zugang erreicht, wohingegen die kurzund mittelfristige Effizienz eher schlechter bewertet werden. Bei der Bereitstellung durch ein privates
Unternehmen verhält es sich genau andersherum, die Effizienz ist insgesamt eher hoch und der
Zugang eher niedrig.
5.2.5 Anmerkungen zu den weiteren Konstellationen
Die Bewertung der drei ausgewählten Konstellationen lässt auch eingeschränkt Rückschlüsse auf die
übrigen Konstellationen zu, da alle sechs verschiedenen Betreiber bzw. Mittelherkünfte analysiert
wurden. Bei der Konstellation III zum Beispiel würden die Vorteile durch eine staatliche Finanzierung
wegfallen und in der Tendenz etwas höhere TAK der Mittelbeschaffung durch eine EZAO entstehen.
Die Effizienz würde sich vermutlich nicht erhöhen, da die EZAO diesbezüglich ebenfalls über keine
starken Anreize verfügt. Diese Konstellation kann dann sinnvoll sein, wenn der Staat keine Mittel zur
ländlichen Elektrifizierung bereitstellt, das Ziel der Elektrifizierung aber von der EZAO erreicht werden
möchte und die regulatorischen Rahmenbedingungen keinen anderen Betreiber zulassen. Die
Konstellation IV aus staatlichen Mitteln und einem privaten Betreiber, also einer öffentlich-privaten
Kooperation, wurde bereits in Abschnitt 4.2 erläutert. Hierbei wäre es möglich, die Vorteile der Mittelund Lizenzbeschaffung der staatlichen Mittelherkunft mir denen des privaten Betreibers im Bereich der
Effizienz zu verbinden. Die Anreize der effizienten Mittelnutzung für das private Unternehmen könnten
allerdings sinken. Die Konstellation VII ist in der Praxis ebenso wie die Konstellation IX weit verbreitet.
Die Bewertung fällt aufgrund des gleichen Betreibers und aufgrund der ähnlich mangelhaften Anreize
zur Effizienz auch ähnlich aus. Ein Vorteil dieser Konstellation besteht allerdings in der staatlichen
359
Seite 76
dezentralen Planung, dieser Ansatz wird oft in Verbindung mit der REA und einem REF verfolgt. Auch
die Konstellation VIII wurde bereits umgesetzt, die Kompetenzabtretung der Kernaufgabe birgt
allerdings für ein privates Unternehmen hohe Risiken. Da keine Konstellation in allen Bewertungspunkten deutlich besser abschneidet als die jeweils anderen, ist es sehr wahrscheinlich, dass die
Lösung in sogenannten hybriden Varianten also Mischformen liegt. Die Erfahrungen sowie die
möglichen Skalen- und Verbundeffekte der großen EVUs könnten den Betrieb durch die Gemeinde
und den damit einhergehenden Vorteilen sinnvoll unterstützen. Auch private Unternehmen könnten
mit den staatlichen oder teilstaatlichen EVUs kooperieren.
360
5.3 Ergebnisse und Diskussion
Die Analyse der Bereitstellungskonstellationen kommt zu dem Ergebnis, dass keine Aussage über die
endgültige Vorteilhaftigkeit einer Konstellation getroffen werden kann. Bei der Konstellation I liegen die
Stärken eindeutig im Zugang zu Kapital, in der Entscheidungsmacht des Staates und in den
Erfahrungen des Betreibers, die allerdings aufgrund fehlender Anreize nicht immer genutzt werden.
Die Macht der Regierung würde es ihr ermöglichen, eine schnelle, flächendeckende Umsetzung zu
erreichen, hierfür fehlten aber anscheinend oft der poltische Wille, das Geld und/oder die notwendigen
Strukturen. Als nachteilig erweisen sich vor allem die Ineffizienzen der staatlichen oder teilstaatlichen
EVUs. Die Bereitstellung durch ein privates Unternehmen, das sowohl Finanzierung und Betrieb
übernimmt, hat genau dort ihre Stärken. Die Erreichung einer hohen sowohl kurzfristigen als auch
langfristigen Effizienz ist bei dieser Konstellation möglich. Hohe TAK können dies allerdings
verhindern. Ebenfalls problematisch ist der geringe Zugang, diese Kritik bezieht sich eher auf die
Gesamtanzahl der elektrifizierten Dörfer als auf die Höhe der Tarife, da selbst hohe Tarife in der Regel
finanzielle Einsparungen zum Status Quo mit sich bringen. Die dritte Konstellation schneidet bei der
Bewertung ähnlich ab wie die Bereitstellung durch den Staat, allerdings wirkt sich die Einbindung der
Gemeinde positiv auf die langfristige Effizienz aus. Die Tatsache, dass der Betreiber ein hohes
Interesse am Betrieb der Anlage hat und somit Anreize für Wartung und Reparaturen bestehen, ist
eine wichtige Voraussetzung. Aus der Analyse lassen sich Minimalvoraussetzungen ableiten, die
unabhängig von der Konstellation für einen langfristigen Erfolg des Projektes notwendig sind. Wie
mehrfach betont ist die Einbindung der Gemeinde, selbst bei einem privaten oder staatlichen
Betreiber, von großer Bedeutung. Dies bestätigt auch die große Mehrheit der befragten Experten.
Desweiteren muss der Betrieb auf ein langfristiges Bestehen ausgelegt sein. Hierbei sind besonders
die finanziellen Rücklagen für die Wartung und die notwendige Reparaturen unverzichtbar. Ein
wirtschaftliches Interesse des Betreibers an der Anlage begünstigt wir erläutert einen funktionierenden
Betrieb. Diese Erkenntnis sollte gerade bei der Umsetzung der Konstellationen I und IX stärker
berücksichtigt werden. Den staatlichen oder teilstaatlichen EVUs müssen wirtschaftliche Anreize für
die Durchführung von ländlichen Elektrifizierungsprojekten gegeben werden. Auch die EZAOen
könnten bei Ihren Projekten über wirtschaftliche Anreize für den Betreiber nachdenken wobei die
Höhe der Tarife für die Kunden beachtet werden muss. Es könnten wie bereits teilweise praktiziert
360
Vgl. ARE (2011), S. 28.
Seite 77
Unternehmen aus der Gemeinde oder der Region beteiligt werden. Für die Senkung der TAK müssen
die institutionellen Rahmenbedingungen weiterhin verbessert werden. Ein Anstieg der Anzahl der
Projekte und auch der Betreiber führt voraussichtlich zu besseren Erfahrungswerten, Kostensenkungen aufgrund größerer Produktionsmengen
361
und erhöhtem Wettbewerb.
