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German Pages XI, 344 [340] Year 2023
Stephan Bosch Friederike Schlenker Jochen Bohn Simone Kupies Matthias Schmidt
Energie-Weltatlas Transformation des Energiesystems in globaler Perspektive
Energie-Weltatlas
Stephan Bosch • Friederike Schlenker Jochen Bohn • Simone Kupies Matthias Schmidt
Energie-Weltatlas Transformation des Energiesystems in globaler Perspektive
Stephan Bosch Institut für Geographie, Universität Augsburg, Bayern, Deutschland
Friederike Schlenker Institut für Geographie, Universität Augsburg, Bayern, Deutschland
Jochen Bohn Institut für Geographie, Universität Augsburg, Bayern, Deutschland
Simone Kupies Institut für Geographie, Universität Augsburg, Bayern, Deutschland
Matthias Schmidt Institut für Geographie, Universität Augsburg, Bayern, Deutschland
ISBN 978-3-658-38448-7 ISBN 978-3-658-38449-4 (eBook) https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4 Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. Springer Vieweg © Der/die Herausgeber bzw. der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 Das Werk einschließlich aller seiner Teile ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung, die nicht ausdrücklich vom Urheberrechtsgesetz zugelassen ist, bedarf der vorherigen Zustimmung des Verlags. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Bearbeitungen, Übersetzungen, Mikroverfilmungen und die Einspeicherung und Verarbeitung in elektronischen Systemen. Die Wiedergabe von allgemein beschreibenden Bezeichnungen, Marken, Unternehmensnamen etc. in diesem Werk bedeutet nicht, dass diese frei durch jedermann benutzt werden dürfen. Die Berechtigung zur Benutzung unterliegt, auch ohne gesonderten Hinweis hierzu, den Regeln des Markenrechts. Die Rechte des jeweiligen Zeicheninhabers sind zu beachten. Der Verlag, die Autoren und die Herausgeber gehen davon aus, dass die Angaben und Informationen in diesem Werk zum Zeitpunkt der Veröffentlichung vollständig und korrekt sind. Weder der Verlag, noch die Autoren oder die Herausgeber übernehmen, ausdrücklich oder implizit, Gewähr für den Inhalt des Werkes, etwaige Fehler oder Äußerungen. Der Verlag bleibt im Hinblick auf geografische Zuordnungen und Gebietsbezeichnungen in veröffentlichten Karten und Institutionsadressen neutral. Einbandabbildung: © Vit-Mar / shutterstock.com Planung: Dr. D. Fröhlich Springer Vieweg ist ein Imprint der eingetragenen Gesellschaft Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH und ist ein Teil von Springer Nature. Die Anschrift der Gesellschaft ist: Abraham-Lincoln-Str. 46, 65189 Wiesbaden, Germany
Vorwort – Was ist der Energie-Weltatlas?
Der Energie-Weltatlas stellt das erste Werk dar, das zentrale Informationen zu nationalen Energiesystemen und Energiesystem-Transformationen weltweit bereithält und diese gut verständlich für Wissenschaftler:innen, Schüler:innen und interessierte Laien vermittelt. Hierzu werden prägnante Texte, Grafiken und Tabellen präsentiert, die die wichtigsten Informationen zu den Energiesystemen der Länder unserer Erde bereithalten. Den Leser:innen wird hierdurch die Möglichkeit gegeben, sich einen umfassenden Überblick über die Bedeutung fossiler, nuklearer sowie erneuerbarer Energieträger zu verschaffen und die gesellschaftlichen Rahmenbedingungen, die zu teils stark voneinander abweichenden nationalen Strategien bei der Energiepolitik führen, nachvollziehen zu können. Das Herzstück des Energie-Weltatlas stellen die zahlreichen thematischen Karten dar, die die wesentlichen „Charakterzüge“ der jeweils nationalen Energiesysteme visualisieren und räumlich verorten. Grundsätzlich war es bei der Anfertigung der einzelnen energiegeographischen „Ländersteckbriefe“ das Ziel, den spezifischen energiesystemischen Charakter eines jeden Landes freizulegen, und dies anhand einer gleichbleibenden Analysestruktur: Beginnend mit einem Überblick über wichtige Kennzahlen des jeweiligen nationalen Energiesystems folgen Grafiken zur Rohstoffgewinnung, zum Energie- und Strommix, zu Importen und Exporten bei Energieträgern sowie kartographische Visualisierungen zu den natürlichen Standortpotenzialen erneuerbarer Energien und zu den räumlichen Strukturen der nationalen Energiesysteme. Diese anschaulichen Elemente werden durch informative Texte zu Energie-Geschichte, Energie-Politik und Energie-Wirtschaft des entsprechenden Landes eingerahmt. Die grundsätzliche Struktur, die wir als sinnvoll erachten, um sich unmittelbar ein umfassendes Bild von den nationalen Energietransformationen machen zu können, musste an wenigen Stellen angepasst werden, da einerseits nicht alle Informationen für jedes Land in der gewünschten Weise zur Verfügung standen und andererseits bestimmte Themengebiete in manchen Erdregionen keine Relevanz besitzen. In diesen Fällen haben wir dennoch versucht, den Charakter des nationalen Energiesystems einzufangen, indem wir andere thematische Schwerpunkte in den Fokus rückten. Aus Gründen des Aufwandes konnte zudem nicht jedes Land der Erde in die Erstellung des Energie-Weltatlas aufgenommen werden. Vielmehr richteten wir den Fokus auf jene 35 Staaten, die exemplarisch für die große Vielfalt an Energiesystemen und Energietransformationen auf allen Kontinenten stehen und nach unserer Einschätzung die spannendsten sowie informativsten sind. Der Umfang des Werkes und die Notwendigkeit, unterschiedliche Kompetenzen der geografischen Energieforschung zu vereinigen, machte es erforderlich, ein relativ großes Team aufzustellen. Neben Wissenschaftler:innen der Augsburger Humangeographie sind daher auch Kartograph:innen Teil der Autorenschaft. Ein großer Dank geht nicht zuletzt an die studentischen und wissenschaftlichen Hilfskräfte – Severin Altmann, Katharina Peuker, Paul Schloz, Martin Walter – die uns tatkräftig und mit großem Engagement bei der Datenrecherche, Datenakquise und
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Vorwort – Was ist der Energie-Weltatlas?
der textlichen sowie kartographischen Arbeit unterstützt haben. Wir hoffen, dass wir mit dieser Publikation das Fundament für eine konstruktive Debatte über die Vor- und Nachteile unterschiedlicher nationaler Strategien bei der Gestaltung und Transformation von Energiesystemen geschaffen haben und viele Leser:innen für eines der wichtigsten Themen unserer Zeit gewinnen können. Augsburg, Deutschland Mai 2022
Stephan Bosch Friederike Schlenker Jochen Bohn Simone Kupies Matthias Schmidt
NORWEGEN ISLAND
KANADA
RUSSLAND GB
FRANKREICH
USA
SPANIEN
D.
U. R.
IT.
T. IS.
MAROKKO ALGERIEN
MEXIKO VENEZUELA
BRASILIEN
N 3.000 km
Ä.
NIGERIA
KASACHSTAN K. IRAN SAUDIARABIEN
CHINA
Kartographie: J. Bohn Universität Augsburg Kartengrundlage: d-maps.com
ÄTHIOPIEN
KONGO
AUSTRALIEN
SÜDAFRIKA ARGENTINIEN
JAPAN
INDIEN
CHILE (äquatorial)
SK
Ä.: ÄGYPTEN D.: DEUTSCHLAND IS.: ISRAEL
IT.: ITALIEN K.: KIRGISTAN R: RUMÄNIEN
SK.: SÜDKOREA T.: TÜRKEI U.: UNGARN
Inhaltsverzeichnis
Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte��������������������������������������������� 1 Verringerung der Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen��������������������������������������������������� 1 Energiereform für ambitionierte Energieziele ������������������������������������������������������������������� 4 Megaprojekte zur Erschließung der reichhaltigen Energiepotenziale ������������������������������� 4 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 5 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 9 Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren ������������������������������������������� 11 Dominanz von Öl und Gas������������������������������������������������������������������������������������������������� 11 Ambitioniertes EE-Programm mit geringen Anreizen������������������������������������������������������� 13 Geringe Konkurrenzfähigkeit von erneuerbaren Energien������������������������������������������������� 14 Desertec ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 15 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 15 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 20 Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen ��������������������������������������������������������������������� 21 Erdgas als tragende Säule��������������������������������������������������������������������������������������������������� 21 Reformen im Energiesektor zur Stabilisierung des Staatshaushalts ��������������������������������� 23 Zu viele Hindernisse ��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 25 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 25 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 30 Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor ������������������������������������������� 31 Grüne Wirtschaftstransformation��������������������������������������������������������������������������������������� 31 Länderübergreifender Konflikt um die Ressource Wasser������������������������������������������������� 33 Erneuerbare Energien zur Elektrifizierung des ländlichen Raums ����������������������������������� 34 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 34 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 39 Australien – Energie im Überfluss ��������������������������������������������������������������������������������� 41 Ein von Kohle dominiertes Energiesystem ����������������������������������������������������������������������� 41 Kontroverse Energiepolitik������������������������������������������������������������������������������������������������� 43 Naturräumliche Potenziale und Hindernisse ��������������������������������������������������������������������� 45 Soziale Konflikte der Energietransformation��������������������������������������������������������������������� 45 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 45 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 50 Brasilien – Umstrittene Wasserkraft ����������������������������������������������������������������������������� 51 Wasserkraft als tragende Säule������������������������������������������������������������������������������������������� 51 Langfristige Ausbaustrategien ������������������������������������������������������������������������������������������� 54 Elektrifizierung des ländlichen Raumes ����������������������������������������������������������������������������� 54 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 55 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 60
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Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden ������������������������������������� 61 Importabhängige „Energieinsel“ ��������������������������������������������������������������������������������������� 61 Wettbewerbliche Strukturen����������������������������������������������������������������������������������������������� 64 Aufstrebender EE-Markt mit großem Potenzial ��������������������������������������������������������������� 64 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 65 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 68 China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien����������������������������������������������� 71 Energiesystem der Rekorde ����������������������������������������������������������������������������������������������� 71 Eckpunkte der chinesischen Energiepolitik ����������������������������������������������������������������������� 74 Regionale Konflikte und Unterschiede ����������������������������������������������������������������������������� 75 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 75 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 78 Deutschland – Pionierland der Energiewende ������������������������������������������������������������� 81 Erneuerbare-Energien-Gesetz als Herzstück ��������������������������������������������������������������������� 81 Dezentralisierung des Energiesystems������������������������������������������������������������������������������� 82 Variable soziale Akzeptanz ����������������������������������������������������������������������������������������������� 83 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 84 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 90 Frankreich – Dominanz der Kernenergie ��������������������������������������������������������������������� 93 Pionier der Kernenergienutzung����������������������������������������������������������������������������������������� 93 Kaum fossile Quellen��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 95 Akteure des Energiesystems ��������������������������������������������������������������������������������������������� 96 Soziale Frage ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 97 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 97 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 102 Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie ����������������������������������� 103 Kohleausstieg 2025������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 103 Markt oder Staat?��������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 104 Spitzenreiter bei Offshore-Windenergie ��������������������������������������������������������������������������� 106 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 106 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 112 Indien – Steigender Energiehunger ������������������������������������������������������������������������������� 113 Wachsende Wirtschaft und Bevölkerung ��������������������������������������������������������������������������� 113 Staatliche Unterstützung für die Erneuerbaren ����������������������������������������������������������������� 115 Natürliche Potenziale und soziale Hemmnisse ����������������������������������������������������������������� 116 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 117 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 122 Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat ��������������������������������������������������������� 123 Dominanz von Öl und Gas������������������������������������������������������������������������������������������������� 123 Eckpunkte der Energie- und Klimapolitik ������������������������������������������������������������������������� 124 Hemmnisse und Chancen der Energietransformation ������������������������������������������������������� 126 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 127 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 131 Island – Strommix zu 100 % aus erneuerbaren Energien ������������������������������������������� 133 Führend bei der Erdwärmenutzung ����������������������������������������������������������������������������������� 133 Zentrale Akteure und Interessenkonflikte ������������������������������������������������������������������������� 135 Gute Perspektiven für die Windkraft ��������������������������������������������������������������������������������� 135 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 136 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 139
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
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Israel – Erdgas im Fokus������������������������������������������������������������������������������������������������� 141 Versorgungssicherheit an erster Stelle ������������������������������������������������������������������������������� 141 Halbherziger Klimaschutz ������������������������������������������������������������������������������������������������� 142 Golanhöhen im Blick ��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 144 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 144 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 149 Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft ��������������������������������������������������� 151 Ausstieg aus der Kernenergie��������������������������������������������������������������������������������������������� 151 Pionier der Erdwärmenutzung ������������������������������������������������������������������������������������������� 151 Energietransformation stockt ��������������������������������������������������������������������������������������������� 154 Machtvolle Akteure und Partizipation ������������������������������������������������������������������������������� 154 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 154 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 159 Japan – Kernenergie trotz Fukushima��������������������������������������������������������������������������� 161 Abhängigkeit von der Kernenergie ����������������������������������������������������������������������������������� 161 Energiepolitischer Rahmen und Klimaziele ��������������������������������������������������������������������� 162 Vorbild bei Photovoltaik – Nachholbedarf bei Windenergie ��������������������������������������������� 165 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 165 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 170 Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie ��������������������� 171 Land voller Energieressourcen������������������������������������������������������������������������������������������� 171 Räumliche Disparitäten und Exportorientierung ��������������������������������������������������������������� 173 Föderalismus und politische Kontroversen ����������������������������������������������������������������������� 174 Gesellschaftliche Unterstützung ��������������������������������������������������������������������������������������� 175 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 175 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 180 Kasachstan – Energiesystem im Umbruch ������������������������������������������������������������������� 181 Energieressourcen im Überfluss ���������������������������������������������������������������������������������������� 181 Akteure der Energieerzeugung ������������������������������������������������������������������������������������������ 182 Eckpunkte der Klima- und Energiepolitik ������������������������������������������������������������������������� 184 Infrastrukturelle Defizite und ökologische Bedrohungen ������������������������������������������������� 184 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 185 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 188 Kirgistan – Kein Raum für die Erneuerbaren ������������������������������������������������������������� 191 Wasserkraft dominiert ������������������������������������������������������������������������������������������������������� 191 Lasten aus der Sowjetzeit ��������������������������������������������������������������������������������������������������� 193 Energie- und Klimapolitik im Schlingerkurs ��������������������������������������������������������������������� 194 Verflechtungen, Abhängigkeiten und Konflikte ����������������������������������������������������������������� 194 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 195 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 197 Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut ������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 199 Dominanz von Wasserkraft und Biomasse ������������������������������������������������������������������������ 199 Staudamm Inga 3 ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 200 Erneuerbare Energien als Chance ������������������������������������������������������������������������������������� 202 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 202 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 207
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Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika ����������������������������������������������� 209 Marokko als grüner Stromexporteur ��������������������������������������������������������������������������������� 209 Ambitionierte Ziele ����������������������������������������������������������������������������������������������������������� 210 Reichhaltige Solar- und Windpotenziale ��������������������������������������������������������������������������� 213 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 213 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 218 Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg ����������������������������������������������������������������� 219 Liberalisierung als Schlüssel ��������������������������������������������������������������������������������������������� 219 Stabiler politischer Rahmen����������������������������������������������������������������������������������������������� 222 Berücksichtigung indigener Gemeinschaften ������������������������������������������������������������������� 222 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 223 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 226 Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare����������������� 229 Abhängigkeit von fossilen Ressourcen ����������������������������������������������������������������������������� 229 Fossile Industrie erschwert Energietransformation ����������������������������������������������������������� 232 Wasserkraft dominiert Regenerativstrom��������������������������������������������������������������������������� 233 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 233 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 237 Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas ������������������������������������������������������������������������� 239 Kraft des Wassers��������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 239 Dekarbonisierung des Gebäude- und Verkehrssektors ������������������������������������������������������� 242 Große Windpotenziale ungenutzt��������������������������������������������������������������������������������������� 243 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 243 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 248 Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien ������������������������������������� 249 Wasserkraft mit großer Tradition ��������������������������������������������������������������������������������������� 249 Folgen des EU-Beitritts ����������������������������������������������������������������������������������������������������� 251 Quo vadis Erneuerbare ������������������������������������������������������������������������������������������������������� 252 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 253 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 256 Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung ����������������������������������������������������������� 259 Big Player auf internationalen Energiemärkten ����������������������������������������������������������������� 259 Energiemix zu 97 % fossil-nuklear������������������������������������������������������������������������������������� 261 Zentralisierter Energiemarkt ��������������������������������������������������������������������������������������������� 261 Große regenerative Potenziale ������������������������������������������������������������������������������������������� 263 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 263 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 267 Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls������������������������������������������������������������������������� 269 Energie im Überfluss ��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 269 Energiesystem ohne Erneuerbare��������������������������������������������������������������������������������������� 271 Diversifizierung der Energieversorgung����������������������������������������������������������������������������� 271 Meerwasserentsalzung im großen Stil ������������������������������������������������������������������������������� 272 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 272 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 276 Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren ����������������������������������������������������������������������� 279 Mehr Energieunabhängigkeit��������������������������������������������������������������������������������������������� 279 Transformation mit Unterbrechungen ������������������������������������������������������������������������������� 280 Hoffnungsträger Solarenergie ������������������������������������������������������������������������������������������� 282 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 283 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 286
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
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Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert ����������������������������������������������������������� 289 Monopolstellung eines Kohlestromproduzenten ��������������������������������������������������������������� 289 Erfolgreiches Förderprogramm für Erneuerbare ��������������������������������������������������������������� 290 Chance für sozio-ökonomische Entwicklung ������������������������������������������������������������������� 292 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 293 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 296 Südkorea – Schleppende Transformation ��������������������������������������������������������������������� 299 Energie für den Wirtschaftsaufschwung ��������������������������������������������������������������������������� 299 Der Atomschock����������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 300 Langwieriger Atomausstieg ����������������������������������������������������������������������������������������������� 301 Vielfältige regenerative Energiepotenziale������������������������������������������������������������������������� 302 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 303 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 308 Türkei – Kernenergie im Blick ��������������������������������������������������������������������������������������� 309 Dominanz fossiler Energieträger bröckelt ������������������������������������������������������������������������� 309 Marktwirtschaftliche Reformen und Internationalisierung ����������������������������������������������� 310 „Heimischer, erneuerbarer“ ����������������������������������������������������������������������������������������������� 312 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 313 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 315 Ungarn – Energietransformation im Rückstand ��������������������������������������������������������� 317 Energiesystem im Überblick ��������������������������������������������������������������������������������������������� 317 Abkehr von der Liberalisierung ����������������������������������������������������������������������������������������� 318 Blockade gegen Windenergie��������������������������������������������������������������������������������������������� 319 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 321 Literatur������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 324 USA – Energiesupermacht ��������������������������������������������������������������������������������������������� 327 Status quo des Energiesystems ����������������������������������������������������������������������������������������� 327 Schiefergasrevolution��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 328 Energiepolitik im Wandel �������������������������������������������������������������������������������������������������� 330 Karten ��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 331 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 334 Venezuela – Ölressourcen als Fluch und Segen������������������������������������������������������������� 337 Einzigartiger fossiler Reichtum ����������������������������������������������������������������������������������������� 337 Petro-Staat ������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 338 Weg in die Krise����������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 340 Nationale Stromkrise ��������������������������������������������������������������������������������������������������������� 340 Karten��������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 341 Literatur ����������������������������������������������������������������������������������������������������������������������������� 343
Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte
Ägypten ist in den letzten Jahrzehnten nicht nur als Exporteur von Mineralöl und Erdgas aufgetreten, sondern konnte auch seinen eigenen Energiebedarf überwiegend mit fossilen Rohstoffen decken (vgl. Tab. 1). Vor dem Hintergrund der wachsenden Energienachfrage und der Erschöpfung heimischer fossiler Ressourcen befindet sich Ägyptens Energiesektor derzeit jedoch in einem starken Transformationsprozess, an dessen Ende eine geringere Abhängigkeit von fossilen Energieträgern stehen soll. Dafür hat sich die Regierung ambitionierte energiepolitische Ziele gesteckt (vgl. Abb. 1). Nicht zuletzt soll in dem mit reichhaltigen Solar- und Windpotenzialen gesegneten Land der größte PV-Park der Welt entstehen.
erringerung der Abhängigkeit von fossilen V Rohstoffen Ägypten ist mit 98,4 Millionen Menschen (IEA 2021a) der bevölkerungsreichste Staat Nordafrikas. Der Großteil des Landes besteht aus Wüsten, sodass sich 95 % der Bevölkerung auf das schmale fruchtbare Tal und Delta des Nils konzentrieren, die lediglich 5 % der Gesamtfläche Ägyptens einnehmen. Das Land verfügt über ein weitverzweigtes Stromnetz, auf dessen Basis etwa 99 % der Bevölkerung einen Zugang zu Strom haben (El-Shamy 2019, S. 3726 f.).
Der Großteil des Strombedarfs wird über fossile Energieträger gedeckt, wobei Erdgas einen Anteil von 80 % und Mineralöl von 11 % am Strommix ausmachen (vgl. Abb. 2 und 3). Erneuerbare Energien liegen bislang bei einem Anteil von insgesamt 8,1 %, der sich aus 6,6 % Wasserkraft und 1,5 % Solar- und Windenergie zusammensetzt. Auch der gesamte Energiemix (Abb. 4), d. h. zuzüglich Wärme- und Kraftstoffsektor, basiert mit einem Erdgasanteil von 54,4 % und einem Erdölanteil von 38,3 % überwiegend auf fossilen Energieträgern (IEA 2021a). Aufgrund des Wirtschafts- und Bevölkerungswachstums, der Expansion von Städten und der Anhebung des Lebensstandards ist die Energienachfrage in den letzten Jahren stark angestiegen und wird sich laut Prognosen bis 2030 sogar um 21 % erhöhen (El-Shamy 2019, S. 3727). Bis in die 1990er-Jahre konnte Ägypten seinen Energiebedarf noch gut auf Basis heimischer fossiler Ressourcen, wie Mineralöl, Erdgas und Wasserkraft, decken (Mahdy und Bahaj 2018, S. 282). Seit den 2000ern herrscht jedoch ein Defizit im Energieangebot (vgl. Abb. 5), was vor allem auf die steigende Energienachfrage und die allmähliche Erschöpfung der Öl- und Gasressourcen zurückzuführen ist (Shaaban et al. 2018, S. 3). Daher wurde Ägypten von einem langjährigen Netto-Exporteur fossiler Rohstoffe (vgl. Abb. 6) zu einem Netto-Importeur (El-Shamy 2019, S. 3728). Energiemangel und eine alternde Strominfrastruktur führen
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2019 2018 2017 2018 2018 2020 2020
WERT(E) 4004 PJ | 45 GJ 217 Mt 10,1 % 38.220 MW | 4100 MW 3,9 % 8,1 % 6 ct/kWh | 4 ct/kWh 3920
QUELLE IEA 2021b BP 2020 IEA 2021b Power Technology 2018; El Gindi 2020 IEA 2021b IEA 2021b Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_1
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Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte
Erneuerbare 4.3 %
Energieziele Ägypten Nationaler Energieplan Anteil EE am Strommix • 2022: 20 % (12% Wind-, 6 % Wasser- und 2 % Solarkraft) • 2035: 42 %
„ Vision Ägypten 2030“: Anteil EE am Energiemix • 2020: 8 % • 2030: 12 %
Erdöl 36.7 %
Gesamt: 3636 PJ
Installierte Leistungen 2027: • Windenergie: 7200 MW • Solarenergie: 3500 MW, PV 2800 MW, CSP 700 MW
Erdgas 59.0 %
Benban PV-Park (1800 MW) größter PV-Park weltweit
Abb. 1 Energieziele Ägypten. (Quelle: Abdalla et al. 2019; El-Shamy 2019; Fayek und Abdalla 2020; Shaaban et al. 2018)
Abb. 2 Inländische Produktion Ägypten 2018 (Datengrundlage: IEA 2021b)
Wind 1.2 % Photovoltaik 0.3 % Erdgas 80.0 %
Gesamt: 194 TWh
Erneuerbare 8.1 % Wasserkra 6.6 % Erdöl 11.9 %
Abb. 3 Strommix Ägypten 2018 (Datengrundlage: IEA 2021b)
Verringerung der Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen
3
Kohle 3.4 %
Erneuerbare 3.9 %
Gesamt: 4005 PJ
Kohle 0.9 %
Erneuerbare 5.0 %
Erdöl 38.3 %
Erdöl 44.2 %
Gesamt: 3053 PJ
Erdgas 49.9 %
Erdgas 54.4 %
Abb. 5 Energiemix Ägypten 2008 (Datengrundlage: IEA 2020)
Abb. 4 Energiemix Ägypten 2018 (Datengrundlage: IEA 2020)
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern (Datengrundlage: IEA 2021b)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
100
200
400
250
Ölprodukte
600
437 511
87
Erdgas
500
143
5
Erdöl
Strom
300
72
105
0.3 1.6 Import
Export
700
4
dabei immer wieder zu Stromausfällen (Shaaban et al. 2018). So befindet sich Ägypten bezüglich der Herausforderungen Energiesicherheit und Energieabhängigkeit in einem signifikanten Transformationsprozess an dessen Ende die Energieversorgung kosteneffizienter, verlässlicher, sicherer und umweltverträglicher sein soll (El-Shamy 2019, S. 3727). Hinzu kommt der Wunsch, unabhängiger von schwankenden Ölpreisen und Energieimporten zu werden, um die wirtschaftliche Entwicklung des Landes stabilisieren zu können (Nandi et al. 2019, S. 238). Die Erhöhung der Energiesicherheit soll dabei durch eine Diversifizierung der Energieressourcen und durch die Nutzung erneuerbarer Energien gewährleistet werden (Abdalla et al. 2019). Zudem wurde 2015 ein Vertrag mit Russland unterzeichnet, dem zufolge bis 2022 ein Atomkraftwerk mit einer installierten Leistung von insgesamt 4800 MW errichtet werden und zur langfristigen Deckung des Strombedarfs beitragen soll (Shaaban et al. 2018, S. 4).
nergiereform für ambitionierte E Energieziele Um den geplanten Transformationsprozess zu forcieren, hat die ägyptische Regierung einen nationalen Energieplan aufgestellt, der bis 2022 einen Anteil erneuerbarer Energien am Strommix von 20 % und bis 2035 von 42 % vorsieht (El-Shamy 2019, S. 3730). Außerdem ist es das Ziel der im Jahr 2016 initiierten Vision Ägypten 2030, den Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch von 1 % im Jahr 2016 auf 12 % bis 2030 zu erhöhen (ebd., S. 3728). Die New & Renewable Energy Authority (NREA) hat neben dem Ministerium für Strom und erneuerbare Energien eine tragende Rolle bei der Entwicklung der regenerativen Energieversorgung in Ägypten (Abdalla et al. 2019). Nach einem Report der NREA von 2018 beträgt die gesamte installierte Leistung erneuerbarer Energien in Ägypten 4100 MW, wovon 68 % auf Wasser, 24 % auf Wind, 4 % auf konzentrierende solarthermische Kraftwerke (CSP) und 4 % auf Photovoltaik entfallen (El Gindi 2020, S. 108). Neben der NREA, die selbst EE-Anlagen betreibt und entsprechende Projekte entwickelt, gibt es drei private unabhängige Stromproduzenten, die zusammen auf eine installierte erneuerbare Leistung von 2,5 GW kommen und einen Stromabnahmevertrag mit der Egyptian Electricity Holding Company (EEHC) haben. Das auf den Stromsektor bezogene 20 %-Ziel der Regierung bis 2022 soll sich zu 12 % aus Wind-, zu 6 % aus Wasser- und zu 2 % aus Solarkraft zusammensetzen (Abdalla et al. 2019). Damit dieses Ziel erreicht wird, müssen zusätzlich 10 GW Leistung im Bereich Wind- und Solarenergie ausgebaut werden (El-Shamy 2019, S. 3729). Da der Anteil der Onshore-Windenergie an der Stromproduktion
Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte
aktuell noch unter 2 % liegt, wurde das für 2022 gesetzte Ziel, das größerer Investitionen bedurft hätte, als bisher getätigt wurden, auf das Jahr 2027 verschoben (Mahdy und Bahaj 2018, S. 282). Die ägyptische Energiestrategie für den Aufbau der angestrebten EE-Leistungen soll zu 33 % durch Projekte der Regierung und zu 67 % über Projekte aus dem privaten Sektor getragen werden (El Gindi 2020, S. 109). Für die Partizipation des privaten Sektors an EE-Projekten sind finanzielle Anreize und Förderprogramme erforderlich (El-Shamy 2019, S. 3735). Aktuell wird der Energiesektor durch die Regierung subventioniert mit dem Ziel, die Verbraucher vor schwankenden Energiepreisen auf dem internationalen Markt zu schützen und so auch der einkommensschwachen Bevölkerung einen Zugang zu bezahlbarem Strom zu gewährleisten (Mahdy und Bahaj 2018, S. 282). Allerdings werden dadurch auch attraktive Bedingungen für energieintensive Industrien, wie Raffinerien, Stahl- und Betonindustrie, geschaffen und dadurch kaum Anreize für die Einführung erneuerbarer Energien und innovativer energieeffizienter Technologien gesetzt. Die Energiesubventionen sorgen zudem für eine Verschärfung der prekären Haushaltssituation Ägyptens und schlagen sich mit etwa einem Fünftel in den Haushaltsausgaben nieder. Seit der Wirtschaftsreform von 2014 werden die Energiesubventionen jedoch kontinuierlich gesenkt, was sich auch in einem Rückgang des Energieverbrauchs und einer Umlagerung von Investitionen in weniger energieintensive Sektoren zeigt (Breisinger et al. 2019, S. 661 ff.). Im Zuge der Reform wurde im Jahr 2014 ein Feed-in Tariff (FIT) für erneuerbare Energien sowie wettbewerbsorientierte und international angelegte Aus schreibungsverfahren auf den Weg gebracht (El-Shamy 2019, S. 3735). Außerdem gibt es inzwischen ein Quotensystem, das Industrien mit einem großen Energieverbrauch dazu verpflichtet, einen bestimmten Anteil des benötigten Stroms aus erneuerbaren Energien zu decken (El Gindi 2020, S. 109).
egaprojekte zur Erschließung der M reichhaltigen Energiepotenziale Im Rahmen verschiedener Kooperationen, unter anderem mit Frankreich, Deutschland, Spanien, Dänemark, Japan und der Europäischen Union, setzt die ägyptische Regierung bereits seit den 1970er-Jahren auf Programme zur Verbesserung, Testung, Bewertung und Markteinführung von erneuerbaren Energien. Als Ergebnis der Kooperationen wurden Projekte zur Solarthermie in Städten sowie zu Biogasanlagen, Wind- und PV-Parks, unter anderem für den Betrieb von Wasserpumpen und Meerwasserentsalzungs-
Karten
anlagen, in ländlichen Regionen durchgeführt. Um die ambitionierten Energieziele zu erreichen, konzentriert sich die Regierung bislang auf groß angelegte EE-Projekte und rückt damit vor allem die technischen Aspekte regenerativer Energiesysteme in den Vordergrund. Zunehmend geraten aber auch sozioökonomische Aspekte in den Fokus der Energiepolitik, da der Regierung die Bedeutung der öffentlichen Akzeptanz immer stärker bewusstwird. Grundsätzlich besteht im Land die Auffassung, dass erneuerbare Energien als Energiequellen sicher und verlässlich sind und dass Investitionen in die lokale EE-Infrastruktur das lokale Wirtschaftswachstum fördern, Arbeitsplätze schaffen und so sozioökonomische Vorteile generieren können (El-Shamy 2019, S. 3729 ff.). Ägypten verfügt generell über eine gute Industriebasis, die auf die Entwicklung regenerativer Technologien angepasst werden kann (Abdalla et al. 2019). Vor dem Hintergrund der Energietransformation werden voraussichtlich insgesamt 29.000 Arbeitsplätze in den Bereichen Projektplanung, Herstellung, Vertrieb, Installation und Instandhaltung geschaffen (El-Shamy 2019, S. 3737). Vielversprechend sind dabei die großen Potenziale bei der Onshore-Windenergie (Shaaban et al. 2018). Doch auch das Offshore-Potenzial ist beachtlich. Die Windressourcen am Roten Meer zählen nicht zuletzt zu den reichhaltigsten weltweit, insbesondere im Bereich des Golfs von Sues, mit durchschnittlichen Windgeschwindigkeiten von 8–10 m/s in einer Höhe von 100 m. Insgesamt hat Ägypten ein Offshore-Windpotenzial von 33 GW, wovon 13 GW auf das Mittelmeer entfallen (Mahdy und Bahaj 2018, S. 282 ff.). Vielversprechende Regionen für die Onshore-Windenergie liegen entlang den Ufern des Nils (z. B. Beni Suef, El- Kharga-Oase) mit Windgeschwindigkeiten zwischen 5 und 8 m/s in 200 m Höhe (El-Shamy 2019, S. 3732). Aktuell existieren drei große Windparks in Ägypten: Zafarana (in stallierte Leistung: 545 MW), Gabal El Zeit (240 MW) und Hurghada (5 MW) (Shaaban et al. 2018, S. 4). Der Windpark Zafarana besteht aus 700 Turbinen, liegt 120 km südlich von Sues und wurde von 2001–2010 mit Hilfe von Unternehmen aus Dänemark, Spanien und Deutschland errichtet. Um die Windpotenziale von 20.000 MW (Tazay et al. 2020, S. 96529) im Bereich des Sues-Kanals besser ausnutzen zu können, soll die installierte Leistung des Windparks Gabal El-Zeit, bestehend aus 120 Turbinen, auf mindestens
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540 MW ausgebaut werden (Fayek und Abdalla 2020, S. 1035). Außerdem wird im Bereich des Golfs von Sues ein Windkraft-Komplex mit einer Leistung von 2000 MW entwickelt, an dem die deutsche Firma Siemens mit einem Windpark der Leistung 500 MW beteiligt ist. Aufgrund starker Kritik seitens Ornithologen sollen bei den Planungen neuerdings die Zugbahnen von Zugvögeln, die sich auf dem Weg von Europa zu den Großen Seen in Ostafrika befinden, berücksichtigt werden (Takouleu 2020). Neben der Windenergie spielt die Solarenergie eine zen trale Rolle bei der Energietransformation. Da Ägypten im globalen Sonnengürtel liegt, weist das Land eine hohe Sonnenscheindauer von 9–11 h/Tag und eine Globalstrahlung von 2000–3200 kWh/m2/Jahr auf. Das Ziel der Regierung für den Ausbau der Solarenergie ist es daher, bis zum Jahr 2027 eine installierte Leistung von 2800 MW Photovoltaik und 700 MW konzentrierender Solarthermie (CSP) zu errichten (Tazay et al. 2020, S. 96529). Der im Bau befindliche PV-Park Benban, der ca. 40 km nordwestlich von Assuan in einem Wüstengebiet im Süden Ägyptens liegt, soll mit einer Gesamtleistung von 1800 MW der größte Solarpark weltweit werden. Er wird sich nach Fertigstellung aus 41 kleineren PV-Parks zusammensetzen und sich über eine Gesamtfläche von 37,2 km2 erstrecken (Fayek und Abdalla 2020, S. 1034). Das Potenzial der Wasserkraft, das in der Geschichte Ägyptens schon immer eine zentrale Rolle gespielt hat, wird vor allem am Nil erschlossen, wo sich die drei größten Wasserkraftwerke, High Dam (2100 MW), Aswan I (280 MW), Aswan II (270 MW) befinden (Fayek und Abdalla 2020, S. 1035). Die Auswirkungen des Klimawandels beeinflussen jedoch die Abflussregime der Flüsse Ägyptens und reduzieren damit die Versorgungssicherheit des Landes. Der Ausbau erneuerbarer Energien stellt damit nicht nur eine gute Gelegenheit zur Abmilderung des Klimawandels dar, sondern erhöht zudem die Energiesicherheit einer wachsenden ägyptischen Bevölkerung.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Ägypten – Große Energiepotenziale und große Projekte
Literatur
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Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
Trotz der drittgrößten Menge an CO2-Emissionen auf dem afrikanischen Kontinent und den gravierenden Auswirkungen des Klimawandels, die auch Algerien mehr und mehr zu schaffen machen, setzt die Regierung zur Deckung des steigenden Energiebedarfs auf ein fossiles Energiesystem. Dies mag daran liegen, dass Algeriens Wirtschaft und Energiemarkt von einem in Afrika einzigartigen Öl- und Erdgasreichtum verwöhnt sind (vgl. Tab. 1). Die umfangreichen alternativen Energiepotenziale bei der Solarenergie wurden inzwischen zwar erkannt (vgl. Abb. 1), der Ausbau geht jedoch nur schleppend voran.
Dominanz von Öl und Gas Algerien ist das größte Land des afrikanischen Kontinents, wobei 80 % der Landesfläche von der Sahara-Wüste, die sich im Süden des Landes befindet, eingenommen werden.
Das Land gehört global betrachtet zu den Ländern mit den größten Rohstoffvorkommen (Boukli Hacene et al. 2020, S. 948). Mit 4,5 Bio. m3 nachgewiesenen Erdgasvorkommen verfügt das Land über die zehntgrößten Reserven der Erde und nach Nigeria über die zweitgrößten in Afrika. Bei den nachgewiesenen Ölreserven handelt es sich um Größenordnungen von 12,2 Mrd. Barrel, womit Algerien weltweit auf Platz 15 und auf Platz drei unter den afrikanischen Ländern liegt. Außerdem befinden sich auf dem algerischen Territorium mit 19.800 Mrd. m3 die weltweit drittgrößten Schiefergas-Reserven (nach China und Argentinien sowie vor den USA). Das entspricht der vierfachen Menge der aktuell bekannten konventionellen algerischen Gasreserven. Insgesamt sind knapp 200 fossile Lagerstätten bekannt, davon unter anderem 73 im Illizi-Becken, 57 im Becken der Zentralsahara, 34 im Becken Ghadames-Rhourde Nouss und 31 im Oued Maya-Becken (Abada und Bouharkat 2018, S. 2). Mit diesen reichhaltigen Rohstoffvorkommen gehört
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar
JAHR 2018 2019 2018 2016
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Solarthermie (hybrid) | Wind Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte
2018 2018 2019 2020
Beschäftige im EE-Sektor
2020
WERT(E) 2552 PJ | 60 GJ 147 Mt −154,0 % 18.399 MW | 0 | 607 MW 0,1 % 0,9 % 4| 1 | 12 3 ct/kWh | 3 ct/kWh 2348
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Global Transmission Report 2017 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia 2019; thewindpower.net 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_2
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Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
Energieziele Algerien EE und Energieeffizienz Entwicklungsprogramm Ausbauziel EE 2030 22.000 MW • 12.000 MW für den nationalen Markt • 10.000 MW für den Export
Anteil EE 2030 • An der gesamten Stromproduktion 40 % • Am nationalen Stromverbrauch 27 %
Ziele Installierte Leistung 2030 (Anteil an der EE Stromproduktion) • PV: 13.575 MW (62 %) • CSP: 2000 MW (9 %) • Wind: 5010 MW (23 %)
Abb. 1 Energieziele Algerien, EE und Energieeffizienz Entwicklungsprogramm. (Quelle: Abada und Bouharkat 2018; Bouznit et al. 2020; Zidane et al. 2020)
Algerien zu den fünf bzw. zehn größten Produzenten von Erdgas bzw. Erdöl (Boukli Hacene et al. 2020, S. 948). Algerien ist der größte afrikanische Erdgasproduzent und der zweitgrößte Erdgaslieferant für Europa (Abada und Bouharkat 2018, S. 4). Wirtschaftlich betrachtet ist Algerien durch eine große Abhängigkeit von fossilen Rohstoffexporten gekennzeichnet (vgl. Abb. 2), denn diese Exporte haben einen Anteil von 96 % an den Exportgewinnen und einen Anteil von 17 % am Bruttoinlandsprodukt (Zidane et al. 2020, S. 4). Aus diesem Grund ist die algerische Wirtschaft sehr anfällig gegenüber schwankenden Ölpreisen (Boukli Hacene et al. 2020, S. 958). Der inländische Energiebedarf wird nahezu ausschließlich mit günstig produziertem und hoch subventioniertem Erdöl (Anteil von 35,4 %) und Erdgas (Anteil von 63,8 %) gedeckt (Boukli Hacene et al. 2020, S. 962) – vgl. Abb. 3, 4 und 5. Da außerdem 98,6 % des Stroms mit Erdgas erzeugt werden, gehört Algerien zu den Ländern mit dem größten Anteil fossiler Energieträger an der Stromproduktion (vgl. Abb. 6). Diese Stromproduktion wird durch private und staatliche Unternehmen gewährleistet und von dem staatseigenen Unternehmen Sonelgaz koordiniert. Das Staatsunternehmen ist dabei verantwortlich
Abb. 2 Importe und Exporte Algerien (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
Erdöl
Ölprodukte
Erdgas
Strom
500
1000
1500
2000
14 0 9
35
1201
948
0
1831
2 2 Import
Export
2500
3000
Ambitioniertes EE-Programm mit geringen Anreizen
13
Erneuerbare 0.1 %
Erneuerbare 0.1 %
Gesamt: 6512 PJ
Erdgas 53.1 %
Kohle 0.6 %
Erdöl 35.4 %
Erdöl 46.8 %
Gesamt: 2552 PJ Erdgas 63.8 %
Abb. 3 Inländische Produktion Algerien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kohle 2.2 %
Erneuerbare 0.2 %
Erdöl 37.2 %
Gesamt: 1561 PJ Erdgas 60.4 %
Abb. 4 Energiemix Algerien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
für die Stromverteilung und Stromübertragung (Bouznit et al. 2020). Insgesamt lag der Energieverbrauch pro Kopf im Jahr 2014 mit 1363 kWh deutlich unter dem weltweiten Durchschnitt von 3030 kWh. Mit dem Faktor 2,4 lag er dennoch wesentlich über dem afrikanischen Durchschnitt von 568 kWh (Boukli Hacene et al. 2020, S. 949). Der vergleichsweise hohe Energieverbrauch ist auf die hoch
Abb. 5 Energiemix Algerien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
subventionierten und damit günstigen Strompreise zurückzuführen, die damit als Ursache eines wenig innovationsfreudigen und ineffizienten Umgangs mit Strom zu betrachten sind (Bouznit et al. 2020, S. 13). Laut Prognosen wird sich der Strombedarf des Landes sogar noch von aktuell 77 TWh auf 130–150 TWh im Jahr 2030 verdoppeln (IEA 2021; Abada und Bouharkat 2018, S. 1).
mbitioniertes EE-Programm mit geringen A Anreizen Aufgrund der Dominanz fossiler Energieträger ist Algerien, nach Südafrika und Ägypten, der drittgrößte CO2-Emittent auf dem afrikanischen Kontinent (Mellah et al. 2019, S. 307). Gleichzeitig ist das Land besonders vulnerabel gegenüber klimatischen Veränderungen, weshalb Algerien als erstes Land des Globalen Südens die Intended Nationally Determined Contribution (INDC) im Rahmen des Pariser Klimaabkommens eingereicht hat (Bouznit et al. 2020, S. 1). Um die THG-Emissionen zu reduzieren, den Energiemix zu diversifizieren und die Energieeffizienz zu verbessern wurde bereits 2011 das Entwicklungsprogramm für erneuerbare Energien und Energieeffizienz ins Leben gerufen (Boukli Hacene et al. 2020, S. 948). Nach der Pariser Klimakonferenz von 2015 wurde die ursprünglich angestrebte installierte Leistung erneuerbarer Energien von 12.000 MW auf 22.000 MW im Jahr 2030 erhöht, mit einem Zwischenziel von 4500 MW im Jahr 2020. Von dieser Kapazität sind 12.000 MW für den nationalen Markt und 10.000 MW für den Export vorgesehen (Zidane
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Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
Wind 0.01 %
Erdgas 98.6 % Erneuerbare 0.9 %
Gesamt: 77 TWh
Photovoltaik 0.7 %
Erdöl 0.5 %
Wasserkraft 0.2 %
Abb. 6 Strommix Algerien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
et al. 2020, S. 5). Demnach sollen erneuerbare Energien bis 2030 einen Anteil von 40 % an der gesamten Stromproduktion, aber nur 27 % am nationalen Stromverbrauch ausmachen (Abada und Bouharkat 2018, S. 4). Insgesamt sind für dieses Ziel bis 2030 Investitionen von über 120 Mrd. US-$ notwendig (Fares et al. 2019, S. 2). Um nationale und ausländische Investitionen in EE-Projekte zu fördern, setzt die Regierung unter anderem auf umfangreiche Steuererleichterungen und reduziert Importzölle für Komponenten und Rohmaterialien zur Herstellung von EE- Technologien (Boukli Hacene et al. 2020, S. 951). Außerdem führte Algerien 2004 als erstes Land auf dem afrikanischen Kontinent das Feed-in Tarif (FiT)-Schema ein, das jedoch wirkungslos blieb und im Jahr 2014 überarbeitet werden musste (Fateh und Khalida 2018, S. 1). Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien wird nun gefördert und stimuliert, indem auf einen Basistarif (der durchschnittliche Strompreis in Algerien) für jede produzierte Kilowattstunde Strom zusätzlich ein technologiespezifischer Bonus ausgezahlt wird (Bouznit et al. 2020, S. 8). Das FiT wird über den im Jahr 2009 eingerichteten nationalen Fonds für erneuerbare Energien, Energieeffizienz und Energiemanagement finanziert. Dieser Fonds speist sich aus Steuerabgaben von 1 % der Ölgewinne und über Steuern auf den Energieverbrauch sowie auf energieintensive Anwendungen (Boukli Hacene et al. 2020, S. 951). Im Jahr 2017 wurde zudem eine gesetzliche Grundlage zum Aufbau von Auktionsprogrammen für erneuerbare Energien eingeführt, da das bis-
lang noch parallellaufende FiT-Schema in den kommenden Jahren enden soll. Mit diesem System wird der aus erneuerbaren Energien produzierte Strom für maximal 25 Jahre über Power Purchase Agreements an das staatseigene Unternehmen Sonelgaz zu guten Konditionen verkauft. Die gesamte zu in stallierende Leistung ist auf 4 GW ausgelegt und soll in drei Phasen mit jeweils 1350 MW vonstattengehen. Im Jahr 2018 fand die erste Auktionsrunde für Solarenergie mit einer ausgeschriebenen Leistung von 150 MW statt, die jedoch mit acht Vorschlägen und einer gesamten Leistung von 90 MW nur bedingt erfolgreich war (Bouznit et al. 2020, S. 10). Nach der Einschätzung von Experten ist dieser Misserfolg auf unzureichende Informationen, wie bspw. die verspätete Bekanntgabe von Details zu den Auktionsverfahren, zurückzuführen (Fateh und Khalida 2018).
eringe Konkurrenzfähigkeit von G erneuerbaren Energien Bei der Entwicklung von erneuerbaren Energien richtet die algerische Regierung den Fokus v. a. auf die Solarenergie, die bis 2030 einen Anteil von 71 % (62 % PV und 9 % CSP) an der EE-Stromproduktion erreichen soll, und dies mit installierten Leistungen von 13.575 MW PV und 2000 MW CSP (Zidane et al. 2020, S. 5). Damit verfolgt Algerien das weltweit ambitionierteste Programm für konzentrierende
Karten
solarthermische Kraftwerke (Tassoult und Haddad 2019). Laut dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt hat Algerien mit durchschnittlich 2000–3500 Sonnenstunden das größte Solarpotenzial im mediterranen Raum. Im Falle einer hypothetischen landesweiten Inwertsetzung des Solarpotenzials könnte das 5000-fache des Stromverbrauchs von Algerien, das 60-fache des Stromverbrauchs von Europa und das Vierfache des globalen Strombedarfs gedeckt werden (Fares et al. 2019). Mit dem Solarpotenzial von 2500 kWh/m2 könnten 14 TWh aus PV und 168 TWh aus konzentrierender Solarthermie (CSP) produziert werden (Tassoult und Haddad 2019). Seit der Eröffnung des ersten PV-Projekts Hassi R’Mel im Jahr 2011, mit einer installierten Leistung von 25 MW, wurden v. a. in der Sahara 26 PV-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 400 MW installiert. Neben weiteren PV-Projekten sind auch drei CSP-Kraftwerke geplant (Fares et al. 2019). Die installierte Leistung für Windenergie soll laut algerischem Energieprogramm bis zum Jahr 2030 auf 5010 MW ausgebaut werden und damit einen Anteil von 23 % an der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien erreichen. Bislang gibt es allerdings vergleichsweise wenig Angaben zum Windpotenzial und kaum realisierte Windprojekte (Bouznit et al. 2020, S. 4). Studien gehen von einem ergiebigen Windpotenzial im Südwesten der Sahara (bei Tindouf, Adrar und Bechar) sowie in Hassi R’Mel, im Norden der Sahara, aus (Charrouf et al. 2018, S. 1). Insgesamt ist nach Einführung des FiT-Systems seit 2015 ein Wachstum an installierter Leistung zu verzeichnen, insbesondere bei der Solarenergie. Allerdings stagniert das Wachstum bei erneuerbaren Energien seit der Einführung des Auktionssystems im Jahr 2017, was auf Unsicherheiten und zu geringe Anreize zurückzuführen ist. Diese Entwicklung ist alarmierend, da die installierte Leistung im Jahr 2018 mit 445 MW deutlich hinter dem Ziel für 2020 von 4525 MW lag. Wenn die aktuelle Wachstumsrate der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien von 0,175 % pro Jahr anhält, dann wird der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromproduktion im Jahr 2030 bei 3,25 % und damit deutlich unter dem 27 %-Ziel liegen (Bouznit et al. 2020, S. 12 f.). Das ist auch darauf zurückzuführen, dass die installierte Kapazität im Bereich der fossilen Energieträger deutlich höher ist als bei den erneuerbaren Energien. Zwar sind die Zuwachsraten bei den Stromkapazitäten der erneuerbaren Energien (Zuwachs 166 % = 420 MW) im Zeitraum 2011– 2017 größer als bei fossilen Energieträgern (Zuwachs 84 % = 9154 MW). Jedoch liegt der Ausgangspunkt auf einem viel niedrigerem Niveau, was anhand der absoluten Zuwachswerte deutlich wird (ebd.). Noch sind die erneuerbaren Energien in Algerien also nicht wettbewerbsfähig gegenüber fossilen Energieträgern (Boukli Hacene et al. 2020, S. 348). Da das staatseigene
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Unternehmen Sonelgaz den Strommarkt kontrolliert, scheint die Regierung aufgrund der reichhaltigen fossilen Ressourcen auch weiterhin ein fossiles Energiesystem zu favorisieren (Bouznit et al. 2020, S. 2). Für die internationalen Bemühungen um den Klimaschutz ist dies ein verheerendes Signal.
