Zielmarktanalyse Tansania. PV-Hybridsysteme. Mit Profilen der Marktakteure.

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1 Zielmarktanalyse Tansania PV-Hybridsysteme Mit Profilen der Marktakteure

2 Impressum Herausgeber AHK Kenia, Nairobi, Autoren: Dr. Georgia Badelt, Stand Druck März 2015 Gestaltung und Produktion AHK Kenia Redaktion Dr. Georgia Badelt Disclaimer Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Herausgebers. Sämtliche Inhalte wurden mit größtmöglicher Sorgfalt und nach bestem Wissen erstellt. Der Herausgeber übernimmt keine Gewähr für die Aktualität, Richtigkeit, Vollständigkeit oder Qualität der bereitgestellten Informationen. Für Schäden materieller oder immaterieller Art, die durch die Nutzung oder Nichtnutzung der dargebotenen Informationen unmittelbar oder mittelbar verursacht werden, haftet der Herausgeber nicht, sofern ihm nicht nachweislich vorsätzliches oder grob fahrlässiges Verschulden zur Last gelegt werden kann. 2

3 Inhalt Zusammenfassung 4 1. Überblick über Tansania Überblick über den Energiesektor Energiemix Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage Die Rolle erneuerbarer Energien Die Struktur des Stromsektors Regulativer Rahmen für PV Stromtarife Einspeisetarife (FIT) Standardisierter Stromabnahmevertrag (SPPA) Status des PV-Sektors Marktpotential Ländliche Elektrifizierung PV-Hybridsysteme zum Eigenverbrauch im kommerziellen-industriellen Sektor Potenziale für PV-Hybridsysteme im Landwirtschaftssektor Sisalfarmen Tee-Industrie Kaffee-Industrie Hortikultur-Industrie Industrie-Sektor Produzierendes Gewerbe Bausektor ( Green Building ) Bergbau Dienstleistungs-Sektor Tourismus Telekommunikation Engagement und Positionierung der deutschen Unternehmen Die wichtigsten Marktakteure Anhang 99 3

4 Zusammenfassung Tansania hat beachtliche Fortschritte in Bezug auf die makroökonomische Stabilisierung über die letzten beiden Dekaden erzielt und ist eines der leitungsstärksten Länder in Subsahara Afrika geworden. Die reale Wirtschaft wird auch weiterhin mit 7-8% wachsen. Photovoltaik (PV)-Potenziale ergeben sich zum einen aus der immer noch geringen Elektrifizierungsrate von 18,4%: Über etliche Gemeinden und Haushalte hinaus, die noch keinen Zugang zu Strom haben, gibt es sogar Bergbauunternehmen, die (noch) nicht an das nationale Stromnetz von TANESCO angeschlossen sind. Auch einige geplante Bergbauunternehmen werden in ersten Jahren ihres Betriebs keinen Netzanschluss haben. Zum anderen resultiert das PV-Potenzial in Tansania aus der Unzuverlässigkeit der öffentlichen Stromversorgung aus dem Netz: Viele landwirtschaftliche und industrielle Betriebe müssen 16-33% ihres Strombedarfs mit Dieselgeneratoren decken. Außerdem hat PV besonders an Attraktivität gewonnen, nachdem die Stromtarife im Januar 2014 um rund 40% gestiegen sind und nun viele kommerzielle/ industrielle Stromverbraucher USD-Cent/ kwh zahlen (einschließlich Leistungspreis für kva - Kilovoltampere, Service-Gebühr und Abgaben für EWURA und REA). Tabelle 1: Überblick über Marktsegmente Segment Kurzbeschreibung Status Kommentare Netzungebundene Pico-Systeme & SHS Netzferne professionelle Projekte Netzgekoppelte kleine und mittlere Systeme Größere, netzgekoppelte Systeme Quelle: Energy Desk, AHK Kenia. Verkauf von Produkten und Kits (gewöhnlich unter 100 Wp), over-the-counter, nicht reguliert. Systeme speziell auf Bedürfnisse netzferner Einrichtungen oder von Elektrifizierungsprogrammen ausgelegt; umfasst ein Bündel von SHS oder größere Systeme (PV und hybride Systeme). Systeme, die für die spezifischen Anforderungen von netzgebundenen Anlagen geplant werden. Diese können sowohl Strom für den direkten Verbrauch (embedded generation) als auch für die Einspeisung in das Netz erzeugen (Net-Metering oder Energy Banking Arrangements) sein Strom wird an zentralen Netzbetreiber 0der Inselnetzbetreiber verkauft. Größter Anteil am Markt; Subventionen durch REA (Ländliche Elektrifizierungsbehörde) verfügbar Aktiver Markt, angetrieben von Gebern, NGOs und Regierungsprogrammen; kleine Anwendungen in kommerziellen und industriellen Sektoren (z. B. Tourismus, Telekommunikation etc.) Nennenswertes Potenzial im Fall günstiger politischer Rahmenbedingungen; sehr stark abhängig von Strompreisen Mehrere Projekte in der Pipeline von Ministry of Energy die alle eine Anbindung an Inselnetze im Rahmen der Einspeiseregelung vorsehen. Sehr kompetitiv, von chinesischen Produkten dominiert; Jährliches Marktvolumen schätzungsweise über 1 MWp rund 1 MWp Installationen in Pilotprojekte wahrscheinlich in 2015/16. Riskantes Investitionsklima (Kreditwürdigkeit von TANESCO, dem Stromabnehmer) 4

5 In den letzten Jahren war der PV-Markt eindeutig von Pico-Systemen und Solar Home Systems (SHS) dominiert, was dazu geführt hat, dass PV als Lösung für einzelne Haushalte in ländlichen, netzfernen Gebieten wahrgenommen wird. Da in diesem Marktsegment auch viele Produkte von geringer Qualität (u. a. aus China) und diese zudem oft schlecht installiert wurden, hat sich eine gewisse Skepsis gegenüber der Technologie verbreitet. Angesichts der steigenden Stromtarife und auch dank der Förderprogramme/ Fördermechanismen der Regierung, wie z. B. den Einspeisetarifen für erneuerbare Energien (EE) und den standardisierten Stromabnahmeverträgen, entwickeln sich aber auch allmählich die anderen Marktsegmente. Von besonderer Bedeutung für deutsche Unternehmen sind Inselnetze zur ländlichen Elektrifizierung und hybride Solar- PV-Diesel-Systeme zum Eigenverbrauch in den verschiedenen Wirtschaftssektoren des Landes, sowohl in der Landwirtschaft als auch in der Industrie (produzierendes Gewerbe, Bau/ Gebäude, Bergbau) und im Dienstleitungssektor (Tourismus, Telekommunikation). Ländliche Elektrifizierung Selbst nach 2022 werden voraussichtlich Siedlungen noch nicht an das öffentliche Netz angeschlossen sein 1. Diese wie auch einige Zentren, die erst nach 2020 an das TANESCO-Netz angebunden werden sollen, können mit Hilfe von PV- Anlagen, u. a. im Inselnetz, versorgt werden. Die Regierung hat konkret 93 Zentren (mit jeweils mehr als Einwohnern) als Standorte für PV-Diesel-Hybridanlagen identifiziert (s. National Electrification Prospectus 2014). Unternehmen können hier nicht nur in Erzeugungsanlagen, sondern auch in die Verteilung von Strom investieren. Stromtarife können relativ frei festgelegt werden. Firmen wie die deutsche INENSUS führen erste Projekte bereits durch. Zudem kann auch in die Inselnetze von TANESCO eingespeist werden: Ungeachtet des Risikos, dass der Versorger seinen Zahlungs-Verpflichtungen aus dem PPA nicht nachkommt, sind Projekte zur Einspeisung in bestehende Inselnetze zu einem Tarif von 28 USD-Cent (2014) recht attraktiv. PV zum Eigenverbrauch in den Sektoren Landwirtschaft, Industrie und Dienstleistungen In kommerziellen- industriellen Sektoren wurden PV-Projekte bislang kaum durchgeführt, abgesehen von einigen Lodges und der Ausstattung einiger Telekommuniktionsmasten mit PV-Hybridsystemen. Die Einspeisung in das Netz bzw. das Aufrechnen mit dem Strom, der für den Verbrauch entnommen wird (sog. Net-Metering), ist zwar (noch) nicht möglich, aber wie etliche Fallstudien zeigen in dieser Zielmarktanalyse ausführlich jeweils dargestellt -, kann es sich für gewerbliche Stromverbraucher durchaus rentieren, mit einer hybriden PV-Anlage den Strom aus dem TABESCO-Netz und den Diesel teilweise zu ersetzen (sog. Eigenverbrauchs-Modelle). Angesichts des Diesel-Anteils von bis zu 30% am Strommix der idividuellen Stromverbraucher belaufen sich die Stromgestehungskosten (LCOE) einzelner Betriebe i.d.r. auf ca US-Cent/ kwh. Bei Sonneneinstrahlungswerten von kwh/ m 2 sind die meisten PV-Anlagen nach 4-6 Jahren amortisiert. Allerdings ist es in vielen Subsektoren nicht einfach, die PV-Anlge auf eine Weise auszulegen, dass sie über das gesamte Jahr und während des Tages kontinuierlich ausgelastet ist. In vielen Bereichen, besonders in landwirtschaftlichen Betrieben, sind die Stromverbraucher wie Verarbeitungsmaschinen nur wenige Monate im Jahr im Betrieb, was die Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage natürlich stark einschränkt. In diesen Fällen ist die Anlage entsprechend klein auszulegen, so dass sie durch Pumpen und Office-Betrieb regelmäsig ausgelastet ist. Nachfolgende Tabelle fasst die Potenziale für PV-Hybridsysteme in den einzelnen Wirtschaftssektoren zusammen. 1 Government of Tanzania, National Electrification Program Prospectus, 2014, S. 7. 5

6 Sektor Kurzbeschreibung PV-Potenzial Sisal Landwirtschaft Größter Sisalproduzent in Afrika; Tonnen (Jahr 2012); 13 große Sisalfirmen mit Produktionsanteil v. 63%, der Rest stammt von Kleinbauern; z. Zt. dynamische Marktentwicklung; viele Sisalfarmen erweitern ihre Produktion. Tee Tonnen Produktion (2012/13); viertgrößter Teeproduzent in Afrika; Große Teefirmen und plantagen halten 50% der Anbaufläche und 67% der Produktion; Große Teefirmen: Unilever, Mufindi, EUTCO etc. Kaffee Hortikultur (Blumen, Gemüse, Obst) Nach Tabak zweitwichtigster landwirtschaftlicher Sektor; Tonnen/ Jahr im Durchschnitt; Einige Kaffeefarmen sind in deutschen Händen; Entwicklungsstrategie: Steigerung von Ertrag und Produktion. 1,3 Mrd. Tonnen/ Jahr; Wachstum von 9-12%; von Kleinbauern dominiert; größere Farmen unterstützen Kleinbauern in Anbautechniken und praktiken und verschaffen ihnen Zugang zu Speichern, Kühlräumen etc. Industrie 200-kW-Last für folgende Verarbeitungsmaschinen: 1 Dekortikator, Bürsten, Presse; Auf einigen Farmen generieren Dieselgeneratoren bis zu 35% des Stroms; Solarertrag einer Anlage kann i. d. R. vollständig genutzt werden, da Verarbeitung generell tagsüber und während des gesamten Jahres stattfindet. Strom wird vor allem für das Welken und das CTC-Verfahren (Aufbrechen der Blätter durch Dornwalze) benötigt; Relativ kontinuierliche Last während des ganzen Jahres; besuchte Teefabrik wird zu 16% mit Diesel betrieben. PV-Anlage ist grundsätzlich an Strombedarf der Pumpen auszurichten (Kaffeeverarbeitung findet nur ab ca. 15:00 Uhr und in maximal 6 Monaten statt); eine besuchte Kaffeefarm erwägt, mit einer Solaranlage ihre Felder intensiver zu bewässern und damit den Ertrag zu verdoppeln. 2 Fallstudien: (1) Avocado-Farm: 32-kW-PV-Anlage mit Blick auf Pumpen und Offices (Kühlräume/ Packhaus laufen nur drei Monate/ Jahr); Wirtschaftlichkeit eingeschränkt, da kaum Diesel genutzt wird. (2) Tomatentrocknung: 200 kw-pv-anlage, 10 Monate Voll-Last; Trocknungsanlage läuft etwa zu 25% auf Diesel. Produzierendes Gewerbe Bau/ Gebäude Wachstumsrate von 8,2% (und somit überdurchschnittliches Wachstum); Anteil von 10% am BIP und 51% des Industriesektors; Großunternehmen z. B. METL, Bakhresa Group, Twiga Cement, ALAF Ltd. 37% Anteil an der industriellen Produktion; Grünes Bauen ist in frühem Stadium; kürzlich ist der Tanzania Green Building Council eingerichtet worden; Beispiel Speiseölhersteller: 500 kw Last; gleichmäßiges Lastprofil 24/7; 28% des Stroms durch Dieselgeneratoren; PV-Anlage von ca. 300 kw hat eine Amortisationszeit von 5 Jahren. Beispiel Hospital : Nach Expansion voraussichtliche Last von kw; 15% des Strombedarfs wird durch Diesel gedeckt; PV-Anlage von 340 kw wird nach 6 Jahren amortisiert sein. 6

7 Bergbau Tourismus Telekommunikation Generiert ein Drittel der Deviseneinnahmen des Landes; 30% des landesweiten Energieverbrauchs; Kabanga Nickel und MANTRA Uranium sind 2 Mienen, die den Betrieb in 2015 aufnehmen werden Dienstleistungssektor 12,9% Anteil am BIP (einschließlich Wirkung auf Lieferkette); 110 lizenzierte Hotels, Lodges und Zelt-Camps; z.zt. ist Tourismus rückgängig ( EBOLA -Effekt) Penetrationsrate von 62%; 26,8 Mio. Handynutzer; Mobilfunkstationen; erwartetes Wachstum von 20-30% pro Jahr. Kabanga Nickel und MANTRA werden in den ersten Betriebsjahren noch keine Netzanbindung haben. Strombedarf wird sich auf 6 MW bzw. 21 MW belaufen. Größtes Potenzial bei Hotels/ Lodges, die nicht an das Netz angeschlossen sind oder zumindest noch 2-3 Tage / Woche mit Dieselgeneratoren Strom produzieren. Last liegt bei ca kw (Wäscherei, Küche/ Kühlschränke etc.). 31% aller Funkstationen sind netzfern; 52% der netzgebundenen Stationen haben mindestens 6 Stunden/ Tag keinen Netzstrom. Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Februar In den meisten Fallstudien amortisiert sich eine PV-Anlage nach 4-6,5 Jahren, wobei relativ konservative Annahmen in Bezug auf die Investitionskosten (1.800 USD/ kw), auf den Solarertrag und zum Teil die Nutzungsrate des Solarertrags angesichts der eruierten Lastprofile sowie in Bezug auf die Dieselkosten getroffen wurden. Die Kosten für den Dieselgenerator pro Kilowattstunde (kwh) belaufen sich auf USD-Cent; die TANESCO-Kosten liegen bei USD-Cent/ kwh. Um eine Amortisationszeit von vier Jahren zu erreichen, sollte der Anteil des Stromverbrauchs auf Basis von Diesel bei 20-30% liegen. Empfehlungen für deutsche Unternehmen Auch wenn Kenia als Hub in Ostafrika betrachtet wird, weist Tansania einige Vorteile auf, die das Land zu einem attraktiven Standort für Geschäftsentwicklung machen: Erstens hat es ein stabiles politisches Klima und genießt seit einer Dekade ein stetiges wirtschaftliches Wachstum; zweitens hat es traditionelle Verbindungen zu Deutschland; und drittens hat das Land im Vergleich zu Kenia weit mehr netzferne Regionen mit zum Teil recht wirtschaftlich aktiven Zentren, die den Markt für PV sowohl in Bezug auf einzelne, netzunabhängige Systeme als auch auf Inselnetze attraktiv machen. Schließlich ist der tansanische Markt noch nicht so stark bearbeitet und erschlossen wie in Kenia, sodass es für deutsche Unternehmen einfacher sein dürfte, sich entsprechend zu platzieren und motivierte lokale Partner zu finden. Wichtig ist, dass gemeinsam (evtl. mit Partnern der Entwicklungszusammenarbeit) das Bewusstsein für die Einsatzmöglichkeiten von PV auch im kommerziellen, industriellen Bereich geschaffen wird. Außerdem sollten sich deutsche Unternehmen im Klaren darüber sein, dass lokale Firmen in sich entwickelnden Ländern den Fokus auf die Expansion ihrer Produktionskapazitäten legen, sodass wenig Eigenkapital für Investitionen in EE verfügbar ist. Umso wichtiger ist es, mit umfassenden Geschäftsmodellen in den Markt einzutreten. Willkommen ist natürlich immer, wenn ein EPC (Engineering, Procurement and Construction) Unternehmen auch bereit ist, in die Anlage zu investieren und dann den Strom zu verkaufen. Für einen solchen ESCO-Ansatz (Energy Service Company) können deutsche Firmen Venture Capital mobilisieren. Wenn dieser ESCO-Ansatz aus Sicht eines generell interessierten deutschen Unternehmens nicht praktikabel ist, dann könnte es eine weitere Marktchance sein, Kunden Unterstützung bei der Mobilisierung entsprechender Finanzierung anzubieten und zu beraten. Darüber hinaus ist damit zu rechnen, dass die Solarunternehmen, die bereits in Kenia tätig sind, ihre Fühler auch nach Tansania ausbreiten. Das bedeutet, dass deutschen Firmen zügig lokale Partner finden und aufbauen sollten, um wettbewerbsfähig zu sein. 7

8 Abkürzungsverzeichnis CTC Verfahren zur Teeverarbeitung, bei dem die Blätter durch eine Dornwalze aufgebrochen werden DFID Department for International Development (British) EAC East African Community EE Erneuerbare Energien EPC Engineering, Procurement and Construction (Design, Beschaffung und Bau) ESCO Energy Service Company Energiedienstleistungsunternehmen EWURA Energy Water Utility Regulatory Authority FIT Feed in Tariff Einspeisetarif BIP Bruttoinlandsprodukt GSMA Global Association of Mobile Phone Operators HFO Heavy Fuel Oil Diesel i.d.r. In der Regel kva Kilovolt Ampere LED Light Emitting Diode MoE Ministry of Energy MNOs Mobile Network Operators Mtpa Metric Ton per year MW Megawatt PSMP Power Sector Master Plan PV Photovoltaik REA Rural Energy Agency Ländliche Energie-Agentur REMP Rural Electrification Master Plan REFIT Renewable Energy Feed-In Tariff - Einspeisetarife für Erneuerbare Energien RETAP Renewable Energy Technical Assistance Program (Kenya Association of Manufacturers) SHS Solar Home System (Solare Haussysteme) SSMP Sustainable Solar Market Package SPP Small Power Producer Kleine Stromerzeuger SPPA Standardized Power Purchase Agreements standardisierte Stromabnahmeverträge SREP Scaling-Up Renewable Energy Programme TANESCO Tanzania Electric Company TAREA Tanzania Renewable Energy Association TATEDO Tanzania Traditional Energy Organization TEDAP Tanzania Energy Development and Access Project TZH Tanzania Shilling (Tansanische Währung) USD US Dollar Währung Tanzania Shilling (TZS) Exchange Rates Februar 2015 TZS = 1 USD 8

9 Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Überblick über Marktsegmente...4 Tabelle 2: Strommix Tabelle 3: Geplante Stromerzeugungskapazität im Jahr Tabelle 4: Unabhängige Stromerzeuger Tabelle 5: Stromtarife (Basistarife bis Dezember 2013) Tabelle 6: Stromtarifänderungen (Januar 2014) Tabelle 7: Kalkulation des Einspeisetarifs (FIT), öffentliches Netz Tabelle 8: Einspeisetarife nach Jahreszeiten (öffentliches Netz) Tabelle 9: Kalkulation des Einspeisetarifs, Inselnetze Tabelle 10: Entwicklung der SPP-Einspeisetarife, (USD-Cent/ kwh, TZS in Klammern) Tabelle 11: Antragsverfahren für Einspeisetarife Tabelle 12: Segmente des PV Markts in Tansania Tabelle 13: Ausgewählte netzferne, professionelle Projekte (abgeschlossen oder laufend) Tabelle 14: Ausgewählte Akteure und Distributionskanäle im professionellen netzunabhängigen Projektmarkt Tabelle 15: Größere netzgebundene Projekte Tabelle 16: Internationale Kooperationsprojekte...30 Tabelle 17: Führende Sisalfarmen in Tanzania Tabelle 18: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AMBONI Tabelle 19: Sensitivitätsanalyse, AMBONI Tabelle 20: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, KATANI Tabelle 21: Sensitivitätsanalyse, KATANI Tabelle 22: Tee-Produktion in Tansania von Juli 2012 bis Juni Tabelle 23: Energiebedarf Teefabrik Tabelle 24: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, WAKULIMA Tabelle 25: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, NGILA Tabelle 26: Sensitivitätsanalyse, NGILA Tabelle 27: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, Kilimanjaro Plantation Tabelle 28: Sensitivitätsanalyse, Tchibo/ Kilimanjaro Plantations Tabelle 29: Führende Blumenproduzenten, Tansania (Auswahl)...48 Tabelle 30: Auswahl führender Gemüse- und Obstfarmen Tabelle 31: Energieverbrauch auf ostafrikanischen Blumenfarmen Tabelle 32: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AFRICADO Tabelle 33: Sensitivitätsanalyse, AFRICADO Tabelle 34: Wirtschaftlichkeit einer 100-kW-Photovoltaikanlage, AFRICADO Tabelle 35: Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage, MANGOLE Tabelle 36: Sensitivitätsanalyse, MANGOLE Tabelle 37: Akteure der verarbeitenden Industrie in Tansania Tabelle 38: PV für eines der führenden Speiseölunternehmen Tabelle 39: Kürzlich abgeschlossene und laufende Bauprojekte im kommerziellen Sektor (Auswahl)

10 Tabelle 40: Führende Bauunternehmen in Tansania Tabelle 41: Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage, Aga Khan Hospital Dar Tabelle 42: Hauptakteure der Bergbauindustrie...64 Tabelle 43: Ausgewählte, zukünftige große Stromverbraucher in der Bergbauindustrie...67 Tabelle 44: Akteure des Tourismussektors und ihre Stromversorgung...68 Tabelle 45: PV in einer netzgebundenen Exklusiv-Lodge, in der Nähe von KARATU...69 Tabelle 46: Führende Mobilnetzbetreiber (MNOs) in Tansania...72 Tabelle 47: Deutsche Unternehmen mit Engagement in Tansania...74 Tabelle 48: Quellen zur Finanzierung von Solarprojekten...77 Tabelle 49: Deutsche Deckungspolitik für Tansania...78 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Wachstumsraten des BIP Abbildung 2: Primärenergieverbrauch Abbildung 3: Strommix Abbildung 4: Sektorale Struktur des BIP, 2011 (vorläufige Zahlen) Abbildung 5: Sisalproduktion in Tansania, Abbildung 6: Stromverbrauch KTDA Fabrik Abbildung 7: Hortikultur-Produktion Abbildung 8: Anteil an Hortikultur-Produktion 2012 Abbildung 9: Stromlast einer Blumenfarm Abbildung 10: Anteil des Produzierenden Gewerbes am landesweiten BIP Abbildung 11: Struktur der industriellen Produktion Abbildung 12: Stromversorgung der netzgekoppelten Funkmasten Abbildung 13: Stromversorgung netzferner Mobilfunkmasten Verzeichnis der Textkästen Box 1: Regional Technical Assistance Programme (RTAP) Box 2: Das Geschäftsmodell MOBISOL Box 3: Basisinformationen zu Sisal 10