DISKUSSION
Die Ergebnisse der vollzogenen Analyse sind wie bereits erläutert stark von den spezifischen
Gegebenheiten der einzelnen Länder abhängig, gerade die Höhe der TAK verändert sich stark durch
362
das institutionelle System.
Die endgültige Bewertung der Bereitstellungsmöglichkeiten ist auch von
der Gewichtung der Bewertungskriterien abhängig. Der durch die Erreichung des Ziels der
flächendeckenden Elektrifizierung entstehende Nutzen ist schwer zu quantifizieren und auch durch
subjektive Bewertungen beeinflusst. Der Nutzen, der durch eine Beleuchtung der öffentlichen Straßen
in der Gemeinde entsteht, kann zum Beispiel für die Dorfbevölkerung aufgrund der gesteigerten
Sicherheit enorm hoch, jedoch für den privaten Betreiber nicht relevant sein. Die Berücksichtigung
positiver externer Effekte bei der Bewertung des Nutzens erhöht diesen maßgeblich, sodass auch
Effizienzentscheidungen anders ausfallen können. Ein höherer Nutzen erlaubt bis zu einem gewissen
Grad auch höhere Ausgaben. Ebenfalls von der Bewertung des Nutzen abhängig ist die Gewichtung
der Kriterien „Zugang“ und „Effektivität“. Eignet sich eine Konstellation nicht zur flächendeckenden,
zeitnahen Elektrifizierung, kann sie bei einer hohen Bewertung des heutigen Nutzens durch Elektrizität
nicht als vorteilhaft bewertet werden. Starke Gewichtung muss in jedem Fall die langfristige Effizienz
der Projekte erfahren, da ein Ausfall der Anlagen weder zu einer effizienten Mittelverwendung noch
zur Erreichung eines hohen Nutzens führt.
EINSCHRÄNKUNGEN DER ANALYSE
Die bei der Analyse verwendeten Informationen sind von der Verfügbarkeit dieser beeinflusst.
Angaben zu Problemen beim Betrieb oder anderen Bereichen sowie zu Erfolgen von Projekten in
Abhängigkeit der Konstellationen sind nur schwer zugänglich. Die Internetauftritte der Ministerien und
der REA vieler Länder SSAs sind nicht aktuell oder bieten nur oberflächliche Informationen. Auch
Angaben zu privaten Projekten sind oft lückenhaft und daher nicht alle gezogenen Schlussfolgerungen
mit Beispielen belegbar. Die durch die Analyse des Systems und darauf aufbauend der Konstellationen erarbeiteten Ergebnisse hängen stark von Annahmen zum Verhalten der einzelnen Akteure ab.
Je nach Regierung, privatem Unternehmen, Gemeinde, Behörde oder EZAO kann das Verhalten
dieser selbstverständlich von den Annahmen abweichen. Ein Untersuchungsschwerpunkt für
weiterführende wissenschaftliche Untersuchungen liegt in der genaueren Betrachtung der bei der
Mittelbeschaffung innerhalb der Institutionen entstehenden TAK. Die Bewertung der TAK bei der
staatlichen Mittelbeschaffung könnte sich dadurch zum Beispiel verändern.
361
362
Zum Beispiel bei Inselwechselrichtern.
Vgl. Massé (2010), S. 20.
Seite 78
Kapitel 6 (Fazit und Ausblick)
6 Fazit und Ausblick
Das System „ländliche, dezentrale Elektrifizierung mit PV“ bestehend aus einem technischen, einem
sozioökonomischen und einem poltischen System wurde in Hinblick auf verschiedene Bereitstellungskonstellationen analysiert und diese anschließend bewertet. Die Zerlegung des Systems hat gezeigt,
dass an der Bereitstellung von PV-Mini-Grids zahlreiche Akteure beteiligt sind, welche durch ihr
Handeln die Bereitstellung beeinflussen. Dieses Handeln wird durch ihre Interessen und Ziele sowie
ihr Wissen und ihre Ressourcen geprägt. Das Handeln dieser Akteure wirkt sich auf allen Ebenen der
Umsetzung aus. Der regulatorische Rahmen und die Ziele der Regierung beeinflussen maßgeblich die
Entscheidungen der Akteure und die Art der Bereitstellung. Für die Analyse der Bereitstellungsvarianten wurden die für die Mittelherkunft sowie den Betrieb relevanten Akteure identifiziert und so
mögliche Kombinationen ermittelt. Von den neun möglichen Kombinationen wurden drei für die
detaillierte Analyse und Bewertung anhand der definierten Bewertungskriterien ausgewählt. Diese
sind die Kombination aus staatlicher Mittelherkunft und dem Betrieb durch das staatliche oder
teilstaatliche EVU, die Kombination aus privater Mittelherkunft und einem privaten Unternehmen als
Betreiber und die Kombination aus Mitteln von EZAOen und dem Betrieb durch die Gemeinde,
„Community Based“ genannt. Die Bewertung dieser Finanzierungs- und Betreiberkonstellationen
bestätigt die Eingangs getroffene Annahme, dass keine Aussage über die endgültige Vorteilhaftigkeit
einer Konstellation getroffen werden kann. Die Konstellationen weisen alle in unterschiedlicher
Ausprägung Schwächen und Stärken auf. Allerdings wird deutlich, dass das Erreichen kurzund
langfristiger Effizienz durch die private Bereitstellung aufgrund der Anreizstrukturen in der Regel
besser gelingt. Die Beteiligung des Staates oder einer erfahrenen EZAO bei der Bereitstellung
verringert hingegen die TAK. Gelingt es, Anreize für eine flächendeckende private Beteiligung zu
schaffen, bietet diese Konstellation vermutlich die schnellste Möglichkeit zur Erreichung dieses Zieles,
da es viele Unternehmen gibt, die über das nötige Know-how und die finanziellen Mittel verfügen.
Betrachtet man den durch die Elektrifizierung entstehenden Nutzen für die Dörfer, aber auch für die
Region und das gesamte Land, ist eine schnelle Erreichung der Ziele von großer Bedeutung.