Desertec Desertec ist eines der größten und ambitioniertesten internationalen Projekte zur Nutzung erneuerbarer Energien. Es wurde im Jahr 2009 von der deutschen Stiftung Desertec Foundation und der Münchener Rückversicherungs- Gesellschaft ins Leben gerufen (Fares et al. 2019). Die Idee des Programms basiert auf einer umfangreichen Energiekooperation zwischen europäischen und MENA- Ländern zur Finanzierung und Einführung von großen EE-Projekten mit einer Gesamtleistung von 50 GW bis 2050, insbesondere zur Gewinnung von Solarstrom in der Saharawüste (Souza et al. 2020). Das Ziel dieses inzwischen etwas ins Stocken geratenen Projektes besteht grundsätzlich darin, mit grünem Wüstenstrom 15–20 % des Strombedarfs auf dem europä ischen Markt bis zum Jahr 2050 zu decken und damit Europas Kohlenstoff-Emissionen zu reduzieren (Fares et al. 2019). Laut den Studien des Deutschen Zentrums für Luftund Raumfahrt könnten mittels 0,2 % der Saharafläche 15 % des europäischen Energiebedarfs gedeckt werden (Souza et al. 2020). Gleichzeitig können die MENA-Länder ihre Energiequellen diversifizieren, ihre Abhängigkeit vom Öleinkommen reduzieren und wirtschaftlich von den grünen Energieexporten nach Europa profitieren (Abderrahim et al. 2019, S. 157). In letzter Zeit steht das Projekt jedoch zunehmend in der Kritik, da 2018 nur 20 % des Zwischenziels von 20 GW für 2020 installiert wurden (Souza et al. 2020). Die Herausforderungen bei der Projektumsetzung liegen v. a. in einem verzögerten Technologietransfer, den kostspieligen Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs leitungen nach Europa (Walter und Bosch 2012, 2013) und an den politischen und wirtschaftlichen Risiken, die zum ersten Mal auch im Kontext des Arabischen Frühlings deutlich wurden (Fares et al. 2019). Das Energiepotenzial in den Wüstengürteln der Erde ist jedoch riesig und sollte mit Blick auf die internationalen Klimaziele zügig erschlossen werden. Algerien, mit seinem großen Wüstenanteil, könnte dabei eine zentrale Rolle spielen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe, Infrastruktur sowie Standorte der fossilen Industrie. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Literatur
Algerien – Ungenutzte Potenziale bei den Erneuerbaren
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Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen
Das südamerikanische Land hatte in den letzten Jahrzehnten wiederholt mit starken Inflationen sowie Wirtschafts- und Energiekrisen zu kämpfen, in deren Folge es immer wieder zu Versorgungsengpässen beim Hauptenergieträger Erdgas kam. Zur Stabilisierung der wirtschaftlichen Erholung setzt die Regierung, neben der Diversifizierung des Energiemixes durch den Ausbau erneuerbarer Energien (vgl. Tab. 1 und Abb. 1), auf die Förderung seiner umfangreichen unkonventionellen fossilen Rohstoffe.
Erdgas als tragende Säule Argentinien zählt zu den wirtschaftlich stärksten Ländern Lateinamerikas, mit einem wachsenden Industriesektor und einer expandierenden Landwirtschaft. Letztere nimmt eine wichtige Rolle in der weltweiten Nahrungsmittelproduktion ein (Ernst et al. 2019, S. 56). Vor diesem Hintergrund verzeichnet Argentinien mit 3,9 t CO2 (IEA
2021) eine der höchsten CO2-Emissionen pro Kopf (Deng et al. 2020, S. 14477). Ausschlaggebend dafür ist vor allem die starke Abhängigkeit von fossilen Energieträgern, die knapp 90 % des Energiemixes ausmachen (Fuentes et al. 2020) – vgl. Abb. 2 und 3. Dabei ist Erdgas mit einem Anteil von 54,9 % die tragende Säule, gefolgt von Erdöl mit 32,8 %. Erneuerbare Energien liegen mit 8,3 % vor der Kernkraft mit 2,3 % und der Kohle mit 1,7 % (IEA 2021). Die Sektoren mit dem größten Energieverbrauch sind Transport (29 %), Haushalte (26 %) und Industrie (23 %) (Schaube et al. 2018). Der argentinische Strommarkt ist nach dem brasilianischen und mexikanischen der drittgrößte in Lateinamerika und über Verbindungen mit fast allen Nachbarländern regional gut integriert. Mit einem Anteil von zwei Drittel spielt Erdgas auch im Stromsektor die dominierende Rolle (vgl. Abb. 4). Den zweitgrößten Anteil haben erneuerbare Energien mit 25,4 %, worunter die Wasserkraft mit 20 % die größte Bedeutung hat. Der Rest entfällt auf Erdöl, Kernenergie und
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar
JAHR 2018 2019 2018 2018
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Wasserkraft Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte
2018 2019 2021 2020
Beschäftige im EE-Sektor
2020
WERT(E) 3320 PJ | 75 GJ 175 Mt 8,8 % 22.900 MW | 1760 MW | 11.510 MW 8,3 % 25,4 % 1113 | 21 3 ct/kWh | 5 ct/kWh 29.413
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 IAEA 2019
IEA 2021 IEA 2021 thewindpower.net 2022; dewiki.de 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_3
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Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen
Energieziele Argentinien Kernenergie 2.3 %
Energiestrategie 2025 (2015) Anteil EE (ausgenommen Wasserkraft) an der Stromproduktion • 8 % bis 2020 • 20 % bis 2025 Reduktion der CO2 Emissionen • um 15 % bis 2030 gegenüber dem BASSzenario • (mit internationaler Unterstützung um 30 %)
Erneuerbare 8.3 %
Kohle 1.7 %
Erdöl 32.8 %
Gesamt: 3320 PJ
ergieeffizie Energieeffizienz öhung um 5,9 % Erhöhung gegen bis 2025 gegenüber m BAS-Szenario BAS-Szen dem Erdgas 54.9 %
Abb. 1 Energieziele Argentinien. (Quelle: Fuentes et al. 2020; Franca et al. 2020)
Erneuerbare 6.2 %
Kohle 1.9 %
Kernenergie 2.5 %
Gesamt: 3156 PJ
Erdöl
38.5 %
Erdgas 50.9 %
Abb. 2 Energiemix Argentinien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kohle (IEA 2021). Die Dominanz von Erdgas ist auf die umfangreichen inländischen Vorkommen von 355 Mrd. m3 (Stand 2018) zurückzuführen (vgl. Abb. 5). Auf Basis dieses Potenzials, das zu den größten in Lateinamerika zählt, hat sich eine historisch gewachsene fossile Indus trie etabliert (Fuentes et al. 2020). Nach der Verstaatlichung des Energiemarktes unter Juan Perón in den 1940ern folgte 1992, in Folge einer Hyperinflation mit einer Wirtschafts- und Energiekrise, die Liberalisierung
Abb. 3 Energiemix Argentinien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
und Privatisierung der Energieversorgung. Auf dem geöffneten Strommarkt behaupteten sich v. a. internationale Unternehmen, die die Versorgungssicherheit gut gewährleisten konnten. Mit der Liberalisierung etablierte sich eine hoch wettbewerbsfähige und effiziente Stromproduktion mit insgesamt 45 Produzenten, wobei 1998 die fünf größten nur 50 % und die zehn größten nur 68 % Marktanteil hatten (Makholm 2020, S. 29). Auch wenn im Zuge der Privatisierung der Gassektor in die Segmente Produktion, Übertragung und Verteilung aufgespalten wurde, blieb die für diesen Sektor angestrebte Steigerung der Effektivität und Wettbewerbsfähigkeit aus (Eckstein et al. 2020, S. 12). In Folge der nationalen Wirtschaftskrise 2001, die eine Folge von Missmanagement war und zu politischer Instabilität führte, kam es im Jahr 2004 zu schwerwiegenden Problemen bei der Versorgung mit der Hauptenergiequelle Erdgas (Fuentes et al. 2020). Seither hat sich Argentinien, das einst der größte Öl- und Gasexporteur Südamerikas war, aufgrund steigender inländischer Nachfrage und dem Rückgang an konventioneller Öl- und Gasproduktion, zu einem Netto-Gas- und -Ölimporteur entwickelt (Rosa und D'Odorico 2019, S. 744) – vgl. Abb. 6. Hier wollte die Regierung gegensteuern: Mit einer Reform im Jahr 2014 zur Förderung von unkonventionellen fossilen Ressourcen sollte daher die Nutzung der umfangreichen Vorkommen in der Vaca Muerta-Region unter anderem durch Fracking vorangetrieben werden. Neben der Bedeutung für das wirtschaftliche Wachstum wird darin die beste Möglichkeit zur Stärkung der Energieunabhängigkeit und Energiesicherheit gesehen (Eckstein et al. 2020).
Reformen im Energiesektor zur Stabilisierung des Staatshaushalts
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Kohle 0.9 % Wind 3.6 % Photovoltaik 0.6 % Biomasse 1.2 % Erdgas 65.1 %
Gesamt: 140 TWh
Erneuerbare 25.4 % Wasserkraft 20.0 %
Kernenergie 6.1 % Erdöl 2.5 %
Abb. 4 Strommix 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
eformen im Energiesektor zur R Stabilisierung des Staatshaushalts
Erneuerbare 10.4 %
Kernenergie 2.4 %
Gesamt: 3137 PJ
Erdöl 39.4 %
Erdgas 47.7 %
Abb. 5 Inländische Produktion 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
In Lateinamerika war Argentinien eines der ersten Länder, das Strategien zur Diversifizierung des Energiemixes entwickelt hat. Ziel dabei war es, die Folgen der Hyperinflationen und Wirtschaftskrisen in den 1970ern und 1980ern, mit steigenden Energiepreisen, in den Griff zu bekommen. In den 1990er-Jahren wurde diese progressive Energiepolitik fortgesetzt. Zu den Fördermaßnahmen zählten ein 1998 und 2006 gesetzlich festgelegtes Feed in Premium (FiP)-System für EE-Technologie in Verbindung mit steuerlichen Anreizen für einen Zeitraum von 15 Jahren. Allerdings haben diese Maßnahmen keine Wirkung gezeigt, was auf die zu niedrig angesetzten Förderbeträge in der argentinischen Währung, dem Peso, und dem drastischen Währungsverfall während der Wirtschaftskrise 2001 zurückzuführen ist. In Reaktion auf den Misserfolg fand im Jahr 2009 unter dem Programm Stromproduktion aus erneuerbaren Quellen (GENREN) die erste öffentliche Auktion für
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Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
50
100
24
Strom
250
300
350
400
127
Ölprodukte
Erdgas
200
54
0
Erdöl
150
131
166
342
0
1
35
Import
1000 MW erneuerbare Energien statt, bei der EE-Projekte langfristige Verträge zur Stromabnahme in US-Dollar mit festgelegten Preisen in einem Feed in Tarif (FIT) erhalten konnten (Schaube et al. 2018). Aufgrund der instabilen makroökonomischen Verhältnisse, dem mangelnden nationalen und internationalen Vertrauen in das argentinische Wirtschaftssystem und den deutlich attraktiveren Investitionsbedingungen in anderen lateinamerikanischen Ländern, wurden jedoch nur 20 % der angebotenen Kapazität in Projekte umgesetzt (IFC 2021, S. 5). Nach einem Regierungswechsel wurde dann im Jahr 2015 eine neue Energiestrategie zur Diversifizierung des Energiemixes gesetzlich festgelegt. Die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern sollte durch EE-Investitionen reduziert werden (Ernst et al. 2019, S. 65). Ziel dabei war es, den EE-Anteil (Wasserkraft ausgenommen) am Strommix bis 2020 auf 8 % (Stand 2019: 5,4 %) und bis 2025 auf 20 % zu erhöhen (Franca et al. 2020, S. 148). Für das 20 %-Ziel sind beginnend mit 2016 jährlich 1,2 GW und insgesamt 10,4 GW nötig (IFC 2021, S. 5).
Export
Zur Förderung des anvisierten EE-Ausbaus wurde in Zusammenarbeit mit der Weltbank das Aktionsprogramm RenovAr entwickelt (Liu et al. 2019, S. 102). Anders als bei den vorherigen Programmen zeigten private Investoren diesmal großes Interesse. Da die ausgeschriebene Kapazität von 1000 MW in der ersten Runde 2016 mit einer gebotenen Gesamtleistung von 6200 MW weit übertroffen wurde, wurde eine Folgerunde angeschlossen und insgesamt 59 Projekte mit mehr als 2400 MW angenommen (Liu et al. 2019, S. 102). Auch in der zweiten Runde im Jahr 2017 überstieg das Gesamtgebot von über 9000 MW die ausgeschriebene Leistung von 1200 MW deutlich (BNamericas 2017). Seit der Einführung wurden insgesamt 147 Projekte mit einer Gesamtleistung von 4,4 GW entwickelt (IFC 2021, S. 3) und die Kosten für erneuerbare Energien erfolgreich gesenkt (Eckstein et al. 2020). Ein wesentlicher Aspekt der neuen Energiestrategie ist außerdem die Reduktion der umfangreichen Energiesubventionen. Ziel dabei ist es, private Investitionen in erneuerbare Energien und Energieeffizienzmaßnahmen voranzu-
Karten
treiben, die Energieverfügbarkeit und Energiequalität zu verbessern und insbesondere die Belastung des Staatshaushaltes zu reduzieren (Giuliano et al. 2020). Nach der Wirtschaftskrise haben sich die Staatsausgaben für Subventionen von 2005 bis 2013 mehr als verzehnfacht, von 0,3 % auf 3,5 % des BIPs (IFC 2021, S. 6). Trotz einer erneuten Wirtschaftskrise im Jahr 2018, mit Verdopplung der Inflationsrate auf 43 % und gestiegenen Energiepreisen um 377 %, wurden die Subventionen von 1,7 % des BIPs im Jahr 2017 bis 2020 um weitere 1,1 % gesenkt. Um einkommensschwache Haushalte vor den steigenden Strom- und Gaspreisen zu schützen, wurde ein staatlicher sozialer Energie- Tarif eingeführt (Giuliano et al. 2020).
Zu viele Hindernisse Mit einem Anteil am Strommix von lediglich 5,4 % sind erneuerbare Energien (ohne Wasserkraft) in Argentinien bislang kaum entwickelt, obwohl das Potenzial sehr groß ist. Während sich die größten Windpotenziale im Süden des Landes befinden (Patagonien), so ist das Solarpotenzial im Nordwesten des Landes am größten (Fuentes et al. 2020). Die zentrale Herausforderung für die Erschließung dieser Ressourcen stellt jedoch der Umgang mit den wiederkehrenden wirtschaftlichen Krisen dar, die in der Folge auch immer wieder das Land politisch destabilisieren (Eckstein et al. 2020). Dies alles führt zu einer prekären Haushaltslage sowie zu einem gravierenden internationalen Vertrauensverlust, der potenzielle Investoren zögern lässt (Makholm 2020, S. 30). Darüber hinaus bestehen aktuell, nach den zwei Auktionsrunden des Programms RenovAr, keine konkreten Maßnahmen zur Umsetzung des 20 %-Ziels. Zudem mangelt es an einer klaren politischen Steuerung sowie an einer langfristigen EE-Strategie über das Jahr 2025 hinaus (Eckstein et al. 2020). Erschwerend hinzu kommt – neben der bereits bestehenden Dominanz von Erdgas – der starke Fokus auf die Weiterentwicklung fossiler Rohstoffe (Fuentes et al. 2020). Des Weiteren stellt der Infrastrukturausbau eine große technische Hürde dar, da Übertragungsnetze über weite Distanzen, von den Potenzialregionen im Norden und Süden bis hin zu den urbanen Verbrauchsräumen im Zentrum, errichtet werden müssen (Eckstein et al. 2020). Dennoch ist es das
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Ziel, die Energieeffizienz bis 2025 um 5,9 % zu erhöhen und die THG-Emissionen bis 2030 um 15–30 % zu senken (Fuentes et al. 2020). Bei der aktuellen Entwicklung der erneuerbaren Energien liegt der Fokus vorwiegend auf der Stromgewinnung in Nähe der urbanen Zentren, die von großen Akteuren geprägt ist (Schaube et al. 2018). Eine gezielte Entwicklung von Windund Solarenergie in peripheren Regionen wird dennoch als wichtig erachtet und wurde erstmals 1999 unter dem Programm PERMER ins Leben gerufen. Ziel dieses Programms war es, der ländlichen Bevölkerung, die nicht ans nationale Stromnetz angeschlossen ist, einen Zugang zu Strom zu verschaffen (Ernst et al. 2019, S. 66). Zusammen mit dem Folgeprojekt PERMER II wurden bis zum Jahr 2018 insgesamt 100.000 Solar-Haus-Systeme installiert (Fernandez- Fuentes et al. 2021). Das Programm funktioniert als Öffentlich-private Partnerschaft, wobei der öffentliche Sektor das Projekt finanziert sowie die Strompreise für den Endverbraucher subventioniert. Für den Betrieb und die Instandhaltung des Systems ist ein privates Unternehmen verantwortlich (Schaube et al. 2018). Heute haben 89,8 % der gesamten Bevölkerung und 85 % der ländlichen Bevölkerung Zugang zu Strom (Fernandez-Fuentes et al. 2021). Ein wichtiger Aspekt der EE-Strategie von 2015 ist auch die Schaffung von Arbeitsplätzen, insbesondere im ländlichen Raum, wo die Beschäftigungsmöglichkeiten eingeschränkt sind (Ernst et al. 2019, S. 66). Es gibt vereinzelt auch Programme, die den Erfahrungs- und Wissensaustausch zwischen Produktion und Wissenschaft fördern sollen. Allerdings wird Forschung und Entwicklung, die einen entscheidenden Beitrag bei der Förderung und Umsetzung von EE-Projekten leisten könnte, mangels nationaler Finanzierungsmöglichkeiten aktuell nicht vorangetrieben (Fuentes et al. 2020). So ist zu konstatieren, dass die wirtschaftliche Instabilität des Landes die politischen Akteure immer wieder daran hindert, die großen regenerativen Energiepotenziale Argentiniens zu erschließen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe. (Quelle siehe Abbildung)
Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen
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Abb. 8 Erneuerbare Energien in den Regionen. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Argentinien – Zu viele Wirtschaftskrisen
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Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor
Das starke Bevölkerungswachstum und der wirtschaftliche Aufschwung Äthiopiens gehen einher mit einer stark ansteigenden Nachfrage nach Energie, die vorwiegend durch Wasserkraft gedeckt werden soll. Mit dem Bau des größten Staudamms in Afrika zur Stromproduktion und dem anschwellenden Konflikt um die Nutzung des Nilwassers mit Ägypten sorgt das Land dabei international für großes Aufsehen. Um die Elektrifizierung im ländlichen Raum voranzutreiben, will Äthiopien aber auch die reichhaltigen Solar- und Windressourcen erschließen und damit vor allem netzferne periphere Regionen versorgen (vgl. Tab. 1 und Abb. 1).
Grüne Wirtschaftstransformation Äthiopien ist der zweitgrößte Staat Afrikas (Belay 2018, S. 2) und weist eine Bevölkerungszahl von 112 Millionen auf (Stand 2019) (World Population Review 2020). Aufgrund des anhaltenden Bevölkerungswachstums geht die Weltbank davon aus, dass im Jahr 2030 etwa 134 Millionen Menschen in Äthiopien leben werden (Mondal et al. 2018, S. 163). Das am Horn von Afrika gelegene Land, dessen Wirtschaft größtenteils auf landwirtschaftlichen Aktivitäten basiert, zählt zu den ärmsten weltweit (Okereke et al. 2019, S. 279). Doch in den letzten Jahren hat Äthiopien aufgrund seiner stärkeren Orientierung hin zum produzierenden Sektor ein
rasantes Wirtschaftswachstum erlebt, das auch mit einer steigenden Energienachfrage einhergeht (Belay 2018, S. 2; Kassa 2019, S. 2070). Doch wie wird dieser Bedarf gedeckt? Die Biomasse stellt mit einem Anteil von 89,6 % des Primärenergieverbrauchs traditionell die Hauptenergiequelle dar (Berhanu et al. 2017, S. 1035) – Abb. 2 und 3. Die Stromproduktion hingegen basiert zu 95,9 % auf der Wasserkraft (IEA 2021) – vgl. Abb. 4. Im Jahr 2012 hatten dabei 23 % der Bevölkerung Zugang zu Strom, wobei erhebliche Unterschiede zwischen städtischen Räumen (87 % Zugang) und ländlichen Räumen (5 % Zugang) bestehen (Mondal et al. 2018, S. 161). Da 80 % der Bevölkerung im ländlichem Raum leben (Kassa 2019, S. 269) liegt der Stromverbrauch pro Kopf daher auf einem niedrigen Niveau (70 kWh/a) und bleibt damit deutlich unter dem Durchschnittswert aller afrikanischer Länder von 500 Kilowattstunden (Mondal et al. 2018, S. 161). Vor dem Hintergrund des starken Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstums wird sich der Energiebedarf weiter vergrößern (Guta und Börner 2017, S. 91) – vgl. Abb. 4 und 5. Eine andere Herausforderung für den Energiesektor stellt der eingeschränkte Zugang zu Hightech-Systemen dar, der essenziell für eine solide nachhaltige Entwicklung ist (Mondal et al. 2018, S. 161). Das Land verfolgt mit dem Wachstums- und Transformationsplan Growth Transformation Plan (GTP) und der Strategie für eine grüne Wirtschaft Cli-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Wind | Geothermie Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftigte im EE-Sektor
JAHR 2018 2018 2018 2020 2018 2018 2021 2020 2020
WERT(E) 1817 PJ | 17 GJ 13 Mt 11,1 % 90 MW | 0 | 4050 MW 90,5 % 99,9 % 18 | 4 | 4 2 ct/kWh | 0,9 ct/kWh 34.958
QUELLE IEA 2021 IEA 2021 IEA 2021 IEA 2021 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_4
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Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor
Energieziele Äthiopien
Erdöl 0.1 %
Staudamm GERD Größtes Wasserkraftwerk Afrikas mit einer installierten Leistung von 6000 MW „Light to all“: • Programm zur Elektrifizierung seit 2017 • Zugang zu Strom für die gesamte Bevölkerung bis 2025
Wind 3.9 %
Photovoltaik 0.1 %
Gesamt: 14 TWh
Climate Resilient Green Economy (CRGE) • Wirtschaftswachstum bis zu 9 % • Ausbau EE • Reduktion der THG Emissionen von 400 Mt. CO2 bei einem business-as-usual Szenario auf 145 Mt. CO2
Wasserkraft 95.9 %
Abb. 3 Strommix Äthiopien 2018 (Datengrundlage IEA 2021) Abb. 1 Energieziele Äthiopien. (Quelle: Mondal et al. 2018; Okereke et al. 2019; van der Zwaan et al. 2018)
Wasserkra 2.8 %
Wind, Photovolak etc. 0.1 %
Wasserkra 1.0 %
Erdöl 5.9 %
Gesamt: 1319 PJ Gesamt: 1645 PJ
Erneuerbare 93.1 % Biomasse und Müll 97.0 %
Abb. 4 Energiemix Äthiopien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 2 Inländische Produktion Äthiopien (Datengrundlage: IEA 2021)
mate Resilient Green Economy (CRGE) eine stabile Förderung des Wirtschaftswachstums, mit dem Ziel einer jährlichen Wachstumsrate von 9 % (Yurnaidi und Kim 2018). Dabei sollen die aktuellen THG-Emissionen von 145 Mt
nicht erhöht werden, so wie es im Pariser Klimaabkommen vorgesehen ist (Okereke et al. 2019, S. 280). Um dieses Ziel zu erreichen, will die Regierung in den Ausbau erneuerbarer Energien investieren (Guta und Börner 2017, S. 93) – vgl. Abb. 6. Zur Koordinierung und Umsetzung der klima- und umweltbezogenen Ziele wurde mit dem Umweltrat, bestehend aus dem Premierminister, weiteren Ministern sowie
Länderübergreifender Konflikt um die Ressource Wasser
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Vertretern aus der Gesellschaft, ein institutioneller Rahmen geschaffen, der Gesetze erarbeitet und Umweltstandards festlegt (Okereke et al. 2019, S. 284). Weitere Vorhaben der Regierung sind die Verbreitung energieeffizienter und emissionsarmer Technologien und Praktiken sowie das nationale Elektrifizierungsprogramm Light to all mit dem Ziel bis 2025 jedem Bewohner einen Zugang zu Strom zu gewährleisten (Mondal et al. 2018, S. 162). Verbunden damit ist außerdem die Erhöhung der Energiesicherheit, insbesondere der Schutz der Energieinfrastruktur vor kriminel-
Kohle 0.9 %
änderübergreifender Konflikt um die L Ressource Wasser Aktuell basiert Äthiopiens Stromproduktion vorwiegend auf Wasserkraft (Mondal et al. 2018, S. 161). Im Jahr 2015 betrug die installierte Wasserkraftleistung 3810 MW. Das entspricht 8,4 % der national verfügbaren Reserven von 45.000 MW (Belay 2018, S. 2; Kassa 2019, S. 271). Der wachsende Energiebedarf soll auch in Zukunft vor allem durch das heimische Wasserkraftpotenzial gedeckt werden, insbesondere durch den Grand Ethiopian Renaissance Dam (GERD), an dem seit 2011 gebaut wird (van der Zwaan et al. 2018, S. 21). Das nach seiner Fertigstellung größte Wasserkraftwerk des afrikanischen Kontinents wird über eine Leistung von 6000 MW verfügen (Bulgamaa 2019, S. 308). Das Wasserkraftwerk liegt 20 km vor der Grenze zum Sudan am Blauen Nil, der im Hochplateau Äthiopiens entspringt und 70 % zur Wassermenge des Nils beiträgt (van der Zwaan et al. 2018, S. 21). Der Blaue und der Weiße Nil vereinigen sich schließlich zum Nil, dessen Wasserressourcen zu 85 % aus Äthiopien stammen (Abtew und Dessu 2019). Die Fertigstellung des Damms war ursprünglich für das Jahr 2015 vorgesehen, jedoch kommt es insbesondere durch die ressourcenbezogenen Konflikte mit den Ländern flussabwärts zu großen zeitlichen Verzögerungen (Bulgamaa 2019, S. 308). Der Sudan und Ägypten hängen wirtschaftlich
Erdöl 8.6 %
Gesamt: 1777 PJ
Erneuerbare 90.5 %
Abb. 5 Energiemix Äthiopien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern Äthiopien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
len und terroristischen Bedrohungen, die Verhinderung von Energieausfällen aufgrund technischer und infrastruktureller Probleme, die Minimierung der Gefahren für die menschliche Gesundheit sowie die Diversifizierung des Strommixes (Guta und Börner 2017, S. 92).
Petajoule (PJ) 0
Kohle
Ölprodukte
Strom
50
100
150
200
16 0
189 0
0 5
Import
Export
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stark vom Wasser des Nils ab, der als einzige Wasserquelle seit jeher eine tragende Rolle für die Entwicklung und das Überleben von Gesellschaften, Kulturen und Ökosystemen spielt (Abtew und Dessu 2019, S. 1). Bislang hatte Ägypten eine historisch abgeleitete Monopolstellung bei der Nilwassernutzung, die auf die britische Kolonialzeit zurückreicht. Im Jahr 1959 unterzeichneten Ägypten und der Sudan einen Vertrag, der diesen Ländern die volle Nutzung des Nilwassers zugestand, und dies unter Ausschluss der stromaufwärts liegenden Länder (Wheeler et al. 2020, S. 2). Mit dem steigenden Bevölkerungswachstum und der zunehmenden Nachfrage nach Wasser und Energie fordert Äthiopien, das den Vertrag nie anerkannt hat, nun Gleichberechtigung und einen fairen Anteil an der Nutzung des Nilwassers. Aktuell werden lediglich 1 % des Nilwassers in Äthiopien genutzt, während Ägypten 80 % für sich beansprucht (Bulgamaa 2019, S. 311). Das fehlende Interesse Ägyptens an einem Ausgleich und das Scheitern bei der Entwicklung einer koordinierten Wasserinfrastruktur entlang des Nils veranlasste Äthiopien dazu, das Projekt GERD im Alleingang zu planen, zu finanzieren und zu errichten (Abtew und Dessu 2019, S. 9). Nach der Fertigstellung des Staudammes befinden sich am Nil zwei der weltweit größten Staudämme, deren Stauseen jeweils eine Speicherkapazität haben, die der jährlichen Abflussmenge des Nils entspricht (Aljefri et al. 2019, S. 306). Bislang liegen keine internationalen Abkommen und Vereinbarungen vor, die die Interessen an den Staudämmen koordinieren. Der Hauptnutzen des äthiopischen Staudamms liegt in der Stromproduktion und nicht in der zusätzlichen Wasserversorgung. Dennoch wird GERD das Abflussregime des Nils dramatisch verändern (Wheeler et al. 2020).
rneuerbare Energien zur Elektrifizierung E des ländlichen Raums Der Beitrag der Wasserkraft zu Äthiopiens Stromgewinnung ist zunehmend mit Unsicherheiten verbunden, die auf die zahlreichen Zielkonflikte rund um die Wassernutzung, auf die veränderten Niederschlagsverhältnisse in Folge des Klimawandels und auf längere Trockenperioden zurückzuführen sind. Aus diesem Grund soll das reichhaltige und vielfältige Potenzial an erneuerbaren Energieressourcen stärker in den Fokus der Energiepolitik gerückt werden (van der Zwaan et al. 2018, S. 21 f.). Dabei strebt die Regierung eine Elektrifizierung ruraler Gebieten an, da erneuerbare Energien gerade für dezentrale, periphere Regionen gute Voraussetzungen liefern (Woldegiyorgis 2019, S. 13). Die Einführung von EE-Anlagen aus dem Hochtechnologie-Bereich ist dabei essenziell, denn aktuell werden 98 % der Energienachfrage im häuslichen Sektor immer noch auf primitive Art und Weise mit Biomasse gedeckt. Die CO2-Emissionen,
Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor
die dabei durch die Verbrennungsvorgänge entstehen, sind hoch und von 5,1 Millionen t in 2005 auf 6,5 Millionen t in 2010 angestiegen (Mondal et al. 2018, S. 161). Die in der Regel offenen Feuer- und Kochstellen sind außerdem thermisch ineffizient, führen zudem zu einer starken Luftverschmutzung in den Wohnstätten und erhöhen damit auch die gesundheitlichen Risiken für die Bevölkerung (Woldegiyorgis 2019, S. 13). Die Abhängigkeit von Biomasse, insbesondere von Feuerholz, kann durch den Einsatz von Strom aus dezentralen EE-Anlagen deutlich verringert werden (Yurnaidi und Kim 2018). Bei der Elektrifizierung des ländlichen Raumes spielt insbesondere die Nutzung der Solarenergie in kleinen Off-Grid-Stromproduktionsanlagen eine tragende Rolle, die als verlässliche Stromquellen unabhängig von häufig auftretenden Blackouts die ländliche Bevölkerung und bedeutende soziale Einrichtungen, wie Schulen und Krankenhäuser, mit Strom versorgen können (Belay 2018). Zwischen 2005 und 2010 wurden PV-Anlagen mit einer Leistung von 6,5 MW installiert, womit insgesamt weniger als 1 % des vorhandenen durchschnittlichen Potenzials von 5,5 kWh/m2/Tag genutzt wird. Bei der Windenergie wird das Potenzial auf 1350 GW geschätzt, wobei angesichts einer aktuellen installierten Leistung von 324 MW nicht einmal 1 % dieses Potenzials genutzt wird (Kassa 2019, S. 271). Vor allem für die Region Somali im Osten des Landes stellt die Nutzung kleiner Windkraftanlagen eine große Chance und Herausforderung zugleich dar. In der von Unruhen, Armut und schlechter Infrastruktur geprägten Region könnten durch die Implementierung von Windkraftanlagen, PV-Anlagen und Dieselgeneratoren lokale Stromkapazitäten aufgebaut und die wirtschaftliche Entwicklung vorangetrieben werden (Leary et al. 2020, S. 16). Da sich durch Äthiopien der geothermisch hochaktive große afrikanische Grabenbruch zieht, verfügt das Land zudem über große geothermische Potenziale. Doch auch hier werden derzeit, auf Basis eines Kraftwerkes der Leistung 7,3 MW, deutlich weniger als 1 % des geschätzten Potenzials von 7000 MW genutzt (Kassa 2019, S. 271). Insgesamt stellen Investitionen in netzunabhängige Stromproduktionsquellen für die im ländlichen Raum lebende Bevölkerung eine kostengünstige, nachhaltige und sichere Alternative zu kostspieligen Stromanschlüssen an das nationale Netz dar (Belay 2018). Mit Blick auf die soziale Ausgewogenheit erscheint es daher erstrebenswert, die Transformation des Energiesystems weiter voranzutreiben.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9, 10 und 11.
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerksstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor
Abb. 8 Geeignete Energieressourcen zur Stromproduktion in netzfernen Gebieten. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 9 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 10 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Äthiopien – Erneuerbare Energien als Wirtschaftsmotor
Literatur
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Abb. 11 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Australien – Energie im Überfluss
Australien, dessen Energiesystem vor allem vom Energieträger Kohle geprägt wird, befindet sich in einer heiklen Phase der Energiepolitik. Einerseits zwingen die internationalen Klimaverpflichtungen zu einer starken Minderung der Treibhausgasemissionen. Andererseits hemmen politische und soziale Unstimmigkeiten sowie wirtschaftliche Kalküle die Geschwindigkeit der Energietransformation, und dies vor dem Hintergrund großer erneuerbarer Energiepotenziale im Bereich Wind- und Solarkraft (vgl. Tab. 1 und Abb. 1).
Ein von Kohle dominiertes Energiesystem Australien verfügt über reichhaltige Kohle-, Erdgas-, Erdölund Uranvorkommen, die eine vergleichsweise günstige Produktion großer Strommengen ermöglichen (Cheung und Davies 2017, S. 98) – vgl. Abb. 2 und 3. Die Kohle, deren Förderung eine lange Tradition besitzt, genießt als ein Symbol der Stabilität und Entwicklung einen hohen gesellschaftlichen Stellenwert (Della Bosca und Gillespie 2018, S. 735) – vgl. Abb. 4. Nachdem Braun- und Steinkohle zu
Beginn des 21. Jahrhunderts über 80 % der Stromerzeugung ausmachten, ging deren Anteil aufgrund des sinkenden Bedarfs und der Erschließung neuer Energiequellen bis heute auf knapp 60 % zurück (Guidolin und Alpcan 2019, S. 360) – vgl. Abb. 5. Kohleexporte haben die internationalen Handelsbeziehungen Australiens über Jahrzehnte bestimmt und bis zum heutigen Tag positioniert sich das Land in der Weltwirtschaft als Exporteur natürlicher Ressourcen (Della Bosca und Gillespie 2018, S. 734) – vgl. Abb. 6. Kein anderes Land der Erde exportiert so viel Kohle wie Australien und auch bei der Ausfuhr von flüssigem Erdgas liegt Australien weltweit zumindest auf Platz zwei (Lu et al. 2021). Der Rohstoffsektor hatte zum Höhepunkt in den Jahren 2013/2014 einen Anteil von 8 % am Bruttoinlandsprodukt und von 60 % an den Exporten. Zum gleichen Zeitpunkt arbeiteten etwa 270.000 Menschen im Bergbausektor (Piria et al. 2017). Australien steht aufgrund dieser Schwerpunktsetzung bei den verwendeten und gehandelten Energierohstoffen stark in der Kritik, weist es doch weltweit die höchsten Treibhausgasemissionen pro Kopf auf. Etwa drei Viertel der landesweiten Emissionen resultieren dabei aus der Produktion und Verbrennung fossiler Energieträger (Hua et al. 2016,
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind | Wasserkraft Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2019
WERT(E) 5545 PJ | 218 GJ 428,3 Mt −229,9 % 35.362 MW 7,2 % 19,7 % 2.704.312 | 2691 | 10 11,1 ct/kWh | 21,0 ct/kWh 67.788 75 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 Berechnet nach IEA 2021 Statista 2019 IEA 2021 IEA 2021 Clean Energy Council 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_5
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Australien – Energie im Überfluss
Klimaziele Australien weniger Treibhausgasemissionen bis 2030
26–28 % 40 %
(im Vergleich zu 2015)
Senkung der Energieprodukvität (BIP-Einheit pro Einheit Energie) (im Vergleich zu 2015)
Klimaziele auf bundesstaatlicher Ebene Western Australia Erneuerbare Energien: kein Ziel Neo-Null-Emissionen: kein Ziel
Northern Territory 50 % erneuerbare Energien bis 2030 Neo-Null-Emissionen: kein Ziel
Queensland 50 % erneuerbare Energien bis 2030 Neo-Null-Emissionen bis 2050 New South Wales Erneuerbare Energien: kein Ziel Neo-Null-Emissionen bis 2050 Australia Capital Territory 100 % erneuerbare Energien bis 2020 Neo-Null-Emissionen bis 2050 Victoria 40 % erneuerbare Energien bis 2025 Neo-Null-Emissionen bis 2050
South Australia 50 % erneuerbare Energien bis 2025 Neo-Null-Emissionen bis 2050
Tasmania 100 % erneuerbare Energien bis 2022 Neo-Null-Emissionen bis 2050
Abb. 1 Klimaziele auf nationaler und auf bundesstaatlicher Ebene. (Quelle: Australian Government 2021; Climate Council of Australia 2017; Commonwealth of Australia 2019)
S. 1045). Durch die Unterzeichnung des Pariser Klimaabkommens bestehen nun große Handlungsbedarfe in der Stromerzeugung, die ein Drittel der landesweiten Emissionen ausmacht (Hemer et al. 2018, S. 734). Aus diesem Grund wurden seit dem Jahr 2012 bereits zwölf Kohlekraftwerke stillegelegt. Von den 22 verbleibenden sollen acht weitere bis zum Jahr 2022 folgen (Li et al. 2020). Ursprünglich waren
viele der Stromerzeugungsanlagen im Besitz staatlicher Unternehmen, sie wurden jedoch in den 1990er-Jahren privatisiert (Radcliffe 2018, S. 74). Neben der Kohle spielt Erdgas als zweitwichtigster Energieträger eine zentrale Rolle auf dem australischen Energiemarkt. Die Kernkraft wurde hingegen noch nie genutzt und ist gesetzlich sogar verboten (Radcliffe 2018,
Kontroverse Energiepolitik
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Erneuerbare 4.5 %
Erdöl 31.3 %
Kohle 41.8 %
Gesamt: 5272 PJ
S. 78). Erneuerbare Energien haben aktuell einen Anteil von 20 % an der Stromerzeugung, worunter knapp ein Drittel auf die Wasserkraft entfällt. Doch der Wind- und Solarkraftausbau erlebt derzeit, aufgrund sinkender Kosten sowie aufgrund der Stilllegung älterer Kohlekraftwerke, eine dynamischen Entwicklung (IEA 2018, S. 17). Im Hinblick auf die jährlich installierte Pro-Kopf-Leistung von Windenergieund Solaranlagen ist Australien weltweit sogar führend (Lu et al. 2021).
Kontroverse Energiepolitik Erdgas 22.3 %
Abb. 2 Energiemix Australien 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erneuerbare 7.2 %
Erdöl 33.0 %
Kohle 30.9 %
Gesamt: 5545 PJ
Erdgas 28.9 %
Abb. 3 Energiemix Australien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erneuerbare 2.1 % Erdöl 3.6 % Erdgas 27.2 %
Gesamt: 18.766 PJ Kohle 67.0 %
Abb. 4 Inländische Produktion 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Der Überfluss an kostengünstigen fossilen Brennstoffen und die gesamtwirtschaftliche Bedeutung von Energieexporten bestimmten das energiepolitische Handeln Aus traliens in den letzten Jahrzehnten (Cheung und Davies 2017, S. 98). Im föderalen System des Landes wird die Energiepolitik von der nationalen, den bundesstaatlichen und den lokalen Regierungen geprägt, deren Zusammenarbeit vom Council of Australian Government (COAG) koordiniert wird (Hua et al. 2016, S. 1046). Angetrieben von der voranschreitenden Klimakrise und den hieraus sich ergebenden internationalen Verpflichtungen wurde eine Reihe von Maßnahmen und Anreizen zur Förderung erneuerbarer Energien auf nationaler und bundesstaatlicher Ebene ergriffen: Forschungs- und Entwicklungspro gramme, Ziele für erneuerbare Energien (Renewable Energy Targets, RETs) und Einspeisetarife (Li et al. 2020). Das Kernstück der nationalen Förderkulisse bilden die 2011 eingeführten RETs, die zwischen Groß- und Kleinprojekte unterscheiden. Während die Largescale RETs finanzielle Anreize für kommerzielle Betreiber regenerativer Kraftwerke setzen, unterstützt das Small Scale Renewable Energy Scheme Privatpersonen und Hausbesitzer bei der Installation erneuerbarer Systeme (Guidolin und Alpcan 2019, S. 359). Ein wesentlicher Teil davon ist die Clean Energy Finance Corporation (CEFC), die 2012 als staatliche Investmentbank gegründet wurde mit dem Ziel, Finanzmittel für den Einsatz erneuerbarer Energien sowie emissionsarmer und energieeffizienter Technologien zur Verfügung zu stellen. Insbesondere Solarparks, Onshore-Windkraftprojekte, Bioenergieanlagen, Energieeffizienzmaßnahmen und emissionsarme Fahrzeuge werden in Form von Direktinvestitionen oder günstigen Krediten unterstützt (Geddes et al. 2018, S. 160 f.). Mit dem Ziel, die ökologischen und sozialen Folgekosten der Stromerzeugung nicht länger zu externalisieren, führte die Regierung 2012 einen CO2-Preis ein, infolge dessen erneuerbare Energien rentabler und damit wettbewerbsfähiger gegenüber konventionellen Energieträgern wurden (Hua et al. 2016, S. 1045). Zudem finanziert die Australian
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Australien – Energie im Überfluss
Braunkohle 13.1 % Wind 6.7 %
Gesamt: 261 TWh
Erneuerbare 19.7 %
Photovoltaik 5.6 %
Steinkohle 45.4 % Biomasse 1.3 %
Erdöl 1.9 %
Wasserkra 6.1 %
Erdgas 20.0 %
Abb. 5 Strommix 2019 (Datengrundlage: Australian Government 2019)
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 17
Kohle
10650
752 519
Erdöl
1271
Ölprodukte
110
182
Erdgas
3690 0
2000
4000 Import
Renewable Energy Agency (ARENA) zahlreiche Forschungs- und Entwicklungsprojekte im Bereich von Photovoltaikanlagen, Pumpspeicherkraftwerken und Speichertechnologien (Radcliffe 2018, S. 77). Neben den Maßnahmen auf nationaler Ebene besitzen die einzelnen
6000
8000
10000
12000
Export
Bundesstaaten und Territorien weitreichende Kompetenzen bei der Energiepolitik. So wurden ergänzend zu den RETs verschiedene Ziele und Einspeisevergütungen in den einzelnen Bundesstaaten festgelegt (Guidolin und Alpcan 2019, S. 359). Auch werden konkrete Ziele bei den Treib-
Karten
hausgasminderungen und den Anteilen erneuerbarer Energien auf Ebene der Bundesstaaten definiert, wobei die energiepolitischen Unterschiede zwischen den Regionen teils erheblich sind (Climate Council of Australia 2017). Diese Heterogenität ist der Grund dafür, dass die Anteile erneuerbarer Energien in den einzelnen Bundesstaaten erheblich voneinander abweichen (IEA 2018, S. 17). Während im Jahr 2019 beispielsweise in South Australia etwa 52 % des Stroms regenerativ erzeugt wurden, belief sich der Anteil in New South Wales auf 17 % (Clean Energy Council 2020, S. 10). Grundsätzlich ist zu betonen, dass die Energietransformation aufgrund der Beharrungskräfte der fossilen Indus trie nur schleppend vorankommt. Denn trotz der staatlichen Unterstützung für regenerative Technologien bestehen enge Verflechtungen zwischen Kohleindustrie und Regierung, die letztlich in der ungebrochenen politischen Bereitschaft münden, die Kohle weiter zu subventionieren (Cheung und Davies 2017, S. 96). Darüber hinaus ist die Förderpolitik stark an Wahlperioden und die Person des Premierministers geknüpft (Hua et al. 2016, S. 1046). Inner- und überparteiliche Konflikte über Ziele, Wege und Mechanismen der Energietransformation behindern zudem eine konsistente, nachhaltige Unterstützung für erneuerbare Energien, was langfristige Planungen und Investitionen erschwert (Geddes et al. 2018, S. 159). So wurde beispielsweise im Jahr 2014 die CO2-Bepreisung wieder ausgesetzt. Auch der angestrebte jährliche Zubau erneuerbarer Energien wurde 2015 von 41 TWh auf 33 TWh herabgesetzt (Guidolin und Alpcan 2019, S. 361).
Naturräumliche Potenziale und Hindernisse Der australische Kontinent ist ein Gunstraum für die Nutzung nahezu jeder erneuerbaren Energiequelle. Das regenerative Potenzial ist riesig und verteilt sich unterschiedlich über die Landesfläche. Während sich die zentralen und nördlichen Landesteile in hohem Maße für die solarenergetische Nutzung eignen, befinden sich die höchsten Windgeschwindigkeiten in den südlichen Bundesstaaten und Küstenregionen. Die durchschnittliche Globalstrahlung ist größer als auf jeder anderen Landmasse der Erde. Von Vorteil sind zudem die geringen jahreszeitlichen Schwankungen der solaren Einstrahlung (Lu et al. 2021). Auch werden Australiens Meeresenergieressourcen als die weltweit größten eingeschätzt, wenngleich diese noch nicht exakt quantifiziert wurden. Die größten Tidenhube verzeichnen die nördlichen Küstenregionen, wohingegen die größten Wellenenergieressourcen an den südlichen Küsten des Kontinents zu finden sind (Hemer et al. 2018, S. 734). Der Windkraftausbau geht derzeit am schnellsten voran, während die Erdwärmenutzung aufgrund einer zurückhaltenden Forschung bislang noch in den Kinderschuhen steckt. Trotz der großen Potenziale wurden erst zwei
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Pilotprojekte, mit einer installierten Leistung von ca. 100 kW, im Bereich Geothermie umgesetzt (Li et al. 2020). Die natürlichen Gegebenheiten bringen allerdings nicht nur große Potenziale, sondern auch Herausforderungen mit sich. Während sich der Großteil der Kohlekraftwerke in der Nähe der Ballungszentren befindet, verteilen sich erneuerbare Energieanlagen über die gesamte Landesfläche. Die Stromübertragung über große Distanzen wird damit in einem regenerativen Energiesystem zum Problem, denn Australien verfügt nicht über eine landesweite Netzinfrastruktur, sondern über lose miteinander verbundene regionale Übertragungsnetze (Guidolin und Alpcan 2019, S. 360 f.). In Bezug auf die dramatischen Trockenperioden und den ansteigenden Wasserbedarf ergeben sich jedoch auch Synergieeffekte mit dem regenerativen Energiesystem (Hemer et al. 2018, S. 735). Beispielsweise werden Investitionen in Meerwasserentsalzung getätigt, deren großer Energiebedarf durch Regenerativstrom gedeckt werden könnte. Die erforderliche Kühlung thermischer Kraftwerke wird nicht zuletzt auch auf die dabei entstehenden Wasserressourcen zurückgreifen müssen (Radcliffe 2018, S. 66).
Soziale Konflikte der Energietransformation In den Kohlebergbauregionen löst der energiebezogene Strukturwandel erhebliche soziale Konflikte aus. Die Aufgabe von Minen und der damit einhergehende Verlust von Arbeitsplätzen stellt eine erhebliche sozioökonomische Bedrohung für zahlreiche Haushalte dar (Della Bosca und Gillespie 2018, S. 734). Hinzu kommt, dass die Kohle stark in der lokalen Identität verankert ist (Della Bosca und Gillespie 2018, S. 734). Jedoch wachsen das öffentliche Bewusstsein über die ökologischen Auswirkungen der Kohlenutzung und die gesellschaftlichen Widerstände gegen eine scheinbar nicht mehr zeitgemäße Kohlekraft (Blakers et al. 2017, S. 471). So entstehen lokale Initiativen, die sich das Ziel gesetzt haben, kommunale Projekte im Bereich erneuerbare Energien umzusetzen (Mey et al. 2016, S. 33). Allerdings führten mehrere große Stromausfälle in den letzten Jahren zu großen Bedenken gegenüber der Zuverlässigkeit und Stabilität einer erneuerbaren Energieversorgung (Radcliffe 2018, S. 66). Der Aufbau von Smart Grids und Energiespeichern könnte diesbezüglich eine Lösung darstellen, von der nicht nur die Australier selbst, sondern etwaige Importländer von Regenerativstrom, die über Gleichstromleitungen mit Aus tralien verbunden sind, profitieren würden.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe. (Quelle siehe Abbildung)
Australien – Energie im Überfluss
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Australien – Energie im Überfluss
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Brasilien – Umstrittene Wasserkraft
Brasilien zählt zu den größten Wasserkraftproduzenten der Welt. Mit zwei der drei größten Wasserkraftwerke verfügt das Land über einen sehr hohen Anteil an regenerativer Energie am Energiemix (Tab. 1). Trotz des gesellschaftlichen Widerstands und der starken Kontroversen um die sozio- ökologischen Auswirkungen der Wasserkraft soll das umfangreiche hydroenergetische Potenzial Brasiliens weiter ausgebaut werden. Bei der Diversifizierung des Strommixes spielen aber auch die Bio- und Windenergie eine wichtige Rolle (vgl. Abb. 1).
Wasserkraft als tragende Säule Nach dem EE-Anteil am Energiemix zählt Brasilien zu den grünsten Ökonomien weltweit (Belançon 2021, S. 89). Mit 46,2 % (IEA 2021) ist der Anteil regenerativer Energien am Energiemix dreimal so groß wie der globale Durchschnitt von 15 % (Belançon 2021, S. 89) – vgl. Abb. 2 und 3. Dies
ist auf die Nutzung der enormen Wasserkraftressourcen zurückzuführen, wobei Brasilien nach China und Kanada zu den drei größten Wasserkraftproduzenten der Welt gehört (Souza Dias et al. 2018). Hinzu kommt ein relativ großer Anteil an Bioenergie am Energiemix (31 %) (Pereira Ribeiro et al. 2020). Insgesamt ist Brasilien damit nach China und den USA der drittgrößte Energiemarkt für erneuerbare Energien (Mele et al. 2021, S. 41128). Die verbleibenden 55 % des Energiebedarfs werden mit fossilen Energieträgern gedeckt, wobei Erdöl mit 36,3 % eine zentrale Rolle spielt, vor Erdgas (10,7 %) und Kohle (5,4 %) (IEA 2021). Brasilien hat umfangreiche fossile Ressourcen, die sich größtenteils aus Kohle (68 %) und Erdöl (29 %) zusammensetzen (vgl. Abb. 4). Erdgas wird vorwiegend importiert (Muhammed und Tekbiyik-Ersoy 2020) – vgl. Abb. 5. Im Zuge neuer Offshore- Öl- und Gasfunde soll die Ölproduktion zwischen 2015 und 2025 von 2,5 auf 5 Millionen Barrel/Tag verdoppelt werden, wovon zwei Drittel für den Export gedacht sind (La Rovere 2020).