11 1. Überblick über Tansania Die Vereinigte Republik Tansania ist ein ostafrikanischer Staat, der als Zusammenschluss von Sansibar und Tanganjika in den späten 1960er Jahren gegründet wurde. Tansania ist ein Mitglied der South Africa Development Community (SADC) und der East African Community (EAC) mit Sitz in Arusha. Bis 2025 strebt das Land den Status eines Schwellenlandes mit einem mittleren Einkommensniveau, mit einer global wettbewerbsfähigen und florierenden Ökonomie sowie einem hohen Lebensstandard in einer sauberen und sicheren Umgebung an. Noch gilt Tansania als armes Land, wenngleich der Anteil derjenigen, die unter der Armutsgrenze leben, im Zeitraum von 33,6% auf 28,2% gesunken ist. Mit einem durchschnittlichen Pro-Kopf-Einkommen von annähernd 700 USD im Jahr 2013 rangiert Tansania auf Platz 176 (von 191 Ländern der Welt). Abbildung 1: Wachstumsraten des BIP (landesweit und im produzierenden Gewerbe) Reales BIP Tansania hat einen signifikanten Fortschritt in den letzten zwei Dekaden in der Erreichung und Aufrechterhaltung der makroökonomischen Stabilität zu verzeichnen. Heute hat das Land eine der leistungsstärksten Ökonomien Subsahara Afrikas. Laut der Bank of Tanzania betrug das durchschnittliche Wirtschaftswachstum 7% seit dem Jahr 2000 und das jährliche BIP pro Kopf rund USD in Eine solide makroökonomische Politik, marktorientierte Reformen und eine Schuldenbefreiungen haben zu einem positiven Umfeld für Tansanias beständiges Wirtschaftswachstum beigetragen. Quelle: Tanzania National Bureau of Statistics and Bank of Tanzania computations, Und auch für die nächsten Jahre wird mit einem Wachstum von weiterhin 7-8% pro Jahr gerechnet. Im Vergleich zum Nachbarland Kenia hat es Tansania geschafft, den Anteil des produzierenden Gewerbes am BIP ein wenig auszubauen, nämlich von 8,4% ( ) auf knapp 10% (2012); zeitgleich ist der Anteil des landwirtschaftlichen Sektors am BIP von 30% auf 23,8% gesunken. Allerdings sind im Landwirtschaftssektor immer noch rund 75% aller Beschäftigten tätig. Es wird erwartet, dass der Anteil des Agro-Sektors am BIP weiter zurückgehen wird; mit 5% wird er weniger wachsen als die Gesamtwirtschaft, was auf den relativ geringen Einsatz moderner Agrartechnik zurückgeführt wird. Da dieser Sektor allerdings der wichtigste Arbeitgeber ist, fördert die Regierung zunehmend die Bewässerung von Ackerflächen im Rahmen des Big Results Now (BRN) sollen z. B. 78 bewässerte Reisplantagen entstehen und die Zusammenarbeit von Kleinbauern mit Agrargroßbetrieben, um die Erträge von den Kleinbauern dem Rückgrat des Sektors zu steigern. Im sogenannten Southern Agricultural Growth Corridor of Tanzania (SAGCOT) 3 sollen über einen Zeitraum von 20 Jahren private Investitionen in Höhe von 2,1 Mrd. USD angestoßen werden; der öffentliche Sektor hat 1,3 Mrd. USD zugesagt. Der Außenhandel weist traditionell ein Handelsdefizit auf, das sich tendenziell vergrößert, da internationale Preise für die wichtigsten Exportgüter Tansanias sinken und zudem der Tansania Schilling (TZS) gegenüber dem USD kontinuierlich an Wert verliert. Der Preis für Gold, das einen Anteil von 33% an den Exporten Tansanias hat, ist zum Beispiel seit 2012 um 20% gefallen 4. Es verwundert daher nicht, dass die Exportquote (Exporte/ BIP) von 19,7% (2011) auf 13,5% (2013) gesunken ist. Nahrungsmittel und Rohstoffe machen mit 22% bzw. 17,8% knapp 40% aller Exporte aus. Südafrika, Indien, Schweiz und China nehmen knapp 50% aller Exporte ab. Einfuhrgüter sind hauptsächlich Erdöl (37,7%) und 2 GDP per capita, World Bank, Feed the Future, 2014, 4 World Bank, 2014, 11

12 chemische Erzeugnisse (11%); Hauptlieferländer sind Indien, Schweiz, China und die VAE. Der deutsche Lieferanteil an den tansanischen Gesamtimporten lag 2013 bei nur 1,4%. Positiv hervorzuheben ist, dass inzwischen nicht mehr die öffentliche Entwicklungshilfe den Kapitalzufluss dominiert: in 2012/13 hatten ausländische Direktinvestitionen und öffentliche (kommerzielle) Anleihen einen Anteil von 56% an den Kapitalzuflüssen; in 2007/08 waren dies lediglich 38%. 12

13 2. Überblick über den Energiesektor 2.1 Energiemix Das gesamte Energieangebot basiert hauptsächlich auf der Nutzung von Biomasse, die einen Anteil von 76% im primären Energieverbrauch ausmacht. Abbildung 2: Primärer Energieverbrauch, 2013 Abbildung 3: Mix elektrischer Energie (% der erzeugten Energie) Anderes ; 0,50% Petroleu m 8 % Strom; 1,50% Biomasse 1% Hydro 28% Öl 19% Biomass e; 90% Gas 52% Quelle: EWURA Annual Report Quelle: Presentation by Eng. Christian Matyelele Msyani, März 2013, Washington. Die aktuelle Stromerzeugungskapazität beläuft sich auf MW (März 2013), von denen 61% thermische Kraftwerke sind. Diese umfassen Notstrom-Anlagen von 205 MW, die mit Hilfe von Diesel befeuert werden. Wasserkraft spielt mit einem Anteil von 36% die zweitwichtigste Rolle. Tabelle 2: Strommix Technologie Installierte Kapazität (in MW), Total Wasserkraft 553,0 553,0 Kleinwasserkraftwerke <10 MW TANESCO IPP EPP SPP 12,8 8,8 4,0 Öl (Jet A-1, Diesel) 456,3 88,3 163,0 205,0 Gas 501,0 252,0 249,0 Biomasse 27,0 Import 14,0 14,0 GESAMT 1564, Quelle: Power System Master Plan, 2012 update. 13

14 2.2. Entwicklung des Stromangebots und der -nachfrage Eine Prognose der Energienachfrage wurde vor dem Hintergrund des Power Supply Master Plans (Update 2012) durchgeführt. Gemäß diesem Plan wird die Elektrizitätsnachfrage bis 2030 um mindestens 11,9% pro Jahr (im Falle eines niedrigen Wirtschaftswachstums) bzw. um bis zu 15,3% pro Jahr (im Falle eines hohen Wirtschaftswachstums) steigen. Dies bedeutet, dass die aktuelle Stromproduktion von GWh auf bis zu GWh bis 2035 zunehmen muss (im Referenzszenario, d. h. 6,6% Wirtschaftswachstum pro Jahr über 14 Jahre). Im Falle eines hohen Wirtschaftswachstums (7,8% pro Jahr innerhalb von 14 Jahren) muss die Energieproduktion sogar auf rund GWh gesteigert werden. Um eine derartige Nachfrage zu bedienen, muss die Stromerzeugungskapazität auf mehr als MW bis 2035 ( 2780 MW bis 2015/ 2016) ausgeweitet werden 5. Die treibenden Faktoren für die steigende Energienachfrage sind wie folgt: Wirtschaftswachstum: rund 6,6% pro Jahr (innerhalb einer Periode von 14 Jahren). Zusätzliche Lasten, die zwischen 2013 und 2019 entstehen werden, z. B. Nickelminen mit einer Gesamtlast von 72 MW, neue Goldminen mit einer Last von 90 MW, ein Eisenhüttenwerk mit einer Last von 100 MW, eine Textilfabrik in Shinyanga (39 MW), eine Düngemittelfabrik in Mtwara (30 MW) und die Ausweitung von Hong Yu Stahl (34 MW). Weitere ländliche Elektrifizierung: Steigerung der gesamten Elektrifizierungsrate auf 78% bis 2035 (aktuell: 18%); zwischen sollen neue Kunden pro Jahr an das Netz angeschlossen werden. Die Regionen (Ruvuma Kigoma, Kagera, Rukwa, Lindi und Mtwara) werden voraussichtlich bis 2019 an das Hauptstromnetz angeschlossen. Die Verluste innerhalb des Systems betragen aktuell 25%, davon 5,3% im Übertragungsnetz und 19,7% im Verteilungsnetz. Bis 2035 soll eine Reduzierung der Verluste auf 15,8% erreicht werden. Die unterdrückte Nachfrage, die sich u. a. in Stromausfällen und Lastabwürfen wiederspiegelt, wird auf rund 2,1%, das heißt fast 100 GWh, geschätzt. Bis 2035 sollen zusätzlich 8990 MW Erzeugungskapazitäten an das Hauptstromnetz angeschlossen werden, um die steigende Nachfrage zu bedienen und alte Stromerzeugungseinheiten zu ersetzen. Den Hauptanteil an den zusätzlichen Kapazitäten soll auf Wasser- und Kohlekraftwerke entfallen: Tabelle 3: Geplante Stromerzeugungskapazität im Jahr 2035 Technologie Installierte Kapazität (in MW) in % Wasserkraft ,8 Gaskraftwerke ,1 Kohle ,3 Wind 120 1,3 Solar 100 1,1 Biomasse/ KWK 40 0,4 GESAMT Quelle: Power System Master plan, 2012 update. 5 Vgl. Ministry of Energy and Minerals, Power Supply Master Plan (Update), Februar 2013, S. 12 ff. 14

15 2.3 Die Rolle erneuerbarer Energien Mit Blick auf die gesamte Bandbreite erneuerbarer Energien spielen sie bereits eine bedeutende Rolle für den Energiemix Tansanias. Der hohe Anteil an Wasserkraft (fast 40%) am Strommix macht die Energieversorgung allerdings anfällig für saisonbedingte Wasserknappheit. Zudem ist der Preis für Diesel, mit dem die Notstromaggregate befeuert werden, vor allem in trockenen Perioden stark gestiegen und führt zu einer Verteuerung der Energieerzeugung. Laut dem SREP (Scaling-Up Renewable Energy Programme) Investment Plan Tanzania (2013) haben große Wasserkraftanlagen, Erdgas und geothermische Energieanlagen die niedrigsten durchschnittlichen Stromgestehungskosten (4-6 USD-Cent/ kwh). Energiegewinnung aus Kohle ist vergleichbar. Dies erklärt, warum Wasserkraft, Erdgas und Kohle in Zukunft vermeintlich die Hauptpfeiler in der netzgekoppelten Stromversorgung sein werden. Aktuell stammen rund 4,9% der gesamten Erzeugungskapazität in Tansania aus erneuerbaren Energien, inkl. Erzeugungsanlagen zum Eigenverbrauch durch Zucker-, Tannin- und Sisalfabriken, Solar-, kleine Wasserkraftanlagen, exkl. großer Wasserkraftwerke. Ungeachtet ihres großen Potenzials spielt PV zurzeit (noch) keine große Rolle. Die Stromgestehungskosten von PV betragen rund 11 USD-Cent. Dies bedeutet, dass diese Energieerzeugungsart konkurrenzfähig gegenüber Diesel (35-45 USD-Cent/ kwh, einschließlich Betriebskosten für Dieselgeneratoren) ist. Diese Kosten beziehen sich auf größere netzgekoppelte Anlagen. Laut dem Power System Master Plan aus dem Jahr 2012 sollen in der Periode zwischen 2016 und MW (2x60 MW) PV-Anlagen installiert werden. Im Bereich der ländlichen Elektrifizierung kann PV in den Gebieten, in denen der Anschluss an das Hauptnetz nicht wirtschaftlich ist, eine entscheidende Rolle spielen. Laut dem letzten SREP Report (04/ 2013) sind 14,9 Mio. Menschen weit vom Hauptnetz entfernt und haben zusätzlich eine niedrige Dichte (<Einwohner pro km2). Dies entspricht 33% der gesamten Bevölkerung Tansanias. Die Anzahl der Haushalte in solch abgeschiedenen Gebieten mit einer niedrigen Bevölkerungsdichte wird auf 3 Mio. geschätzt. Sie werden am besten durch Stand-Alone Systeme versorgt, da Inselnetze aufgrund der relativ niedrigen Bevölkerungsdichte zu hohe Kosten bedeuten würden. Laut der Studie zur ländlichen Elektrifizierung (Rural Electrification Prospectus) können 52% der Bevölkerung am besten durch Inselnetze und netzunabhängige Lösungen mit Energie versorgt werden: 20% am besten durch Inselnetze mit erneuerbaren Energien und 32% durch einzelne ( Stand-Alone ) PV-Systeme 6. Wenn keine Möglichkeit für kleine Wasserkraftwerke oder Kraftwerke, die mit Biomasse betrieben werden, gegeben ist, sind hybride PV-Batterie-Dieselsysteme die kosteneffektivste Lösung für Inselnetze. Die Stromgestehungskosten dieser Systeme betragen ca. 0,53 USD-Cent/ kwh, verglichen mit 0,59 USD-Cent/ kwh für mit Diesel betriebene Generatoren und 0,71 USD-Cent/ kwh für reine PV-Systeme mit Batterien Die Struktur des Stromsektors Der Energiesektor in Tansania umfasst diverse Akteure, u. a. nationale Institutionen, den Privatsektor und Nichtregierungsorganisationen. Eine der wichtigsten Eigenschaften besteht darin, dass der Hauptteil der Energiegewinnung und Übertragung sowie die Distribution nicht getrennt voneinander sind, d. h. dass der Stromanbieter TANESCO vertikal integriert ist. Im Folgenden werden die wichtigsten Akteure kurz vorgestellt. 6 Vgl. Ministry of Energy and Minerals, SREP Scale-up Renewable energy Programm, Investment Plan Tanzania, April 2013, S. 38 ff. 7 Ministry of Energy and Minerals, SREP Scale-up Renewable energy Programm, Investment Plan Tanzania, April 2013, S

16 Energieministerium/ Ministry of Energy and Minerals (MEM): Das Ministerium verfügt über das Mandat, Energie- und Mineralressourcen zu entwickeln und den Sektor zu führen. Es ist verantwortlich für die Politik und für die Gestaltung eines attraktiven Umfeldes, in denen die Akteure erfolgreich operieren können. Die Förderung erneuerbarer Energien gehört ebenfalls zum Mandat des MEM. Energy and Water Utilities Regulatory Authority (EWURA): EWURA ist eine autonome multi-sektorale Regulierungsbehörde, deren Verantwortung in der technischen und wirtschaftlichen Steuerung der Sektoren Strom, Petroleum, Erdgas und Wasser liegt. Die Aufgaben von EWURA umfassen die Regulierung der Stromtarife, die Vergabe von vorläufigen und permanenten Lizenzen sowie Überwachungs- und Umsetzungsaufgaben. Tanzania Electric Supply Company (TANESCO): TANESCO ist der Hauptakteur in der Erzeugung, Übertragung und Distribution von Elektrizität und trägt mit fast 60% zu der installierten Erzeugungskapazität im nationalen Stromnetz bei. TANESCO ist ein öffentliches Unternehmen. Rural Energy Agency (REA): REA ist ein autonomer Akteur unterhalbhalb des MEM und ist dafür verantwortlich, den Zugang zu modernen Energiedienstleistungen in ländlichen Regionen des Festlandes Tansanias zu fördern und zu verbessern. Mit Hilfe des Rural Energy Fund (REF), der seine finanziellen Ressourcen aus einem Zuschlag auf den Stromverkauf im Netz als auch von Entwicklungspartnern erhält, finanziert REA Elektrifizierungsprojekte in ländlichen Gegenden sowie Erneuerbare-Energien-Systeme. Umgesetzt werden diese Projekte von TANESCO oder dem Privatsektor. REA bereitet auch den Investitionsplan für Ländliche Elektrifizierung ( Rural Electrification Investment Prospectus ) vor, der erstmals einen Minimalkostenansatz für Elektrifizierung nutzt. Dieser entspricht einer integrierten Planung unter Berücksichtigung von netzgekoppelten, netzunabhängigen Optionen ebenso wie die Nutzung erneuerbarer Energien. Independent Power Producers (IPPs) und Emergency Power Producers (EPPs): Private, unabhängige Stromerzeuger tragen mit 40% zu den landesweiten Stromerzeugungskapazitäten in Tansania bei. Dazu gehören u. a. Symbion-Ubongo, IPTL, Symbion Arusha, Songas, Aggreko und Symbion Dadoma: Tabelle 4: Unabhängige Stromerzeuger Kraftwerk Installierte Kapazität (in MW) Kraftstoff IPP EPP Songas 1 42 Gas X Songas Gas X Songas 3 40 Gas X Tegeta IPTL 103 HFO X Symbion Ubongo 120 Gas/ Jet A1 X Aggreko Ubongo 50 Diesel X Aggreko Tegeta 50 Diesel X Symbion Dodoma 55 HFO X Symbion Arusha 50 HFO X Quelle: Power System Master plan, 2012 update. Small Power Producers (SPP): Einige private Unternehmen entwickeln kleine Projekte auf Basis erneuerbarer Energien im Rahmen des sogenannten SPP Schemas und verkaufen dann den Strom an TANESCO und/oder direkt an Endverbraucher. Viele dieser Firmen operieren bereits in ländlichen Gegenden, jedoch in anderen Geschäftsbetrieben, wie zum Beispiel Zucker, Tee, Sisal, Tannin etc. Zwei Betriebe, TPC und TANWAT, arbeiten auf der Basis von Biomasse und verkaufen den Strom an das Hauptnetz (insgesamt 19,7 MW). Das 4 MW-Wasserkraftwerk Mwanga bietet den nahegelegenen ländlichen Dörfern Energie an und liefert den Überschuss an TANESCO. Im Jahr 2013/14 wurde ein Gutachter beauftragt werden, um die Struktur des Stromsektors zu prüfen und gegebenenfalls zu überarbeiten. Laut EWURA sollen private Investoren eine bedeutende Rolle spielen. Ein Entwurf zur Sektorstruktur-Reformierung sieht eine Verlagerung von einzelnen IPPs zu mehr PPPs (z. B. Konzessionsverträgen) vor. Das bedeutet, dass private Investoren verstärkt durch Ausschreibungen mobilisiert werden sollen, wobei der Einspeisetarif bei dieser Art des Projektes auf Basis eines wettbewerblichen Bieterverfahrens festgelegt wird. EWURA verspricht sich davon, Benchmarks für die Stromgestehungskosten zu bekommen und realistische Einspeisetarife für die verschiedenen Stromerzeugungs- Technologien finden zu können. Trotz dieser Verlagerung wird es aber weiterhin auch Platz für IPPs geben. 16

17 3. Regulativer Rahmen für PV 3.1 Stromtarife Im Januar 2014 sind die Stromtarife um rd. 40% gestiegen. Diese Erhöhung soll dem stark verschuldeten, monopolitischen Stromversorger TANESCO helfen, seine Betriebskosten zumindest zu decken. Mehrfach hatte die Regulierungskommission EWURA eine von TANESCO beantragte Erhöhung der Stromtarife abgelehnt. Tabelle 5: Stromtarife (Basistarife bis Dezember 2013) Verbraucherkategorie Definition Service Grundgebühr DC Domestic Low Usage (D1) General Usage (T1) Low Voltage Max (T2) High Voltage Max (T3) Endverbraucher/ Haushalte, Niederspannung, einphasig (230V) Haushalte, Kleinhandel, Leichtindustrie mit einem Verbrauch > 283 kwh; Niederspannung, 230 V und 400 V Energiegebühr/ kwh 60 TZS (0 50 kwh) TZS 221 TZS 273 TZS (mehr als kwh) Leistungsgebühr / kva 7500 kwh; 400 V; < 500 kva TZS 132 TZS TZS Stromverbrauch auf 11 kv-ebene oder höher TZS 118 TZS TZS Zanzibar TZS 106 TZS TZS Quelle: Tabelle 6: Stromtarifänderungen (Januar 2014) Verbraucher -kategorie D1 Energiegebühr/ kwh (bis 12/ 2013) 60 TZS (0 50 kwh) 273 TZS (mehr als kwh) Energiegebühr/ kwh (seit 01/ 2014) 100 TZS + 67% 350 TZS + 28% T1 221 TZS 306 TZS + 38% T2 132 TZS 205 TZS + 55% T3 118 TZS 163 TZS + 38% Steigerungsrate (in %) Sehr stark betroffen sind vor allem kommerzielle/ industrielle Verbraucher, die auf Niederspannungsebene mehr als 7500 kwh/ Monat verbrauchen und seit Januar % mehr pro kwh zahlen müssen. Die neuen Tarife sollen bis Dezember 2016 gültig sein. Bis dahin soll im Auftrag der Regierung eine Studie zur Quelle: Year%20Tariff%20Order%20December% pdf. 17

18 Erfassung der dann aktuellen Strombereitstellungskosten neue Tarife empfehlen. Zeitgleich mit der Erhöhung der Tarife wurde auch beschlossen, dass der Strompreis an die Treibstoffkosten, Inflation und Wechselkursschwankungen angepasst wird Einspeisetarife (FIT) Seit 2008 gibt es bereits Einspeisetarife für Stromerzeuger in der Größenordnung 100 kw und 10 MW. Darüber hinaus ist der Einspeisetarif verhandelbar. Die Einspeisetarife für Erzeuger der genannten Größenordnung werden jährlich von der Regulierungskommission EWURA auf Basis der Stromvermeidungskosten angepasst. Das bedeutet, dass die Tarife Einheitstarife und nicht nach Technologien ausdifferenziert sind. Außerdem ist der Preis angesichts der jährlichen Anpassung keineswegs über die Laufzeit eines Stromabnahmevertrages (15 Jahre in Tansania) garantiert. Es gibt Tarife für die Einspeisung in das öffentliche Netz (Hauptnetz) sowie in Inselnetze. Der Tarif zur Einspeisung in das öffentliche Netz wird wie folgt kalkuliert: Tabelle 7: Kalkulation des Einspeisetarifs (FIT), öffentliches Netz Kosten 2015 A Langfristige Grenzkosten (LRMC), wie im Power System Master Plan 9,10 USD-Cent 2012 definiert + durchschnittliche Steuer auf Erzeugungsinvestitionen Ca. 30% + durchschnittliche Treibstoff-Steuer Ca. 19% Umrechnung in Tansania Schilling (TZS), basierend auf dem jährlichen B C durchschnittlichen USD-Verkaufspreis Zwischensumme Durchschnittliche Erzeugungskosten im bestehenden System Vorausschau thermischer Erzeugung im TANESCO Netz x voraussichtliche Kosten der thermischen Stromerzeugung im Netz (Leistungspreis von TANESCO eigenen Kapazitäten und von IPP & EPP + Brennstoffkosten und variable O & M-Kosten für alle Kraftwerke) Zwischensumme Durchschnittliche Erzeugungskosten/ Erzeugungs-Vermeidungskosten (Durchschnittswert von A und B) 186,24 TZS/ kwh (11,41 USD cent/ kwh) 127,66 TZS/ kwh 158,24 TZS/ kwh D Anpassung an Übertragungsverluste (5,2%) 166,92 TZS/ kwh E Standardisierter Einspeisetarif 2012, Durchschnittswert über 3 Jahre (2013, 2014, 2015) 188,55 TZS/ kwh (11,42 USD-Cent) Quelle: EWURA, Detailed Tariff Calculations for Year 2015 for the Sale of Electricity to the Main grid in Tanzania under Standardized Small Power Purchase Agreement, January Um die höheren Erzeugungskosten in trockenen Jahreszeiten auszugleichen, wenn die relativ günstige Wasserkraft weniger verfügbar ist und thermische Kraftwerke mehr als in den feuchten Jahreszeiten erzeugen müssen, wird der Einspeisetarif nach Jahreszeiten differenziert: Tabelle 8: Einspeisetarife nach Jahreszeiten (öffentliches Netz) Standardisierter Einspeisetarif 2015, TZS/ kwh Durchschnittstarif 188,55 (11,42 USD-Cent) Trockenperiode (August November) 226,26 Regenzeit (January July, December) 169,70 8 Vgl. Tanzania Electric Supply Company Multi-Year Tariff Adjustment Order, 2013, Year%20Tariff%20Order%20December% pdf 18

19 In den nächsten zehn Jahren werden die Stromvermeidungskosten in der Erzeugung weitgehend von thermischen Kraftwerken bestimmt sein. Die geplante Entwicklung der thermischen Kraftwerke, die Erdgas nutzen sollen (Erdgas wird lediglich nach Kosten für Extraktion zuzüglich einem Aufpreis eingepreist statt nach internationalem Marktpreis), macht unwahrscheinlich, dass die Stromvermeidungskosten im öffentlichen Netz und somit der Einspeisetarif über den Stromgestehungskosten von PV liegen wird. Das Risiko, dass der Einspeisetarif unter das jetzige Niveau fällt, wird jedoch gedämmt, indem Mindestpreise festgelegt werden. So wird für alle Stromerzeugungsanlagen, die 2015 installiert und in Betrieb genommen wurden, 188,55 TZS (226,26 in der Trockenperiode; 169,70 TZH in der Regenzeit) als Mindestpreis bestimmt. Auch wenn die Vermeidungskosten in den nächsten Jahren stark fallen sollten, wird dieser Mindestpreis an die Stromerzeuger gezahlt. Der Einspeisetarif für Inselnetze ist höher. Er wird auch auf Basis der Vermeidungskosten berechnet, d. h. er ist der Durchschnitt der langfristigen Grenzkosten im Hauptnetz und der inkrementellen Kosten in Inselnetzen: Tabelle 9: Kalkulation des Einspeisetarifs, Inselnetze Kosten in 2015 A Langfristige Grenzkosten (LRMC), wie im Power System Master Plan 9,10 USD-Cent 2012 definiert + durchschnittliche Steuer auf Erzeugungsinvestitionen Ca. 30% + durchschnittliche Treibstoff-Steuer Ca. 19% Umrechnung in Tansanische Schilling (TZS), basierend auf dem jährlichen durchschnittlichen USD-Verkaufspreis Zwischensumme 186,24 TZS/ kwh (11,41 USD-Cent) B + Anpassung an Übertragungsverluste (5,2%) 166,92 TZS/ kwh C Durchschnittliche inkrementelle Kosten in Inselnetzen Inkrementeller Leistungspreis in Inselnetzen 48,89 TZS/ kwh + Inkrementelle Kosten für Brennstoff und Instandhaltung 764,97 TZS/ kwh Zwischensumme 813,86 TZS/ kwh E Standardisierter Einspeisetarif 2015 Durchschnitt von B und C 490,39 TZS/ kwh (29,72 USD-Cent) Quelle: EWURA, Detailed Tariff Calculations for Year 2012 for the Sale of Electricity to Mini-grids in Tanzania under Standardized Small Power Purchase Agreement, January Die Tabelle zeigt, dass der Einspeisetarif in Inselnetzen fast das Dreifache des Einspeisetarifs in das öffentliche Netz ist. Während der Tarif für die Einspeisung in das öffentliche Netz sicherlich nicht ausreicht, um netzgekoppelte PV-Anlagen wirtschaftlich zu machen, sind die Tarife für Inselnetze recht attraktiv, auch für PV. Wie Tabelle 9 zeigt, sind die Tarife seit Bestehen des FIT-Regimes (2008) gestiegen: Tabelle 10: Entwicklung der SPP-Einspeisetarife, (USD-Cent/ kwh, TZS in Klammern) Tarif Hauptnetz, standardisiert Hauptnetz, Trockenperiode 7,80 8,05 8,53 8,95 10,05 10,88 12,33 (197,31 ) 9,36 9,66 10,24 10,74 12,06 13,06 14,8 (236,78) Hauptnetz, Regenzeit 7,02 7,25 7,68 8,05 9,05 9,80 11,1 (177,58) Inselnetz 28,05 28,54 28,08 31,66 30,53 30,17 (482,64) Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Februar ,42 (188,55) 13,71 (226,26) 10,28 (169,70) 29,72 (490,39) 19

