Energiemarkt in Tunesien: Chancen und Herausforderungen für EE und ER

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1 Energiemarkt in Tunesien: Chancen und Herausforderungen für EE und ER Jonas Zingerle München, 06/05/2013 Seite 1

2 Entwicklung Primärenergieangebot- und Nachfrage Defizit in der Energiebilanz, 80% der Nachfrage aus eigenen Ressourcen gedeckt 2012 ist das Defizit weiter gestiegen NE-wachstum : ø 4%/a : ø 1,6%/a, geht auf Wachstum der Gasnachfrage zurück ~ jeweils 50% des eigenen Primäraufkommens fallen auf Gas und Mineralöl Allerdings inkl. 14% Transitgebühr auf alg. Gas Energielücke wird fast ausschließlich durch algerische Gasimporte gedeckt Page Seite 2

3 Struktur des Endenergieverbrauchs (2009) nach Energieform: 6182 ktep nach Sektoren: Strom 18% Gas 17% Landwirtschaft 6% Andere 3% GHD 10% Industrie 36% Haushalte 16% Mineralölprodukte (inkl. LPG) 65% Transport 29% Page Seite 3

4 Energiepolitische Herausforderungen in Tunesien Defizitäre Energiebilanz: Heimisches Primärenergieangebot und Primärenergienachfrage entwickeln sich zunehmend auseinander Steigende Energienachfrage (insbesondere Gas), jedoch abnehmendes Tempo: durchschnittliches Wachstum 4%/Jahr ,6%/Jahr Starke Budgetbelastungen durch Energiesubventionen Energiepolitische Prioritäten: Diversifikation des Angebots, u. a. durch Förderung Erneuerbarer Energien (diskutiert werden aber auch der Import von Steinkohle, die Förderung von Schiefergas und der Einstieg in die Atomkraft) Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen Abbau von Subventionen Page Seite 4

5 Entwicklung Stromnachfrage/- angebot NE-wachstum : ø 6%/a : ø 4%/a Page Seite 5

6 Entwicklung Sommerpeak Nachfragepeak durchgehend mittags im Sommer, insbesondere durch Klimaanlagen getrieben 2012 bereits 3353 MW (2013 ~ 3500 MW) Stromausfälle wieder zu erwarten Page Seite 6

7 Stromproduktion: ~ 15 TWh (2011) Installierte Kapazität: ~ 4 GW (2011) Fuel/Gas-Oil 0,1% Fuel/Gas-Oil 3% Wind 0,7% IPP (Gas OC/CC) 22,0% Gas CC 28,5% Wind 5% Hydro 2% IPP (Gas OC/CC) 14% Gas CC 10% Hydro 0,4% Gas OC 12,1% Gas ST 28% Gas OC 38% Gas ST 36,3% Page Seite 7

8 Aktuelle Herausforderungen im Stromsektor: Sehr geringe Diversifikation im Erzeugungsportfolio 98% Gasbefeuerte Kraftwerke Stetig wachsender Kapazitätsbedarf hoher Investitionsbedarf Spitzenlastnachfrage: 3024 MW in 2011, 3353 in 2012 (+11%) Hohe Subventionszahlungen an den nationalen Stromversorger (1,5 MRD DN in 2011) Sehr geringe Beteiligung des Privatsektors an der Stromerzeugung Page Seite 8

9 Die tunesische Energiewende : ~ 15 TWh Nachfrage ~ 3,6 GW inst. Kap. (54 MW Wind) 2% Anteil der Erneuerbaren und 98% Gas an der Stromproduktion 1,5 MRD DN Direktsubventionen an die STEG (2011) Sehr geringer Anteil privater Erzeuger im Strommix ~ 30 TWh Nachfrage (+5%/a) ~ 12 GW inst. Kap. (3-4 GW Erneuerbare) 30% Anteil der Erneuerbaren und 50% Gas an der Stromproduktion Steinkohle, Schiefergas, Kernenergie??? Regionale Marktintegration???? Page Seite 9

10 Regulatorische Rahmen- und Förderbedingungen für ER/EE Staatliche Festlegung der Endkundenpreise für Gas und Strom STEG zentraler Akteur und Single-buyer Auf Erzeugungsebene seit 2000 ein IPP und seit 2009 Autoproduction Gesetz genehmigt Stromerzeugung für den Eigenverbrauch und die Einspeisung von Überschüssen von bis zu 30% der erzeugten Strommenge in das Netz (+Sonderregelung Biogas) Décret regelt Förderbedingungen für Aktivitäten im Bereich ER und EE Durchführung durch tunesische Energieagentur Agence Nationale pour la Maitrise de l Energie (ANME) Finanzierung durch Fond national de la Maitrise de l Energie (FNME) Décret /décision regelt die Vergütung, den Transport und die Transportgebühren von eingespeisten Überschüssen Hoch/-Mittelspannung: 0,09-0,197 DT/kWh (4,5-10 ct/kwh) Niederspannung: Net-Metering gegen 0,260DT/kWh (13 ct/kwh) Transportgebühren: 0,005DT/kWh (0,25 ct/kwh) Page Seite 10

