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Das Einspeisetarifsystem wurde im Rahmen der vom Ministerium für Energie und Erdöl 2008 entwickelten Einspeisetarifpolitik1 betrieben. Die Einspeisevergütung soll die Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen und deren Lieferung über lokale Verteilungsnetze fördern. Im neu revidierten kenianischen Energiegesetz, das dasselbe vorsieht, wurde die Einspeisevergütung von einer ministeriellen Politik zu einem Teil der nationalen Gesetzgebung aufgewertet.
Was das Marktvolumen betrifft, so stammen etwa 24% der 2.300 MW installierten Kapazität Kenias2 aus 14 IPPs, die alle PPAs im Rahmen der Einspeisevergütungs-Politik3 unterzeichnet haben. Das Interesse von Investoren an der Entwicklung von Projekten im Rahmen des Einspeisevergütungs-Rahmens ist groß. Bis 2018 hatte die Regulierungsbehörde, die Energy and Petroleum Regulatory Authority (EPRA), mehr als 130 Anträge für insgesamt 4.500 MW Kapazität erhalten, die hauptsächlich aus Solarprojekten mit 2.519,40 MW, Windkraft mit 898,2 MW und Kleinwasserkraft mit 579,71 MW4 bestehen. Die Einspeisevergütungs-Werte variieren je nach Kapazität der Anlage und der verwendeten Technologie. Netzgekoppelte Solarprojekte würden 0,12 USD/kWh und Wind 0,11 USD/kWh erhalten.
Branchenanalysten sind der Meinung, dass Kenia möglicherweise vor einer Herausforderung durch ein Überangebot steht. Kenia verfügt derzeit über eine installierte Kapazität von 2.300 MW bei einer Spitzennachfrage von 1.800 MW. Die erste Bestätigung dafür gab es im Januar 2019, als der Vorsitzende von Kenya Power, dem nationalen Off-Takeholder, mit der Aussage zitiert wurde, dass die Unterzeichnung neuer Stromabnahmevereinbarungen eingefroren werde, bis eine Sektorprüfung durchgeführt worden sei, um die Marktnachfrage nach zusätzlichem Strom zu bewerten. Das erklärte Ziel von Kenya Power bestand damals darin, neue Projekte nur dann schrittweise einzuführen, wenn sicher ist, dass eine ausreichende Nachfrage besteht, um sie zu absorbieren. Die Sorge ist hier, dass Kenya Power den Verbrauchern keine Kosten für Strom aufbürden will, der nicht verbraucht und daher bezahlt wird. Gegenwärtig versucht Kenya Power, im Einklang mit seinem Least-Cost-Power-Entwicklungsplan-2017-20225 auch die bereits unterzeichneten PPA nach unten neu zu verhandeln. Es wurde bereits angekündigt, dass das PPA Kenias mit Uganda von Sh22 pro Kilowattstunde (kWh) auf Sh14 neu verhandelt wurde und schrittweise auf Sh10 pro Kilowattstunde heruntergefahren werden soll. Aus unserer Praxis wissen wir auch, dass Kenya Power derzeit mit den Stromerzeugern über die Annahme von Tarifen verhandelt, die niedriger sind als die in der Einspeisetarifpolitik festgelegten. Dies steht im Einklang mit der derzeitigen Politik, die auf die Suche nach den kostengünstigsten Energiequellen geht, um die Belastung der Energieverbraucher zu verringern.
Die Einspeisevergütung kann durch ein Energieauktionssystem ersetzt werden. Der Direktor für Erneuerbare Energien, Benson Mwakina im Ministerium für Energie und Erdöl, wurde von Teilen der Medien zitiert, um zu bestätigen, dass sie sich in der letzten Phase der Einführung der für die Einführung des Systems erforderlichen Mechanismen befinden. Der Zweck der Einführung des Auktionssystems besteht darin, Kosteneffizienz zu gewährleisten. Sobald das Auktionssystem eingeführt ist, wird erwartet, dass die Einspeisevergütung in die Nichtnutzung zurückversetzt oder umgestaltet wird, um in Kenias Least-Cost-Strom-Entwicklungspläne zu passen. Dem Plan nach sollen teure Stromquellen ersetzt werden, von PPA mit höheren Tarifen bis hin zu teuren Erzeugungsquellen, wie z. B. die Wärme- und Dieselkraftwerke, die zur Ergänzung der Versorgung in Zeiten niedriger Wasserkraft, beispielsweise während Trockenzeiten eingesetzt werden.