20 Gegenwärtig werden die Einspeisetarife überarbeitet. Dabei steht die derzeitige Technologie-Neutralität zur Diskussion. Laut MEM und REA werden die Einspeisetarife wahrscheinlich nach Technologien ausdifferenziert, nicht zuletzt da viele Akteure in diese Richtung arbeiten. Allerdings werden diese spezifischen Tarife voraussichtlich zumindest bei IPP (größeren Projekten mit Einspeisung in das Hauptnetz) im Auktionsverfahren festgelegt, zumindest für PV und Wind. Die Verabschiedung des neuen Regimes wird für die nächsten Wochen erwartet. 3.3 Standardisierter Stromabnahmevertrag (SPPA) Um die Transaktionskosten zu reduzieren, die bei der Aushandlung von Stromabnahmeverträgen entstehen, wurde für Projekte bis zu 10 MW ein standardisierter Vertrag eingeführt. Dieser Stromabnahmevertrag gilt für alle Anlagen, unabhängig von den eingesetzten Technologien und vom Energieträger. Der Stromabnahmevertrag hat folgende wesentliche Merkmale: Abnahmepflicht: Der gesamte Strom, der von einem Erzeuger (kleiner 10 MW) produziert wird, muss vom Netzbetreiber gekauft werden, sofern das Versorgungssystem des Netzbetreibers nicht gefährdet ist. Der standardisierte Einspeisetarif wird jährlich auf Basis der Vermeidungskosten (in der Erzeugung) festgelegt. Der Mindesttarif ist über die Laufzeit des PPA der Einspeisetarif des Jahres, in dem der Stromabnahmevertrag geschlossen wurde. Der Maximaltarif ist 150% des Einspeisetarifes des Jahres, in dem der Stromabnahmevertrag geschlossen wurde. Der Stromerzeuger soll die Netzanbindung auslegen, bauen und betreiben (einschließlich Aufrüstung der Zähler an der Umspannstation zur Überwachung der Blindleistung). Step-in -Rechte, d.h. Finaciers wie Banken können einschreiten Laufzeit des Stromabnahmevertrages von 25 Jahren. Hervorzuheben ist, dass mit den SPP Rules 2014 die Laufzeit von SPPA von 15 auf 25 Jahre erhöht worden ist. Damit ist man den privaten Projektentwicklern und Erzeugern ein großes Stück entgegengekommen. Was im standardisierten Stromabnahmevertrag fehlt, ist eine Take-or-pay -Klausel, die eine Kompensation des Stromproduzenten vorsieht, falls das Netz den erzeugen Strom nicht aufnehmen kann. Das Fehlen einer solchen Klausel beeinträchtigt natürlich erheblich die Bankfähigkeit der Stromabnahmeverträge, besonders weil das tansanische Netz oft unter Ausfällen leidet und nicht als sehr zuverlässig gilt. Ein weiteres Thema, das die Projektentwickler beschäftigt, sind die Kosten für die Anbindung an das Netz, vor allem wenn das Netz aufgerüstet werden muss, um den Strom aus einer Erneuerbare-Energien-Anlage aufzunehmen. In diesem Fall hat die REA bislang fallweise Subventionen zur Verfügung gestellt, was aber von Projekt zu Projekt verhandelt werden muss. Die Wirtschaftlichkeit eines SPP kann auch durch einen Anschluss an das Hauptnetz gefährdet sein: Damit Projektentwickler die Risiken entsprechend einschätzen können, sind die Inselnetz-Betreiber aufgefordert, relevante Pläne zum Anschluss an das Hauptnetz offenzulegen, die außerdem von EWURA und der REA mit Blick auf die Strategien und Pläne zur ländlichen Elektrifizierung verifiziert werden. Tabelle 11: Antragsverfahren für Einspeisetarife Aktivität/ Meilenstein Land sichern und Zugang zu EE Ressourcen sichern Antrag auf Letter of Intent (Absichtserklärung) Ausgabe der Absichtserklärung Anmeldung des Geschäfts Durchführbarkeitsstudie erstellen Bewilligung des Zuschusses (als technische Hilfe) Beantragung einer Baugenehmigung und einer Bescheinigung, das das Projekt konform mit Umwelt- und Sozialregularien ist Beantragung einer Lizenz zur Stromerzeugung Vergabe der Lizenz zur Stromerzeugung Beantragung einer Netzanbindung und des Stromverkaufs Stromabnahmevertrag Finanzierung Verantwortlich Projektsponsor Projektsponsor Netzbetreiber Projektsponsor Projektsponsor REA Projektsponsor Projektsponsor EWURA Projektsponsor Projektsponsor/ Netzbetreiber Projekt Sponsor/ Partner Bank Quelle: EWURA, Guidelines for Development of Small Power Projects, March

21 4. Status des PV-Sektors Politische Stabilität, rechtliche Rahmenbedingungen wie die Einspeisevergütung, Förderprogramme sowie rasant fallende Systempreise bei gleichzeitig steigenden Stromtarifen in Tansania begünstigen die Marktentwicklung im PV- Bereich. Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die verschiedenen Marktsegmente und deren Dynamik. Tabelle 12: Segmente des PV-Marktes in Tansania Segment Kurzbeschreibung Status Anmerkungen Netzungebunden, Pico & SHS, Produktgeschäft Netzungebunden, professionelle Systeme/ Projektgeschäft Verkauf von relativ standardisierten Produkten (normalerweise unter 100Wp), Produkte aus dem Regal, nicht reguliert Systeme werden auf die spezifischen Anforderungen von netzfernen Einrichtungen und Elektrifizierungsprogrammen zugeschnitten (umfassende SHS-Programme, größere Projekte sowohl PV als auch hybrid) Größtes Segment des Marktes, tausende Outlets. Subventionen durch REA/ Regierung Aktiver Markt, der vor allem von Regierung, Gebern und NGOs angetrieben wird. Kleinere Anwendungen im kommerziellen und industriellen Sektor (z. B. Tourismus, Telekommunikation, etc.) Sehr großer Wettbewerb, dominiert von chinesischen Produkten. Marktvolumen: Schätzung von über 1 MWp per Jahr. 1 MWp Installation im Jahr 2012 Regierungsausschreibungen und NGO-Projekte machen den Großteil davon aus. Netzgebunden, kleinere/ mittlere Systeme Systeme, die für die spezifischen Anforderungen von netzgebundenen Anlagen geplant werden. Diese können sowohl Strom für den direkten Verbrauch (embedded generation) als auch für die Einspeisung in das Netz erzeugen (Net-Metering oder Energy Banking Arrangements) sein Nennenswertes Potenzial im Fall günstiger politischer Rahmenbedingungen; sehr stark abhängig von Strompreisen. Pilotprojekte wahrscheinlich in 2015/ 2016, nicht zuletzt angesichts gestiegener Stromtarife Größere netzgebundene Anlagen (IPP und SPP) Anlagen, die Strom an Netzbetreiber TANESCO oder dezentrale Versorger auf Basis von standardisierten oder verhandelten Einspeisetarifen verkaufen Mehrere Projekte in der MoE Pipeline; die alle im Rahmen der SPPA an Inselnetze angeschlossen sind/ werden. Riskantes Investitionsklima (Kreditwürdigkeit von Tanesco); seit 2013 gibt es unverändert 3 PV-Projekte im SPP-Portfolio Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Zielmarktanalyse, 2013; aktualisiert auf Basis eigener Beobachtungen. Der größte Teil der PV-Kapazität wird immer noch im Zusammenhang mit Projekten der ländlichen Elektrifizierung und geberfinanzierten Projekten installiert, wobei die meisten Anlagen Stand-Alone-Systeme in netzfernen Gebieten sind und SHS ebenso wie Systeme für Sozialeinrichtungen umfassen. Es ist wahrscheinlich, dass dieser Markt weiter wächst, da 21

22 anders als in Kenia große wirtschaftlich aktive und stark bevölkerte Regionen auch in naher Zukunft nicht an das Stromnetz angeschlossen werden. Zugleich entwickelt sich allmählich ein Markt für netzferne ebenso wie netzgebundene Systeme in kommerziellen und industriellen Sektoren, dies besonders angesichts der Strompreise, die im Januar 2014 um rund 40% gestiegen sind. Allerdings hat man bei den Anwendern noch viel Bewusstseinsbildung und Informationsarbeit zu leisten, da kaum bekannt ist, dass PV auch in Industrien zwecks Stromversorgung genutzt werden kann. Es dominiert eindeutig das Image von PV zur Versorgung von ländlichen Haushalten, wie sich in zahlreichen Gesprächen mit tansanischen Farmen und Unternehmen gezeigt hat. Einspeiseprojekte (IPP & SPP) haben sich in den letzten zwei Jahren alles andere als dynamisch entwickelt: Wie vor zwei Jahren gibt es immer noch nur zwei PV Projekte (SPP), die sich in der Entwicklung befinden und noch nicht implementiert werden. Auch Großprojekte (150 MW) sind in der Planungsphase, entwickeln sich jedoch nur langsam weiter vor allem da das Vertrauen der Investoren in die langfristige Zahlungskraft des Versorgers TANESCO fehlt. In der Pipeline sind derzeit Projekte mit jeweils mehr als 30 MW; somit fallen sie nicht unter die standardisierte Stromabnahme-Vertragsregelung und von Fall zu Fall muss ein solcher Vertrag mit TANESCO ausgehandelt werden. Netzungebundene Pico-Systeme & SHS Der kommerzielle netzunabhängige SHS- und Pico-System-Markt hat eine Größe von ca. 1 MWp pro Jahr 9 und ist seit 2008 stetig gewachsen. Die wesentlichen Entwicklungen in den letzten Jahren sind a) die weite Verbreitung von Niedrigpreisprodukten aus dem Fernen Osten, b) die stärkere Nutzung von Systemen mit Wechselrichtern, da Verbraucher zunehmend elektrische Endgeräte einsetzen, die Wechselstrom erfordern und c) intensiver Preiswettbewerb aufgrund der großen Anzahl von Akteuren im Markt: Wie auch in Kenia in den 1990er Jahren haben die letzten zehn Jahre eine hohe Zunahme von Einzelhandelsgeschäften in kleinen Städten zu verzeichnen, die Solar-Produkte direkt an Konsumenten verkaufen. Problematisch ist, dass wegen qualitativ minderwertiger Produkte zum einen und mangelhafter Installation von SHS zum anderen die Anwender sehr oft unzufrieden sind, was das Image von PV zum Teil erheblich geschädigt hat. Hierzu trägt bei netzungebundenen Systemen auch die Batterie bei, die oft nicht optimal betrieben und kaum gewartet wird. Eins der etablierten Großhandelsunternehmen für SHS ist ZARA SOLAR Ltd. Fördergelder von sozialen Investoren und der Regierung Tansanias haben es dem Unternehmen erlaubt, sich zu etablieren sowie qualitativ hochwertige Komponenten und Services anzubieten. Das Unternehmen bietet eine große Bandbreite von SHS an (von 15 bis zu 260 Wp), hat zwei Hauptbüros in und Mwanza sowie ein weit verzweigtes Netzwerk an gut ausgebildeten Technikern, die die Produkte im ganzen Land liefern und installieren. Mehrere etablierte PV-Unternehmen wie Ensol und Rex Solar Energie kündigten an, dass sie den SHS-Markt verlassen und sich verstärkt dem Projektgeschäft zuwenden wollten, da der SHS-Markt zu stark umkämpft sei und die Gewinnmargen im Sektor zu niedrig wären. Eine Erfolgsgeschichte, die es wert ist, erwähnt zu werden, ist SolarAid/ SunnyMoney in Tansania. Diese NGO, die sich zu einem Privatunternehmen entwickelt hat, verkaufte bis Mitte 2013 über Beleuchtungs-Kits in Ostafrika. Im April 2014 hatten sich die Verkäufe mit Sets bereits mehr als verdoppelt. 14% davon wurden im Rahmen der noch laufenden Students Lights Kampagne verkauft, die in 2012 gestartet wurde. Die Students Lights 10 Kampagne ist ein innovatives Distributionsmodell, bei welchem Schulen als Distributionskanal im ländlichen Tansania genutzt werden. Die Zielgruppe dieses Marktsegments sind vor allem Menschen, die in entlegenen Gebieten leben und somit nur schwer erreicht werden können. Daher sind die sogenannten Energieunternehmer ein wichtiger Teil der Lieferkette, die im Rahmen mehrerer geberfinanzierter Programme fortgebildet und unterstützt werden. Ein prominentes Beispiel ist das Developing energy enterprises in East Africa ( ), das von der EU und der dänischen Regierung gefördert 9 Diese Zahl basiert nicht auf akkuraten Daten sondern der Einschätzung von Experten. Es existieren keine genauen Berichte über den Verkauf von Solar PV-Produkten im Land 10 Tanzania, Country Report, Solar Aid, FINAL-web.pdf 22

23 wurde. Im Rahmen dieses Programms wurden über Klein- und Kleinst-Energieunternehmen (MSEE) unterstützt, ihr Geschäft zu entwickeln. 328 dieser Unternehmen liefern PV-Produkte und bieten Dienste in diesem Zusammenhang an, wie z. B. solare Beleuchtung und Handyaufladung. Etliche dieser Energie-Unternehmen sind in Tansania angesiedelt und können von Anbietern von PICO-Systemen zum Vertrieb genutzt werden. Box 2: Das Geschäftsmodell von Mobisol 19 Angestellte, von denen 4 in der Region Ostafrika arbeiten, z. B. in Arusha Produkt: Smartes System (20 Wp 200 Wp), verbunden mit dem Mobilnetz (in Tansania Vodacom und Airtel) Geschäftsmodell: Der Kunde zahlt via M-PESA eine monatliche Gebühr. Das System wird automatisch freigeschalten und liefert Strom an den Kunden Die Systeme werden durch Mikrokredite finanziert und können über einen Zeitraum von 3 Jahren zurückgezahlt werden (12 USD/Monat für 20 Wp, 40 USD für das grösste System) Garantie für 3 Jahre (freie Reparaturen innerhalb dieser Zeit) Partner: Kakute (Tansania) In einer Testphase ( ) wurden rund 300 Anlagen in den Regionen Nakuru (Kenia) und Arusha (Tansania) installiert. Im Januar 2014 zählte Mobisol in Tansania Kunden. Die Kleinunternehmen wurden in den Bereichen Technologie, Buchhaltung, Qualitätssicherung und Marketing trainiert. Zusätzlich wurden sie kontinuierlich von einem Mentor bei der Entwicklung ihres Wirtschaftsplans begleitet. Eine wichtige Komponente des Programms war der Loan Guarantee Fund, der den meisten Energieunternehmen, die aufgrund fehlender Sicherheiten (z. B. Landtitel) normalerweise keine Kredite erhalten, Zugang zur Finanzierung geschaffen hat. Nur wenige deutsche Unternehmen sind in diesem Pico & SHS Segment aktiv. Sie sind vor allem erfolgreich, weil sie nicht nur mit einem Produkt oder einer Lösung, sondern mit einem robusten Geschäftsmodell im Markt sind, wie z. B. dem Pay-as-you-use Modell von Mobisol. 11 Netzungebundenes, professionelles Projektgeschäft Die Systeme in diesem Marktsegment werden nach den spezifischen Anforderungen von (öffentlichen) Elektrifizierungsprogrammen oder von netzfernen Einrichtungen, wie z. B. Schulen, Krankenhäusern oder sogar touristischen Einrichtungen, ausgelegt. Der Hauptunterschied zum Pico & SHS- Markt ist, dass Der Markt ist weniger umfassendere Kenntnisse im Engineering und im Projektmanagement erforderlich sind. preissensitiv als der SHS Markt und es wird mehr Wert auf Qualität, Ausführung und Nachhaltigkeit gelegt. Der Markt ist größtenteils durch Aufträge von Gebern, NGOs oder der Regierung geprägt. Es gibt jedoch auch Anwendungen im netzfernen kommerziellen und industriellen Sektor (z. B. Tourismus, Telekommunikation etc.), wobei hier PV-Systeme normalerweise gekoppelt mit Dieselgeneratoren eingesetzt werden, um die Gesamt-Energiekosten zu reduzieren. Bis heute wurden in diesem Marktsegment Systeme mit einer Gesamtkapazität von ca. 6 MWp für verschiedene Anwendungen in Schulen, Krankenhäusern, Gesundheitszentren, Polizeistationen und in den Bereichen Straßenbeleuchtung, Telekommunikation, kleinen Unternehmen und Haushalten landesweit installiert. Die tansanische Regierung subventioniert die Elektrifizierung von entlegenen öffentlichen Einrichtungen durch PV- Systeme bis zu 100%. In der ersten Tranche des sogenannten "Sustainable Solar Market Package" (SSMP) 12 wurden 382 öffentliche Einrichtungen mit ca. 300 kw Gesamtkapazität elektrifiziert sowie SHS an Haushalte verkauft. Der Kontraktor war die deutsche Firma CAAI (Communication & Accessories International). In der zweiten Runde, die im August 2013 ausgeschrieben worden war, wurden im Jahr 2014 Zuschläge an chinesische und tansanische 11 All Africa, Tanzania: firm taps sun to power rural homes, Sustainable Solar Market Package, 23

24 Unternehmen vergeben, um öffentliche Einrichtungen sowie Dörfer in acht Distrikten zu elektrifizieren. Die tansanische Firma Rex Investments hat den Zuschlag für zwei dieser Distrikte erhalten 13. Im Rahmen des SSMP werden jeweils Verträge für die Bereitstellung und Installation von PV-Systemen ebenso wie für deren Instandhaltung (für fünf Jahre) in einem bestimmten Gebiet geschlossen. Die PV-Systeme für Schulen, Kliniken und andere Sozialeinrichtungen sowie Straßenbeleuchtung werden zu 100% von der Regierung finanziert; zugleich sollen die Kontraktoren PV-Systeme an private Haushalte und Kleinunternehmen verkaufen. So wurde in der zweiten Runde die Anforderung gestellt, dass die Kontraktoren in den ausgewählten Distrikten jeweils einen Jahresumsatz von mindestens zwischen und 1 Mio. USD erzielen müssen. Die PV-Systeme für private Haushalte/ Unternehmen sind teilsubventioniert, z. B. 2,5 USD/ Wp bei Systemen kleiner als 30 Wp und 1,5 USD/ Wp für Systeme bis zu 100 Wp. Neben dem SSMP verfolgt auch das Lighting Rural Tanzania Grant Competition Programme (LRTCP) das Ziel, den Zugang zu modernen Energiesystemen für Haushalte, Unternehmen und öffentliche Einrichtungen zu verbessern 14. Das Programm wurde im Jahr 2010 gestartet. Seitdem wurden drei Wettbewerbsrunden ausgeschrieben. Das Herzstück des Programms ist die Förderung innovativer Vorschläge, die auf die Versorgung mit modernen Beleuchtungssystemen in entlegenen Gebieten abzielen. Im Rahmen des Wettbewerbs 2012 hat die Tanzania Rural Energy Agency 15 Gewinner von 102 eingereichten Projektideen ausgewählt. Der Fokus lag darauf, elektrische Beleuchtungssysteme in ländlichen Schulen und Gesundheitseinrichtungen einzusetzen. Jeder der Gewinner erhielt ca USD von insgesamt 1.5 Millionen USD, die von der Weltbank bereitgestellt wurden. Im Jahr 2014 wurden 20 Projekte ausgewählt; Förderbeitrag pro Projekt war jeweils USD. Thema des Wettbewerbs waren Micro-Grids zur ländlichen Elektrifizierung. Die Projektentwickler in dieser Runde sind u. a. RESCO, Space Engineering Company Ltd, The Masterplan Ltd, GreenLeaf Technology Solutions Company, Rex Energy, ARTI Energy Ltd. etc. Der Großteil der ausgewählten Projekte hat die Elektrifizierung von Dörfern durch (hybride) PV-Micro-Grids zum Gegenstand. Der Wettbewerb (LRTC 2014) hat ca. 2,5 Mio. USD als Gewinn an 20 Projektgewinner ausgeschüttet; im Wettbewerb 2012 wurde ca. 1 Mio. USD ausgeschüttet. Die Projekte aus der wettbewerbsrunde 2012 führten zu einem verbesserten Zugang zu Energie und Beleuchtung für über Menschen und für die Nutzer von 52 öffentlichen Einrichtungen. In Tabelle 12 sind weitere ausgewählte professionelle, netzferne Projekte zusammengestellt, die entweder schon abgeschlossen sind oder momentan noch laufen. Tabelle 13: Ausgewählte netzferne, professionelle Projekte (abgeschlossen oder laufend) Projektname & Standort Geber, Jahr Beschreibung Sustainable Solar Market Package (SSMP), Kigoma Solar energy for schools Solar energy systems for health clinics Tanzania National Parks Kigoma MCC (US Government), kwp Solarenergiesysteme für öffentliche Einrichtungen und SHS. Investment: 4.7 Millionen USD. Durchgeführt von Camco und Rex Energy. USAID, 2012 Umgesetzt von Solar Nexus International. 250 kwp in 900 Schulsystemen. Systemgröße jeweils Wp. USAID TANAPA 21 ländliche Kliniken (6 kwp jeweils), d. h. 126 kwp insgesamt. Umgesetzt von Ensol. 16 Systeme (3.5 kwp pro System), d. h. 56kWp insgesamt. Umgesetzt von Ensol. Lake Basin Clusters EU finanziert, SHS Ausschreibung ( W), insgesamt 1 Million USD. Basiert auf 13 German Energy Desk, AHK Kenia, Interview mit REA, Januar REA, REA,

25 Project 2012 einer TEDAP Initiative und implementiert von Camco. Small solar energy mini-grids set up for rural electrification Various rural electrification projects conducted by NGO TaTEDO Telecoms: Airtel and TTCL REA, 2010 (Lighting Rural Tanzania Competition) TaTEDO Kommerziell 10 kwp in der Serengeti, entwickelt von Carbon X, verbunden mit Lastbegrenzern von 50W (12,000 TZS/ Monat), 100 W und 200 W. Das soziale Unternehmen Devergy implementierte ein kleines Solarenergienetz in Matipwili als erstes Pilotprojekt mit einem pay-asyou-use Ansatz. NGO, die im ländlichen Elektrifizierungsmarkt aktiv ist. Plant zwei dörfliche Inselnetze mit fee-for-service Regelung und Solarkiosks mit produktiver Stromnutzung; Installation von 16 mini-grids in Dörfern, im Rahmen des von EU/ Hivos unterstützten Up-Scaling Access to Integrated Modern Energy Services for Poverty Reduction -Programms. Airtel hat weltweit 3 MWp grüne Stromerzeugungs-Kapazitäten zur Versorgung von Mobilfunkstationen. In Tansania begann Airtel in 2012 mit dem Einsatz Erneuerbarer Energien. Tourism: Tourvest and AfrikaAfrika Kommerziell TTCL installiert Solarenergiesysteme um mehrere netzferne Funktürme zu elektrifizieren. Jedes der Systeme hat ein Volumen von ca. 6 kwp mit Batterie. Siehe Tourvest investiert in ein 15 kwp System für eines seiner Zeltcamps in Tansania (von Südafrika geliefert) und AfrikaAfrika installierte Solarsysteme in zwei seiner Einrichtungen (installiert durch das lokale Unternehmen Voltzcon). Siehe auch Quelle: Energy Desk AHK Kenia, ZMA 2013, aktualisiert Februar Potentiell interessante Kunden für deutsche Lieferanten von netzungebundenen Lösungen im Marktsegment der professionellen kleinen/ mittleren Projekte sind religiöse Zentren. So hat z. B. das deutsche Unternehmen Energiebau Solarstromsysteme bereits im Jahr 2006 ein netzunabhängiges solares Hybridsystem mit Ölgenerator (auf Pflanzenölbasis) für einen Konvent der Vincentianer Schwestern installiert. Das System setzt sich aus einem 8.1 kwp PV- System und einem 30kW Stromgenerator zusammen. Projektpartner war InWent, das heute Teil der GIZ ist. Das Marktsegment der netzunabhängigen, professionellen kleineren/ mittleren Projekte hat ein Volumen von ca. 1 MWp pro Jahr und wächst mit zunehmendem Interesse von Gebern und Privatsektor 16. Installationskosten für diese Projekte sind mit ca USD/ kwp relativ hoch, was vor allem auch auf die logistischen Schwierigkeiten zurückzuführen ist, die entlegenen Teile des Landes zu erreichen. Die Hauptakteure im professionellen, netzunabhängigen Projektgeschäft sind in Tabelle 13 zusammengefasst. Weitere Unternehmen, die in diesem Markt aktiv sind, können dem Anhang entnommen werden. 16 Tansania hat ein weit höheres Niveau von Geber-Investitionen als Kenia in Bezug auf ländliche Elektrifizierung, was offenbar mit der transparenteren und einfacheren Regierung in diesem Bereich zu tun hat. 25

