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Vermarktungsmodelle Erneuerbare Energie Kenia

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 Einspeisevergütung

Status quo

 

Das Einspeisetarifsystem (FIT) wird im Rahmen der vom Ministerium für Energie und Erdöl 2008 entwickelten Einspeisetarifpolitik1 betrieben, die mehrfach überarbeitet wurde, zuletzt im Januar 2021. Mit der Einspeisevergütung soll die Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen und deren Einspeisung über lokale Verteilungsnetze gefördert werden. Die FiT wurde mit dem neu überarbeiteten kenianischen Energiegesetz von einer ministeriellen Politik zu einem Teil der nationalen Gesetzgebung aufgewertet, die dasselbe vorsieht.

Was das Marktvolumen betrifft, so stammen etwa 1088 MW (35 %) der in Kenia installierten Kapazität von 3081 MW von IPPs, die alle im Rahmen der FiT-Politik PPAs unterzeichnet haben. Auf die IPPs entfallen etwa 60 % der von Kenya Power and Lighting Company (Kenya Power), dem nationalen Abnehmer2, abgenommenen Energie. 

Früher galt die FiT-Politik für Projekte aller Kapazitäten und für alle erneuerbaren Energiequellen und -technologien. Nach der Überarbeitung im Jahr 2021 gilt die FiT-Politik jedoch nur noch für Kraftwerke für erneuerbare Energien mit einer Leistung von höchstens 20 MW in den Technologien Biomasse, Biogas und kleine Wasserkraft.

Die FiT-Werte für netzgekoppelte Erneuerbare-Energien-Projekte sind in den nachstehenden Tabellen aufgeführt und gelten für 20 Jahre ab dem Datum des kommerziellen Betriebs der Anlage.

 

FiT-Werte für kleine erneuerbare Projekte unter 10 MW

 

Installed Capacity

(MW)

Standard FiT (US cents/kWh) Percentage Escalable portion of the Tariff
Hydro* 0.5 9.00 8%
​10 8.20 ​
Biomass  0.5-10 9.50 15%
Biogas 0.2- 10  9.50 15%

*Für Werte zwischen 0,5-10 MW wird der Tarif durch Interpolation auf zwei Dezimalstellen gerundet ermittelt.

             

FiT-Werte für kleine erneuerbare Projekte über 10 MW

 

Installed Capacity

(MW)

Standard FiT (US cents/kWh) Percentage Escalable portion of the Tariff
Hydro 10 – 20  8.20 8%
Biomass  10.1 - 20 9.50 15%
Biogas 10.1 - 20  9.50 15%

 


Herausforderungen

Die kenianische FiT-Politik wurde zuletzt im Januar 2021 überprüft. Bei der Überarbeitung wurde der Anwendungsbereich der FiT-Politik eingeschränkt, und sie gilt nicht mehr für Solar- und Windkraftprojekte und Projekte für erneuerbare Energien mit einer Leistung von mehr als 20 MW. Diese Projekte werden im Rahmen der Auktionspolitik für erneuerbare Energien ausgeschrieben. 

Diese Änderung wurde durch die von der Regierung festgestellte Notwendigkeit veranlasst, die Stromkosten für die Verbraucher zu senken. Nach der 2012 überarbeiteten FiT-Politik sollten netzgekoppelte Solarprojekte einen Tarif von 0,12 USD/kWh und Windprojekte 0,11 USD/kWh erhalten. Seitdem gab es eine rasante Entwicklung vor allem in der Solartechnologie, die die Kosten für die Stromerzeugung aus diesen Quellen stark gesenkt hat. Die Tarife in der FiT-Politik und die Tarife in den bereits unterzeichneten PPA haben sich jedoch nicht geändert, um diese Entwicklung widerzuspiegeln. Es wurde ein Auktionssystem vorgeschlagen, um eine Preisfindung zu ermöglichen, die es Kenya Power erlaubt, Strom zum niedrigstmöglichen Preis zu beschaffen.