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Wind | Solar Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte
JAHR 2019
Beschäftige im EE-Sektor
2020
2019 2019 2020 2019 2019 2021 2020
WERT(E) 12.097 PJ | 58 GJ 441 Mt −4 % 43.603 MW | 1971 MW | 128.100 MW 46,2 % 82,3 % 86 | 11.000 | 816.971 10 ct/kWh | 20 ct/kWh 1.202.224
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Hydro Review Content Directors 2021 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia 2021; ABEEólica 2022; ABSOLAR 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_6
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Brasilien – Umstrittene Wasserkraft
Energieziele Brasilien Pariser Klimaabkommen Ziele bis 2030 • Reduktion der Gesamtemissionen um 43 % gegenüber 2005 • Aufforstung von 12 Mio. ha Wald
Anteil EE bis 2030 • am Strommix 23 % • am Energiemix 45 %
Nationaler Energie Plan für 2030 (PNE 2030) Erhöhung der Energieeffizienz im Stromsektor um 10 %
Kohle 5.4 % Erneuerbare 46.2 %
Gesamt: 12.097 PJ
Zehnjahres Energieplan (PDE) für 2026 • Anteil der Windkraft am Strommix 13,4 % • Ausbau der PV auf 1 GW
Abb. 1 Energieziele Brasilien. (Quelle: Agora Energiewende 2019; Barbosa et al. 2020; Dranka und Ferreira 2020; Lucena und Lucena 2019)
Erdöl 36.3 %
Erdgas 10.7 % Kernenergie 1.4 %
Abb. 3 Energiemix Brasilien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kohle 0.7 %
Kohle 4.6 % Erneuerbare 46.4 %
Gesamt: 9938 PJ
Erdöl 40.2 %
Erneuerbare 43.0 %
Gesamt: 13.001 PJ
Erdgas 7.4 % Kernenergie 1.4 %
Kernenergie 1.3 %
Erdöl 47.7 %
Erdgas 7.3 %
Abb. 2 Energiemix Brasilien 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 4 Inländische Produktion 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Der gut ins regionale Stromnetz integrierte brasilianische Strommarkt ist der größte in Lateinamerika und gehört zu den zehn größten weltweit (Agora Energiewende 2019, S. 9). Der Strommix wird mit 82,3 % von erneuerbaren Energien dominiert (vgl. Abb. 6), wobei die Wasserkraft mit 63,5 % die tragende Säule im Stromsystem ist. Bio- und Wind-
energie hatten im Jahr 2019 einen Anteil von 8,7 % und 8,9 %, während die Photovoltaik mit 1,1 % kaum eine Rolle spielte (IEA 2021). Von der gesamten installierten Leistung von 157 GW im Jahr 2017 entfielen mit 128 GW 80 % auf erneuerbare Energien, 18 % auf fossile thermische Kraftwerke sowie 2 % auf die Kernenergie, mit insgesamt zwei
Wasserkraft als tragende Säule
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Abb. 5 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
500
2000
2500
365
Ölprodukte
Strom
1500
371
2607 1148
352
0
1
3000
558
0
Erdöl
Erdgas
1000
91
Import
Export
Wind 8.9 % Photovoltaik 1.1 % Biomasse 8.7 %
Kohle 3.8 %
Erdgas 9.7 %
Gesamt: 626 TWh
Erdöl 1.6 % Kernenergie 2.6 %
Wasserkra 63.5 %
Erneuerbare 82.3 %
Andere 0.1 %
Abb. 6 Strommix 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Atomkraftwerken (Angra I und Angra II, zusammen 2 GW) (Agora Energiewende 2019, S. 17). Der Stromverbrauch ist in den letzten zwei Jahrzehnten im Durchschnitt jährlich um 4,4 % gestiegen, wird laut Prognosen bis 2026 auf 654 TWh anwachsen und sich bis 2050 auf 1605 TWh verdreifachen
(ebd., S. 9). Nach der Liberalisierung des ehemals staatlich monopolistischen Stromsektors Ende der 1990er erlebte Brasilien im Jahr 2001 eine starke Stromkrise. Ausgelöst wurde sie v. a. durch eine reduzierte Wasserkraftproduktion in Folge von Trockenheit und mangelnden Investitionen in
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den Stromsektor (Belançon 2021, S. 89). Darauf folgte im Jahr 2004 die zweite Stromsektor-Reform mit dem Ziel, die Energiesicherheit zu erhöhen und den Strommix zu diversifizieren. In diesem Rahmen wurde ein Auktionssystem für Verträge über Produktionskapazitäten eingerichtet (Barbosa et al. 2020, S. 353). Außerdem wurde der Strommarkt mittels einer Reform in einen regulierten und einen freien Strommarkt aufgeteilt (Agora Energiewende 2019, S. 14). Auf dem regulierten Strommarkt (ACR) schließen Stromproduzenten und Stromverteiler bilaterale Verträge über staatlich organisierte wettbewerbsorientierte Auktionen mit dem Ziel, die Strompreise zu senken. Auf dem freien Strommarkt (ACL), an dem aktuell nur größere Verbraucher teilnehmen dürfen, handeln Produzenten und Verbraucher einen bilateralen Vertrag aus (ebd., S. 9). Auf dem Strommarkt besitzen die zehn größten Stromunternehmen 46 % der installierten Leistungskapazität. Das staatliche Stromunternehmen Eletrobas kontrolliert 31 % der installierten Stromerzeugungskapazitäten, darunter auch das größte Wasserkraftwerk Itaipu (ebd., S. 13).
Brasilien – Umstrittene Wasserkraft
verantwortlich ist, im Jahr 2009 die ersten Auktionen für Bio- und Windenergieanlagen durchgeführt (ebd. 2019, S. 15). In Kombination mit finanzieller Unterstützung durch die nationale Bank für Wirtschaft und soziale Entwicklung (BNDES) ist die Stromproduktion aus Windkraftanlagen von 342 GWh in 2006 auf 42.373 GWh in 2017 angestiegen (= 7,2 % der gesamten Stromproduktion), mit dem Ergebnis, dass die Windenergie heute wettbewerbsfähig ist (Barbosa et al. 2020, S. 358). Im Jahr 2012 wurde ein gesetzlicher Rahmen für die dezentrale Stromproduktion sowie Einspeiseregelungen geschaffen, um vor allem den Ausbau dezentraler PV-Anlagen zu fördern (Rosas Luna et al. 2019, S. 485). Langfristige Ausbaustrategien im Energiesektor werden unter anderem im Nationalen Energie-Plan für 2030 (PNE 2030) und 2050 (PNE 2050) von 2007 und 2019 sowie im aktuellen Zehnjahres-Energie-Plan (PDE 2026) von 2017 dargelegt (Agora Energiewende 2019, S. 43). Im Rahmen des Pariser Klimaabkommens verpflichtet sich Brasilien den EE-Anteil (ohne Wasserkraft) am Strommix bis 2030 auf mindestens 23 % und am Energiemix auf 45 % zu erhöhen sowie 12 Millionen ha Wald aufzuforsten (Lucena und Lucena 2019, S. 70; Agora Energiewende 2019, S. 9). Langfristige Ausbaustrategien Im Gegensatz zu vielen industrialisierten Ländern steigt in Brasilien die Energieintensität um fast 2 % pro Jahr, obwohl Trotz des großen Anteils erneuerbarer Energien am Energie- bereits seit 2000 verschiedene Programme zur Erhöhung der mix hat Brasilien im Jahr 2015 4,6 % zu den globalen Energieeffizienz verabschiedet wurden (Agora EnergieCO2-Emissionen beigetragen (Barbosa et al. 2020, S. 351). wende 2019, S. 49). Mit dem Ziel, die Energieeffizienz zu Die Emissionen sind von 185 Millionen t in 1990 auf über erhöhen, werden anstelle der vormals jährlichen nun monat440 Millionen t in 2019 angestiegen (Su et al. 2020, S. 662). liche Strompreisanpassungen durchgeführt. Dadurch können Aufgrund des wachsenden Strombedarfs werden sich die die realen Stromproduktionskosten widergespiegelt und der Emissionen aus dem Stromsektor von 26 Millionen t in 2005 Verbrauch gelenkt werden. Außerdem wurde im Jahr 2018 auf 73 Millionen t in 2030 erhöhen (Barbosa et al. 2020, ein neuer Stromtarif (white hourly tariff) mit unterschiedS. 351). Die im Pariser Klimaabkommen festgelegte Natio- lichen Strompreisen über den Tag verteilt eingeführt, wonally Determined Contribution (NDC) sieht eine Reduktion durch Anreize für einen atypischen und sparsamen Stromder gesamten Emissionen bis 2030 um 43 % gegenüber 2005 verbrauch gesetzt werden sollten (Dranka und Ferreira vor. Im Stromsektor will man die im Basisszenario prognos- 2020). Das im PNE 2030 festgelegte Ziel, die Energietizierten 73 Millionen t möglichst unterschreiten und besten- effizienz beim Stromverbrauch um 10 % bis 2030 zu erhöhen falls auf 20 Millionen t/Jahr kommen (ebd., S. 359). Erste (Stromverbrauch um 106 TWh reduzieren), ist laut Kritikern Fördermaßnahmen für erneuerbare Energien wurden im Jahr nicht ambitioniert genug (Agora Energiewende 2019, S. 9). 2002 in Reaktion auf die Stromkrise 2001 mit dem EE- Es bleibt folglich abzuwarten, wie Brasilien seine hohen Programm PROINFA eingeführt. Ziel dabei war es, den THG-Emissionen in den Griff bekommen will. Strommix zu diversifizieren. Im Rahmen des Programms wurden 20-jährige Verträge auf Basis eines Feed-in-Tarifs für 144 EE-Projekte mit einer Gesamtleistung von 3,3 GW Elektrifizierung des ländlichen Raumes vergeben und die zusätzlichen Kosten auf alle Verbraucher umgelegt (Agora Energiewende 2019, S. 43 ff.). Um den Brasilien zählt zu den Pionieren bei der Nutzung der EE-Ausbau weiter voranzutreiben, wurden von der Nationa- Wasserkraft. Das Kraftwerk Itaipu mit einer installierten len Agentur für Elektrische Energie (ANEEL), die für die Leistung von 14 GW, das sich an der Grenze zwischen BraRegulierung und Überwachung der Produktion, Übertragung silien und Paraguay befindet, und das brasilianische Kraftund Verteilung sowie den Stromvertrieb und Stromhandel werk Belo Monte mit 11,2 GW, sind nach dem Drei-
Karten
Schluchten-Staudamm in China (22,5 GW) die größten Wasserkraftwerke der Welt (Souza Dias et al. 2018). Während Itaipu Brasilien bereits seit 1983 Strom liefert, wurde Belo Monte erst im Jahr 2019, nach langen Kontroversen und großem Widerstand, fertiggestellt und in Betrieb genommen. Das Wasserkraftwerk Belo Monte liegt am Fluss Xingu, im Herzen des Amazonas-Regenwaldes, von wo aus der Strom über 2000 km Hochspannungsleitungen nach Südosten in die Region mit dem größten Strombedarf transportiert wird (Calvi et al. 2020). Der 14 Mrd. US-$ teure Staudamm ist ein wesentlicher Teil der nationalen Entwicklungsagenda und wurde größtenteils über die Entwicklungsbank (BNDES) finanziert (Chagas et al. 2020). Darüber hinaus sind weitere 352 Projekte mit einem jährlichen Ausbau der Leistungskapazität von 2,8 GW/Jahr bis zum Jahr 2027 geplant. Die Wasserkraftwerke sollen vorwiegend im Amazonastiefland entstehen, wo das Wasserkraftpotenzial bei 77 GW liegt (Calvi et al. 2020). Die Wasserkraft und deren Ausbau stehen aufgrund der massiven sozio-ökologischen Auswirkungen jedoch zunehmend in der Kritik. Neben der Umsiedlung von indigenen Gemeinden und dem massiven Eingriff in die Flusssysteme werden durch die Überflutung der bewaldeten Flächen große Mengen an Methan (NH4), Lachgas (N2O) und Kohlenstoffdioxid (CO2) freigesetzt. Bei Belo Monte entstanden in den ersten zehn Jahren jährlich 1 Million t an CO2 (Souza Dias et al. 2018, S. 5). Um die Abhängigkeit von der krisenanfälligen Wasserkraft zu reduzieren, spielt die Windenergie mit einem technischen Onshore-Potenzial von über 500 GW (Offshore 1,3 TW) eine zentrale Rolle
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(Lucena und Lucena 2019, S. 72). Brasilien ist nicht zuletzt der größte Windenergiemarkt in Lateinamerika, mit knapp 570 Windparks, die insgesamt mehr als 7000 Windräder und eine installierte Leistung von 14,3 GW umfassen (Lucena und Lucena 2019, S. 73). Etwa 84 % der Windenergie wird im Nordosten des Landes produziert (Diógenes et al. 2019, S. 253). In den letzten 12 Jahren hat Brasilien 14 Mrd. US-$ in den Windenergiesektor investiert, was in etwa den Kosten für den Bau des Belo Monte-Wasserkraftwerks entspricht (Chagas et al. 2020, S. 2). Der PDE 2026 sieht bis 2026 einen Anteil der Windkraft am Strommix von 13,4 % vor. Doch wie sieht es bei der Solarenergie aus? Auch wenn diese nur einen geringfügigen Anteil am nationalen Strommix ausmacht, war in den Jahren 2017 und 2018 ein starkes Wachstum bei PV-Anlagen zu verzeichnen. Laut PDE 2026 soll die installierte Leistung von 236 MW in 2017 auf fast 1 GW in 2026 erhöht werden (Dranka und Ferreira 2020). Dabei spielt insbesondere die dezentral ausgebaute Photovoltaik eine wichtige Rolle, die im Jahr 2050 ca. 13 % des gesamten häuslichen Bedarfs decken könnte (Rosas Luna et al. 2019, S. 485). Durch das Programm Light for all von 2003 liegt die Elektrifizierungsrate in den ländlichen Räumen bei durchschnittlich 90 % und damit nicht weit hinter den urbanen Zentren mit 99 % (La Rovere 2020).
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe. (Quelle siehe Abbildung)
Brasilien – Umstrittene Wasserkraft
Karten
Abb. 8 Standorte von Wasserkraftwerken. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Brasilien – Umstrittene Wasserkraft
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden
Das stark von fossilen Energieimporten abhängige (vgl. Tab. 1) und neoliberal geprägte Land erlebte seit Ende der 1990er-Jahre zwei schwere Energiekrisen, die massiv steigende Strompreise zur Folge hatten. In Reaktion darauf wurden mit der Energiestrategie 2050 attraktive Investi tionsbedingungen zur Erschließung des reichhaltigen EE-Potenzials geschaffen, was in den letzten Jahren zu einem rasanten Ausbau erneuerbarer Energien geführt hat (vgl. Abb. 1). Aufgrund des stark wachsenden Energiebedarfs steigen die THG-Emissionen im Energiesektor dennoch weiter an.
Importabhängige „Energieinsel“ Das am Pazifik gelegene Land Chile ist im übertragenen Sinne regelrecht eine Energieinsel. Obwohl es drei Nachbarländer hat, verfügt Chile erst seit dem Jahr 2016 über eine grenzüberschreitende Stromverbindung, und zwar zu Argentinien (Valdes et al. 2019, S. 18). Außerdem verzeichnet das an Erdöl und Erdgas arme Land (vgl. Abb. 2) mit 71,9 % eine hohe Importabhängigkeit bei fossilen Energieressourcen (IEA 2021) – vgl. Abb. 3. Neben der Isolation nach außen ist
das chilenische Stromsystem auch nach innen in vier separat voneinander getrennte Systeme (von Nord nach Süd SING, SIC, SEA und SEM) gegliedert. Um eine größere Stabilität und Flexibilität zu gewährleisten, wurden SING und SIC, in deren Marktgebiete zusammen über 90 % der Bevölkerung leben, im Jahr 2017 über eine Hochspannungsleitung zum System SEN verbunden (Camargo et al. 2019, S. 1100). Der Hauptenergieträger im stark von fossilen Energieträgern geprägten Energiemix ist Erdöl mit 41,7 %, gefolgt von Kohle mit 20,4 %, vgl. Abb. 4 und 5. Die Bedeutung von Erdgas im Energiemix ist seit dem Jahr 2004 von 26 % auf aktuell 13,7 % zurückgegangen und liegt damit deutlich hinter den erneuerbaren Energien (24,3 %) (IEA 2021). Der Grund dafür waren die ab 2007 begonnenen drastischen Kürzungen der Gasimporte vom Hauptlieferanten Argentinien (Furnaro 2020, S. 958). In deren Folge hat sich der Anteil der Kohle, die sowohl heimisch produziert als auch aus dem Ausland importiert wird, am Energiemix von 11 % in 2006 auf 20 % in 2016 fast verdoppelt (IEA 2018, S. 78). Da die Energietransformation nicht mit dem durch das Wirtschaftswachstum verursachten steigenden Energiebedarf Schritt halten kann, ist trotz starkem EE-Ausbau eine prozentuale Zunahme fossiler Energieträger am Energiemix von 74 % in 2009 auf
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Wasserkraft | Solarthermie (CSP)
JAHR 2019 2019 2019 2019
WERT(E) 1.688 PJ | 89 GJ 92 Mt 71,9 % 10.700 MW | 11.300 MW
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Valdes et al. 2019
2019 2019 2021
24,3 % 45,0 % 1.343 | 16 | 1
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
2020 2020
12 ct/kWh | 16 ct/kWh 27.422
IEA 2021 IEA 2021 thewindpower.net 2022; dewiki.de 2022; Wikipedia 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_7
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Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden
Energieziele Chile Energiestrategie 2050 (von 2014) Anteil EE am Strommix • 60 % bis 2035 • 70 % bis 2050
Mineralöl 4.4 %
Kohle 5.3 %
Redukon der Emissionen Bis 2030 um 30 % gegenüber 2007
Erdgas 10.1 %
Quote für Stromunternehmen (2013) 20 % EE der Stromprodukon bis 2025
Gesamt: 510 PJ Erneuerbare 80.3 %
Geothermie zur Stromgewinnung • Bis 2030 600 MWe • Bis 2050 2000 MWe
Abb. 1 Energieziele Chile. (Quellen: Osorio Aravena et al. 2020; Reich et al. 2020; Valdes et al. 2019) Abb. 2 Inländische Produktion Chile 2019 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
Erdöl
50
Strom
150
200
250
300
350
400
318
1
0
Ölprodukte
Erdgas
100
354
32 180
0 0 0 Import
76 % in 2019 zu verzeichnen (IEA 2021). Im Gegensatz zum Energiemix ist der EE-Anteil am Strommix von 33 % im Jahr 2013 auf 45 % in 2019 relativ stark angewachsen (Merino et al. 2019), siehe hierzu auch Abb. 6. Während die Wasserkraft traditionell eine wichtige Rolle bei der Strom-
Export
proproduktion spielt, ist seit 2014 ein regelrechter Ausbauboom bei anderen EE-Technologien zu verzeichnen (Feron et al. 2019, S. 567). Mit der Strommarktliberalisierung unter der neoliberalen Militärdiktatur von Augusto Pinochet (1973–1989) in den 1980ern wurden die Grundlagen für das
Importabhängige „Energieinsel“
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Kohle 12.0 %
Erneuerbare 26.2 %
Kohle 20.4 %
Erneuerbare 24.3 %
Gesamt: 1231 PJ
Gesamt: 1688 PJ
Erdgas 9.5 %
Erdgas 13.7 %
Erdöl 52.2 %
Erdöl 41.7 %
Abb. 4 Energiemix Chile 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Chile 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Wind 5.9 %
Photovoltaik 7.8 %
Kohle 32.6 %
Gesamt: 81 TWh
Biomasse 5.4 % Erneuerbare 45.0 %
Wasserkraft 25.7 % Erdgas 18.6 %
Geothermie 0.2 % Erdöl 3.7 % Abb. 6 Strommix Chile 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
heute bestehende hoch zentralisierte und privatisierte Energiesystem geschaffen (Valdes et al. 2019, S. 18). Der Strommarkt wird von den vier großen Stromproduzenten Colbún, AES Gener, Enel und Engie kontrolliert, worunter die letzten drei international agierende Unternehmen sind. Zusammen verfügen sie über 70 % der installierten Leistung
(Feron et al. 2019, S. 561). Der mangelnde Wettbewerb auf dem Strommarkt, fehlende staatliche Planung und mangelnder Ausbau der Strominfrastruktur führten zusammen mit einer Trockenheit zur ersten Stromkrise Ende der 1990er- Jahre, in deren Folge die Strompreise stark angestiegen sind (Madariaga und Allain 2020, S. 684). Während der Wirt-
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schaftskrise im Jahr 2008 kam es aufgrund einer weiteren Trockenperiode und drastisch reduzierten argentinischen Gasimporten zu einer erneuten Energiekrise, sodass die Strompreise zwischen 1998 und 2015 um 365 % anstiegen. Reformen insbesondere zur Förderung erneuerbarer Energien und niedrige Ölpreise haben in den letzten Jahren zu einer Senkung der Stromkosten geführt (Furnaro 2020, S. 962).
Wettbewerbliche Strukturen Als Reaktion auf Energiekrisen, hohe Strompreise und fossile Importabhängigkeiten hat sich Chile durch den rasanten EE-Ausbau in nur wenigen Jahren von einem grünen Nachzügler zu einem aufstrebenden Markt für erneuerbare Energien entwickelt (Osorio Aravena et al. 2020, S. 78). Erste Ansätze zur Energietransformation bestanden bereits Anfang der 2000er-Jahre. Die Grundlage für eine konsequente nachhaltige Transformation im Stromsektor wurde jedoch erst im Jahr 2014 mit der Veröffentlichung der Energiestrategie 2050 gelegt (Furnaro 2020, S. 952). Die von Akteuren aus Politik, Energiewirtschaft und Gesellschaft erarbeitete erste langfristige Energiestrategie setzt einen staatlich koor dinierten Rahmen für die Reform des Energiesektors und die Entwicklung erneuerbarer Energien (Madariaga 2019, S. 460). Neben dem zentralen Ziel der Wettbewerbssteigerung durch Strompreissenkung wird außerdem angestrebt, die Verbraucher besser in die konkrete Ausge staltung eines dezentralisierten Energiesystem einzubinden und die Vernetzung mit den Nachbarländern zu verbessern (Flores-Fernández 2020, S. 180). Bis 2035 soll der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix 60 % und bis 2050 70 % betragen (Valdes et al. 2019, S. 14). Die Instrumente folgen dabei weiterhin dem neoliberalen Grundverständnis und orientieren sich folglich an der Effizienz des Marktes sowie an der staatlich- politischen Neutralität. Interventionen in Form von Anreizprogrammen, wie Feed-in-Tarife oder Subventionen, gibt es daher nicht (Madariaga 2019, S. 462). Den Kern der Energiestrategie 2050 bildet ein neues technologieneutrales Stromauktionssystem, in dem auch EE-Projekte wettbewerbsfähig sind. In der ersten Runde 2016 gingen 31 % (Furnaro 2020, S. 959) der neuen Energieinvestitionen an PV- und Windprojekte. Zu beobachten war, dass die Preise in den Auktionen zwischen 2012 und 2017 um 75 % gefallen sind (IEA 2018, S. 94). Von den Auktionen im Jahr 2019 flossen zwei Drittel der Investitionen in Solar- und Windprojekte (Hanger-Kopp 2019, S. 94). Da der Energiesektor für 75 % der THG-Emissionen verantwortlich ist, wurde 2014 außerdem eine CO2-Steuer auf die fossile Strom-
Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden
produktion eingeführt (Furnaro 2020, S. 958). Bereits seit dem Jahr 2008 müssen Energieunternehmen mit einer installierten Leistung von mehr als 200 MW eine bestimmte Quote zur Produktion erneuerbarer Energie erfüllen. Im Jahr 2013 wurde eine 20 %-Quote bis 2025 festgelegt (Valdes et al. 2019, S. 18). Die neuen Regelungen haben nationale und v. a. internationale Investitionen stimuliert und zu einem konstanten Zuwachs an erneuerbaren Energien im Strommix geführt (Flores-Fernández 2020, S. 173). Da der Anteil fossiler Energieträger am Energiemix jedoch nicht reduziert wird und der Energiebedarf stetig wächst, sind die THG-Emissionen im Energiesektor zwischen 2010 und 2016 dennoch um 48 % gestiegen. Praetorius (2019, S. 64) spricht hierbei vom Energiewendeparadoxon. Als einer der größten CO2-Emittenten Südamerikas möchte Chile die THG- Emissionen bis 2030 um 30 % gegenüber 2007 reduzieren. Allerdings sind die aktuellen Strategien laut Kritikern nicht ausreichend, um ein deutliches Signal beim Kampf gegen den Klimawandel setzen zu können (Osorio Aravena et al. 2020, S. 78).
ufstrebender EE-Markt mit großem A Potenzial Die guten natürlichen Voraussetzungen und die attraktiven Investitionsbedingungen machen Chile zu einem der größten EE-Märkte in Lateinamerika (Madariaga und Allain 2020, S. 673). Der EE-Anteil am Strommix (ohne Wasserkraft) hat von 2 % in 2006 bis hin zu 19,3 % in 2019 ein rasantes Wachstum erfahren (Furnaro 2020, S. 959). Die Wasserkraft ausgenommen, lag die installierte EE-Leistung im Jahr 2019 bei 4 GW (insgesamt 22 GW), mit Anteilen der Photovoltaik von 1,8 GW und Wind von 1,3 GW (Valdes et al. 2019, S. 18). Neben den PV- und Windprojekten, die sich aktuell in der Umsetzung befinden (ca. 1,1 GW), haben bereits weitere EE-Projekte im Umfang von 25 GW Leistung die erforderliche Umweltzertifizierung erhalten (Feron et al. 2019, S. 560). Die Wasserkraft hatte ihren größten Anteil am Strommix in den 1980ern, mit damals etwa 80 %, und stellt mit 7,3 GW heute noch die größte installierte regenerative Leistung dar (IEA 2018, S. 144). Das Wasserkraftpotenzial wird allerdings zunehmend durch den Klimawandel und den gesellschaftlichen Widerstand eingeschränkt. Beispielsweise wurden die Pläne für den Bau von mehreren Dämmen im chilenischen Patagonien, mit einer Gesamtleistung von 2,8 GW, in Folge von landesweiten Protesten zurückgenommen (Furnaro 2020, S. 960). Aus diesem Grund richtet sich der Fokus der Energiepolitik auch mehr und mehr auf das große Solarpotenzial.
Karten
Die Atacama-Wüste im Norden des Landes bietet mit einer jährlichen Globalstrahlung von 2800 kWh/m2 eine der weltweit besten Standorte für die Solarenergieproduktion (IEA 2018, S. 144). Das Potenzial für Photovoltaik von 1300 GW und solarthermische Kraftwerke von 550 GW (IEA 2018, S. 144) entspricht mehr als dem Fünffachen der aktuellen installierten Leistung Südamerikas (Hanger-Kopp 2019, S. 93). Mit einer jährlichen Wachstumsrate von 302 % und dem Anstieg der installierten Leistung von 2 MW im Jahr 2012 auf 2110 MW in 2017 besitzt Chile die Hälfte der installierten Solarkapazitäten Lateinamerikas (Madariaga und Allain 2020, S. 673). Außerdem ist das erste solarthermische Kraftwerk in der Region in Planung (Osorio Aravena et al. 2020, S. 78). Der größte Anteil des erschließbaren Windpotenzials von 37 GW befindet sich vorwiegend im Süden des Landes und damit weit abgelegen von den großen Verbrauchszentren. Um diese Ressourcen erschließen zu können, werden daher kapitalstarke, investitionsbereite Unternehmen benötigt. Bereits jetzt befindet sich der Großteil der installierten Wind- und PV-Leistung in den Händen großer, international agierender Unternehmen (Valdes et al. 2019, S. 18). Trotz der Einführung eines Gesetzes zur dezentralen Produktion, ist die gesellschaftliche Beteiligung in dem nach wie vor stark zentralisierten Energiesystem stark eingeschränkt (Flores-Fernández 2020, S. 174). Bei der Erdwärme sieht es diesbezüglich nicht anders aus, wenngleich auch hier der Ausbau langsam Gestalt annimmt. Im Norden von Chile, in den Anden, befindet sich das erste Geothermiekraftwerk Südamerikas, mit einer instal-
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lierten elektrischen Leistung von 48 MW. Die Erschließung des hydrothermalen Erdwärmepotenzials zur Stromgewinnung von 16 GW soll bis 2030 auf eine installierte elektrische Leistung von 600 MW und bis 2050 auf 2000 MW ausgebaut werden (Reich et al. 2020, S. 2). Aktuell werden zwei weitere Projekte (Mariposa 160 MW und Peumayén 70 MW) entwickelt (Huttrer Mai 2020). Aufgrund von mangelndem technischen Wissen wird die Wärme bislang nicht direkt genutzt (IEA 2018, S. 154). Die stromintensive Bergbauindustrie als bedeutendster Wirtschaftssektor unterstützt den EE-Ausbau, da dieser zu einer Senkung der Strompreise beiträgt. Der internationale EE-Boom hat in Chile außerdem eine stark wachsende, hoch deregulierte Lithiumindustrie hervorgebracht. Allerdings steht die mit hohem Wasserverbrauch einhergehende Gewinnung von Lithium, das einen wesentlichen Bestandteil von Speichertechnologien und Elektroantrieben darstellt, in Verbindung mit negativen Auswirkungen auf die lokale Umwelt und die Bevölkerung (Furnaro 2020, S. 968). Die ökologische Modernisierung des Landes bringt damit neue soziale und ökologische Probleme mit sich, die im Rahmen einer kritischen Geographischen Energieforschung zu erörtern sind.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
66 Abb. 7 Installierte Leistung der drei Stromnetzsysteme. (Quelle siehe Abbildung)
Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden
Karten
Abb. 8 Geothermie. (Quelle siehe Abbildung)
67
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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Chile – Mit den Erneuerbaren die Energiekrise überwinden
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Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien
Aufgrund einer stringenten und marktradikalen Energiepolitik ist die Volksrepublik China inzwischen führend beim Ausbau erneuerbarer Energien (Hennig und Klagge 2021). Dennoch dominieren fossile Energieträger nach wie vor den Energiemix (vgl. Tab. 1) und verstärken dadurch in erheblichem Maße den anthropogen verursachten Klimawandel. Um das Wirtschaftswachstum aufrechterhalten und den steigenden Energiebedarf decken zu können, plant China einen weiteren starken Ausbau von Kraftwerkskapazitäten, und dies bei fossilen, nuklearen und erneuerbaren Quellen (vgl. Abb. 1).
Energiesystem der Rekorde Das starke Wirtschaftswachstum der letzten Jahre sorgt für einen großen Energiebedarf (Han et al. 2016, S. 288). China ist schon heute der weltweit größte Treibhausgasemittent, Energiekonsument und Energieproduzent (Zhang et al. 2017, S. 865). Der Kraftwerkspark generierte im Jahr 2019 insgesamt 7327 TWh und damit mehr als doppelt so viel wie die gesamte Erzeugung in Europa (Göß 2020; IEA 2021). Dabei
ist Kohle mit einem Anteil von 62 % am Energiemix (Stand 2018, vgl. Abb. 2 und 3) die Hauptenergiequelle, was die Volksrepublik zum größten Konsumenten von Kohlestrom macht (Lin et al. 2019). Aufgrund der großen natürlichen Vorkommen wurde in den 1980er-Jahren die Kohleförderung stark unterstützt, denn China sah darin die Gelegenheit, die für die wirtschaftliche Entwicklung benötigte Energie zur Verfügung stellen zu können (Kong et al. 2020, S. 6). Im Verkehrssektor ist Mineralöl, das überwiegend importiert wird (vgl. Abb. 4), die wichtigste Energieressource (Liu et al. 2018, S. 92), wobei China zielorientiert an der Elektrifizierung seines Verkehrssektors arbeitet. Hierfür werden mittelfristig auch große regenerative Strom-Kapazitäten benötigt. Mit einer installierten Photovoltaik- bzw. Windleistung von 260 GW bzw. 287 GW (Stand 2021) ist China inzwischen auch Spitzenreiter bei der Nutzung regenerativer Quellen (vgl. Abb. 5 und 6). Wegen der Größe des Energiebedarfs entspricht dies aber nur einem Anteil am Energiemix (Stand 2017) von 9 % (China Energy Portal 2021). Aufgrund der natürlichen Gegebenheiten besitzt China ein großes Potenzial für die solar-, wind- und hydroenergetische Er-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | nuklear | erneuerbar
JAHR 2018 2019 2018 2021
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Wasserkraft | Solar
2018 2019 2017/19
WERT(E) 133.878 PJ | 96 GJ 9826 Mt 21,9 % 1.260.000 MW | 51.040 MW | 917.060 MW 9,4 % 29,9 % 114.244 | 110 | k. A.
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
2020 2020 2019
8,7 ct/kWh | 7,1 ct/kWh 4.731.574 8,0 Mrd. US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2020 China Energy Portal 2021 IEA 2021 China Energy Portal 2021 Chinese Wind Energy Association 2017; Wikipedia 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_8
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72
China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien
13. Fünfjahres-Plan (2016-2020)
15 %
Erhöhung des Anteils nichtfossiler Energien am Energieverbrauch bis 2020
18 %
weniger CO2-Emissionen je BIP-Einheit bis 2020 (im Vergleich zu 2015)
15 %
geringerer Energieverbrauchs je BIPEinheit bis 2020 (im Vergleich zu 2015)
Erneuerbare 9.4 % Kernenergie 2.4 %
Gesamt: 133.878 PJ
Erdöl 19.1 %
Erdgas 7.2 %
Kohle 61.9 %
Energieentwicklungsstrategie Aktionsplan
200 GW
Installierte Leistung Windenergie
100 GW
Installierte Leistung Solarenergie
350 GW
Installierte Leistung konventionelle Hydroenergie
30 GW
Installierte Leistung Biomasse
Abb. 2 Energiemix China 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erneuerbare 9.5 % Kernenergie 0.8 %
Erdgas 3.2 %
Gesamt: 90.228 PJ
Abb. 1 13. Fünf-Jahresplan (2016–2020). (Quelle: LSE und Grantham Research Institute 2014; LSE und Grantham Research Institute 2016)
zeugung (Hua et al. 2016, S. 1045). Durch einen kontinuierlichen Ausbau seit Mitte des 20. Jahrhunderts nimmt die Wasserkraft bislang noch den größten Anteil an der erneuerbaren Stromerzeugung ein (Zhang et al. 2017, S. 866). Nicht zuletzt befindet sich mit dem Drei-Schluchten-Staudamm das größte Wasserkraftwerk der Welt in China. Bei aller Kritik gehen nach Metzler (2005, S. 23) mit dem Drei-Schluchten-Projekt durchaus auch positive Effekte einher, wie die wirtschaftliche Entwicklung Zentralchinas (Hubei und Chongqing) sowie die Verbesserung der Verkehrsinfrastruktur, die grundlegend für die wirtschaftliche Entwicklung der Region sei. Grundsätzlich gehen die marktradikale chinesische Wirtschaftsweise und die ökologisch unsensible Erschließung der riesigen Energieressourcen aber auf Kosten von Mensch und Umwelt (Tang et al. 2015, S. 5509). Insbesondere die Kohleverstromung, ein unsachgemäßes Müllmanagement und die Nutzung fossiler Kraftstoffe im Verkehr führen zu Luft-, Wasser- und Bodenverschmutzung sowie zur Freisetzung gigantischer Mengen an Treibhausgasen (Liu et al. 2018, S. 92), sodass China zu den Hauptverursachern der
Erdöl 16.8 %
Kohle 69.7 %
Abb. 3 Energiemix China 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
anthropogenen Erderwärmung zählt (Tang et al. 2015, S. 5512). Im Bereich der Geothermie existieren bis dato, trotz großer Potenziale insbesondere im Südwesten des Landes, lediglich elf geothermische Kraftwerke, wovon das größte Kraftwerk Yangbajing, mit einer jährlich Produktion von 100 GWh, in Tibet liegt (Zhang et al. 2017, S. 868). Nicht nur bei der Nutzung, sondern auch im Bereich der Herstellung von Windenergieanlagen, Photovoltaikmodulen, Elektroautos und Batterietechnologien ist China zum Pionierland und Global Player geworden (Hove et al. 2020, S. 2). Beispielsweise stammen rund 30 % aller weltweit installierten Solarpanele aus der Volksrepublik (Hua et al. 2016, S. 1048). Diese Industrialisierung im Bereich erneuerbarer Energien konnte sich auf Basis geringer Lohnkosten vollziehen und stellt nicht
Energiesystem der Rekorde
73
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
6254
275
Erdöl
19338
5598 2885 1882
Ölprodukte
Erdgas
4098
252 25 2
Strom 0
2500
5000
7500 Import
10000 12500 15000 17500 20000 Export
Wind 5.5 %
Photovoltaik 3.1 % Kohle 62.2 %
Gesamt: 7327 TWh
Erneuerbare 29.9 % Wasserkraft 17.8 %
Erdgas 3.2 %
Kernenergie 4.8 %
Abb. 5 Strommix China 2019 (Datengrundlage: China Energy Portal 2021)
Andere 3,5 %
74
China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien
Erneuerbare 12.2 %
Erdöl 7.4 % Erdgas 2.0 %
Kernenergie 3.1 %
Gesamt: 103.383
Kohle 75.3 %
Abb. 6 Inländische Produktion China 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
zuletzt eine große Konkurrenz für den europäischen Hersteller markt dar, der hierdurch zu einer großen Innovationskraft oder zur Verlagerung seiner Geschäftsfelder in den Dienstleistungssektor gezwungen wird. Doch die Europäische Union und China kooperieren auch stark im Bereich internationaler Klimapolitik und stimmen ihre Interessen diesbezüglich auch teilweise gemeinsam ab (Sattich et al. 2021). Mit Blick auf die Klimaziele ist dies sehr zu begrüßen.
Eckpunkte der chinesischen Energiepolitik Angetrieben von der Notwendigkeit, der zunehmenden Umweltverschmutzung durch die Kohleverstromung entgegenzuwirken, begann mit der Jahrtausendwende die Entwicklung der erneuerbaren Energien (Yang et al. 2016, S. 83). Seit dem Jahr 2004 nimmt der Staat durch den Einsatz energiepolitischer Instrumente verstärkt Einfluss auf das Energiesystem, u. a. durch die neugegründete Nationale Energieverwaltung (Kong et al. 2020, S. 4 ff.). Es gibt jedoch keine Regierungsbehörde, die vollständig für die Entwicklung der erneuerbaren Energien verantwortlich ist, vielmehr ist eine Vielzahl staatlicher Stellen an der Gestaltung der Energiepolitik beteiligt, u. a. die für die Planung zuständige Nationale Energieverwaltung, das Wirtschafts- und Technologieministerium, das Ministerium für Umweltschutz und das Finanzministerium, das die Mittel für Förderprogramme bereitstellt (Hua et al. 2016, S. 1046). Mit der Verabschiedung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2006, das u. a. Steuersenkungen und Subventionen für regenerative Projekte beinhaltete, wurde der gesetzliche Rahmen für die Entwicklung regenerativer Energien geschaffen (Yang et al. 2016, S. 86). Die Einführung von energieträger- und regionsspezifischen Einspeisetarifen machte Wind- und Solarkraft
konkurrenzfähig gegenüber Kohle, sodass die erneuerbare installierte Leistung in den Folgejahren so schnell ansteigen konnte wie in keinem anderen Land der Erde (Han et al. 2016, S. 293; Hua et al. 2016, S. 1048). In jüngerer Zeit wurde die Förderpolitik angepasst. Die Einspeisetarife für Wind- und Solarenergie wurden als Reaktion auf die gesunkenen Stromgestehungskosten infolge des technologischen Fortschritts verringert und stattdessen marktbasierte Anreize gesetzt (Göß 2020). Im Jahr 2019 hat der Zubau im Bereich der Wind-, Solar- und Wasserkraft allerdings einen neuen Tiefstand erreicht (Göß 2020). Dies steht möglicherweise in Zusammenhang mit der Ankündigung der für die Preisgestaltung zuständigen Kommission, die Vergütungen für Onshore-Windkraftprojekte und Solarparks zu reduzieren und diese stärker auf die bislang weniger konkurrenzfähigen Photovoltaik-Dachanlagen und die Offshore-Windenergie zu konzentrieren (Hove 2020). Das wichtigste Instrument für die zukünftige Ausrichtung des Energiesystems auf oberster politischer Ebene stellen die Fünfjahrespläne dar. Der 13. Fünfjahres-Plan 2016–2020 ist geleitet von den fünf Grundprinzipien einer innovativen, koordinierten, grünen, offenen und gemeinsamen Entwicklung (LSE und GRI 2016) und sieht unter anderem vor, den Anteil nicht-fossiler Energien am gesamten Energieverbrauch bis 2020 auf 15 % zu erhöhen (Zhang et al. 2017, S. 866). Auf der UN-Klimakonferenz in Paris im Dezember 2015 verpflichtete sich China dazu, die CO2-Emissionen pro BIP-Einheit um 60–65 % gegenüber dem Niveau von 2005 zu senken (Yang et al. 2016, S. 84). Um den Energieverbrauch und die Treibhausgasemissionen im Verkehr zu verringern, hat die Regierung eine Vielzahl an Maßnahmen, u. a. Vorschriften für den Kraftstoffverbrauch oder CO2-Quoten, eingeführt (Liu et al. 2018, S. 92). Zudem setzt China stark auf Elektromobilität. So entstanden 2019 eine halbe Million neuer Ladepunkte. Zudem entfielen im gleichen Jahr über die Hälfte der weltweit verkauften E-Autos auf China, wobei die absolute Zahl der Neukäufe einen abnehmenden Trend aufweist (Hove et al. 2020). Der 14. Fünfjahresplan 2021–2025, mit den neuen Klimazielen, wurde bis Ende 2020 ausgearbeitet. Neben den erneuerbaren Energien setzt China dabei auch auf andere Energieträger und strebt einen diversifizierten Energiemix an. Um den Energiehunger zu decken, plant das Land, die Kohle- und Kernenergienutzung aufgrund ihrer Beiträge zur Grundlastfähigkeit sowie Spitzenlastfähigkeit weiter auszuweiten (Hove 2020). Allein im Jahr 2019 stieg die Stromproduktion aus thermischen Kraftwerken um 2,4 % (Hove et al. 2020). Zudem gingen sieben neue Atomkraftwerke ans Netz (Göß 2020). Versorgungssicherheit ist im Angesicht der hohen Energienachfrage, der Abhängigkeit von importiertem Öl und den endlichen fossilen Lagerstätten zur obersten Priorität von Chinas nationalen Sicher-
Karten
heitsinteressen geworden (Liu et al. 2018, S. 92). Der Klimaschutz gerät dabei ins Hintertreffen.
Regionale Konflikte und Unterschiede Trotz des Top-Down-Ansatzes, den China in seiner Energiepolitik verfolgt, kommt es zu Koordinations- und Planungsschwierigkeiten zwischen der Zentralregierung und den Provinzregierungen (Hua et al. 2016, S. 1049 f.). Beispielsweise ziehen manche Provinzen die Errichtung neuer Kohlekraftwerke dem Ausbau regenerativer Kapazitäten vor, wohingegen die zentralen Behörden erneuerbare Energien priorisieren (Hove 2020). Darüber hinaus existieren starke räumliche Disparitäten innerhalb des Landes. Während der Energieverbrauch und die energiebezogenen CO2-Emissionen in den wirtschaftlichen Zentren der Ostküste weit über dem landesweiten Durchschnitt liegen, herrscht in großen Teilen der zentralen und westlichen Pro-
75
vinzen Energiearmut (Tang et al. 2015, S. 5511 f.). Zahlreiche ländliche Regionen sind von einer übermäßigen Nutzung niedrigenergetischer fester Brennstoffe, wie Holz und Stroh, geprägt. Obwohl im Jahr 2015 durch mehrere Netzausbauinitiativen eine Elektrifizierungsrate von 100 % erreicht wurde, kommt es in ländlichen Gegenden immer wieder zu Stromengpässen (He et al. 2018, S. 224 ff.). Wenn China zur Wirtschaftsmacht aufsteigen will, dann muss es den Beweis erbringen, dass es im Zuge einer umfassenden Modernisierung sein gesamtes Staatsgebiet elektrifizieren kann. Speziell im Hinblick auf die soziale Akzeptanz eines Energiesystems ist dies von zentraler Bedeutung.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien sowie der größten Wasserkraftwerke. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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China – Führend beim Ausbau erneuerbarer Energien
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Deutschland – Pionierland der Energiewende
Die deutsche Energiewende ist international zum Vorbild für die Transformation von Energiesystemen geworden. Die stabile staatliche Unterstützung durch das Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) sowie die großen Möglichkeiten der gesellschaftlichen Teilhabe haben den raschen Ausbau erneuerbarer Energien begünstigt (vgl. Tab. 1) und teils für großes Erstaunen in der Welt gesorgt. Diesen Erfolgsfaktoren (vgl. Abb. 1) stehen jedoch eine rückläufige soziale Akzeptanz sowie die politischen und technologischen Herausforderungen des Atom- und Kohleausstiegs gegenüber.
et al. 2015, S. 539). Die bereits im Jahr 1990 im Rahmen des Stromeinspeisungsgesetzes (StrEG) eingeführte Subventionierung für erneuerbare Energien wurde im Jahr 2000 durch das wesentlich erfolgreichere Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) abgelöst, dessen Ziel der Klimaschutz und die Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie war (BMJV 2017). Dieses Gesetz garantierte allen Produzenten von Regenerativstrom Einspeisevorrang vor fossilem Strom sowie eine feste Einspeisevergütung über einen Zeitraum von 20 Jahren (Ćetković und Buzogány 2016, S. 646). Im Zuge der Novellierung des EEG 2017 wurde das Förderinstrumentarium jedoch stärker marktwirtschaftlich ausErneuerbare-Energien-Gesetz als Herzstück gerichtet, mit dem Ziel, den Ausbau erneuerbarer Energien kosteneffizienter zu gestalten (Heinrich-Böll-Stiftung et al. Bis weit in die zweite Hälfte des 20. Jahrhunderts hinein 2018, S. 44). Parallel zur Anpassung der Förderinstrumente wurde die Energieversorgung in Deutschland von fossil- hat die Bundesregierung mit dem überarbeiteten Bundesnuklearen Energieträgern dominiert (vgl. Abb. 2 und 3). Mit Klimaschutzgesetz die Vorgaben zur Einsparung von dem Stichwort der ökologischen Modernisierung markierte CO2-Emissionen verschärft. So sollen im Jahr 2030 die Emisdie Rot-Grüne Bundesregierung (1998–2005) jedoch eine sionen um 65 % und 2040 um 88 % gegenüber 1990 verringert grundlegende energiepolitische Neuausrichtung. Unter der werden. Klimaneutralität wird bis zum Jahr 2045 angestrebt, Kanzlerschaft von Gerhard Schröder wurde der Ausstieg aus im Jahr 2050 soll die Treibhausgas-Bilanz Deutschlands sogar der Kernenergienutzung (vgl. Abb. 4) und der Einstieg in die negativ sein (BMU 2021, S. 5). Das für erneuerbare Energien verstärkte Förderung erneuerbarer Energien eingeleitet (Hake zuständige Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl PV | Wind | Biogas
JAHR WERT(E) 2020 11.691 PJ | 141 GJ 2019 654 Mt
QUELLE BMWi 2021a BMWi 2021a
2019 2021
IEA 2021; BMWi 2021a, b Bundesnetzagentur 2021
2020 2021 2020
77,6 % 83.391 MW | 8.114 MW | 126.640 MW 16,8 % 45,7 % 2.054.435 | 31.109 | 9.359
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
2020
20 ct/kWh | 31 ct/kWh
BMWi 2021a Fraunhofer ISE 2022 AEE 2020a, b, c; Solarbranche.de 2021; Statista 2021a; Bundesregierung 2021 Global Petrol Prices 2021
2020 2019
330.000 917,3 Millionen €
Bundesregierung 2021 BMWi 2021a, b
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_9
81
82
Deutschland – Pionierland der Energiewende
Klimaschutzplan 2050 (von 2016)
60 % ≥80 %
Erneuerbare 10.3 %
Anteil erneuerbarer Energien am Bruttoendenergieverbrauch
Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch
-50 %
Primärenergieverbrauch
-25 %
Bruttostromverbrauch
Bundes-Klimaschutzgesetz (von 2021): Reduktion der THG-Emissionen bis 2030 um 65 %, bis 2040 um 88 %; THG-Neutralität bis 2045
Erdöl 33.7 %
Kernenergie 10.7 %
Gesamt: 14.217 PJ
(gegenüber 2008)
(gegenüber 2008)
Sonstige 1.4 %
Erdgas 22.1 %
Braunkohle 11.0 %
Steinkohle 10.9 %
Abb. 1 Klimaschutzplan 2050. (Quelle: BMU 2019) Abb. 2 Energiemix Deutschland 2010 (Datengrundlage: BMWi 2021a)
b etont dabei auch die große Bedeutung von Energieeffizienz und die Notwendigkeit, den Energieverbrauch zu senken (IEA 2020, S. 24 ff.). Mit dem ursprünglich für das Jahr 2022 festgesetzten Atomausstieg – der im Zuge der Energiekrise, die sich für Deutschland als Folge des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine ergeben hat, auf den 15. April 2023 verschoben wurde –, dem geplanten Kohleausstieg 2038 und dem Bundes-Klimaschutzkonzept scheinen die Weichen für eine nachhaltige Energieversorgung in Deutschland gestellt zu sein (IEA 2020, S. 31; Hake et al. 2015, S. 542). Der EE-Anteil am Bruttostromverbrauch betrug 2020 bereits 45,4 % (Statista 2021a), was als ein großer Erfolg angesehen werden kann (vgl. Abb. 5 u. 6). Allerdings muss der Fokus vom Stromsektor auch auf die von den fossilen Energieträgern stark geprägten Sektoren, in denen es um die Bereitstellung von Wärme und Mobilität geht, gerichtet werden. Die Notwendigkeit einer Sektorkopplung sowie eines koordinierten Stromnetz- und Energiespeicherausbaus wird dabei immer augenscheinlicher (Heinrich-Böll-Stiftung et al. 2018, S. 44). Die räumlichen Grundlagen zur Entwicklung einer intelligenten Stromwirtschaft, innerhalb derer der intermittierende Charakter erneuerbarer Energien durch ein ausgeklügeltes System, bestehend aus Speichertechnologien, Smart Grids, Gleichstromtrassen und Lastmanagement, stabilisiert wird, wurden von Bosch (2013, 2021) ausführlich dargelegt.
Dezentralisierung des Energiesystems Der Energiesektor, der für zwei Drittel der Treibhausgasemissionen in Deutschland verantwortlich ist, spielt eine entscheidende Rolle im Kampf gegen den Klimawandel (Boumans
und Wackebauer 2019, S. 66). Mit der Reform des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) wurde 1998 die Liberalisierung des deutschen Strommarkts eingeleitet, mit der die marktdominierende Stellung der Stromproduzenten EnBW, E.ON, RWE und Vattenfall aufgebrochen und das Aufkommen neuer Stromanbieter ermöglicht wurde (Wager et al. 2020, S. 730 ff.). Nach jahrzehntelanger zentral organisierter, fossil-nuklearer Stromerzeugung gab es immer mehr Akteure, die als Anbieter von Regenerativstrom auftraten: Privatpersonen, Energiegenossenschaften, Kommunen, Regionalversorger, Stadtwerke etc. (Bosch 2012). Inzwischen investieren auch die sog. Big Four zunehmend in erneuerbare Energien (Radtke et al. 2018, S. 24), da sie ansonsten weitere Marktanteile im Bereich der Energieversorgung an die dezentralere Konkurrenz verlieren würden. Diese Umorientierung mag auch daran liegen, dass die Wettbewerbsfähigkeit konventioneller fossiler Kraftwerke, insbesondere der emissionsintensiven Kohle, aufgrund des steigenden CO2-Preises im europäischen Emissionshandelssystem abnimmt, wohingegen die Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energien aufgrund ihrer geringen Stromgestehungskosten sukzessive steigt (Wager et al. 2020, S. 736). Die technologisch innovative Vorreiterrolle Deutschlands im Bereich erneuerbarer Energien, die Deutschland letztlich auch zum Vorreiter einer dezentralen Energietransformation gemacht hat, beruht auf der starken ingenieurwissenschaftlichen, elektrotechnischen bzw. industriellen Basis, der staatlich gestützten Förder- und Forschungsprogramme sowie auf der guten finanziellen Unterstützung, insbesondere durch die staatseigene Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) (Ćetković und Buzogány 2016, S. 646 f.). Mit 330.000 Beschäftigten im Jahr 2020 gewinnt die Energiewende nun auch als ökonomisch-ökologisches Modernisierungsprojekt und Innovationstreiber an gesamtwirt-
Variable soziale Akzeptanz
83
schaftlicher Bedeutung (UBA 2020b; Radtke et al. 2018, S. 24). Neben dem Arbeitsmarktpotenzial kann Deutschland durch den Ausbau erneuerbarer Energien zudem die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern, die rund 70 % des deutschen Energie-
Sonstige 1.0 % Erneuerbare 16.8 %
Kernenergie 6.0 %
Erdöl 33.9 %
Gesamt: 11.691 PJ
Erdgas 26.6 %
aufkommens ausmachen, reduzieren (BMWi 2021a; Heinrich- Böll-Stiftung et al. 2018, S. 44). Dies geht jedoch auch mit dem Niedergang der eigenen Braunkohleindustrie einher, die speziell in Ostdeutschland immer noch ein wichtiger Arbeitgeber und Wirtschaftsmotor ist (Deshaies 2018). In den kommenden Monaten ist jedoch eher mit einer Forcierung der Kohleverstromung zu rechnen, da in Folge des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine die Erdgasimporte aus Russland gezwungenermaßen stark reduziert werden, so dass Deutschland mehr und mehr versuchen wird, das wertvolle Erdgas aus der Verstromung herauszunehmen und nur noch dem Wärmesektor zuzuführen, wodurch eine Stromlücke entstehen wird.