26 Tabelle 14: Ausgewählte Akteure und Distributionskanäle im professionellen netzunabhängigen Projektmarkt Firma Geschäftsfeld Technologie- Lieferland Distributionskanal Anmerkungen Rex Investments Führender Solarenergie Kontraktor Kunden im öffentlichen Sektor (Bildung, Gesundheit, ländliche Elektrifizierung) sowie private Kunden (Hotels, Lodges) Europa, US, China Umfassendes Händlernetzwerk im ganzen Land Kigoma MCC Projekt (größtes PV-Projekt in Tansania), 275 kwp) vor kurzem abgeschlossen Ensol Systemintegrator und Installationsbetrieb. Meistens Projekte im Bereich 1-10 kwp für Geber, NGOs und Regierung Europäische und amerikanische Produkte 3 Branchen in Tansania (u.a. Tourismus) und Netzwerk von Vertragspartnern Umsatz in der Gösse von 200 kwp/ Jahr, Aufwärtstrend Voltzon Systemintegrator und Installationsbetrieb Solarenergiesysteme für Tourismus, Wohnungsbau und Institutionen Europa Victron Wechselrichter (NL) Voltzon ist sowohl ein Großhändler von Victron Wechselrichtern als auch Systemintegrator für Projekte Mehrere Projekte im privaten (Wohnungsbau, Tourismus) und öffentlichen Sektor Großhändler für Victron Wechselrichter Helvetic Solar Große Palette von Solarenergie-Produkten (Pico bis kw) Kunden schließen Privatsektor, Regierung sowie Geber mit ein Europäische und amerikanische Produkte In Arusha, um Zugang zum Tourismus-Sektor im nördlichen Tansania zu haben Ausgezeichnet als Fastest Growing and Number One in den Top 100 der mittleren Unternehmen in Tansania Großhändler, Einzelhändler, Importeur, Zwischenhändler, Systemintegrator und Installationsbetrieb Quelle: Energy Desk AHK Kenia, ZMA Solar & Wind Tansania, Kleine/ mittlere netzgebundene Systeme Insbesondere mit Hinblick auf die im Januar 2014 gestiegenen Stromtarife hat das Interesse der kommerziellen und industriellen Stromverbraucher zugenommen, die angesichts des unzuverlässigen TANESCO-Netzes oft noch 1-2 akkumulierte Tage pro Woche ihren Strom mit Dieselgeneratoren produzieren müssen. 26

27 Es ist damit zu rechnen, dass erste Pilotprojekte 2015/16 realisiert werden. Kapitel 5 zeigt die Potenziale für die einzelnen Sektoren auf. Einige deutsche Firmen wie OneShore haben begonnen, bei einigen potenziellen Kunden Daten-Logger zu installieren, um Lastprofile zu erfassen und die Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage berechnen zu können. Größere netzgebundene Stromerzeugung (IPP & SPP) Bis zum 1. Quartal 2015 wurden keine größeren PV-Anlagen installiert. Wenige großformatige PV-Projekte wurden angekündigt und sind in verschiedenen Entwicklungsphasen. Am dynamischsten entwickelt sich der Bereich der Inselnetze bzw. der SPP (Small Power Producers), zum Beispiel die Hybridisierung der Dieselanlagen, um die Energiekosten zu senken. Der Einspeisetarif für Inselnetze (490 TZS bzw. 28 USD-Cent/ kwh) macht entsprechende Investitionen wirtschaftlich. Es gibt 9.1 Millionen Menschen (1.8 Millionen Haushalte, 20% der Gesamtbevölkerung), die am wirtschaftlichsten durch Inselnetze mit Strom versorgt werden können. Nicht zuletzt zur Förderung von Inselnetzen wurde im Jahr 2008 das Small Power Producer Scheme (SPP) ins Leben gerufen, wie es bereits im Zusammenhang mit dem regulatorischen Rahmen (Kapitel 2) dargelegt wurde. Im Rahmen dieses Programms hat TANESCO bereits mit 13 Entwicklern Small Power Purchase Agreements unterzeichnet, um 56 MW Stromkapazität zu errichten. Sechs dieser Entwickler liefern Strom an Inselnetze. Gegenüber 2013 sind in den letzten 1,5 Jahren lediglich zwei weitere PPAs unterzeichnet worden. Allerdings wurden im gleichen Zeitraum Absichtserklärungen (LOI) mit 16 neuen Projekten geschlossen (Stand Januar 2015: insgesamt 19 LOI), wobei eins aus dem PV-Bereich ist (2 MW, Windpower Serengeti); das andere PV-Projekt (1 MW, ebenfalls Windpower Serengeti) war bereits 2013 in der Pipeline 17. Tabelle 15: Größere netzgebundene Projekte SPP Technologie Kapazität (in MW) Netzanschluss SPPA/ LOI Inbetriebnahme Stromabnahmevertrag unterzeichnet TANWATT Biomasse 1,5 09/ / 2010 TPC Moshi Biomasse 9,0 Hauptnetz 10/ / 2010 Mwenga, Mufindi Hydro 4,0 Hauptnetz 01/ / 2012 Ngombeni, Mafia Biomasse 1,5 Inselnetz 01/ / 2013 Sao Hill, Mufundi Biomasse 6.0 Hauptnetz 02/ / 2014 Symbion-KMRI, Tunduru Biomasse 0,3 Inselnetz 07/ / 2014 Symbion-Kigoma Biomasse 3,3 Inselnetz 12/ / 2014 St. Agnes Chipole, Songea NextGen Solawazi, Kigoma Hydro 7,5 Inselnetz 01/ / 2014 Solar 2,0 Inselnetz 01/ / 2013 EA-Power, Tukuyu Hydro 10,0 Hauptnetz 03/ / 2015 AHEPO, Mbinga Hydro 1,0 Inselnetz 03/ / 2014 Darakuta Hydro 0,24 Hauptnetz 11/ / 2015 Mapembasi Hydropower GESAMT SPPA 56,34 Hydro 10,0 Hauptnetz 01/ / 2016 Absichtserklärung (LOI) unterzeichnet Kikuletwa II, Hydro 7,0 Hauptnetz 10/ Informationen von EWURA, die dem Energy Desk im Januar 2015 zur Verfügung gestellt wurden (in loser Tabellenform) 27

28 Kilimanjaro Mofajus, Mpanda Hydro 1,2 Inselnetz 04/ 2012 Tangulf, Nakatuta Hydro 10,0 Hauptnetz 11/ 2012 Windpower, Mpanda Solar 1,0 Inselnetz 11/ 2012 Nkwilo Hydro Hydro 2,9 Hauptnetz 02/ 2013 Ilundo Community Hydro 0,4 Hauptnetz 03/ 2013 Maguta Hydro Hydro 2,5 Hauptnetz 10/ 2013 Luganga Hydro 2,8 Hauptnetz 10/ 2013 Luswisi Hydro 4,7 Hauptnetz 10/ 2013 Yovi Hydro 2,0 Hauptnetz 12/ 2013 Ilungu Hydro 5,0 Hauptnetz 12/ 2013 Ulaya Hydro 02/ 2014 Momba Hydro 10 02/ 2014 Windpower Serengeti/ Energio Verda PV 2,0 Inselnetz 07/2014 Ilondo Hydro 10 Hauptnetz 09/ 2014 Lyamanji Hydro 2,3 Inselnetz 09/ 2014 Waste-to-Energy Biomasse 5,0 Hauptnetz 09/ 2014 Lwega Hydro 5,0 Inselnetz 09/ 2014 Mpanga Hydro 5,8 Hauptnetz 10/ 2014 GESAMT LOI 79,6 Quelle: von EWURA zur Verfügung gestellte Informationen, Januar Wie die Tabelle aufzeigt, gibt es nur drei PV-Projekte, die seit zwei Jahren in der Entwicklung sind und im Rahmen von Inselnetzen realisiert werden sollen. Die Entwickler sind Next Generation und Windpower. - NextGen Solar plant ein 5-MW-Projekt. Nachdem im Januar 2013 das PPA mit TANESCO unterzeichnet worden war, verhinderten eine Reihe von Themen bzw. Nachverhandlungen die Implementierung des Projektes: NextGen versuchte vor allem eine längere Laufzeit des PPA (25 Jahre statt 15 Jahre) auszuhandeln. Außerdem war die Währung, in der der Strom von TANESCO bezahlt werden soll, umstritten: Laut standardisiertem PPA- Schema zahlt TANESCO in TZS; NextGen favorisierte USD. Zudem waren die Kosten für die Anbindung an das Inselnetz Diskussionspunkt. Eigentlich sind die kompletten Anbindungskosten vom Entwickler bzw. Projekteigner zu zahlen; man einigte sich in diesem Fall darauf, dass NextGen nur die Kosten für das Umspannwerk tragen muss, während REA die Leitungen zahlen wird. Den Erfolg der Pilot-Anlage in Kigoma vorausgesetzt, will NextGen in mehreren Inselnetzen insgesamt 40 MWp Kapazitäten installieren (Investment von ca. 120 Millionen USD). - Windpower Serengeti zusammen mit Energio Verda entwickelt eine 1-MWp-Solarstromanlage, um ein 2.5 MW TANESCO-Inselnetz in Mpanda (Rukwa Region) zu hybridisieren. Das Unternehmen hat bereits Machbarkeitsstudien abgeschlossen, Landrechte gesichert und die Umweltverträglichkeitsprüfung durchgeführt. Zudem haben sie eine Absichtserklärung mit TANESCO unterzeichnet. Das Projekt fällt unter die SPPA- Regelung und hat eine vorläufige Lizenz von EWURA erwirkt. Windpower Serengeti und Energio Verda suchen momentan nach Investoren, um mit der Projektumsetzung zu beginnen. Eine Teilfinanzierung wird von EEP erbracht. Für den Fall dass das Mpanda Projekt erfolgreich ist, wurden bereits zwei weitere Inselnetze zur Hybridisierung identifiziert. Eine 2-MW-Anlage wird für den Standort Sumbawanga im Südwesten des Landes geplant. Auch hierfür wurde bereits mit TANESCO ein LOI unterzeichnet. Über die Einspeisetarife und die standardisierten Stromabnahmeverträge hinaus fördert die tansanische Regierung kleine Stromerzeuger durch folgende Anreize: 28

29 80% der Kosten, die bei Vorarbeiten wie der Durchführbarkeitsstudie, Umweltverträglichkeitsprüfung etc. anfallen, werden subventioniert und an den Projektentwickler gezahlt (bis zu USD/ Projekt). 500 USD/ Netzanschluss werden an den Projekteigner gezahlt, um die Anbindung von möglichst vielen Energieverbrauchern zu stimulieren. Diese Anreize werden im Rahmen des Tanzania Energy Development and Access Project (TEDAP) gegeben und zum großen Teil von der Weltbank finanziert (einschl. einem 44 Mio. USD Kredit und 6,5 Mio. USD Zuschuss). Die Hybridisierung von bestehenden Inselnetzen ist in diesem Zusammenhang grundsätzlich auch förderwürdig, aber es ist nur möglich, die Kosten für Vorarbeiten (z. B. Machbarkeitsstudie) subventioniert zu bekommen; die Anschlüsse werden natürlich nicht mehr gefördert, da dies einer Ex-Post-Förderung gleichkäme. 17 von TANESCO betriebene Inselnetze (mit Diesel-Stromerzeugung) könnten mit Hilfe von PV, Windkraft oder anderen erneuerbaren Energien hybridisiert werden. Einige dieser Standorte sind zum Beispiel Mafia Island, LIwale, Kibondo, Biharamulo, Kasulu und Loliondo. Lokale Unternehmen haben Interesse gezeigt, Solarprojekte für diese Standorte zu entwickeln, sind aber noch nicht weit fortgeschritten. Das Haupthindernis in der Entwicklung dieser Projekte ist die geringe Kreditwürdigkeit bzw. Zahlungsfähigkeit von TANESCO, dem einzigen Abnehmer des Stroms. Außerdem bremst die Ausgestaltung des Einspeisetarifs mögliche Investitionen aus: Der Einspeisetarif wird in Tansanischen Shilling (TZS) festgelegt und zudem auf Basis der Vermeidungskosten in der Erzeugung jährlich berechnet; beides impliziert aus Sicht der potenziellen Investoren Risiken. Der standardisierte Stromabnahmevertrag (einschl. der Einspeisetarife) steht allerdings gegenwärtig auf dem Prüfstand und wird überarbeitet. Es ist abzuwarten, inwieweit sich das SPPA-Schema entlang der aktuellen Reformierung der Einspeiseregelung ändern wird. Laut TANESCO sollen zum Beispiel die eingespeisten kwh in USD (anstatt wie bislang in TZS) vergütet werden. Abgesehen von Projekten, die in eines der TANESCO-Inselnetze einspeisen wollen, gibt es Ansätze, in Inselnetze zu investieren und den Strom an die Endverbraucher zu verteilen. Laut Gesetz ist es möglich, eine entsprechende Lizenz für die Verteilung zu erwerben; Tarife müssen kostenbasiert und unter Berücksichtigung einer angemessenen Gewinnmarge. JUMEME, ein Joint Venture aus der deutschen Firma INENSUS und ihrem tansanischen Partner, wird in den nächsten Wochen mit dem Bau von 100 kw Inselnetzen beginnen: In einer ersten Phase sollen 16 Dörfer mit Einwohnern elektrifiziert werden. Die Inselnetze werden auf Inseln im westlichen Lake Victoria installiert. Unter 100 kw können Strom-Einzelhandelstarife frei festgesetzt werden, ohne dass EWURA zustimmen muss. Die Regulierungsbehörde schreitet nur ein, falls mindestens 15% der Stromverbraucher Beschwerde einlegen. Im Jahr 2013 wurde die Machbarkeitsstudie erstellt, die Umweltverträglichkeitsprüfung wurde 2014 durchgeführt und inzwischen steht auch die Eigenkapitalfinanzierung. Zum Teil wird das Projekt mit EU-Mitteln bezuschusst; Eigenkapital wird von einem Energieversorger eingebracht. 29

30 Relevante internationale Kooperationsprojekte Tansania erhält im Energiesektor, u. a. für erneuerbare Energien und ländliche Elektrifizierung, erhebliche Unterstützung durch seine Entwicklungspartner. Die Verpflichtungen der Geber beliefen sich in 2013 auf insgesamt 1 Mrd. USD, von denen 350 Mio. USD auf die Förderung von erneuerbaren Energien entfallen 18. Tabelle 16: Internationale Kooperationsprojekte Projekt/ Geber Merkmale/ Programm-Komponenten TEDAP - Finanziert von Weltbank Mio. USD IDA Kredit und 6,5 Mio. USD Zuschuss von GEF: o REA hat 44,2 Mio. USD vom IDA Kredit und vom GEF Zuschuss für ländliche Elektrifizierung erhalten; o 23 Mio. USD Kreditlinie, um über lokale kommerzielle Banken langfristige Finanzierung für kleine EE-Projekte zur Verfügung zu stellen (Inselnetze und einzelne, netzungebundene Systeme). - Entwicklung des Rechtsrahmens für kleine Stromerzeuger (SPP), die ins Netz eispeisen wollen - Im Detail: o Unterstützung von SPPs Zuschüsse für Vorarbeiten (z. B. Machbarkeitsstudie), 500 USD/ Anschluss; o Förderung von netzungebundenen Systemen mittels SSMP ( 2,5 USD/ Wp für Systeme bis zu 30 W, 1,5 USD/ W für Systeme Wp) und Lighting Rural Tanzania ( Zuschuss bis zu USD/ Gewinner). SREP - Investitionsplan: 719 Mio. USD - Finanziert von verschiedenen Gebern Mio. USD für netzferne Elektrifizierung (150 Mio. USD für Inselnetze, 31 Mio. USD für netzungebundene Systeme) - Finanzier: 50 Mio. USD Weltbank, 30 Mio. USD Privatsektor, 28 Mio. USD kommerzielle Banken, 47 Mio. USD andere Entwicklungspartner etc. - Prioritäten: o Erneuerbare Energien für ländliche Elektrifizierung, mit Schwerpunkt auf EE Inselnetze und netzunabhängige PV-Systeme; o Entwicklung von Geothermie-Kraftwerken; o Alternative Biomasse Optionen. - Ziele für netzferne Elektrifizierung: Insgesamt 47,5 MW, für Verbraucher (Haushalte und andere), 2,2 Mio. Menschen: o 45 MW (25 x 1,8 MW) EE Inselnetze; o 0,3 MW (50 x 6 kw) Kleinst-Inselnetze; o Unterstützung für SSMP 0,8 MW (4.400 öffentliche Einrichtungen à 180 W) und 1,4 MW ( Haushalte à 20 W). GIZ/ KfW Millennium Challenge Corporation Komponente der Technischen Zusammenarbeit (durchgeführt von der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH): - Unterstützung zur Entwicklung eines Förderrahmens, z. B. o Überarbeitung der Prozedere für Verträge und Lizenzvergaben (bei EE Investitionen); o Überarbeitung bestehender Regularien für die Einbeziehung des Privatsektors in die Entwicklung von EE. - Sicherung der Nachhaltigkeit von EE Investitionen, z. B. o Überwachung der Qualität von EE Komponenten und Systemen; o Schaffung von best practices und Entwicklung von EE Richtlinien. - 5 Jahre ( ) Compact Programme (698 Mio. USD) zur Armutsbekämpfung und Wirtschaftsförderung durch Investitionen in Transport, Energie und Wasser - Energiesektor-Programm: 207 Mio. USD für 18 Ministry of Energy and Minerals, Scale-up Renewable Energy Program, Investment Plan Tanzania, April 2013, S

31 o Unterwasser -Übertragungsleitung vom Festland zur Insel Unguja Island (Sansibar) und Erweiterung des Verteilungsnetzes; o Erneuerung der bestehenden Stromverteilungs-Infrastruktur und Ausweitung einiger Verteilungsleitungen in bislang netzferne 6 Gebiete (Mwanza, Iringa, Mbeya, Dodoma, Tanga, Kigoma and Morogoro). - Finanzierung eines SSMP-Projektes in der Region Kigoma zu Gunsten von 25 Dörfern, einschließlich 14 Gesundheitszentren, 116 Apotheken, 130 Impf-Kühlschränken und 45 Sekundarschulen - Zweites MCC Compact Programm mit Mio. USD bewilligt DFID - 50 Mio. British Pounds East Africa - Internationaler Förderfonds für grüne Inselnetze Unterstützung für Machbarkeitsstudien und Vorbereitungsstudien, - Multi-Country Loan und PGR Fond Bereitstellung vorrangiger Darlehen + Teil- Garantien für Abnahmerisiken - Länderspezifische Projektentwicklung und Impact -Fond Unterstützung von Projektentwicklung, Mobilisierung örtlicher Gemeinden sowie Unterstützung bei der Finanzierung für Endnutzer. NORAD Finanzierung der Erarbeitung des Rural Electrification Investment Prospectus SIDA - Einer der wichtigsten Geber des TEDAP, das von der Weltbank implementiert wird - Bereitstellung von Dienstleistungen zur Unterstützung von Solarunternehmen bei der Entwicklung ihrer Geschäfte, in 16 Regionen (d. h. technisches und kaufmännisches Training für Solar-Einzelhändler, Techniker etc.) Quelle: Energy Desk, AHK Kenia, ZMA Solar PV & Wind Tansania, 2013; aktualisiert Februar Das RTAP Programm (siehe Box 3), welches sich von Kenia aus verbreitet, zielt insbesondere auf Privatsektor getriebene Investitionen in EE und Energieeffizienz ab. Box 3: Regional Technical Assistance Program (RTAP) Das Regional Technical Assistance Program (RTAP) der Kenya Association of Manufacturers (KAM) weitete seine 30 Millionen Euro-Kreditlinie ab Juni 2013 auf Tansania aus (auch hier mit 30 Mio. Euro). Im ersten Jahr sollen über die Kreditlinie Projekte von insgesamt bis zu 12 Mio. US-Dollar finanziert werden. Die Finanzmittel werden durch die Bank of Africa Tanzania durchgeleitet. Aufgrund des niedrigen Kredit-Rating von TANESCO, sollen im Rahmen des RTAP Projekte gemieden werden, die in das öffentliche Stromnetz von TANESCO einspeisen. Vielmehr wird der Fokus auf kleine und mittelgroße Projekte gelegt werden (z. B. Eigenverbrauch). Die Confederation of Tanzanian Industries ist ein Partner in dem Projekt, der durch das Programm gestärkt werden soll, mit Blick auf PV eine ähnliche Multiplikatorenrolle wie KAM in Kenia zu spielen. Zielsektoren umfassen Landwirtschaft, produzierendes Gewerbe und Tourismus. RTAP baut derzeit die Projekt- Pipeline für die nächsten 2-3 Jahre auf. Es wird erwartet, dass die Gelder bzw. Kredite bereits in 1,5 Jahren ausgegeben sein werden. Die größten eingegangenen Projektvorschläge haben eine Größenordnung von 2-3 Mio. US Dollar und kommen aus dem Landwirtschafts- und Tourismussektor. Ein großer Anteil der vorläufigen Pipeline sind Solar-Energie Projekte. Zinsraten für die Finanzierungen betragen grds % für Kredite in Tansania Schilling (TZS) und 12-15% auf US Dollar Kredite. In Anbetracht des Programmziels, flankierend zur Finanzierung Akteure in Bezug auf die Projektentwicklung und-umsetzung zu stärken und somit technische Risiken zu senken, können laut der Bank of Africa die Zinsraten auf bis zu 15% (TZS) und 9-10% (US Dollar) reduziert werden. 31

32 5. Marktpotential 5.1. Ländliche Elektrifizierung Laut National Electrification Programm Prospectur (2014) sollen bis zum Jahr Siedlungen an das öffentliche, zentrale Stromnetz angeschlossen werden; Siedlungen verbleiben für eine Elektrifizierung durch Inselnetze 19. Bis heute basieren die Inselnetze in Tansania hauptsächlich auf thermischer Stromerzeugung, Wasserkraft und Biomasse. REA ist aber bestrebt, hybride PV-Inselnetze zu bauen. Da Regenfall und Solar-Einstrahlung negativ miteinander korrelieren, ist man besonders an der Kopplung von Wasserkraft und PV interessiert. Der Power System Master Plan (PSMP) sieht die Installation von 120 MWp bis 2016/ 17 vor.. Der National Electrification Prospectus hat insgesamt 93 Zentren (mit knapp Anschlüssen) identifiziert, die mindestens Einwohner zählen und am wirtschaftlichsten mit PV-Diesel-Hybridanlagen versorgt werden sollten. Dabei handelt es sich um Zentren, die erst nach 2020 an das Hauptnetz angeschlossen werden. Zudem gibt es 416 Zentren, die selbst nach 2022 nicht an das zentrale Stromnetz angeschlossen werden, aber alle mehr als Einwohner und soziale Einrichtungen wie Schulen und Apotheken haben 20. So haben PV-Inselnetze für die tansanische Regierung hohe Priorität, sowohl auf dem Greenfield privat entwickelte Inselnetze als auch Inselnetze der Regierung. Derzeit gibt es 17 Inselnetze, die von TANESCO betrieben werden 21, die das Potenzial zur Hybridisierung, d. h. Kopplung mit einer PV-Anlage, haben (s. SREP/ PSMP). Grundsätzlich sind Projekte zur Einspeisung in die TANESCO Inselnetze recht attraktiv: Der Einspeisetarif 2014 betrug 28 USD-Cent; in 2015 wird sich dieser Tarif sehr wahrscheinlich nicht ändern. Allerdings werden Investoren vorsichtig, da TANESCO sehr oft seinen Zahlungsverpflicihtungen aus den PPA nur verzögert nachkommt; in 2013/14 mußte die Weltbank TANESCO finanziell unter die Arme greifen, damit die Zahlungsverpflichtungen erfüllt werden konnten. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, nicht nur in Erzeugungsanlagen zwecks Einspeisung in das Netz (Hauptnetz oder Inselnetze von TANESCO), sondern auch in das Inselnetz selbst zu investieren. Unternehmen wie INENSUS machen dies zum Beispiel, wie in Kapitel 4 dargestellt wurde. Dabei können Stromtarife frei festgelegt werden (ohne Genehmigung durch EWURA), sofern sich nicht mehr als 15% Prozent der Kunden bzw. Stromverbraucher beschweren PV-Hybridsysteme zum Eigenverbrauch im kommerziellen-industriellen Sektor Anders als im Bereich großer Solarkraftwerke gibt es im kommerziellen und industriellen Sektor durchaus Potenzial sowohl für netzungebundene Systeme (als Ersatz für Dieselstrom) als auch für netzgekoppelte Anlagen als Alternative zu unzuverlässigem Netzstrom. Hier handelt es sich um einen allmählich entstehenden, komplett nicht erschlossenen Markt. Dieses Kapitel beschäftigt sich mit Opportunitäten für erneuerbare Energien in den einzelnen kommerziellen und industriellen Sektoren der tansanischen Wirtschaft. Die Analyse beginnt mit einen Überblick über die sektorale Struktur des BIP (Abbildung 4); ausgewählte, vielversprechende Sektoren werden dann im Einzelnen mit Blick auf Chancen für PV-Hybridsystemerläutert. 19 United Republic of Tanzania, National Electrification Program Prospectus, 2014, S. 7 ff. 20 Vgl. United Republic of Tanzania, National Electrification Program Prospectus, Interview mit Patrice Tsakhara, Principal Engineer Small Power Projects, TANESCO, Januar