Problematisch könnte hierbei allerdings die geringe Beteiligung lokaler Unternehmen sein, da im
direkten Vergleich viele ausländische Firmen mehr Erfahrung haben und geringere Kosten
verursachen und so vermutlich dominant wären. Es wird ebenfalls deutlich, dass sich die Bewertungskriterien bzw. Ziele teilweise gegenseitig behindern. Der Erreichung eines hohen Zugangs
wiederspricht zumindest ohne den Ausgleich durch Subventionen dem Ziel der kurzfristigen Effizienz.
Die Analyse hat gezeigt, dass es bei der Umsetzung ländlicher Elektrifizierungsprojekte mit Mini-Grids
viele sensible Aspekte gibt, die Probleme verursachen können. Bei jeder untersuchten Konstellation
ist eine erfolgreiche Kooperation zwischen den Akteuren von großer Bedeutung, damit diese in der
Zukunft einfacher und transaktionskostenärmer abläuft, müssen die hierfür notwendigen Institutionen
in vielen Ländern SSAs noch verbessert werden.
AUSBLICK
Diese Arbeit verdeutlicht viele Probleme und Handlungsbereiche für die Verbesserung der
Durchführung dezentraler, netzferner Elektrizitätsversorgungssysteme. Bei der Gestaltung zukünftiger
Seite 79
Kapitel 6 (Fazit und Ausblick)
Systeme sollte in Hinblick auf die Vernetzung der Inselnetze oder den Anschluss an das nationale
Netz verstärkt auf dafür notwendigen Voraussetzungen geachtet werden. Die Kommunikation aller
beteiligten spielt hierbei eine wichtige Rolle. Auch Demand-Side-Management und Smart-Grids
könnten bei zukünftigen Mini-Grids größere Beachtung finden. Gerade bei der Vernetzung einiger
Mini-Grids zu einem kleinen Verteilnetz können unterschiedliche Verbraucher und Erzeuger intelligent
gesteuert werden. Die bestehenden analysierten Schwierigkeiten aufgrund der großen Anzahl an
Akteuren wird hierbei ebenfalls stark ins Gewicht fallen. Daher ist eine weitere Untersuchung der
Akteure und Institutionen notwendig. Auch die wirtschaftliche Entwicklung der Gemeinden und
Regionen sollte detaillierter untersucht und unter Umständen stärker gefördert werden, da diese einen
Großteil des durch die Elektrifizierung entstehenden Nutzens darstellt.
Seite 80
Anhang I
Anhang I
Anhang I gibt ein Beispiel für die Schätzung des Elektrizitätsbedarfes eines neu elektrifizierten Dorfes.
Hierfür werden verschiedene Modellkunden erstellt und Annahmen über die spezifischen Nennleistungen der Geräte getroffen. In Tabelle 11 sind die gerätespezifischen Nennleistungen abgebildet.
Tabelle 11: Gerätespezifische Nennleistungen
363
Tabelle 12 zeigt die vorgenommene Gruppierung von Kunden, ihre technischen Geräte und die
typischen Nutzungszeiträume pro Tag. Es gibt drei verschiedene Haushaltstypen, welche die
Elektrizität alle für elektrisches Licht, das Aufladen von Mobilfunkgeräten sowie die Nutzung eines
Radios verwenden. Können es sich die Haushalte leisten, über dies hinaus Geld für Elektrizität und
die technischen Geräte auszugeben, kommen ein Fernseher oder sogar ein Bügeleisen und ein
Kühlschrank hinzu. Bei den Gewerbekunden gibt es ebenfalls unterschiedliche Typen. Klassische
Kleingewerbe in neuelektrifizierten Dörfern sind Kioske, Schweißer, Frisöre und Nähereien.
363
364
Quelle: Eigene Darstellung nach SMA Solar Technology (2011a), S. 31.
Vgl. Yadoo (2012), S. 7 und Africa Power Ltd. (n.d), S. 7.
Seite 81
364
Anhang I
2
5
150
1
3
30
2
1
6
471
14,13
3
5
225
1
4
40
2
2
12
2512
75,36
4
6
360
1
4
40
er
av
sh
ic
ctr
Ele
t
erä
ißg
we
Sch
e
hin
asc
hm
Nä
er
eh
rns
n fe
hre
Rö
e
hin
asc
nm
or
pk
Po
n
se
1
1
3
183
5,49
lei
ge
Bü
k
r an
ch
hls
Kü
dio
Ra
e
rä t
eg
ad
Haushalt Typ 1
Anzahl der Geräte
Nutzungsstunden pro Tag (jeweils)
Elektrizitätsnachfrage pro Tag [Wh]
Gesamte Elektrizitätsnachfrage pro Tag [Wh]
Gesamte Elektrizitätsnachfrage pro Monat [kWh]
Haushalt Typ 2
Anzahl der Geräte
Haushalt Typ 3
Anzahl der Geräte
irn
hb
Glü
u fl
ya
nd
Ha
Modelkunden
1
2
200
1
1300
1
0,5
500
1
3
300
365
Tabelle 12: Elektrizitätsnachfrage beispielhafter Kunden - Teil 1
365
Seite 82
Anhang I
3
3
135
1
6
60
1
3
750
1
3
5400
5570
167,1
435
13,05
2
3
90
1
4
400
490
14,7
366
Tabelle 12: Elektrizitätsnachfrage beispielhafter Kunden - Teil 2
366
er
av
sh
ic
ctr
Ele
t
rä
ge
eiß
hw
Sc
1
5
50
ine
ch
as
hm
Nä
er
eh
ns
fer
en
hr
Rö
e
hin
1300
c
as
nm
n
se
1
2
4
120
or
pk
Po
3
6
270
lei
ge
Bü
nk
ra
ch
hls
Kü
dio
Ra
4
2
24
2344
70,32
e
Kiosk
Anzahl der Geräte
Schweißer
Anzahl der Geräte
Frisör
Anzahl der Geräte
Näherei
Anzahl der Geräte
n
bir
üh
Gl
t
rä
eg
lad
uf
ya
nd
Ha
Modelkunden
Seite 83
3
4
240
Anhang I
Im Folgenden werden darauf aufbauend zwei verschiedene Annahmen zur Struktur des Dorfes
getroffen. Es wird festgelegt wie viele Haushalte des Typs 1 bis 3 und wie viele Kleingewerbe es je Art
gibt. Die Annahmen zur Gesamteinwohnerzahl und zum Verbrauch der einzelnen Typen bleiben
konstant.
