Vermarktungsmodelle Erneuerbare Energie Südafrika

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 Einspeisevergütungen

Ein Einspeisevergütungsmodell gibt es in Südafrika nicht. Die Einführung eines Eispeisevergütungsmodells wurde in der Vergangenheit diskutiert und in Erwägung gezogen. Letztendlich entschied sich Südafrika aber anstelle der Einspeisevergütung für die Einführung eines öffentlichen Ausschreibungsprogramms, welches 2011 startete. Einige Gemeinden bieten für die Stromeinspeisung ein Net-Metering an (dazu mehr unter dem Punkt Eigenverbrauchsmodell).

 

Ausblick

Es ist mittelfristig nicht damit zu rechnen, dass Südafrika eine Einspeisevergütung einführt.

 Eigenversorgung

Status Quo

Das Marktvolumen des Eigenverbrauchsmodells wächst zunehmend. Grund dafür sind die stark steigenden Strompreise (seit 2008 durchschnittlich 15 % pro Jahr), die immer wieder vorkommenden (geplanten) Stromausfälle („load shedding”) und verbesserte gesetzliche Rahmenbedingungen. Die Zuständigkeit für Regularien für Eigenverbrauchsanlagen bis zu 1 MW liegt bei den Gemeinden. Zu den Gemeinden, die Eigenverbrauchsanlagen mit einer Net-Metering-Option erlauben, gehören unter anderem die Metropolen Kapstadt und Johannesburg. Eigenerzeugungsanlagen bis zu 1 MW bedürfen keiner Stromerzeugungserlaubnis, müssen aber bei der Gemeinde und der Regulierungsbehörde Nersa registriert werden (Schedule 2 Electricity Regulation Act 4 of 2006). Die Net-Metering-Option sieht vor, dass die eingespeiste Menge an Strom nach einem festgelegten Tarif von der aus dem öffentlichen Netz bezogenen Strommenge abgezogen wird. Eine Voraussetzung für das Net-Metering ist, dass der Stromerzeuger Stromnettoverbraucher bleibt. Das bedeutet, dass innerhalb von 12 Monaten mehr Strom aus dem öffentlichen Netz bezogen als eingespeist wird (eine positive Gutschrift ist somit nicht möglich).

 

Herausforderungen

Eine Privilegierung des Eigenverbrauchs durch z.B. eine Reduktion von zu zahlenden Umlagen und Steuern auf diesen Strom besteht nicht. Der Anmeldeprozess bei den Gemeinden und Nersa ist kundenunfreundlich gestaltet und wird von vielen vernachlässigt. Der Begrenzung des Net-Meterings auf Stromnettoverbraucher und die Tatsache, dass der Tarif geringer ist, als der Strompreis, hindern den Anreiz für dieses Modell.

 

Ausblick

Immer mehr Gemeinden erlauben netzgebundene Eigenverbrauchsanlagen. Die letzte load shedding Welle Anfang 2019 hat zu einem großen Aufschwung von Eigenverbrauchsanlagen geführt. Aufgrund der immer wiederkehrenden Stromausfälle und der restriktiven Net-Metering Regelungen, sind insbesondere Eigenverbrauchsanlagen mit Batteriesystemen von großem Interesse. Der Ausblick für Eigenverbrauchsanlagen bleibt positiv.

 PPA

Status Quo

Utility PPAs werden in Südafrika zwischen unabhängigen Stromerzeugern (IPPs) und dem staatlichen Energieunternehmen Eskom im Rahmen des „Renewable Energy Independent Power Production Procurement Program” (REIPPPP) abgeschlossen. REIPPPP ist ein öffentliches Ausschreibungsprogramm für EE-Projekte (grundsätzlich ab 5 MW, einige Projekte aber auch zwischen 1 und 5 MW). Die von REIPPPP umfassten Technologien sind Wind, PV Solar, „concentrated solar power” (CSP), kleine Wasserkraftwerke, Biomasse, Biogas und Deponiegas. Im Rahmen von REIPPPP wird der Preis, zu dem Eskom den Strom von den IPPs kauft, durch wettbewerbsorientiertes Bieten festgelegt. Mit den erfolgreichen Bietern schließt Eskom ein PPA für 20 Jahre ab. Bis heute wurden vier Ausschreibungsrunden durchgeführt und 6.376 MW im Rahmen von 112 Projekten ans Netz angeschlossen. Corporate PPAs sind in Südafrika noch eher die Ausnahme und finden sich nur vereinzelt. Grund dafür ist insbesondere die Schwierigkeit, eine Stromerzeugungserlaubnis zu erhalten. Eines der ersten Projekte ist eine Biogasanlage, die das BMW Werk in Südafrika beliefert.