33 Abbildung 4: Sektorale Struktur des BIP Quelle: The Economist Intelligence Unit, Country Risk Service Tanzania, 12/ 2014 Die Wirtschaft Tansanias hängt stark von der Landwirtschaft, dem Dienstleistungssektor und dem Tourismus ab. Der Tourismus allein trägt fast 50% zum BIP bei; der Agrarsektor hat einen Anteil von 24.6% am BIP und beschäftigt Zweidrittel der arbeitenden Bevölkerung. Weitere Wachstumssektoren sind der Bau, das produzierende Gewerbe und der Bergbau. Das verarbeitende Gewerbe, der Bergbau ebenso wie der Dienstleistungssektor sind in hohem Maße auf zuverlässige, günstige und nachhaltige Stromversorgung angewiesen. Tansania hat auch signifikante mineralische Ressourcen, die noch relativ unerschlossen sind. Geplante Bergbauprojekte werden in naher Zukunft zum Wirtschaftswachstum beitragen und zu steigendem Energieverbrauch führen. Das Land hat geschätzte 144 Millionen Tonnen Goldreserven, 536 Millionen Tonnen Kohle, 33 Billionen Kubik-Fuss Gasreserven und umfassende Vorkommen anderer Mineralien, einschließlich Uran, Nickel und wertvolle Steine Potenziale für PV-Hybridsysteme im Landwirtschaftssektor Der Anteil des landwirtschaftlichen Sektors am BIP ist im Zeitraum von 30% auf 23,8% gesunken 23. Allerdings sind im Landwirtschaftssektor immer noch 75% aller Beschäftigten tätig. Es wird erwartet, dass der Anteil des Agrarsektors am BIP weiter zurückgehen wird; mit 5% wird er weniger wachsen als die Gesamtwirtschaft, was auf den relativ geringen Einsatz moderner Agrartechnik zurückgeführt wird. Da der Sektor der wichtigste Arbeitgeber ist, fördert die Regierung zunehmend die Bewässerung von Ackerflächen im Rahmen des Programms Big Results Now (BRN) sollen z. B. 78 bewässerte Reisplantagen entstehen und die Zusammenarbeit von Kleinbauern mit Agrargroßbetrieben, um die Erträge von den Kleinbauern erheblich zu steigern. Im sogenannten Southern Agricultural Growth Corridor of Tanzania (SAGCOT) sollen über einen Zeitraum von 20 Jahren private Investitionen in Höhe von 2,1 Mrd. USD angestoßen werden; der öffentliche Sektor hat 1,3 Mrd. USD zugesagt 24. Es ist damit zu rechnen, dass etliche landwirtschaftliche Betriebe, darunter auch große, sich in diesem Korridor ansiedeln werden, die potenzielle Kunden im Bereich EE darstellen dürften. Landwirtschaftliche Betriebe sind potenzielle Anwender von PV-Hybridsystemen, um vor allem Strom vom TANESCO- Netz zu ersetzen und damit die Energiekosten zu senken. Im Folgenden werden die einzelnen Sub-Sektoren untersucht: - Sisalfarmen - Teeindustrie - Kaffeeindustrie - Hortikultur (Blumen, Gemüse, Obst) Ministry of Agriculture, und Tanzania National BUreau pof STatistics and Bank of Tanzania, computations 24 SAGCOT,

34 Sisalfarmen Box 3: Basisinformationen zu Sisal (Agave sisalana) Die Sisalpflanze ist eine einkeimblättrige Pflanze, die zur Familie der Agavengewächse gehört. Es gibt sie mit oder ohne Stamm, der eine Höhe von 40 cm bis 100 cm erreicht. Darauf bildet sich eine Rosette mit bis zu 2 m langen und 8 cm bis 15 cm breiten fleischigen Blättern. Eine ausgewachsene Pflanze kann einen Durchmesser bis zu 2 m erreichen. Die Agave wird zwischen 6 und 12 Jahre alt und stirbt nach ihrer ersten Blütezeit. Sie vermehrt sich ungeschlechtlich und bildet vor ihrem Tod Brustknospen, die abfallen und zu neuen Pflanzen heranwachsen. Sisal wächst am besten unter trockenen klimatischen Bedingungen und braucht eine durchschnittliche Temperatur zwischen 27 und 32 C (Mindesttemperatur 16 C). Er reagiert empfindlich auf große Temperaturschwankungen und benötigt ausreichend Niederschlag und gute Nährstoffversorgung. Am häufigsten findet man die Pflanze in Brasilien, sie wird aber auch in Mexiko, Kenia, Tansania, Madagaskar, China, Venezuela, Haiti und Kuba angebaut. Jede Pflanze hat 210 bis 250 Blätter, in denen sich jeweils bis Faserstränge befinden. Die Fasern sind sehr hart und werden im Gegensatz zu Weichfasern wie Baumwolle, Hanf oder Jute zur Verarbeitung von groben Garnen genutzt. Bei der Ernte werden die Blätter dicht am Stamm abgeschnitten und anschließend in einem sog. Dekortikator maschinell aufbereitet. Hierbei wird das Blattgewebe entfernt. Die so gewonnenen Fasern müssen sorgfältig gewaschen werden, um die anhaftenden Gewebe zu entfernen. Sonst werden die Fasern fleckig. Danach werden die Fasern auf Trockengestellen ausgebreitet und in der Sonne getrocknet. Dabei werden die Fasern gebleicht. Durch "Bürsten" (Abklopfen) werden nach dem vollständigen Trocknen die steifen Fasern wieder geschmeidig gemacht, gestreckt und Kurzfasern entfernt. Anschließend werden die Fasern unter hohem Druck in Ballen verpackt und evtl. verschickt Sisalfasern nutzt man vor allem zur Herstellung von Garnen, Seilen, Teppichen, Fischernetzen oder als Füllstoff von Matrazen und anderen Möbelstoffen oder Poliermittel. Tansania ist Afrikas größter Sisalproduzent 25 : Im Jahr 2012 wurden Tonnen Sisal produziert, was 60% der Gesamtproduktion auf dem afrikanischen Kontinent entspricht. Bis zum Jahr 2030 soll das Produktionsvolumen auf Tonnen gesteigert werden. Der Sektor ist wichtig für das Land: er beschäftigt mehr als Menschen und ist der viertgrößte Agrarsektor in Tansania. Darüber hinaus ist es ein wesentlicher Devisenbringer: Mehr als 50% der Sisalfaser wurden 2012 exportiert, hauptsächlich nach Saudi Arabien (33%), Großbritannien (27%) und China (21%). Abbildung 5: Sisalproduktion in Tansania, Eine Tonne Sisal wird 2015 offiziell mit USD 26 gehandelt; einige Sisalfarmer verkaufen aber die Faser offenbar weit darüber, z. B. zu USD. Quelle: Sisal Board, Tanzania Nachdem die Sisalindustrie in Tansania bis 1998 in staatlichen Händen und relativ ineffizient war, erlebte sie um die Jahrtausendwende eine Wiederbelebung, als die Staatsbetriebe privatisiert wurden. Nachdem die weltweite Produktion mit der aufkommenden Synthetik Industrie zurückgegangen war, hat die Sisalproduktion in den letzten Jahren wieder deutlich zugelegt. Eine 25 Tanzania Sisal Board, Persönliches Gespräch mit lokalen Sisalfarmen, Januar

35 der wesentlichen Ursache ist, dass Sisal wiederverwertbar ist und daher im Zuge der Umstellung auf umweltfreundliche Produkte wieder verstärkt Einsatz findet. Laut Sisal Board Tanzania gibt es 13 Sisalfirmen, die mit ca. 63% zur gesamten Produktion beitragen. Die restlichen 37% werden von Sisal-Kleinfarmern produziert. Die Sisalproduktion konzentriert sich im Wesentlichen auf zwei Regionen, zum einen auf die Region Tanga (60% des Anbaus) und Morogoro. Tabelle 17: Führende Sisalfarmen in Tanzania Firma Beschreibung METL Mohammed Enterprises Tanzania Ltd. Sisalfaserproduktion: Tonnen/ Jahr auf ha Anbaufläche, in Tanga, Kilimanjaro, Morogoro und Küstenregion Produktion erfolgt mit 7 Dekortikators Ausbaupläne: Erhöhung der Kapazität auf Tonnen/ Jahr Großteil der produzierten Sisalfaser wird in der Weiterverarbeitung zu Sisaltaschen und säcken (z. B. für die Kaffeeindustrie) in der Fabrik bei Morogoro genutzt. Der Rest wird in den Mittleren Osten, nach Europa, Nigeria und Indien exportiert. Amboni Plantations 3 Plantagen (Kigombe, Sakura, Nwera) mit einer Gesamtproduktion von 670 Tonnen/ Monat Katani Ltd. 5 Plantagen mit ca ha jeweils im Durchschnitt Als die Sisalindustrie in 1998 privatisiert wurde, hat KATANI 5 von insgesamt 14 Farmen erworben Produktion von insgesamt rund 400 Tonnen/ Monat Jede Plantage hat 2 Dekortikator, aber nur 1 Maschine ist jeweils in Betrieb Ein Teil der Sisalfaser wird in der eigenen Fabrik zu Teppichen und Seilen weiterverarbeitet; das Werk in Ngomeni in Muheza District - Tanga Region hat eine Kapazität von Tonnen. KATANI hat durch seine Tochtergesellschaft MES in 2007 in eine Biogasanlage von 300 kw investiert, die seither allerdings aus technischen Gründen kaum in Betrieb ist. Quelle: Zusammengestellt auf Basis der Webseiten und der persönlichen Gespräche, PV-Potenzial auf Sisalfarmen Für die Wirtschaftlichkeit von PV-Systemen auf Sisalfarmen ist von Vorteil, dass während des gesamten Jahres laufend produziert wird und daher keine Saisonalität besteht. Zudem sind die Dekortikator-Maschinen mindestens zehn Stunden/ Tag im Einsatz, manchmal sogar im Zwei-Schicht-Betrieb fast rund um die Uhr. Im Folgenden werden 2 Fallstudien dargestellt: (1) Amboni Plantations Amboni Plantations Ltd. ist einer der führenden Sisalproduzenten in Tanzania. Derzeit produzieren sie auf ihren drei Plantagen 670 Tonnen/Jahr, wobei ein Ausbau der Produktion geplant ist. So sollen auf der KIGOMBE Plantage zum Beispiel drei statt bisher zwei Dekortikatoren im Parallelbetrieb laufen. Aufgrund von Umweltauflagen in Bezug auf die 35

36 Deponierung von Sisal-Abfällen ist dies nur möglich, wenn ein Dekortikator an einem anderen Ort aufgestellt wird. Hierfür ist eine Fläche in einer Entfernung von 1 km vom Stromnetz ins Auge gefasst worden. Die Investition in eine PV- Hybridanlage wird ins Auge gefasst und soll entsprechend geprüft werden. Die Versorgung aus dem Netz ist unzuverlässig, wenngleich auf der Kigombe Plantage nur 15% des Strombedarfs über Dieselgeneratoren abgedeckt werden müssen. Auf Sekura, einer weiteren Plantage, beläuft sich der Anteil von Dieselbasiertem Strom auf 35%. Insgesamt beabsichtigt AMBONI unabhängiger von der öffentlichen Stromversorgung zu werden, nicht nur für KIGOMBE sondern auch für die anderen Plantagen in Tanzania (und Kenia). Tabelle 18: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AMBONI - Fakten & Berechnung Last 1 Dekortikator 170 kw Annahmen Mindestens 10 Stunden während des Tages in Betrieb (7:00 18:00 Uhr) Größe des Dieselgenerators 200 kw (250 kva) Um effizient zu laufen, soll ein Dieselgenerator wenn er denn läuft mindestens zu 30%-40% ausgelastet sein. Empfohlene Größe der PV-Anlage 120 kw (200 kw x 0,4) Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (120 kwp System) Ersetzen von Strom (aus Netz und von Dieselgenerator) Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) kwh/ Jahr kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Angesichts der Betriebszeit des Dekortikators kann der Solarertrag vollständig genutzt werden 0,17 USD-Cent kwh 13% des benötigten Stroms werden mit Diesel produziert; der Rest wird aus dem Netz bezogen. Energiekosten-Einsparungen (PV 120 kw) Amortisationszeit USD ( kwh x 0,17 USD-Cent) 6,6 Jahre Dieselpreis: TZH/ Liter (1,14 USD); 44 USD-Cent/ kwh Strompreis (einschließlich Leistungspreis und Grundgebühr): 215 TZS (12,3 USD-Cent) Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Energiekosten-Ersparnisse und letztlich die Amortisationszeit sind natürlich sensitiv gegenüber den LCOE sowie Faktoren, wie z. B. etwaige Finanzierungskosten: 36

37 Tabelle 19: Sensitivitätsanalyse, AMBONI Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 26 USD-Cent/ kwh 4 Jahre (anstelle von 0,17 USD-Cent); 26 USD-Cent sind die LCOE auf SAKURA, einer weiteren Plantage von Amboni Finanzierungskosten 70% Kreditfinanzierung (statt 100% Eigenkapitalfinanzierung) 7% Zinsrate auf Kredit in Auslandswährung (z. B. USD) 6 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital) 12 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital und 70% Kredit) Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. (2) Katani Katani ist nach Amboni und METL der drittgrößte Sisalproduzent im Land: Auf fünf Plantagen werden rund 400 Tonnen/ Monat Sisalfaser gewonnen. Katani hat neben eigenen Plantagen auch eine vertragsmäßige, umfassende Zusammenarbeit mit kleinen Sisalfarmern. Ein Teil der Produktion wird in einer eigenen Fabrik zu Produkten wie Teppichen und Seilen verarbeitet. Interessant ist KATANI, da die Firma in 2007 dank eines Kooperationsprojektes mit UNIDO eine Biogasanlage mit einer installierten Kapazität von 300 kw errichtet hat. Die Investitionskosten beliefen sich auf USD/ kw, also insgesamt 1,59 Mio. USD. Die Biogasanlage ist darauf ausgelegt, vollständig autark von der öffentlichen Stromversorgung zu werden. Werden damit zwei Dekortikatoren (à 150 kw) betrieben, beläuft sich die Amortisationszeit auf zwölf Jahre. KATANI befindet sich in der Phase zu entscheiden, inwieweit sie erneuerbare Energien auch auf ihren anderen vier Plantagen einsetzen wollen. Alle Plantagen haben zwei Dekortikatoren, wobei derzeit nur einer jeweils in Betrieb ist. Tabelle 20: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, KATANI Fakten & Berechnung Annahmen Last 192 kw 1 Dekortikator 112 kw 34 kw (für 3 Bürsten) 38 kw (für Presse) 7,5 kw (für Werkstätte) Mindestens 10 Stunden am Tag in Betrieb (6:00 16:00 Uhr) Größe des Dieselgenerators 200 kw (250 kva) Um effizient zu laufen, soll ein Dieselgenerator wenn er denn läuft mindestens zu 30%-40% ausgelastet sein. Empfohlene Größe der PV-Anlage 120 kw (200 kw x 0,4) Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (120 kwp System) kwh/ Jahr kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) Ersetzen von Strom (aus Netz und kwh/ Angesichts der Betriebszeit des Dekortikator kann der 37

38 von Dieselgenerator) Jahr Solarertrag vollständig genutzt werden Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) Energiekosten-Einsparungen (PV 120 kw) Amortisationszeit 0,18 USD-Cent/ kwh (0,4 USD x 0,17 + 0,14 USD x 0,83) USD ( kwh x 0,18 USD-Cent) 6,2 Jahre 17% des benötigten Stroms wird mit Diesel produziert; der Rest (83%) wird aus dem Netz bezogen (siehe Rechnung links). Dieselpreis: TZH/ Liter (1,14 USD); 44 USD- Cent/ kwh Strompreis (einschließlich Leistungspreis und Grundgebühr): 250 TZS (14,0 USD-Cent) Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Energiekosten-Ersparnisse und letztlich die Amortisationszeit sind natürlich sensitiv gegenüber den LCOE sowie Faktoren, wie z. B. etwaigen Finanzierungskosten: Tabelle 21: Sensitivitätsanalyse, KATANI Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 15 USD-Cent/ kwh 7,5 Jahre (anstatt von 0,18 USD-Cent); 15 USD-Cent/ kwh wurden von KATANI als Preise/ kwh genannt (4 Mio. TZS/ Monat für kwh/ Monat) Finanzierungskosten 70% Kreditfinanzierung (statt 100% Eigenkapitalfinanzierung) 7% Zinsrate auf Kredit in Auslandswährung (z. B. USD) 5 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital) 11 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital und 70% Kredit) Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort Tee-Industrie Mit Tonnen Tee (2012/ 2013) ist Tansania nach Kenia, Malawi und Uganda Afrikas viertgrößter Teeproduzent; in den Jahren 2001/ 02 wurden lediglich Tonnen produziert 27. Die Anbaufläche beläuft sich auf insgesamt Hektar (ha) und verteilt sich im Wesentlichen auf drei Regionen: Southern Highlands, North East Zone und North West Zone. Der Tee wird zu 67% (2012/ 13) von großen Teeplantagen produziert, die insgesamt 50% der Anbaufläche halten und im Durchschnitt mehr als ha jeweils besitzen; die restlichen 33% werden von Kleinfarmern angebaut und produziert, die im Durchschnitt weniger als 1 ha bewirtschaften. Die größten Hersteller sind Unilever (31% Marktanteil, drei Fabriken), Mufindi Tea (19% Marktanteil, drei Fabriken), Kibena Ltd (9%) und Eutco (7%). 27 Tea Statistical Report for July to September 2013, Tea Board of Tanzania,

39 Obwohl die Kleinfarmer ebenfalls 50% der gesamten Anbaufläche in Tansania nutzen, stellen sie nur rund 1/3 der gesamten Teeproduktion her. Ein Grund ist die unzureichende bzw. fehlende Bewässerung: Während der Ertrag pro Hektar bei einer Tröpfchen Bewässerung in Tansania kg/ ha und bei einer Sprinkleranlage kg/ ha erreichen kann, beläuft er sich bei fehlender künstlicher Bewässerung (also rain fed ) auf lediglich 500 kg/ ha. Schwierigkeiten für die Kleinbetriebe ergeben sich insbesondere auch aus rückständiger Infrastruktur, d. h. vor allem durch ein schlechtes Straßennetzwerk und unzuverlässige Transportmittel, sodass die frisch geernteten Blätter nicht rechtzeitig zu den Fabrikstandorten geliefert werden. Auch die schlechte Stromanbindung mit unzuverlässiger Versorgung und regelmäßigen Stromausfällen ist für Kleinbauern ohne Notstromaggregate ein Hindernis. Tabelle 22: Tee-Produktion in Tansania von Juli 2012 bis Juni 2013 S/no. Unternehmen Fabrik KG Quelle: Tea Board of Tanzania, Estate Smallholder 1 G.D Estates Chivanjee 1,099, ,603 2 Watco Katumba 604,409 4,196,565 3 Dhow Merchantile Lupembe Kibena Tea Ltd. Kibena 2,503, ,569 5 Mufindi Tea Co. Ltd. Luponde 1,080, ,102 6 Mufindi Tea Co. Ltd. Ikanga 17,331 1,215,822 7 Mufindi Tea Co. Ltd. Itona 2,983,799 1,058,156 8 Unilever Kibwele 2,795,387 14,938 9 Unilever Kilima 2,920,599 58, Unilever Lugoda 4,649, , Kisigo Tea Co. Kiganga 193, , Arc Mountain Estates Ambangulu 594, , Balangai Tea Estates Dindira 349, , Eutco Bulwa 742,280 17, Eutco Kwamkoro 1,443, , Bbtc Marvera 202,903 46, Bbtc Herkulu 147, , New Mponde Tea Co. Ltd. Mponde - 659, Kagera Tea Co. Ltd. Bukoba 397, ,616 TOTAL 22,725,627 10,974,439 Gesamt 33,700,066 Erwähnenswert ist, dass Unilever, die Nr. 1 in der tansanischen Teeproduktion, im Februar 2014 angekündigt hat, in den sogenannten Southern Agricultural Growth Corridor (SAGCOT), einer für industrielle Landwirtschaft ausgewiesenen Fläche von 7,5 Mio. ha, investieren zu wollen. Damit soll die Teeproduktion der Firrmain Tansania um das Dreifache steigen. 39

40 PV-Potenzial in der Tee-Industrie Teeverarbeitung ist relativ energieintensiv: Trocknung, Grading und Verpackung erfordern 4-18 kwh pro Kilogramm fertigen Tees. 85% des Gesamtenergieverbrauchs entfällt auf thermische Energie und die restlichen 15% ist Strom. Die energieintensivste Stufe ist die Trocknung. Ein ein Energie-Audit in einer der KTDA-Teefabriken hat Folgendes ergeben: Tabelle 23: Energiebedarf Teefabrik Parameter Spezifischer Energieverbrauch Energiemix Energiekosten Stromverbrauch 8,29 12,86 MJ/ kg fertigen Tees (2,3-3,6 kwh) 80% thermische Energie 20% Strom 54% Strom 37% Brennholz 8% Öl 2% Diesel 2,6 Mio. kwh/ Jahr Abbildung 6: Stromverbrauch KTDA-Teefabrik (kwh; Prozent) Sortieren; verpacken ; 7% Trockner; ; 20% Fermentation; ; 4% Kessel; Pumpen; ; 17520; 1% 8% CTC; ; 20% Beleuchtung; 32244; 1% Welken; ; 39% Quelle: Zusammengestellt aus einem anonymisierten Tea Factory Energy Audit Report, March Strom hat zwar einen Anteil von nur 20% am gesamten Energieverbrauch, aber in Bezug auf die Energiekosten hat er einen Anteil von über 50%. Der Großteil der Elektrizität (59%) wird in den Prozessstufen des Welkens (Withering) und im CTC-Verfahren 28 verbraucht. Ein Problem für die betrachtete Teefabrik ist, dass sie sich am Ende einer Verteilungsleitung befindet und der Betrieb daher stark durch Netzinstabilitäten und Spannungsschwankungen beeinträchtigt wird. Standby-Generatoren müssen viele Stunden laufen. Im Rahmen von Vor-Ort-Recherchen wurde südlich von Mbeya eine große Tee Farm besucht (WAKULIMA). Die Tee Firma produziert jährlich 4-5 Mio. Tonnen Tee. Dieser wird zu 10% aus eigenem Anbau gewonnen; 90% werden mit Teeblättern von Kleinfarmern produziert. Das ist auch der Grund, warum die Rungwe Small Tea Growers Association einen Anteil von 30% an WAKULIMA halten; die restlichen 70% gehören TATEPA. TATEPA hat neben Wakulima auch eine Produktion von Teemischungen in sowie eine Avocado-Farm. Außerdem wird TATEPA von der Equity-Fund-Firma ACTIS unterstützt und erwägt, in Mini-Hydro zur Versorgung von u. a. umliegenden Gemeinden zu investieren. WAKULIMA hat zwei Teefabriken, eine davon wurde mit Blick auf PV vor Ort untersucht: KATUMBA Fabrik verarbeitet 160 Tonnen grüne Teeblätter pro Tag. 28 Beim CTC-Verfahren (crush-tear-curl bzw. zerbrechen-zerreissen-rollen) werden die Blätter nach dem Welken mit einer Dornenwalze aufgebrochen, bevor der Tee oxidiert wird. Durch das vorherige Aufbrechen der Zellwände muss der Tee nicht mehr so lange in der Oxidationskammer bleiben. 40