11 Windenergie in Tunesien STEG- Windparks: Sidi Daoud (Cap Bon), 54 MW Bizerte, 190 MW ( ) In 2013 ~ 4% Anteil an Stromproduktion Windkonditionen in Tunesien in vielen Regionen sehr interessant (7m/s auf 100 m) Stromgestehungskosten je nach Finanzierungskonditionen bei 4-8 ct/kwh Wettbewerbsfähigkeit in Tunesien gegeben Private Erzeugung im Rahmen der Eigenverbrauchsregelung ( autoproduction ) möglich, in der Umsetzung aber schwierig (administrative Hürden, Netzanschlußregelung), aber starkes Interesse und erste Projekte bei großen Stromverbrauchern (Industrie) IPP und FIT Regelungen in Diskussion Page Seite 11

12 Photovoltaik in Tunesien Globale Solarstrahlung (GHI) erreicht in einigen Regionen bis zu 2200 kwh/m² Jahresproduktion PV-Anlage in Tunesien: kwh/kwp (zum Vergleich D: ~ kwh/kwp) PV vorteilhaft im System aufgrund positiver Korrelation zwischen Sonneneinstrahlung (somit auch PV-Einspeisestruktur) und Nachfragepeaks Marktbarrieren: Intransparente/künstliche Marktstrukturen Finanzierungskonditionen (FK+EK) Durch/ Aber Fördermechanismus Prosol- Elec für Kleinanlagen (1-5 kw): Investitionskostenzuschuss von 30%, max. 900 /kw Kreditlinie: Abzahlung über Stromrechnung und 7 Jahre bei TMM+2BP Net-Metering Ansatz gegen 13 ct Seit 2010 ~ 3,5 MW IPP und FIT Regelungen in Diskussion Page Seite 12

13 Source: Alcor, 2012 Incitation fiscale Système de crédit via STEG Subvention d'investi. Fournisseurs privés Système de contrôle qualité Incitation fiscale Aucun système de crédit Pas de subvention d'investi. Fournisseurs privés Aucun syst. de contrôle qualité Solarthermische Warmwasseranlagen Indice (%) 2350 m² Indice d'évolution du marché du chauffe-eau solaire en Tunisie Base 1985 Incitation fiscale (TVA =0 et DD = 10%) Système de crédit spécifique (via STEG) Pas de subventions d'investissement Un seul fournisseur public et aucun privé Aucun système de contrôle qualité 5494 m² m² Project GEF Incitation fiscale Pas de système de crédit Subvention d'investi. (35%) Fournisseurs privés Syst. de contrôle qualité m² 7500 m² m² Absence politique claire 4 I m² PROSOL 6 II Prosol (seit 2005): 20% der Investkosten Zinsvergünstigte Darlehen mit Rückzahlung über Stromrechnung und 5 Jahre Seit dem insgesamt m² installiert Markt (Residential) stagniert (auf relativ hohem Niveau) Im Bereich Kollektiv/Tertiäranlagen noch erhebliches Wachstumspotenzial Page Seite 13

14 Risiken und Chancen im aktuellen Kontext: - Änderungen der Akteurslandschaft (Monopol der STEG, Privatwirtschaft, Finanzakteure, Umsetzungs- und Kontrollorgane) brauchen Zeit, solange werden erhebliche administrative und politische Risiken bestehen Subventionen (konventionelle/er) Inkohärenz zwischen arbeitsmarktpolitischen und energiepolitischen Zielen + Erneuerbare Energien und Energieeffizienz sind Prioritäten in der aktuellen energiepolitischen Diskussion! => Neue regulatorische Rahmenbedingungen dürften das zum Ausdruck bringen Haushaltspolitischer Druck Subventionen (Gas, Strom und Mineralölprodukte) abzubauen => Wettbewerbsfähigkeit ER und EE steigt Page Seite 14

15 Merci pour votre attention! Jonas Zingerle Projet Promotion des Energies Renouvelables et de l'efficacité Energétique en Tunisie Bureau de la GIZ à Tunis B.P Tunis Cedex Tunisie T F E jonas.zingerle@giz.de Page Seite 15