Variable soziale Akzeptanz
Steinkohle 7.6 % Braunkohle 8.1 %
Abb. 3 Energiemix Deutschland 2020 (Datengrundlage: BMWi 2021a)
Die deutsche Energiewende ist gekennzeichnet durch eine breite gesellschaftliche Beteiligung und durch eine große Akteursvielfalt (Privatpersonen, Landwirte, lokale Unternehmen, Kommunen etc.) (Ćetković und Buzogány 2016, S. 647). Die Partizipationsmöglichkeiten umfassen dabei sowohl die Einbindung in Entscheidungsprozesse, Planung und Umsetzung, als auch die finanzielle Beteiligung, beispielsweise in Form von Energiegenossenschaften oder Bürgerenergiegesellschaften (Klagge und Meister 2018; Klagge et al. 2016). Bei der im EEG 2017 § 3 Nr. 15 definierten Bürgerenergiegesell-
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern (Datengrundlage: AGEB 2020)
Petajoule (PJ) Erdöl
5446
917
Erdgas
5562
2393
Steinkohle
1179
34 1 30
Braunkohle Kernenergie
819
0 104 111
Erneuerbare
144 262
Strom 0
1000
2000 Import
3000 Export
4000
5000
6000
84
Deutschland – Pionierland der Energiewende
schaft handelt es sich um einen Zusammenschluss von mindestens 10 Personen, die zusammen mindestens mit 51 % an einem EE-Projekt beteiligt sind und über ein Mitbestimmungsrecht über die investierten Mittel verfügen. Zudem dürfen Mitglieder oder Anteilseigner maximal 10 % der Stimmrechte an der Gesellschaft halten (BMJV 2017). Im Jahr 2016 existierten in Deutschland mehr als 1700 Gesellschaften dieser Art (Kahla et al. 2017, S. 12). Im selben Jahr stellten Privatpersonen mit 31,5 % die größte Eigentümergruppe an den er-
Erdöl 2.4 %
Sonstige 6.5 %
Braunkohle 28.6 %
Gesamt: 3425 PJ Erdgas 4.8 %
Erneuerbare 57.7 %
neuerbaren Energien in Deutschland dar (trend:research 2017). Dieser dezentrale Bottum-up-Entwicklungspfad, das wachsende gesellschaftliche Bewusstsein für die Folgen des anthropogenen Klimawandels sowie die Sorgen um mögliche Folgen atomarer Unfälle fördern die öffentliche Akzeptanz gegenüber erneuerbaren Energien im Besonderen (Ćetković und Buzogány 2016, S. 647). Trotz der generellen Befürwortung für erneuerbare Energien von 89 % der deutschen Bevölkerung ruft die steigende Zahl erneuerbarer Kraftwerke regional jedoch auch Widerstand hervor (Bosch und Peyke 2011; Bosch 2012), bspw. bei Naturschutz- oder Heimatpflegeverbänden (AEE 2019b). Die Beeinträchtigung von Natur und Landschaft sowie gesundheitliche Bedenken prägen dabei die öffentliche Debatte, was zu Akzeptanz- und Genehmigungsproblemen führt (IEA 2020; Winkelmann 2019, S. 71). Durch die marktwirtschaftlich orientierten Ausschreibungsverfahren ist außerdem eine zunehmende Verschiebung der Besitzverhältnisse und Partizipationsmöglichkeiten in Richtung kapitalstarker Akteure zu erwarten. Gerade große Projektentwickler sind im Wettbewerb mit kleineren Bürgerenergieinitiativen erfolgreicher, da sie finanziell besser aufgestellt sind (Ćetković und Buzogány 2016, S. 647; Heinrich-Böll-Stiftung et al. 2018, S. 44). Selk et al. (2019, S. 54) sprechen diesbezüglich von der Herausbildung von Partizipationseliten. Dies könnte die langfristige Akzeptanz der Energiewende und damit die Klimaziele gefährden.
Karten Abb. 5 Inländische Produktion Deutschland 2019 (Datengrundlage: AGEB 2021)
Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9, 10 und 11.
Wind 23.2 % Kernenergie 13.3 %
Erdgas 10.4 %
Erneuerbare 46.5 %
Gesamt: 490 TWh
Photovoltaik 9.9 %
Braunkohle 20.2 %
Biomasse 8.8 %
Steinkohle 9.5 %
Abb. 6 Strommix Deutschland 2021 (Datengrundlage: Fraunhofer ISE 2022)
Wasserkraft 4.0 % Andere 0.7 %
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
85
86
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Deutschland – Pionierland der Energiewende
Karten
Abb. 9 Hydrothermales Potenzial. (Quelle siehe Abbildung)
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88
Abb. 10 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Deutschland – Pionierland der Energiewende
Karten
Abb. 11 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Deutschland – Pionierland der Energiewende
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Frankreich – Dominanz der Kernenergie
Die Kernenergie ist seit Ende der 1970er-Jahre Frankreichs primäre Energiequelle (vgl. Tab. 1) und steht darüber hinaus symbolisch für Frankreichs Wille zur nationalen Unabhängigkeit. Erst eine gesellschaftliche Debatte zur Zukunft der Energieversorgung im Jahr 2012 und das Ener giewendegesetz 2015 erschütterten die Dominanz der Kernenergie und ebneten so den Weg für einen stärkeren Ausbau erneuerbarer Energien (vgl. Abb. 1).
Pionier der Kernenergienutzung Mit einer installierten nuklearen Leistung von 63 GW zählt Frankreich global zu den Pionieren im Bereich der Kernkraft (Shirizadeh und Quirion 2021; Wang et al. 2019, S. 2891). Mit einem Kernenergieanteil von 70 % am Strommix (vgl. Abb. 2) liegt das Land weltweit an der Spitze (IEA 2016, S. 12). Die Nutzung der Atomkraft reicht zurück bis in die 1970er-Jahre. Aufgrund seiner geringen Kohlevorkommen und der hohen Erdölabhängigkeit war Frankreich stark von den Ölpreisschocks 1973 (Jom-Kippur-Krieg) und 1979 (Iranische Revolution) betroffen, was den Ausgangspunkt einer nuklearen Transformation des Energiesystems markierte (Mbarek et al. 2017, S. 233). Motiviert von der Absicht, energieunabhängiger zu werden und Erdöl durch Kernkraft zu substituieren, legte
der damalige Premier Pierre Messmer seinen Plan zum Bau von 4–6 Atomreaktoren pro Jahr vor (Rüdinger 2014). Ohne diesen Plan dem Parlament zur Entscheidung vorzulegen, wurde der Messmer-Plan in einem kleinen Expertenkreis diskutiert und beschlossen (Löhr 2018, S. 89). Bis Mitte der 1980er-Jahre wurde ein beispielloser nuklearer Kraftwerkspark errichtet, bestehend aus derzeit 58 Reaktoren (Heinrich-Böll-Stiftung et al. 2018, S. 42), vgl. auch Abb. 3. Den daraus resultierenden Produktionsüberschüssen begegnete die Regierung mit der Anpreisung von Elektroheizungen (Löhr 2018, S. 89). Etwa ein Drittel aller Gebäude werden heute mit Strom geheizt. Aufgrund der kostengünstigen nuklearen Stromerzeugung war Frankreich im Jahr 2019 der größte Netto-Stromexporteur Europas (Murray 2019) – vgl. Abb. 4. In den 1970ern formierte sich aber auch ein Netzwerk von Aktivisten, dessen Kritik sich auf die ökologischen und gesundheitlichen Risiken der Atomkraft und das zugrunde liegende politische Regime bezog (Poupeau 2020, S. 11). Doch aufgrund interner Spaltungen konnte die Bewegung keine große Wirkung entfalten, zudem stellte der nukleare Unfall von Tschernobyl 1986 die Nuklearpolitik nicht infrage (Löhr 2018, S. 89). In Frankreichs zentralistischem System waren Energieangelegenheiten wahlpolitisch zudem auch nie relevant und Konservative wie Sozialisten verteidigten gleichermaßen den bestehenden Atomkonsens (Rüdinger 2014).
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | nuklear | erneuerbar
JAHR 2019 2019 2019 2020
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl PV | Wind | Biomasse Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
2019 2019 2020 2020 2020 2018
WERT(E) 10.314 PJ | 151 GJ 299 Mt 48,5 % 18.103 MW | 62.250 MW | 53.835 MW 11,2 % 21,1 % 461.801 | 1963 | 588 13,0 ct/kWh | 18,2 ct/kWh 110.151 1573 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 RTE 2020 IEA 2021 IEA 2021 Ministère de la transition écologique 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_10
93
94
Frankreich – Dominanz der Kernenergie
Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan für Frankreich Netto-Null-Emissionen bis 2050
- 50 %
Energieverbrauch in 2050 (im Vergleich zu 2012)
Bis 2030
- 40 %
Treibhausgasemissionen
- 40 %
Fossiler Energieverbrauch
33 %
(im Vergleich zu 1990)
(im Vergleich zu 2012)
Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch
Bis 2035
50 %
Anteil Kernenergie an der Stromerzeugung in 2035
Abb. 1 Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan für Frankreich. (Quellen: Ministère de la transition écologique 2020a, b)
Dies änderte sich erst in Folge der Nuklearkatastrophe von Fukushima 2011, als die Kernkraftfrage erstmals öffentlich diskutiert und zu einem der zentralen Themen des Präsidentschaftswahlkampfs 2012 wurde (Rüdinger 2014). Die politische Unterstützung der Kernenergie wurde allerdings nicht wirklich hinterfragt (vgl. Abb. 5 u. 6), vielmehr entwickelte sich eine intensive Pro-Atomkraft-Rhetorik, basierend auf den zentralen Argumenten der geringen Kosten und der Energieunabhängigkeit, um eine Verstetigung dieses Technologiepfades zu legitimieren (Poupeau 2020, S. 10). Doch jenseits dieser Argumente wird über die Wirtschaftlichkeit von nuklearem Strom diskutiert, denn die Aufrüstung der Reaktorflotte entsprechend den neuesten Sicherheitsstandards und die mit zunehmenden Alter steigenden Wartungskosten erhöhen die Stromgestehungskosten sukzessive (Bitoune 2015, S. 6). Für die geplante Laufzeitverlängerung der Kernkraftwerke auf 60 Jahre fallen Sanierungskosten in Höhe von 55 Mrd. € an (Heinrich-Böll-Stiftung et al. 2018, S. 43). Dies dürfte die Attraktivität erneuerbarer Energien zumindest mittelfristig erhöhen. Kurzfristig hat die französische Atomkraft im Jahr 2022 einen enormen Imageschaden hinnehmen müssen, da die Hälfte der Reaktoren aufgrund von Instandsetzungsarbeiten, dem Auftreten von Rissen sowie wegen zu tiefer Pegelstände und zu warmer Flüsse außer Betrieb gesetzt werden mussten. Präsident Macron sah sich daher dazu gezwungen, die vollkommene Verstaatlichung der unproduktiven Atommeiler einzuleiten.
Erdöl 1.1 % Erdgas 6.7 % Kohle 1.1 %
Wind 6.1 %
Photovoltaik 2.0 % Biomasse 1.1 %
Gesamt: 571 TWh
Erneuerbare 21.1 %
Wasserkraft 10.9 % Kernenergie 69.9 %
Andere 1.1 %
Abb. 2 Strommix Frankreich 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kaum fossile Quellen
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Kaum fossile Quellen Die große Bedeutung von Nuklearstrom im französischen Energiemix ist ein wesentlicher Faktor für seine geringe Kohlenstoffintensität (Sebi und Vernay 2020) und die im Vergleich zu anderen Industrienationen geringen energiebezogenen CO2-Emissionen (Mbarek et al. 2017, S. 223). Doch trägt hierzu auch der Wasserkraftanteil von 12 % bei, womit die Hydroenergie den zweitgrößten Beitrag zur Andere 0.0 % Erneuerbare 20.2 %
Erdöl 0.6 %
Gesamt: 5503 PJ
Kernenergie 79.1 %
Abb. 3 Inländische Produktion Frankreich 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Stromversorgung leistet. Bereits in den 1940ern wurden mit Hilfe von großen Investitionssummen leistungsstarke hydroenergetische Erzeugungskapazitäten geschaffen (HeinrichBöll-Stiftung et al. 2018, S. 42). Die natürlichen Potenziale für erneuerbare Energien sind jedoch darüber hinaus insgesamt sehr gut. Wind- und Solarenergie entwickelten sich in den letzten Jahren äußerst dynamisch. Die installierte Leistung im Windbereich beträgt aktuell 17,6 GW, bei der Solarenergie sind es immerhin 10,9 GW (Ministère de la transition écologique 2021). Frankreich zählt darüber hinaus zu den fortschrittlichsten Ländern in Bezug auf die Nutzung von Gezeitenkraft (Wang et al. 2019, S. 2891). Der Ausbau der erneuerbaren Energien leidet insgesamt jedoch unter langwierigen Genehmigungsverfahren – bei Windenergievorhaben durchschnittlich sieben Jahre – und mangelnder gesellschaftlicher Akzeptanz im Falle von Windkraft- und Biomasseanlagen (IEA 2016, S. 11). Entsprechend diesen Schwerpunktsetzungen spielen fossile Energieträger – ganz im Gegensatz zu den meisten Ländern der Erde – in der Stromerzeugung eine untergeordnete Rolle (ca. 9 %, Trend weiter abnehmend). Präsident Emmanuel Macron kündigte an, die vier bestehenden Kohlekraftwerke innerhalb der nächsten Jahre vom Netz nehmen zu wollen (Prud’homme 2019, S. 5), wodurch sich die THG- Bilanz des Landes weiter verbessern dürfte. Im Wärme- und Verkehrssektor dominieren jedoch nach wie vor Erdgas und Erdöl (IEA 2021).
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
305
0
Erdöl
2072
2
Ölprodukte
1874
737
Erdgas
2041
405 56
Strom 0
264 500
1000 Import
1500 Export
2000
2500
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Frankreich – Dominanz der Kernenergie
Erneuerbare 7.8 %
Erneuerbare 11.2 %
Kohle 4.3 %
Kohle 3.0 %
Erdöl 31.4 % Kernenergie 41.5 %
Erdöl 28.4 %
Gesamt: 10.768
Gesamt: 10.314 Erdgas 15.0 %
Kernenergie 42.2 % Erdgas 15.2 %
Abb. 5 Energiemix Frankreich 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Energiemix Frankreich 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Akteure des Energiesystems
Energieregulierungskommission um eine Förderung bewerben (Tazi und Bouzidi 2020, S. 689). Ein zentraler Akteur in Bezug auf die Förderung regenerativer Technologien ist die dem für Energiepolitik zuständigen Ministerium untergeordnete Organisation Agence de la transition écologique (ADEME), die im Jahr 2015 das erste Szenario zu einer umfassenden Energieversorgung aus erneuerbaren Energien vorgelegt hat und damit einen Kontrapunkt zu den dominanten pronuklearen Modellen setzen konnte (Poupeau 2020, S. 12). Im Zentrum des gesellschaftlichen Diskurses über die Energietransformation steht damit die Frage nach dem weiteren Umgang mit der Kernenergie (Bitoune 2015, S. 6). Nach seinem Wahlsieg im Jahr 2012 initiierte Präsident François Gérard Georges Hollande eine nationale Debatte zur Energiewende, um eine zukünftige energiepolitische Strategie und die Vision einer postnuklearen Zukunft zu erarbeiten (Mauger 2019). Am Ende dieses achtmonatigen Prozesses, in den über die Politik hinaus wirtschaftliche und gesellschaftliche Akteure, wie Gewerkschaften, Unternehmer, NGOs und Verbraucherverbände, integriert waren, standen drei Kernelemente für die Zukunft des französischen Energiesystems: 1. Reduzierung der Treibhausgasemissionen, 2. Ausbau erneuerbarer Energien und 3. Steigerung der Energieeffizienz (Bitoune 2015). Zahlreiche Ergebnisse der nationalen Debatte, u. a. der Ausbau erneuerbarer Energien und eine Reduzierung der nuklearen Stromerzeugung, fanden Eingang in das 2015 verabschiedete Energiewendegesetz für grünes Wachstum, das damit einen umfassenden Umbau der Energieversorgung einleitete (Mauger 2019, S. 20). Damit hat sich Frankreich einer tiefgreifenden Energietrans-
Mit der Jahrtausendwende begann auf Drängen der Europäischen Union die Liberalisierung des französischen Strommarktes, wodurch das Quasi-Monopol des staatlichen Stromkonzerns Électricité de France (EDF) aufgebrochen wurde (Poupeau 2020). Die Liberalisierung wurde im Jahr 2007 abgeschlossen, dennoch zählt Frankreichs Strommarkt weiterhin zu den am stärksten zentralisierten in Europa (Sebi und Vernay 2020, S. 2). Durch den Prozess der Dezentralisierung wurden die lokalen Behörden in ihren Kompetenzen im Bereich Energie gestärkt (Kerr et al. 2019, S. 195), dennoch klafft fortwährend eine Lücke zwischen der Rhetorik des Lokalen und dem persistenten Zentralismus (Poupeau 2020, S. 3). Um erneuerbare Energien zu fördern, wurde im Jahr 2000 eine erste Abnahmeverpflichtungsvereinbarung eingeführt, die feste, über einen Zeitraum von 15 Jahren garantierte Einspeisetarife für regenerativen Strom beinhaltete (Tazi und Bouzidi 2020, S. 688). Im Zeitverlauf wurde das Förderinstrumentarium mehrfach angepasst. Eine Anhebung der Einspeisevergütungen im Jahr 2006 löste einen Aufschwung der erneuerbaren Energien aus, bis diese 2010 zum Bedauern der Regenerativbranche wieder abgesenkt wurden (Löhr 2018, S. 90). In jüngerer Zeit wurden, ähnlich wie in anderen europäischen Staaten, verstärkt marktorientierte Mechanismen angewendet (z. B. Ausschreibungen) (Heinrich-Böll-Stiftung et al. 2018, S. 43). Beispielsweise müssen sich Windparks mit mehr als sechs Anlagen bzw. mit einer Nennleistung von mehr als 3 MW seit Mai 2017 im Rahmen von Ausschreibungen bei der
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formation und einem Anteil erneuerbarer Energien von 33 % bis 2030 verschrieben (Tazi und Bouzidi 2020, S. 687). Zudem wurde die Umsetzung von Bürgerener gieprojekten rechtlich vereinfacht und Anreize, sog. Partizipationsboni, eingeführt, um die finanzielle Beteiligung lokaler Akteure an regenerativen Energieprojekten zu fördern (Sebi und Vernay 2020). Doch ein Atomausstieg ist bislang nicht festgesetzt. Im Dezember 2020 bezeichnete Präsident Emmanuel Macron die Kernenergie als entscheidende Technologie für eine umweltfreundliche Zukunft Frankreichs (York 2020). Mit der Ausrichtung der UN- Klimakonferenz im Dezember 2015 hat Frankreich nicht zuletzt seine nationale und internationale Führungsrolle im Dialog zum Klimaschutz unter Beweis zu stellen versucht (Bitoune 2015). Die Klimaziele sind im Mehrjahres-Energieplan (Ministère de la transition écologique 2020a) sowie in der nationalen Strategie zur Dekarbonisierung (ebd. 2020b) festgehalten. Zudem wurden sektorale Klimaschutzstrategien verabschiedet, unter anderem die Strategie für kohlenstoffarme Mobilität, die beispielsweise sieben Millionen Ladepunkte bis zum Jahr 2030 vorsieht, oder das Programm für besseres Wohnen, das die Renovierung von 500.000 Wohnungen pro Jahr als Zielmarke vorgibt (IEA 2016, S. 10).
Soziale Frage Ein großes soziales Problem Frankreichs stellt die Energiearmut dar, die aus der individuellen sozioökonomischen Situation, dem Gebäudezustand und der überkommenen Energieversorgungsstruktur resultiert (Kerr et al. 2019,
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S. 194). Rund 22 % der Haushalte müssen mehr als 8 % des Einkommens für Heizen bzw. mehr als 4,5 % für Mobilität aufwenden und sind damit akut von Energiearmut bedroht (Prud’homme 2019, S. 14). Politische Maßnahmen zur Verbesserung der Bezahlbarkeit und Energieeffizienz sollen diesem Prekariat entgegenwirken. Dabei geht es bspw. um Sozialtarife für Strom und Gas sowie um vergünstigte Darlehen zur Umsetzung energetischer Gebäudesanierungen (Kerr et al. 2019, S. 195). Grundsätzlich sind die gesellschaftlichen Möglichkeiten zur Teilhabe an der Energieproduktion und Energievermarktung im Kontext des zentralisierten Systems stark beschränkt, jedoch räumt der nun etwas stärker in den Vordergrund rückende Aufbau einer regenerativen, dezentralen Energieversorgung lokalen Akteuren mehr Partizipationsmöglichkeiten ein. Im Jahr 2019 gab es immerhin schon 240 Bürgerenergieprojekte. Das entspricht einer Vervierfachung seit dem Jahr 2014, wobei es sich dabei überwiegend um kleinere Photovoltaikprojekte handelt (Sebi und Vernay 2020). Diese verteilen sich räumlich sehr heterogen: Fast drei Viertel aller Projekte entfallen auf fünf der 13 Regionen: Bretagne, Pays de la Loire, Grand Est, Auvergne- Rhône-Alpes und Occitanie (Sebi und Vernay 2020). Die kommenden Jahre werden zeigen, inwieweit das französische Energiesystem nicht nur nachhaltig im Hinblick auf die Klimaziele ist, sondern auch hinsichtlich der sozialen Verhältnisse.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
Frankreich – Dominanz der Kernenergie
Karten
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Frankreich – Dominanz der Kernenergie
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie
Das Vereinigte Königreich (UK), in dem die Energieproduktion bis in die späten 1990er-Jahre von Kohle dominiert wurde, steigt als erste Industrienation aus der Kohle aus. Entscheidend beigetragen zum Bedeutungsrückgang der Kohle hat eine effizient gestaltete Energie- und Klimapolitik mit einem gesetzlich verankerten CO2-Reduktionsziel sowie einem nationalen CO2-Preissystem. Durch die gezielte Förderung erneuerbarer Energien zählt das UK heute sogar zu den Vorreitern im Bereich der Offshore-Windenergie (vgl. Tab. 1 u. Abb. 1).
Kohleausstieg 2025 Das Vereinigte Königreich blickt auf eine lange Tradition heimischer Kohleproduktion zurück, deren Ursprung in der Industriellen Revolution liegt, die zu Beginn des 19. Jahrhunderts ihren Ausgangspunkt in den englischen Regionen um Birmingham, Liverpool und Manchester genommen hatte. Noch bis etwa 1955 stellte die Kohle den Hauptenergieträger dar und spielte eine zentrale Rolle bei der wirtschaftlichen Entwicklung des UK (Isoaho und Markard 2020, S. 346). Vor diesem Hintergrund erregte der im Jahr 2018 von der Regierung angekündigte Kohleausstieg für 2025 (vgl. Abb. 2, 3 u. 4), womit das UK als erstes Industrieland auf Kohle im Energiesektor verzichten wird, großes internationales Aufsehen (Johnstone et al. 2020,
S. 5). Zu dieser historischen Entscheidung führte, abgesehen von der Notwendigkeit des Klimaschutzes, v. a. die abnehmende Wettbewerbsfähigkeit von Kohle auf dem Strommarkt (Isoaho und Markard 2020, S. 354). Mit der Privatisierung des Strommarktes im Jahr 1990, unter der damaligen Thatcher-Regierung, wurde die Stromproduktion stark nach marktwirtschaftlichen Prinzipien ausgerichtet. Vor diesem Hintergrund wurde in zunehmendem Maße günstigere ausländische Kohle importiert und heimische Kohlebergwerke geschlossen (vgl. Abb. 5), was zu einem Abbau von 39.000 Arbeitsplätzen zwischen 1990 und 1996 führte. Nach dem Höhepunkt des Kohleverbrauchs in den 1980ern war die erste Stufe des Kohlerückbaus in den 1990ern außerdem auf die größere Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas zurückzuführen (Rentier et al. 2019, S. 626). Nach der Privatisierung stieg der Anteil von Erdgas an der Stromproduktion bis zum Jahr 2000 auf etwa ein Drittel (vgl. Abb. 6), während der Anteil von Kohle um ein Drittel zurückging (Grubb und Newbery 2018). Neben den marktwirtschaftlichen Gründen ist das im Climate Change Act von 2008 festgeschriebene Ziel, die THG-Emissionen bis 2050 um 80 % gegenüber 1990 zu reduzieren, ebenso für den Bedeutungsverlust der Kohle verantwortlich (2019 wurde das Ziel zur CO2-Reduktion auf 100 % erhöht) (Lu et al. 2020, S. 7). Mit der Strommarktreform von 2011 wurde die zweite Stufe des Kohlerückgangs genommen. Lag der Anteil der Kohle an der Stromproduktion im Jahr 1990 bei 65 %, so sank er 2000 auf 32 % und 2019 unter 3 % (Isoaho und
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Photovoltaik | Biogas Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2020 2019 2019 2017 2020 2020 2019
WERT(E) 7098 PJ | 106 GJ 387 Mt 37,7 % 45.300 MW | 8100 MW | 47.800 MW 13,6 % 39,0 % 9485 | 859.151 | 2868 19 ct/kWh | 22 ct/kWh 124.434 1060 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 BEIS 2021a, b IEA 2021 IEA 2021 BEIS 2019a, b, c Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_11
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Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie
Energieziele UK Kohleausstieg 2025 (angekündigt 2017)
„Climate Change Act“ von 2008 (überarbeitet 2019) • Reduktion der THG missionen bis 2050 um Emissionen 0 % gegenüber 1990 100 • Ziel: el: „Netto-Null“ missionen Emissionen
Kernenergie 8.6 %
Windenergie bis 2030 Ausbau der installierten Leistung offshore Windenergie auf 30 GW
„Clean Growth Strategy“ (2017) Ziel 2032: Anteil EE an der Bruttostromerzeugung 50 %
Abb. 1 Energieziele Großbritannien. (Quellen: IEA 2019, S. 61; Johnstone et al. 2020, S. 4; Lu et al. 2020, S. 7; BEIS 2021a, b)
Erneuerbare 3.6 % Kohle 15.2 %
Kernenergie 9.2 %
Gesamt: 8508 PJ Erdgas 39.8 %
Erneuerbae 13.5 %
Kohle 3.4 %
Erdöl 32.2 %
Gesamt: 7098 PJ
Erdöl 34.8 %
Erdgas 39.7 %
Abb. 3 Energiemix Großbritannien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
12,4 GW abgeschaltet oder in Gaskraftwerke umgewandelt (Isoaho und Markard 2020, S. 348). Auch der Ausbau und die gezielte Förderung erneuerbarer Energien seit dem Jahr 2011 hat zu dieser Entwicklung beigetragen. Allerdings wird auch der Ausbau der Atomkraft zur CO2-Reduktionen forciert (Grubb und Newbery 2018, S. 6). Insgesamt betrachtet ist der Strommarkt von zentralen Strukturen sowie von großen einflussreichen nationalen und multinationalen Energieunternehmen geprägt. Im Zuge der Strommarktreform 2011 sank der Marktanteil der „Big Six“ an der Stromproduktion jedoch von 100 % auf 85 % im Jahr 2015 (Johnstone et al. 2020, S. 9). Von einer Dezentralisierung der Energieversorgung kann aber noch lange nicht gesprochen werden.
Markt oder Staat?
Abb. 2 Energiemix Großbritannien 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Markard 2020, S. 347). Einen entscheidenden Beitrag dazu leistete das im Jahr 2013 von der britischen Regierung eingeführte Carbon Price Floor (CPF)-System, mit dem die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen zusätzlich zum lange Zeit kaum wirksamen Europäischen Emissionshandelssystems (EHS) besteuert wird (Johnstone et al. 2020, S. 5). Da sich mit dem CPF die Kosten für CO2-Emissionen verdreifacht hatten, büßte die deutlich emissionsstärkere Kohle weiter an Rentabilität gegenüber Erdgas ein. Infolge dessen wurden zwischen 2012 und 2018 neun Kohlekraftwerke mit einer Gesamtleistung von
Die Wende hin zur Gestaltung einer nachhaltigen Stromversorgung und der verstärkten Förderung erneuerbarer Energien wurde maßgeblich durch die internationalen Klimaziele und die daraus hervorgehende EU-Klimapolitik beeinflusst. Die Renewable Energy Directive von 2009 sah für das UK bis zum Jahr 2020 das länderspezifische Ziel von 15 % Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbauch (Stand 2019 = 13,5 %) und von 30 % Anteil erneuerbarer Energien am Strommix vor. Mit einem EE-Anteil von 39 % am Strommix im Jahr 2019 wurde Letzteres bereits deutlich übertroffen (Grubb und Newbery 2018, S. 6). Mit der aktuellen Version der Clean Growth Strategy von 2017, die einen Fahrplan für den Ausbau und die Förderung erneuerbarer Energien darstellt, wird das Ziel verfolgt bis 2032 die Hälfte des Stroms aus erneuerbaren Energien zu generieren (IEA 2019, S. 61). Der EE-Ausbau wurde bereits seit
Markt oder Staat?
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Kohle 2.4 % Müll 2.8 %
Erdgas 40.9 %
Wind 19.8 %
Gesamt: 324 TWh
Erneuerbare 39.0 % Photovoltaik 3.9 %
Biomasse 10.2 % Erdöl 0.3 %
Kernenergie 17.4 %
Wasserkraft 2.4 %
Abb. 4 Strommix Großbritannien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 5 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
500
22
1000
1500
2000
210
Erdöl
1975
Ölprodukte
Strom
2290
1407
882
Erdgas
2500
1678
283 88 12 Import
1991 im Rahmen der Non-Fossil Fuel Obligation (NFFO) und der 2002 daran anschließenden Renewables Obligation (RO) gefördert. Da es sich jedoch um marktorientierte Auktionsförderprogramme handelte und die Förderung von stark schwankenden Marktpreisen abhing, waren Investitionen in die noch nicht etablierten erneuerbaren Energien mit großen Risiken ver-
Export
bunden und demnach eher unattraktiv (Johnstone et al. 2020). Der rasante EE-Ausbau in den letzten 15 Jahren ist daher in erster Linie auf eine staatlich koordinierte Förderpolitik zurückzuführen (Geddes et al. 2018, S. 161), die die erfolglosen marktwirtschaftlichen Anreize sukzessive ergänzen sollte (Ćetković und Buzogány 2016). So wurde das RO 2014 durch das bis
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Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie
Offshore-Windenergie (Bosch 2019, S. 29), die sich im Zuge der 2013 veröffentlichten Offshore Wind Strategy in den letzten Jahren sowohl auf dem Strommarkt als auch auf dem heimiErneuerbare schen Industriemarkt als wettbewerbsfähige Technologie eta 15.0 % bliert hat (Ye et al. 2020). Die Entscheidung, auf die vergleichsweise teure und riskante Offshore-Technologie anstelle der Kernenergie PV-Technik zu setzen, basiert, neben der Tatsache, dass das UK 12.0 % Erdöl über umfangreiche Offshore-Potenziale verfügt, auf dem poliGesamt: 44.0 % tischen Einfluss der heimischen Industrie und Stromerzeuger. 5113 PJ Diese haben immer wieder darauf hingewiesen, dass man – aufgrund der jahrzehntelangen Nutzung von Öl- und Gas-Plattformen – über einzigartige Erfahrungen im Umgang mit Offshore- Ressourcen verfüge (Grubb und Newbery 2018, Erdgas 27.9 % S. 12). Nicht zuletzt ist das UK deshalb auch inzwischen weltweit führend im Bereich Offshore-Windenergie und liegt mit einer installierten Leistung von 10,4 GW im Jahr 2020 (BEIS 2021a) deutlich vor dem EU-Zweitplatzierten Deutschland mit Abb. 6 Inländische Produktion Großbritannien. (Datengrundlage: 7,8 GW (Lu et al. 2020). Bis 2030 strebt das UK eine instalIEA 2021) lierte Leistung an Offshore-Windenergie von 39 GW an (Ojo heute gültige Förderinstrument Contracts for Difference (CfD) et al. 2020, S. 848), wodurch es seine Vormachtstellung in diefür große EE-Projekte ersetzt, mit dem Ziel, das Investitions- sem Technologiepfad weiter ausbauen dürfte. risiko beim Ausbau erneuerbarer Energien zu reduzieren und die Zu der installierten EE-Gesamtleistung des Jahres 2020 von bis dahin träge Energietransformation voranzutreiben. Auch 47,9 GW zählen davon abgesehen 14,1 GW Onshore-Windhier handelt es sich zwar wieder um einen Auktionsmechanis- und 13,5 GW PV-Anlagen (BEIS 2021b). Die Herausforderung mus, allerdings schließen die im Wettbewerb günstigsten für den weiteren EE-Ausbau liegt v. a. in der Dezentralisierung Projektentwickler einen bilateralen 15-Jahresvertrag über feste des überwiegend zentral organisierten Energiesystem, mit der Förderpreise mit dem staatseigenen Unternehmen Low Carbon Dominanz der „Big Six“, die ihrerseits kaum Erfahrungen und Contracts Company (LCCC) ab (Lu et al. 2020, S. 8), wodurch Kenntnisse in der Entwicklung lokaler Projekte haben und Planungssicherheit gewährleistet ist. Um auch für kleinere Bürger oftmals in unzureichendem Maße in die Planungen mitFirmen und Projektentwickler eine Förderung für die EE- einbeziehen (Isoaho und Markard 2020, S. 364). Deshalb Stromproduktion zu realisieren, wurde zwischen 2010 und 2019 haben sich trotz einer allgemein großen Unterstützung für erein technologiespezifischer Feed in Tarif (FiT) für Anlagen bis neuerbare Energien auch lokale Widerstände gebildet, die zu einer installierten Leistung von 5 MW eingeführt. Damit war hauptsächlich auf die mangelnde Beteiligung der Bevölkerung v. a. zwischen 2010 und 2015 ein stärkerer Ausbau von kleinen vor Ort bzw. der betroffenen Anwohner etwaiger Projekte PV-Anlagen verbunden (Standal et al. 2020). Zu Beginn des zurückzuführen sind. Mit der Einführung des FiT 2010 zur Jahres 2020 wurde sodann mit dem Smart Export Guaran- Förderung kleiner EE-Anlagen wurden die Bedingungen für tee-System ein ähnliches Fördersystem für Kleinanlagen ein- Privatpersonen und Bürgerenergie-Initiativen deutlich vergeführt (Ojo et al. 2020, S. 852). Trotz des Austritts aus der bessert und deren Marktintegration gefördert. Um die HinderEuropäischen Union wird das UK an den Emissions-, Klima- nisse für Bürgerprojekte besser zu adressieren, veröffentlichte und EE-Zielen festhalten (Rodrigues 2019, S. 7). Allerdings die Regierung im Jahr 2014 außerdem die Community Energy sind mit dem Brexit auch einige Unsicherheiten und Heraus- Strategie (Johnstone et al. 2020, S. 9). In der Folge ist die Zahl forderungen in Bezug auf den Strommarkt verbunden, v. a. beim an Bürgerenergieprojekten von fünf im Jahr 2010 auf 157 in Stromhandel, bei der Versorgungssicherheit, der Stromkosten- 2019 a ngestiegen (Wokuri 2021). Diese Entwicklung hat auch entwicklung und der internationalen wirtschaftlichen Zu- entscheidend zum Bedeutungsverlust der Kohleverstromung sammenarbeit in der EE-Industrie (Ojo et al. 2020, S. 849). beigetragen. Dennoch haben Erdgas und Atomkraft immer noch einen Anteil von 40,9 % bzw. 17,4 % am Strommix (IEA 2021). Die kommenden Jahre werden daher zeigen, inwiefern Spitzenreiter bei Offshore-Windenergie die britische Gesellschaft eine umfassende Transformation hin zu erneuerbaren Energien tatsächlich anstrebt. Mit einem EE-Anteil von 3,5 % an der Stromerzeugung lag das UK bis 2010 im EU-weiten Vergleich noch auf den hintersten Plätzen, jedoch erfuhr es in den letzten Jahren einen beacht- Karten lichen Anstieg in der regenerativen Stromproduktion auf bis zu 39 % im Jahr 2019 (Angheluta et al. 2019, S. 6061). Die briti- Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9, 10 sche Regierung priorisiert dabei insbesondere den Ausbau der und 11. Kohle 1.1 %
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie
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Abb. 9 Hydrothermales Erdwärmepotenzial. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 10 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Vereinigtes Königreich – Vorreiter bei Offshore-Windenergie
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Abb. 11 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Indien – Steigender Energiehunger
Durch die dynamische wirtschaftliche und demografische Entwicklung und die hohen energiebezogenen CO2- Emissionen (vgl. Tab. 1) steht Indien vor der He rausforderung, seine bis dato auf fossilen Energieträgern basierende Energieerzeugung auszubauen und zugleich klimafreundlicher zu gestalten (vgl. Abb. 1). Durch vielfältige Anreizmechanismen und große natürliche Potenziale ist die installierte Leistung erneuerbarer Energiekapazitäten in den letzten Jahren beträchtlich angewachsen.
Wachsende Wirtschaft und Bevölkerung Das starke Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum der letzten Jahrzehnte sorgte für eine massive Erhöhung des indischen Energieverbrauchs (Usman et al. 2019, S. 13392). Die steigende Energienachfrage betrifft nahezu alle Lebensbereiche: den häuslichen Bedarf an Elektrogeräten durch das steigende Lohniveau und die Herausbildung einer wohlhabenden Mittelschicht, die Landwirtschaft mit ihrer zunehmenden Mechanisierung und Bewässerung sowie die Mobilität, die mehr und mehr auf Elektrofahrzeuge verlagert
wird (Kumar und Majid 2020). Der indische Energieverbrauch ist jedoch deutlich stärker als die inländische Produktion angewachsen, weshalb die Energieimporte erheblich zugenommen haben (Usman et al. 2019, S. 13392) – vgl. Abb. 2. Laut Prognosen wird sich diese Entwicklung fortsetzen, sodass von einem weiteren Anstieg des Energiebedarfs in den nächsten Jahren auszugehen ist (Eren et al. 2019, S. 190). Da die inländischen Öl- und Gasvorkommen die steigende Nachfrage auch bei größeren Bemühungen, als die Erschließung der inländischen Vorkommen bislang zu erkennen gab, nicht decken können, beabsichtigt das Land einen starken Ausbau nuklearer und erneuerbarer Kraftwerkskapazitäten (Kirikkaleli und Adebayo 2021). Die Dominanz fossiler Energieträger ist jedoch enorm. Kohle ist bis dato die zentrale Energiequelle Indiens, vgl. Abb. 3 und 4. Fast drei Viertel des produzierten Stroms gehen auf sie zurück (vgl. Abb. 5). Über die Stromerzeugung hinaus spielt Kohle zudem eine wichtige Rolle in Indiens Schienenverkehr (Vishwanathan und Garg 2020, S. 1878). Im globalen Kohlemarkt zählt Indien zu den größten Produzenten (vgl. Abb. 6), Konsumenten und Importeuren (Bo Nielsen et al. 2021; Usman et al. 2019, S. 13392). Des Weiteren haben Erdgas
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2019 2018 2020 2018 2019 2020 2020
WERT(E) 38.509 PJ | 29 GJ 2480 Mt 37,8 % 231.456 MW | 86.759 MW 23,4 % 21,1 % 9,7 ct/kWh | 6,5 ct/kWh 725.783
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Central Electricity Authority 2020 IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_12
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Indien – Steigender Energiehunger
Klima- und Energieziele
33–35 % 40 %
Reduzierung der Emissionsintensität des BIP bis 2030
Anteil nichtfossiler Stromerzeugung bis 2030
2,5–3 GtCO2 175 GW
Zusätzliche Kohlenstoffsenke durch Aufforstung bis 2030
Installierte Leistung erneuerbar bis 2022, davon:
100 GW
Solarenergie
60 GW
Windenergie
10 GW
Bioenergie
5 GW
Kleinwasserkraft
275 GW
Installierte Leistung erneuerbar bis 2027
Abb. 1 Klima- und Energieziele Indien. (Quelle: Central Electricity Authority 2018)
und Erdöl einen großen Anteil am Energiemix. Letzteres hat einen Anteil von etwa einem Viertel. Damit ist Indien der drittgrößte Ölkonsument der Erde. Die Nutzung fossiler Energieträger führt nicht zuletzt zu hohen CO2-Emissionen und großen ökologischen Belastungen, wie Luft-, Bodenund Wasserverschmutzung (IEA 2020, S. 15 f.). Indien ist global betrachtet der drittgrößte Treibhausgasemittent (Kiesecker et al. 2020). Trotz der großen Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen liegt Indien weltweit auf Platz fünf bei der Nutzung erneuerbarer Energien (Eren et al. 2019, S. 190). Die installierte erneuerbare Leistung hat sich seit 2010 fast versechsfacht und beträgt aktuell 87 GW (Elavarasan et al. 2020, S. 74433). Davon sind rund 95 % in privatwirtschaftlichem Besitz, die restlichen 5 % verteilen sich auf die Zentral- und Staatsregierungen (Kumar und Majid 2020, S. 4). Innerhalb des erneuerbaren Energiemixes besitzt die Wasserkraft den größten Anteil, gefolgt von Wind- und Solarenergie. Insbesondere Letztere gewann in den vergangenen Jahren stark an Bedeutung, begünstigt durch die im Jahr 2010 gestartete National Solar Mission und die sinkenden Investitionskosten (KhareSaxena et al. 2020, S. 10). Es bestehen jedoch große Unterschiede zwischen den Bundesstaaten. Während Karnataka, Gujarat, Tamil Nadu, Maharashtra, Rajasthan und Andhra Pradesh als Vorreiter bei der Nutzung regenerativer Technologien gelten, entfallen auf die übrigen 30 Staaten nur
Abb. 2 Importe und Exporte nach Energieträgern. (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
5172
24
Erdöl
9692
0 1388
Ölprodukte
Erdgas
2730
1069
0 17 31
Strom 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Import
Export
Staatliche Unterstützung für die Erneuerbaren
Erneuerbare 29.9 %
Kernenergie 0.6 %
115
Erneuerbare 22.6 %
Erdöl 24.7 %
Gesamt: 25.260 PJ
Kernenergie 1.1 % Erdgas 6.0 %
Erdöl 25.6 %
Gesamt: 38.509 PJ
Erdgas 5.7 %
Kohle 45.0 %
Kohle 38.7 %
Abb. 3 Energiemix Indien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 4 Energiemix Indien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdgas 4.5 %
Wind 4.1 %
Erdöl 0.5 % Photovoltaik 3.2 %
Kohle 71.0 %
Gesamt: 1594
Biomasse 2.8 % Erneuerbare 21.1 %
Wasserkraft 10.9 %
Kernenergie 2.9 % Andere 0.1 %
Abb. 5 Strommix 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdöl 7.0 % Erdgas 4.7 %
12 % der installierten erneuerbaren Leistung, was auf die fehlende Förderung und die zu geringen finanziellen Anreize zurückzuführen ist (Elavarasan et al. 2020, S. 74433).
Erneuerbare 36.3 %
taatliche Unterstützung für die S Erneuerbaren
Gesamt: 24.014 PJ Kernenergie 1.7 %
Kohle 50.3 %
Abb. 6 Inländische Produktion Indien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Im Zusammenhang mit der Unterzeichnung des Pariser Klimaabkommens hat Indien seinen nationalen Beitrag zur Bekämpfung des Klimawandels bis 2030 definiert: Eine Reduktion der CO2-Emissionen je BIP-Einheit um 33–35 % gegenüber dem Bezugsjahr 2005, eine Erhöhung der installierten Leistung nichtfossiler Energieträger auf 40 % und die Schaffung einer Kohlenstoffsenke in Höhe von 2,5–3 Gt CO2
116
durch Aufforstung (Vishwanathan und Garg 2020, S. 1878). Der National Electricity Plan 2018 (NEP), ein detaillierter 10-Jahres-Aktionsplan, legt konkrete Schritte für die Transformation des Energiesystems fest. So ist ein Zubau an regenerativen Erzeugungskapazitäten in Höhe von 175 GW bis 2022 sowie 275 GW bis 2027 vorgesehen. Konkret geht es dabei um 100 GW Photovoltaik, 60 GW Windenergie, 10 GW Biomasse und 5 GW Kleinwasserkraft (CEA 2018; Ministry of New and Renewable Energy 2020). Darüber hi naus wurde der Ausbau der Kohlekraft verlangsamt. So befanden sich im Jahr 2019 rund 220 GW installierter Kohleleistung in Betrieb und 94 GW in Planung bzw. Bau, während die Pläne über die Schaffung von zusätzlichen 579 GW gestrichen bzw. auf Eis gelegt wurden (Vishwanathan und Garg 2020, S. 1878). Zudem soll der Beitrag der klimaneutralen nuklearen Stromerzeugung in den nächsten 25 Jahren auf 9 % anwachsen (Kirikkaleli und Adebayo 2021). Um diese ambitionierten Ziele zu erreichen und Investitionen in alternative Energieformen zu stimulieren, wurden von der Zentralregierung verschiedene Förderinstrumente und -programme auf den Weg gebracht (Plutshack et al. 2019, S. 368). Als erstes Land der Welt überhaupt schuf Indien in den 1980er-Jahren ein Ministerium für erneuerbare Energien, das als zentrale Stelle die Koordination von nationalen Förder- und Forschungsprogramme übernommen hat (AHK Indien 2019, S. 1). Einen Grundpfeiler für die Energietransformation bildet zudem der Electricity Act 2003, der eine stärkere Einbindung der Privatwirtschaft vorsieht und damit von der staatlichen Dominanz im Stromsektor abrückt (Elavarasan et al. 2020, S. 74445). Mit der Einführung einer Tarifpolitik im Jahr 2006 wurde die State Electricity Regulatory Commission (SERC) damit beauftragt, Tarife und einen Mindestprozentsatz für den Kauf von erneuerbarem Strom festzulegen (Dawn et al. 2019, S. 192). Der National Action Plan on Climate Change (NAPCC) von 2008 enthält überdies acht Missionen für eine nachhaltige Zukunft, so z. B. die National Solar Mission (IEA 2020, S. 33). Im Jahr 2006 wurde außerdem eine Abnahmeverpflichtung (Renewable Purchase Obligation, RPO) für Strom aus regenerativen Quellen eingeführt, die dann 2011 durch die Förderkulisse der Renewable Energy Certificates (RECs) ergänzt wurde (KhareSaxena et al. 2020, S. 10). Die Betreiber regenerativer Kraftwerke können dadurch ihren Strom über Stromabnahmevereinbarungen (PPAs) oder über RECs verkaufen (Dawn et al. 2019, S. 193). Im Jahr 2018 wurde die Tarifpolitik zudem überarbeitet. Während die Tarife anfänglich aus fixen Einspeisevergütungen bestanden, werden diese nun im Rahmen von marktorientierten Aus-
Indien – Steigender Energiehunger
schreibungen festgelegt, wodurch die Tarife stark gesunken sind (Kumar und Majid 2020, S. 10). Durch die starke Subventionierung sind die Energiepreise im internationalen Vergleich relativ niedrig (Global Petrol Prices 2021). Einen besonderen politischen Fokus genießen die Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten: Die India’s Science and Technology Government Strategy soll Innovationen und technologischen Fortschritt im Bereich alternativer Energieformen stimulieren (Kirikkaleli und Adebayo 2021). Ein weiterer Meilenstein im Kontext der politischen Steuerung der Energietransformation ist der im Jahr 2013 vorgestellte Plan für Elektromobilität, der bis 2020 etwa 6–7 Millionen Elektrofahrzeuge auf die Straße zu bringen beabsichtigt (AHK Indien 2019, S. 15). Darüber hinaus steht die Elektrifizierung aller Haushalte in ländlichen Regionen auf der politischen Agenda. Trotz beachtlicher Fortschritte in den vergangenen Jahren haben 240 Millionen Menschen immer noch keinen Zugang zu Strom (Plutshack et al. 2019, S. 369). Um noch nicht elektrifizierte Regionen an das Stromnetz anzubinden und die regionalen Netze zu einem nationalen Übertragungsnetz zusammenzuschließen, wurde das Green Corridor Program eingeführt (Sitharthan et al. 2018). Die politische Unterstützung für regenerative Technologien beschränkt sich aber nicht nur auf die nationale Ebene, denn auch die Bundesstaaten besitzen weitreichende Kompetenzen und fördern den Ausbau erneuerbarer Energien zum Teil stark (Chaurasiya et al. 2019, S. 342). Die Ausgestaltung unterscheidet sich jedoch mitunter erheblich zwischen den einzelnen Bundesstaaten, beispielsweise in Bezug auf die Höhe und Dauer von Einspeisetarifen (Dawn et al. 2019, S. 193). Förderale Strukturen sind allerdings nicht zwangsläufig von Nachteil, da die regionalen Transformationsprozesse besser an die regionalen Bedingungen angepasst werden können.
atürliche Potenziale und soziale N Hemmnisse Das immense Potenzial für die regenerative Stromerzeugung in Verbindung mit der Subventionspolitik machen Indien zu einem attraktiven Markt für die ökologische Modernisierung, sodass Ernst und Young Indien sogar auf Rang 4 des Renewable Energy Global Attractiveness Ranking 2018 platzierten (AHK Indien 2019). Auch im Bereich der Anlagenproduktion ist Indien inzwischen ein geeigneter Standort für die großen Unternehmen der Windindustrie, wie Vestas, Siemens Gamesa oder Envision (Sitharthan et al. 2018).
Karten
Indien ist nach China der zweitgrößte Windenergiemarkt Asiens (Chaurasiya et al. 2019, S. 344). Die besten Bedingungen im Hinblick auf Windhöffigkeit und Globalstrahlung befinden sich in den südlichen Staaten, die knapp die Hälfte der installierten regenerativen Leistung aufweisen (Kumar und Majid 2020). So wird das Windenergiepotenzial in einem Bericht des Ministeriums für Statistik und Programmimplementierung auf 102.772 MW geschätzt (Sitharthan et al. 2018). Mit 250 bis 300 Sonnentagen pro Jahr sind die Nutzungsmöglichkeiten auch im Bereich der Photovoltaik beträchtlich (KhareSaxena et al. 2020, S. 2). Dabei unterliegt das Wind- und Solarpotenzial aufgrund des Monsuns starken saisonalen Schwankungen. Die damit verbundenen Winde sorgen jedoch für eine erhöhte Stromproduktion, während die Generierung von Solarenergie während dieser Zeit in der Regel sehr gering ausfällt (Kumar und Majid 2020, S. 6). Die Gletscher des Himalaya bieten zudem ein großes Wasserreservoir zur Stromerzeugung mittels (Klein-)Wasserkraftwerken, die durch das Small Hydro Power Programme staatlich unterstützt werden (AHK Indien 2019, S. 2). Darüber hinaus wurden im Bereich Erdwärme durch das Geological Survey of India rund 340 heiße Quellen identifiziert und das elektrische Geothermiepotenzial dabei auf 10,6 GW geschätzt. Die Erschließung der Erdwärme steht jedoch erst am Anfang (Yadav und Sircar 2021, S. 94). Dabei ist insbesondere die Himalaya-Region aufgrund der indisch-eurasischen Plattengrenze ein Gunstraum (Yadav und Sircar 2021, S. 96). Diesen natürlichen Potenzialen stehen große soziale Herausforderungen gegenüber, denn der flächenintensive
117
Ausbau erneuerbarer Energien tritt in starken Konflikt mit anderen Landnutzungsformen, wie Land- und Forstwirtschaft, Naturschutz und Siedlungsflächen. Diese Konfliktlagen werden sich gerade im Angesicht einer stark wachsenden Bevölkerung weiter zuspitzen (Kiesecker et al. 2020). Yenneti et al. (2016) und Baka (2013) kritisieren, dass im Mantel der ökologischen Modernisierung oftmals ärmere Bevölkerungsgruppen enteignet werden, indem sie ihre angestammten landwirtschaftlichen Nutzflächen aufgeben müssen, damit dort große Solarparks entstehen können. Hinderlich für die Förderung erneuerbarer Energien sind neben der mangelnden Flächenverfügbarkeit des Weiteren das gering ausgeprägte Umweltbewusstsein in weiten Teilen der Gesellschaft. Eine Barriere für eine nachhaltige Entwicklung stellen zudem der Fachkräftemangel, die Bürokratie, die Korruption und die hohen Kosten für Fremdkapital dar (AHK Indien 2019; Elavarasan et al. 2020, S. 74443). Auch das Problem der Energiearmut ist in diesem Kontext zu nennen, denn 57 % der indischen Haushalte leiden unter einem unzureichenden Zugang zu Strom und Brennstoffen bzw. unter zu hohen Energiepreisen (Plutshack et al. 2019, S. 369). Die Lösung der sozialen Frage steht damit in engem Zusammenhang mit der Transformation des Energiesystems.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
118
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
Indien – Steigender Energiehunger
Karten
Abb. 8 Installierte Leistung erneuerbarer Energien in den Bundesstaaten. (Quelle siehe Abbildung)
119
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Indien – Steigender Energiehunger
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
121
122
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Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat
Mit den weltweit viertgrößten Erdölreserven und den zweitgrößten erschließbaren Erdgasvorkommen profitiert der Iran in hohem Maße vom Export fossiler Energieträger (vgl. Tab. 1). Auch für die Entwicklung der erneuerbaren Energien sind die natürlichen Voraussetzungen hervorragend, doch leider verläuft deren Erschließung bislang nur äußerst schleppend (vgl. Abb. 1).