1 Feed-in-Tariffs policy for wind, biomass, small hydros, geothermal, biogas and solar,2nd revision, December 20122 Least Cost Power Development Plan 2017-2037, Government of Kenya, updated June 2018.3 National Energy Policy, October 20184 National Energy Policy, October 20185 Least Cost Power Development Plan 2017-2037, Government of Kenya, updated June 2018.
Der Selbstverbrauch im kommerziellen und industriellen Sektor ist immer noch ein kleiner, aber wachsender Markt. Angesichts der derzeitigen Kostensenkungen bei der Technologie zur Erzeugung Erneuerbarer Energien, insbesondere der Solar-PV-Technologie, und des zunehmenden Bewusstseins der Industrie für die Notwendigkeit, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, werden Erneuerbare Energien zunehmend als rentable Energiequellen für kommerzielle und industrielle Akteure betrachtet. Bislang haben die Akteure im Bereich der Solar-PV-Technologie kleinere Anwendungen für Beleuchtung und andere Anwendungen, wie die Stromversorgung, übernommen. Einige andere C&I-Akteure, wie z. B. Teefarmen, haben kleine Wasserkraftwerke für ihre Nutzung installiert. Die Netzmessung, die vor kurzem in Kenias kürzlich revidiertem Energiegesetz, dem Energy Act, 20196, eingeführt wurde, wird den Verbrauchern die Möglichkeit geben, die Kosten für Strom auszugleichen und bietet so einen weiteren Grund (weniger Kosten) für die Installation von Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien für die Eigenversorgung. Die kenianische Energiegesetzgebung erleichtert die Selbsterzeugung und bietet einen regulatorischen Anreiz für den Eigenverbrauch. Sie befreit Einzelpersonen von der Anforderung, für Projekte mit einer Kapazität von 1 MW oder weniger eine Genehmigung der Regulierungsbehörde, der EPRA, einzuholen7.
Die größte Herausforderung ist die derzeitige Nichtverfügbarkeit von Netzmesssystemen, die es den Verbrauchern ermöglichen, überschüssige Kapazitäten an das Netz zu verkaufen. Die Regelungen zur Unterstützung des Netzmesssystems befinden sich noch in der Entwicklung. Auch die infrastrukturelle Unterstützung durch die nationalen Versorgungsunternehmen ist noch nicht installiert und wird einige Zeit in Anspruch nehmen. Sobald der regulatorische Rahmen und die infrastrukturelle Unterstützung für die Netzzählung vorhanden sind, wird dies einen zusätzlichen Anreiz für die Verbraucher darstellen, die Erzeugung von Strom selbst zu übernehmen. Weitere Speichertechnologien sind immer noch teuer und relativ unzuverlässig, was eine Zugangsbarriere und eine geringere Nutzerzufriedenheit schafft8.
Der Inlandsmarkt, dessen Hauptmarkt die Häuser in abgelegenen ländlichen Gebieten sind, gewinnt zunehmend an Aufmerksamkeit. Es gibt viele Akteure auf diesem Markt, und darüber hinaus gibt die Regierung dem Netzausbau dieser unterversorgten Gebiete Vorrang. Die meisten Haushalte würden netzgeführte Elektrizität bevorzugen, da sie derzeit relativ gesehen billiger ist und mehr häusliche Anwendungen zulässt. Der Markt im kommerziellen und industriellen Umfeld stellt die größte Chance dar, da dieser Sektor den Kapitalaufwand für potenzielle Energieeinsparungen, die das Geschäftsergebnis der Unternehmen verbessern, rechtfertigen kann.
Der Markt für PPAs für Versorgungsunternehmen ist und bleibt ein Schlüsselfaktor für die Stromversorgung des nationalen Netzes und liefert nach den neuesten verfügbaren Zahlen bis zu 24% der installierten Kapazität des Landes. 9 Die derzeitige Regelung für PPAs für Versorgungsunternehmen wurde im Rahmen der „Einspeisetarifpolitik für Wind, Biomasse, Kleinwasserkraft, Geothermie, Biogas und solar erzeugte Elektrizität” (FiT-Politik) unterstützt. Die FiT-Politik liefert die Tarifstrukturen und ein standardisiertes PPA, das alle IPPs mit begrenztem Verhandlungsspielraum annehmen müssen. Wie bereits erwähnt, gibt es ein großes Interesse von IPPs mit mehr als 130 Anträgen, die beim ERC zur Genehmigung eingereicht wurden.