Die FiT-Politik gilt nur noch für Projekte mit einer Leistung von bis zu 20 MW in den Bereichen Biomasse, Biogas und Kleinwasserkraft, so dass andere, die es vorgezogen hätten, Projekte im Rahmen des FiT-Programms mit garantierten Tarifen zu entwickeln, ausgeschlossen sind.


 

Ausblick

Die FiT-Politik muss alle drei Jahre überprüft werden und sollte, wenn alles unverändert bleibt, im Jahr 2024 überprüft werden. Die FiT-Politik kann für das relativ unterentwickelte Segment der Biomasse, des Biogases und der kleinen Wasserkraftwerke, die durch die Tarifgarantien im Rahmen der FiT-Politik gefördert werden sollen, bestehen bleiben. Für IPPs, die bereit sind, Projekte mit diesen Technologien zu entwickeln, bleibt die Möglichkeit bestehen. Angesichts der derzeitigen globalen Lebenshaltungskosten und der Energiekrise könnte die Überprüfung zu einer weiteren Senkung der Tarife im Rahmen der FiT-Politik führen. Eine etwaige Überprüfung wird sich jedoch nicht auf bereits unterzeichnete PPA-Verträge auswirken und gilt nur für Anlagen, die nach der Veröffentlichung der überarbeiteten Richtlinie entwickelt werden.

 

1 Feed-in-Tariffs policy for Biomass, Small Hydros, and Biogas 3rd revision, January 2021
2 The Kenya Power and Lighting Company Plc Annual Report and Financial Statements for the Year Ended 30th June 2022

 Eigenversorgung

Status quo

Der Eigenverbrauch im gewerblichen und industriellen Sektor (C&I) ist immer noch ein kleiner, aber wachsender Markt. Mit den derzeitigen Kostensenkungen bei den Technologien zur Erzeugung erneuerbarer Energien, insbesondere bei der Photovoltaik, und dem zunehmenden Bewusstsein der Industrie für die Notwendigkeit, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, werden erneuerbare Energien zunehmend als praktikable Energiequelle für gewerbliche und industrielle Akteure betrachtet. Bislang wird die PV-Solartechnologie am häufigsten von Unternehmen der gewerblichen Wirtschaft genutzt, die schätzungsweise 100 MW installiert haben.3

Das Net-Metering wurde vor kurzem in Kenias überarbeitetem Energiegesetz, dem Energy Act, 20194 eingeführt, wobei noch genauere Vorschriften entwickelt werden.5 Das Net-Metering bietet den Verbrauchern die Möglichkeit, die Stromkosten auszugleichen und die Kosten für die Installation von Projekten für erneuerbare Energien für den Eigenverbrauch zu rechtfertigen. Die kenianische Energiegesetzgebung erleichtert die Selbsterzeugung und bietet einen regulatorischen Anreiz für den Eigenverbrauch. Es befreit Einzelpersonen von der Pflicht, für Projekte mit einer Kapazität von 1 MW oder weniger eine Genehmigung der Regulierungsbehörde EPRA einzuholen.6

 

Herausforderungen

Die größte Herausforderung besteht darin, dass die Vorschriften zur Unterstützung des Netzzählersystems noch in der Entwicklung begriffen sind und es lange dauert, bis sie vorliegen. Sobald der rechtliche Rahmen und die infrastrukturelle Unterstützung für das Net-Metering vorhanden sind, wird es einen zusätzlichen Anreiz für Prosumer bieten, die Erzeugung ihres eigenen Stroms zu übernehmen.

 

Ausblick

In den Verordnungsentwürfen wird vorgeschlagen, dass alle Privat-, Gewerbe- und Industriekunden für das Net-Metering-Programm in Frage kommen. Der Markt für Gewerbe und Industrie bietet jedoch die größten Chancen, da dieser Sektor den Kapitalaufwand für die potenziellen Energieeinsparungen rechtfertigen kann, die das Endergebnis des Unternehmens verbessern werden. Die wichtigste Technologie, die in Betracht gezogen werden sollte, ist die Solarenergie, da sie kostengünstig ist.