Dominanz von Öl und Gas Das iranische Energiesystem wird dominiert von fossilen Energieträgern (vgl. Abb. 2 und 3). Während die Stromproduktion (vgl. Abb. 4) zum überwiegenden Teil auf Erdgaskraftwerken basiert (Roche et al. 2018, S. 18), stützen sich der Industrie- und Transportsektor vor allem auf die Nutzung von Erdöl und Erdgas (Shabaniverki et al. 2015, S. 1). Diese Form der Energieerzeugung ist der wesentliche Faktor (Roche et al. 2018, S. 17), weshalb die islamische Republik zu den größten CO2-Emittenten der Welt gehört (Re-
zaei et al. 2013, S. 326). Beachtlich ist dabei der stark ansteigende Energieverbrauch innerhalb der letzten drei Jahrzehnte um durchschnittlich sechs Prozent pro Jahr, was auf das Bevölkerungswachstum, das Wirtschaftswachstum und die stark subventionierten Energiemärkte zurückzuführen ist (Ghorbani et al. 2017, S. 24; Moshiri 2013, S. 33). Der Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch liegt seit dem Jahr 2002 bei nur etwa einem Prozent und stagniert bis heute auf diesem Niveau (vgl. Abb. 5). Allein die großen Wasserkraftwerke sind seit den 1950ern eine etablierte Form der regenerativen Energieerzeugung. Deren Potenzial ist jedoch weitestgehend ausgeschöpft. Zudem ist deren Beitrag zum Strommix aufgrund der Aridität des Klimas sowie der sich daraus ergebenden Wasserknappheit und Dürreperioden nicht stabil (Bakhshi und Neumann 2019). Die Nutzung moderner erneuerbarer Quellen begann erst nach der Jahrtausendwende, als staatliche Anstrengungen, wie beispielsweise die Erstellung eines Windpotenzialatlas, zur Erschließung der enormen regenerativen Potenziale getätigt wurden. Sie führten zum Bau der ersten erneuerbaren
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2018 2018 2019 2018 2019 2020 2020
WERT(E) 11.138 PJ | 138 GJ 656 Mt −52,1 % 81.588 MW | 915 MW | 847 MW 0,7 % 9,5 % 0,4 ct/kWh 75.205
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 IAEA 2019 IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_13
123
124
Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat
Ausbauziel 2021
Kernenergie 0.7 % Erneuerbare 0.7 % Erdöl 30.8 %
Zubau von 5000 MW erneuerbarer Leistung
Gesamt: 11.138
500 MW
4500 MW
Erdgas 67.2 %
Kohle 0.5 %
Installierte Leistung erneuerbar 2030 12 MW
2024 7 MW
Abb. 3 Energiemix Iran 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 1 Ausbauziel 2021 (Quellen: Alexandrin und Wachner 2016; Kalehsar 2019)
Erneuerbare 0.5 %
Erdöl 45.0 %
Erdgas 53.7 %
Gesamt: 8576 PJ
Kohle 0.8 %
Abb. 2 Energiemix Iran 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kraftwerke, wenngleich die derzeit installierten Leistungen von 365 MW Solarenergie und 302 MW Windenergie vergleichsweise gering sind (IAEA 2019; Ministry of Energy 2019; Shabaniverki et al. 2015). Mit seiner großen Landesfläche und den vielfältigen klimatischen Voraussetzungen, hohen Windgeschwindigkeiten und über 280 Sonnentagen
im Jahr, stellt der Iran eine Region mit großen regenerativen Potenzialen dar (Bakhshi und Neumann 2019; Ghorbani et al. 2017, S. 24). Den Strombedarf des Landes allein aus erneuerbaren Quellen zu decken ist daher nicht nur möglich, sondern auch wirtschaftlich profitabel (Kalehsar 2019). Doch hierzu würde es des vollen Engagements seitens der zentralen (energie-)politischen Akteure des Landes bedürfen.
Eckpunkte der Energie- und Klimapolitik Die iranische Regierung sowie das Erdöl- und Energieministerium als zentrale staatliche Organe üben einen großen Einfluss auf die Energiewirtschaft aus, indem Förder- und Produktionsmengen, Verteilungsmechanismen sowie Preise festgelegt werden (Moshiri 2013, S. 33). Obwohl eine Öffnung hin zu privaten Investitionen bereits seit einer Neustrukturierung des Strommarktes im Jahr 2004 angestrebt wird, liegt die Stromübertragung und -verteilung weiterhin in staatlichen Händen (Alexandrin und Wachner 2016, S. 8). Um die Entwicklung der erneuerbaren Energien voranzubringen, wurde im Jahr 1995 die Renewable Energy Organization of Iran (SUNA) als verantwortliche Organisationseinheit des staatlichen Stromversorgungsunternehmens TAVANIR gegründet und ein nationaler Entwicklungsfonds zur Förderung regenerativer Projekte eingeführt (Alexandrin und Wachner 2016, S. 17). Doch bislang können die erneuerbaren Energien nicht mit den fossilen Energien konkurrieren, weshalb das Förderinstrumentarium erweitert wurde. Im
Eckpunkte der Energie- und Klimapolitik
125
Wind 0.1 %
Erdgas 72.7 % Kohle 0.2 %
Gesamt: 325 TWh
Erneuerbare 9.5 %
Wasserkraft 9.3 %
Kernenergie 2.2 %
Erdöl 15.3 % Photovoltaik 0.1 % Abb. 4 Strommix Iran 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kernenergie 0.5 % Erneuerbare 0.5 %
Erdgas 46.9 %
Gesamt: 17.009 PJ Erdöl 51.9 %
Kohle 0.3 %
Abb. 5 Inländische Produktion 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Besonderen war es dabei das Ziel, die Ölabhängigkeit der inländischen Energieversorgung zu verringern, um dadurch die Exportkapazitäten (s. Abb. 6) fossiler Energieträger steigern und ausländische Investoren anziehen zu können, die auch an der Dezentralisierung der Energieversorgung mitwirken möchten (Bakhshi und Neumann 2019). Die Treiber
der Energietransformation sind damit in erster Linie wirtschaftlicher Natur (Kalehsar 2019). Das wichtigste In strument stellen dabei die im Jahr 2010 eingeführten Einspeisetarife dar, die sich an den technologiespezifischen Stromgestehungskosten orientieren und im Rahmen von 20-jährigen Stromabnahmeverträgen vergeben werden. Finanziert wird dies über eine Sonderabgabe bei der Stromrechnung der Endkunden. Durch die im globalen Vergleich sehr hohen Vergütungen von 9 bis 23 ct/kWh sollen gezielt Interaktionen mit dem Privatsektor stimuliert und insbesondere internationale Geldgeber angezogen werden (Alexandrin und Wachner 2016, S. 9; Bakhshi und Neumann 2019). Doch die Instabilität in den energiepolitischen Entwicklungen, die starke Inflation und die langjährigen Wirtschaftssanktionen sorgen für große Unsicherheiten unter den Investoren, sodass der Ausbau bislang nicht wie gewünscht erfolgte (Bakhshi und Neumann 2019; Kalehsar 2019). Seit dem Jahr 2016 sind die Einspeisetarife durch energieträgerspezifische Kapazitätsgrenzen zudem gedeckelt und größere Projekte werden nun über ein marktorientiertes Auktionsverfahren vergeben (Alexandrin und Wachner 2016, S. 9). Neben dem Ausbau erneuerbarer Energien verfolgt die Regierung aber auch die Ausweitung der nuklearen Strom-
126
Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 18 8
Kohle
67
Erdöl
4574
207
Ölprodukte
56
Erdgas
1000
550
9 23
Strom 0
500
1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Import
erzeugung. Zusätzlich zu dem bereits existierenden Kernkraftwerk Bushehr 1 sind drei weitere Reaktoren in Planung bzw. Bau (IAEA 2019). Zur Umsetzung des im April 2016 unterzeichneten Pariser Klimaabkommens werden energiepolitische Ziele im Rahmen von Fünfjahresentwicklungsplänen festgesetzt (Roche et al. 2018, S. 16). Der jüngste Entwicklungsplan sieht eine Ausweitung der installierten erneuerbaren Leistung auf 5000 MW (große Wasserkraftprojekte ausgenommen) bis zum Jahr 2021 vor, die über eine garantierte Abnahme von Strom auch aus nicht-staatlichen Kraftwerken zu technologiespezifischen Einspeisetarifen erreicht werden soll. Bis zum Jahr 2019 lag der Zubau allerdings erst bei 364 MW (Kalehsar 2019). Explizite Ziele für einzelne Technologiepfade wurden zuletzt im vierten Entwicklungsplan (2005– 2009), der jedoch wie auch der fünfte Plan nicht umgesetzt wurde, festgelegt (Alexandrin und Wachner 2016).
emmnisse und Chancen der H Energietransformation Als einer der zehn größten Erdöl- und Erdgasproduzenten der Welt (EIA 2019, S. 3 ff.) ist der Iran ein zentraler Player im globalen Energiemarkt (Moshiri 2013, S. 33). Die wichtigste Einnahmequelle und damit das wirtschaftliche Rückgrat des Landes bilden die Rohstoffexporte (Ghorbani et al. 2017, S. 24). Allein die Ausfuhr von Erdöl hat einen Anteil von ca. 80 % an den iranischen Exporten (Rezaei et al. 2013,
Export
S. 326). Doch der Überfluss an fossilen Energieressourcen hat mitunter zu Missmanagement geführt (Roche et al. 2018, S. 17). Verbunden mit dem Mangel an Investitionen und der weitreichenden staatlichen Kontrolle ökonomischer Aktivitäten gipfelt dies in einer ineffizienten Nutzung von Energieressourcen (Moshiri 2013, S. 33). Dies macht den Iran zu einer der energieintensivsten Volkswirtschaften der Welt (Rezaei et al. 2013, S. 324). Trotz des Förderinstrumentariums gelingt die Energietransformation bislang daher nur bedingt und das Erreichen der Ausbauziele ist in Gefahr. Dies liegt nicht zuletzt daran, dass die Erdgasverstromung auf Basis der heimischen Vorkommen sehr lu krativ ist (Kalehsar 2019). Für den Ausbau erneuerbarer Energien ist der Iran überdies auf Investitionen und Technologietransfers aus dem Ausland angewiesen, da es infolge der fehlenden Forschung und Lehre auf diesem Gebiet an Spezialisten mangelt (Rezaei et al. 2013, S. 326). Unklare gesetzgeberische Vorgaben und die Spannungen in den diplomatischen Beziehungen zum Westen behindern zudem die Aktivitäten ausländischer Akteure (Kalehsar 2019). Weitere Barrieren für die Entwicklung regenerativer Technologien bestehen in der fehlenden industriellen Entwicklung und in den ineffektiven Planungsprozessen (Rezaei et al. 2013, S. 325). Die gesellschaftliche Akzeptanz für eine Energietransformation ist bis heute relativ gering, auch wenn das öffentliche Bewusstsein über die Vorzüge und Chancen erneuerbarer Energien wächst (Bakhshi und Neumann 2019). Existenzielle Missstände, wie die Lücken in der flächen-
Karten
deckenden Strom- und Wärmeversorgung ländlicher, peripherer Regionen, trotz einer Elektrifizierungsrate von über 99 % (Roche et al. 2018, S. 18), sind in der Wahrnehmung der Bevölkerung wesentlich präsenter (Alexandrin und Wachner 2016, S. 24). Doch darüber hinaus sollte nicht vergessen werden, dass erneuerbare Energien stets die Chance bieten, von überregionalen Strukturen und Einflüssen unabhängiger zu werden und somit ein Stück Freiheit zurückzugewinnen. Für viele iranischen Menschen, die müde von
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe. (Quelle siehe Abbildung)
127
korrupten autokratischen Strukturen sind, könnte dies ein interessanter Anknüpfungspunkt zur Dezentralisierung der Energieversorgung sein.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
128
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
129
130
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
Iran – Erdöl- und Erdgasreichtum als Rückgrat
Literatur
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Island – Strommix zu 100 % aus erneuerbaren Energien
Island zählt weltweit zu den am weitesten entwickelten Ländern im Bereich der erneuerbaren Energien. Allein Wasserkraft und Geothermie decken bereits 90 % des gesamten Energiebedarfs (vgl. Tab. 1; Abb. 1). Dies bleibt nicht ohne räumliche Folgen, denn die zwei wichtigsten Wirtschaftszweige, die energieintensiven Industrien und der Tourismus, sind gleichermaßen abhängig vom reichen Angebot an natürlichen Ressourcen. Erhebliche Landnutzungskonflikte sind die Folge dieser Interessenüberlagerung.
Führend bei der Erdwärmenutzung Aufgrund der hervorragenden natürlichen Voraussetzungen genießt Island einen Überfluss an Energieressourcen im Bereich Wasserkraft, Windenergie und Geothermie (Frantál et al. 2017, S. 234). Doch obwohl das Land bereits im Jahr 1904 erstmalig Wasserkraft nutzte und damit Pionierarbeit leistete (Roberts und Conway 2018), dominierten Kohle und Erdöl bis in die 1960er-Jahre das Energiesystem. Mit dem Ausbau von Wasserkraft- und Geothermieanlagen in den darauffolgenden Jahren wurde die Energietransformation dann jedoch sukzessive eingeleitet. Infolgedessen konnte der Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix kontinuierlich gesteigert werden (Guðlaugsson et al. 2020, S. 169) – vgl. Abb. 2 und 3. Die Ursa-
che dieses Paradigmenwechsels war unter anderem der Anstieg der Ölpreise in den 1970ern in Folge des Jom-Kippur-Krieges sowie der iranischen Revolution (Roberts und Conway 2018, S. 13). Heute wird nahezu der gesamte Strombedarf mithilfe von Geothermie und Wasserkraft gedeckt (vgl. Abb. 4). Letztere stemmt mit ca. 70 % den überwiegenden Anteil. Auch die Wärmeversorgung erfolgt bereits seit der Umstellung von Erdöl auf Erdwärme in der Mitte des 20. Jahrhunderts überwiegend regenerativ (Ragnarsson 2015) – vgl. Abb. 5. Das Überangebot an Energie schlägt sich in vergleichsweise niedrigen Strompreisen nieder und macht die Geothermie und die Wasserkraft in hohem Maße marktfähig (Shafiei et al. 2014, S. 127). Island ist weltweit sogar führend bei der Nutzung von Erdwärme (Sovacool 2017, S. 577). Dies wird begünstigt durch die geografische Lage am tektonisch aktiven Mittelatlantischen Rücken (Ragnarsson 2015). Die aus der Erde gewonnene Energie wird zum überwiegenden Teil für die Aluminium- und Siliziumproduktion, die in anderen Teilen der Erde aufgrund ihrer enormen Energieintensität unrentabel ist, verwendet (Sovacool 2017, S. 577). Darüber hinaus findet Geothermie eine Anwendung bei der Beheizung von Schwimmbädern, Gewächshäusern oder der Fischzucht (Shortall und Kharrazi 2017, S. 103). Aufgrund der energieintensiven Industrien ist Island im globalen Vergleich auch Spitzenreiter beim Pro-Kopf-Stromverbrauch, und dies mit großem Abstand, denn
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Geothermie | Wind Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2019 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020
WERT(E) 246 PJ | 703 GJ 4 Mt 17,0 % 72 MW | 2851 MW 89,7 % 100,0 % 61 | 8 | 15 4,4 ct/kWh | 12,0 ct/kWh 1139
QUELLE IEA 2021 IRENA 2020a nach IEA 2021 Orkustofnun 2021 IEA 2021 Orkustofnun 2021 Orkustofnun 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020a
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_14
133
134
Island – Strommix zu 100 % aus erneuerbaren Energien
Icelandic National Renewable Action Plan
Erdöl 10.0 %
Andere 0.4 % Geothermie 19.3 %
Klimaneutralität bis 2040
Kl
02 020: Anteil erneuerbarer Energien
72 % 7
… am Endenergieverbrauch
96 % 9
… im Wärmesektor
Gesamt: 246 PJ
Wasserkraft 70.4 %
100 % 1
… im Stromsektor
10 % 1
… im Verkehrssektor
Abb. 1 Icelandic National Renewable Action Plan und Klimaziele 2020 (Quellen: Ministry for the Environment and Natural Resources 2018; Ministry of Industries and Innovation 2018)
Abb. 3 Energiemix Island 2020 (Datengrundlage: Orkustofnun 2021)
Geothermie 30.9 %
Gesamt: 19,5 Wasserkraft 69.1 %
Kohle 1,7 %
Erdöl 12.7 %
Geothermie 19.4 %
Abb. 4 Strommix Island 2018 und 2019 (Datengrundlage: Orkustofnun 2021)
Biokraftstoffe, Abfall 0.4 %
Gesamt: 234 PJ
Wasserkraft 20.3 % Gesamt: 239 PJ
Wasserkraft 66.3 %
Wind, Solar, Geothermie 79.3 %
Abb. 2 Energiemix Island 2010 (Datengrundlage: Orkustofnun 2021)
Abb. 5 Inländische Produktion 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
das Land verbraucht mit über 50 MWh pro Person und Jahr mehr als doppelt so viel wie ein Mensch aus dem zweitplatzierten Norwegen (Frantál et al. 2017, S. 236). Doch wenngleich die Transformation des Energiesystems weit vorangeschritten ist, so wird der Verkehrssektor und die
bedeutende Fischindustrie immer noch von importierten fossilen Kraftstoffen dominiert (Ragnarsson 2015) – vgl. Abb. 6. Die wachsende Dieselnachfrage hat den Anteil regenerativer Energien am Energiemix zuletzt sogar sinken lassen. Angetrieben vom boomenden Tourismus nahm auch
Gute Perspektiven für die Windkraft
135
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern. (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ)
3
Kohle
38
Ölprodukte
0
5
10
15 Import
die Zahl und Größe der PKWs (insbesondere bei Mietwagen) zu, wobei sich unter den Neuzulassungen ein beachtlicher Anteil an Fahrzeugen mit alternativen Antrieben finden lässt (Guðlaugsson et al. 2020, S. 169 f.). Wenn Island vollkommen auf eine nachhaltige Energieversorgung umstellen möchte, dann sollte der Fokus in den nächsten Jahren vor allem auf die Mobilität gerichtet werden.
Zentrale Akteure und Interessenkonflikte Die zentralen Akteure auf staatlicher Seite sind das Ministerium für Innovation und Industrie, das Ministerium für Umwelt und natürliche Ressourcen, die Energiebehörde Orkustofnun, die die Rechte für die Nutzung und Exploration der Energieressourcen besitzt, sowie Landsvirkjun als größter Stromproduzent und Eigentümer der nationalen Netze (Guðlaugsson et al. 2020, S. 170). Um den Standort der energieintensiven Industrien zukünftig zu sichern, planen die Regierung und die Energieversorger, die Nutzung der geothermischen Ressourcen auszuweiten, zumal das Potenzial noch längst nicht ausgeschöpft ist. Im Rahmen des Icelandic Deep Drilling Projects arbeiten hierzu isländische Energieunternehmen mithilfe internationaler Unterstützung daran, Erdwärme in 4–5 km Tiefe zu erschließen (Ragnarsson 2015). Doch auch über die Geothermie hinausgehend plant das Land einen verstärkten Ausbau erneuerbarer Energien und möchte bis zum Jahr 2040 CO2-neutral sein (Ministry for the Environment and Natural Resources 2018). Im Jahr 2012 verabschiedete das Parlament den Icelandic National Renewable Energy Action Plan und hat bereits drei Jahre später das für 2020 fest-
20
25
30
35
40
Export
gesetzte Ziel von einem Anteil erneuerbarer Energie am Energieverbrauch von 72 % erreicht (Cook et al. 2016, S. 108). Um die Pariser Klimaziele zu erfüllen, wurden die zur Erreichung der nationalen Zielvorgaben notwendigen Maßnahmen für den Zeitraum von 2018 bis 2030 im Rahmen des Climate Action Plan konkretisiert (Ministry for the Environment and Natural Resources 2018). Doch insbesondere im Verkehr und in der Fischerei sind stärkere Anstrengungen zur Minderung der Treibhausgasemissionen notwendig (Shafiei et al. 2014). Die geplanten Vorhaben zur Errichtung neuer Kraftwerke stoßen aber nicht bei allen Akteuren auf Zustimmung. Insbesondere regt sich beim Umweltschutz und Tourismus teils großer Widerstand. Beide Interessengruppen befürchten eine unwiederbringliche Zerstörung von Natur sowie negative Auswirkungen auf die touristische Attraktivität infolge der Landschaftsveränderungen (Sæþórsdóttir und Hall 2019). Auch auf lokaler Ebene steht ein Ausbau der Energieinfrastruktur in der Kritik, da die kulturelle Verbundenheit der isländischen Bevölkerung mit der Natur stark ausgeprägt ist, wie beim Blick auf die Bedeutung des traditionellen Fischfangs sowie den angestammten Naturglauben deutlich wird (Shortall und Kharrazi 2017, S. 106).
Gute Perspektiven für die Windkraft Der Anstieg der Globaltemperatur im Zuge des Klimawandels wird in Island deutliche Spuren hinterlassen, insbesondere mit Blick auf das Abschmelzen der Gletscher (Ministry for the Environment and Natural Resources 2018). Es ist mittelfristig damit zu rechnen, dass durch den daraus resultierenden
136
erhöhten Abfluss zunächst größere Strommengen hydroenergetisch erzeugt werden können (Nawri et al. 2014, S. 290). Sobald allerdings das Gletschereis verschwunden sein wird, bricht die Ressourcenbasis der zentralen Energiequelle weg (Roberts und Conway 2018). Eine weitere Problematik sind die im Verlauf eines Jahres variierenden Abflussmengen, die in den Sommermonaten deutlich höher ausfallen als im Winter (Nawri et al. 2014, S. 290). Diese Angebotsschwankungen können nicht durch solar- oder bioenergetische Nutzungssysteme kompensiert werden, da hierfür nicht die geeigneten natürlichen Voraussetzungen gegeben sind (Shafiei et al. 2014). Durch einen verstärkten Ausbau der Windenergie wäre eine substanzielle Stützung der Wasserkraft jedoch möglich. Island eignet sich aufgrund der hohen Windgeschwindigkeiten, die ihre Maximalwerte im Winterhalbjahr verzeichnen, und der geringen Bevölkerungsdichte in hohem Maße für die Nutzung der Windkraft (Nawri et al. 2014). Der Ausbau der Windenergie ist politisch auch beabsichtigt (Ministry of Foreign Affairs of Iceland 2015), aller-
Abb. 7 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Island – Strommix zu 100 % aus erneuerbaren Energien
dings steht er noch am Anfang, was auf die im Vergleich zur Geothermie und Wasserkraft höheren Gestehungskosten zurückzuführen ist (Shafiei et al. 2014, S. 130). Beispielsweise plant Landsvirkjun den Bau des 40 km2 großen Windparks Búrfell im zentralen Hochland, bestehend aus 67 Turbinen und einer installierten Nennleistung von 235 MW. Doch insbesondere das Hochland, das nicht nur zu den windreichsten Regionen der Erde zählt, sondern überdies touristisch von großer Bedeutung ist, ist zum Konfliktfeld divergierender Flächennutzungsinteressen geworden (Frantál et al. 2017, S. 236 f.). Hier bedarf es einer Moderation seitens der Politik, die die Interessen aller Akteure der isländischen Gesellschaft berücksichtigt und abwägt.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Karten
Abb. 8 Geothermie. (Quelle siehe Abbildung)
137
138
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Island – Strommix zu 100 % aus erneuerbaren Energien
Literatur
139
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Israel – Erdgas im Fokus
Auch wenn der Ausbau erneuerbarer Energien in Israel politisch gewollt ist, richten sich die Anstrengungen der Energietransformation bislang in erster Linie darauf, die Energiesicherheit des Landes auf Basis von fossilen Rohstoffen zu gewährleisten (vgl. Tab. 1). Profitieren konnte Israel dabei jüngst von der Entdeckung der Erdgasfelder Tamar und Leviathan, die im Mittelmeer vor der eigenen Küste liegen. Das Erreichen der Klimaziele (vgl. Abb. 1) gerät dadurch jedoch in große Gefahr.
Versorgungssicherheit an erster Stelle Die extreme Dürre in den Jahren 2005 bis 2012 ist nur ein Beispiel für die spürbaren Auswirkungen des Klimawandels in Israel, die sich künftig noch verstärken dürften (Michaels und Tal 2015, S. 483). Trotz der großen Vulnerabilität wird der Klimawandel in Israel bis dato aber nicht als allzu große Bedrohung wahrgenommen, vielmehr liegt der Fokus des energiepolitischen Handelns auf der kurz- und langfristigen Versorgungssicherheit sowie auf der Preisstabilität (Hamed und Bressler 2019, S. 382). Der Grund für die hohe Bedeutung
einer sicheren Energieversorgung liegt darin begründet, dass – vor der Entdeckung der eigenen Offshore-Gasvorkommen im Mittelmeer – Israel arm an eigenen Rohstoffvorkommen und damit in hohem Maße abhängig von fossilen Importen war (vgl. Abb. 2 und 3). Zudem ist Israel von politischen Feinden umringt, weshalb die Energieinfrastruktur von ausländischen Netzen abgeschnitten und in diesem Sinne eine „energy island“ ist (Fischhendler und Nathan 2014, S. 154). Auch trugen die Erfahrungen von Ölembargos und Liefer-Blockaden dazu bei, dass die Sicherung der Energieversorgung inmitten der angespannten geopolitischen Situation der Region von höchster Priorität ist (Michaels und Tal 2015, S. 482). Bis in die 2000er-Jahre war die Kohle neben dem Mineralöl der meistgenutzte Energieträger. Dies wandelte sich durch die Entdeckung der Erdgasfelder Tamar und Leviathan vor der israelischen Küste in den Jahren 2009 und 2010. Die Quellen gelten mit einem geschätzten Volumen von insgesamt 740 Mrd. m3 als die weltweit größten Erdgaslagerstätten, die seit dem Beginn der 2000er entdeckt wurden (Israel Ministry of Energy 2020). Israel ist damit in der Lage, Strom auf Basis eigener Rohstoffe zu produzieren, was sich nun in einem steigenden Erdgasanteil am Strommix
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind | Biomasse Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2019
WERT(E) 976 PJ | 105 GJ 73 Mt 69,9 % 16.519 MW | 1500 MW 2,8 % 4,4 % 3496 | 35 | k.A. 8,5 ct/kWh | 14,5 ct/kWh 5870 40 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 IRENA 2020a IEA 2021 IEA 2021 Israel Ministry of Energy 2019 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020a Israel Ministry of Energy 2019
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_15
141
142
Israel – Erdgas im Fokus
Klimaziele 2030
Erneuerbare 2.8 %
Senkung der Treibhausgasemissionen 7,7 t CO2 p.P.
81 Mio t CO2
Erdöl 41.8 %
Kohle 20.5 %
Gesamt: 976 PJ
17 %
Senkung des Stromverbrauchs
(im Vergleich zum Business-as-usual-Szenario)
17 %
Anteil erneuerbarer Stro Stromerzeugung
Erdgas 34.9 % Abb. 3 Energiemix Israel 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
20 %
Verringerung d der Fahrtkilometer im motorisierte motorisierten Individualverkehr (im Vergleich zum Business-as-usual-Szenario) B
Kohle 0.5 %
Erdöl 1.1 %
Abb. 1 Klimaziele 2030 (Quelle: Israel Ministry of Environmental Protection 2016a)
Erneuerbare 7.7 % Erneuerbare 4.9 %
Erdöl 46.7 % Kohle 32.7 %
Gesamt: 346 PJ
Gesamt: 915 PJ Erdgas 90.8 %
Erdgas 15.6 %
Abb. 4 Inländische Produktion 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 2 Energiemix Israel 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Halbherziger Klimaschutz
bemerkbar macht (Hamed und Bressler 2019, S. 379) – vgl. Abb. 4 und 5. Zudem konnte durch den Export von Erdgas eine neue Einnahmequelle geschaffen und so nicht nur ein geostrategischer Vorteil, sondern auch ein volkswirtschaftlicher Nutzen generiert werden (Fischhendler und Nathan 2014, S. 155) – vgl. Abb. 6.
Bis in die 1990er-Jahre stand die Bekämpfung des Klimawandels nicht auf der politischen Agenda Israels (Michaels und Tal 2015, S. 481). Erst der starke Anstieg von Energieverbrauch und CO2-Emissionen in den 2000er-Jahren als Folge des wirtschaftlichen und demografischen Wachstums, des steigenden Lebensstandards, der energieintensiven
Halbherziger Klimaschutz
143
Erdöl 0.9 %
Wind 0.4 %
Kohle 30.6 %
Photovoltaik 3.6 %
Erneuerbare 4.4 %
Gesamt: 72 TWh
Erdgas 64.1 %
Biomasse 0.2 % Andere 0.2 %
Abb. 5 Strommix 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern. (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
210
0
Erdöl
652
0 90
Ölprodukte
Erdgas
0 0
Strom 0
272
26
23 100
200
300 Import
400 Export
500
600
700
144
Meerwasserentsalzung (dena 2014, S. 19) sowie der internationalen Verpflichtungen, die sich aus der Unterzeichnung der Klimarahmenkonvention von 1996, dem Kyoto-Protokoll und dem Pariser Klimaabkommen ergaben (Israel Ministry of Environmental Protection 2016b, S. 8), änderten dies. Die Förderung alternativer Energien begann nach der Jahrtausendwende, indem drei interministeriale Komitees, die u. a. die Negev- und Arava-Wüste als Präferenzregionen für die Nutzung erneuerbarer Energiequellen festlegten, ins Leben gerufen wurden (dena 2014, S. 33 ff.). Im Jahr 2008 wurden sodann Einspeisevergütungen eingeführt mit dem Ziel, die Kostendifferenz zwischen konventioneller und regenerativer Stromerzeugung auszugleichen (Hamed und Bressler 2019, S. 383). Eine Abkehr von den klimawirksamen fossilen Energieträgern wurde jedoch bis heute nicht vollzogen. Auf die UN-Klimakonferenz in Kopenhagen im Jahr 2009, in deren Rahmen von den nationalen Regierungen ernsthaftere Bemühungen im Klimaschutz verlangt wurden, reagierte die israelische Regierung im Folgejahr mit der Verabschiedung des Nationalen Plans zur Reduktion von Treibhausgasemissionen, der unter anderem eine finanzielle Unterstützung bei Emissionseinsparungen und energieeffizientem Bauen vorsah (Michaels und Tal 2015, S. 482). Doch ein wesentlicher Eckpfeiler der angestrebten Emissionseinsparungen ist laut zuständigem israelischen Ministerium für Umweltschutz der Übergang zu einem von Erdgas dominierten Energiesystem (Israel Ministry of Environmental Protection 2016b, S. 8), da Erdgas im Vergleich zur Kohleverstromung weniger CO2 emittiert (Israel Ministry of Environmental Protection 2016a, S. 14). Das Land verfolgt aus diesem Grund das wenig ambitionierte Ziel, den Anteil der Stromversorgung aus regenerativen Quellen bis 2030 auf 17 % zu erhöhen (Halon 2019). Vor dem Hintergrund der guten natürlichen Bedingungen für erneuerbare Energien ist dies mit Blick auf die internationalen Bemühungen zum Klimaschutz ernüchternd.
Golanhöhen im Blick Obwohl es politisch beabsichtigt ist, mehr Wettbewerb am Strommarkt zu schaffen, sind weite Teile der Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung weiterhin im staatlichen Besitz. Da wirtschaftliche und politische Akteure weiterhin auf fossile Energieträger, allen voran Erdgas, setzen, ist ein prinzipieller Systemwechsel hin zur überwiegenden Nutzung regenerativer Quellen mittelfristig eher unwahrscheinlich (dena 2014, S. 19). Die erneuerbaren Energien haben mit 2,8 % (Stand 2019) bislang nur einen geringen Anteil am Energiemix, obwohl große natürliche
Israel – Erdgas im Fokus
Potenziale für die wind- und solarenergetische Nutzung bestehen würden. Ein verstärkter Ausbau erneuerbarer Energien böte für Israel in jedem Fall die Chance, einerseits die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, andererseits von Kohle- und Ölimporten unabhängiger zu werden und dadurch die Versorgungssicherheit besser zu gewährleisten (Michaels und Tal 2015, S. 482 f.). Weitere positive Effekte einer Energietransformation wären ein stärker diversifizierter Energiemix sowie sozioökonomische Vorteile für die Bevölkerung, die sich stärker an der Energieversorgung beteiligen könnte. Diesen Möglichkeiten steht neben den politischen Hindernissen aber das Problem gegenüber, ausreichend Flächen für den Ausbau erneuerbarer Energien bereitstellen zu können (Hamed und Bressler 2019, S. 378 ff.). Das Land ist insgesamt nicht sehr groß (22.145 km2) und äußerst dicht besiedelt, weshalb ein flächenintensiver Ausbau, der sich bei erneuerbaren Energien aufgrund ihrer geringen Energiedichte ergibt, stets zu starken Flächennutzungskonflikten führen würde. Dennoch gibt es erste Initiativen: Als größtes regeneratives Energieprojekt wurde im Jahr 2019 das Solarturmkraftwerk Ashalim, das mit einer Nennleistung von 121 MW etwa 120.000 Haushalte mit Strom versorgen kann, in der Negev-Wüste errichtet (Halon 2019). Im Bereich der Windenergie plant die Regierung die Errichtung eines Windparks auf den 1967 annektierten Golanhöhen mit einer installierten Leistung von 200 MW. Dort wurden bereits vor der Jahrtausendwende kleinere Windturbinen gebaut. Demgegenüber wird Biomasse keine tragende Rolle bei der Energietransformation spielen, da Israels Wirtschaft nicht von der Landwirtschaft dominiert wird, ganz im Gegensatz zu einigen benachbarten Staaten (Hamed und Bressler 2019, S. 379). Über den Stromsektor hinaus ist Israel aufgrund seiner kurzen Distanzen prädestiniert für den flächendeckenden Einsatz der Elektromobilität, deren Entwicklung einerseits ein erklärtes politisches Ziel ist, andererseits aber aufgrund der hohen Anschaffungspreise und der bis vor Kurzem vergleichsweise geringen Modellauswahl nur sehr langsam voranschreitet (dena 2014, S. 36). Inwieweit Israel die Transformation des Energiesystems in den kommenden Jahren vorantreiben wird hängt folglich davon ab, wie die Politik der eigenen Bevölkerung vermitteln kann und vermitteln will, dass neben sicherheitspolitischen Zielsetzungen auch noch weitere gesellschaftliche Ziele, wie bspw. die Bekämpfung des Klimawandels, erstrebenswert sind.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Karten Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
145
146
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Israel – Erdgas im Fokus
Karten Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
147
148 Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
Israel – Erdgas im Fokus
Literatur
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Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft
Seit den 1970er-Jahren setzt Italien in besonderem Maße auf die Nutzung von Erdgas. Mit der Einführung von Einspeisevergütungen im Jahr 2008 erlebten die erneuerbaren Energien jedoch einen beachtlichen Aufschwung (vgl. Tab. 1; Abb. 1). Deren Ausbau geriet in jüngster Zeit aber durch die Umstellung des Förderinstrumentariums, durch die Marktmacht der etablierten Energiekonzerne und durch Widerstände aus der Bevölkerung ins Stocken.
Ausstieg aus der Kernenergie Italiens Energiemix sticht im EU-weiten Vergleich heraus, denn während Kohle als Energieressource in zahlreichen europä ischen Staaten die Stromerzeugung nach wie vor dominiert, ist in Italien Erdgas der zentrale Energieträger (Bellocchi et al. 2019, S. 2) – vgl. Abb. 2 und 3. Die Wurzeln dessen reichen bis in die 1970er-Jahre zurück, als die Regierung infolge der Ölpreisschocks den Übergang von Erdöl zu Erdgas einleitete (Akadiri et al. 2019, S. 1295). Grundsätzlich zwingen die wenig ergiebigen inländischen Lagerstätten Italien noch heute dazu, verstärkt auf Energieimporte (vgl. Abb. 4 und 5) aus den geopolitisch riskanten Lieferländern Russland, Algerien, Katar und Libyen zu setzen (Deutsch-italienische Handelskammer 2018, S. 13). Italien besitzt aber auch eigene Öl- und Gasvorkommen, die allerdings nur einen Bruchteil der Nachfrage decken kön-
nen. In Bezug auf Italiens Erdgaspotenziale wird zwischen biogenem und thermogenem Erdgas unterschieden. Bei dieser Unterscheidung geht es um die Frage, wie der Energieträger Methan genau gebildet wird. Entweder entsteht Methan auf Basis biologischer Aktivität (Mikroorganismen bilden Kohlenwasserstoffe im anaeroben Milieu) oder es ist das Produkt der thermochemischen Zersetzung sedimentärer organischer Materie (Kallmeyer und Di Primio 2007; Wyss et al. 2002, S. 48). Aber Italien wollte sich zunächst nicht nur auf die fossilen Energieträger verlassen. Um die Energieversorgung zu sichern, errichtete das Land zu Beginn der 1960er-Jahre auch drei Atomkraftwerke und stieg damit zur weltweit dritten Nation auf, die die Kernenergienutzung einleitete. Der Betrieb dieser Atomkraftwerke wurde jedoch in Folge einer öffentlichen Abstimmung, die nach dem Reaktorunfall von Tschernobyl im Jahr 1986 durchgeführt wurde, wieder aufgegeben (Bersano et al. 2020) – vgl. Abb. 6. Der Ausstieg aus der Kernenergienutzung erhöhte damit wieder die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern.
Pionier der Erdwärmenutzung Doch wenngleich die fossilen Quellen die wichtigsten Energieträger Italiens sind, so haben die erneuerbaren Energien bereits einen Anteil am Strommix von 41 % (Stand
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl PV | Wind | Biomasse Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2021 2019 2019 2017 2020 2020 2018
WERT(E) 6043 PJ | 100 GJ 325 Mt 84,8 % 60.200 MW | 56.100 MW 19,4 % 41,0 % 774.014 | 5579 | 2913 18,3 ct/kWh | 21,7 ct/kWh 74.056 676 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Terna 2021 IEA 2021 IEA 2021 Terna 2018 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_16
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Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft
Nationale Energiestrategie 2017 – Ziele 2030 Erneuerbare 19.4 %
Reduzierung des jährlichen Endenergieverbrauchs um 10 Mtoe auf 108 Mtoe
28 %
Erdöl 34.3 %
Gesamt: 6043 PJ
Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch
Erdgas 42.1 %
Anteil erneuerbarer Energien Ant
55 %
…. im Stromsektor
30 %
…. im Wärmesektor
21 %
…. im Verkehrssektor
Kohle 4.1 %
Abb. 3 Energiemix Italien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdöl 13.2 %
Erdgas 11.6 %
Gesamt: 1421 PJ
Abb. 1 Nationale Energiestrategie 2017 – Ziele 2030 (Quellen: Deutsch-Italienische Handelskammer 2018; Ministero dello Sviluppo Economico u. Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 2017) Erneuerbare 75.2 % Erneuerbare 13.2 %
Erdöl 40.8 %
Gesamt: 6043 PJ Erdgas 38.6 %
Kohle 7.5 %
Abb. 2 Energiemix Italien 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
2019). Traditionell spielt die Wasserkraft seit der Errichtung der ersten Staudämme im Alpenraum in den 1950er-Jahren eine zentrale Rolle und ist bis heute die erneuerbare Energiequelle mit dem höchsten Beitrag zur Stromproduktion. Die rückläufigen Niederschlagsmengen in den letzten Jahren schränken das hydroenergetische Potenzial jedoch zunehmend ein (Magnani und Osti 2016, S. 149), weshalb die Diversifizierung der Energieversorgung wichtig ist. Vielversprechend ist hierbei die Geothermie: Bereits in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts setzte in Italien die energetische Nutzung von Thermalwasser ein, die mit der Entwicklung
Abb. 4 Inländische Produktion Italien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
der Thermodynamik (heißer Wasserdampf, Gewinnung mechanischer und elektrischer Energie mittels Turbinen und Generatoren) möglich wurde. So entstand im Jahr 1827 durch Francesco Larderel die erste Anlage zur energetischen Nutzung von Erdwärme, und zwar im heutigen Larderello (Toskana). Im Jahr 1913 ging dort das erste Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 250 kW in Betrieb. Im Jahr 1915 waren es bereits 15 MW, 1939 erzielte der Kraftwerkskomplex bereits eine Gesamtleistung von 66 MW. Gegen Ende des Zweiten Weltkrieges wurde die Anlage zerstört, danach jedoch wieder bis zur aktuellen elektrischen Leistung von 545 MW ausgebaut (Stober und Bucher 2014, S. 25). Begünstigt durch die Lage an der Grenze der afrikanischen und eurasischen Platte besitzt Italien große geothermische Potenziale und liegt mit einer installierten elektrischen Leistung von 916 MW global auf dem sechsten Platz (International Geothermal Association 2015). Auffällig ist der im europäischen Vergleich geringe Energieverbrauch, der unter anderem auf die hohen Stromund Gaspreise, die Effizienzsteigerungen sowie auf die Fol-
Pionier der Erdwärmenutzung
153
Abb. 5 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
276
9
Erdöl
2759
51 593
Ölprodukte
Erdgas
1113 2432
11
Strom
21
158
0
500
1000 Import
1500
2000
2500
3000
Export
Kohle 6.1 % Wind 6.9 %
Photovoltaik 8.1 %
Gesamt: 292 TWh
Biomasse 5.7 % Erneuerbare 41.0 %
Erdgas 49.1 %
Wasserkraft 16.3 %
Andere 4.0 % Erdöl 3.7 % Abb. 6 Strommix Italien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
gen der Wirtschaftskrise im Jahr 2008 zurückzuführen ist. Die Industrie, der Verkehr und die privaten Haushalte verzeichnen seit der Jahrtausendwende allesamt einen Rückgang des Energieverbrauchs. Eine Ausnahme bildet der Dienstleistungssektor (Deloitte Conseil 2015). Im Verkehrs-
sektor ist Italien stark von Ölprodukten abhängig (Bompard et al. 2020, S. 7). Bemerkenswert ist, dass 77 % aller in der EU registrierten erdgasbetriebenen Fahrzeuge in Italien gemeldet sind (IEA 2016, S. 12). Im Wärmebereich werden neben Erdgas auch regenerative Quellen in Form von fester
154
Biomasse genutzt (Deutsch-italienische Handelskammer 2018, S. 17). Dabei ist erstaunlich, dass Italien im Wärmesektor nicht stärker an der Erschließung seiner geothermischen Ressourcen interessiert ist, für die hervorragende natürliche Voraussetzungen bestehen. Die Ursachen für mögliche Hemmnisse stellen sich wie folgt dar.
Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft
Umsetzung der Zielvorgaben (Akadiri et al. 2019, S. 1295). Zudem zeigt Italien einen zunehmenden Trend zur Dezentralisierung im Bereich der Energiepolitik und der zu Grunde liegenden Planungsverfahren, was zu Koordinationsschwierigkeiten zwischen den vielen zuständigen öffentlichen Stellen auf nationaler und regionaler Ebene führt und erhebliche Lücken in den rechtlichen Rahmenbedingungen offenlegt (IEA 2016, S. 13; Sarrica et al. 2018, S. 446).
Energietransformation stockt Wegweisend für die Energietransformation Italiens war der Beitritt zum EU-Emissionshandelssystem EU-ETS, die Liberalisierung des Strommarktes im Jahr 1999 und die Unterzeichnung des Kyoto-Protokolls (Akadiri et al. 2019, S. 1294; Deloitte Conseil 2015, S. 3). Einen regelrechten Boom erfuhren die erneuerbaren Energien im Zeitraum von 2008 bis 2013, als garantierte Einspeisetarife implementiert und Investitionen in erneuerbare Technologien lukrativ wurden (Candelise und Ruggieri 2020, S. 5). Insbesondere die Solarbranche Italiens, die zwischenzeitlich zum zweitgrößten Markt für Photovoltaik in Europa wurde, konnte von diesen Entwicklungen profitieren (Magnani und Osti 2016, S. 149). Auch die Wind- und Bioenergie sowie die Geothermie konnten dadurch verstärkt ausgebaut werden, jedoch in etwas schwächerem Umfang (Magnani und Osti 2016, S. 149). Seit dem Jahr 2013 werden die Anreizmechanismen mit Hilfe eines auktionsbasierten Modells stärker reguliert, sodass sich der Zubau stark verringert hat (Deutsch- italienische Handelskammer 2018, S. 17). Während sich die jährlich installierte PV-Leistung in den Jahren 2008 bis 2013 im Mittel auf 3,5 GW belief, sank diese auf 0,4 GW im Zeitraum von 2013 bis 2018 (Candelise und Ruggieri 2020, S. 6). Trotz dieses Einbruchs verdoppelte sich aber die regenerativ produzierte Strommenge im letzten Jahrzehnt (Bersano et al. 2020, S. 2). Heute verfolgt die Regierung in der Klimapolitik zwei übergeordnete Ziele: Die Ausweitung der Erdgasnutzung sowie die Errichtung erneuerbarer Kraftwerke (Akadiri et al. 2019, S. 1294). Der Kohleausstieg wurde für das Jahr 2025 festgesetzt (Bompard et al. 2020, S. 7). Die Klimaziele bis zum Jahr 2030 sind in der Nationalen Energiestrategie 2017, einem 10-Jahresplan, festgelegt. Im Mittelpunkt steht dabei der Versuch, das Energiesystem wettbewerbsfähiger, nachhaltiger und sicherer zu machen, den Energieverbrauch zu senken sowie den Anteil regenerativer Energien in den einzelnen Energiesektoren zu erhöhen (Ministero dello Sviluppo Economico & Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 2017). Im Bereich klimafreundlicher Mobilität fördert der Staat den Kauf von Fahrzeugen mit elektrischem Antrieb in Form von Steueranreizen sowie durch den Ausbau der Ladeinfrastruktur (Bellocchi et al. 2019, S. 22). Es mangelt jedoch generell an einem nachvollziehbaren Plan zur
Machtvolle Akteure und Partizipation Obwohl die Partizipation der Bevölkerung an der Energietransformation in den nordeuropäischen Staaten und Deutschland wesentlich stärker verbreitet ist, entstanden in Italien während der Hochphase des Ausbaus der erneuerbaren Energien (2008 bis 2013) zahlreiche Bürgerenergie- Initiativen, und dies v. a. im Bereich kleiner Solarparks bis zu einer Größe von 100 kWp (Candelise und Ruggieri 2020). Grundsätzlich sind die Möglichkeiten zur Teilhabe für die Zivilbevölkerung jedoch limitiert, da der Strommarkt von großen, einflussreichen Energiekonzernen, allen voran der Stromproduzent Enel, kontrolliert wird und das Verteilnetz fast vollständig im Besitz des staatseigenen Unternehmens Terna ist (Deloitte Conseil 2015, S. 3; Magnani und Osti 2016, S. 154). Hinzu kommt, dass der Großteil aller Projekte nach dem Top-Down-Ansatz umgesetzt wird. Die Planungsund Entscheidungsprozesse werden dabei vor allem von den lokalen Behörden und den spezialisierten Projektentwicklern gesteuert (Candelise und Ruggieri 2020, S. 12). Gegen den Ausbau erneuerbaren Energien regen sich nicht zuletzt auch erhebliche lokale Widerstände. Bemerkenswert ist, dass energiebezogene Konflikte inzwischen die häufigste Ursache von lokalen Umweltkonflikten bilden (Magnani und Osti 2016, S. 149). Auffällig ist dabei, dass sich die Kritik gerade in den agrarisch geprägten Landesteilen des Nordens verstärkt gegen die bioenergetischen Nutzungspfade, in den zentralen und südlichen Regionen vorrangig gegen Windkraft und PV-Freiflächenanlagen richtet (Sarrica et al. 2018, S. 446). Aus der sozialwissenschaftlichen Forschung zur Akzeptanz erneuerbarer Energien wissen wir, dass die Befürwortung von entsprechenden Ausbaumaßnahmen in Abhängigkeit zur prozeduralen und distributiven Partizipation der Anwohner steht. Möglicherweise gilt es für die italienischen Behörden hier nachzusteuern und so den Weg in eine klimaneutrale Zukunft zu ebnen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
155
156
Abb. 8 Geothermie. (Quelle siehe Abbildung)
Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
157
158
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
Italien – Mit Erdgas und Erdwärme in die Zukunft
Literatur
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Japan – Kernenergie trotz Fukushima
Die Ölkrisen und der Reaktorunfall von Fukushima erschütterten Japans Energiesystem und trugen dazu bei, dass die Energiesicherheit zur obersten Priorität des energiepolitischen Handelns wurde. Um die Versorgungssicherheit garantieren und zugleich die Menge der emittierten Treibhausgase (vgl. Tab. 1) reduzieren zu können, strebt die Regierung seit einigen Jahren einen diversifizierten Energiemix aus fossilen, nuklearen und erneuerbaren Energieträgern an (vgl. Abb. 1). Die Bevölkerung ist dabei nicht mit allen Maßnahmen einverstanden.
