Technische Potentiale und Rahmenbedingungen für Solarenergie in den Philippinen

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1 Energie Technische Potentiale und Rahmenbedingungen für Solarenergie in den Philippinen Prof. Dr. Ing. Christoph Menke University of Applied Sciences Trier (FH Trier), Germany Joint Graduate School of Energy and Environment, Bangkok Senior Energy Policy Advisor, South East Asia

2 Gliederung Potentiale Energiekenndaten Philippinen Eigenschaften des Energiemarktes Stakeholder im Energiemarkt und deren Rollenverteilung RE Act" FiT Zusammenfassung: Geschäftspotentiale für deutsche Unternehmen Abschließende Bemerkungen

3 Potentiale in den Philippinen Solarstrahlung: Ø 4,5-5,5 kwh/m²/a Sehr gut für PV/ Solarthermie Geothermie (Nr. 2 in der Welt) Wasserkraft: 3400 MW Potential ca MW Windpotential ca MW, bisher ein Windpark 33MW Biomasse Potential MW

4 Energie Kenndaten Philippinen 2008 Einheimische Energieträger: 58% davon Erneuerbare Energien: 43%! Transport Sektor: 67% des import. Öls Wachsende Energieunabhängigkeit im Kraftwerkssektor mit 67% Erdgas : 32% Erneuerbare : 34% Gesamte installierte Kapazität: 15,681 MW Gesamtstromerzeugung: ca GWh Elektrifizierungsrate 98.03% (Juni 2009)

5 Eigenschaften des philippinischen Energiemarktes Privatisierung der NPC (National Power Corporation) bereits zu 75% umgesetzt (EPIRA von 2001) Energiesektor leidet noch immer unter den Folgen der Energiekrise der 90er Jahre (Brown-outs/Power shortage/ineffiziente Institutionen) Privatisierung der Stromerzeugung unter ungünstigen Konditionen für Staat und Verbraucher (PPA für IPPs) Kostenrisiken sind beim Staat/Verbraucher geblieben Brennstoffkosten werden durchgereicht Renditeerwartungen der Investoren sehr hoch Relativ hohe Energieendverbraucherpreise (ca. 7-9 Peso/kWh; 0,15 Euro/kWh, davon ca. 45 % für Erzeugungskosten der IPP) Balance of Power nicht ausgewogen

6 Rollenverteilung bei RE Politik Umsetzung DOE: Department of Energy (Energieministerium): Politische Führungsrolle bei Gesetzen & Lizenzvergaben ERC: Energy Regulatory Commision hat m.e. die zentrale Rolle bei der Umsetzung des FiT - Nimmt FiT Vorschläge des NREB an (oder auch nicht) - Legt die Regeln für Teilnehmer am EE Markt fest NREB: National Renewable Energy Board - Kommission mit Vertretern von Ministerien / Privatwirtschaft / Zivilgesellschaft - Umsetzung des RE Act inhaltlich gestalten und monitoren - Die FiT Tarife für die RE Technologien vorschlagen - Ausbauziele festlegen (Targets/ Caps) - Wurde 2010 von uns (GIZ) bei FIT Tarifgestaltung beraten

7 RE Act 2008 und dessen Umsetzung Ziel: Anteil von RE soll sich in 10 Jahren verdoppeln Sehr umfassender Ansatz: RPS, FIT, Net-Metering, REM (REC) REM/REC: RE Zertifikate (Regeln noch nicht definiert) RPS (Renewable Portfolio Standard) soll Zielerreichung sichern Gilt nur für große Erzeuger (Geothermie und große Wasserkraft) Regeln und Abgrenzung zum FiT sind noch nicht klar definiert FiT (Feed in Tarif): Gilt für emerging Technologien: Wind, PV Net-Metering: Soll gelten, Kombination mit FiT noch nicht klar Ausbauziele ergaben sich aus erteilten Lizenzen (Status 2008)

8 Ursprüngliche Ausgangsbasis in 2008 der Erneuerbare Energie Plan des Energieministeriums

9 FiT Tarife: Vorschlag NREB; Basis: 20a; mit Degrad. 0,5-6%/a Quelle: NREB, Juni 2011

10 Quelle: NREB Juni 2011 Diskrepanz der Ausbauziele für RE Technologien in MW

11 Quelle: ERC Juni 2011 Umsetzung des FiT laut ERC

12 Quelle: ERC Juni 2011 Umsetzungprobleme: Zahlungswege, Zuständigkeiten

13 Zusammenfassung: Geschäftspotentiale für Unternehmen Politischer Rahmen für RE vorhanden (RE Act 2008) NREB, ERC, DOE sind dabei komplexes Gesetz umzusetzen Private erfahrene Projektentwickler (bisher IPPs) aber auch Newcomer stehen bereit, sind sehr aktiv Projekte zu identifizieren, nehmen Einfluss auf NREB, suchen ihre Chance! Haben zum Teil überzogene Renditeerwartungen Sind für deutsche Technologiepartnerschaften sehr offen Es bieten sich Chancen für gemeinsame Projektentwicklung/ Umsetzung, wenn man zum richtigen Zeitpunkt da ist/war.

14 Abschliessende persönliche Bemerkungen Der RE Markt in SO Asien bietet Chancen, aber die Spielregeln, trotz FiT, sind anders als in Deutschland: Caps/Targets? PPA (Power purchase agreement) erforderlich? Lizenzen? => Es gibt häufig nur Windows for Opportunities Lokaler Partner wichtig, der Spielregeln vor Ort kennt und zum richtigen Zeitpunkt da ist, wenn sich Chancen bieten! Chancen für Technologieanbieter und Projektenwickler Beispiel: Thailand: Zur Zeit werden dort ca MW PV installiert im Rahmen des Adder Programms

15 Herzlichen Dank für ihre Aufmerksamkeit! Kontaktadresse: Christoph Menke (Prof. Dr.-Ing.) FH Trier, Deutschland Joint Graduate School for Energy and Environment JGSEE/KMUTT, Bangkok, Thailand