Tabelle 13: Schätzungen zur Dorfstruktur
367
Die Schätzungen 1 und 2 gehen jeweils insgesamt von 300 Haushalten und Kleingewerben aus, bei
der Anzahl der einzelnen Kategorien unterscheiden sie sich allerdings.
Tabelle 14: Elektrizitätsnachfrage pro Monat
368
Der Unterschied der prognostizierten Nachfrage zwischen den beiden Strukturschätzung 1 und 2 bei
gleichbleibenden restlichen Parametern beträgt 1400 kWh, das sind 35 % der Gesamtmenge bei
Schätzung 1. Während das Dorf bei Schätzung 1 laut Berechnung pro Monat 3974 kWh nachfragt,
benötigt das Dorf mit der Struktur 2 5376 kWh im Monat. Dieses Beispiel verdeutlicht den Einfluss der
zur Schätzung der Nachfrage getroffenen Annahmen.
367
368
Seite 84
Anhang II
Anhang II
Abbildung 5 zeigt die Ergebnisse einer Studie von SZABÓ ET AL., in der die Versorgung mit Elektrizität
durch Diesel- und PV-Mini-Grids hinsichtlich ihre Kosten miteinander verglichen wurde. In den gelb
eingefärbten Gebiete ist die Versorgung mit PV-Mini-Grids gegenüber der mit Diesel-Mini-Grids
kostengünstiger.
Abbildung 5: Ökonomischer Vergleich zwischen Diesel- und PV-Mini-Grids
369
Quelle: Szabó et al. (2011), S. 5.
Seite 85
369
Anhang III
Anhang III
Abbildung 6 stellt ein typisches Lastprofil in ländlichen Regionen dar. Die Nachfragespitze in den
Abendstunden ist knapp dreimal so hoch wie die durchschnittliche Last pro Stunde.
Abbildung 6: Typisches Lastprofil in ländlichen Gebieten
370
Quelle: Léna (2013), S. 8.
Seite 86
370
Anhang IV
Anhang IV
Region
Land
Energieversorgungsunternehmen
Ostafrika
Kenia
Tansania
Uganda
Äthiopien
Demokratische Republik Kongo
Kamerun
Gabon
Chad
Elfenbeinküste
Nigeria
Liberia
Gambia
Niger
Togo
Ghana
Südafrika
Madagaska
Sambia
Angola
KenGen
TANESCO
UEGCL Uganda Electricity Generation Co. Ltd
Ethiopian Electric Power Corporation (EEPCO)
SNE Société Nationale D'Energie
AES-SONEL Société Nationale d'Electricité du Cameroun
SEEG Société d'Energie et 'Eau du Gabon
Société d'Energie Centrafricaine
CIE Compagnie Ivoirienne d'Electricité
Power Holding Company Nigeria (PHCN)
LEC Liberia Electricity Corporation
National Water and Electricity Company
Nigerien Electricity Society
Togo Electricite
Volta River Authority
Escom
JIRAMA
Zesco Zambia Electricity Supply Corporation
ENE Empresa Nacional de Electricidade de Angola
EDEL, Empresa de Distribuição de Electricidade
Namibia Power Corporation PTY (Ltd)
ZESA HOLDINGS (PVT) Ltd
Electricity Supply Corporation of Malawi Ltd (ESCOM)
Electricidade De Moçambique E P
Zentralafrika
Westafrika
Südliches Afrika
Namibia
Simbabwe
Malawi
Mosambik
Tabelle 15: Energieversorgungsunternehmen in SSA und ihr Staatsanteil
371
372
Vorgang der Privatisierung des ehemaligen Staatskonzerns läuft.
Seite 87
Staatsanteil
70%
100%
100%
100%
> 50%
44%
< 49%
0%
100%
371
n.a.
100%
92,70%
>50%
0%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
99%
100%
372
Anhang IV
Quellen:
Energieversorgungsunternehmen
Quelle
KenGen
http://www.gsb.uct.ac.za/files/Kenya.pdf
TANESCO
http://www.tanesco.co.tz/index.php?option=com_content&view=article&id=38&Itemid=126
UEGCL Uganda Electricity Generation Co. Ltd
http://uegcl.com/about-us.html
Ethiopian Electric Power Corporation (EEPCO)
http://www.afriways.com/Countries/Ethiopia/Electricity.html
SNE Société Nationale D'Energie
http://www.mbendi.com/indy/powr/af/co/p0005.htm
AES-SONEL Société Nationale d'Electricité du
Cameroun
SEEG Société d'Energie et 'Eau du Gabon
http://www.privateequityafrica.com/wp/deals/actis-in-220m-sonel-et-al-deal/
Société d'Energie Centrafricaine
http://www.ifc.org/wps/wcm/connect/956f50004983917884bcd6336b93d75f/PPPStories_Gabon_SocietedEnergice.pdf?MOD=AJ
PERES
http://ppi.worldbank.org/explore/PPIReport.aspx?ProjectID=2665
CIE Compagnie Ivoirienne d'Electricité
http://www.afriways.com/Countries/IvoryCoast/Electricity.html
Power Holding Company Nigeria (PHCN)
http://www.nigeriaelectricityprivatisation.com/ ; http://www.gtai.de/GTAI/Navigation/DE/Trade/maerkte,did=1008842.html
LEC Liberia Electricity Corporation
http://www.lecliberia.com/about-us/history/
National Water and Electricity Company
http://www.accessgambia.com/information/nawec-water-electricity.html
Nigerien Electricity Society
Togo Electricite
http://www.eskom.co.za/OurCompany/CompanyInformation/Pages/Company_Information_1.aspx /
http://www.mbendi.com/indy/powr/af/ni/p0005.htm
http://www.afriways.com/Countries/Togo/Electricity.html
Volta River Authority
http://www.vra.com/
Escom
JIRAMA
Zesco Zambia Electricity Supply Corporation
ENE Empresa Nacional de Electricidade de
Angola
http://www.eskom.co.za/OurCompany/CompanyInformation/Pages/Company_Information_1.aspx
https://energypedia.info/wiki/Madagascar_Energy_Situation#Energy_Demand_and_Supply_in_the_Household_Sector /
http://www.jirama.mg/index.php?w=scripts&f=Jirama-page.php&act=organisation
http://www.afriways.com/Countries/Zambia/Electricity.html
http://www.afriways.com/Countries/angola/Electricity.html
Seite 88
Anhang IV
EDEL, Empresa de Distribuição de Electricidade
http://www.afriways.com/Countries/angola/Electricity.html
Namibia Power Corporation PTY (Ltd)
http://www.ecgonline.info/
ZESA HOLDINGS (PVT) Ltd
http://www.afriways.com/Countries/simbabwa/Electricity.html
Electricity Supply Corporation of Malawi Ltd
(ESCOM)
Electricidade De Moçambique E P
http://www.escom.mw/
http://www.edm.co.mz/index.php?option=com_content&view=article&id=55&Itemid=54&lang=en
Seite 89
Anhang V
Anhang V
Die ist eine Übersicht über Mini-Grid-Projekte in SSA. Die aus diesen Projekten gewonnen Erkenntnisse und Erfahrungen wurden zu Teilen in dieser Arbeit
verwendet. Die Angaben zu den Projekten sind aufgrund des Informationsangebotes nicht immer vollständig.