Abhängigkeit von der Kernenergie Die Grundlage von Japans exportorientierter Volkswirtschaft bildet seit jeher eine verlässliche Energiebereitstellung, in der fossile Energieträger bis heute eine tragende Rolle spielen (Zhu et al. 2020, S. 386). Da jedoch nahezu keine inländischen Öl- und Gasvorkommen existieren, ist das Land in hohem Maße auf Energieimporte (vgl. Abb. 2 und 3), zumeist aus Staaten des Mittleren Ostens, angewiesen (METI 2019). Mit einer Importabhängigkeit von 94 % zählt das
Land zu den größten Energieimporteuren global (IEA 2016, S. 9). Um die Abhängigkeit von fossilen Energieträger reduzieren und eine verlässliche sowie emissionsfreie Energieversorgung gewährleisten zu können, intensivierte Japan in der zweiten Hälfte des 20. Jahrhunderts die friedliche Nutzung der Kernenergie (Zhu et al. 2020, S. 380). Da Regionen, die Flächen für die Errichtung von Kernkraftwerken bereitstellten, hohe Subventionen erhielten, forcierten Lokalregierungen gezielt deren Bau. Im Jahr 2010 kündigte die Regierung unter der Führung der Demokratischen Partei Japans (DPJ) an, den Anteil der Kernenergie am Energiemix auf über 50 % bis 2030 zu erhöhen und hierfür 14 weitere Reaktoren zu errichten (Kikuchi 2020, S. 117). Die Ereignisse vom 11. März 2011, als die Tsunamiwelle infolge des Tohuku-Erdbebens drei der sechs Reaktorblöcke des Kernkraftwerks Fukushima Daiichi überschwemmte und radioaktives Material austrat, markierte jedoch einen Wendepunkt in Japans Kernenergienutzung (Suzuki 2017, S. 9) – vgl. Abb. 4 und 5. Alle der über 50 Kernreaktoren wurden als Reaktion auf die öffentlichen Proteste zunächst abgeschaltet, wobei bis zum Jahr 2018 neun den Betrieb wieder aufgenommen haben (Hager und Hamagami 2020, S. 397). Der
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind | Geothermie Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2017 2019 2019 2018 2020 2020 2018
WERT(E) 17.546 PJ | 138 GJ 1123 Mt 90,5 % 193.462 MW | 66.560 MW 7,8 % 23,3 % 5442 | 380 | 18 16,6 ct/kWh | 21,9 ct/kWh 236.266 3187 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Statistics Bureau of Japan 2021 IEA 2021 IEA 2021 Statistics Bureau of Japan 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
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161
162
Japan – Kernenergie trotz Fukushima
5. Nationaler strategischer Energieplan (2018): Ziele bis 2030
Erdöl 0.6 %
Erdgas 3.6 %
Energetische Rückgewinnung 19.7 % Kernenergie 18.8 %
Versorgungssicherheit
Effizienz
3E+SPrinzip
Kohle 0.8 %
Umwelt
Gesamt: 2940 PJ
Gesamt: 5.388 PJ
Sicherheit Erneuerbare 56.5 %
26 %
Weniger Treibhausgasemissionen
22–24 %
Anteil erneuerbarer Stromerzeugung
20–22 %
Anteil nuklearer Stromerzeugung
56 %
Anteil fossiler Energieerzeugung
(im Vergleich zu 2013)
Abb. 1 5. Nationaler strategischer Energieplan (2018): Ziele bis 2030. (Quellen: EU-Japan Centre for Industrial Cooperation 2021; METI 2018)
Anteil nuklearer Energie am Energiemix sank von 15 % im Jahr 2009 auf 4 % im Jahr 2019. Der Anteil der Kernenergie am Strommix (vgl. Abb. 6) betrug zu Beginn der 2000erJahre noch etwa ein Drittel, nach Fukushima ging der Anteil im Jahr 2014 sogar bis auf 0 % zurück, um seitdem wieder langsam anzusteigen (7,5 % in 2019) (Statista 2021). Zur Aufrechterhaltung der Energieversorgung wurden neue thermische Erzeugungskapazitäten geschaffen, was zu einem starken Anstieg der Strompreise und der energiebezogenen CO2-Emissionen führte (METI 2019). Sowohl der Anteil der fossilen, als auch der Anteil der erneuerbaren Energien stieg in den Jahren nach Fukushima an (ISEP 2016, S. 2). Dennoch hält das Kabinett an der Kernenergie fest und begründet dies mit dem Mangel an natürlichen Ressourcen, der Notwendigkeit einer stabilen Energieversorgung und den Verpflichtungen zur Bekämpfung des Klimawandels (Kikuchi 2020, S. 7). Zudem zog der Reaktorunfall institutionelle Anpassungen nach sich, die das Vertrauen in die Kernenergienutzung wieder erhöhen sollten. Beispielsweise wurde im Jahr 2012 die Nuclear Regulation Agency als
Abb. 2 Inländische Produktion Japan 2018 (Datengrundlage: Statistics Bureau of Japan 2021)
Atomaufsichtsbehörde gegründet. Der Zweck dieser Institution besteht darin, die Vorschriften zur nuklearen Sicherheit zu vereinheitlichen (Kucharski und Unesaki 2018, S. 138). In der Bevölkerung bestehen dennoch Ängste und Unsicherheiten in Bezug auf die Nutzung der Kernkraft. Mehr als 80 % der Bevölkerung sprachen sich fünf Jahre nach dem Reaktorunfall dafür aus, endgültig aus der Kernenergienutzung auszusteigen (Suzuki 2017, S. 9). Der öffentliche Widerstand gegen den einst so etablierten Technologiepfad war zwischenzeitlich sehr groß. Vielerorts entstanden Anti- Atomkraft- Bewegungen, die sich gegen eine Wiederinbetriebnahme von Kernkraftwerken einsetzten (Hager und Hamagami 2020, S. 390). Als Reaktion auf die landesweiten Proteste führte die DJP Öffentlichkeitsbeteiligungen ein, beispielsweise in Form von öffentlichen Anhörungen und Abstimmungen. Gegen pronukleare Akteure konnten sich die kritischen Stimmen jedoch nicht durchsetzen (Saito 2020, S. 157 f.).
Energiepolitischer Rahmen und Klimaziele Die nach der Fukushima-Krise angestrebte Diversifizierung des Energiemixes führte zu einem stärkeren Fokus auf die erneuerbaren Energien (Zhu et al. 2020, S. 380), wenngleich die Anfänge der politischen Unterstützung regenerativer Energieträger bis in die 1970er-Jahre zurückreichen. Infolge der Ölkrise wurde bspw. das F&E-Programm Sunshine Project ins Leben gerufen mit dem Ziel, fossile Energien durch
Energiepolitischer Rahmen und Klimaziele
163
Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
4809
47
Erdöl
6137
0
Ölprodukte
716
Erdgas
1760
3959
0 0 1
Strom 0
1000
2000
3000
Import
Erneuerbare 4.1 % Kernenergie 15.3 %
4000
5000
6000
7000
Export
Erneuerbare 7.8 % Kernenergie 4.0 % Erdöl 37.9 %
Erdöl 42.2 %
Gesamt: 19.905 PJ
Kohle 27.2 %
Gesamt: 17.546
Kohle 21.4 %
Erdgas 17.0 %
Abb. 4 Energiemix Japan 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdgas 23.1 %
Abb. 5 Energiemix Japan 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
164
Japan – Kernenergie trotz Fukushima
Wind 0.8 % Kohle 31.6 % Photovoltaik 7.4 %
Biomasse 1.8 % Erneuerbare 23.3 %
Gesamt: 1000 TWh
Wasserkraft 8.8 %
Erdgas 33.9 % Kernenergie 6.4 %
Andere 4.6 %
Erdöl 4.8 %
Abb. 6 Strommix Japan 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
alternative regenerative Technologien zu substituieren, wovon insbesondere die Solarenergie profitieren konnte (Heger 2016, S. 3). Im Jahr 2000 richteten Stromversorgungsunternehmen zudem einen Fonds für Ökostrom ein, um Produzenten von grünem Strom zu unterstützen (Gao et al. 2020, S. 818). In der Folgezeit entstanden erste Bürgerenergie-Projekte, v. a. im Bereich der Solarenergie, die für Privatpersonen die Möglichkeit einer Teilhabe an der Energieerzeugung schufen (Hager und Hamagami 2020, S. 398). Jedoch gab es trotz erster Reformen und Deregulierungsmaßnahmen um die Jahrausendwende bis weit in die 2000er-Jahre kaum neue Akteure am Strommarkt. Die etablierten Versorgungsstrukturen erwiesen sich als äußerst persistent (Kucharski und Unesaki 2018, S. 133). Die Liberalisierung des Strommarktes wurde erst im April 2016 vollzogen (IEA 2016, S. 11). Um weitere Installationen im Bereich der Photovoltaik zu unterstützen, wurden im Jahr 2009 fixe Einspeisevergütungen für Solarenergie eingeführt (Gao et al. 2020, S. 818). Erst infolge der Ereignisse von Fukushima wurden die Einspeisetarife im Juli 2012 auf die Wind-, Bio- und Hydroenergie sowie auf die Geothermie ausgeweitet (IEA 2016, S. 12). Sie trugen dazu bei, dass die erneuerbare installierte Leistung auf 66,6 GW im Jahr 2017
anwachsen konnte. Doch die Einführung dieses Förderinstruments verstärkte den ohnehin schon starken Strompreisanstieg, da die E inspeisetarife zum Teil über eine von Jahr zu Jahr ansteigende Umlage auf den Strompreis finanziert wurden (METI 2019). Im Zuge der energiepolitischen Neuausrichtung verabschiedete das Kabinett im Jahr 2014 des Weiteren den vierten nationalen strategischen Energieplan, der den Ausbau erneuerbarer Energien und die Reduzierung der Menge emittierter Treibhausgase als Kernziele benennt (Kucharski und Unesaki 2018, S. 126). Da zwischen Politik und der Nuklearindustrie enge strukturelle und personelle Verbindungen bestehen, wird nach wie vor auch der Atomkraft ein großer Stellenwert beigemessen. Einerseits sieht der Plan eine verringerte Abhängigkeit von der Kernenergie vor, andererseits betrachtet er diese aber als eine der wichtigsten Grundlaststromquellen und möchte sie damit im Energiemix der Zukunft erhalten (Suzuki 2017, S. 15). Als Reaktion auf das Pariser Klimaabkommen verpflichtete sich die japanische Regierung nicht zuletzt, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um 26 % gegenüber dem Niveau von 2013 zu senken (METI 2018, S. 13). Die Kernenergie könnte hierbei hilfreich sein. Die 5. Fassung der nationalen Entwicklungs-
Karten
strategie von 2018 sieht aber auch einen Anteil der erneuerbaren Stromerzeugung von 22–24 % bis 2030 vor und begrenzt gleichzeitig den Beitrag fossiler und nuklearer Energieträger zur Stromproduktion (METI 2018, S. 46). In jüngster Zeit wurde die Förderkulisse erneut angepasst. Seit 2017 werden die Einspeisevergütungen in öffentlichen Ausschreibungen festgelegt. Im Jahr 2020 schlug das zuständige Ministerium für Wirtschaft, Handel und Industrie (METI) zudem vor, die Förderung von Photovoltaik- Großprojekten gänzlich zu streichen, mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit der erneuerbaren Energien sukzessive zu verbessern (Gao et al. 2020, S. 818).
165
(Heger 2016, S. 3). Darüber hinaus erschweren aufwendige Umweltprüfungen und Landnutzungsplanungen sowie eine geringe soziale Akzeptanz und Netzanschlussprobleme den Windenergieausbau erheblich (ISEP 2016, S. 5). Im Bereich Geothermie liegt Japan (Stand 2015) mit einer installierten elektrischen Leistung von 519 MW, verteilt auf 17 Kraftwerke, weltweit auf dem neunten Rang (Shortall und Kharrazi 2017, S. 102). Die auf dem zirkumpazifischen Ring of Fire gelegenen japanischen Inseln besitzen mit ihren mehr als 60 geothermischen Feldern, wovon jedoch der Großteil aufgrund der Lage in Vulkan- und Bergregionen sowie Nationalparken schwer erschließbar ist, große Potenziale (Tosha et al. 2016, S. 34). Die Nutzung der geothermischen Ressourcen entwickelte sich seit dem Bau des ersten geoVorbild bei Photovoltaik – Nachholbedarf thermischen Kraftwerks Matsukawa im Jahr 1966 langsam, bei Windenergie aber stetig. Im Jahr 2003 wurden dann alle Projekte zur Erschließung und Technologieentwicklung ausgesetzt (ebd., Die Transformation des japanischen Energiesystems führt zu 12). Maßnahmen zur finanziellen Förderung und der Ereinem großen Bedarf an alternativen Energiequellen, um die schließung weiterer Ressourcen wurden nach dem Unglück Energiesicherheit langfristig gewährleisten zu können (Shor- von Fukushima jedoch wieder intensiviert (Shortall und tall und Kharrazi 2017, S. 102). In vielen Bereichen entfaltet Kharrazi 2017, S. 104). sich eine gewisse Dynamik: Bei der inländischen Produktion Grundsätzlich zeigen sich bei der Nutzung erneuerbarer machen Biokraftstoffe und Abfälle mit 37,5 % den größten Energien in Japan räumliche Disparitäten: Während weniger Anteil an der Energieproduktion in Japan aus, was auch am als 1 % der Energieversorgung Tokios und Osakas aus reEinbruch des Beitrags der Kernenergie nach Fukushima liegt generativen Quellen stammt, haben die erneuerbaren Ener(Zhu et al. 2020, S. 379). Von der Förderpolitik konnte die gien in den Präfekturen Oita, Akita, Toyama und Kagoshima Solarenergie aber am stärksten profitieren. Zwar liegt sie mit einen Anteil von über 25 % (ISEP 2016, S. 1112). Für ein Blick auf die Stromproduktion bisweilen unter dem Niveau landesweites dezentrales und regeneratives Energiesystem der Wasserkraft, allerdings übersteigt sie in Bezug auf die besteht daher ein großer Handlungsbedarf in Bezug auf die installierte Leistung sogar jene Deutschlands (Kucharski und Entwicklung von Speichersystemen, die FlächenverfügbarUnesaki 2018, S. 138). Die Wasserkraft leistet bis heute den keit und den Ausbau des Stromübertragungsnetzes. Allein größten Beitrag zur erneuerbaren Stromerzeugung und spielt auf Basis dieser Infrastrukturen wird es möglich sein, die historisch betrachtet eine zentrale Rolle. Bis in die 1960er- volatilen Strombeiträge aus den intermittierenden Quellen Jahre war sie aufgrund der Vielzahl an geeigneten Standorten zu managen (Gao et al. 2020, S. 827). Inwieweit dies gein den Fließgewässern der Gebirgslagen die wichtigste lingen wird, hängt auch davon ab, wie sich die japanische Energiequelle und trug wesentlich zur wirtschaftlichen Ent- Gesellschaft langfristig gegenüber der Kernenergienutzung wicklung und Modernisierung bei (Zhu et al. 2020, S. 384). positioniert. Die installierte Leistung im Bereich Windenergie ist demgegenüber sehr gering, was einerseits auf die natürlichen Bedingungen, die aufgrund häufiger Taifune, Blitzeinschläge Karten und turbulenter Strömungen für die Installation und den Betrieb von Windenergieanlagen ungünstig sind. Andererseits Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 gibt es keine Tradition bzgl. der windenergetischen Nutzung und 10.
166
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
Japan – Kernenergie trotz Fukushima
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
167
168
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Japan – Kernenergie trotz Fukushima
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
169
170
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Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie
Das zweitgrößte Land der Erde besitzt neben großen erneuerbaren Energieressourcen beträchtliche fossil-nukleare Rohstoffvorkommen, deren Export von großer Bedeutung für die kanadische Volkswirtschaft ist (vgl. Tab. 1). Durch die föderale Struktur bestehen überdies beträchtliche energiepolitische Unterschiede zwischen den einzelnen Provinzen und Territorien, die sich nicht zuletzt auf die Art der Energieerzeugung und des Energieverbrauchs auswirken (vgl. Abb. 1).
Land voller Energieressourcen Kanada ist reich an fossilen Energieressourcen (vgl. Abb. 2 u. 3). Durch die Förderung und den Export von Erdöl, Erdgas und Uran ist Kanada sogar der sechstgrößte Energieproduzent der Erde (IEA 2015, S. 9). Die räumlichen Schwerpunkte der fossilen Lagerstätten sind die Provinzen British Columbia, Saskatchewan und Alberta (Sherren et al. 2019, S. 177). Die Ölsandvorkommen Albertas zählen zu den weltweit größten und machen die Region zu einem lu krativen Fördergebiet für die fossile Industrie. Rund ein Drittel der konventionellen Gas- und Ölreserven des Landes befinden sich in der kanadischen Arktis, die aber aufgrund der
hohen Förder- und Transportkosten zumindest bis dato kaum erschlossen wird (Dolata 2014, S. 304 ff.). In der Provinz Saskatchewan befindet sich darüber hinaus die McArthur- River-Uranmine, die die größte der Welt und Eigentum der Unternehmen Cameco und AREVA ist (Canadian Nuclear Safety Commission 2020). Durch die große Landesfläche, die geringe Bevölkerungsdichte und die naturräumliche Vielfalt herrschen auch ideale Bedingungen für die Nutzung nahezu jeder regenerativen Energieform (Barrington-Leigh und Ouliaris 2017, S. 809). Zur Stromerzeugung, die zu knapp zwei Drittel aus erneuerbaren Quellen stammt (vgl. Abb. 4), trägt nahezu die gesamte Bandbreite regenerativer Technologien bei (Hydro-, Wind-, Solarenergie und Biomasse). Der größte Anteil dabei entfällt auf die Wasserkraft, die es den Provinzen Quebec, Manitoba, Neufundland und Labrador ermöglicht, über 90 % ihres Strombedarfs regenerativ zu erzeugen. Als Vorreiter bei der Nutzung erneuerbarer Energien gilt die Provinz Ontario, die innerhalb Kanadas die höchste installierte Leistung im Bereich Wind- und Solarenergie aufweist (NEB 2017). Dagegen stammt der Großteil der Stromerzeugung in Alberta, Saskatchewan, Nova Scotia und Nunavut aus fossilen Quellen (Canada Energy Regulator 2021).
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Biomasse | Solar Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2017 2019 2019 2019 2020 2020 2019
WERT(E) 12.815 PJ | 335 GJ 556 Mt −73,7 % 49.730 MW | 95.484 MW 16,2 % 66,0 % 6771 | 77 | k.A. 7,6 ct/kWh | 9,5 ct/kWh 79.870 957 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Statistics Canada 2020 IEA 2021 IEA 2021 canwea 2020; NRCAN 2021b Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_18
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172
Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie
shore- und Onshore-Windenergieprojekte (Energydata 2021; IEA 2015, S. 212). Darüber hinaus weisen die kanadischen Küsten einen großen Tidenhub auf, was sie zu einem idealen Standort für Gezeitenkraftwerke macht, wobei die Energiepotenziale der Meeresenergie im Vergleich zur Wasser-, Wind- oder Solarkraft als geringer eingeschätzt werden (Barrington-Leigh und Ouliaris 2017, S. 810). Trotz großer Potenziale wird die Geothermie bislang kaum zur Stromerzeugung genutzt (Barrington-Leigh und Ouliaris 2017, S. 813), was daran liegen mag, dass dieser Technologiepfad noch nicht so weit entwickelt ist und daher noch höhere Investitionskosten pro Leistungseinheit erfordert. Trotz dieser sehr guten natürlichen Voraussetzungen für erneuerbare Energien gibt es einen gewichtigen Nachteil: Die Regionen mit großen regenerativen Energiepotenzialen liegen überwiegend in großer Distanz zu den Energieverbrauchszentren im Süden des Landes, was mit erheblichen Anforderungen für die Stromübertragung verbunden ist (MacArthur et al. 2020). Hinzu kommt, dass große Teile des Landes aufgrund der klimatischen Verhältnisse kaum bewohnt bzw. kaum infrastrukturell erschlossen sind, sodass die Installation erneuerbarer Erzeugungskapazitäten mit über durchschnittlich hohen Kosten verbunden ist (Barrington- Leigh und Ouliaris 2017, S. 811).
Klimaziele auf nationaler Ebene Klimaneutralität bis 2050
Kohleausstieg bis 2030
30 %
weniger Treibhausgasemissionen bis 2030
90 %
Anteil klimaneutraler Energien an der Stromerzeugung bis 2030
100 %
Anteil klimaneutraler Energien an der Stromerzeugung bis 2050
(im Vergleich zu 2005)
Abb. 1 Klimaziele auf nationaler und auf bundesstaatlicher Ebene. (Quellen: Environment and Climate Change Canada 2020; The General Energy Council 2018)
Die regenerativen Potenziale könnten Schätzungen zufolge den gegenwärtigen Energiebedarf um ein Vielfaches decken (Hoicka et al. 2021). Insbesondere die Ost- und Westküsten zeichnen sich durch hohe Windgeschwindigkeiten aus und eignen sich dadurch hervorragend für Off-
Abb. 2 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
253
900 1877
Erdöl 728 1011
Ölprodukte
848
Erdgas
Strom -1000
8420
2645
48 217 1000
3000 Import
5000 Export
7000
9000
Räumliche Disparitäten und Exportorientierung
173
äumliche Disparitäten und R Exportorientierung
Erneuerbare 9.4 % Kernenergie 5.0 % Kohle 5.9 %
Gesamt: 22.062 PJ Erdöl 51.3 %
Erdgas 28.4 %
Abb. 3 Inländische Produktion Kanada 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Der absolute Energieverbrauch sowie der Pro-Kopf- Energieverbrauch liegen in Kanada weit über dem internationalen Durchschnitt, was maßgeblich mit der massenhaften Extraktion und Verarbeitung von Energieressourcen, den großen räumlichen Distanzen und den klimatischen Bedingungen, die einen hohen Heizbedarf mit sich bringen, zu tun hat (IEA 2015, S. 11). Im landesweiten Energiemix (vgl. Abb. 5 u. 6) entfallen auf Erdgas und Erdöl die größten Anteile. Die stärksten Verbraucher sind die Industrie mit 28 % und der Verkehrssektor mit 21 %. Beide Sektoren nutzen fast ausschließlich fossile Brennstoffe (NRCAN 2018, S. 35). Der Energiebedarf differiert mitunter stark zwischen den einzelnen Provinzen: Etwa 60 % des landesweiten Energieverbrauchs entfallen auf Alberta und Ontario, während der
Wind 5.2 % Photovoltaik 0.6 % Biomasse 1.6 % Kohle 7.5 % Erneuerbare 66.0 % Erdgas 10.1 %
Gesamt: 653 TWh
Erdöl 0.9 %
Wasserkraft 58.4 %
Kernenergie 15.5 %
Abb. 4 Strommix Kanada 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erneuerbare 16.2 %
Erneuerbare 17.2 % Erdöl 36.4 % Kernenergie 8.9 % Kohle 8.3 %
Gesamt: 11.027
Erdöl 34.8 % Kernenergie 8.6 % Kohle 5.0 %
Erdgas 29.2 %
Abb. 5 Energiemix Kanada 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Gesamt: 12.815
Erdgas 35.3 %
Abb. 6 Energiemix Kanada 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
174
Anteil der drei nördlichen Provinzen Yukon, Northwest Territories und Nunavut lediglich 0,3 % beträgt (Canada Energy Regulator 2021). Auch beim Zugang zu Energie gibt es große räumliche Disparitäten. Gerade im Norden des Landes sind zahlreiche Gemeinden (oftmals indigene Bevölkerungsgruppen), die nicht an das Strom- und Wärmenetz angeschlossen und damit von ökologisch bedenklichem Öl und Diesel abhängig sind (Hoicka et al. 2021). Das zeigt, dass Energiearmut selbst in jenen Staaten ein großes Problem sein kann, die reich an Energieressourcen sind. Aufgrund der enormen volkswirtschaftlichen Bedeutung der fossilen Industrie zählt Kanada zu den größten Treibhausgasemittenten der Welt. Die Treibhausgasemissionen, von denen 81 % in Verbindung mit dem Energiesystem stehen, sind im Zeitraum von 2009 bis 2017 um etwa 5 % gestiegen (MacArthur et al. 2020). Die CO2-intensive Ölsandindustrie spielt hierbei eine zentrale Rolle und rangiert unter den zehn größten CO2-Emittenten weltweit (Lieu et al. 2020). Durch den großen Heizbedarf macht der Wärmesektor rund ein Viertel der energiebezogenen Treibhausgasemissionen aus (Berardi und Jafarpur 2020). Angesichts des hohen Energieverbrauchs und der hohen CO2-Emissionen wird von der kanadischen Regierung eine Umgestaltung des Energiesystems anvisiert (Stefanelli et al. 2019, S. 96). So hat sich Kanada als Reaktion auf die Pariser Klimakonferenz dazu verpflichtet, die THG-Emissionen bis 2030 um 30 % gegenüber dem Bezugsjahr 2005 zu senken (Lieu et al. 2020). Dabei steht die Klimapolitik im Interessenkonflikt mit der Wirtschaft, die stark von den Rohstoffexporten profitiert. Insbesondere mit den USA pflegt Kanada enge energiewirtschaftliche Beziehungen, denn der Großteil der Erdgasund Stromexporte und nahezu alle Ölausfuhren Kanadas gehen in die USA (Dolata 2014, S. 304). Deutlich wird die starke Exportorientierung an der Energieinfrastruktur, deren Hauptachsen in Nord-Süd-Richtung verlaufen. Ein Ausbau der Ost-West-Verbindungen wird aber diskutiert, denn dadurch würde der Transport überschüssiger erneuerbarer Energien in benachbarte Provinzen möglich (AHK Kanada 2019, S. 36 f.). Durch diesen Ausbau der Energienetze könnten die Regionen mit einem großen regenerativen Energiepotenzial mit denen einer hohen Energienachfrage verbunden werden (Barrington-Leigh und Ouliaris 2017, S. 811). Dies könnte den Provinzen bei der Reduzierung ihrer CO2-Emissionen helfen und die Versorgungssicherheit in einem auf intermittierenden Quellen basierenden regenerativen System erhöhen (Bacher et al. 2017, S. 15). Als
Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie
Gegenargumente werden die hohen Investitionskosten und die unterschiedlich regulierten Energiemärkte in den einzelnen Provinzen vorgebracht (AHK Kanada 2019, S. 36).
Föderalismus und politische Kontroversen Unter Premier Stephen Joseph Harper erfuhr die fossile Brennstoffindustrie starke Unterstützung und erlebte einen regelrechten Ölboom (Bacher et al. 2017, S. 10). Infolge des Einbruchs der internationalen Rohölpreise im Jahr 2014 um circa 50 % und der Ausweitung des Frackings in den USA wurde versucht, neue Exportmärkte jenseits des NAFTA- Raums zu erschließen (IEA 2015, S. 12). Mit dem Regierungswechsel 2015 rückten unter Premier Justin Pierre James Trudeau klimapolitische Aspekte stärker ins Zentrum der Energiepolitik (Bacher et al. 2017, S. 10). Die Zentralregierung kündigte an, bis zum Jahr 2030 aus der Kohleverstromung auszusteigen und führte zudem eine CO2-Steuer ein (Sherren et al. 2019, S. 179). Begonnen im Jahr 2019 bei 20 $/tCO2 ist der Preis jährlich um 10 $/tCO2 angestiegen. Dieser Anstieg endet im Jahr 2022 bei 50 $/tCO2 (Berardi und Jafarpur 2020). Im Jahr 2016 legte die Bundesregierung eine langfristige Strategie zur Minderung des Treibhausgasausstoßes vor, die auf folgenden drei Bausteinen fußt: 1. Elektrifizierung aller Endverbrauchsanwendungen, die derzeit auf fossile Brennstoffe angewiesen sind, 2. Dekarbonisierung der Stromversorgung bis 2050 und 3. eine verstärkte interprovinzielle und interkontinentale Kooperation im Bereich Energie (AHK Kanada 2019, S. 21). Die zentralen Akteure im Kontext der Energiepolitik sind die Provinzregierungen. Im föderalen politischen System Kanadas haben die Provinzen und Territorien verfassungsmäßige Autorität über den Energiesektor und umfassende Kompetenzen im Bereich der Energiepolitik, beispielsweise mit Blick auf Ressourcengewinnung, Erzeugung und Verteilung (Jordaan et al. 2017, S. 1402). So wurde die kanadische Energiestrategie, die die energiepolitischen Ziele und Prioritäten enthält, vom Council of the Federation, einer Zusammenkunft der Premierminister aller Provinzen und Territorien, festgelegt (Boyd et al. 2019, S. 325). Die Zentralregierung regelt demgegenüber internationale und interprovinzielle Angelegenheiten (MacArthur et al. 2020). Für alle grenzüberschreitenden Aufgaben der Energieversorgung ist das National Energy Board (NEB), das dem Ministerium für natürliche Ressourcen unterstellt ist, zuständig (AHK Kanada 2019, S. 18).
Karten
Der Energieföderalismus, der in Kanada besteht, führt zwangsläufig zu räumlichen Disparitäten und Konflikten. So werden Trudeaus Ambitionen in Bezug auf Treibhausgasemissionsreduktionen in den Regierungen der westlichen Provinzen kritisch beäugt, denn der Abbau fossiler Brennstoffe stellt dort einen zentralen Wirtschaftsfaktor dar und schafft zahlreiche lukrative Arbeitsplätze (Jordaan et al. 2017, S. 1403). Auch haben sich Nova Scotia und Saskatchewan gegen den landesweiten Kohleausstieg positioniert und eine Weiternutzung ihrer Kohlekraftwerke über das Jahr 2030 hi naus erwirkt (Bacher et al. 2017, S. 13). Zudem herrschen große Unterschiede im Hinblick auf klima- bzw. energiepolitische Maßnahmen und Zielsetzungen zwischen den einzelnen Provinzen. Während Ontario bereits im Jahr 2014 aus der Kohleverstromung ausgestiegen ist und Einspeisetarife für regenerativen Strom eingeführt hat, intensivierte Alberta den Ölsandabbau und hat einen Kohleausstieg sowie einen größeren Beitrag erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung zwar vorgesehen, aber nicht konsequent umgesetzt (Jordaan et al. 2017, S. 1406). Außerdem existieren unterschiedliche Vorgaben dahingehend, inwieweit die Exploration von Schiefergas verfolgt oder verboten werden soll (Sherren et al. 2019, S. 177). Infolge dieser Heterogenität fallen die Fortschritte beim Klimaschutz zum Teil sehr unterschiedlich aus. So konnte Ontario seine Treibhausgasemissionen im Zeitraum von 2005 bis 2017 um rund 22 % reduzieren, während diese in Alberta im gleichen Zeitraum um 18 % angestiegen sind (Government of Canada 2018). Ein konfliktträchtiges Thema in der energiepolitischen Debatte ist zudem der Bau von Ölpipelines, u. a. das Projekt Energy East bzw. die Keystone XL Pipeline, die den Transport von Rohöl aus Alberta zu den Raffinerien und Häfen in Saskatchewan und New Brunswick bzw. in die USA und den Golf von Mexiko ermöglichen soll (Bacher et al. 2017, S. 14).
Gesellschaftliche Unterstützung Im Jahr 2019 rief eine Gruppe zivilgesellschaftlicher Akteure, bestehend aus Wissenschaftlern, Gewerkschaften und indigenen Völkern, den Pakt für einen Green New Deal ins Leben, der unter anderem 100 % erneuerbare Energien, den
175
Ausstieg aus der Ölsandgewinnung, die Reduzierung der THG-Emissionen um 50 % bis zum Jahr 2030, die Schaffung von einer Million neuer Arbeitsplätze im Bereich umweltfreundlicher Technologien und die Versöhnung mit indigenen Völkern fordert (MacArthur et al. 2020). Die Mehrheit der Bevölkerung befürwortet Klimaschutzmaßnahmen und eine Energietransformation, doch speziell in den östlichen Landesteilen besteht auch eine große Unterstützung für die fossile Industrie (Sherren et al. 2019, S. 181). Dabei spielt die Angst vor höheren Strompreisen eine wichtige Rolle, was als Argument gegen erneuerbare Energien immer wieder vorgebracht wird (Boyd et al. 2019, S. 335). Getragen von den Bedenken gegenüber den ökologischen Auswirkungen von Ölpipelineprojekten formierten sich auch Protestbewegungen, die eine unzureichende Transparenz bei Umweltprüfungen anprangerten (Bacher et al. 2017, S. 15). Speziell indigene Bevölkerungsgruppen haben sich dabei entschieden gegen diese Vorhaben ausgesprochen und melden in zunehmendem Maße ihre Ansprüchen auf Land und Ressourcen an (MacArthur et al. 2020). Die Forderungen der Erklärung der Vereinten Nationen über die Rechte indigener Völker, die aktuell in nationales Recht umgesetzt werden, sollen dazu beitragen, die Interessen von Indigenen im Kontext von Energieprojekten nicht länger zu marginalisieren (Stefanelli et al. 2019, S. 97). Zweifelsohne sind diese Bevölkerungsgruppen zumindest teilweise auch negativ von den regenerativen Kraftwerken betroffen, insbesondere von großen Wasserkraftanlagen. Dennoch sprechen sich die indigenen Gruppen mehrheitlich für die Energietransformation aus (Hoicka et al. 2021). Einige indigene Völker haben sogar Initiativen für erneuerbare Energien auf den Weg gebracht (Stefanelli et al. 2019, S. 95). Die kommenden Jahre werden zeigen, welche Interessen sich bei der künftigen Gestaltung der Energieversorgung von Kanada durchsetzen werden.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
176
Abb. 7 Ölsandabbau in Alberta. (Quelle siehe Abbildung)
Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie
Karten
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
177
178
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Kanada – Spannungsfeld zwischen Klimazielen und fossiler Industrie
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
179
180
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Kasachstan – Energiesystem im Umbruch
Aufgrund großer eigener Vorkommen sind fossile Energieträger für Kasachstan mit Blick auf die Stromerzeugung und den Rohstoffexport von zentraler Bedeutung (vgl. Tab. 1). Bis zum Jahr 2050 soll allerdings die Hälfte des benötigten Stroms aus sauberen Quellen stammen (vgl. Abb. 1). Hierfür ist der Bau erneuerbarer und nuklearer Kraftwerke in Planung.
Energieressourcen im Überfluss Die Republik Kasachstan erlebte seit dem Zerfall der Sowjetunion einen großen wirtschaftlichen Fortschritt, ein starkes Bevölkerungswachstum und eine erhebliche Verbesserung des Lebensstandards. Dies ließ den Bedarf an Energie, Nahrungsmitteln und Wasser sukzessive ansteigen (Karatayev et al. 2017, S. 64). Gedeckt werden konnte dieser Bedarf vor allem durch die Erschließung der heimischen Erdöl-, Erdgas-, Kohle- und Uranvorkommen in Verbindung mit einer exportorientierten Politik und Wirtschaft (Mukhtarov et al. 2020, S. 76) – vgl. Abb. 2 u. 3. Kasachstan gehört global betrachtet zu den Staaten mit den größten inländischen
fossilen Lagerstätten. Mit den zwei großen Ölfeldern Tengiz und Karachaganak im Kaspischen Becken ist Kasachstan ein wichtiger Energieproduzent in Zentralasien und ein bedeutender Akteur im globalen Ölmarkt (IEA 2015, S. 146). Die Ausfuhr fossiler Rohstoffe ist wirtschaftlich von großer Bedeutung, ebenso wie der Export von Metallen und landwirtschaftlichen Erzeugnissen, allen voran Weizen (MacGregor 2017, S. 211). Jedoch gehen mit der finanziellen Abhängigkeit von Energieexporten auch ökonomische Unsicherheiten einher, da die Energiepreise am Weltmarkt äußerst volatil sind (Amirov et al. 2018, S. 17). Dies zeigte sich in der Finanzkrise 2008 und wurde im Jahr 2015 besonders spürbar, als der fallende Ölpreis das Land in eine tiefe Rezession stürzte, von dem sich die wenig diversifizierte Ökonomie nur schleppend erholen konnte (Mukhtarov et al. 2020, S. 76). Eine Ergänzung des Energiemixes um erneuerbare Energien stellt sich hierbei als eine vielversprechende Lösung dar (vgl. Abb. 4 u. 5). Nicht zuletzt sind die natürlichen Voraussetzungen für erneuerbare Energien in Kasachstan sehr günstig. Das Land zählt sogar zu den Staaten mit dem größten regenerativen Potenzial weltweit, insbesondere im Bereich Wind- und Solarenergie (Mukhame-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar
JAHR 2018 2019 2018 2020
WERT(E) 3184 PJ | 176 GJ 240 Mt −133,6 % 21.523 MW | 1414 MW
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind | Biomasse
2018 2019 2020
1,4 % 10,0 % 37 | 22 | 5
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
2020
4,4 ct/kWh | 3,4 ct/kWh
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Ministry of Energy of the Republic of Kazakhstan 2020 IEA 2021 IEA 2021 Ministry of Energy of the Republic of Kazakhstan 2020 Global Petrol Prices 2021
2020
10.344
IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_19
181
182
Kasachstan – Energiesystem im Umbruch Erneuerbare 0.6 %
Klimaziele
Strategie „Kasachstan 2050“ „Konzept für den Übergang Kasachstans zu einer grünen Wirtschaft“ 2030
2050
30 %
50 %
Anteil alternativer Energien an der Stromproduktion
30 %
50 %
Verringerung der Energieintensität je BIP -Einheit
40 %
Verringerung der CO 2-Emissionen in der Stromerzeugung
Kohle 27.4 % (Erneuerbare Energien, Kernkraft, Erdgas)
Erdöl 53.0 %
Gesamt: 7434 PJ
(im Vergleich zum Niveau von 2008)
Gesamt : 5.388 PJ
Abb. 1 Klimaziele – Strategie „Kasachstan 2050“. (Quellen: Republic of Kazakhstan 2013; Zhunussova et al. 2020, S. 312) Erdgas 19.0 %
Abb. 2 Inländische Produktion Kasachstan 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 35
Kohle
506
1
Erdöl
2996 70
Ölprodukte
230 349
Erdgas
965
6 18
Strom 0
500
1000
1500
Import
diev et al. 2019). Das geschätzte jährliche Windenergiepotenzial von 760–920 TWh könnte den aktuellen Strombedarf um ein Vielfaches decken, denn speziell die nördlichen Landesteile, die Region Zhambyl im Osten und das Mangystau-Gebirge, eignen sich in hohem Maße für den Bau und den Betrieb von Windparks (Babazhanova et al. 2017, S. 165). Bei der Solarkraft wird ein jährliches Erzeugungspotenzial von 2,5 TWh angenommen (Mukhamediev et al. 2019, S. 122277). Wenn Kasachstan dieses Potenzial er-
2000
2500
3000
3500
Export
schließen will, dann muss es dafür aber noch die geeigneten energiepolitischen Rahmenbedingungen schaffen.
Akteure der Energieerzeugung Bislang sichern fossile Brennstoffe und dabei vor allem Kohle die Strom- und Wärmeversorgung des Landes. Bemerkenswert ist, dass Kasachstan derzeit mehr als doppelt so
Akteure der Energieerzeugung
183
Erneuerbare 1.4 %
Erneuerbare 1.0 % Erdöl 18.6 %
Kohle 49.8 %
Erdöl 24.8 %
Gesamt: 3184 PJ
Gesamt: 2924 PJ Kohle 49.3 % Erdgas 30.6 %
Erdgas 24.5 %
Abb. 4 Energiemix Kasachstan 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Kasachstan 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Wind 0.5 % Photovoltaik 0.2 %
Erdgas 20.1 %
Erdöl 0.1 %
Gesamt: 108 TWh
Erneuerbare 10.0 %
Wasserkraft 9.2 %
Kohle 69.9 %
Abb. 6 Strommix Kasachstan 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
viel Energie gewinnt als es selbst benötigt. Dabei zählt die Republik zu den energieintensivsten Volkswirtschaften der Erde, was unter anderem auf das kontinentale Klima mit seinen langen, kalten Wintern und der energiehungrigen Schwerindustrie zurückzuführen ist (Babazhanova et al. 2017, S. 166). Rund drei Viertel der landesweiten Treibhausgasemissionen sind auf die Kohleverstromung zurückzuführen (Karatayev et al. 2017, S. 67). Der Überfluss an fossilen Energieträgern in Verbindung mit niedrigen Strompreisen setzt bislang zu wenig Anreize für einen effizienten Umgang mit Energieressourcen (IEA 2015, S. 177). Erneuerbare Energien leisten mit derzeit etwa 10 % lediglich einen klei-
nen Beitrag zur Stromerzeugung (vgl. Abb. 6), der noch dazu stark von der traditionellen Wasserkraft dominiert wird. Im Jahr 2020 entfielen 2,4 % der zugebauten installierten Leistung auf Photovoltaik, Windenergie und Kleinwasserkraft (Temirgaliyeva und Junussova 2020, S. 36). Das Ausbaupotenzial ist demnach noch sehr groß. Die zentralen Akteure am Energiemarkt sind das staatseigene Unternehmen Samruk-Energy, das einen Großteil der Stromerzeugung übernimmt, im Kohleabbau tätig ist und selbst Kraftwerke baut, sowie das Öl- und Gasunternehmen KazMunayGa und das Unternehmen KazAtomProm, einer der weltweit führenden Konzerne im Bereich der Förderung
184
und des Handels mit Uran (IEA 2015, S. 171). Im Stromsektor zählen der landesweite Übertragungsnetzbetreiber Kazakhstan Electricity Grid Operating Company (KEGOC), die Agency of Natural Monopolies Regulation (ANMR), welche unter anderem die Strompreise festgelegt, sowie die Stromproduzenten zu den wichtigsten Akteuren (MacGregor 2017, S. 211). Diese Akteursstrukturen offenbaren, dass Bottom- up-Strukturen, innerhalb derer mittelständische Unternehmen, Kommunen und Bürgerinitiativen eine größere Bedeutung haben, bislang noch keine Rolle spielen. Für eine nachhaltige Transformation des Energiesystems wäre eine Mischung aus zentralen und dezentralen Akteuren jedoch bedeutsam.
Eckpunkte der Klima- und Energiepolitik Im Vergleich zu den anderen zentralasiatischen Staaten begann Kasachstan bereits im Jahr 1996 mit umfassenden Reformen im Stromsektor. Kraftwerke wurden privatisiert oder im Rahmen von Konzessionsverträgen an Investoren übertragen (IEA 2015, S. 170). Das politische Handeln war dabei stets vom Dreiklang aus Wirtschaftswachstum, Versorgungssicherheit und nachhaltiger Entwicklung geprägt (MacGregor 2017, S. 210). Zur Steuerung der Energiepolitik wurde im Jahr 2014 ein eigenes Energieministerium etabliert, das durch die Zusammenlegung von Funktionen des Ministeriums für Öl und Gas, des Ministeriums für Industrie und neue Technologien sowie des Ministeriums für Umweltschutz und Wasserressourcen entstand (IEA 2015, S. 171). Die staatliche Förderung erneuerbarer Energien begann im Jahr 2009 mit dem Gesetz zur Unterstützung der Nutzung regenerativer Energiequellen, das erste rechtliche Rahmenbedingungen festlegte, grünem Strom Einspeisevorrang gewährte und erste Preisinstrumente beinhaltete (Tasmaganbetov et al. 2020, S. 141). Zu den bisherigen politischen Maßnahmen zählen eine CO2-Besteuerung und ein im Rahmen des Kyoto-Protokolls entwickeltes Emissionshandelssystem (MacGregor 2017, S. 210). Darüber hinaus wurden Einspeisevergütungen für Wind- und Solarenergie eingeführt (Babazhanova et al. 2017, S. 167). Die Unterzeichnung des Pariser Klimaabkommens 2015 verpflichtete Kasachstan zu größeren CO2-Einsparungen (MacGregor 2017, S. 210). Die langfristigen Klimaziele sind in der Strategie Kasachstan 2050 und dem Konzept für den Übergang Kasachstans zu einer grünen Wirtschaft festgelegt (Zhunussova et al. 2020, S. 313). Die Regierung hat sich dabei das ehrgeizige Ziel gesteckt, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung bis 2050 auf 50 % zu erhöhen. Um das zu er-
Kasachstan – Energiesystem im Umbruch
reichen, existieren Pläne über den Bau von 600 bis 2000 MW im Bereich der Kernenergie und die Errichtung erdgasbetriebener Kraftwerke (Rivotti et al. 2019, S. 262). Aufgrund der zunehmenden Belastung durch die fixen Einspeisevergütungen für den staatlichen Haushalt wurde im Jahr 2018 zudem ein Auktionssystem eingeführt, um besonders effiziente Projekte zu forcieren und dadurch wettbewerbsfähige Marktpreise für grünen Strom zu erzielen (Tasmaganbetov et al. 2020, S. 140). Dadurch ist es gelungen, die finanzielle Belastung der Volkswirtschaft durch den Ausbau alternativer Energiequellen sowie die Gestehungskosten von grünem Strom zu reduzieren (Zhunussova et al. 2020, S. 312). Jedoch erschweren zentralisierte, veraltete Managementstrukturen und das in die Jahre gekommene Übertragungsnetz, das seit dem Ende der Sowjetunion kaum modernisiert wurde und daher nicht auf Stromeinspeisungen intermittierender Quellen ausgelegt ist, die Transformation des Energiesystems (Temirgaliyeva und Junussova 2020, S. 49).
I nfrastrukturelle Defizite und ökologische Bedrohungen Kasachstans Energiesystem sieht sich mit grundsätzlichen geografischen Herausforderungen konfrontiert. So ist die Energieerzeugung räumlich stark ungleichmäßig verteilt, denn die Kraftwerke konzentrieren sich in den nördlichen und östlichen Landesteilen (Rivotti et al. 2019, S. 262). Das unterentwickelte Übertragungsnetz macht die Verteilung und flächendeckende Verfügbarkeit von Strom zur nahezu unlösbaren Aufgabe (Mukhamediev et al. 2019, S. 122278). Mit Blick auf die Versorgungssicherheit konnte Kasachstan im Zeitverlauf dennoch Fortschritte erzielen, insbesondere was die Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit von Energie angeht (Amirov et al. 2018, S. 20). Obwohl die Elektrifizierungsquote bei 100 % liegt, bleibt der Zugang zu Energie jedoch eines der Hauptprobleme beim Übergang zu einem regenerativen Energiesystem. Einerseits ist die Stromversorgung wenig zuverlässig, andererseits sind große Teile der ländlichen Bevölkerung von festen und fossilen Brennstoffen abhängig, da andere, saubere Energiequellen nicht zugänglich bzw. erschlossen sind (Babazhanova et al. 2017, S. 166). Die Nutzung von Holz, Kohle und Benzin zum Kochen, Heizen und zur Beleuchtung führt zu einer erheblichen Luftverschmutzung in den Innenräumen und damit auch zu einer gesundheitlichen Belastung der Menschen (Karatayev et al. 2017, S. 67). Die niedrigen Strompreise tragen in negativer Art und Weise zu dieser Problematik bei und erklären die verhaltenen Investitionen in alternative Erzeugungskapazi-
Karten
täten und das Übertragungsnetz (MacGregor 2017, S. 211). Dezentrale, erneuerbare Kraftwerke stellen eine Möglichkeit dar, der Energiearmut in ländlich geprägten Regionen zu begegnen (Zhunussova et al. 2020, S. 311), doch inwieweit die Regierung an der Lösung dieses Problems überhaupt interessiert ist, bleibt offen. Darüber hinaus steht das Energiesystem des Landes in enger Verbindung mit den ökologischen Veränderungen. Insbesondere ist Kasachstan von Wasserknappheit, Bodendegradation, Desertifikation und Verschiebungen im lokalen Klima bedroht. Speziell der extreme Wasserstress wird zum Gegenstand zahlreicher sozialer Konflikte. Große Mengen an Wasser werden nicht zuletzt in der Rohstoffgewinnung, in der Kühlung von (Kohle-)Kraftwerken oder bei der Bewässerung im Anbau von Energiepflanzen zur Herstellung von Biokraftstoffen verwendet (Karatayev et al. 2017, S. 66). Auch die Nutzung der Wasserkraft ist problematisch, denn etwa die Hälfte der installierten hydroenergetischen Er-
185
zeugungskapazitäten befindet sich in Regionen mit hohem bis sehr hohem Wasserstress. Darüber hinaus ist die Landwirtschaft auf die Verfügbarkeit von Wasser zur Bewässerung der landwirtschaftlichen Nutzflächen angewiesen (Rivotti et al. 2019, S. 261 f.). Klimaprognosen, die auf sinkende Niederschlagsmengen, rückläufige Abflussmengen und steigende Temperaturen hindeuten, offenbaren die zunehmenden Zielkonflikte zwischen der Wasserkraft und den anderen Flächennutzungen (Karatayev et al. 2017, S. 66). Ein verstärkter dezentraler Ausbau der gesamten Bandbreite erneuerbarer Energietechnologien könnte hierbei zu einer Minimierung der Konflikte beitragen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Kasachstan – Energiesystem im Umbruch
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
187
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Kasachstan – Energiesystem im Umbruch
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Kirgistan – Kein Raum für die Erneuerbaren
Kirgistans Volkswirtschaft leidet an einer veralteten Energieinfrastruktur, an stark subventionierten Energiepreisen und an mangelnden finanziellen Möglichkeiten zur Modernisierung der Energieversorgung (vgl. Tab. 1). Zur Verbesserung der Versorgungssicherheit und zur wirtschaftlichen Entwicklung setzt das Land vor allem auf Kohle- und Wasserkraft. Erneuerbare Energien spielen bislang keine nennenswerte Rolle (vgl. Abb. 1).
Wasserkraft dominiert Die kirgisische Republik befindet sich in einem langwierigen Transformationsprozess. Der Zerfall der Sowjetunion stürzte das Land zunächst in eine wirtschaftliche Krise und Hyperinflation. Zügig angesetzte marktwirtschaftliche Reformen in den 1990er-Jahren führten jedoch zu einer gewissen wirtschaftlichen Erholung und zu einem stetigen BIP- und Bevölkerungswachstum (Lee und Mah 2020, S. 41). Die Landwirtschaft und die Exportindustrie – insbesondere Gold, Quecksilber und Strom – sind heute die wichtigsten Wirtschaftszweige des Landes (IEA 2015, S. 205) – vgl. Abb. 2. Der Energiesektor wurde industriepolitisch immer stark unterstützt (Lee und Mah 2020, S. 49), was nicht zu-
letzt auch daran liegt, dass parallel zur wirtschaftlichen Entwicklung der letzten Jahrzehnte die Energiekonsumption des Landes stark angestiegen ist (Yang et al. 2020, S. 5). In der Folge erhöhten sich auch die CO2-Emissionen, die im internationalen Vergleich allerdings gering ausfallen. Dies ist vor allem auf die Externalisierung von Emissionen durch den Import CO2-intensiver Produkte, vorrangig aus China und Russland, zurückzuführen (Yang et al. 2020, S. 14). Die Wasserkraft ist, begünstigt durch das weitverzweigte Flussnetz, die meistgenutzte Quelle zur Stromerzeugung in Kirgistan (Sadovnikova et al. 2020, S. 277). Etwa 92 % des Stroms werden hydroenergetisch produziert (vgl. Abb. 3 und 4). Hierbei spielen die Großwasserkraftwerke am Fluss Naryn im Süden des Landes eine zentrale Rolle (Shadrina 2018, S. 35). Mit einer Nennleistung von 1200 MW bildet der Toktogul-Staudamm die Grundlage für das größte Kraftwerk des Landes (Aminjonov 2016, S. 13). Das hydroenergetische Potenzial von Kirgistan, das 142,5 TWh beträgt, wird bis dato erst zu 3 % genutzt (Sabyrbekov und Ukueva 2019, S. 259). Im Sommer liegt die hydroenergetische Stromerzeugungskapazität über dem Bedarf, was einen finanziell lukrativen Stromexport ermöglicht (BMWi 2015, S. 6). Weitere 8 % des Strommixes stammen aus thermischen Kraftwerken, und zwar überwiegend aus
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2013 2018 2017 2018 2019 2020 2020
WERT(E) 193 PJ | 29 GJ 9,5 Mt 47,7 % 716 MW | 3065 MW 26,7 % 92,0 % 2,5 ct/kWh | 0,9 ct/kWh 410
QUELLE IEA 2021 USAID 2013 nach IEA 2021 World Bank Energy 2017 IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_20
191
192
Kirgistan – Kein Raum für die Erneuerbaren
Nationale Entwicklungsstrategie 2018–2040 Ausgewählte Ziele bis 2023 aus dem Bereich Energie
385 MW
Erhöhung der Stromerzeugungskapazität
10 %
Anteil umweltfreundlicher Energien am Energiemix
11,6 %
Weniger technische Verluste bei der Energieerzeugung und -übertragung
90.000
(Kleinwasserkraft, Wind-, Solar-, Bioenergie, Wärmepumpen)
Zusätzliche Haushalte mit Anschluss an das Gasnetz
Abb. 1 Nationale Entwicklungsstrategie 2018–2040. Development Partners Coordination Council 2018)
(Quelle:
Kohlekraftwerken. Kirgistan verfügt über reichhaltige Kohleressourcen und kleinere Erdöl- und Erdgasvorkommen (IEA 2020, S. 205). Erdöl hat nicht zuletzt den größten Anteil am Energiemix (vgl. Abb. 5 und 6), wobei der Großteil importiert werden muss. Die inländische Förderung von Kohle, der bislang kostengünstigste Brennstoff, hat sich hingegen in den letzten zehn Jahren versechsfacht (Aminjonov 2016, S. 15; IEA 2021). Kohle wird über die Verstromung hinaus in großem Ausmaß im Wärmesektor eingesetzt (Sabyrbekov und Ukueva 2019, S. 260). Weite Teile der ländlichen Bevölkerung sind jedoch nicht an das Fernwärmenetz angeschlossen und nutzen daher in traditioneller Art und Weise den Dung von Nutztieren als Heizsubstrat. Jenseits traditioneller regenerativer Energiequellen
Abb. 2 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
13
Erdöl
17
3
Ölprodukte
17
71
6
Erdgas
11
0 0
Strom
3
0
10
20
30 Import
Erdöl 8.6 % Erdgas 0.9 %
Erneuerbare 53.1 %
Gesamt: 97 PJ Kohle 37.4 %
Abb. 3 Inländische Produktion Kirgistan 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
40
50
60
70
80
Export
beträgt der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix weniger als 1 % (Baybagyshov und Degembaeva 2019, S. 1 ff.). Biokraftstoffe und Abfälle sind zwar Bestandteil des Energiemixes, mit einem Beitrag von 0,1 % jedoch nur in einem sehr geringen Ausmaß. Regenerative Potenziale bestehen im Bereich der Kleinwasserkraft, der Windenergie und der Solarenergie (ebd., S. 6; Sadovnikova et al. 2020, S. 277). Zudem bestehen Erdwärmepotenziale in der Region Issyk-Kul (BMWi 2015, S. 7), deren Erschließung jedoch noch auf sich warten lässt. Grundsätzlich kann die inländische Energiegewinnung (Stand 2018), von der 53 % auf die Wasserkraft entfallen, 37 % auf die Kohle und 9 % auf Erdöl, den Bedarf des Landes
Lasten aus der Sowjetzeit
193
Erdgas 0.5 %
Kohle 7.3 %
Erneuerbare 26.7 %
Erdöl 0.2 % Erdöl 44.8 %
Gesamt: 193 PJ
Gesamt: 15 TWh
Kohle 22.5 % Erdgas 6.0 %
Wasserkraft 92.0 %
Abb. 6 Energiemix Kirgistan 2018 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 4 Strommix Kirgistan 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erneuerbare 27.1 %
Erdöl 27.6 %
Gesamt: 135 PJ
Kohle 25.9 %
Erdgas 19.4 %
Abb. 5 Energiemix Kirgistan 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
nicht decken. Herausfordernd für die Netzstabilisierung ist dabei auch noch die Tatsache, dass die Nachfrage starken jahreszeitlichen Schwankungen unterliegt. In der winterlichen Heizperiode übersteigt diese den Energiebedarf des Sommerhalbjahres um das Dreifache (Energy Charter 2018, S. 15). Insbesondere im Winter, wenn zudem die hydroenergetische Stromerzeugung geringer ausfällt, ist das Land in erheblichem Maße auf Erdöl- und Erdgasimporte angewiesen (IEA 2015, S. 206). Etwa die Hälfte der Energieressourcen wird importiert. Die wirtschaftlichen Verflechtungen aus der Sowjetzeit spielen dabei noch eine große und nicht unproblematische Rolle, wie im Folgenden deutlich wird.