41 Tabelle 24: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, WAKULIMA Fakten & Berechnung Last kw über das Jahr; d. h. 750 kw durchschnittlich/ Monat Annahmen/ Anmerkungen Relativ kontinuierliche Last über 12 Monate Angabe auf Basis der kva charge (d. h. spiegelt jeweils die Spitzenlast im Monat wider) Größe des Dieselgenerators 480 kw (600 kva) Um effizient zu laufen, muss der Dieselgenerator um mindestens 30% ausgelastet sein, d. h. 144 kw (bei 384 kw Generator) Empfohlene Größe der PV-Anlage 300 kw Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key ) Stromerzeugung durch PV (200 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr ( kwh/ Monat durchschnittlich) kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Stromverbrauch über das Jahr 2014: kwh Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 18,9 USD-Cent/ kwh (0,836 x ,164 x 667) 83,6% TANESCO 264 TZS/ kwh (15,1 USD-Cent/ kwh, einschl. Leistungspreis für KVA, Service Gebühr, REA & EWURA Gebühr etc.) 16,4% Diesel: 2000 TZS/ Liter, 667 TZS/ kwh (38 USD-Cent/ kwh, einschl. Diesel, Instandhaltung etc. letztere Betriebskosten machen 30% aus) Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr Amortisationszeit ( kwh x 0,189 USD-Cent) 6,2 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Die Amortisationszeit verkürzt sich natürlich, wenn der Solarertrag am Standort höher als vermutet ist. Wird ein Solarertrag von kwh/ m 2 zugrunde gelegt, ist die Investition nach 5,6 Jahren amortisiert. Ähnlich sensitiv ist die Amortisationszeit gegenüber den Investitionskosten pro kw: Innerhalb von 5,5 Jahren ist die Investition zurückgezahlt, wenn sich die Investitionskosten auf USD statt USD belaufen. 41

42 Kaffee-Industrie Die Kaffee-Industrie spielt für Tansania eine grosse Rolle: Kaffeeexport trägt 5% zu den gesamten Exporten des Landes bei. In Bezug auf traditionellen gewerblichen Anbau (Tabak, Kaffee, Tee, Cashnew-Nüsse, Baumwolle, Gewürznelke) hat der Kaffee sogar einen Anteil von knapp 24% und ist damit nach Tabak der zweitwichtigste landwirtschaftliche Sub- Sektor. Im Vergleich: Tee hat nur einen Anteil von 7,2% % des Kaffees werden von Kleinfarmern angebaut, sodass der Sektor Einkommen für mehr als Farmer generiert. 30 Durchschnittlich werden jährlich Tonnen Kaffee produziert, wobei dies seit 30 Jahren relativ stabil geblieben ist. Erträge sind allerdings gesunken; dies ist besonders der Fall in der früher sehr starken nördlichen Kaffee-Region (Kilimanjaro, Arusha, Manyara), in der der hochwertige Arabica-Kaffee angebaut wird. Hier sind in den Jahren die Exporte von Tonnen (grüner Kaffee) auf Tonnen gesunken. Ein wesentlicher Grund sind die veralteten Kaffeebäume, die nur einen Ertrag von kg/ ha abwerfen. So ist der Anteil von Arabica an der landesweiten Kaffeeproduktion im gleichen Zeitraum von 80% auf 58% geschrumpft. Laut Entwicklungsstrategie der Kaffee-Industrie soll die jährliche Kaffeeproduktion auf durchschnittlich (2016) bzw Tonnen (2021) gesteigert werden. Dabei sollen bis 2021 Kaffee auf weiteren ha angebaut werden und der Ertrag soll bis 2021 verdoppelt werden. 31 PV-Potenzial in der Kaffee-Industrie Für die Wirtschaftlichkeit von PV-Systemen ist entscheidend, dass die jeweilige PV-Anlage in Anlehnung an die Grundlast ausgelegt wird, die über das gesamte Jahr besteht. Angesichts der Saisonalität der Kaffeeernte und verarbeitung macht es keinen Sinn, das System auf die Lastspitze eines Jahres auszulegen. Im Folgenden werden zwei Fallstudien dargestellt: (1) Ngila Coffee Estates Ngila Estates, in der Region Ngorongoro gelegen, ist in den Händen eines deutschen Inhabers und wird von Deutschen geführt. Pro Jahr werden derzeit 100 Tonnen Kaffee auf insgesamt 100 ha produziert. 70% der Fläche werden bewässert. Die Versorgung aus dem Netz ist unzuverlässig; im Durchschnitt fällt der Strom akkumuliert 1 Tag/ Woche aus. Um die Verarbeitung des Kaffees (vor allem Pulping) aufrechterhalten zu können der Kaffee muss innerhalb weniger Stunden nach der Ernte geschält werden, wird Strom mit einem Dieselgenerator erzeugt. Dieser reicht aus, um die Verarbeitungsmaschinen zu betreiben, aber nicht um die Pumpen zu betreiben. Das bedeutet, dass derzeit nicht bewässert wird, wenn der Strom ausfällt. Zudem werden i. d. R. nur zwei von vier Pumpen genutzt, da die Energiekosten ansonsten zu hoch wären. Ngili Estate erwägt nun, mit Hilfe von PV alle vier Pumpen zu betreiben und damit auch einen höheren Ertrag pro ha zu erwirtschaften. Erste Tests haben ergeben, dass mit einer intensiven Bewässerung durch vier Pumpen der Ertrag um 50% gesteigert werden kann. 29 Vgl. Tanzania Coffee Board, Tanzania coffee Industry, Development Strategy 2011/2021, Version 2012, S The Coffee Board of Tanzania, 2013, 31 Tanzania Coffee Output Expected to Increase by 50% in 2015, Tanzania Invest, in

43 Tabelle 25: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, NGILA Fakten & Berechnung Last Pumpen: 126 kw Annahmen 2x 37 kw 1 x 22 kw 1 x 30 kw Fabrik: 21 kw Größe des Dieselgenerators 24 kw (30 kva) Irrelevant, da Generator bei Stromausfall nur für die Fabrik genutzt wird bzw. werden kann. Empfohlene Größe der PV-Anlage 126 kw Die Solaranlage soll in der Lage sein, alle 4 Pumpen im Parallelbetrieb mit Strom zu versorgen. Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (126 kwp System) Stromverbrauch Pumpen (aus Netz) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) kwh/ Jahr 2100 kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr (aufgrund der Angaben zu den Betriebszeiten der einzelnen Pumpen, müsste sich der jährliche Verbrauch eigentlich auf kwh belaufen) kwh/ Jahr ( kwh x 0,5) Aktueller theoretischer Strombedarf Pumpen: 2 x 37 kw Pumpen x 8 Stunden x 25 Tage x 11 Monate (ausgenommen September) 52 kw x 1 Stunde x 25 Tage x 9 Monate (ohne September, April, Mai) = kwh Aktueller theoretischer Stromverbrauch Pumpen (bei 1 akkumuliertem Tag/ Woche Stromausfall, d. h. 83% des Bedarfs aus dem Netz): = kwh Es kann nicht angenommen werden, dass der komplette Stromverbrauch durch die Solaranlage ersetzt werden kann (wegen Wetterbedingungen); Daumenregel: 50% 0,24 USD-Cent/ kwh Da die Pumpen nur betrieben werden, wenn es Strom aus dem Netz gibt, entsprechen die LCOE dem Strompreis von TANESCO 2014: 44 Mio. TZS (einschl. Leistungspreis für kva) for kwh/ Jahr 421 TZS/ kwh (24 USD- Cent) Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr 43

44 Zusätzliche TANESCO-Kosten (für den laufenden Betrieb 2 weiterer Pumpen) ( kwh x 0,24 USD-Cent) USD/ Jahr ( kwh x 0,24 USD-Cent) Strombedarf für 4 Pumpen im Parallelbetrieb, 8 Stunden/ Tag, 25 Tage/ Monat, 11 Monate; 84% Deckung aus Netz = kwh (126 kw x 8 x 25 x 11 x 0,84) Zusätzliche Einnahmen aus dem höheren Ertrag (aufgrund verbesserter Bewässerung der 70 ha) Netto-Einnahmen aus der PV-Anlage Amortisationszeit kwh werden von der Solaranlage gedeckt USD/ Jahr 1 ha 1 Tonne Kaffee Bei Bewässerung durch 4 Pumpen: 1 ha 1,5 Tonnen Kaffee 70 ha werden bewässert Ertrag kann um 35 Tonnen auf 105 Tonnen gesteigert werden 35 Tonnen x 4000 USD = USD USD ( USD) 2,1 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Energiekosten-Ersparnisse und letztlich die Amortisationszeit sind natürlich sensitiv gegenüber den LCOE sowie Faktoren, wie z. B. etwaigen Finanzierungskosten: Tabelle 26: Sensitivitätsanalyse, NGILA Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 26 USD-Cent/ kwh 4 Jahre (statt 0,17 USD-Cent); 26 USD-Cent sind die LCOE auf SAKURA, einer weiteren Plantage von Amboni Finanzierungskosten 70% Kreditfinanzierung (statt 100% Eigenkapitalfinanzierung) 7% Zinsrate auf Kredit in Auslandswährung (z. B. USD) 6 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital) 12 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital und 70% Kredit) Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. (2) Kilimanjaro Plantation Kilimanjaro Plantation, nahe bei Moshi gelegen, hat im Jahr 2014 rund 450 Tonnen grüne Kaffeebohnen auf 800 ha produziert. Die Kaffeeplantage gehört der deutschen Firma TCHIBO. 44

45 Für ununterbrochene Stromversorgung für das zeitkritische Pulping wird ein Generator mit der installierten Kapazität von 488 kw (610 kva) betrieben; ein weiterer Dieselgenerator der gleichen Größe dient als stand-by. Die Bewässerung der Plantage erfolgt durch maximal fünf Pumpen (meistens nur vier Pumpen im Parallelbetrieb), hauptsächlich von Oktober bis März. In den Monaten April bis September wird der Kaffee verarbeitet. Kilimanjaro Plantations erwägt, in eine PV-Anlage zu investieren. Eine deutsche Firma hat bereits einen Datenlogger installiert, um ausreichend Daten für die Berechnung der sinnvollen Anlagengröße sowie deren Wirtschaftlichkeit zu gewinnen. Tabelle 27: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, Kilimanjaro Plantation Last Größe des Dieselgenerators Fakten & Berechnung Pumpen: max. 163 kw 2 x 22 kw 1 x 30 kw 1 x 45 kw 1 x 44 kw Fabrik: max. 394 kw, einschließlich - Offices 30 kw - Workshop 20 kw 488 kw (610 kva) (stand-by 488 kw) Annahmen/ Anmerkungen Pumpen im Parallelbetrieb: Oktober März (6 Monate); ganztägig April-September (6 Monate), täglich 15:00 Uhr 22:00 Uhr. Der Rechnung von TANESCO ist allerdings zu entnehmen, dass die Fabrik bei weitem nicht ausgelastet ist (in den Monaten April September mit kva). Es wird angenommen, dass die Last der Büros kontinuierlich über das ist. Um effizient zu laufen, muss der Dieselgenerator um mindestens 30% ausgelastet sein, d. h. 146 kw. Empfohlene Größe der PV-Anlage 50 kw Die Solaranlage wird unter dem Aspekt ausgelegt, dass sie eine Basis-Last über das gesamte Jahr abdecken kann und somit nach Möglichkeit immer voll ausgelastet ist und der Solarertrag entsprechend vollständig genutzt wird. (163 kw Pumpen + 30 kw Offices) 146 kw In den 6 Monaten ohne Bewässerung, kann die Solaranlage den Strombedarf von Offices und Workshop decken. Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (150 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr (5.260 kwh/ Monat durchschnittlich) kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Solarertrag wird voll genutzt: Oktober März: Offices + Pumpen April September: Offices + Workshop/ (Fabrik) Es wird hier nicht berücksichtigt, dass die Büros nur 5 Tage/ Woche Strom verbrauchen 45

46 Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,245 USD-Cent/ kwh (21 USD cent x 0, USD-Cent x 0,16) 84% TANESCO. 16% Diesel TANESCO: 21 USD-Cent/ kwh ( TZS/ kwh, Jahr 2014) Diesel: mind. 43 USD-Cent ( TZS/ kwh) Es ist anzunehmen, dass weit weniger Strom mit Diesel produziert wird. Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr Amortisationszeit (63110 kwh x 0,245 USD- Cent) 5,8 Jahre Quelle 1: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Energiekosten-Ersparnisse und letztlich die Amortisationszeit sind natürlich sensitiv gegenüber den LCOE sowie Faktoren, wie z. B. etwaigen Finanzierungskosten: Tabelle 28: Sensitivitätsanalyse, Tchibo/ Kilimanjaro Plantations Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 28 USD-Cent/ kwh 5,1 Jahre (25% Anteil Diesel an Stromverbrauch, dem Anteil des mit Dieselgenset gepumpten Wassers entsprechend; 50 USD-Cent/ kwh auf Basis von Diesel statt 43 USD-Cent) Finanzierungskosten 70% Kreditfinanzierung (statt 100% Eigenkapitalfinanzierung) 7% Zinsrate auf Kredit in Auslandswährung (z. B. USD) 4 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital) 9 Jahre (Amortisationszeit von 30% Eigenkapital und 70% Kredit) Investitionskosten USD (statt USD) 5,2 Jahre Solarertrag Nutzung des Solarertrags, Lastprofil über das Jahr kwh/ m 2 (statt kwh/ m 2 ); insgesamt kwh Solarertrag pro Jahr 90 % (statt 100%) Im Basis-Szenario ist angenommen worden, dass Büros, Workshop und Pumpen eine vollständige Nutzung des Solarertrags bzw. Vollauslastung der Solaranlage möglich machen. Da Büros aber nur 5 Tage/ Woche genutzt werden und evtl. Workshop (+Produktion) auch nicht ganztägig Strombedarf 5,1 Jahre 6,5 Jahre 46

47 2005/ / / / / /11 haben, wird eine Nutzungsrate von 90% angenommen Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Eine größere Anlage, z. B. 150 kwp, macht keinen Sinn: Zum einen ist die Maximallast während der sechs Monate Bewässerung (ohne Produktionsbetrieb) 163 kw und zum anderen würde diese Anlagengröße erfordern, dass die Fabrik nahezu ausgelastet wird, nämlich mit einer Last von 350 kw von insgesamt 394 kw Hortikultur-Industrie Sektorstruktur Tansania Tansanias Hortikultur baut auf einer Gesamtfläche von ha Feldfrüchte und Blumen an und hat eine jährliche Produktion von ca. 1,3 Mrd. Tonnen. 32 Während der vergangenen fünf Jahre hat der Sektor einen deutlichen Wachstumsschub mit einer durchschnittlichen Wachstumsrate von 9-12% pro Jahr erhalten. Abbildung 8: Hortikultur-Produktion Blumen Gemüse Obst Abbildung 7: Hortikultur-Produktion Anteil an Hortikultur-Produktion, 2012 Blumen 1% Gemüs e 28% Früchte 71% Quelle: Draft Investment potential for Horticultural & Floricultural Industry, Exporteinnahmen sind in Tansania von 10 Mio. USD im Jahr 2000 auf rund 50 Mio. USD 2006/ 07 und 130 Mio. USD 2011 gestiegen. Allerdings spielt Tansania immer noch eine weit kleinere Rolle im Exp0rt seiner Hortikultur-Produkte als Kenia: So gehört Tansania zwar in Bezug zum Beispiel auf Frisch-Gemüse zu den 20 weltweit führenden Produzenten (China und Indien ausgenommen), ist aber nicht unter den führenden 20 Exporteuren in diesem Bereich, während Kenia der 8-größte Exporteur von Frisch-Gemüse ist, obwohl das Land nicht zu den Top-Produzenten zählt. Tansania erwirtschaftet lediglich 10% der Exporteinnahmen von Kenia. Hauptproblem ist in diesem Zusammenhang, dass die Vielzahl der Kleinfarmer, die den Markt dominieren, keinen ordentlichen Marktzugang haben. So gibt es zum Beispiel ein riesiges Infrastrukturdefizit, das die Transportwege verlängert und die Kosten erhöht: Trotz der guten Flugverbindungen von Kilimanjaro und nach Europa und dem Nahen Osten werden ca. 80% der gesamten Hortikultur Export-Produkte über Kenia transportiert, weil die Flüge aus Tansania unzuverlässig sind und der Transport über Kenia außerdem günstiger ist. Außerdem beträgt die Minimumfracht für Exporte in die EU 40 Tonnen; eine sehr hohe Zahl, die kleine und mittelständische Anbieter nicht liefern können und deshalb auf kommerzielle Fluganbieter ausweichen müssen. Ein weiteres Hindernis ist der Mangel an Finanzierungsmöglichkeiten. Hortikultur gilt generell als hohes Risiko, weshalb viele Bauern nur selten Darlehen 32 Tanzania Horticultural Association,

48 bekommen, bzw. diese zu sehr unvorteilhaften Bedingungen mit kurzen Lauf- und Tilgungszeiten und hohen Zinsraten abschließen. Um den Kleinbauern bei der Entwicklung ihrer Farmen zu unterstützen, den Zugang zu Krediten und letztlich auch zum (Export-)Markt zu erleichtern, wird der Ansatz von der Regierung und den internationalen Gebern gefördert, dass private Unternehmen Farmer-Gruppen bilden, die Kleinbauern in Anbautechniken und praktiken trainieren, ihnen Zugang zu Krediten und Fazilitäten wie Speichern und Kühlräumen verschaffen; im Gegenzug verpflichten sich die Kleinbauern ihre Produkte alle an das Unternehmen zu verkaufen und zu liefern. Eines dieser tansanischen Privatunternehmen ist HomeVeg ( Obst hat mit mehr als 70% den größten Anteil an der Produktion im Sektor; Blumen, die in Kenia mit 7% zur Produktion beitragen, spielen in Tansania mit 1% Anteil in Tansania nur eine geringe Rolle, haben aber ganz im Gegensatz zum Gemüse und Obst mit 75-85% einen sehr hohen Exportanteil. Zurzeit noch kleinere, aber mit Wachstumspotential versprechende Abnehmerländer sind die USA, Japan und der Nahe Osten. Der Blumensektor wird hauptsächlich von holländischen Unternehmen dominiert und beschäftigt direkt und indirekt ca Arbeitnehmer. Tabelle 28 zeigt einige der führenden Blumenproduzenten in Tansania. Tabelle 29: Führende Blumenproduzenten, Tansania (Auswahl) Firma Eigentümer Anbaufläche (in ha) Gründungsjahr Produkte Tanzania Flowers Ltd Holland (Basitan Schnittblumen/ Rosen Bruins) Mount Meru Flowers Austria (Herwiq Tretter) Schnittblumen/ Rosen Dekker Bruins Kilimanjaro Holland (Dekker & Bruins Family) Schnittblumen Tanzania Flowers Dolly Dekker Bruins (T) Dekker Bredding Holland (Bastian Bruins) Holland (Dekker & Bruins Family) Holland (Dekker & Bruins Family) Schnittblumen/ Rosen Schnittblumen (Chrysantheum) Schnittblume n Kiliflira (Nduruma) Share Holders Schnittblumen/ Rosen, Kiliflira (Loliondo) China, England and Holland (Share Holders) Schnittblumen/ Rosen, Fillers, Flower Nursery Fides Tanzania Ltd. Holland (Private) Schnittblumen Q-SEM Ltd. Belgium (Private) Gemüse-Samen (Gurken, Tomaten, Paprika) Arusha Blooms Tanzania (Share Holders) Schnittblumen/ Rosen Quelle: Tanzania Plantation and Agricultural Worker Union (TPAWU): Action Research Report: Factors Affecting Labor Conditions in Horticulture,

49 Führende Gemüse- und Obstfarmen sind zum Beispiel: Tabelle 30: Auswahl führender Gemüse- und Obstfarmen Firma Kurzbeschreibung Stake Agrobase Int. Ltd Acre (ca ha) Farm bei Morogoro Tröpfchen Bewässerung auf Pilot-Anbauflächen Rijk Zwaan Afrisem 20 ha, Aubergine, Hot pepper, Tomaten etc. Treibhäuser, Tröpfchen Bewässerung und Sprinkleranlage Enza Zaden Africa Ltd. Eine der weltweit führenden Gemüsesamen-Züchter; 600 Mitarbeiter weltweit Tochtergesellschaft in der gesamten Welt, u. a. in Tansania Tochtergesellschaft in Tansania: seit Oktober 2003, JV mit Triachem Kilihortex Ltd. Best Fresh Group, eine niederländische Unternehmensgruppe, ist Miteigentümer Best Fresh Group hat 4 Anbaufirmen, u. a. Kilihortex, 9 Handelsfirmen und 2 Logistikunternehmen Züchterei Kilihortex für Himbeeren, Erdbeeren und andere Beeren Produktion & Export Serengeti Fresh Zwischen Mt.Kilimanjaro und Mt.Meru, auf einer Hoehe von ca m Bohnen/ Baby-Maiskolben/ Chilis/ Okra etc. Enge Zusammenarbeit mit Forschungsinstitutionen Gefördert vom Africa Enterprise Challenge Fund (AECF) hat Serengeti Fresh Technologien eingeführt (z. B. Ozon Sterilisation, MAP etc.), die die Verschiffung von Frischprodukten erlauben und somit die Transportkosten um 65% senken. Quelle: Energy Desk, AHK Kenia, Februar PV-Potenzial in der Hortikultur-Industrie Die spezifische Energieintensität variiert von Blumenfarm zu Blumenfarm sehr stark: Die nachfolgende Tabelle zeigt die Energieverbräuche von vier verschiedenen Farmen, deren Namen vertraulich behandelt werden müssen. Tabelle 31: Energieverbrauch auf ostafrikanischen Blumenfarmen Farm Energieverbrauch Produktion Spezifischer Energieverbrauch Farm ,73 GJ/ Jahr Stämme/ Jahr 8,74 kwh/ Stämme d. h kwh/ Jahr (Strom und Diesel) Farm kwh/ Jahr Strom, Liter Diesel/ Jahr Stämme/ Jahr 15,8 kwh/ Stämme (nur Strom) Farm kwh/ Jahr Strom Stämme/ Jahr 98,6 kwh/ Stämme (nur Strom) 0,63 GJ/ Stämme (Strom und Diesel) Farm kwh/ Jahr (Strom und Diesel) kwh/ Jahr Strom kwh/ Jahr Strom Äquivalent Diesel Stämme/ Jahr ( pro Tag) 14,5 kwh/ Stämme (Strom und Diesel) Quelle: Zusammenstellung und eigene Berechnungen aus 4 Energie-Audit-Berichten (vertraulich), August

50 So variiert der spezifische Energieverbrauch im Wesentlichen von 8,7 kwh bis zu 15 kwh pro Stämme; Farm 3 mit einem Energieverbrauch von 98 kwh pro Stämme fällt extrem aus dem Rahmen. Eine wesentliche Ursache für diese großen Unterschiede wird im nötigen Pumpenaufwand für die Wasserversorgung und der Wasseraufbereitung gesehen, der offenbar sehr unterschiedlich ist. Bei kleineren Farmen können die Pumpen um die 77% des gesamten Stromverbrauchs ausmachen; auf größeren Farmen (mit Treibhäusern) tragen Pumpen mit ca. 40% zum Stromverbrauch bei, gefolgt von den Ventilatoren für die Treibhäuser (33%). Abbildung 9: Stromlast einer Blumenfarm Quelle: Investment Grade Energy Audit Report (dem Energy Desk von der Kenya Association of Manufacturers vertraulich zur Verfügung gestellt), Oktober Im Folgenden werden zwei Fallstudien aus dem Hortikultur-Sektor vorgestellt vzw. kalkuliert: (1) AFRICADO AFRICADO ist eine Avocado-Farm, die eine eigene Anbaufläche von 137 ha hat sowie mit sogenannten Outgrowers 33 zusammenarbeitet. Seit 2010 werden die Avocados für den Export verarbeitet: Waren es im Jahr Tonnen, wurden 2014 bereits Tonnen produziert. Bis Ende 2015 soll die Produktion auf Tonnen/ Jahr wachsen. Hierfür werden Produktionskapazitäten, u. a. das Packhaus mit derzeit drei Kühlräumen, verdoppelt. Die Anteilseigner sind neben einer Einzelperson auch Norfund (40%) und African Agriculture Capital (40%). Anteilseigner und Management erwägen, einen Teil des Stroms, den die Farm aus dem TANESCO-Netz bezieht, durch Solarenergie zu ersetzen. Nachfolgende Kalkulationen zeigen, dass eine Solaranlage nur Sinn macht, wenn dank der Expansion die Verarbeitungs-Kapazitäten über das gesamte Jahr gesehen stärker genutzt werden können und nicht nur, wie zurzeit, drei Monate pro Jahr. Tabelle 32: Potenzial und Wirtschaftlichkeit einer PV-Anlage, AFRICADO Fakten & Berechnung Last Kühlräume/ Packhaus - 1 x 40 KVA - 2 x 20 kva Expansion geplant (Verdopplung der Kapazitäten): Annahmen/ Anmerkungen 100% Kapazität: Juni, Juli, 1. Woche August 30% Kapazität (d. h. 30% des Monats auf 100% Kapazität): November, Dezember 3 Monate (gesamt) Packhaus 24 Stunden/ Tag 33 Outgrowers sind Kleinfarmer, die ihre Produkte zum grossen Teil an umliegende Grossfarmen zur Verarbeitung und Vermarktung verkaufen. Oft erfolgt dies auf Basis von jährlichen Verträgen. 50