Während die Verordnungsentwürfe größtenteils Erleichterungen vorsehen, wird für die erste Phase des Net-Metering-Programms eine Begrenzung der maximalen Gesamterzeugungskapazität auf 100MW vorgeschlagen. Dies soll in regelmäßigen Abständen überprüft werden. Dadurch wird die Zahl der Prosumer, die sich an dem Programm beteiligen können, begrenzt. Dies wurde von den Interessengruppen allgemein abgelehnt, aber es bleibt abzuwarten, ob diese vorgeschlagene Obergrenze bestehen bleibt.

 

3 Energy and Petroleum Regulatory Authority, Study of the Regulatory Impact of Net Metering in Kenya, 2022

4 S. 162 Energy Act, 2019

5 The (Draft) Energy (Net-Metering) Regulations, 2022 have been published and are undergoing legislative processes.

6 S. 117 Energy Act, 2019.

 PPA

Status quo

 

Bei den PPA für netzgekoppelte Anlagen gab es im Jahr 2021 große Veränderungen. So wurde im Januar 2021 die Renewable Energy Auctions Policy (REAP) eingeführt, die für alle Solar- und Windkraftprojekte sowie für alle anderen Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien mit einer Leistung von über 20 MW gilt. Ebenfalls eingeführt wurde die FiT-Politik für Biomasse, kleine Wasserkraftwerke und Biogas bis zu 20 MW. Damit änderte sich die Art und Weise, in der die Tarife für die verschiedenen Projekte und Technologien festgelegt wurden, aber letztendlich werden sie alle im Rahmen von PPAs ausgehandelt.

Die PPA-Szene für Unternehmen oder Privatpersonen ist sehr viel kleiner, da viele Unternehmen immer noch auf Strom aus dem Netz angewiesen sind. Angesichts der sinkenden Kosten für erneuerbare Energiesysteme, insbesondere für Solarenergie, der steigenden Kosten für Netzstrom und des zunehmenden Bewusstseins für die potenziellen Kosteneinsparungen ist das Interesse des Sektors jedoch gestiegen.

 

Herausforderungen

Bei den PPA zur Einspeisung in das Stromnetz gab es mehrere Herausforderungen, die in erster Linie auf die hohen Tarife für Projekte mit PPA zurückzuführen sind, die unter der vorherigen FiT-Regelung vor der Revision 2021 unterzeichnet wurden. Kenya Power hatte ein Moratorium für die Unterzeichnung neuer PPA verhängt, das in der Einführung des Auktionssystems gipfelte, um die Beschaffung von Strom zu niedrigeren Kosten zu ermöglichen. Für IPPs, die auf die Tarife unter der vorherigen FiT-Politik gesetzt hatten, wäre dies eine Enttäuschung gewesen, stellt jedoch eine Chance für neue Marktteilnehmer dar, die wettbewerbsfähige Projekte entwickeln können, insbesondere jetzt in der vorherrschenden globalen Energie- und Lebenskostenkrise. 

Die größte Herausforderung im Sektor der PPA für gewerbliche und industrielle Kunden, die sein Wachstum behindert, sind vor allem praktische Gründe. Viele KMUs sind nicht Eigentümer der Gebäude, in denen sie tätig sind. Als Mieter werden diese Unternehmen die Verantwortung für die Beschaffung der Systeme an den Gebäudeeigentümer abtreten. Die meisten Eigentümer älterer Gebäude zögern, zusätzliche Investitionen in ihre Immobilien zu tätigen. Bauherren von Neubauten sind jedoch offener für den Einbau von Solartechnologien in ihre Gebäude und werden dies wahrscheinlich auch tun, da dies ein Anreiz für Käufer oder Mieter sein kann.

 

Ausblick

 

Mit dem neuen Auktionssystem erhalten neue Marktteilnehmer die gleiche Chance, für netzgebundene Projekte zu bieten. Dieses Auktionssystem soll das FiT-System ersetzen, das für die PPA der Versorgungsunternehmen gilt, da es als pragmatische Methode angesehen wird, um sicherzustellen, dass die öffentlichen Versorgungsunternehmen den kostengünstigsten Strom für ihre Kunden erhalten. Die Möglichkeiten sind möglicherweise begrenzt, da die Spitzennachfrage bereits durch verfügbare Quellen gedeckt wird und geothermische Projekte derzeit bevorzugt werden, um Grundlast zu liefern und Wärmekraftwerke zu ersetzen.