Die PPAs von Unternehmen oder die private PPA-Szene ist viel kleiner, da viele Unternehmen auf netzgebundenen Strom angewiesen sind. Mit den sinkenden Systemkosten für Erneuerbare Energien, insbesondere der Solarenergie, den steigenden Kosten für Netzstrom und dem zunehmenden Bewusstsein für die potenziellen Kosteneinsparungen, ist das Interesse des Sektors jedoch gestiegen.
Der öffentliche Versorgungsbetrieb befürchtet derzeit ein potenzielles Überangebot an Kapazitäten. Die Spitzennachfrage wird derzeit nur auf etwa 1.800 MW geschätzt, verglichen mit einer installierten Kapazität von 2.300 MW. Die derzeit anhängigen Anträge belaufen sich auf zusätzliche 4.500 MW installierter Kapazität. Das nationale Versorgungsunternehmen hat die Unterzeichnung neuer PPA vorübergehend eingefroren, bis eine Überprüfung der Marktnachfrage erfolgt ist. Sie beabsichtigt, neue PPA nur zu einem Zeitpunkt zu übernehmen, zu dem die Nachfrage zur Aufnahme der PPA vorhanden ist. Das Versorgungsunternehmen bemüht sich auch um die Neuverhandlung bestehender PPA gemäß dem Least Cost Power Development Plan 2017-2022 angesichts steigender Stromkosten und Beschwerden von Haushalten und Unternehmen. Die größten Herausforderungen im Bereich der PPA, die das Wachstum der Unternehmen behindern, sind hauptsächlich praktischer Natur. Viele KMUs sind nicht Eigentümer der Gebäude, in denen sie tätig sind. Als Mieter werden diese Unternehmen die Verantwortung für die Beschaffung der Systeme von sich selbst auf den Gebäudeeigentümer übertragen. Die meisten Eigentümer älterer Gebäude zögern, zusätzliche Investitionen in ihre Immobilien zu tätigen. Entwickler von neuen Gebäuden sind jedoch offener für die Einbeziehung von Solartechnologien in ihre Gebäude und werden diese wahrscheinlich einplanen, da es für Käufer oder Mieter ein Gewinn sein kann. Gemäß der Energy (Solar Water Heating) Regulations 2012 ist die Installation von Solarheizsystemen für alle Gebäude mit einem Warmwasserbedarf von mehr als 100 Litern pro Tag bereits jetzt verpflichtend vorgeschrieben. Neue Gebäude im ganzen Land werden mit diesen Heizsystemen in der Planung entwickelt. Die weite Verbreitung von solaren Warmwassersystemen hat zu einem größeren Bewusstsein für die photovoltaische Solartechnologie geführt, die nun leichter an die Verbraucher zu vermarkten ist.
Die Unterzeichnung neuer PPAs für Versorgungsunternehmen liegt derzeit auf Eis, da das nationale Versorgungsunternehmen und andere Interessenvertreter, wie die EPRA und das Ministerium für Energie und Erdöl, eine Erhebung der Marktnachfrage durchführen. Die Anlagen der neuen Generation werden erst dann in Betrieb genommen, wenn festgestellt wurde, ob eine ausreichende Nachfrage besteht. Trotzdem waren die EPRA und Kenya Power in den letzten Monaten bereit, PPAs mit Entwicklern zu diskutieren, die bereit sind, einen Rabatt auf die FiT-Tarife anzunehmen.
Kenia wird möglicherweise in ein Auktionssystem übergehen, bei dem die Stromerzeugungs- und -verteilungsrechte an den niedrigsten Bieter verkauft werden. Diese Maßnahmen die im Least Cost Power Development Plan 2017-202210 empfohlen werden. Der Direktor für Erneuerbare Energien, Benson Mwakina, sagte im Juni 2019, dass sie daran arbeiten, Mechanismen zu formulieren, die das Auktionssystem erleichtern sollen. Dieses Versteigerungssystem soll das FiT-System ersetzen, das die PPAs der Versorgungsunternehmen regelt. Da es als pragmatische Methode angesehen wird, um sicherzustellen, dass die öffentlichen Versorgungsunternehmen den kostengünstigsten Strom für ihre Kunden erhalten.
Der Markt der kommerziellen PPAs ist dagegen für die oben genannten praktischen Fragen noch unterentwickelt. Viele große Einrichtungen wie Universitäten, Hotels, Fabriken und Einkaufszentren, die von PPAs profitieren könnten, haben dies nicht getan. Dies könnte auf ein mangelndes Bewusstsein für die potenziellen Kosteneinsparungen und auf mangelnde Liquidität zurückzuführen sein. Wir glauben, dass PPAs, wenn sie gut verpackt und den Kunden präsentiert werden, zu einem größeren Absatz führen werden.