Seite 90
Anhang V
Land
Energiequelle Größe /
Anzahl
Cap
Verde
Santo
Antão
Sonne,
Batterien
GuineaSonne
Bissau
Bambadin
ca
Kenia
Wasser
Initiator
27,3 kW
312 kW
TESE
(portugisische
NGO)
Gemeinde
Mittelherkunft
Mittel
[s, p, e]
Betreiber
Betreiber Eigentümer
[s, p, c]
Konstel- Startjahr Status
lation
ACP-EU Energy e / p
Facility
programme,
led by local
private water
company Aguas
de Porta Preta
(APP), in
consortium with
the local
Municipality
(“Câmara
Municipal de
Porto Novo”,
CMPN)
ACP (African,
e
Caribbean and
Pacific)-EU
Energy Facility,
co-funding:
Portuguese
Institute for
Cooperation
and Language
CMPN
(Gemeinde
von Porto
Novo),
(APP)
c
APP
VIII / IX
2012 in Betrieb Fixe monatliche Capacity Building
Beträge unter
wurde durchgeführt
Berücksichtigun
g von
Tageshöchstsät
zen (Energy
Daily Allowance
(EDA) Konzept),
Tarife sollen
Betrieb und
Wartung und
Teile der
Kapitalkosten
decken
Community c
Developmen
t
Association
of
Bambadinc
a (CDAB)
n.a.
IX
2011 Im Bau /
Implemen
tierung
(vrr.
2015)
Gemeinde,
Gpower (NGO),
Staat
Gemeinde / c
Komitee
Gemeinde
IX / VII
Seite 91
n.a.
n.a.
Tarife
Tarife sollen
Management,
Betrieb und
Wartung
decken, PrePaid und soziale
Tarife
Notizen
Technische Trainings
für Betrieb und
Wartung,
Gesamtkosten: 2 140
724 €
Bewertung
Quelle
http://www.energiasrenovables.com/arti
culo/african-islandgoes-green-withsolar-microgrid
http://www.ecowrex.
org/sites/default/file
s/documents/news/t
ese_ficha_projecto
_bamba_versao_m
ar2013.pdf ;
http://www.energyfa
cilitymonitoring.eu/in
dex.php/en/publicati
ons/projectpublications/cat_vie
w/38-projectprogramacomunitario-paraacesso-a-energiasrenovaveis-guineabissau
Flatrate (3USD / seit Beginn existieren Der Teufelskreis aus Yadoo &
Monat)
Probleme mit der
geringen Rücklagen International Institute
Turbine, es kommt ein und daher immer
for Environment and
bis zweimal im Monat wieder notwendigen Development
zu Stromausfällen;
Reparaturen lässt das (2012), S.22
keine finanziellen
langfristige Bestehen
Mittel für qualitativ
anzweifeln.
hochwertige
Komponenten zur
Verfügung, da die
Reparaturen
verbrauchen alle
Überschüsse aus den
Tarifen; HH haben 3-4
Tage im Monat keinen
Strom, da die
Reparaturen inklusive
die Beschaffung der
Teile 1-2 Tage dauert
Anhang V
Land
Anzahl
Initiator
Mittelherkunft
Mittel
[s, p, e]
Betreiber
[s, p, c]
lation
Tarife
Kenia
Diesel, Sonne
13 MiniGrids
KPLC
KPLC
s
KPLC
s
REA (11)
I
Nationale Tarife Geringer Anteil EE
Kenia
Sidonge
Sonne, Diesel
(Hybrid)
Pilotprojek RVE.SOL
t
(private
portugisische
Firma)
Commity
c
RVE.SOL
VIII
2011 in Betrieb Pre-paid,
Es wird auch Wasser
Flatrate, (Nachts und Biogas verkauft
eingeschränkt);
Tarife decken
Betrieb und
Wartung; BreakEven soll nach
12 Jahren
erreicht sein
Wiemann et. Al
2013, S.18
Kenia
Makueni
Sonne
Pilotprojek University of
Forschungszuw e
t, 13,2 kW Southhampton endungen der
Universität,
Community
c
Community
und
IX
Wiemann et. Al
2013, S.25
Mali
Sonne,
8 Mini
Batterien
Grids
Diesel Back-up
n.a.
V / VI
2012 in Betribe Betrieb und
Kapitalkosten
sollen durch
Tarife finanziert
werden
n.a.
Insgesamt haben
FRES und Yeeken
Kura 20 Mini Grids in
Betrieb
FRES
RVE.SOL (aber p
nur für das
Pilotprojekt,
danach nur noch
Verkäufer)
6 Mini-Grids
e/s
(350 kWp)
wurden von der
malinesischen
Regierung
(AMADER) / der
World Bank
(Russian Trust
Fund) und
FRES/NUON,
und 2 ( 200
kWp) von der
niederländische
n Regierung
(DGIS) und
FRES/NUON
finanziert.
Foundation p / c
Rural
Energy
Services
(FRES) in
den
Niederlande
n und das
Unternehme
n SSD-EN
SA Yeelen
Kura
Seite 92
n.a.
n.a.
Notizen
Bewertung
Quelle
Innovation Energie
Développement
(IED) (2013b), S.29;
AHK - Delegation of
German Industry
and Commerce in
Kenya (2013), S.27;
Yadoo &
International Institute
for Environment and
Development
(2012), S.14
In einem Dorf
FRES & Yeekn
(Kimprana)
Kura (2013),
verbrauchten
Léna (2013), S. 26
Konsumenten mehr
als sie zahlen
konnten, Service
heute auf 10 Stunden
pro Tag limitiert
Anhang V
Land
Anzahl
Initiator
Mittelherkunft
Mittel
[s, p, e]
Betreiber
[s, p, c]
lation
Tarife
Notizen
Bewertung
Quelle
Namibia
Tsumkwe
Sonne,
202 kW
Batterien, Backup Generator
n.a.