Lasten aus der Sowjetzeit Kirgistan ist Teil des zentralasiatischen Stromübertragungsnetzes, das Usbekistan, Kirgistan, Tadschikistan und Kasachstan miteinander verbindet (Lee und Mah 2020, S. 49). Dieses länderübergreifende Energiesystem wurde in sowjetischer Zeit explizit für den Austausch von Energierohstoffen und Strom zwischen den einzelnen Staaten konzipiert (IEA 2020). Während Kasachstan, Turkmenistan und Usbekistan Ölprodukte, Erdgas und Kohle zur Verfügung stellten, lieferten Tadschikistan und Kirgistan Strom aus Wasserkraft. Der Zusammenbruch des Ostblocks und die damit verbundenen wirtschaftlichen Reformen in den 1990er-Jahren erschütterten die Energiekooperationen in Zentralasien jedoch fundamental (Shadrina 2018, S. 24). Für Kirgistan ergab sich zudem das Problem, dass der Kraftwerkspark und die Übertragungsnetze primär darauf ausgelegt waren, den industriellen Energiebedarf zu decken. In der Postsowjetzeit kam es jedoch zu erheblichen Verschiebungen bei der Struktur des Energieverbrauchs. Der Verbrauch der Haushalte stieg um durchschnittlich 4 % pro Jahr an, während der Anteil der Industrie zurückging (Sabyrbekov und Ukueva 2019, S. 259). Die steigenden Bedarfe privater Haushalte, v. a. in den ländlichen Regionen der Republik, überforderten schnell die Erzeugungs- und Netzkapazitäten. Darüber hinaus ist die überkommene Energieinfrastruktur gekennzeichnet von hohen Energieverlusten und Stromengpässen (BMWi 2015, S. 7). In den Jahren 2008 bis 2010 führten die Probleme bei der Energiebereitstellung zu einer großen Frustration in der Bevölkerung, die in einem Sturz der Regierung gipfelte (Sabyr-
194
bekov und Ukueva 2019, S. 260). Neben diesen infrastrukturellen Problemen sind die Strompreise zudem stark subventioniert, was die Wirtschaft im Allgemeinen und den Energiesektor im Speziellen belastet (World Bank Energy 2017, S. 26). Die Folge ist ein großer Mangel an finanziellem Handlungsspielraum und technischer Expertise für die Instandhaltung und Modernisierung des Energiesystems, worunter die Zuverlässigkeit und Sicherheit der Energiebereitstellung zunehmend leidet (Energy Charter 2018, S. 15). Auch für eine stabile Entwicklung erneuerbarer Energien mangelt es entsprechend an finanziellen und organisatorischen Spielräumen (Sadovnikova et al. 2020, S. 278), was letztlich als Erklärung für die geringe Dynamik in diesem Bereich dienen kann.
Energie- und Klimapolitik im Schlingerkurs Die politische Priorität im Kontext der Energieversorgung besteht darin, die Energiesicherheit zu steigern und die wirtschaftliche Entwicklung des Landes weiter voranzutreiben. Fortschritte bei der Versorgungssicherheit erhofft sich das für Strategieentwicklung und energiebezogene Gesetzgebung zuständige Ministerium für Energie und Industrie durch die Erschließung heimischer Energiequellen (Aminjonov 2016, S. 16). So ist der Bau weiterer Groß- und Kleinwasserkraftwerke in Planung (Iakubovskii et al. 2019, S. 4). Ebenso wird der Ausbau der inländischen Kohleindustrie und die Errichtung neuer Kohle- und Erdgaskraftwerke angestrebt (Yang et al. 2020). Als größte Projekte gelten der Kambar-Ata-1-Staudamm mit einer Leistung von 1860 MW und das Kohlekraftwerk Kara-Keche mit einer anvisierten Leistung zwischen 600 und 1200 MW (Aminjonov 2016, S. 13). Im Juli 2016 wurde das Staatskomitee für Industrie, Energie und Untergrundnutzung damit beauftragt, eine einheitliche politische Leitlinie im Energiesektor zu entwickeln, die den Umgang mit Wasser- und Brennstoffressourcen, erneuerbaren Energiequellen und den industriellen Potenzialen des Landes berücksichtigt (IEA 2020). Im Jahr 2018 verabschiedete die Regierung zudem die Nationale Entwicklungsstrategie 2018–2040, die einen Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix von 50 % sowie die Angleichung der Energieintensität und -effizienz an das Niveau der OECD-Länder vorsieht (Shadrina 2018, S. 41). Im Sinne eines zentralistischen Energiesystems wurde im Jahr 2016 auch ein neues staatliches Unternehmen, die OJSC Energy Holding Company gegründet, die alle wichtigen Markt-
Kirgistan – Kein Raum für die Erneuerbaren
akteure des Stromsektors in einem einzigen Unternehmen zusammenfasst. Darunter befinden sich zwei Stromproduzenten, ein Übertragungsnetzbetreiber sowie sechs Unternehmen im Bereich der Strom- und Wärmeverteilung (Energy Charter 2018, S. 15). Mit dem Ziel einer vollständigen Kostendeckung wurden darüber hinaus umfangreiche Tarifreformen im Bereich Strom, Heizen und Warmwasser angekündigt, jedoch bislang nicht konsequent umgesetzt (World Bank Energy 2017, S. 8). Um zumindest seinen guten Willen beim Thema nachhaltige Entwicklung zu zeigen, unterzeichnete Kirgistan im Jahr 2003 auch das Kyoto-Protokoll und 2019 sogar das Pariser Klimaabkommen. Das Land hat es bislang jedoch versäumt, ein offiziell anerkanntes Emissionsziel zu ratifizieren (Yang et al. 2020, S. 2). Ein erster Entwurf einer langfristigen Green-Economy-Konzeption, die substanzielle Treibhausgasemissionsreduktionen bis 2050 vorsieht, wurde jüngst nun zumindest erarbeitet (IEA 2020). Konkrete Ausbauziele oder Fördermaßnahmen für erneuerbare Energien wurden aber nicht festgesetzt. Hinderlich in klimapolitischer Hinsicht sind die niedrigen Energiepreise, die keinen Anreiz für Effizienzeinsparungen schaffen. Auch existieren keine Steuern auf fossile Kraftstoffe und keine finanziellen Anreize für den Kauf von energieeffizienten Geräten (Energy Charter 2018, S. 16). Kirgistan erscheint vor diesem Hintergrund nicht als ein verlässlicher Partner, wenn es um die internationalen Bemühungen zum Klimaschutz geht.
erflechtungen, Abhängigkeiten und V Konflikte Wie bereits oben deutlich wurde, sind die Entwicklungen im Energiesektor seit der Sowjetzeit stark mit den Aktivitäten externer Akteure verknüpft. Im Jahr 2015 wurde Kirgistan nun Teil der Eurasischen Wirtschaftsunion (EAEU), die unter anderem das Ziel verfolgt, einen gemeinsamen Energiemarkt innerhalb der Mitgliedstaaten zu schaffen (Iakubovskii et al. 2019, S. 4). Angetrieben vom Ziel, die nationale Versorgungssicherheit zu verbessern, den Wettbewerb zu intensivieren und die Stromexporte zu erhöhen, strebt die kirgisische Regierung die Entwicklung länderübergreifender Strommärkte an (IEA 2020). Das bedeutendste Projekt hierbei ist das Central Asia South Asia Electricity Transmission and Trade Project (CASA-1000), das Kirgistan bei der Stromübertragung unter anderem mit Afghanistan und Pakistan verbinden wird und bis zum Jahr 2023 in Betrieb ge-
Karten
nommen werden soll (IEA 2020). Enge außenpolitische Beziehungen pflegt Kirgistan zudem mit Russland und China, die jeweils Wasserkraft- und Netzausbauprojekte finanzieren und offensiv als Kreditgeber auftreten (IEA 2015, S. 206). Im Jahr 2013 kaufte das russische Unternehmen Gazprom das Erdgasnetz vom damaligen Gaspipelinebetreiber KyrgyzGaz für den symbolischen Wert von einem US-Dollar, während Gazprom im Gegenzug Schulden in Höhe von rund 38 Millionen US-$ übernahm und Investitionen in Höhe von 600 Millionen US-$ in das kirgisische Gasnetz zusicherte (BMWi 2015, S. 20). Doch bei allen diesen Kooperationen bestehen auch erhebliche Interessenskonflikte mit externen Akteuren bei der Nutzung der Wasserressourcen. Kirgistan plant nicht zuletzt den Bau weiterer Staudämme, wogegen sich die Nachbarstaaten im Unterlauf der großen Flussläufe, wie Usbekistan, das sich eine möglichst große Wassermenge
195
für die Bewässerung seiner landwirtschaftlichen Flächen sichern möchte, entschieden wehren (Shadrina 2018, S. 41). Im Angesicht des steigenden Energie- und Wasserverbrauchs, des Bevölkerungswachstums und des Klimawandels ist daher davon auszugehen, dass Umweltdegradation und Spannungen zwischen den Anrainerstaaten weiter zunehmen werden (Energy Charter 2018, S. 17). Umso wichtiger erscheint es, die gesamte Bandbreite an erneuerbaren Energien zu entwickeln.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
196
Abb. 8 Wasserkraftwerke. (Quelle siehe Abbildung)
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Kirgistan – Kein Raum für die Erneuerbaren
Literatur
197
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut
Die Demokratische Republik Kongo gehört weltweit zu den Staaten mit den größten Wasserkraftpotenzialen, die nicht nur von nationalem Interesse sind, sondern auch international Aufmerksamkeit erregen (vgl. Tab. 1). Vor dem Hintergrund, dass der Großteil der kongolesischen Bevölkerung bislang keinen Zugang zu Strom hat (vgl. Abb. 1), bergen die vorhandenen Potenziale dezentraler erneuerbarer Energien, wie Wind- und Solarenergie, große Chancen.
Dominanz von Wasserkraft und Biomasse Die Demokratische Republik Kongo (DR Kongo) ist für ihren Reichtum an mineralischen Ressourcen bekannt. Sie sind häufig der Auslöser für wirtschaftliche und politische Konflikte (Diemel und Hilhorst 2019, S. 454). Neben dem Reichtum an Seltenen Erden (Neodym, Praseodym, Dysprosium etc.) verfügt das Land über ein großes Energiepotenzial an diversen Energieträgern, wie Biomasse, Solarstrahlung, Wind, Wasser, Methangas, Mineralöl und Kohle
(Peñalvo-López et al. 2017, S. 5). Mit 100 GW Leistung weist das Land 13 % des globalen sowie 66 % des zentralafrikanischen Wasserkraftpotenzials auf (Gnassou 2019, S. 1). Aus diesem Grund werden 99,5 % der Stromproduktion durch Wasserkraft (vgl. Abb. 2), vor allem am Fluss Kongo in der westlich gelegenen Region Inga, gedeckt (IEA 2021). Allerdings betrug das Energieangebot im Jahr 2014 lediglich 2 % des Potenzials, weshalb das Land unter einem chronischen Energiedefizit leidet. Darüber hinaus herrscht eine große Energiearmut, denn lediglich 17 % der Bevölkerung haben Zugang zu Strom (Gnassou 2019, S. 1). Bei der Deckung des nationalen Energieverbrauchs nimmt die Biomasse mit einem Anteil von 94,6 % eine Sonderstellung ein (IEA 2021). Traditionelle Energieträger wie Feuerholz, Holzkohle und Müll gleichen die geringe Elektrifizierung des Landes einigermaßen aus (vgl. Abb. 3). Das inländisch geförderte Erdöl wird hauptsächlich exportiert (vgl. Abb. 4), während eine große Importabhängigkeit bei Ölprodukten, wie Benzin und Diesel (im Transportbereich sowie für lokale Dieselgeneratoren zur Stromerzeugung), besteht (Peñalvo-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | PV
JAHR 2018 2018 2018 2017
WERT(E) 1225 PJ | 15 GJ 2,1 Mt −1 % 135 MW | 0 | 2542 MW
QUELLE IEA 2021 Sola et al. 2019 IEA 2021 USAID 2020
2018 2018 2018
97,6 % 99,9 % 45 | 836
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
2020 2020
8 ct/kWh | 5 ct/kWh 8342
IEA 2021 IEA 2021 energypedia 2020; SEforALL African Hub & African Development Bank 2017 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_21
199
200
Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut
Energieziele DR Kongo
Wasserkraft 3.0 %
Erdöl 3.8 %
Staudamm audamm Inga 3 eplante Fertigstellung Geplante 24 mit einer Leistung 2024 n 4800 MW von Bis 2030: • Sicherstellung des Zugangs zu Strom für 75 % der Bevölkerung Bevölker • Installierte Leistun Leistung pro Kopf von 93 %
Gesamt: 1281 PJ
Solar olar MiniStromnetzwerke romnetzwerke Errichtung rrichtung von 33 Solarkraftwerken olarkraftwerken mit Leistungen eistungen von 3–10 MW
Biomasse und Müll 93.3 % Abb. 1 Energieziele Demokratische Republik Kongo. (Quellen: Gnassou 2019, S. 5; SEforALL African Hub & African Development Bank 2017, S. 26)
Erdöl 0.1 %
Photovoltaik 0.1 % Biomasse 0.3 %
Gesamt: 11 TWh
Abb. 3 Inländische Produktion Demokratische Republik Kongo 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Stromgesetz von 2014 wurde der Stromsektor daher liberalisiert und privatisiert, damit das Energiepotenzial besser ausgeschöpft und die Energiesicherheit verbessert werden können (Gnassou 2019, S. 2). Außerdem wurde eine Agentur für die Elektrifizierung des ländlichen Raums geschaffen, um zu gewährleisten, dass bis zum Jahr 2030 75 % der Bevölkerung Zugang zu Strom haben (Selvakkumaran und Silveira 2019, S. 402).
Staudamm Inga 3
Wasserkraft 99.5 %
Abb. 2 Strommix Demokratische Republik Kongo 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
López et al. 2017, S. 5) – vgl. Abb. 5 und 6. Die nationale Stromgesellschaft Société nationale d’électricité de la RDC (SNEL), ein staatliches Unternehmen mit Sitz in Kinshasa, das von 1970 bis 2014 eine Monopolstellung im Stromsektor innehatte, ist aufgrund der Vernachlässigung bestehender Stromproduktionsstätten, der Anhäufung von Zahlungsrückständen und wegen Missmanagements stark in die Kritik geraten. Im Rahmen umfangreicher Reformen durch das
Im Westen des Landes besteht an einem der wasserreichsten Flüsse der Erde, dem Kongo, ein Wasserkraftpotenzial von 44 GW (Peñalvo-López et al. 2017, S. 5). Um dieses Potenzial ausschöpfen zu können, ist zu den bereits seit dem Jahr 1982 existierenden Staudämmen Inga 1 und Inga 2, mit Leistungen von 351 MW bzw. 1424 MW, ein weiteres Projekt hinzugekommen, das aus sechs weiteren Staudämmen bestehen soll. Zunächst wurde im Jahr 2018 der Bau des Dammes Inga 3, mit einer Leistung von 4800 MW für 14 Mrd. US-$ und einer geplanten Inbetriebnahme im Jahr 2024, in Auftrag gegeben (Gnassou 2019, S. 4). Die kongolesische Regierung verfolgt mit dem Bau des Dammes die Ziele, den Stromzugang der eigenen Bevölkerung zu verbessern, die Einkommen durch Energieexporte insbesondere in das von Kohle dominierte Südafrika zu erhöhen sowie das Stromangebot für den Bergbau in der südöstlichen Provinz Katanga sicherzustellen (Deshmukh et al. 2018). Die Finan-
Staudamm Inga 3
201
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0
Erdöl
Ölprodukte
Strom
10
20
40
60
50
0 48
36 0
1 0
Import
Erdöl 3.0 %
Wasserkraft 3.4 %
30
Erdgas 0.1 %
Gesamt: 780 PJ
Biomasse und Müll 93.5 %
Export
Wasserkraft 3.0 %
Erdöl 2.4 %
Gesamt: 1263 PJ
Biomasse und Müll 94.6 %
Abb. 5 Energiemix Demokratische Republik Kongo 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Energiemix Demokratische Republik Kongo 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
zierung des Staudammes wird von verschiedenen ausländischen Akteuren getragen, allen voran Südafrika, das auch als Hauptabnehmer des Stroms fungiert. Zudem ist die African Development Bank (ADB) beteiligt, denn die wirtschaftliche Bedeutung des Projektes geht weit über die nationalen Grenzen hinaus. Allerdings wurde die Entwicklung des Projektes Inga 3 von einer zunehmenden poli-
tischen Instabilität sowie von Missmanagement begleitet, sodass sich die Weltbank im Jahr 2016 dazu gezwungen sah, aus dem Projekt auszusteigen. Darüber hinaus hat die ex treme Politisierung des Projektes die technischen, finanziellen, sozialen und ökologischen Aspekte überschattet (Gnassou 2019, S. 4 ff.). Da der Großteil der Energie für die urbanen Zentren (v. a. Hauptstadt Kinshasa) sowie für den
202
Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut
steigenden Energiebedarf der Bergbauindustrie im Süden vorgesehen ist, bleibt offen, wie die Spannungen und Ungleichheiten beim Stromzugang in den ländlichen Räumen verringert werden können (Kruger und McCauley 2020, S. 96). Außerdem verweisen Kritiker auf den hohen Zeitund Geldaufwand, auf die großen Netzübertragungsverluste nach Südafrika sowie auf tiefgreifende soziale Auswirkungen, wie die Umsiedlung von 10.000 Menschen (Deshmukh et al. 2018). Damit offenbart das kongolesische Energiesystem exemplarisch, dass Energiesysteme mit großen Ungerechtigkeiten einhergehen können. In den Sozialwissenschaften werden diese Aspekte unter dem Begriff „Energiegerechtigkeit“ analysiert und diskutiert. Die Forschung befasst sich dabei mit Fragen der räumlichen Verteilung der Vor- und Nachteile von Energiesystemen, mit den Auswirkungen der Energieproduktion auf bestimmte soziale Gruppen und mit dem Zugang zu Energie (distributional justice). Außerdem liegt der Fokus auf Fragen der prozeduralen Teilhabe an energiebezogenen Entscheidungsprozessen und damit letztlich auch auf Fragen der Macht bzw. Machtasymmetrien (procedural justice). Die Repräsentation und Anerkennung verschiedener Akteure im Energiesystem ist zudem ein wesentlicher Aspekt, der in den energiebezogenen Sozialwissenschaften thematisiert wird (recognition justice) (Allen et al. 2019).
Erneuerbare Energien als Chance In der DR Kongo ist das Sustainable Development Goal 7 der Vereinten Nationen, den Zugang zu Strom und sauberer Energie zu verbessern und dadurch ein allgemeines Wachstum zu generieren, von großer Bedeutung (Gnassou 2019, S. 1). Mehr als 80 % der Bevölkerung haben keinen Zugang zu Strom, wobei die Situation auf dem Land, wo 75 % der Bevölkerung leben, deutlich dramatischer ist als in der Stadt (Peñalvo-López et al. 2017, S. 5; Gnassou 2019). Ein Grund für die eingeschränkte Elektrifizierung von Dörfern ist der geringe lokale Stromkauf, der auf fehlende finanzielle Mittel der Kommunen zurückzuführen ist. Eine Netzerweiterung in ländlichen Regionen ist daher wirtschaftlich nicht darstellbar (Kruger und McCauley 2020, S. 98). Im Gegensatz dazu steht die vorrangige Umsetzung großer zentraler Energieprojekte,
wie der geplante Staudamm Inga 3, mit seinem weitläufigen Stromnetz. Da die Bevölkerung im ländlichen Raum dispers verteilt ist, sind individuelle Anschlüsse in der Regel zu teuer (Deshmukh et al. 2018, S. 11). Neben dem stark eingeschränkten Stromzugang sowie der ungerechten Stromverteilung spielen weitere Dimensionen der Energiegerechtigkeit eine Rolle. Beispielsweise wird die Bevölkerung, die auf dem Gebiet des geplanten Staudammes lebt, unzureichend in die Entscheidungs- und Planungsprozesse miteinbezogen (Kruger und McCauley 2020, S. 99). Aus diesen Gründen wird der Energieverbrauch hauptsächlich über Biomasse gedeckt, wobei Holz in den Tropen als Hauptenergieträger fungiert. Der unkontrollierte Holzverbrauch und die fehlende Aufforstung führen jedoch zu gravierenden Umweltschäden (Ngbolua et al. 2018, S. 69). Um einen sicheren Stromzugang in ländlichen Regionen zu gewährleisten, stellen dezentrale kleine erneuerbare Energieanlagen, wie PV- und Windanlagen, eine gute Möglichkeit und eine wirtschaftlich konkurrenzfähige Alternative zu Großprojekten und Netzerweiterungen dar (Deshmukh et al. 2018, S. 11). Bislang führt jedoch der starke Fokus auf die Wasserkraft zur Vernachlässigung anderer erneuerbarer Energiepotenziale, wie dem ergiebigen Windpotenzial von 77 GW (Selvakkumaran und Silveira 2019, S. 412) und dem reichhaltigen PV- Potenzial von 82 GW (Deshmukh et al. 2018, S. 10). In den nächsten fünf Jahren sollen immerhin 33 Solarprojekte, mit Leistungen zwischen 3 und 10 MW, unter anderem in den Städten Bumba, Isiro, Llebo, jeweils 100–300 Menschen mit Strom versorgen (SEforALL African Hub & African Development Bank 2017, S. 26). Nicht zuletzt ist auch in mehr als 50 % aller Bergbauregionen ein hinreichendes PV-Potenzial gegeben, sodass Strom auch an Ort und Stelle des Verbrauches produziert werden könnte (Deshmukh et al. 2018, S. 10). Die natürlichen Voraussetzungen für eine Energietransformation sind also hervorragend. Es kommt nun darauf an, wie es der Regierung gelingt, diese für die gesamte Bevölkerung zu erschließen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 8 Wasserkraft. (Quelle siehe Abbildung)
Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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206
Kongo, Demokratische Republik – Große Wasserkraftpotenziale und große Energiearmut
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
Literatur
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Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika
Marokko ist geprägt von einer sehr hohen Importabhängigkeit bei fossilen Energieträgern (vgl. Tab. 1). Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel, den Ausbau erneuerbarer Energien schnell voranzutreiben und dabei vor allem auf heimische Energieressourcen zu setzen (vgl. Abb. 1). Mit optimalen natürlichen Voraussetzungen für den Ausbau der Solar- und Windenergie ist Marokko darüber hinaus auch für Europa ein attraktiver Handelspartner auf dem internationalen regenerativen Strommarkt.
Marokko als grüner Stromexporteur Das Königreich Marokko gilt als eines der führenden Länder Afrikas bei der nachhaltigen Energietransformation, wartet es doch mit einer Vielzahl an EE-Projekten auf (Boulakhbar et al. 2020, S. 2). Der entscheidende Grund für die ambitionierten Zielsetzungen hinsichtlich der Energietransformation ist die hohe Importabhängigkeit (97 % im Jahr 2018) bei fossilen Energieträgern (IEA 2021) – vgl. Abb. 2 und 3. Da Marokko kaum über eigene fossile Energieressourcen verfügt, ist das Land der größte Energieimporteur Nordafrikas (Chentouf und Allouch 2018, S. 2). Erdgas wird ausschließlich aus dem Nachbarland Algerien und Kohle aus Russland sowie Süd-
afrika bezogen (Azeroual et al. 2018, S. 190). Insgesamt werden 48 % des Energiebedarfs durch Erdöl und Ölprodukte aus Saudi-Arabien gedeckt (Alaoui und Chen 2019, S. 4). Da steigende und schwankende Energiepreise sowie der wachsende Energiebedarf die Energiesicherheit des Landes gefährden, werden die großen eigenen EE-Potenziale zunehmend erschlossen (Bouyghrissi et al. 2020). Mit der Anhebung des Lebensstandards und einem umfangreichen Elektrifizierungsprogramm wächst der Strombedarf nicht zuletzt um ca. 7 % pro Jahr und wird sich voraussichtlich bis zum Jahr 2030 gegenüber 2008 auf 95 TWh vervierfachen (Chentouf und Allouch 2018, S. 3). Um dieser Entwicklung begegnen zu können, setzt das Königreich auch auf mehr Wettbewerb. Seit der Liberalisierung des Strommarkts wurde die Monopolstellung der Nationalen Behörde für Energie und Wasser (ONEE) für die Produktion und die Verteilung von Strom aufgebrochen. Ziel dabei war es, den steigenden Strombedarf auch durch unabhängige Stromproduzenten decken und den Energiemix so diversifizieren zu können (Boulakhbar et al. 2020, S. 8) – vgl. Abb. 4 und 5. Die ONEE trägt aber weiterhin die Hauptverantwortung für die Stromproduktion und das Stromnetz, das im Zuge der zunehmenden installierten Leistung von EE-Anlagen (vgl. Abb. 6) erweitert und modernisiert werden muss (Azeroual et al. 2018, S. 191). In diesem Zu-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Wind | Solar
JAHR 2018 2019 2018 2018
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte
2020
Beschäftige im EE-Sektor
2020
2018 2019 2020/21
WERT(E) 862 PJ | 23 GJ 68 Mt 97,0 % 7182 MW | 3700 MW 9,9 % 22,2 % 14 | 795 | 8 10 ct/kWh | 11 ct/ kWh 14.518
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Boulakhbar et al. 2020 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia; thewindpower.net; Western Sahara; Resource Watch WSRW Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_22
209
210
Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika
Energieziele Marokko Nationale Energiestrategie 2030 • Anteil EE an der installierten Leistung im Stromsektor von 52 % • EE Anteil von 20 % an der Primärenergienachfrage • Reduktion des Energieverbrauchs um 25–30 % im Vergleich zu 2011 Ausbauziele EE 2030 Installierte Leistung, Anteil an der gesamten installierten Leistung • Windkraft: 4200 MW, 20 % • Solarenergie von 4500 MW, 20 % • Wasserkraft: 3100 MW, 20 %
Nutzung der vorhandenen installierten EE-Kapazität erhöht werden (Boulakhbar et al. 2020, S. 7). Derzeit wird noch überwiegend Strom aus Spanien importiert. Das mittelfristige Ziel besteht allerdings darin, grünen marokkanischen Strom nach Spanien und Europa zu exportieren (El Hadri et al. 2019). So wird aktuell eine Vernetzung mit Portugal und Großbritannien diskutiert (Boulakhbar et al. 2020, S. 8). Darüber hinaus besteht zum Nachbarland Algerien eine Austauschkapazität von 2400 MW (Chentouf und Allouch 2018, S. 3). Durch die regionalen und überregionalen Stromvernetzungen ist Marokko der führende Akteur auf dem Strommarkt in Westafrika sowie bei der Integration in den europäischen Strommarkt und spielt eine wichtige Rolle als Drehscheibe und Transitland für den grenzübergreifenden Stromhandel (Boulakhbar et al. 2020, S. 8). Die kommenden Jahre werden zeigen, ob Marokko in der Lage ist, diese Position zu festigen.
Ambitionierte Ziele Abb. 1 Energieziele Marokko. (Quellen: Azeroual et al. 2018, S. 191; Boulakhbar et al. 2020, S. 2; Chentouf und Allouch 2018, S. 10)
Erdgas 3.1 %
Erdöl 0.2 %
Gesamt: 88 PJ
Erneuerbare 96.6 %
Abb. 2 Inländische Produktion Marokko 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
sammenhang kann durch die Kopplung des Stromnetzes mit denen der Nachbarländer bei zunehmender Integration von erneuerbaren Energien die Stabilität der Stromsysteme und die
Die Transformation hin zu einem nachhaltigen Energiesystem hat in Marokko seit der Veröffentlichung der Nationalen Energie Strategie (NES) im Jahr 2009 eine hohe Priorität (Boulakhbar et al. 2020, S. 14). Die Ziele der 2015 überarbeiteten NES umfassen die Reduktion der Abhängigkeit von importierten Energieträgern durch einen beschleunigten Ausbau erneuerbarer Energien sowie durch die Diversifizierung des Strommixes. Darüber hinaus sind Maßnahmen zur Erhöhung der Energieeffizienz, zur Vergrößerung der Anreize für ausländische Investitionen sowie zur Verbesserung der regionalen und internationalen Integration des Energiesektors vorgesehen. Des Weiteren wird weitläufigerer Zugang zu bezahlbarer Energie angestrebt (Chentouf und Allouch 2018, S. 5). Mit einem Anteil erneuerbarer Energien im Stromsektor von 52 % bis zum Jahr 2030 verfolgt Marokko im EE-Bereich nicht zuletzt die ambitioniertesten Ziele im Mittleren Osten und Nordafrika (MENA-Region) (Boulakhbar et al. 2020). Außerdem sollen bis 2030 20 % des Primärenergiebedarfs mit erneuerbaren Energien gedeckt und 25– 30 % des Energieverbrauchs gegenüber dem Bezugsjahr 2011 eingespart werden (Chentouf und Allouch 2018, S. 10). Insgesamt wird bis zum Jahr 2030 eine installierte Leistung zur Stromproduktion von 25 GW angestrebt, wobei die NES auch die Errichtung eines Atomkraftwerks (4 GW) bei Sidi Boulebra an der Atlantikküste vorsieht (Boulakhbar et al. 2020). Im Rahmen der NES wurden überdies einige Institutionen und Programme für die Koordination und Umsetzung der Energietransformation eingeführt. Zu den wichtigsten gehört die Marokkanische Behörde für Solarenergie (MASEN), die v. a. für die Entwicklung und Durchführung von Solarenergieprojekten zuständig ist und die Hauptverantwortung für Ent-
Ambitionierte Ziele
211
Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
Ölprodukte
Erdgas
Strom
100
200
300
Erdgas 2.9 %
Erneuerbare 11.4 %
500
700
545
0
0
600
234
0
36
13 1
Import
Wasserkra 2.3 %
400
Kohle 18.2 %
Gesamt: 677 PJ
Erdöl 65.2 %
Andere 1.4 % Erdgas 4.5 %
Export
Erneuerbare 9.9 %
Kohle 24.0 %
Gesamt: 862 PJ
Erdöl 60.2 %
Abb. 4 Energiemix Marokko 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Marokko 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
wicklungsstrategien im EE-Bereich auf nationaler und internationaler Ebene trägt (El Hadri et al. 2019). Mit verschiedenen NES-Programmen soll eine installierte Kapazität bei der Windenergie von 4200 MW, bei der Solarenergie von 4500 MW und bei der Wasserkraft von 3100 MW bis zum Jahr 2030 erreicht werden. Außerdem setzt das Gesetz zum
Ausbau erneuerbarer Energien den Rahmen für die Stromverteilung über das nationale Netz sowie für die Ausgestaltung der Wettbewerbsbedingungen bei der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien (Azeroual et al. 2018, S. 190 f.). Für das ambitionierte Ziel 2030 (siehe oben) werden die notwendigen Gesamtinvestitionen in erneuerbare Energien auf
212
Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika
Wind 11.3 %
Kohle 64.6 %
Gesamt: 34 TWh
Erneuerbare 22.2 % Solarthermie 3.8 %
Wasserkraft 4.0 % Erdgas 11.3 %
Erdöl 2.0 %
Andere 3.1 %
Abb. 6 Strommix Marokko 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
30 Mrd. US-$ geschätzt (Chentouf und Allouch 2018, S. 9). Um die Dekarbonisierung des Energiesystems voranzutreiben werden außerdem fossile Energiesubventionen gekürzt und Vorbereitungen für die Einführung eines nationalen Emissionshandelssystems getroffen (ebd., 6). Außerdem setzt sich Marokko im Rahmen des länderübergreifenden Mediterran Solar Plans (MSP) für eine verstärkte Zusammenarbeit im Bereich der Solarenergie ein. Dabei stützt sich Marokko auf die Erfahrungen, die bereits im Desertec-Projekt generiert wurden. Im Rahmen des im Jahr 2009 von der Münchner Rückversicherungs-Gesellschaft ins Leben gerufenen internationalen Projektes Desertec kooperierten zunächst euro päische und nordafrikanische Unternehmen miteinander, um die Entwicklung von Solar- und Windenergieprojekten in der MENA-Region voranzutreiben (Chentouf und Allouch 2018, S. 8). Desertec ist eines der größten und ambitioniertesten internationalen Projekte zum Ausbau erneuerbarer Energien (Bosch 2010). Im Jahr 2009 wurde das auf interkontinentaler Ebene angesetzte Projekt von der Desertec-Stiftung ins Leben gerufen (Fares et al. 2019, S. 3). Die Idee des Programms basiert auf einer umfangreichen Energiekooperation zwischen europäischen, nordafrikanischen und asiatischen Ländern zur Finanzierung großer EE-Projekten mit einer geplanten Gesamtleistung von 50 GW bis zum Jahr 2050. Im Blickpunkt des Interesses stand dabei insbesondere die Gewinnung
von Solarstrom in den Wüsten der Erde (Souza et al. 2020). Das Ziel bestand darin, bis zum Jahr 2050 etwa 15–20 % des europäischen Strombedarfs mit grünem Wüstenstrom zu decken und damit Europas CO2-Emissionen zu reduzieren (Fares et al. 2019, S. 3). Das Potenzial ist gigantisch, denn mit nur 0,2 % der Saharafläche könnte dieser europäische Teil-Energiebedarf bereitgestellt werden (Souza et al. 2020). Gleichzeitig könnten die MENA-Länder ihre Energiequellen diversifizieren, ihre Abhängigkeit vom Öleinkommen reduzieren und wirtschaftlich vom grünen Energieexport nach Europa profitieren (Abderrahim et al. 2019, S. 157). In letzter Zeit steht das Projekt jedoch zunehmend in Kritik (Schmitt 2018), da die Vielfalt an Akteuren, die ursprünglich an dem Projekt beteiligt war, mit einer Vielfalt an Interessenkonflikten einhergeht und immer wieder auch kritisch von neokolonialistischen Strukturen gesprochen wurde, die dieses Projekt hervorbringen könnte (Walter und Bosch 2013, S. 120). So ist es zu erklären, dass 2018 nur 20 % des Zwischenziels von 20 GW für das Jahr 2020 erreicht wurden (Souza et al. 2020, S. 8). Die Herausforderungen bei der Projektumsetzung liegen v. a. in einem verzögerten Technologietransfer, den kostspieligen Hochspannungsleitungen nach Europa (Walter und Bosch 2012) und allgemeinen Sicherheitsbedenken bezüglich Investitionen, politischen und wirtschaftlichen Gefahren und im Hinblick auf die Sicherung der Energieinfrastruktur (Fares et al. 2019, S. 3).
Karten
Reichhaltige Solar- und Windpotenziale Mit der ambitionierten EE-Strategie und den günstigen natürlichen Voraussetzungen hat Marokko das Potenzial, eine Führungsrolle beim Ausbau erneuerbarer Energien innerhalb der MENA-Region einzunehmen (Boulakhbar et al. 2020). Laut der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) könnte Marokko seinen Strombedarf auf Basis erneuerbarer Energien mit dem Faktor 1500 decken (Chentouf und Allouch 2018, S. 7). Das Land liegt nicht zuletzt in der subtropischen Klimazone und verfügt aufgrund der dort stark ausgeprägten Aridität über eine durchschnittliche solare Direktstrahlung von 2300 kWh/m2/Jahr, was 30 % über den Spitzenwerten in Europa liegt (Chentouf und Allouch 2018, S. 7). Im landesweiten Durchschnitt besteht überdies ein Wert von 3100 Sonnenstunden pro Jahr (Boulakhbar et al. 2020, S. 2). Das technisch nutzbare Potenzial für Solarenergie wird auf 10.829 MW geschätzt (Chentouf und Allouch 2018, S. 7). Neben der PV-Technologie werden weitere Solarenergietechnologien eingesetzt und getestet, insbesondere die konzentrierenden solarthermischen Kraftwerke (CSP). Hierbei wird mit Hilfe von großflächigen Spiegeln (Parabolspiegel oder Heliostaten) das Sonnenlicht auf einen Punkt oder eine Linie konzentriert, um das im Brennpunkt befindliche Wärmeträgermedium (z. B. Thermoöl, Wasser) auf 400–1200 °C zu erhitzen und über Wärmetauscher zunächst Dampf und anschließend mittels einer Turbine Strom zu erzeugen (Azeroual et al. 2018, S. 193). Das international kofinanzierte Leuchtturmprojekt Marokkos ist dabei das Solarkraftwerk Quarzazate. Es setzt sich aus vier Anlagen (Noor 1–4) unterschiedlicher Solar- und Speichertechnologien, mit einer Gesamtleistung von 580 MW, zusammen und versorgt etwa 600.000 Haushalte mit Strom (Terrapon-Pfaff et al. 2019, S. 4). Noor 1 ist mit einer Leistung von 160 MW aktuell eines der größten konzentrierenden solarthermischen Parabolrinnenkraftwerke der Welt (Boulakhbar et al. 2020, S. 2).
213
Marokko liegt aber auch in einer der windreichsten Regionen der Erde, mit einem geschätzten Windpotenzial von 25 GW (Bouyghrissi et al. 2020, S. 5694). Das Land verfügt sowohl über die höchste installierte Leistung an Windenergie in der MENA-Region als auch über den größten Windpark des afrikanischen Kontinents (Tarfaya-Windpark), mit einer installierten elektrischen Leistung von 300 MW (131 Turbinen) (Boulakhbar et al. 2020, S. 4). Die umfangreichen Offshore- Windenergiepotenziale an der 3500 km langen Küstenlinie wurden bislang kaum entwickelt (Alaoui und Chen 2019, S. 4). Doch jetzt soll in Zusammenarbeit mit Siemens eine Produktionsstätte für Windkraftanlagen für den afrikanischen und europäischen Markt aufgebaut werden (Azeroual et al. 2018, S. 192). Marokko erhofft sich davon eine langanhaltende wirtschaftliche Dynamik. Das Potenzial für Wasserkraft von 3800 MW ist aufgrund des Wassernutzungskonfliktes zwischen Landwirtschaft und Stromproduktion stark eingeschränkt (Chentouf und Allouch 2018, S. 8). Neben einem bereits bestehenden Pumpspeicherkraftwerk sind dennoch weitere Anlagen bis zum Jahr 2030 geplant, um die nutzbare Kapazität von Wind- und Solarkraft durch Speicherkapazitäten zu erhöhen. Marokko möchte außerdem die Potenziale des überschüssig produzierten grünen Stroms nutzen und sich auf dem Power-to-X-Markt etablieren (Boulakhbar et al. 2020, S. 8 ff.). Insgesamt umfassen die Wind- und Solarprogramme auch die Förderung von Forschung und Entwicklung, technische Ausbildungen sowie den Aufbau der inländischen Produktion von EE- Technologien (Terrapon-Pfaff et al. 2019, S. 4). Vor diesem Hintergrund bleibt es fraglich, wie lange Marokko noch auf ausländisches Know-how und einen Technologietransfer angewiesen ist. Die Weichen für eine regenerative Energiezukunft scheinen in jedem Fall gestellt zu sein.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe sowie Infrastruktur und Standorte fossiler Industrie. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Marokko – Vorreiter der Energiewende in Nordafrika
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg
Das mittelamerikanische Land ist stark von fossilen Energieträgern abhängig (vgl. Tab. 1), die sowohl inländisch produziert als auch importiert werden. Mit der grundlegenden Energiereform des Jahres 2013 wurde der fossil geprägte Energiesektor jedoch liberalisiert und so die Voraussetzung für eine wettbewerbsorientierte Erschließung der umfangreichen regenerativen Energiepotenziale geschaffen (vgl. Abb. 1). Die soziale Ausgewogenheit der Transformation lässt jedoch noch zu wünschen übrig.
Liberalisierung als Schlüssel Mexiko hat seine wirtschaftliche Entwicklung während des 20. Jahrhunderts vor allem einem stabilen Energiesektor, geprägt von erfolgreichen fossilen Industrieunternehmen, zu verdanken (Zárate-Toledo et al. 2019, S. 2). Nach den USA, Kanada und Brasilien ist Mexiko der viertgrößte Ölproduzent Amerikas und zählt zu den zehn größten Erdöl- und Erdgasproduzenten weltweit (Mele 2019, S. 271) – vgl. Abb. 2. Erdöl hat mit 45,2 % den größten Anteil am fossil geprägten Energiemix (vgl. Abb. 3 und 4), gefolgt von Erdgas mit 37,8 % (IEA 2021). Aufgrund einer unzureichenden heimischen Erdgasproduktion und einer steigenden Nachfrage v. a. im Stromsektor, hat die Abhängigkeit von Gasimporten, die sich seit dem Jahr 2005 verdreifacht haben, deutlich zu-
genommen (vgl. Abb. 5). Dagegen ist ein rückläufiger Trend bei Kohleimporten zu verzeichnen, denn mit einem Anteil von 6,4 % am Energiemix liegt Kohle bereits hinter den erneuerbaren Energien mit 8,9 % (IEA 2021). Mit zunehmendem Wirtschafts- und Bevölkerungswachstum steigen auch der Energieverbrauch und die THG-Emissionen rapide an (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 51). Nach dem Transportsektor, der fast die Hälfte am Energieverbrauch ausmacht, folgen die Industrie mit 35 %, der Gebäudesektor mit 28 % und die Landwirtschaft mit 3 % (Mele 2019, S. 271). Der Strommix ist mit 60,1 % stark von Erdgas geprägt (vgl. Abb. 6), das größtenteils kostengünstig aus den USA importiert wird. Mit 17,1 % liegen die erneuerbaren Energien im Strommix vor Erdöl (10,3 %), Kohle (8,9 %) und Kernenergie (4 %) (IEA 2021). Die kumulative Gesamtleistung des Jahres 2018 von 70.053 MW soll bis zum Jahr 2025 auf 107.836 MW ausgebaut werden, wobei grüne Energien, zu denen die mexikanische Regierung neben den erneuerbaren Energien auch die Atomkraft zählt, mehr als 50 % ausmachen sollen (Gutiérrez-Negrín et al. 2020, S. 2). Zwischen den USA und Mexiko findet kein nennenswerter Stromaustausch statt (Zozmann et al. 2021). Nach ersten zögerlichen Schritten zur Liberalisierung des Energiemarktes seit den 1990ern wurde jedoch im Jahr 2013 auf Basis einer umfangreichen Energiereform das seit 75 Jahren bestehende staatliche Monopol auf Gas, Öl und Strom auf-
Tab. 1 auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2018 2019 2019 2020 2020 2018
WERT(E) 7707 PJ | 61 GJ 455 Mt 22,4 % 46.578 MW | 1608 MW | 9257 MW 8,9 % 17,1 % 13 ct/kWh | 7 ct/kWh 111.268 425 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Gutiérrez-Negrín et al. 2020 IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_23
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Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg
Energieziele Mexiko Gesetz zur Energietransformation (2015) Anteil nicht-fossiler Energiequellen (Kernenergie und EE) an der Stromproduktion • 30% bis 2021 • 35% bis 2024 • 50% bis 2050 Geothermie • Stromgewinnung: 1025 MWel. bis 2024 • Wärmenutzung: 3800 MWth. bis 2030
Kernenergie 1.5 %
Erdgas 30.0 %
Kohle Erneuerbare 5.9 % 7.9 %
Gesamt: 7535 PJ
Allgemeinen Gesetz zum Klimawandel (2012) Reduktion der THG Emissionen gegenüber 2000 • Um 30% bis 2030 • Um 50% bis 2050
Erdöl 54.7 %
Abb. 3 Energiemix Mexiko 2009 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 1 Energieziele Mexiko. (Quellen: Gutiérrez-Negrín et al. 2020, S. 11; Lüpke und Well 2020, S. 837; Perea-Moreno et al. 2020, S. 2) Kohle 3.9 % Kernenergie 2.0 %
Erdgas 15.6 %
Erneuerbare 11.2 %
Kernenergie 1.6 %
Gesamt: 6115 PJ Erdgas 37.8 %
Erneuerbare Kohle 6.4 % 8.9 %
Gesamt: 7707 PJ
Erdöl 45.2 %
Erdöl 67.3 %
Abb. 2 Inländische Produktion Mexiko 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 4 Energiemix Mexiko 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
gebrochen (Lüpke und Well 2020, S. 833), mit dem Ziel, Investitionsanreize zu setzen. Dennoch dominieren das staatliche Energieunternehmen Petróleos Mexicanos (PEMEX) und der Stromversorger Comisión Federal de Electricidad (CFE) nach wie vor den Energiemarkt. Mehr als die Hälfte aller Kraftwerke sowie die Übertragungs- und Verteilnetze sind im Besitz von CFE (Gutiérrez-Negrín et al. 2020, S. 1).
Die Liberalisierung soll nun über Innovationen das Wirtschaftswachstum vorantreiben. Mit der Marktöffnung für private und öffentliche Unternehmen wurde nicht zuletzt der Wettbewerb angestachelt und so auch die Grundlage für den Ausbau erneuerbarer Energien geschaffen (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 51).
Liberalisierung als Schlüssel
221
Abb. 5 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
Erdöl
500
Strom
1500
2000
2500
262
1 23
Ölprodukte
Erdgas
1000
2484 2216
237 1964
2 6 3 Import
Export
Müll 0.2 % Andere 0.1 %
Kohle 8.9 %
Erdgas 60.1 %
Gesamt: 332 TWh
Erneuerbare 17.1 %
Geothermie 1.6 %
Wind 5.3 %
Photovoltaik 2.0 % Biomasse 0.8 %
Wasserkraft 7.3 %
Erdöl 10.3 % Kernenergie 3.5 %
Abb. 6 Strommix Mexiko 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
3000
222
Stabiler politischer Rahmen Mexiko gilt insbesondere unter den Ländern des globalen Südens als Vorreiter der Entwicklung einer ambitionierten Klima- und Energiepolitik (Martinez 2020, S. 3). Im Zuge der Energiereform von 2013 hat Mexiko einen stabilen politischen Rahmen für eine nachhaltige Energietransformation geschaffen. Grundsätzlich besteht ein breiter politischer Konsens darüber, den Übergang zu einer emissionsarmen Wirtschaft einzuleiten. Dennoch befindet sich Mexiko im Spannungsfeld zwischen der Vorreiterrolle bei Bemühungen zu Maßnahmen gegen Klimawandel auf der einen Seite und der Stärkung der Energiesicherheit, des Wirtschaftswachstums und der Wettbewerbsfähigkeit auf der anderen Seite (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 52). Der fossil geprägte Energiesektor und v. a. der Stromsektor tragen mit 70 % entscheidend zu den nationalen THG-Emissionen bei. Entsprechend dem im Jahr 2012 veröffentlichten Allgemeinen Gesetz zum Klimawandel müssen die THG- Emissionen bis zum Jahr 2030 um 30 % und bis 2050 um 50 % gegenüber dem Bezugsjahr 2000 reduziert werden (Lüpke und Well 2020, S. 833). Mit der Energiereform von 2013 unter Präsident Enrique Peña Nieto sollte die Ölproduktion und der gesamte Energiesektor an Effizienz, Wettbewerbsfähigkeit und Wirtschaftlichkeit gewinnen sowie die Entwicklung erneuerbarer Energien vorangetrieben werden (Borunda et al. 2020, S. 9). Einen ersten politischen Förderrahmen setzte bereits das Gesetz über die Nutzung erneuerbarer Energien und die Finanzierung der Energietransformation des Jahres 2008, in dessen Folge zumindest einige Windenergieprojekte entwickelt wurden (Martinez 2020, S. 4). Ausgehend von der Klimakonferenz in Paris 2015 veröffentlichte die Regierung im Jahr 2015 das Gesetz zur Energietransformation (LTE) zur Förderung einer nachhaltigen Energieversorgung (Lüpke und Well 2020, S. 837). Das Gesetz schreibt einen Anteil nicht-fossiler Energiequellen (Kernenergie und EE) an der Stromproduktion von 30 % bis 2021, 35 % bis 2024 und 50 % bis 2050 vor (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 52; Perea-Moreno et al. 2020, S. 2). Mit dem LTE wurden Marktmechanismen, wie Stromauktionen und Energiezertifikate, zur finanziellen Förderung erneuerbarer Energien eingeführt (Martinez 2020, S. 4). Im Rahmen des Energie-ZertifikateSystems erhalten Produzenten für jede nachhaltig produzierte Megawattstunde Strom-Zertifikate, die auf einem gesonderten Markt gehandelt werden können. Dabei legt die nationale Strombehörde bestimmte Zertifikatquoten fest, die Energieunternehmen erfüllen müssen (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 52). Nachhaltige Energieproduzenten können außerdem in technologieneutralen Auktionen günstige langfristige Verträge mit der CFE erhalten. Da die Pro-
Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg
jekte innerhalb von drei Jahren umgesetzt werden müssen, sind Photovoltaik- und Windprojekte gegenüber der Kernkraft im Vorteil. So ging in der ersten Auktion im Jahr 2016 der Großteil der Förderung an PV- und Windprojekte, der Rest an die Geothermie (IEA 2017, S. 146). Im Jahr 2014 wurde außerdem ein Gesetz zur Förderung von Erdwärme und eine bislang jedoch kaum wirksame CO2-Steuer auf die Produktion und den Import von Energieträgern mit einem höheren CO2-Anteil als Erdgas eingeführt (Henrysson und Hendrickson 2021, S. 52).