09 National Energy Policy, October 201810 Least Cost Power Development Plan 2017-2037, Government of Kenya, updated June 2018
Leasing im gewerblichen und industriellen Bereich wird zunehmend als tragfähiges Finanzierungsmodell geschätzt. Es wird von Geräteherstellern, Händlern und Lieferanten gegenüber dem PPA bevorzugt, da es ihnen die Last abnimmt, sich um Lizenzen für die Erzeugung, Verteilung und Lieferung von Strom an die Verbraucher kümmern zu müssen. Reine Geräteleasingmodelle können für jede Technologie der Erneuerbare Energien ohne Einschränkung genutzt werden, mit Ausnahme der entsprechenden Lizenzen, die für den Import der Geräte erforderlich sind. Der Markt, im kommerziellen und industriellen Sektor, ist aufgrund der allgemein geringen Akzeptanz von Erzeugungssystemen noch unterentwickelt, aber mit der Schaffung eines Bewusstseins für die potenziellen Kosteneinsparungen und die Verfügbarkeit von Finanzierungen durch dieses Modell kann ein größerer Markt geschaffen werden. Das Leasing-Modell ist im Marktsegment der Haushalte weit verbreitet, insbesondere bei Personen in abgelegenen ländlichen Gebieten. Diese breite Akzeptanz ist mehreren großen Marktteilnehmern zu verdanken, die Solar-PV-Systeme mit einer Reihe von Kapazitäten und Anwendungen im Rahmen eines hybriden Leasing- und Mietkaufplans anbieten. Die Kunden bezahlen die Kits durch eine Ersteinzahlung und tägliche Ratenzahlungen bis zu einem Jahr.
Die Hauptherausforderung für Hersteller, Händler und Lieferanten stellt die Notwendigkeit zur Registrierung bei anderen Regulierungsbehörden dar, wie z. B. bei der Nationalen Baubehörde, die im Rahmen des Gesetzes über die Nationale Baubehörde11 eingerichtet wurde und die EPC-Vertragsnehmer und ihre Techniker regelt. Dieses Gesetz legt eine höhere Messlatte für nicht-kenianische Auftragnehmer an, um ihre Registrierung zu erhalten und zu behalten. Das Gesetz schreibt auch vor, dass nicht-kenianische Auftragnehmer einen Teil ihrer Arbeit an lokale Auftragnehmer untervergeben müssen, und ist als Mittel für den Qualifikationstransfer und die Schaffung von Arbeitsplätzen gedacht. Dennoch gibt es eine wachsende Zahl qualifizierter lokaler Techniker im Land, die den EPC-Vertragspartnern die notwendige Unterstützung bei der Installation und Wartung ihrer Projekte bieten können. Gegenwärtig ist die Verfügbarkeit von Finanzierungen für das Leasing begrenzt, da der Markt noch unterentwickelt ist. Es gibt keine allgemein zugänglichen und engagierten Solar-Leasingfirmen wie in anderen Märkten, bspw. Deutschland. Die Finanzierung von Vermögenswerten ist jedoch über traditionelle Quellen wie Banken und Mikrofinanzinstitutionen möglich. Viele kenianische KMUs arbeiten derzeit im Kassenraum oder mit Lieferantenkrediten, die im Durchschnitt 30 bis 90 Tage betragen12. Dies bedeutet, dass solche Unternehmen möglicherweise nicht in der Lage sind, ein kapitalintensives Projekt zu übernehmen. Dies wird eine Herausforderung für Gerätehersteller, Händler und Lieferanten darstellen, die möglicherweise Finanzierungspartner finden müssen, um ihre Produkte besser zugänglich zu machen.
Mit der Verfügbarkeit spezieller Anlagenfinanzierungen wird die Inanspruchnahme im kommerziellen und industriellen Sektor höher sein. Der derzeitige Rechtsrahmen unterstützt Unternehmen bei der Inbetriebnahme eigener Solaranlagen. Leasing bietet einen erschwinglichen Weg für die Verbraucher, sich diesen zu eigen zu machen. Wenn Kenias Netzmesssystem erst einmal auf dem Markt eingeführt ist, werden wir wahrscheinlich eine zunehmende Akzeptanz von Selbsterzeugungssystemen erleben, die durch Leasing als Finanzierungsmodell unterstützt werden.