EU subsidy
(75%) +
Nampower
(14%) local
government
(11%)
e/p/s
Ministry of
Public
Works
s
Lokale
Regierung
III
Pre-Paid
Zahlung
Auseinandersetzung
über Ownership
Staatliche
Unterstützung durch
Subventionen um
Kapitalkosten zu
decken
Stärken:
Ermöglicht der
Regierung das Ziel
der
Elektrizitätsbereitstell
ung in ökonomisch
schwacher Regoin zu
erreichen
Schwächen:
Implementierungszeitr
uam >4 Jahre,
schwache
Eigentumsstrukturen,
geringe O&M,
zeitweise
Dieselengpässe
Mini-grids: A publicprivate balancing
act, S.5
Regional Electricity
Regulators’
Association of
Southern Africa
(RERA), 2014, S.36
Nigeria
Sonne
Pilotprojek Eauxwell
t
(nigerianische
Firma)
Federal
Government of
Nigeria
s
Eauxwell
Nigeria Ltd
p
n.a.
IV
2 Dörfer, je INENSUS, GIZ
5 kW
Wind, 5
kW Wind
und 11
kWA
Diesel
Erzeugungsanla p / e
ge: INENSUS;
Netz und
Infrastruktur: GIZ
Netzbetreib p / c
er:
Dorfkommit
é;
Anlagenbetr
eiber:
INENSUS
Netz:
V / VI / IX 2010 /
Dorfkommité;
2011
Anlage:
INENSUS
Solar23, dena
und BMWi
ENERGIE_
R
n.a.
Senegal
Diesel, Wind
Sine
und PV
Moussa
Abdou und
Ndombil
Senegal
Sonne
Energie23
p/e
p
V / VI
Seite 93
2013
n.a.
n.a.
Keine
Bepreisung,
Nutzer müssen
Fläche und
Sicherheit
bieten
in Betrieb n.a.
n.a.
Bezahlsystem für
weitere Projekte ist in
Planung
Wiemann et. Al
2013, S.8
Zwischen dem
Inselnetzbetreiber und
dem
Kraftwerksbetreiber
wird ein einfacher
Vertrag ausgehandelt,
der die vom
Kraftwerksbetreiber zu
liefernde Energie, das
bereitzustellende
Leistungsband, die
Energiequalität und
die vom
Inselnetzbetreiber zu
zahlende Vergütung
festlegt
http://www.inensus.d
e/de/micro_energy1
.htm
Solar 23 (2013)
Anhang V
Land
Anzahl
Senegal
Sonne, Diesel
Backup
Initiator
18 MiniGrids
Simbabwe Wind und
Temaruru Batterien
4 kW
Ministry of
Energy and
Power
Development,
ZERO a local
NGO and
Powertronics
Private Ltd
company
Simbabwe Sonne
372 Pico- REA (Rural
Grids mit Electrification
je 0.9kWp Agency)
Mittelherkunft
Mittel
[s, p, e]
Betreiber
[s, p, c]
lation
Tarife
Notizen
Bewertung
Quelle
GIZ, Partner:
Senegalese
Rural
Electrification
Agency (ASER),
Electricity
Regulatory
Commission
(CRSE), private
operators
(INENSUS West
Africa,EnergieE
R,etc.)
Bundes e
ministeri
um für
Zusamm
enarbeit,
GIZ
INENSUS p
West
Africa
VI
Dänische
Regierung
e
Temaruru
c
Community
Power Trust
Gebermittel,
Italienische
NGO
e
Betrieb
c
sollen
Institutionen
(Krankenhaus,
Schule)
übernehmen
kein
nachhaltiger
Plan für
Betreib und
Wartung
n.a.
n.a.
n.a.
Rücklagen für Betrieb
und Wartung sind in
Vertrag festgelegt,
LCOE: zwischen 0.6
und 1.2 €/kWh
abhängig von TAK
Kosten circa $6.76
million
Stärken: eindeutiger
Betriebs- und
Wartungsplan für 15
Jahre
Schwächen:
Ausweitung auf neue
Kunden und Dörfer
abhängig von
Planung der
Regierung und daher
sehr langsam, 50
weitere Projekte in
der Durchführung
Gesellschaft für
internationale
Zusammenarbeit
(GIZ), 2013, S.6
van Ruijven et al.,
2012, S.4
Das Eigentum IX
wurde
Temaruru
Community
Power Trust
übertragen
(established
as an
independent
energy service
company)
1996 1999
Seit ca.
2007
nicht
mehr in
Betrieb
keine Tarife
vollständog
subventioniert
Lokales Personal
wurde geschult um
Wartung
durchzuführen; Inverter
ging kaputt die
Gemeinde konnte sich
keinen neuen leisten
darufhin gingen auch
die Batteirien kaputt;
1. Wind-Mini-Grid in
Simbabwe
Nachfrage überstieg
Kapazität
keine Ersparnisse für
technischen Support > komplett
fehlgeschlagen
Seit ca. 2007 nicht
mehr in Betrieb
Regulators’
Association of
Southern Africa
(2013) ; S.34ff.
Eigentumsver IX
hältnisse nicht
eindeutig,
Gemeinde
denkt die REA
sei der
Eigentümer,
REA hat die
Anlagen nie
offiziell
ubergeben
Planungs- Teilstart
betrieb
1995,
Umsetzungsstart
2008
Es werden
keine Tarife
erhoben, daher
gibt es auch
keine Rücklagen
für Reparaturen
der Anlage
Komponenten wurden
13 Jahre gelagert, die
Batterien waren daher
bei der Installation
bereits nicht mehr
funktionsfähig, die
meisten Anlagen
werden daher nur am
Tag benutzt
Gemeinde denkt
aufgrund der unklaren
Eigentumsverhältnisse
, dass sie nicht die
Authorität besitzt die
Anlagen zu warten
Keine gelungene
Einbundung der
Gemeinde, Keine
Ersparnisse für
Wartung, keine
eindeutigen
Eigentumsverhältnisse, daher
schlechter Betrieb
Umsetzungszeitraum
zu lang
Regulators’
Association of
Southern Africa
(2013) ; S.40ff.