51 - 2 x 40 kva - 4 x 20 KVA 5 Tage/ Woche Insgesamt: 160 kva Verpackungs-Linie: 30 kva Soll ausgebaut werden auf 45 kva 10 Stunden/ Tag, 7:00 bis 17:00 Uhr Pumpen: 2 Bohrlöcher 2 Pumpen + 1 weitere Pumpe: 2 x 11 kw 1 x 10 kw Total: 32 kw Geplant: weitere Pumpe (keine Versorgung aus dem Netz verfügbar) In normalem Jahr: Januar, Februar, März; August, September, Oktober 6 Monate 24 Stunden/ Tag Größe des Dieselgenerators 160 kw (200 kva), Packhaus 80 kw (100 kva), Pumpen Um effizient zu laufen, muss der Dieselgenerator um mindestens 30% ausgelastet sein, d. h. 48 kw (bei 160 kw Generator) bzw. 24 kw(bei 80 kw Genset). Empfohlene Größe der PV-Anlage 32 kw Die PV-Anlage wird zunächst anhand der Last der Pumpen ausgelegt, da in diesem Fall der gesamte Ertrag aus der Solaranlage über das Jahr genutzt werden kann. Eine Auslegung unter Berücksichtigung der Effizienz- Regel für Dieselgeneratoren macht hier keinen Sinn, da der Dieselgenerator mit 80 kw im Vergleich zur Pumpenlast weit überdimensioniert ist. Außerdem ist die Stromversorgung aus dem Netz offenbar recht zuverlässig seit 2014, nachdem die Transformator- Station modernisiert worden war. Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (32 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr (3.875 kwh/ Monat durchschnittlich) kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr - 6 Monate Pumpen - Mindestens 3 Monate Volllast 51

52 (9 x kwh) Verarbeitung Voraussichtlich wird mehr eingespart, wenn dank der Expansion in der Verarbeitung (und Produktion) die jährliche Verarbeitungszeit und damit die Auslastung der Kapazitäten ausgeweitet wird; außerdem ist damit zu rechnen, dass Büros, die das gesamte Jahr Strom benötigen, mit der Anlage versorgt werden können. Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,20 USD-Cent/ kwh (350 TZS) 100% TANESCO (konservative Annahme) 350 TZS/ kwh (einschl. Leistungspreis für kva, Service Gebühr etc.) Energiekosten-Einsparungen Amortisationszeit USD/ Jahr ( kwh x 0,20 USD-Cent) 8,2 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Energiekosten-Ersparnisse und letztlich die Amortisationszeit sind natürlich sensitiv gegenüber den LCOE sowie Faktoren, wie z. B. etwaigen Finanzierungskosten: Tabelle 33: Sensitivitätsanalyse, AFRICADO Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 22 USD-Cent/ kwh (statt 20 USD-Cent) 7,5 Jahre = USD Investitionskosten USD (statt USD) 7,3 Jahre Auslastung der Anlage 11 Monate (statt 9 Monate) 6,9 Jahre 11 x kwh = kwh x 0,2 USD = USD 57600/ = 6,9 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Eine größere Anlage, die entsprechend des Strombedarfs in der Verarbeitung ausgelegt wird, macht nur Sinn, wenn die Verarbeitungskapazitäten weit mehr als nur drei Monate voll ausgelastet sind, wie Tabelle 33 zeigt. 52

53 Tabelle 34: Wirtschaftlichkeit einer 100-kW-Photovoltaikanlage, AFRICADO Fakten & Berechnung Empfohlene Größe der PV-Anlage 100 kw Annahmen/ Anmerkungen Investitionskosten USD 1800 USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (100 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr ( kwh/ Monat durchschnittlich) kwh/ Jahr 3 x kwh (Verarbeitung) 6 x kwh (Pumpen) 1900 kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) - 6 Monate Pumpen: Auslastung nur zu 32% (Pumpenlast 32 kw) - mindestens 3 Monate Voll-Last Verarbeitung Voraussichtlich wird mehr eingespart, wenn dank der Expansion in der Verarbeitung (und Produktion) die jährliche Verarbeitungszeit und damit die Auslastung der Kapazitäten ausgeweitet wird Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,20 USD-Cent/ kwh (350 TZS) 100% TANESCO (konservative Annahme) 350 TZS/ kwh (einschl. Leistungspreis für kva, Service Gebühr etc.) Energiekosten-Einsparungen Amortisationszeit (3 Monate Voll-Last Verarbeitung) USD/ Jahr ( kwh x 0,20 USD-Cent) 15,1 Jahre Amortisationszeit (6 Monate Voll-Last- Verarbeitung) Amortisationszeit (9 Monate Voll-Last- Verarbeitung) Amortisationszeit (12 Monate Voll-Last- Verarbeitung) 9,4 Jahre 7,5 Jahre 6,2 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. 53

54 (2) MANGOLE Mangole ist eine Farm bei DADOMA, die vor ein bis zwei Jahren die Produktion begonnen hat. Bislang hat sie sich auf die Trocknung von Tomaten konzentriert. Die Farm gehört zur britischen Gruppe OBLATA bzw. deren Agrobusiness-Unit MONTARA, die bereits in Südafrika Gemüse und Obst trocknen. Die Trocknungsanlage soll in naher Zukunft bereits zu 10 Monaten/ Jahr ausgelastet sein (24 Stunden/ Tag, 6 Tage/ Woche). Tabelle 35: Wirtschaftlichkeit einer Photovoltaikanlage, MANGOLE Fakten & Berechnung Last Trocknungsanlage -Transportbänder zum Sortieren, Waschen, Schneiden etc. - Trocknung selbst, 12 x 20 kw Annahmen/ Anmerkungen Geplante Auslastung: 10 Monate/ Jahr, 24 Stunden/ Tag 6 Tage/ Woche Insgesamt: ca. 340 kw Pumpen: Hängen an anderem Transformator Größe des Dieselgenerators 384 kw (480 kva), für Trocknungsanlage Um effizient zu laufen, muss der Dieselgenerator um mindestens 30% ausgelastet sein, d. h. 115 kw (bei 384 kw Generator) Empfohlene Größe der PV-Anlage 200 kw Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (200 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr ( kwh/ Monat durchschnittlich) kwh/ Jahr (10 x kwh) kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) 10 Monate Voll-Last Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,24 USD-Cent/ kwh (0,20 x 0,75 + 0,35 x 0,25) 75% TANESCO (4,5 Tage pro 6 Tage-Woche) 350 TZS/ kwh (einschl. Leistungspreis für kva, Service Gebühr etc.) 25% Diesel (1,5 Tage pro 6 Tage- Woche) TZS/ Liter USD-Cent 35/ kwh (einschl. Diesel, Instandhaltung etc.) 54

55 Energiekosten-Einsparungen Amortisationszeit USD/ Jahr ( kwh x 0,24 USD-Cent) 5,9 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Die Amortisationszeit von 5,9 Jahren beruht auf relativ konservativen Annahmen. Eine Sensitivitätsanalyse in Bezug auf LCOE, Solarertrag und Investitionskosten führt zu folgenden Ergbnissen: Tabelle 36: Sensitivitätsanalyse, MANGOLE Parameter Veränderung Amortisationszeit LCOE 26,6 USD-Cent/ kwh 5,3 Jahre (0,2 USD x 0,67 + 0,4 USD x 0,33) 2 akkumulierte Tage Diesel statt TANESCO 40 USD-Cent/ kwh Diesel Investitionskosten USD/ kw (statt 1800 USD) 5,2 Jahre Solarertrag kwh/ m 2 (statt 2000 kwh) 4,9 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort Industrie-Sektor Produzierendes Gewerbe Im Vergleich zu Kenia verzeichnet das produzierende Gewerbe in Tansania mit 8,2% (2012) eine doppelt so hohe (reale) Wachstumsrate. 34 Die beiden anderen industriellen Sektoren, der Bergbau und der Bausektor, sind im gleichen Jahr um jeweils 7,8 % gewachsen. Da die Wachstumsraten der industriellen Sektoren, vor allem des produzierenden Gewerbes und des Bausektors, das allgemeine Wachstum des Bruttoinlandsproduktes in den Jahren (durchschnittlich 6,8%) übertroffen haben, ist der Anteil der industriellen Produktion (einschl. Bergbau und Bausektor) am BIP stetig leicht gestiegen. Inzwischen trägt der Industriesektor mit 21,7% (2012) zum landesweiten BIP bei. Dies sind fast 8% mehr als im Nachbarland Kenia. Abbildung 10: Anteil (in %) am landesweiten BIP Landwirtschaft Industrie & Bau Confederation of Tanzanian Industries, Abbildung 11: Struktur der industriellen Produktion Bergbau; 12 % Bausektor; 37 % Produzierendes Gewerbe; 51% Quelle: UNIDO,

56 Das produzierende Gewerbe trägt mit 10.3% zum tansanischen BIP bei und schließt eine Vielzahl von Unternehmen aus Sektoren wie etwa Nahrungsmittel, Brauereien, Softdrinks, Zement, Stahl, etc. ein. Die Confederation of Tanzanian Industries (CTI) vereint mit 350 Mitgliedern die größten Unternehmen des verarbeitenden Sektors, von den großen Firmen bis zu den KMUs. Mit Blick auf das Potenzial für Solarlösungen ist dieser Verband sicherlich der wichtigste Akteur. Er ist lokaler Partner für das RTAP bzw. dessen Kreditfazilität zur Förderung Erneuerbarer Energien. Die verarbeitende Industrie ist zu divers und vielfältig, als dass das Potenzial für PV in diesem Sektor ausführlich und vollständig hier analysiert werden kann. Dennoch ist mit Tabelle 22 der Versuch unternommen worden, einige wichtige Akteure mit potenziellem Interesse an PV zu identifizieren. Den hier aufgeführten Unternehmen ist eine relativ hohe Energieintensität gemeinsam. Es wurden bisher keine Studien in Tansania durchgeführt, die den Stromverbrauch in den einzelnen Wirtschaftszweigen erfasst und analysiert haben, so dass die Informationen in der Tabelle lediglich auf Schätzungen basieren. Es wird erwartet, dass das RTAP und die damit einhergehende Kreditfazilität einen wesentlichen Beitrag zur Förderung der EE im verarbeitenden Sektor leisten werden. Tabelle 37: Akteure der verarbeitenden Industrie in Tansania Unternehmen oder Kurzbeschreibung Konzerne Mohammed Enterprises Tanzania (METL) Mount MeruMIllers Bakhresa Group / azam Tanzania Portland Cement Company Limited (TPCC) Großer Konzern mit Investitionen in einer Vielzahl von Sektoren. In der verarbeitenden Industrie ist METL in der Produktion von Textilien, Getränken, Speiseöl, Seifen, Nahrungsmittel, Süßstoff, in der landwirtschaftlichen Verarbeitung, in Getreidemühlen und in der Herstellung von Rädern aktiv. Trägt mit 2,5% zum BIP Tansanias bei. Beschäftigt über Mitarbeiter. East Coast Edible Oil: 500 Tonnen/ Tag; Kapazität wurde Mitte 2014 auf Tonnen ausgebaut. Extraktion von Öl aus Sonnenblumen und Verarbeitung zu Speiseöl, d. h. Prozessschritte umfassen auch degumming, dewaxing und decolorization. Fabriken auch in Sambia, Uganda und Rwanda In Tansania: Raffinerie von 1oo Tonnen/ Tag, weitere 200 Tonnen/ Tag in Singida zukünftig (hier bislang nur Extraktion). Landwirtschaftliche Verarbeitung, Nahrungsmittel und Getränke, Verpackungsindustrie. Bakhresa Konzern ist eines der führenden Industrie-Unternehmen. Umsatz von >600 Mio. USD im Jahr 2014 und >5000 Angestellte. Sehr affin gegenüber deutschen Technologien (hat z. B. KRONES, HANSA Kälteanlage und Abwasseranlage von EUWA) Heidelberg Zement hat Anteil von 69%; Rest tansanische Regierung. Energie East Coast Edible Oil (Speiseölherstellung von METL) har eine Maxiallast von ca. 3,5 MW. Management ist aufgeschlossen für EE. Von Interesse könnte auch die Sisalsparte von METL sein. Aufgeschlossen gegenüber EE/ PV; allerdings skeptisch in Bezug auf Wirtschaftlichkeit. 500 kw Last 800 kw last (Dieselgenerator von 900 kva) Eine Fabrik 25 km von entfernt, ans Netz 56

57 (Twiga cement) Noch Marktführer in der Zementindustrie Tansanias; allerdings schrumpfender Marktanteil: 43% (2011), 35% (2015, erwartet). Produktion: 670,000 Tonnen p.a.; weitere Expansion geplant. Kosten pro Tonnen Zement relativ niedrig (80,4 USD; im Vergleich Tanga: 131 USD); relativ hohe Gewinnmarge. Tanga Cement Holcim Zement hat einen Anteil von 62% an Tanga Cement; 35,4% sind im Streubesitz und 2,1% der Firma gehören der Belegschaft. Zweitgrößter Zementhersteller in Tansania (36% Marktanteil in 2011). Stark sinkende Profitmargen, nicht zuletzt wegen relativ hoher Kosten (131 USD/Tonne Zement; im Vergleich TWIGA: 80 USD/ Tonne) ALAF Ltd. Tansanias ältestes und führendes Stahlunternehmen. Größter Shareholder ist SAFAL Investments aus Mauritius (76%), gefolgt von der tansanischen Regierung mit 24%. Kalt gewalzte Stahl Coils und Stahlbleche, verzinkte Flachbleche und Wellbleche, Dachfirste, Regenrinnen, Rohre etc. Produktion: Tonnen/ Jahr. Umsatz: 100 Mio. USD/ Jahr; ca. 550 Mitarbeiter Tanzania Cigarette Company Größter Zigarettenhersteller. Produziert für den Binnenmarkt und exportiert in die Nachbarländer. SUNFLAG Einzige integrierte Textilfirma, die Garnproduktion, Spinnen, Weben etc. umfasst (von der Faser zur Kleidung). Produktion: Tonnen Garn/ Monat. gekoppelt. Verbraucht viel Strom, >20 MW Strombedarf. Hatte eine 5 MW PV-Anlage geplant; mit Wechsel des Managements wurde dieser Plan aber aufgegeben. Die Fabrik ist netzgebunden; jedoch hat sie eine eigene Erzeugungskapazität von 1.3 MW (Dieselgeneratoren). PV wird als Option erwogen. 1,8 MW Last, mehr als 2 Mio. kwh Stromverbrauch/ Monat, kein Dieselgenerator, da zu teuer; häufige Stromausfälle grundsätzlich Interesse an Solar, aber Skepsis wegen Tragfähigkeit der Dächer. Quelle: Energy Desk, AHK Kenia. Einige Unternehmen sind inzwischen an PV-Lösungen interessiert, wenngleich es kein Net-Metering gibt. Ein prominentes Beispiel war Twiga Cement: Sie planten die Installation eines 5 MW-PV-Systems zusätzlich zu 3 MW Dieselgeneratoren 35. Die GIZ stellte hierfür technische Hilfe bereit; die deutsche NEO Energies GmbH, die ein Büro in Tansania hat, war das Ingenieurunternehmen, das für die Systemauslegung und für die Begleitung des 35 Joint Solar Project to benefit Cement Firm, 2013, 24Tanzania. 57

58 gesamten Projekts zuständig war. Das Vergabeverfahren wurde allerdings eingestellt, nachdem das Management Mitte/ Ende 2014 gewechselt hatte. Ein weiteres Unternehmen, das PV-Lösungen gegenüber offen ist, ist Tanga Cement/ Simba Cement. Dem Jahresbericht 2012 zufolge sind die Produktionskosten im Jahr 2012 um 59% gestiegen 36, wozu die Stromtariferhöhung von 40% im April 2012 wesentlich beigetragen hat. Die unzuverlässige Stromversorgung über das gesamte Jahr hinweg hat das Unternehmen gezwungen, seine eigenen Erzeugungskapazitäten intensiv zu nutzen, um überhaupt die Produktion aufrechtzuerhalten, was ebenfalls zur erwähnten Steigerung der Produktionskosten beigetragen hat. Darüber hinaus hat Simba Cement ein umfassendes Corporate Social Investment Program zur Unterstützung von lokalen Gemeinden eingeführt, das beispielsweise auf die Verbesserung der Infrastruktur abzielt, was durchaus die Stromversorgung durch (hybride)pv-anlagen umfassen kann. Im Rahmen der Vor-Ort-Recherchen wurde von einigen der interessierten Unternehmen detaillierte Information gesammelt, sodass eine erste Kalkulation für die Wirtschaftlichkeit einer Solar PV-Anlage durchgeführt werden konnte: Tabelle 38: PV für eines der führenden Speiseölunternehmen Fakten & Berechnung Annahmen/ Anmerkungen Last 500 kw Relativ stabile, gleichmäßige Last; 24/7 Größe des Dieselgenerators Empfohlene Größe der PV-Anlage 400 kw (500 kva) 100 kw (125 kva) 300 kw Investitionskosten USD USD/kW (turn-key) Stromerzeugung durch PV (300 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr kwh/m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,21 USD-Cent/ kwh (0,72 x 0,13 + 0,28 x 0,40) 72% TANESCO (5 von 7 Tagen) 13 USD-Cent (einschl. Leistungspreis für kva, Service Gebühr, EWURA und REA-Gebühr etc.) 28% Diesel (2 Tage pro Woche) 40 USD-Cent/ kwh (einschl. Diesel, Instandhaltung etc.) Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr Amortisationszeit Amortisationszeit ( kwh x 0,21 USD-Cent) 5,6 Jahre 5,0 Jahre 36 S

59 (1.600 USD Investitionskosten/ kw) Quelle: Energy Desk AHK Kenia, Februar Bausektor ( Green Building ) Sektorstruktur Tansania Der Bausektor hat in Tansania inzwischen einen Anteil von 7,1 % (2012) am landesweiten BIP; dies ist gegenüber 2002 eine Steigerung um knapp 2% 37. Dies resultiert aus einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 9,1%, im Vergleich zur Wachstumsrate des BIP um durchschnittlich 6,8%. Zum industriellen Bruttoinlandsprodukt trägt das Baugewerbe 37% bei. Die Entwicklung der Infrastruktur durch die Regierung ist das größte Segment im Bausektor. Es umfasst den Bau von Strassen, Bewässerungssystemen, Dämmen, Wasser- und Energieversorgungssstemen ebenso wie die Errichtung öffentlicher Einrichtungen (Schulen, Krankenhäuser etc.). Der Immobiliensektor hat sich in den letzten Jahren nicht sehr dynamisch entiwckelt, wenngleich laut Knight Frank eine zunehmende Entwicklungstägigkeit zu beobachten ist. Demnach ist der größte Markt für Investoren das Segment der kommerziellen (Büros/ Einzelhandel) Gebäude. Dabei spielt die größte Rolle. Nachfolgende Tabelle listet einige der Bauprojekte, die kürzlich abgeschlossen wurden oder im Bau bzw. in Planung sind. Tabelle 39: Kürzlich abgeschlossene und laufende Bauprojekte im kommerziellen Sektor (Auswahl) Projekt Beschreibung Ort Kontraktor Status PSPF 35 Stockwerke; Büros Im Bau Commercial Towers (Dar) Viva Towers 23-Stockwerke; Restaurants, Shops, Dar COWI Abgeschlossen Büroflächen GEPF Tower 15 Stockwerke Dar Architekt: Arthi abgeschlossen Millennium Tower Fakyat Tower 27 Stockwerke; Hotel, Büros, Geschäfte und Restaurant 14 Stockwerke; Büros und Wohnungen 29 Stockwerke; 250 Hotelzimmer, m 2 für Büros + Geschäfte; teils IFC finanziert (22 Mio. USD); IFC Green Building-Standards sollen berücksichtigt werden Dar Quelle: German Energy Desk; eigene Zusammenstellung, Februar Institute Architekt: OGM Consultants China Railway Jiancheng Engineering Co. (2014) Abgeschlossen (2014) 2015 Obwohl 97% aller lokal aktiven Bauunternehmen tansanisch sind (z. B. Afriq Engineering & Co. Ltd., Estim Construction Company Ltd., Southern Link, Namis Corporate oder Shibat Enterprise Ltd.), führen ausländische Kontraktoren 60% aller Aufträge (gemessem an den Projektkosten) aus, angeführt von chinesischen Unternehmen. Die größten sind China Railway Jianchang Engineering Co. Ltd., Noremco Construction und Konoike Construction Company Ltd.). Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die größerern Baununternehmen in Tansania. 37 African Development Bank, Economic Outlook,

60 Tabelle 40: Führende Bauunternehmen in Tansania Unternehmen Sitzland Umsatz Angestellte Kurzbeschreibung China Railway Jianchang Engineering Co. Ltd Konoike Construction Company Ltd. Southern Link Ltd. Afriq Engineering & Construction Co. Ltd Noremco Construction Namis Corporate Inter- Consult Ltd. Estim Construction Company China 102 Mio. USD 472 Hat den Bau verschiedener Großprojekte wie das 30-stöckige Millennium Towers Phase II Projekt, den Uhuru Height Complex, den NSSF Waterfront, etc. übernommen. Japan 8 Mio. USD 100 Global Player, der mittlerweile die meisten Aufträge an lokale Sub-Unternehmen weitergibt (wie bspw. an Estim Construction Company, Ravji Construction Co. Ltd, Mac Contractors, Kibafu Construction Co. Ltd., Highland Estates Co. Ltd.). Tansania Tansania 12 Mio. USD 40 Norwegen Tansania Tansania Tansania 75 Mio. USD Lokale Baufirma mit für den lokalen Markt außergewöhnlich guter Unternehmensführungs- Struktur und Leistungsrekord. Eine der wenigen langfristigen ausländischen Investoren, die sich trotz chinesischer Konkurrenz auf dem Markt halten. Spezialisiert auf elektrische und spezielle Bauten mit Hochspannungstechnik. Multidisziplinäres Unternehmen, das eine ganze Reihe von Service in Architektur, Bauweisen, Kalkulation und Projektmanagement anbietet. Lokales Unternehmen, das vielfach Aufträge von Koinoke annimmt. Kiure Tansania 1 Mio. USD 25 Kleines und schnell wachsendes lokales Unternehmen in Arusha, tätig im Bereich Häuser, Straßen, Brücken, Tore, Mauern, etc. Quelle: German Energy Desk; eigene Zusammenstellung, Februar PV-Potenzial im Gebäudesektor Grünes Bauen ist noch in einem frühen Stadium und konzentriert sich auf die großen Städte wie and Arusha. Eine kleine Gruppe von Architekten und Bauunternehmen, die sich für dieses Marktsegment interessiert, beobachtet ein zunehmendes Bewusstsein kommerzieller Stromverbraucher vor allem für PV. Ein grünes Architektenbüro, Architectural Pioneering Consultants - APC, entwickelt eine Zahl von Projekten für Kunden, die Interesse an PV-Lösungen haben. Allerdings ist dieses Interesse offenbar weit geringer als das an energieeffizienten Lösungen wie natürliche Ventilation und Wärmeschutz. Dies resultiert wahrscheinlich mehr aus unzureichendem Wissen und höheren Systemkosten als aus fehlendem Willen/ Bedarf, PV zu installieren. Kürzlich ist der Tanzania Green Building Council eingerichtet worden, in dem die Architekten-Vereinigung, die Kontraktoren ebenso wie der Regulator repräsentiert sind. Bislang gibt es, anders als in Kenia, keine Regularien, die z. B. den Einsatz von solaren Warmwasserbereitern (SWH) mandatorisch machen. Ein wichtiger Akteur im Bau von sozialen Einrichtungen (Bildungseinrichtungen, Hospitälern etc.) ist das Aga Khan Development Network (AKDN). PV wird zum Beispiel für zwei Projekte in Erwägung gezogen: 60