In Kenia ist der Verkauf von Strom an die Verbraucher über Mini-Netze oder eigenständige Systeme das am weitesten verbreitete Direktvertriebsmodell. Sie werden oft in abgelegenen ländlichen Gebieten eingesetzt, die keinen Zugang zu einem Stromnetz haben. Mininetze bestehen aus einer Erzeugungsanlage mit einem Verteilungs- und Versorgungssystem, das mehrere Haushalte in der Nähe ihres Standorts miteinander verbindet. Die größten Mini-Netze befinden sich im Besitz der Rural Electrification and Renewable Energy Corporation (REREC), der öffentlichen Einrichtung mit dem Auftrag, ländliche Gemeinden zu elektrifizieren. Sie verfügen über eine installierte Gesamtkapazität von 31,6 MW, die sich folgendermaßen zusammensetzen13:
Private Mini-Netze sind oft solar- oder windbetrieben und haben in der Regel eine Kapazität von weniger als 50 kW. Sie neigen dazu, Pay-as-you-go-Zahlungsmodelle zu verwenden und setzen zunehmend intelligente Technologien ein, um dies zu erreichen. Als Zahlungslösung kommt M-Pesa (mobiles Geld) zum Einsatz. Private Mini-Netze verlangen höhere Tarife als netzgebundene Energie. Die geschätzte Gesamtkapazität der privaten Mini-Netze beträgt etwa 220 KW.
Die größte Herausforderung ist das Fehlen eines spezifischen und erleichternden Regulierungsrahmens für die Steuerung von Mini-Netzen. Die bestehende Gesetzgebung macht keinen Unterschied zwischen kleinen und mittelgroßen Erzeugungs- und Versorgungssystemen und unterwirft daher die Betreiber von Mininetzen der gleichen Belastung, durch die Einhaltung der Vorschriften, wie die öffentlichen Versorgungsunternehmen. Da diese für die Mininetz-Betreiber und die Regulierungsbehörde unpraktisch sind, hat die EPRA ihnen die längste Zeit erlaubt, den Betrieb mit reduzierten oder gar keinen Lizenzanforderungen fortzusetzen. Dies hat jedoch zu Unsicherheiten bei der ordnungsgemäßen Anwendung des Gesetzes geführt. Klare, maßgeschneiderte Regelungen für Mini-Netze werden die für langfristige Investitionen notwendige Sicherheit schaffen. Es gab auch ein Gerangel um die Tarife, die die Mininetz-Betreiber ihren Kunden in Rechnung stellen. Die EPRA, die den Auftrag hat, die Strompreise zu kontrollieren, hat immer die Ansicht vertreten, dass die Mini-Netze den niedrigeren Preisen der nationalen Versorgungsunternehmen entsprechen sollten. Die Betreiber von Mininetzen haben immer behauptet, dass ihre Preise die Kosten widerspiegeln. Obwohl die EPRA ihre Befugnisse zur Kontrolle der Mininetz-Preise noch nicht ausgeübt hat, bleibt sie ein offener Konfliktpunkt zwischen dem Ministerium für Energie und Erdöl und den Mininetz-Betreibern.14
Mini-Netze operieren in einer politischen Grauzone und werden zum Nutzen der Gemeinden, denen sie dienen, toleriert, aber sie werden nur als eine vorübergehende Lösung angesehen. Da die Regierung dem Netzausbau, der Netzverdichtung und -verdichtung gemäß der Nationalen Elektrifizierungsstrategie, deren Ziel der universelle Zugang zur Elektrizität bis 202215 ist, Vorrang einräumt. Wir sind uns jedoch bewusst, dass die EPRA derzeit dabei ist, formelle Regelungen für die Regulierung von Mini-Netzen zu erarbeiten, die den Beteiligten mehr Sicherheit geben werden. Trotz des Netzausbaus wird es immer noch Raum für private Mini-Netze geben, da das Netz nicht auf Gebiete ausgedehnt werden darf, in denen es wirtschaftlich nicht rentabel ist (Nutzung oder wirtschaftliche Aktivität zu gering). Langfristig wird jedoch erwartet, dass sich REREC auf diese Bereiche ausdehnen wird. Einige Mini-Netz-Betreiber haben sich dafür entschieden, ihre Anlagen in einer semi-permanenten, modularen Art und Weise zu errichten, die es ihnen ermöglicht, ihre Systeme neu zu installieren, falls das Netz oder öffentliche Mini-Netze in ihr Gebiet kommen sollten. Wichtig: private Bauträger werden nicht den Kürzeren ziehen, da sie die Möglichkeit haben, bei der ländlichen Elektrifizierung zusammenzuarbeiten und die Regierung zu unterstützen, indem sie öffentlich-private Partnerschaften für die Entwicklung der Erzeugungsanlagen, Verteilungs- und Versorgungsnetze eingehen.
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Penninah Munyaka
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