Seite 94
Anhang V
Land
Anzahl
Initiator
Mittelherkunft
Mittel
[s, p, e]
Betreiber
[s, p, c]
lation
Tansania
Ludewa
District
Wasser
ACRA-CCS
(italienische
NGO)
2. Phase:
finanziert von
EU, Weltbank,
Ministry of
Energy und
Minerals of
Tanzania,
Intervita Onlus
e/s
Gemeinde
c
VII / IX
Uganda
Luweero
District
Sonne,
Pilotprojek GIZ, Kirchner
Batterien, Back- t, 37,5 kW Solar Group
up Generator
Kirchner Solar
Group (privat),
GIZ
p/e
Kirchner
p
Solar Group
7 Dörfer,
300 kW
CommunityBased
Association
Kirchner Solar V
Group
Seite 95
n.a.
Tarife
in Betrieb Tarife leicht
unter nationalen
Tarifen,
Kapitalkosten
wurden komplett
von Gebern
übernommen,
Betrieb und
Wartung soll ab
2015 durch
Tarife gedeckt
sein
2012 in Betrieb Tarife über
nationalen
Niveau,
gestaffelt;
Interne
Subventionierun
g - Ankerkunde
(Mobilfunkmast),
pre-paid
Notizen
Bewertung
Quelle
Alle werden gleich
behandelt, zahlt ein
Politiker seinen Strom
nicht, wird er ebenfalls
abgeschaltet
Befürchtung:
Wiemann et. Al
Erzeugung reicht nicht 2013, S.6
für
achfragesteigerungen
in 15 Jahren aus
Betrieb und Wartung
werden über Tarife
finanziert
Re-Finanzierung der
Investitionskosten
(Erzeugungsanlage)
über Einnahmen
Roll-out mit diesem
Businessmodell
möglich, aber nicht
flächendeckend
interne
Informationen GIZ
Uganda
Anhang VI
Anhang VI
Fragebogen
Bitte beantworten Sie die folgenden Fragen mit einem oder mehreren Kreuzen. Gerne können Sie in
der Kommentarspalte weitere Einschätzungen zur Frage notieren.
1. Frage:
In welchen Bereichen (Sie können auch weitere Bereiche hinzufügen) sehen Sie die höchsten
Transaktionskosten (z.B. Anbahnungskosten, Informationskosten, Abstimmungskosten, Verhandlungskosten, Überwachungskosten, etc.) bei der Elektrifizierung eines Dorfes mit einem RE Mini-Grid
in SSA?
Mittelbeschaffung
Lizenzverfahren
Capacity Building (für den Betrieb / Wartung)
Einbindung der Dorfgemeinschaft
Abrechnung (Verträge, Geld einsammeln)
Kommentar:
2. Frage
Als wie wichtig schätzen Sie lokale Expertise, wie beispielsweise Erfahrungen in der Zusammenarbeit
mit Ministerien und Behörden vor Ort, für eine erfolgreiche Umsetzung ein?
unverzichtbar
hilfreich
nicht zwingend notwendig
Kommentar:
Seite 96
Anhang VI
3. Frage
Sind Ihrer Einschätzung nach die Dorfgemeinschaften bereit deutlich höhere Tarife für eine kWh
Elektrizität zu zahlen als Verbraucher, die an das nationale Stromnetz angeschlossen sind? Hat die
Aufklärung über Vorteile von Elektrizität sowie die Gründe der höheren Tarife einen Einfluss auf die
Zahlungsbereitschaft?
Ja, Zahlungsbereitschaft für höhere Tarife ist generell vorhanden
Nein, Zahlungsbereitschaft für höhere Tarife ist generell nicht vorhanden
Ja, Aufklärung erhöht die Zahlungsbereitschaft
Nein, Aufklärung erhöht die Zahlungsbereitschaft nicht
Kommentar:
4. Frage
Wie lange beträgt Ihrer Erfahrung nach der durchschnittliche Implementierungszeitraum, von der
Planung der Anlage (Auswahl des Dorfes, Lizenzantrag etc.) bis zur Inbetriebnahme?
unter 6 Monaten
6 - 12 Monate
1 - 2 Jahre
über 2 Jahren
Kommentar:
5. Frage
Welche Erfahrungen haben sie mit dem 'Community Based' Betreibermodell gemacht? Zutreffende
Aussagen bitte ankreuzen.
a) Mit einem umfangreichen Capacity Building vor Inbetriebnahme der Anlage, ist es der Gemeinde
möglich ohne weitere Unterstützung die Anlage langfristig erfolgreich zu betreiben und zu warten.
b) Eine dauerhafte Unterstützung der Gemeinde bezüglich technischer und ökonomischer
Entscheidungen ist für einen langfristigen und erfolgreichen Betrieb / Wartung notwendig.
Seite 97
Anhang VI
c) Der gewählte oder anders bestimmte Repräsentant der Gemeinde versucht die Interessen aller
Mitglieder der Gemeinde (bzw. der Mehrheit) bezüglich des Elektrifizierungsprojektes zu vertreten und
es gelingt ihm Interessenkonflikte innerhalb der Gemeinde zu lösen.
d) Der Gemeinde gelingt es in der Regel besser als einem privaten Betreiber oder dem nationalen
Energieversorgungsunternehmen (staatlicher oder teilstaatlicher Betreiber) die Tarife im Dorf
einzusammeln bzw. die Kunden davon zu überzeugen zu zahlen.
Falls die Aussage d) Ihrer Meinung nach nicht zutrifft. Welcher Betreiber (Art) ist beim Einsammeln der
Tarife am erfolgreichsten?
Kommentar:
Bei Fragen oder Anmerkungen zu dem Fragebogen freue ich mich über eine E-Mail.
Vielen Dank für Ihre Unterstützung.