61 (1) Aga Khan Hospital Das Krankhaus soll ausgebaut werden; Kapazitäten sollen verdoppelt werden und Leistungsumfang intensiviert werden. Mit Blick auf die geplante Erweiterung hat das Krankenhaus einen Dieselgenerator mit der installierten Leistung von kva; Spitzenlast bei Tag ist 450 kw; die durchschnittliche Last beläuft sich derzeit auf kw. Zur Zeit dieser Studie (Januar 2015) war ein britisches Ingenieurbüro mit der Durchführung einer Studie beauftragt. Ergebnisse sollten im April 2015 vorliegen. Das Projekt ist von besonderem Interesse, da das AKDN getragen wird von den Ismailiten, die in Ostafrika sehr finanzstark sind und eine stark organisierte Struktur haben. So gibt es neben drei weitere Hospitäler (Nairobi, Kisumu und Mombasa). Tabelle 41: Wirtschaftlichkeit einer Solaranlage, Aga Khan Hospital Dar Fakten & Berechnung Annahmen/ Anmerkungen Last Durchschnittlich kw (derzeit) Nach Expansion: Voraussichtlich 500 kw Spitzenlast 450 kw (derzeit, während des Tages); Nach Expansion: 900 kw Größe des Dieselgenerators kw (1500 kva) Generator berücksichtigt bereits Ausbau Empfohlene Größe der PV-Anlage 340 kw Dieselgenerator soll um der Effizienz willen auf 30% laufen (d.ch. 360 kw) Durchschnittliche Last am Tag (Tageslicht): 700 kw, nach Expansion Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key ) Stromerzeugung durch PV (340 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,17 USD-Cent/ kwh (0,85 x 0,14 + 0,15 x 0,35) 85% TANESCO (4,5 Tage pro 6 Tage-Woche) 250 TZS/ kwh, 14 USD-Cent (einschl. Leistungspreis für KVA, Service Gebühr etc.) 15% Diesel (2 Stunden pro Tag, d. h. 2 von 10 Stunden = 0,2; 75% davon für Strom o,75 x 0,2= 0,15) 2000 TZS/ Liter 35 USD-Cent/ kwh (einschl. Diesel, Instandhaltung etc.) Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr Amortisationszeit ( kwh x 0,17 USD-Cent) 6,9 Jahre 61

62 Amortisationszeit ( USD Investitionskosten/ kw) 6,2 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. (2) Aga Khan University Campus Arusha Bei Arusha wird derzeit ein Campus von ha erschlossen. Neben den Universitätsgebäuden sind ein Hospital, eine Schule ebenso wie Hotels geplant. In der ersten Phase (bis Ende 2019) sollen 84 a erschlossen werden, was ein Krankenhaus mit 50 Betten, ein kleines Hotel sowie eine Akademie umfassen soll. Das Projekt befindet sich in der Konzept-Phase. Das Projektmanagement-Team des AKDN trifft sich alle paar Monate mit dem beauftragten Architektenbüro; es gibt noch keine festen Ideen und Pläne in Bezug auf PV; man will aber auf jeden Fall PV in das Projekt integrieren. Der Energy Desk der AHK Kenia hat vorgeschlagen, dass sich auf einem der kommenden Treffen 2015 interessierte deutsche Solarunternehmen vorstellen können. Von Vorteil ist, wenn die deutschen Unternehmen Partner haben, die der ismaelischen Gemeinde angehören. Weitere Kunden, die Solar-Lösungen bereits diskutiert haben, sind zum Beispiel: Internationale Schule Kenya ( Green building -Design im Prozess). CCBRT Hospital: Hat eine Studie und ein Design für netzgebundene PV-Systeme durchgeführt und Finanzmittel für die erste Projektphase (50-60 kwp für ein neues Gebäude) erhalten. Gelder für die zweite Bauphase mit weiteren kwp werden gesucht. Die Ausschreibung für die Solar-Installation wird vom CCBRT Hospital zeitnah veröffentlicht. Tigo, eines der nationalen Telekommunikationsunternehmen, sucht nach Wegen, seine Energieausgaben für Bürogebäude und Kundenzentren um 30% zu reduzieren. Entsprechende Green Building Konzepte werden für die Hauptverwaltung von Tigo in erarbeitet. Interessante Anknüpfungspunkte bieten die geplanten Satellite Cities : Die National Housering Corporation plant zwei solcher Städte, einmal mit Wohneinheiten, Gesundheits-Einrichtungen, einem Hotel und Sport-Fazilitäten; die andere Stadt soll sogar etwas größer sein 38. Weitere Möglichkeiten eröffnen sich im Rahmen des Programms Promoting Energy Efficiency in Buildings in East Africa, das eine Initiative von UN-Habitat in Kooperation mit UNEP, GEF und den ostafrikanischen Staaten ist. Das Ziel dieses Programms ist es, Richtlinien und Gebäude-Standards in Bezug auf Energieeffizienz einzuführen sowie Praktiken des nachhaltigen Bauens zu fördern. In diesem Zusammenhang versucht UN-Habitat auch, Finanzierungen für ökologisches Bauen zu mobilisieren Bergbau Der Bergbausektor macht 3% des tansanischen BIPs aus und generiert ein Drittel der Deviseneinnahmen des Landes. Mineralien in Tansania umfassen Gold, Diamanten, Edelsteine, Erdgas, Eisenerz, Kohle, Nickel, Zinn, Phosphat, Natriumkarbonat und Salz. Investitionsfreundliches Bergbaurecht und vorteilhafte Steuervorschriften haben ermöglicht, dass Bergbau zu den am schnellsten wachsenden Sektoren Tansanias gehört. Goldabbau in Tansania spielt bereits mehr als ein Jahrhundert eine prominente Rolle; das Land ist heute nach Südafrika und Ghana Afrikas drittgrößtes Gold-produzierendes Land 39. Dennoch gilt Tansania im Vergleich zu anderen Goldproduzenten als wenig erkundet, so dass weitere Vorkommen mit hoher Wahrscheinlichkeit entdeckt werden. 38 Persönliches Gespräch mit der National Housing Corporation, Januar Investor Place,

63 Tansania ist seit vielen Jahrzehnten auch ein wichtiger Diamantenproduzent, bei dem das Gros der Produktion auf Willamson Diamonds Mine in Mwadui entfällt, das seinen kommerziellen Betrieb im Jahr 1925 aufgenommen hat. Der Bergbausektor ist ein großer Energiekonsument. Er trägt mit ca. 30% zum landesweiten Energieverbrauch bei. Etliche Bergwerke sind an das Stromnetz angebunden, dennoch gibt es eine große ungedeckte Nachfrage (ca. 100 MW) 40 ; diese Lücke wird in der Regel von privaten Dieselgeneratoren gefüllt. Eine zuverlässige Stromversorgung ist für die meisten Bergwerkbetriebe (Walzwerke, Rührwerke, Zerkleinerungsmaschinen, etc.) sehr essentiell und sogar ans Netz angebundene Betriebe sind in hohem Ausmaß auf private Generatoren angewiesen, um Stromausfälle auszugleichen. In Anbetracht der hohen laufenden Dieselkosten ergeben sich hieraus nennenswerte Chancen für Erneuerbare Energien. Nachfolgende Tabelle skizziert wesentliche Entwicklungen im tansanischen Bergbau und dessen Energiebedarf: 40 Persönliches Gespräch mit Emmanuel Jengo, Geschäftsführer des tansanischen Bergbau-Verbandes, Januar

64 Tabelle 42 : Hauptakteure der Bergbauindustrie in Tansania Firma Ressource Anlagen Produktion Energie Kommentare/ Chancen African Barrick Gold (ABG) AngloGold Ashanti Gold Gold Tansanias größter Goldproduzent. 4 aktive Minen (Bulyanhulu, Buzwagi, North Mara und Tulawaka). Tulawaka wird erwartungsgemäß Mitte 2013 geschlossen. 1 aktive Mine: Geita in der Mwanza Region. Shanta Gold Gold New Luika (Mbeya Region) hat seine Goldproduktion im August 2012 begonnen. Eine zweite Anlage (Singida) ist in der Entwicklungsphase, Baubeginn voraussichtlich 2014 und Produktion Bulyanhulu, Buzwagi, and North Mara haben eine Zermahlungskapazität von 8 Mio. Tonnen Erz pro Jahr und produzieren Unzen Gold pro Jahr. Die größte Mine ist Buzwagi (4 Mio. Tonnen gemahlenes Erz pro Jahr). Die Laufzeit von Bulyanhulu beträgt 25+ Jahre und Buzwagi und North Mara haben Reichtümer für ca. 10 Jahre. 5.2 Megatonnen pro Jahr Aufbereitungsanlage (Kohlenstoff-in-Lauge) Produziert etwa 500,000 Unzen/ Jahr. New Luika zermahlt 360,000 Tonnen Erz pro Jahr und produziert 70,000 Unzen Gold/ Jahr. Die Mine hat eine Nutzungsdauer von 10 Jahren, aber es wird derzeit eine aktuelle Bestandserfassung der Ressourcen erarbeitet (möglicherweise Nutzungsdauer von 20 Jahren). Der Energieverbrauch liegt pro Anlage geschätzt zwischen 10 und 30 MW, je nach Vermahlungskapazität. Alle Minen sind netzgebunden und haben Back-up Generatoren. Leistung wird auf 40 MW geschätzt. Geita erzeugt seinen eigenen Strom (auf Basis von Diesel), der Betrieb des Stromkraftwerkes ist ausgegliedert, und Diesel wird über die Straße geliefert. New Luika ist netzunabhängig. Energienachfrage beträgt bei einer Dauerbelastung 3 MW und bei Lastspitze 3.7 MW. Stromvertrag für 0.43 USD/ kwh (8-Monats-Vertrag) mit Aggreko abgeschlossen. Die geplante Singida Anlage ist 30 km von einer Übertragungsleitung entfernt und soll zur Produktionsphase an das Netz angebunden werden. Die Optimierung des Energiemix von Buzwagi, der größten Anlage, hat sich als Priorität von ABG entwickelt. ABG hat eine detaillierte Studie zu Solarenergie für Buzwagi abgeschlossen, jedoch gibt es kein Fortschritt da das Investitionskapital aufgrund des niedrigen Goldpreisklimas niedrig gehalten werden muss. Große Chancen für Einsatz erneuerbarer Energien zur Reduzierung der hohen Dieselkosten. Netzanbindung wird für 2015 erwartet. Shanta sucht nach Alternativen zur Reduzierung der laufenden Kosten (u. a. auch durch Solarenergie) Eine Tanesco Leitung mit 90% Zuverlässigkeit könnte in 2 Jahren zur Verfügung stehen. Strompreis läge bei 9 USD/ kwh Studien für eine 1 MWp Solarenergieanlage wurden durchgeführt. Shanta hat auch Interesse für ein Corporate Social Responsibility (CSR)- 64

65 Projekt zur Elektrifizierung eines Dorfes gezeigt, das 5 km von der New Luika Anlage entfernt ist. Petra Diamonds Diamanten Williamson Diamond Mine in Mwadui (Shinyanga) ist der größte Produzent Tansanias. Die Produktion soll bis zum Geschäftsjahr Mtpa (ca. 216,000 Karat) erreichen. 50+ Jahre Nutzungsdauer. Die Anlage ist netzgebunden. 25 MW zusätzliche Kapazität soll zwischen 2013 und 2015 zur Verfügung stehen. - Kabanga Nickel Nickel 1 Anlage in der Vorbereitung (liegt im Nordwesten Tansanias, südlich des Victoriasees und nahe der Grenze zu Burundi). Baubeginn in 2015 nach der Umsiedlung der Gemeinden. Erste Betriebsphase mit partieller Kapazität (600,000 Tonnen p.a.) für 5-7 Jahre. Bei voller Kapazität werden 2 Metatonnen p.a. gewonnen werden können. Die Nutzungsdauer der Mine beträgt 30+ Jahre. Die erste Betriebsphase wird 6 MW Grundlast benötigen (Spitzenlast von 8 MW). Energie wird für mindestens 7 Jahre selbst erzeugt. Netzanbindung wird erwartet, sobald die Anlage die volle Kapazität hat (30 MW Grundlast, 40 MW Spitzenlast). Bis zur Netzanbindung 2020 gibt es die Möglichkeit Brennstoffkosten (einschließlich Transport) durch den Einsatz erneuerbarer Energien zu verringern. Darüber hinaus gibt es die Möglichkeit, Mitarbeiter-Camps zu elektrifizieren (derzeit 150 kva Generatoren). Anlage ist km vom Netz entfernt und wird gemäß des Rural Electrification Master Plans innerhalb der nächsten 7 Jahre elektrifiziert. Die Mine wird bis zur Netzanbindung die Energieversorgung ausgliedern. 65

66 Mantra Uranium Uran Beginn des Betriebs Strombedarf wird bei ca. 21 MW liegen. Netzanbindung soll 2 Jahre nach Betriebsbeginn starten. Bis dahin wird die Mine durch Diesel Generatoren mit Strom versorgt (Miete). Vor der Netzanbindung könnten Solaranlagen genutzt werden, um Dieselkosten zu reduzieren. Quelle : Energy Desk AHK Kenia,

67 Tabelle 43: Ausgewählte, zukünftige große Stromverbraucher in der Bergbauindustrie Verbraucher Kapazität (MW) Standort Erwartete Netzanbindung Kabanga Nickel 32 Kagera 2016 Ntaka Hill Nickel 30 Lindi 2018 Dutwa Nickel 10 Shinyanga 2015 Mibongo Gold 20 Kigoma 2016 Panda Hill Gold 5 Mbeya 2016 Buckreef Gold 8 Geita 2015 Geitga Gold 30 Geita 2015 Golden Ridge Gold 7 Shinyanga 2015 Bulyanhulu Gold 20 Shinyanga 2013 Williamson Diamant 10 Shinyanga 2013 Williamson Diamant 12 Shinyanga 2014 Williamson Diamant 3 Shinyanga 2015 Quelle: African Solar Design 67

68 Dienstleistungs-Sektor Tourismus Der Tourismus trägt mit 4,5% unmittelbar zum landesweiten BIP bei; berücksichtigt man noch die indirekten Effekte auf die Lieferkette, d. h. die Umsätze bei Produkten und Dienstleistungen (z. B. Nahrungsmittel, IT Services, Fluggesellschaften etc.) beläuft sich der Beitrag des Tourismus zum BIP auf sogar 12,9%. Der gesamte Sektor, einschließlich der indirekten Beschäftigungseffekte, ist Arbeitgeber für 11,2% aller Beschäftigten in Tansania. Die Anzahl der unmittelbaren Jobs belief sich 2014 auf rund Die Rolle des Tourismus für die Wirtschaft des Landes wird in den nächsten 10 Jahren relativ stabil bleiben und ziemlich im Gleichschritt zur Wirtschaft wachsen: Der Sektor soll bis 2024 ein Wachstum um jährlich 6,2% verzeichnen. Bezieht man die indirekten Effekte ein, wird mit einer Wachstumsrate von 6,7% p.a. gerechnet. Bereits in 2014 ist Tansanias Tourismus-Sektor stärker als in Kenia gewachsen (4,3% Tansania; Kenya: 3,1%); dies wird sich laut World Travel & Tourism Council bis 2024 fortsetzen. Tansania hat schätzungsweise eine Hotelbettkapazität von 65,000. Dem Tanzania Tourist Board zufolge umfassten 2014 die 110 lizensierten Touristikunternehmen 52 Hotels, 30 Lodges und 28 Zeltcamps 42. Die meisten Hotels (>90%) befinden sich in urbanen Gebieten (, Arusha, Moshi, Tanga, etc.) und sind im Prinzip ans Netz angebunden. Dennoch beruht selbst im Fall des Netzanschlusses die Stromversorgung zu einem erheblichen Teil auf Dieselgeneratoren als Back-up. Die meisten Zeltcamps sind entweder mitten in einem Naturreservat bzw. Nationalpark oder in deren Umgebung und sind somit meistens nicht an das Netz angeschlossen. Das gleiche gilt für etwa die Hälfte der Lodges. Laut einer internen Datenbank der kenianischen Beratungsfirma African Solar Designs gibt es etwa 70 netzungebundene Unterkünfte und deren installierte Stromkapazität unterscheidet sich je nach Größe, Service-Niveau und Lage (Klimaanlage ist ein bedeutender Faktor) stark voneinander. Die Größe von Dieselgeneratoren variiert zwischen 7 und 400 kva, wobei der Durchschnitt bei 80 kva pro Hotel liegt. Tabelle 44: Akteure des Tourismussektors und ihre Stromversorgung Art von Unterkunft Hotels Lodges Anzahl an Einrichtungen 52 Betreiber mit Lizenz 30 Betreiber mit Lizenz Lage, Größe Stromversorgung Beispiele von Tourismus- Unternehmen Die meisten Hotels (>90%) liegen in Stadtgebieten, außer einigen, die in den Nationalparks gelegen sind. Liegen sowohl in netzfernen Gegenden (>50%) als auch in Stadtgebieten (mit Netzanschluss). Im Durchschnitt über 100 Betten. Die meisten sind an das Netz angeschlossen, mit Reservestrom. Dieselgeneratoren als Hauptstromquelle (in netzfernen Gegenden). Im Durchschnitt Kapazität von über kva. Protea, New Africa Hotel, Serena, Holiday Inn, Hyatt Regency, Impala hotel, etc. Sopa lodges, Elewana Afrika, Foxes Safari Camps, Coastal Group, Serena, Hotels and Lodges Tanzania Ltd, Moivaro, etc. 41 Vgl. World Travel & Tourism Council, Economic Impact 2014, Tanzania, S. 3 ff. 42 Vgl. 68

69 Zeltcamps 28 Zeltcamps, Lizenz durch TTB. Quelle: German Energy Desk, Februar Meistens netzungebunden; kleine Betriebe; im Durchschnitt Betten. Versorgung durch Dieselgeneratoren, im Durchschnitt 50 kva. Nomad, Grumeti Reserves, Foxes Safari Camps, Coastal Group, Serena, Elewana Afrika, AfrikaAfrika, Asilia, Tourvest East Africa, etc. Das größte Potenzial bieten netzferne Tourismus-Einrichtungen, in denen mit Hilfe von PV-Anlagen Dieselstrom zumindest zum Teil ersetzt werden kann. Für die kleineren Camps und Lodges können PV-Systeme im Einzelbetrieb (Stand-Alone) mit Batterien oder gekoppelt mit bereits bestehenden Generatoren als Hybridanlage installiert werden. Mehrere Tourismus-Unternehmen haben Interesse an Solarenergie gezeigt. Netzferne Solaranlagen (inklusive Batterien) können die Stromgesamtkosten im Tourismussektor zwar senken, jedoch wird der Markt derzeit noch eingeschränkt durch: Hohe Investitionskosten und grundsätzlich hohe Risiken im Tourismusgewerbe. Eine kurze Anlagenrendite wird gefordert. Mangel an langfristigen Finanzierungen für PV-Anlagen. Vertrautheit mit Dieselgeneratoren und Mangel an Erfahrungen mit größeren PV-Systemen, die von den meisten Akteuren im Tourismussektor Zweitklassenlösung betrachtet werden. Beschränkte lokale Kapazität zur Systemintegration und zur Instandhaltung, insbesondere im Vergleich zu Distributoren von Dieselgeneratoren. Das Potential für den PV-Markt kann von den installierten Dieselgenerator-Kapazitäten in netzfernen Lodges abgeleitet werden. Alleinstehende Solarstromanlagen können eine gute Lösung für kleinere Lodges (unter 20 kva) sein und Hybridsysteme sind für größere Einrichtungen geeignet, wobei die PV-Komponente hier normalerweise auf 30% bis 60% der Gesamtlast ausgelegt ist. Der gesamte Markt im netzfernen Tourismussektor kann auf 2 MWp geschätzt werden. 43 Beispiele für Tourismusbetriebe, die bereits in Solarenergie investiert haben oder solch eine Investition in Erwägung ziehen, sind unter anderem Sopa Lodges, Elewana Afrika, Tourvest East Africa and AfrikaAfrika. Der Markt ist am ehesten in Zusammenarbeit mit großen Tourismuseinrichtungen zu erschließen, die internationale Partner und/ oder Präsenz wie die Serena Lodges und Hotels und Lodges Tanzania Ltd. haben. In Tabelle 45 wird die Wirtschaftlichkeit eines PV-Hybridsystems für eine größere Lodge berechnet, die zwar an das TANESCO-Netz angebunden aber offen für Überlegungen ist, wie die Energiekosten gesenkt werden können. Tabelle 45: PV in einer netzgebundenen Exklusiv-Lodge, in der Nähe von KARATU Fakten & Berechnung Annahmen/ Anmerkungen Last Wäscherei: Ca. 60 kw (2 Trockner à 21 kw, 2 Waschmaschinen von 7,8 kw und 4 kw, 1 Mangelmaschine von ca. 7 kw) Küche: Wäscherei: Ca. 7,5 Stunden/ Tag (und 2,5 Stunden/ Nacht) 43 Input der African Solar Designs, 2013, in the ZMA des Energy Desk AHK Kenia, Solar & Wind Tansania,

70 25 kw, 13 Kühlschränke/ Eisschränke Größe des Dieselgenerators 120 kw (150 kva), für Wäscherei, Haupthaus/ Küche etc. 36 kw (45 kva), für Pumpen Empfohlene Größe der PV-Anlage 54 kw Dieselgenerator soll um der Effizienz willen auf 30% laufen (d. h. 36 kw bei 120 kw Diesel Generator) Durchschnittliche Last am Tag (Tageslicht): kw insgesamt (Wäscherei, Küche, Offices etc.) Investitionskosten USD USD/ kw (turn-key) Stromerzeugung durch PV (54 kwp System) Einsparungen Strom (in kwh) durch PV-System kwh/ Jahr kwh/ m 2 Solarertrag (lt. SolarGIS) kwh/ Jahr Gleichmäßige Auslastung Stromgestehungskosten (Levelized Costs of Energy; LCOE) 0,182 USD-Cent/ kwh (0,80 x 0,14 + 0,20 x 0,35) 80% TANESCO (ca. 5 Tage/ Woche) 250 TZS/ kwh, 14 USD-Cent (einschl. Leistungspreis für kva, Service Gebühr etc.) 20% Diesel (ca. 1,5 Tage/ Woche) TZS/ Liter USD-Cent 35/ kwh (einschl. Diesel, Instandhaltung etc.) Energiekosten-Einsparungen USD/ Jahr Amortisationszeit ( kwh x 0,182 USD-Cent) 6,5 Jahre Amortisationszeit ( USD Investitionskosten/ kw) Amortisationszeit (bei 75% Auslastung, z. B. 7,5 Stunden/ Tag) 5,8 Jahre 8,6 Jahre Quelle: German Energy Desk, Badelt (2014), Eigene Berechnungen auf Basis von Gesprächen und Recherchen vor Ort. Wie die Sensitivitätsanalyse am Ende der Tabelle zeigt, ändert sich natürlich ds Ergebnis wesentlich, wenn die stromverbrauchenden Geräte nicht kontinuierlich und unter Vollast währennd des gesamten Tages (mind. 6:00 Uhr - 18:00 Uhr ausgelastet sind und daher nicht der gesamte Solarertrag genutzt werden kann. Um die Solaranlage möglichst wirtschaftlich zu betreiben, macht es Sinn, u. a. durch Lastverschiebung in den Tag (z. B. im Fall der Wäscherei) eine Maximalauslastung zu erreichen. 70

71 Eine weitere Lodge fern vom Netz ist im Rahmen der Vor-Ort-Recherchen untersucht worden, die zu einer großen Hotelkette gehört und sich in der Serengeti befindet: Hier beläuft sich die Gesamtlast am Tag auf rund 150 kw (Wäscherei, Kühlraum etc.). Die Last bei Nacht umfasst hauptsächlich Beleuchtung. Da die Lodge 75 Zimmer hat, ist mit einer Gesamtlast bei Nacht um ca kw zu rechnen. Bei ca kwh/ m 2 in der Serengeti kann eine 100 kw- PV-Anlage einen Ertrag von kwh/ Jahr erzielen Telekommunikation Tansania liegt mit einer Penetrationsrate von 62% an zweiter Stelle in Ostafrika, nach Kenia mit 74%. Allein im Jahr 2012 ist die Zahl der Handynutzer um 4,4% gestiegen. Inzwischen zählt das Land 26,8 Millionen Handynutzer (Bevölkerung: 46,9 Mio.). Das Netz umfasst Mobilfunkstationen (2012) und wird in den kommenden Jahren voraussichtlich um 20-30% wachsen, d. h. um annährend neue Funkmasten pro Jahr. Die Stromversorgung ist allerdings eines der größten Sorgenkinder für die Mobilnetzbetreiber: 31% der bestehenden Mobilfunkstationen sind netzfern und i. d. R. mit Strom aus Dieselgeneratoren versorgt. Abbildung 12: Stromversorgung netzferner Mobilfunkmasten Quelle: GSMA, 2012 Quelle: GSMA, 2012 Netzgekoppelte Funkstationen sind Lastabwürfen und Stromausfällen ausgesetzt. Praktisch haben alle Stationen einen Back-up (meistens Dieselgenerator), den sie durchschnittlich acht Stunden pro Tag nutzen müssen. 52% der netzgebundenen Funkstationen haben für mindestens sechs Stunden/ Tag keinen Strom aus dem öffentlichen TANESCO-Stromnetz und schneiden im Vergleich zu Kenia und Uganda am schlechtesten in Bezug auf die Versorgungszuverlässigkeit ab. Abbildung 103: Stromversorgung netzferner Mobilfunkmasten Quelle: GSMA,