Der Markt für PPA für gewerbliche und industrielle Kunden ist dagegen noch nicht voll entwickelt und hat insbesondere in der derzeitigen Energiekrise ein großes Potenzial. Mit der sich abzeichnenden Einführung des Net-Metering-Programms werden die PPA für gewerbliche und industrielle Kunden ein überzeugendes Angebot darstellen. Viele große Einrichtungen wie Universitäten, Hotels, Fabriken und Einkaufszentren, die vom Abschluss von PPA profitieren könnten, haben diese Gelegenheit bisher nicht genutzt.  Das mag daran liegen, dass sie sich der potenziellen Kosteneinsparungen nicht bewusst sind und es ihnen an Liquidität mangelt. Wir glauben, dass die PPA, wenn sie gut verpackt und den Kunden präsentiert werden, zu einem höheren Umsatz führen werden.


 Pachtmodell

Status quo

 
 
Leasing wird im gewerblichen und industriellen Umfeld als praktikables Finanzierungsmodell geschätzt. Es wird auch von Ausrüstungsherstellern, Verteilern und Lieferanten im Vergleich zu PPA bevorzugt, da es sie von der Last befreit, Lizenzen für die Erzeugung, Verteilung und Lieferung von Strom an die Verbraucher beantragen zu müssen. Reine Anlagenleasingmodelle können für jede Technologie zur Nutzung erneuerbarer Energien ohne Einschränkungen genutzt werden, mit Ausnahme der für die Einfuhr der Anlagen erforderlichen Lizenzen. Der Markt im gewerblichen und industriellen Sektor ist aufgrund der allgemein geringen Akzeptanz von Eigenerzeugungsanlagen noch unterentwickelt, aber mit der Schaffung eines Bewusstseins für die potenziellen Kosteneinsparungen und die Verfügbarkeit von Finanzierungsmöglichkeiten durch dieses Modell kann ein größerer Markt entstehen. 

Das Leasingmodell ist im Marktsegment für gewerbliche und industrielle Anwendungen weit verbreitet und wird in geringerem Maße auch von privaten Verbrauchern genutzt, insbesondere von Personen in abgelegenen ländlichen Gebieten. Diese breite Akzeptanz ist mehreren großen Marktteilnehmern zu verdanken, die PV-Solarsysteme mit einer Reihe von Kapazitäten und Anwendungen auf der Grundlage eines hybriden Leasing- und Mietkaufplans anbieten.

 

Herausforderungen

 

 
 
Die größte Herausforderung für Hersteller, Händler und Lieferanten besteht darin, dass sie sich bei anderen Regulierungsbehörden registrieren lassen müssen, z. B. bei der Nationalen Baubehörde, die auf der Grundlage des Gesetzes über die Nationale Baubehörde (National Construction Authority Act)7 eingerichtet wurde und die EPC-Auftragnehmer und ihre Techniker reguliert.  Dieses Gesetz legt für nicht-kenianische Auftragnehmer höhere Anforderungen an die Erlangung und Aufrechterhaltung ihrer Registrierung fest. Das Gesetz schreibt auch vor, dass nicht-kenianische Auftragnehmer einen Teil ihrer Arbeit an einheimische Auftragnehmer vergeben müssen, und ist als Mittel zur Weitergabe von Fähigkeiten und zur Schaffung von Arbeitsplätzen gedacht. Es gibt jedoch eine wachsende Zahl qualifizierter lokaler Techniker im Land, die EPC-Unternehmen bei der Installation und Wartung ihrer Projekte zu geringeren Kosten unterstützen können. 