Lisa Hankel
E-Mail: lisa.hankel@win.tu-berlin.de
Tel.: 0157 37635395
Seite 98
Anhang VI
Angeschriebene Experten mit positiver Antwort:
Name
Unternehmen / Institution
Beschreibung
Dr. Christian Breyer
Professor für Solar Economics an der
Ehemaliger Geschäftsfüh-
Lappeenranta University of Technology
rer des Reiner Lemoine
(LUT) (Finnland)
Institutes
Fr. Elisa Gaudchau
Reiner Lemoine Institut
Dr. Veit Göhringer
GIZ Uganda
An der Umsetzung des
PPP mit der Kirchner Solar
Group beteiligt
Mr. Chris Greacen
Autor von 'From the
Bottom Up'
Fr. Wiebke Krüger
Juwi internationale GmbH
Verantwortlich für Sales
Africa - Off-Grid Power
Supply
Hr. Wolfgang
KAITO Energie AG
Vorstand / CEO
Senior Environmental Specialist
Unter anderem Berater für
Hofstätter
Mr. Richard Hoiser
die Weltbank
Mr. Tilak
Berater bei RMA Energy Consultants
Siyambalapitiya
Autor von 'From the
Bottom Up'
(PhD)
Hr. Jürgen Raach
Solar23 GmbH
Hr. Conrad Rödern
Solar Age Namibia
Gründer und Geschäftsführer
Seite 99
Anhang VII
Anhang VII
Auswertung der Fragebögen:
Dies ist eine anonymisierte Auswertung der Fragebögen. Die einzelnen Kommentare wurden, wenn
möglich zusammengefasst.
Es wurden 10 Personen befragt. Bei Frage 1 war eine Mehrfachnennung möglich. Die Zahlen
entsprechen der Anzahl der Antworten.
1. Frage:
In welchen Bereichen (Sie können auch weitere Bereiche hinzufügen) sehen Sie die höchsten
Transaktionskosten (z.B. Anbahnungskosten, Informationskosten, Abstimmungskosten, Verhandlungskosten, Überwachungskosten, etc.) bei der Elektrifizierung eines Dorfes mit einem RE Mini-Grid
in SSA?
Mittelbeschaffung
2
Lizenzverfahren
3
Capacity Building (für den Betrieb / Wartung)
2
Einbindung der Dorfgemeinschaft
6
Abrechnung (Verträge, Geld einsammeln)
3
Regulierung
1
Kommentar:
Stark abhängig vom Land und Projekt (1),
Beim Lizenzverfahren ist die Erfahrung der
RB entscheidend für die Höhe der TAK (1)
2. Frage
Als wie wichtig schätzen Sie lokale Expertise, wie beispielsweise Erfahrungen in der Zusammenarbeit
mit Ministerien und Behörden vor Ort, für eine erfolgreiche Umsetzung ein?
unverzichtbar
7
hilfreich
3
nicht zwingend notwendig
0
Kommentar:
Seite 100
Anhang VII
3. Frage
Sind Ihrer Einschätzung nach die Dorfgemeinschaften bereit deutlich höhere Tarife für eine kWh
Elektrizität zu zahlen als Verbraucher, die an das nationale Stromnetz angeschlossen sind? Hat die
Aufklärung über Vorteile von Elektrizität sowie die Gründe der höheren Tarife einen Einfluss auf die
Zahlungsbereitschaft?
Ja, Zahlungsbereitschaft für höhere Tarife ist generell vorhanden
7
Nein, Zahlungsbereitschaft für höhere Tarife ist generell nicht vorhanden
1
Ja, Aufklärung erhöht die Zahlungsbereitschaft
4
Nein, Aufklärung erhöht die Zahlungsbereitschaft nicht
1
Kommentar:
Abhängig vom Land (1),
höhere ZB, wenn der Kunde einen Vorteil sieht (2)
4. Frage
Wie lange beträgt Ihrer Erfahrung nach der durchschnittliche Implementierungszeitraum, von der
Planung der Anlage (Auswahl des Dorfes, Lizenzantrag etc.) bis zur Inbetriebnahme?
unter 6 Monaten
0
6 - 12 Monate
1
1 - 2 Jahre
2
über 2 Jahren
3
Kommentar:
Stark abhängig von der Größe des Projektes, der Finanzierung
und des Landes (3), Keine pauschale Antwort möglich;
alles zwischen 1 - 10 Jahren (1), 2 Jahre Minimum (1)
5. Frage
Welche Erfahrungen haben sie mit dem 'Community Based' Betreibermodell gemacht? Zutreffende
Aussagen bitte ankreuzen.
a) Mit einem umfangreichen Capacity Building vor Inbetriebnahme der Anlage, ist es der Gemeinde
möglich ohne weitere Unterstützung die Anlage langfristig erfolgreich zu betreiben und zu warten.
1
b) Eine dauerhafte Unterstützung der Gemeinde bezüglich technischer und ökonomischer
Entscheidungen ist für einen langfristigen und erfolgreichen Betrieb / Wartung notwendig.
6
Seite 101
Anhang VII
c) Der gewählte oder anders bestimmte Repräsentant der Gemeinde versucht die Interessen aller
Mitglieder der Gemeinde (bzw. der Mehrheit) bezüglich des Elektrifizierungsprojektes zu vertreten und
es gelingt ihm Interessenkonflikte innerhalb der Gemeinde zu lösen.
0
d) Der Gemeinde gelingt es in der Regel besser als einem privaten Betreiber oder dem nationalen
Energieversorgungsunternehmen (staatlicher oder teilstaatlicher Betreiber) die Tarife im Dorf
einzusammeln bzw. die Kunden davon zu überzeugen zu zahlen.
3
Falls die Aussage d) Ihrer Meinung nach nicht zutrifft. Welcher Betreiber (Art) ist beim Einsammeln der
Tarife am erfolgreichsten?
Rein privatwirtschaftlicher Betreiber, ohne Einbindung des staatlichen EVU (3),
Kommentar:
a) Theoretisch „ja“, aber der Experte kennt in der Praxis kein
Projekt, das 5 - 10 Jahre nachhaltig betrieben wurde (1)
b) Ansprechpartner bei Problemen notwendig, aber keine dauerhafte Unterstützung (2),
d) Probleme beim Einsammeln bei Verwandten etc. (1)
Interessenskonflikte bei Community-Based-Projekten führen zum Scheitern (1)
Seite 102
Anhang VIII
Anhang VIII
Durchschnittliche Umrechnungskurse von € zu USD der Jahre 2010 bis 2014. Der Durchschnitt für
das Jahr 2014 wurde für den Zeitraum vom 01.01.2014 bis zum 04.09.2014 berechnet.
Abrufbar unter: https://www.ecb.europa.eu/stats/exchange/eurofxref/html/eurofxref-graph-usd.en.html
Jahr
Durchschnittlicher Umrechnungskurs von € zu USD
2010
2011
2012
2013
2014
1,3257
1,392
1,2848
1,3281
1,3625
Tabelle 16: Durchschnittliche Umrechnungskurse
373
Quelle: ECB (2014).
Seite 103
373
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