 

Herausforderungen

In Bezug auf REIPPPP sind die Preise mit jeder abhaltenden Runde stark gefallen und gehören zu den weltweit niedrigsten für netzangeschlossene erneuerbare Energien. Da im Rahmen von REIPPPP aber nicht allein der Preis (70%), sondern zusätzlich auch Wirtschaftsentwicklungskriterien (30 %) des Projekts entscheidend sind, stellen die stark sinkenden Preise eine große Herausforderung dar. Zu den Wirtschaftsentwicklungskriterien gehören unter anderem Arbeitsplatzschaffung, local content, Eigentum und Management von schwarzen Südafrikanern. Das mit Eskom abzuschließende PPA ist nicht verhandelbar und ist in südafrikanischen Rand mit Inflationsausgleich datiert. Nach dem fast dreijährigen Stillstand von REIPPPP aufgrund der Weigerung Eskoms, die PPAs mit den Gewinnern der vierten Ausschreibungsrunde zu unterschreiben, ist das Vertrauen an das vormals sehr gefeierte Programm erschüttert worden. Der Stillstand wurde aber durch politisches Eingreifen behoben und die PPAs sind unterschrieben. Aktuell wartet Südafrika auf den Start der nächsten Ausschreibungsrunde. In Bezug auf corporate PPAs ist zu beachten, dass gemäß des südafrikanischen Stromregulierungsgesetzes (section 7 Electricity Regulation Act 4 of 2006) grundsätzlich jede Stromerzeugungsanlage einer Stromerzeugungserlaubnis bedarf. Das Gesetz enthält aber auch bestimmte Ausnahmetatbestände (Schedule 2 Electricity Regulation Act). Zu den Ausnahmetatbeständen gehören netzverbundene Erzeugungsanlagen mit einer installierten Kapazität von bis zu 1 MW ohne oder mit Netzdurchleitung. Da der Erhalt einer Stromerzeugungserlaubnis für solche Projekte unwahrscheinlich ist, sind corporate PPAs meist nur für Anlagen bis zu 1 MW möglich. In Bezug auf eine mögliche Netzdurchleitung des Stroms (Wheeling) bestehen die Herausforderungen in den komplexen Regelwerken und der Tatsache, dass dies in Südafrika noch wenig erprobt ist.

 

Ausblick

Eine fünfte Ausschreibungsrunde von REIPPPP ist geplant und wird für 2020 erwartet. In Bezug auf die corporate PPAs wird sehnsüchtig auf die geplante Erhöhung der Befreiungsgrenze der Stromerzeugungserlaubnis von 1 auf 10 MW gewartet. Es ist zu erwarten, dass diese Erhöhung den Markt für corporate PPAs in Schwung bringen wird.

 Pachtmodell

Status Quo

Leasing ist noch ein relativ neues Modell in Südafrika. Erste kleinere Unternehmen bieten Leasing von PV-Solaranlagen hauptsächlich für Privathaushalte an. Die lokalen Energieversorgungsunternehmen (Eskom oder die Gemeinden) bieten kein Leasing an. Ein spezieller gesetzlicher Rahmen besteht nicht, was eine große Vertragsfreiheit zur Folge hat.

 

Herausforderungen

Das südafrikanische Stromregulierungsgesetz knüpft das Erfordernis der Stromerzeugungserlaubnis  nicht an das Eigentum der Anlage, sondern an dessen Betrieb. Somit benötigt der Eigenerzeuger unabhängig davon, ob die Anlage in seinem Eigentum steht oder er diese least eine Stromerzeugungserlaubnis, falls keiner der Befreiungstatbestände greift. Somit besteht kein erleichterter gesetzlicher Rahmen und das Leasingmodell ist allein eine alternative Finanzierungsmethode.

 

Ausblick

Da insbesondere die Anschaffungskosten eine der Haupthürden für die Eigenerzeugung darstellt, hat diese Modell großes Potential in Südafrika. Darüber hinaus fördern die wiederkehrenden Phasen von load shedding das Interesse der Stromkunden, sich vom nationalen Stromunternehmen Eskom loszusagen.

 Direktvermarktung

 

Auch hier stehen Stromerzeuger wieder vor der Herausforderung der Erlangung der Stromerzeugungserlaubnis oder müssen im Rahmen des Befreiungstatbestandes von bis zu 1 MW bleiben.

 

Ausblick

Die Öffnung des Energiemarktes ist in Südafrika ein hochpolitisches Thema, da zum einen Eskom ein staatliches, stark überschuldetes Unternehmen ist und zum anderen auch viele Gemeinden des Landes in finanziellen Schwierigkeiten stecken und auf das Einkommen durch Stromverkäufe angewiesen sind. Dies sind Gründe dafür, dass die Marktöffnung nur sehr langsam voranschreitet.

 

Kontakt

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Anna-Lena Becker, LL.M.

Rechtsanwältin

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