Derzeit sind Leasing-Finanzierungen nur begrenzt verfügbar, da der Markt noch unterentwickelt ist. Es gibt keine weit verbreiteten und spezialisierten Solar-Leasing-Finanzierungsunternehmen wie in anderen Märkten, z. B. in Deutschland. Die Finanzierung von Vermögenswerten ist jedoch über traditionelle Quellen wie Banken und Mikrofinanzierungsinstitute möglich. Viele kenianische KMU arbeiten derzeit mit Bargeld oder mit Lieferantenkrediten, die im Durchschnitt 30 bis 908 Tage betragen. Dies bedeutet, dass diese Unternehmen möglicherweise nicht in der Lage sind, ein kapitalintensives Projekt in Angriff zu nehmen, das einen hohen Kapitleinsatz erfordert. 

AUSBLICK

 Mit der Verfügbarkeit spezieller Finanzierungen für Anlagen wird die Akzeptanz im gewerblichen und industriellen Sektor höher sein. Der derzeitige Rechtsrahmen unterstützt Unternehmen bei der Anschaffung eigener Solarsysteme, und das Leasing bietet Verbrauchern einen erschwinglichen Weg zur Nutzung von Solaranlagen. Sobald das kenianische Net-Metering-System auf dem Markt eingeführt ist, werden wir wahrscheinlich eine verstärkte Nutzung von Selbsterzeugungsanlagen mit Leasing als Finanzierungsmodell sehen.


7 National Construction Authority Act, Act No. 41 of 2011
8 Study on Solar Photovoltaic Industry in Kenya, Energy Regulatory Commission, October 2018

 Direktvermarktung

Status quo

 

Das in Kenia am weitesten verbreitete Direktvermarktungsmodell ist der Verkauf von Strom an Verbraucher über Mini-Netze oder Inselsysteme. Sie werden häufig in abgelegenen ländlichen Gebieten eingesetzt, die keinen Zugang zu Netzstrom haben. Mini-Netze bestehen aus einer Erzeugungsanlage mit einem Verteilungs- und Versorgungssystem, das mehrere Haushalte in der Nähe des Standorts verbindet. Die größten Mini-Netze befinden sich im Besitz der Rural Electrification and Renewable Energy Corporation (REREC), einer öffentlichen Einrichtung mit dem Auftrag, ländliche Gemeinden zu elektrifizieren, was ihre Haupttätigkeit darstellt. Sie versorgen das Netz jedoch weiterhin über eine 50-MW-Solaranlage in Garissa, im Norden Kenias. 

Private Mini-Netze sind oft solar- oder windbetrieben und haben in der Regel eine Kapazität von unter 50 kW. Sie nutzen in der Regel Abrechnungsmodelle und setzen dazu zunehmend intelligente Technologien ein, die M-Pesa (mobiles Geld) als Zahlungslösung integrieren.

 

Herausforderungen

Die größte Herausforderung ist das Fehlen eines spezifischen und erleichternden Regulierungsrahmens für Mini-Netze. Die EPRA hat jedoch Entwürfe für Verordnungen ausgearbeitet, z. B. die Draft Energy (Mini-Grid) Regulations, 2021, die derzeit das Gesetzgebungsverfahren durchlaufen. Auch über die Tarife, die Mini-Netzbetreiber ihren Kunden in Rechnung stellen, ist ein Streit entbrannt. Die EPRA, die das Mandat hat, die Strompreise zu kontrollieren, war immer der Ansicht, dass die Mini-Netze den niedrigeren Preisen der nationalen Versorgungsunternehmen entsprechen sollten. Die Betreiber von Kleinstnetzen haben immer behauptet, dass ihre Preise kostenorientiert sind. Auch wenn die EPRA ihre Befugnisse zur Kontrolle der Preise für Kleinstnetze noch nicht ausgeübt hat, bleibt dies ein offener Konfliktpunkt zwischen dem Energie- und Erdölministerium und den Kleinstnetzbetreibern.9


Ausblick

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.10

 

9 Opportunities and Challenges in the Mini-Grid Sector in Africa, Lessons Learned from the EEP Portfolio, EEP Africa, 2018

 10 https://www.reuters.com/world/africa/kenya-set-up-136-solar-mini-grids-remote-communities-2023-02-27/


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