Berücksichtigung indigener Gemeinschaften Unter den erneuerbaren Energien ist v. a. die Windenergie vielversprechend, da Mexiko aufgrund der Lage zwischen dem Golf von Mexiko und dem Pazifik über umfangreiche Windpotenziale verfügt (Mele 2019, S. 270). Die ersten Windenergieprojekte wurden in den 1990ern und 2000ern mit internationaler technischer und finanzieller Unterstützung entwickelt (Martinez 2020). Im Zuge der Fördermaßnahme ab dem Jahr 2008 ist die installierte Leistung bis 2019 auf 4005 MW, verteilt auf 46 Windparks, angestiegen. Bei dieser Wachstumsrate könnten bis zum Jahr 2022 insgesamt 14.000 MW erreicht werden. Der Großteil der aktuell installierten Leistung (82 %) befindet sich in der südlich gelegenen Region Isthmus von Tehuantepec, die zu den windreichsten Regionen der Erde gehört. Allerdings kommt es hier immer wieder zu großen Protesten von indigenen Gemeinschaften, die ihre Kultur und Landrechte durch die großen Windenergieprojekte bedroht sehen (Zárate-Toledo et al. 2019, S. 1 ff.). So wurde das Projekt Marena Renovables – mit 132 Turbinen und 396 MW eines der größten Windprojekte Lateinamerikas – aufgrund des Widerstands der lokalen Bevölkerung abgebrochen und der Bau nach einigen Verzögerungen an einem neuen Standort unter dem Namen Eólica del Sur begonnen (Martinez 2020, S. 4). Insgesamt steht in Mexiko die Debatte um den Ausbau erneuerbarer Energien in enger Verbindung mit den Rechten der indigenen Bevölkerung (Zárate-Toledo et al. 2019). Das teils gewaltsame Vorgehen gegen die Oppositionsgruppen hat für nationales Aufsehen gesorgt und den Druck auf die Regierung erhöht, die Rolle der lokalen Bevölkerung bei EE-Projekten zu stärken. Trotz der Einführung eines entsprechenden Gesetzes im Jahr 2014 spielen diese Aspekte in den nach wie vor top-down-geprägten Planungsprozessen eine eher untergeordnete Rolle (Velasco-Herrejon und Savaresi 2019, S. 8). Anders als die Wasserkraft, die einen Anteil von 10 % am Strommix hat, ist die Solarenergie mit einem Prozent Anteil am Strommix und einem Potenzial von 5000 GW stark ausbaufähig (IEA 2017, S. 163). Mexiko ist dafür aber ein Vor-
Karten
reiter bei der Nutzung von Geothermie zur Stromgewinnung und besitzt mit einer installierten Leistung von einem Gigawatt die viertgrößte Leistung weltweit (Mele 2019, S. 270). Mit einem Potenzial für hydrothermale Geothermie von 2300 MWel. sieht die mexikanische Regierung bis zum Jahr 2024 einen Ausbau bis zu einer kumulativen Leistung von 1025 MWel. vor (Gutiérrez-Negrín et al. 2020, S. 3 ff.). Aktuell werden an den fünf Geothermiestandorten Cerro Prieto, Los Azufres, Los Humeros, Las Tres Virgenes und Domo San Pedro, im Bereich der San-Andreas-Verwerfung und im zentral gelegenen mexikanischen Vulkangürtel, mittels 45 Geothermiekraftwerken 2 % des nationalen Strombedarfs produziert (ebd., S. 3; Prol-Ledesma und Morán-Zenteno 2019, S. 183). Die installierte Leistung zur direkten Nutzung der Wärme liegt bei 156 MWth. und soll bis 2030 auf
223
3800 MWth. ausgebaut werden, was lediglich 10 % des Potenzials entspricht (Gutiérrez-Negrín et al. 2020, S. 8). Zusammenfassend ist zu konstatieren, dass Mexiko sich auf den Weg gemacht hat, die Energietransformation auf Basis einer großen Bandbreite an Technologien voranzutreiben. Um am Ende erfolgreich zu sein, sollte die Regierung bei der Umsetzung von Energieprojekten jedoch darauf achten, die Perspektiven, Interessen und Rechte der indigenen Bevölkerung besser miteinzubeziehen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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Mexiko – Energiereform ebnet grünen Weg
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare
Nigeria erlebt ein starkes Bevölkerungswachstum und damit einen großen Anstieg seines Energiebedarfs. Das von Ölexporten abhängige Land (vgl. Tab. 1) hat jedoch mit einer maroden und ineffizienten Strominfrastruktur sowie einer unproduktiven Wirtschaft und einer angespannten Ölmarktsituation zu kämpfen. Dies führte zu einer stark ausgeprägten politischen Instabilität, die sich auch darin zeigt, dass Nigeria immer wieder von terroristischen Anschlägen heimgesucht wird. Bei der Entwicklung der reichhaltigen Potenziale erneuerbarer Energien (vgl. Abb. 1) ist das Land daher auf internationale Unterstützung angewiesen.
Abhängigkeit von fossilen Ressourcen Das westafrikanische Land Nigeria zählt mit mehr als 200 Millionen Menschen zu den bevölkerungsreichsten Ländern der Erde (Esan et al. 2019). Mit einer Wachstumsrate von 2,86 % gehört es in Bezug auf die Bevölkerungszahl auch zu den am schnellsten wachsenden Ländern. Die prognostizierte Einwohnerzahl für das Jahr 2030 liegt bei 281,81 Millionen (Ovwigho et al. 2020, S. 3). In Nigeria, das bis zum Jahr 1960 eine britische Kolonie war, leben 80 % der länd-
lichen Bevölkerung unterhalb der Armutsgrenze (Salisu et al. 2019, S. 261). Mit einem sektorübergreifenden CO2-Ausstoß von 97,1 Millionen t (Stand 2016) gehört das Land zu den stärksten THG-Emittenten des afrikanischen Kontinents (Omoju et al. 2020). Nigeria verfügt sowohl über reichhaltige fossile als auch über erneuerbare Energieressourcen, wobei der Energiemarkt allein auf die fossilen Energieträger Erdöl, Erdgas und Kohle ausgerichtet ist (Esan et al. 2019) – vgl. Abb. 2 und 3. Etwa 30 % der weltweiten Erdöl- und Erdgasfunde im letzten Jahrzehnt wurden in der Sub-Sahara-Region gemacht, wovon der größte Anteil in Nigeria liegt. Nigeria ist nicht zuletzt der größte Ölproduzent des afrikanischen Kontinents und belegt Rang 11 unter den Ölexportierenden Ländern (Osunmuyiwa et al. 2018, S.148 ff.). Die Wirtschaft basiert nicht zuletzt zu 90 % auf den Erträgen aus der Förderung von Erdöl (Ojo et al. 2020, S. 853). Das Land ist damit in hohem Maße abhängig von Ölexporten und wirtschaftlich somit monostrukturiert (Ovwigho et al. 2020) – vgl. Abb. 4. Die Abhängigkeit von einem schwankenden Ölpreis ist dabei immer wieder Auslöser für erhebliche Wirtschaftskrisen. So ist der Rückgang des Bruttoinlandsprodukts von 2,2 % im Jahr 2018 auf den Einbruch des Ölpreises zurückzuführen (Osunmuyiwa et al.
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2018 2018 2018
WERT(E) 6693 PJ | 43 GJ 104,3 Mt −60,8 % 10.142 MW | 2380 MW
QUELLE IEA 2021 IEA 2021 IEA 2021 USAID 2020
2018 2018 2020
75,3 % 17,9 % 8 ct/kWh | 5 ct/kWh
IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021
2020
7832
IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_24
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Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare
Energieziele Nigeria Renewable Energy Maser Plan (REMP) von 2005: Ziele bis 2025 • 38 MW Windkraanlagen • 2000 MW kleine Wasserkraanlagen • Installaon von 4.000.000 Solar Haussysteme 6-Jahres Vertrag mit Siemens: Installaon von 25 GW bis 2025
Erneuerbare 47.0 % Erdöl 38.1 %
Gesamt: 10.728 PJ
Ziel 2030: • gesamte installierte Leistung zw. 30 und 45 GW • Davon 38 % (17,2 GW) EE
Abb. 1 Energieziele Nigeria. (Quellen: Ojo et al. 2020, S. 845; Ovwigho et al. 2020, S. 2)
Erdgas 14.9 %
Abb. 2 Inländische Produktion Nigeria 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Photovoltaik 0.1 %
Erdgas 82.1 %
Gesamt: 36 TWh
Erneuerbare 17.9 %
Wasserkraft 17.8 %
Abb. 3 Strommix Nigeria 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
2018, S.144). Gleichzeitig müssen mehr als 70 % der lokal verbrauchten Ölprodukte, wie Diesel und Benzin, importiert werden (ebd., S. 150), da geeignete Infrastrukturen zur Herstellung der entsprechenden Produkte im eigenen Land fehlen (Ojo et al. 2020, S. 853). Durch mangelnde Instandhaltung und fehlende Investitionen ist auch die zentralisierte
Stromproduktions- und Übertragungsinfrastruktur höchst ineffizient. Von der tatsächlich installierten Kapazität von 14.380 MW stehen lediglich etwa 4500 bis 5000 MW zur Stromproduktion zur Verfügung. Um den nationalen Strombedarf decken zu können, wäre derzeit eine installierte Leistung von 140 GW und im Jahr 2030 eine Leistung von
Abhängigkeit von fossilen Ressourcen
231
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0
Erdgas
935
932
Ölprodukte
36
822
Erdöl
10 0
200
400 Import
600
800
Erdöl 14.7 %
Erdgas 8.9 %
Gesamt: 4738 PJ
Biomasse und Müll 82.3 %
1200
Export
Wasserkraft 0.3 %
Erdöl 8.8 %
1000
Gesamt: 6693 PJ
Erdgas 9.9 %
Biomasse und Müll 75.0 %
Abb. 5 Energiemix Nigeria 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Energiemix Nigeria 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
300 GW nötig (Esan et al. 2019, S. 4 ff.). Davon ist man weit entfernt. Der aktuelle Strommix setzt sich zu 82,1 % aus Erdgas, 17,8 % aus Wasserkraft und 0,1 % aus Photovoltaik zusammen (IEA 2021). Trotz des großen Reichtums an fossilen Ressourcen haben etwa 70 % der Bevölkerung keinen Zugang zu Strom (Kehinde et al. 2018, S. 1086). Der Großteil der Bevölkerung hängt bei der Energieproduktion damit von
traditioneller Biomasse ab (Osunmuyiwa et al. 2018, S. 148) – vgl. Abb. 5 und 6. Hinzu kommt, dass die Stromversorgung sehr instabil ist (Esan et al. 2019, S. 6). Diese Umstände stehen in enger Verbindung mit der hohen Armutsrate, der schlechten Gesundheitsversorgung, einer angespannten Wirtschaftslage, der fehlenden Forschung und Entwicklung sowie einem stark ausgeprägten sozioökonomischen Ungleichgewicht (Adewuyi 2020, S. 78). Als netzunabhängige
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Stromquellen werden zudem emissionsintensive und gesundheitsschädliche Dieselgeneratoren eingesetzt, deren Betrieb aufgrund der importierten Kraftstoffe relativ teuer ist (Babatunde et al. 2019, S. 676). Etwa 60 % der Unternehmen verfügen aktuell über eigene Dieselgeneratoren (Osunmuyiwa et al. 2018, S. 152). Durch diese private kostenintensive Stromerzeugung verlieren die Unternehmen an Produktivität und Wettbewerbsfähigkeit, was insgesamt zur Schwächung und zur Abwanderung des heimischen produzierenden Gewerbes führt (Esan et al. 2019, S. 7). Die prekäre Energieversorgung und politische Instabilität schrecken außerdem ausländische Investoren davor ab, die notwendige technische und wirtschaftliche Entwicklung des Landes weiter voranzutreiben. Auf die mangelnde Verfügbarkeit von Energie reagierte die Regierung im Jahr 2013 mit einer Umstrukturierung und Teil-Privatisierung des Stromsektors (Ovwigho et al. 2020). Die Einführung von elf über das Land verteilten lokalen Energieversorgungsunternehmen sowie von Institutionen, wie der Transmission Company of Nigeria (TCN) und der Rural Electrification Agency (REA), hat die unzureichende Versorgung mit Energie jedoch kaum verbessert (Esan et al. 2019, S. 5).
ossile Industrie erschwert F Energietransformation Bislang zeigen die energiepolitischen Hauptakteure in Nigeria, die Regierung und das zuständige Ministerium, ein geringes Interesse an der Einführung erneuerbarer Energien (Osunmuyiwa et al. 2018, S. 149). Allgemein herrscht die Meinung vor, dass fossile Energieträger die kostengünstigere Alternative sind, sodass eine Diversifizierung des Stromsektors auf Basis erneuerbarer Energien nicht priorisiert wird (Esan et al. 2019, S. 7). Durch umfangreiche Wahlkampffinanzierungen sichert sich die Öl- und Gasindustrie überdies den Ausbau der Öl -und Gasförderung und sorgt so gleichermaßen dafür, dass die Politik eine nachhaltige Energietransformation einschränkt. Dazu gehört unter anderem die starke Subventionierung fossiler Energieträger, sodass Ölprodukte im Vergleich zu erneuerbaren Energien kostengünstiger erscheinen (Osunmuyiwa et al. 2018,
Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare
S. 151 f.). Die große Abhängigkeit der nationalen Wirtschaft von fossilen Energieträgern bildet somit eine der Hauptbarrieren für eine effektive Implementierung erneuerbarer Energien (Ojo et al. 2020, S. 853). Trotz der Dominanz der fossilen Industrie wurden auch Strategien und Pläne für die Entwicklung erneuerbarer Energien erarbeitet, wie der im Jahr 2005 in Zusammenarbeit mit dem United Nations Development Programm (UNDP) entwickelte Renewable Energy Master Plan (REMP), der 2016 veröffentlichte National Renewable Energy Action Plan (NREAP) und die Sustainable Energy for all Action Agenda (SE4ALL-AA) zeigen (Aliyu et al. 2018, S. 2509). Diese Konzepte sollen erneuerbare Energien im nationalen Energiemix etablieren sowie Forschung und Entwicklung vorantreiben. Laut REMP sollen bis zum Jahr 2025 38 MW Windleistung, 2000 MW Leistung im Bereich kleiner Wasserkraftanlagen und 4.000.000 Solar-Haussysteme installiert werden (Ojo et al. 2020, S. 844 f.). Die Ziele für den EE-Ausbau sind jedoch inkonsistent. So besteht das Ziel bis zum Jahr 2030 eine Leistungskapazität von 30 GW aufzubauen, von denen 30 % aus erneuerbaren Quellen stammen sollen. Es liegen jedoch auch Pläne vor, nach denen bis 2030 eine installierte Gesamtleistung von 45,1 GW geschaffen werden soll, worunter die erneuerbaren Energien einen Anteil von 38 % haben würden (Ojo et al. 2020, S. 845). Der National Renewable Energy and Energy Efficiency Policy (NREEEP) von 2015 sieht wiederum einen EE-Ausbau im Stromsektor von 20 % bis 2030 vor (Omoju et al. Januar 2020, S. 3). Insbesondere aufgrund fehlender Investitionen und mangelnder Expertise ist Nigeria bei der Einführung und Anwendung von EE-Technologien noch nicht weit gekommen und stark auf ausländische Initiativen angewiesen (Adewuyi 2020, S. 78). Beispielsweise sollen im Rahmen eines Sechsjahresvertrages mit dem deutschen Unternehmen Siemens das Stromnetz verbessert und eine Leistung von 25 GW bis zum Jahr 2025 installiert werden (Ovwigho et al. 2020). Aktuell mangelt es in Nigeria an einer konsistenten Energiestrategie, die auch die erneuerbaren Energien mehr in den Fokus rückt. Dies ist sowohl auf die dominante Ölindustrie als auch auf die mangelnde politische Stabilität zurückzuführen.
Karten
Wasserkraft dominiert Regenerativstrom Nigeria verfügt über reichhaltige erneuerbare Energiepotenziale (Esan et al. 2019, S. 7). Eine Diversifizierung des Energiesektors auf Basis dieser Alternativen würde nicht zuletzt zu einer Stabilisierung der Energieversorgung und damit zur Aktivierung von Wirtschaft, Wettbewerb und Innovationen beitragen (Ovwigho et al. 2020, S. 5). Auch wenn die Investitionskosten für EE-Technologien in den letzten Jahren drastisch gefallen sind (PV-Module gegenüber 2009 um bis zu 80 %), kann sich der Großteil der in Armut lebenden Bevölkerung erneuerbare Energietechnologien ohne staatliche Unterstützung genauso wenig leisten, wie den Anschluss ans nationale Stromnetz (Ojo et al. 2020, S. 856). Deshalb stellt die traditionelle Biomasse nach wie vor die Hauptenergiequelle dar, die meist in ineffizienten Öfen verbrannt wird und dabei noch gesundheitsschädliche Gase freisetzt (Babatunde et al. 2019, S. 677). Die großen Vorkommen an Biomasse (neben den traditionellen agrarischen und tierischen Abfällen insbesondere auch Abfallprodukte von Ölpalmen) könnten durchaus mit höherer Effizienz in modernen Biogasanlagen genutzt und dabei Strom und Wärme produziert werden (Kehinde et al. 2018, S. 1092). Doch noch ist die Wasserkraft die dominante regenerative Stromquelle, die mit fast 20 % den größten Anteil unter den erneuerbaren Energien am Strommix hat. Es existieren drei große Staudämme: Shiroro (600 MW), Jebba (576 MW) und Kainji (760 MW) (Esan et al. 2019, S. 7), deren installierte Leistung zusammen lediglich 14 % des landesweiten Wasserkraftpotenzials von 14.750 MW entspricht. Aktuell wird das Mambila-Wasserkraftwerk mit einer Leistung von 3050 MW in Taraba State mit chinesischer Finanzhilfe errichtet und voraussichtlich im Jahr 2030 in Betrieb genommen (Aliyu et al. 2018, S. 2510). Neben dem hydroenergetischen Potenzial besitzt Nigeria aber auch ein sehr großes Solarpotenzial, denn das Land liegt im Sonnengürtel zwischen 5 und 15 Grad nördlicher Breite und hat damit eine durchschnittliche Sonnenscheindauer von 7–9 Stunden und eine Global-
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strahlung von 3,5 kWh/m2/Tag im Süden und 7 kWh/m2/Tag in nördlichen Regionen (Esan et al. 2019, S. 10). Mit dieser Sonnenstrahlung könnte täglich eine Strommenge produziert werden, die einem Äquivalent von 1082 Millionen Tonnen Rohöl entspricht (Osunmuyiwa et al. 2018, S. 149). Wenn man ein Prozent der Landesfläche mit PV-Modulen bedecken würde, könnten pro Jahr 1.850.000 GWh Strom produziert werden, also mehr als die 100-fache Menge, die aktuell an Strom produziert wird (Aliyu et al. 2018, S. 2510). In den letzten fünf Jahren ist zumindest ein leichter Zuwachs an PV-Anlagen und an Unternehmen, die in der PV-Branche tätig sind, zu verzeichnen (Ojo et al. 2020, S. 856). Im Norden des Landes hat eine französische Firma den mit einer Leistung von 1000 MW größten PV-Park Nigerias errichtet (Aliyu et al. 2018, S. 2510). Windkraft wird bislang selten zur Stromproduktion genutzt. Häufiger wird sie in der Landwirtschaft für Bewässerungszwecke eingesetzt. Gute Bedingungen für die Windenergie gibt es aber, und zwar v. a. im Norden des Landes, in der Region um Sokoto und Kano sowie in den Regionen im Nordosten um die Städte Maiduguri und Pokiskum (Esan et al. 2019, S. 8). Nicht zuletzt wurde der erste Windpark in Nigeria, bestehend aus 37 Windturbinen mit einer Höhe von 55 m und einer Leistung von 10 MW, nahe der im Norden liegenden Stadt Katsina errichtet (Aliyu et al. 2018, S. 2510). Allgemein stellen hybride Anlagen, bestehend aus zwei oder mehreren EE- Technologien sowie einem Dieselgenerator für den Notfall, eine effiziente Strategie zur Elektrifizierung des ländlichen Raums dar (Salisu et al. 2019, S. 262). Der Weg der Energietransformation ist jedoch weit und beschwerlich, da ein Großteil der Bevölkerung noch in Energiearmut lebt und daher nicht an der Energieproduktion partizipieren kann.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe sowie Standorte von Gaskraftwerken. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Nigeria – Reichtum an fossilen Ressourcen als Barriere für Erneuerbare
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Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas
Mit der umfangreichen Nutzung von Wasserkraft ist Norwegen im internationalen Vergleich ein Vorreiter der emissionsarmen Energieversorgung (vgl. Tab. 1), ebenso wie bei der Dekarbonisierung des Gebäude- und Verkehrssektors (vgl. Abb. 1). Das durch die Produktion fossiler Rohstoffe zu Wohlstand gekommene Land ist aber auch ein wichtiger Ölund Gasexporteur für die Europäische Union. Vor dem Hintergrund fehlender Speicherkapazitäten für europäischen EE-Strom übernimmt Norwegen zudem die Rolle der „grünen Batterie“ Europas.
Kraft des Wassers Norwegen zählt zu den wenigen Ländern, deren Strommix sich nahezu vollständig (98,1 %; vgl. Abb. 2) aus erneuerbaren Energien zusammensetzt (IEA 2021). Dies ist vor allem auf die einzigartigen Standortpotenziale der Wasserkraft zurückzuführen, die in Abhängigkeit von der jährlichen Niederschlagsmenge zwischen 93 % und 99 % der Stromproduktion generiert (Xue et al. 2021, S. 4; Koasidis et al. 2020, S. 13). Mit einer installierten Leistung von 32.530 MW ist Norwegen der größte europäische Stromproduzent im Bereich Wasserkraft und der achtgrößte weltweit (Statista 2021a). Die Entwicklung der Wasserkraft seit dem Beginn
des 19. Jahrhunderts ging in Norwegen Hand in Hand mit der Industrialisierung und dem Aufbau einer elektro- metallischen Industrie zur Verarbeitung und Produktion der umfangreichen heimischen Mineralien. Nach dem Ausbauboom großer Wasserkraftwerke zwischen 1950 und 1980 kamen bis zu den 2000er-Jahren kaum noch neue Installationen hinzu (Tellefsen et al. 2020, S. 28). Dies war auch nicht zwingend notwendig, denn aufgrund der massiven Wasserkraftressourcen hat Norwegen in neun von zehn Jahren einen massiven Stromüberschuss, der gespeichert oder sogar exportiert werden kann (Inderberg et al. 2019, S. 182) – vgl. Abb. 3. Norwegen allein verfügt über die Hälfte der Wasserkraftspeicherkapazität Europas, womit auch zwei Drittel des eigenen Strombedarfs gedeckt werden können (Overland 2019, S. 84; Scheben et al. 2020, S. 2). Die drei größten Stromunternehmen Statkraft, Adgr Energi und E-con haben zusammen einen Anteil von 40 % (Statkraft 28 %) an der norwegischen Stromproduktion (IEA 2017, S. 113). Im Rahmen des Nord Pool-Stromaustauschmarktes stehen die skandinavischen und baltischen Staaten in enger Kooperation miteinander beim Stromhandel. Dadurch kann die Stromproduktion aus Wasserkraft in den nördlichen skandinavischen Ländern bei Bedarf durch thermische Kraftwerke und Windkraft im Süden Skandinaviens ergänzt werden. Andererseits fungiert Norwegen als Stromnetzstabilisator für die
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2019
WERT(E) 994 PJ | 186 GJ 441 Mt −719 % 1108 MW | 34.240 MW 56,0 % 98,1 % 4 ct/kWh | 9 ct/kWh 16.791 628 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Tellefsen et al. 2020 IEA 2021 IEA 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_25
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Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas
Energieziele Norwegen Reduktion der THG Emissionen bis 2030um 40 % gegenüber 2005 Ausbau der Förderung von fossilen Rohstoffen in der norwegischen Arktis Nationaler Transport Plan 2018–2029 • Reduktion der Emissionen im Verkehrssektor um 50–55 % • Ab 2025 nur noch Zulassung von emissionsfreien Personenkraftwagen
Abb. 1 Energieziele Norwegen. (Quellen: Koasidis et al. 2020, S. 4, 12; Morgunova 2020, S. 73)
südlich gelegenen Länder (Tellefsen et al. 2020, S. 29). Im Vergleich zu andern OECD-Staaten ist Norwegen mit einem EE-Anteil von 56 % am Energiemix bereits heute eine emissionsarme Wirtschaft (IEA 2021; Inderberg et al. 2019, S. 183) – vgl. Abb. 4 und 5. Umso paradoxer erscheint es, dass Norwegen zu den größten Exporteuren fossiler Energieträger zählt. Nach Russland, Katar und den USA war Norwegen im Jahr 2019 der viertgrößte Erdgasexporteur (Statista 2021b). Die Öl- und Gasindustrie haben mit einem Anteil von 14 % am BIP des Landes und 200.000 Arbeitsplätzen eine große wirtschaftliche Bedeutung. Erst kürzlich wurden die Ressourcenschätzungen für die norwegische Arktis verdoppelt und die norwegische Erdölbehörde Oljedirektoratet prognostiziert für die kommenden Jahre einen Rekordzuwachs beim Produktionsvolumen in der Öl- und Gasproduktion (Morgunova 2020, S. 73). Norwegen exportiert zwei Drittel des geförderten Rohöls sowie nahezu das gesamte Erdgas (Koasidis et al. 2020, S. 3) – vgl. auch Abb. 6. Mit jeweils 97 % gehen nahezu alle Öl- und Gasexporte in die Europäische Union (Overland 2019, S. 76). Für die EU ist Norwegen mit 12 % bzw. 23 % der zweitgrößte Öl- und Gaslieferant (Hofmann et al. 2019, S. 158).
Wind 4.1 % Biomasse 1.5 %
Kohle 0.1 % Erdgas 1.7 % Erdöl 0.1 %
Gesamt: 134 TWh
Erneuerbare 98.1 %
Wasserkraft 92.2 %
Andere 0.2 %
Abb. 2 Strommix Norwegen 2019. (Datengrundlage: IEA 2021)
Kraft des Wassers
241
Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
1000
135
207
Ölprodukte
Strom
3000
5000
2614
932
0
4002
44 44 Import
Export
Kohle 1.7 % Erneuerbare 38.3 %
Kohle 3.4 % Erneuerbare 56.0 %
Gesamt: 1342 PJ
4000
33 2
Erdöl
Erdgas
2000
Erdöl 38.2 %
Erdöl 19.7 %
Gesamt: 994 PJ Erdgas 20.9 %
Erdgas 21.8 %
Abb. 4 Energiemix Norwegen 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Norwegen 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
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Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas Erneuerbare 6.6 %
Gesamt: 8179 PJ
Erdöl 41.8 %
Erdgas 51.6 %
Abb. 6 Inländische Produktion Norwegen 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
ekarbonisierung des Gebäude- und D Verkehrssektors Norwegen profitiert finanziell stark vom internationalen Ölund Gashandel, weshalb dem Land eine besondere Verantwortung im Kampf gegen den Klimawandel zukommt (Overland 2019, S. 88). In Bezug auf klima- und energiepolitische Fragen steht Norwegen daher in enger Kooperation mit der Europäischen Union. Als Mitglied des europäischen Wirtschaftsraumes ist Norwegen nicht zuletzt dazu verpflichtet, relevante europäische Energiegesetze umzusetzen und am europäischen Emissionshandelssystem (EU-EHS) teilzunehmen. So verpflichtete sich Norwegen dazu, bis zum Jahr 2020 einen EE-Anteil am gesamten Energieverbrauch
von 67,5 % zu erreichen (Stand 2019: 56 %) (Inderberg et al. 2019, S. 184) sowie die THG-Emissionen bis zum Jahr 2030 um 40 % gegenüber dem Bezugsjahr 2005 zu senken (Koasidis et al. 2020, S. 12). Neben dem Handel mit fossilen Ressourcen nimmt die Bedeutung Norwegens beim europäischen Stromaustausch stetig zu. Indem Norwegen überschüssig produzierten Solar- und Windstrom aus den EU-Ländern zu günstigen Preisen importiert und nutzt, werden in Norwegen Wasserkraftressourcen geschont. Umgekehrt wird bei geringer Wind- und Solarstrom produktion innerhalb Europas der norwegische Strom aus Wasserkraft in die EU-Staaten exportiert. So fungiert Norwegen als Energiespeicher, der dabei hilft, die Stromnetze zu stabilisieren. Im Übrigen bestehen beidseitig große Bestrebungen, die Potenziale Norwegens als „grüne Batterie Europas“ weiter auszubauen (Overland 2019, S. 78). Die Verbindungen zu den Nachbarländern sind für Norwegen aufgrund der jährlichen Variationen in der Stromproduktion aus Wasserkraft nicht zuletzt auch ökonomisch sinnvoll (Tellefsen et al. 2020, S. 29). Über den Nord Pool-Austauschmarkt hinaus werden daher Verbindungen mit den Niederlanden, Deutschland und Großbritannien ausgebaut (Hofmann et al. 2019, S. 158). Für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien wurde im Jahr 2010 in Norwegen und Schweden ein länderübergreifendes technologieneutrales Förderschema, mit handelbaren grünen Zertifikaten, eingeführt. Ziel dabei ist es, die Stromproduktionskapazität aus erneuerbaren Energien bis 2020 um 28,4 TWh auszubauen (Inderberg et al. 2019, S. 184). Über das EU-EHS und die nationale CO2Steuer für die Öl- und Gasindustrie sowie den Transport- und Wärmesektor werden 80 % der norwegischen Emissionen abgedeckt (IEA 2017, S. 35). Im Gebäudesektor haben hohe Anforderungen an die Energieeffizienz sowie ein Verbot neuer fossil-basierter Heizungen ab dem Jahr 2020 bereits zu einer drastischen Senkung der Emissionen geführt (Nykamp 2020, S. 12). Außerdem schreibt der 2016 veröffentlichte nationale Transport Plan 2018–2029 die Reduktion der Emissionen im Verkehrssektor um 50–55 % vor. Ab dem Jahr
Karten
2025 müssen darüber hinaus alle neu zugelassenen Personenkraftwagen emissionsfrei sein (Koasidis et al. 2020, S. 4). Mit einem Anteil von 22,6 % E-Autos an den Neuzulassungen im Jahr 2017 (Vergleich Deutschland: 0,7 %) (Destatis 2021) ist Norwegen nicht zuletzt ein Vorreiter bei der Elektrifizierung des Verkehrssektors (Ryghaug und Skjølsvold 2021). Diese positive Entwicklung wird durch umfangreiche Subventionen gestützt, von Forschungsprojekten flankiert und durch den Ausbau der Ladeinfrastruktur verstetigt (Koasidis et al. 2020, S. 13).
Große Windpotenziale ungenutzt Der Stromsektor Norwegens wird von der Wasserkraft dominiert. Um den regenerativen Energiemix zu diversifizieren, sollen daher weitere erneuerbare Energieressourcen in Wert gesetzt werden. Ziel ist es dabei auch, die Energiesicherheit zu erhöhen und die Vulnerabilität gegenüber Phasen mit geringem Niederschlag, Strommangel und entsprechend hohen Strompreisen zu verringern (Inderberg et al. 2019, S. 183). Der EE-Ausbau jenseits der Wasserkraft verlief ab den 2000er-Jahren im Gegensatz zu den meisten europäischen Staaten aber eher schleppend (Tellefsen et al. 2020, S. 28). Ein Grund dafür ist, dass Norwegen mit der günstigen und überschüssigen Stromproduktion aus Wasserkraft einen der niedrigsten Strompreise in Europa hat. Dadurch sind Investitionen in andere Technologien wenig attraktiv und es werden vorrangig Modernisierungsmaßnahmen an Wasserkraftwerken vorgenommen (Overland 2019, S. 86). Da es sich bei den im Jahr 2012 eingeführten grünen Zertifikaten um eine technologieneutrale EE-Förderung handelt, wird die weniger kostenintensive, bereits etablierte Wasserkraft der Windkraft und Solarenergie vorgezogen, die beide kostenintensiver und auf dem norwegischen Strommarkt kaum entwickelt sind (Steen und Hansen 2018, S. 201). Das staatliche und größte Energieunternehmen in Norwegen Equinor hat neben dem Hauptgeschäft der Ölund Gasproduktion zwar auch eine Sparte für Wind- und
243
Solarenergieprojekte, jedoch liegt der unternehmerische Fokus hauptsächlich auf dem Ausbau der kontrovers diskutierten Ressourcenförderung in der Arktis (Overland 2019, S. 82). Die Windenergie ist mit einer installierten Leistung von 1,7 GW im Jahr 2019 (Gesamtkapazität des Landes: 35,3 GW) und einem Anteil von 4,1 % am Strommix (IEA 2021) daher im Vergleich zu den Nachbarländern stark unterentwickelt (Tellefsen et al. 2020, S. 28). Trotz des umfangreichen Potenzials für Offshore- Windenergie, mit einer 100.000 km langen Küstenlinie und hohen Windhöffigkeiten, ist Norwegen der einzige Nordseeanrainer ohne kommerzielle Offshore-Windprojekte (Steen und Hansen 2018, S. 197). Dabei wurde gerade der norwegischen Offshore-Windindustrie zu Beginn der 2000er-Jahre ein großes Potenzial prognostiziert. Sie wurde sogar als geeignete ökonomische Alternative zur damals in die Krise geratenen Ölund Gasindustrie betrachtet. Doch mit der Erholung des fossilen Industriesektors Ende der 2000er-Jahre wurden die umfangreichen Fördermaßnahmen für die Offshore-Windenergie wieder eingestellt (Steen und Hansen 2018, S. 191). Norwegen hat sich auf den Ausbau der Wasserkraft konzentriert und seine potenzielle Rolle als Vorreiter beim Ausbau der Offshore-Windenergie nicht wahrgenommen (Overland 2019, S. 84). Für die nächsten Jahre prognostiziert die Behörde für Wasserressourcen und Energie Norges vassdragsog energidirektorat (NVE) jedoch einen Anstieg der Windenergieproduktion (Inderberg et al. 2019, S. 181). Auch wenn die Solarenergie aufgrund der nördlichen Breitenlage und der geringen solaren Intensität bislang kaum eine Rolle spielt, wird im Süden Norwegens durchaus ein gewisses Ausbaupotenzial gesehen (Xue et al. 2021). Die Stabilisierung dieses volatilen Energieträgers könnte dann durch die eigene Wasserkraft erfolgen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
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Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe. (Quelle siehe Abbildung)
Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas
Karten
Abb. 8 Wasserkraft. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Norwegen – „Grüne Batterie“ Europas
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien
Aufgrund günstiger natürlicher Voraussetzungen sowie der Einführung attraktiver Fördermechanismen in Form von grünen Zertifikaten und Ökostromquoten erlebte der Windenergieausbau in Rumänien zwischen 2008 und 2013 regelrecht eine Hochphase (vgl. Tab. 1). Anpassungen in der Förderpolitik während der letzten zehn Jahre bremsten die dynamische Entwicklung jedoch aus und stellen damit die ursprünglich anvisierte Transformation (vgl. Abb. 1) des Energiesystems infrage.
Wasserkraft mit großer Tradition Von der Revolution 1989 und der wirtschaftlichen Rezession in den 1990er-Jahren hat sich Rumänien erholt und erlebt seit der Jahrtausendwende ein stetiges Wachstum beim BIP und den Beschäftigtenzahlen (Emir und Bekun 2019, S. 430). Parallel dazu brach der Stromverbrauch im Zeitraum zwischen 1990 und 1999 um fast 36 % ein. Dieser stieg in den Folgejahren jedoch wieder an und lag im Jahr 2018 etwa 27 % über dem Niveau von 1999 (IEA 2021). Die Inlandsproduktion deckt aktuell 70 % des gesamten Energiebedarfs. Rumänien verfügt neben seinen Erdgas-, Erdöl-, Kohle- und Uranressourcen auch über erneuerbare Energiequellen, vor allem im Bereich Wasser- und Windkraft (Emir und Bekun 2019, S. 430) – vgl. Abb. 2. Ergänzend zur inländischen Pro-
duktion werden Erdöl, Erdgas und Kohle importiert (vgl. Abb. 3), und zwar überwiegend aus Russland (AHK Rumänien 2015, S. 19). Mit ca. 25 % ist die Importabhängigkeit im EU-weiten Vergleich gering. Die Endverbraucherpreise für Erdgas und Strom liegen insgesamt weit unter dem EU-Durchschnitt (Global Petrol Prices 2021). Dennoch muss betont werden, dass weite Teile der Erzeugungs- und Übertragungsinfrastruktur aus den 1960er- bis 1980er-Jahren stammen und dementsprechend nicht mehr auf dem aktuellen technischen Stand sind (Năstase et al. 2018, S. 529). Rumäniens Energiemix stellt sich folgendermaßen dar: Erdgas und Erdöl weisen mit jeweils 29 % die größten Anteile auf (vgl. Abb. 4 und 5). Seit dem Jahr 1990 geht der Erdgasanteil am Energieverbrauch stetig zurück, während der Anteil von Erdöl und erneuerbaren Energien angestiegen ist (Aceleanu et al. 2018, S. 1418). Die CO2-Emissionen haben sich im Zeitraum von 1990 bis 2018 um 57 % verringert (IEA 2021). Unter den regenerativen Energiequellen stellt die Biomasse die meistgenutzte Energieform dar, wenn alle Energiesektoren berücksichtigt werden, denn das Heizen von Gebäuden erfolgt primär auf Basis von Brennholz (Cîrstea et al. 2018, S. 15). Beim Stromsektor stellt sich die Aufteilung etwas anders dar: Knapp zwei Drittel des regenerativen Stroms stammen von Wasserkraftwerken, gefolgt von Windund Solarenergieanlagen (vgl. Abb. 6). Wasserkraft spielt in der rumänischen Tradition der Energieversorgung nicht zu-
Tab. 1 Auf einen Blick. PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl PV | Biomasse | Wind
JAHR 2018 2019 2018 2018 2018 2019 2019
WERT(E) 1415 PJ | 71 GJ 71 Mt 24,6 % 11.022 MW | 10.885 MW 18,4 % 41,3 % 70 | 9 | 1600
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
2020 2020
10,3 ct/kWh | 14,4 ct/kWh 59.933
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 EIA 2020 IEA 2021 IEA 2021 Research Factory 2021; windeurope.org 2021 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_26
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250
Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien
letzt eine zentrale Rolle, denn bereits im Jahr 1896 wurde bei Sadu das erste Wasserkraftwerk des Landes (Sadu I), das dritte seiner Art weltweit und ohne einen Stausee, eingeweiht (AHK Rumänien 2015, S. 22). Durch die 14 Groß- und acht Kleinwasserkraftwerke sind etwa drei Viertel des hydroenergetischen Potenzials des Landes erschlossen (Cîrstea et al. 2018, S. 14). Zur Stabilisierung der Energieversorgung wurde zudem im Jahr 1969 das erste und bisher einzige
Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan 2021–2030 Ziele bis 2030
43,9 , % 2%
weniger Emissionen in ETS-Sektoren (im Vergleich zu 2005)
weniger Emissionen außerhalb der ETS-Se ETS-Sektoren
45,1 %
(im Vergleich zu 2005)
Reduktion des Energieverbrauchs
(im Vergleich zur PRIMES 2007 Prognose für 2030)
Erdöl 14.0 % Erneuerbare 24.3 %
30,7 %
… am Energieverbrauch
49,4 %
… im Stromsektor
14,2 %
… im Verkehrssektor
33,0 %
… im Wärmesektor
Gesamt: 1049 PJ
Gesamt : 5.388 PJ
Kernenergie 11.8 % Erdgas 33.8 %
Kohle 16.0 %
Abb. 1 Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan 2021–2030: Ziele bis 2030. (Quelle: Romanian Government 2020)
Abb. 2 Inländische Produktion Rumnänien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
38
0
Erdöl
380
2 110
Ölprodukte
Erdgas
226
51
1 13 22
Strom 0
50
100
150 Import
200 Export
250
300
350
400
Folgen des EU-Beitritts
251
Erneuerbare 13.6 % Erneuerbare 18.4 %
Erdöl 24.8 %
Erdöl 28.7 %
Kernenergie 7.3 %
Gesamt: 1674 PJ
Kernenergie 8.8 %
Kohle 23.9 %
Kohle 15.0 %
Erdgas 30.4 %
Abb. 4 Energiemix Rumänien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Gesamt: 1415 PJ
Erdgas 29.1 %
Abb. 5 Energiemix Rumänien 2018 Australien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdöl 1.0 % Erdgas 15.4 %
Wind 11.3 %
Photovoltaik 2.9 % Biomasse 0.8 %
Gesamt: 60 TWh
Kohle 23.6 %
Erneuerbare 41.3 %
Wasserkraft 26.2 %
Kernenergie 18.7 %
Abb. 6 Strommix Rumnänien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Atomkraftwerk (Cernavoda), bestehend aus zwei Reaktorblöcken, errichtet (Năstase et al. 2018, S. 530).
Folgen des EU-Beitritts Im Zuge der Vorbereitung zum EU-Beitritt im Jahr 2007 war der rumänische Energiemarkt großen Veränderungen unterworfen (dena 2013, S. 17). Das Land schlug einen Weg der Reformierung und Modernisierung seines bis dahin staatlich
dominierten Energiesektors ein, indem unter anderem Gasübertragungs- und Stromversorgungsunternehmen auf geteilt und privatisiert wurden (Marinescu 2020). So steht dem Endverbraucher durch einen mittlerweile vollständig liberalisierten Strommarkt die Wahl der Strom- und Gaslieferanten offen (AHK Rumänien 2015, S. 29). Über 70 % der im Energiesektor tätigen Unternehmen sind mittlerweile in privater Hand (Paun und Paun 2017, S. 545). Die EU- Mitgliedschaft wirkte sich darüber hinaus auf den Ausbau erneuerbarer Energien aus. So hat sich Rumänien der EU-
252
Strategie im Rahmen des Kyoto-Protokolls angeschlossen, in dem es darum geht, die Kohlenstoffdioxidemissionen durch den verstärkten Ausbau erneuerbarer Energiequellen zu verringern (Emir und Bekun 2019, S. 430). Zu diesem Zweck wurde im Jahr 2007 die rumänische Energiestrategie im Einklang mit EU-Richtlinien entwickelt. Außerdem wurde das regenerative Energiepotenzial des Landes ermittelt (Aceleanu et al. 2018, S. 1418). Die Energiestrategie bildet die Grundlage des energiepolitischen Handelns, das die Entwicklung einer diversifizierten, wettbewerbsfähigen, sicheren und kostengünstigen E nergieversorgung, verstärkten Umweltschutz sowie die Erhöhung von Investitionen bei der Erweiterung der regenerativen Produktionskapazitäten in den Mittelpunkt rückt (Calopereanu und Calopereanu 2017, S. 28). Die Entwicklung der erneuerbaren Energien intensivierte sich im Jahr 2008, als mit der Einführung von grünen, handelbaren Zertifikaten im Rahmen des Gesetzes Nr. 220/2008 starke Anreize für eine Energietransformation geschaffen wurden (Năstase et al. 2018, S. 523). Erzeuger von Strom aus regenerativen Quellen erhielten pro eingespeiste Megawattstunde eine gesetzlich bestimmte Anzahl an Zertifikaten, die zu einem Preis, der sich zwischen 26 und 59 € bewegte, an der Börse gehandelt werden konnten (dena 2013, S. 10). Ergänzend dazu sah das Gesetz ein Quotensystem für Strom aus erneuerbaren Kraftwerken mit einer Nennleistung von mehr als einem Megawatt vor, welches Energieversorger dazu verpflichtete, eine von der nationalen Regulierungsbehörde für Energie – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) – festgelegte Menge an Ökostrom abzunehmen. Der Handel von Zertifikaten stellt für Erzeuger von regenerativem Strom eine zweite Einnahmequelle neben dem Verkauf von Strom dar (Atănăsoae et al. 2019, S. 386). Durch die hohen Subventionen in den Jahren 2010 bis 2012 erlebten die erneuerbaren Energien einen bemerkenswerten Schub, insbesondere im Bereich Windenergie (Marinescu 2020, S. 7). Mit dem Ziel, die Stromkosten der Industrie und der privaten Haushalte zu senken, wurden einige der Anreize im Jahr 2013 aber wieder zurückgenommen. So wurde beispielsweise die Zahl der ausgegebenen Zertifikate verringert (Câmpeanu und Pencea 2014, S. 135). Dennoch dauerte der Windenergieausbau noch eine Zeit lang an, was auf Projekte zurückzuführen war, deren Finanzierung bereits vor den Gesetzesänderungen gesichert war bzw. die sich bereits im Bau befanden (Chioncel et al. 2017, S. 5). Infolge der Subventionskürzungen legten auch große ausländische Unternehmen, wie CEZ oder Enel Green Power, ihre Inves titionspläne auf Eis, worauf die Entwicklung neuer Produktionskapazitäten für erneuerbare Energien stark einbrach (Marinescu 2020, S. 7; Radu et al. 2020). Die Grundlage für das zukünftige energiepolitische Handeln bildet nun die Nationale Energiestrategie für den Zeitraum 2015 bis 2035, die im Rahmen einer öffentlichen De-
Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien
batte, unter der Beteiligung von Experten aus Wissenschaft, Wirtschaft und Gesellschaft, erarbeitet wurde. Diese sieht unter anderem den Bau von zwei weiteren Kernreaktoren im Kraftwerk Cernavoda, einen Ausbau der hydroenergetischen und regenerativen Erzeugungskapazitäten, die Weiterentwicklung der Übertragungsnetze sowie die Entwicklung von Smart Grids vor (Calopereanu und Calopereanu 2017, S. 29 f.). Auch Energieeffizienz und Repowering veralteter Kraftwerke sind Teil der Energiestrategie (Radu et al. 2020). Im Rahmen des integrierten nationalen Energie- und Klimaplans hat sich Rumänien auch zu einem Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch von 30,7 % bis 2030 verpflichtet (Romanian Government 2020). Im Wärmesektor gilt es, den in die Jahre gekommenen Gebäudebestand entsprechend den EU-Vorgaben energetisch zu sanieren und Wärmeverlusten sowie überhöhten Energieverbräuchen vorzubeugen (Muresan und Attia 2017, S. 349). Beispielhaft hierfür steht das Green House Program, das privaten Haushalten einen Zuschuss für die Installation von regenerativen Heizsystemen gewährt (Aceleanu et al. 2018, S. 1426). Aufgrund der teils prekären sozialen Verhältnisse werden sich jedoch nur einige Haushalte Investitionen in erneuerbare Technologien leisten können.
Quo vadis Erneuerbare Die günstigen natürlichen Voraussetzungen in Verbindung mit der zunächst großzügigen Subventionspolitik sorgten für eine dynamische Entwicklung der erneuerbaren Energien, insbesondere im Bereich der Windkraft, wodurch Rumänien in den Jahren 2010 bis 2013 zu den aufstrebenden Windenergiemärkten innerhalb Europas zählte (Aceleanu et al. 2018, S. 1424). Das Beratungsunternehmen Ernst & Young stufte Rumänien in seinem globalen Country Attractiveness Index-Ranking 2012 auf Platz 10 der attraktivsten Länder ein und bezeichnete es als einen „leuchtenden Stern der erneuerbaren Energien in Osteuropa“ (Câmpeanu und Pencea 2014, S. 130). So wurde Rumänien das erste Land in Europa, das seine EU-definierten Ziele beim Anteil erneuerbarer Energien am Strommix von 24 % bereits 2015 und damit fünf Jahre vor der gesetzten Frist erreichen konnte (Cîrstea et al. 2018). Der Markt für erneuerbare Energien wird dabei von großen ausländischen Energiekonzernen, wie ENEL, CEZ oder EON, dominiert, die primär in Großprojekte investieren. Mit einer Nennleistung von durchschnittlich 40 MW je Windpark liegt Rumänien weit über dem europäischen Durchschnitt (Chioncel et al. 2017, S. 7). Die regenerative Energiebranche ist aufgrund mangelnder finanzieller Ressourcen zwingend auf private Kapitalzuflüsse aus dem Ausland angewiesen (Paun und Paun 2017, S. 545). So zählen deutsche Akteure beim Bau von Windparks mit ihren Milliardeninvestitionen zu den größten Geldgebern (Cîrstea et al. 2018, S. 12). Begünstigt durch die hohen Windgeschwindigkeiten und die geringe Bevölkerungsdichte sind die Berg- und Küstengebiete bzw. die Regionen
Karten
Moldau und Dobrudscha ideale Standorte für die Windenergienutzung (Aceleanu et al. 2018, S. 1425). Durch die Errichtung zahlreicher Windparks wurde speziell die Dobrudscha-Region, in der sich über 85 % der installierten Windleistung Rumäniens befindet, einer der wichtigsten Windstandorte Osteuropas (Cîrstea et al. 2018, S. 10). Diese dynamische Entwicklung schwächte sich während der letzten Jahre jedoch stark ab. Unberechenbarkeiten bei Regierungsentscheidungen und Gesetzgebung im Bereich der Förderung erneuerbarer Energien schürten Unsicherheiten bei in- und ausländischen Investoren (Paun und Paun 2017, S. 545). Für kleinere Projekte mangelt es bis dato gänzlich an staatlicher Unterstützung (Atănăsoae et al. 2019, S. 385). Darüber hinaus behindern bürokratische Hürden, Probleme beim Netzanschluss mit dem Netzbetreiber Transelectrica und Lobbytätigkeiten etablierter Energieversorger den Ausbau erneuerbarer Energien (Marinescu 2020). Bei der Solarenergie sieht es nicht besser aus. Die installierte Leistung ist bei dieser Technologie mit 1,39 GW relativ gering und konzentriert sich vor allem auf die zentralen und südlichen Landesteile (Renewable Market Watch 2020).
253
Der größte Solarpark, mit einer installierten Leistung von 82 MW und einer Fläche von 200 ha, wurde im Jahr 2013 in Betrieb genommen und befindet sich in Ucea de Sus (Kreis Brasov). Insbesondere der Süden und die Schwarzmeerregion, die eine durchschnittliche Sonnenscheindauer von etwa 2.300 Stunden pro Jahr aufweisen, besitzen große solarenergetische Ausbaupotenziale (Năstase et al. 2018, S. 523 ff.), die es mit Blick auf die internationalen Klimaziele zu nutzen gilt. Auch bestehen große Entwicklungsmöglichkeiten bei der Installation von solarthermischen Anlagen zur Erzeugung von Wärme (Muresan und Attia 2017, S. 362). Die labile wirtschaftliche Situation konterkariert jedoch immer wieder eine nachhaltige Dynamik bei der Transformation des Energiesystems.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
254
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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256
Rumänien – Stillstand beim Ausbau erneuerbarer Energien
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung).
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Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung
Die Förderung und der Export von Erdöl, Erdgas und Kohle sind von immenser politischer und wirtschaftlicher Be deutung für Russland (vgl. Tab. 1). Bislang verfolgt das Land keinen konsistenten Plan zur Umgestaltung des Energie systems in Richtung eines höheren Anteils erneuerbarer Energien (vgl. Abb. 1). Vielmehr ist Russland daran interes siert, seine fossilen Energieressourcen geostrategisch zu in strumentalisieren, was mit dem Beginn des Angriffskrieges auf die Ukraine und die Drosselung der Gaslieferungen nach Europa offensichtlich geworden ist.
ig Player auf internationalen B Energiemärkten Russland ist ausgestattet mit großen Öl-, Gas-, Kohle- und Uranvorkommen, insbesondere in den entlegenen Regionen Sibiriens und des Fernen Ostens (Höök et al. 2008; Karacan et al. 2021). Rohöl, Erdgas und Kohle machen zusammen etwa 95 % der inländischen Energiegewinnung aus und wer den über den heimischen Bedarf hinaus für den Export bereitgestellt (vgl. Abb. 2 und 3). Mit einem Anteil von 10 % an der weltweiten Energieproduktion zählt Russland zu den größten Öl-, Gas- und Kohleproduzenten (Mitrova und Mel nikov 2019, S. 74). Nach China und den USA ist Russland der drittgrößte Energieproduzent der Erde und exportiert etwa die Hälfte der gewonnenen Energieressourcen (IEA
2021). Für die Europäische Union ist die russische Födera tion der Hauptlieferant bei Öl, Gas und Kohle sowie einer der wichtigsten Uranproduzenten (Siddi 2018, S. 1554). Be reits zu sowjetischen Zeiten beruhte die Industrialisierung auf der Nutzung heimischer natürlicher Ressourcen. Heute machen fossile Energien mehr als die Hälfte der staatlichen Einnahmen aus (Tynkkynen 2020, S. 270). Wirtschaftlich ist die Föderation daher stark von Erdgas- und Erdölexporten und damit von den Entwicklungen auf den internationalen Energiemärkten abhängig (Mikhaylov 2019, S. 375), was ein erheblicher geostrategischer Nachteil sein kann. Nach der Jahrtausendwende konnten die Energieausfuhren drastisch gesteigert werden, wodurch es Russland gelang, seine Position als Energiesupermacht und den damit ver bundenen geopolitischen Einfluss auf die Abnehmerländer zu stärken (Mitrova und Melnikov 2019, S. 74). Der Einbruch der Ölpreise im Jahr 2015, der nach Angaben von Gazprom die Gasexporte um bis zu 25 % schrumpfen ließ, traf die rus sische Wirtschaft jedoch hart (Mikhaylov 2019, S. 378). Die Forderung nach einer weltweiten Dekarbonisierung und der Bedeutungsgewinn der unkonventionellen Öl- und Gas förderung wird nicht zuletzt zur wirtschaftlichen Bedrohung für das Land (Henderson und Mitrova 2020, S. 93; Siddi 2018, S. 1556). Als die Corona-Pandemie zu einem Einbruch der weltweiten Energienachfrage führte, weigerte sich Russ land zunächst, ein Abkommen mit der OPEC und Saudi-Ara bien zur Reduzierung seiner Ölfördermengen zu unter
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Solar | Biomasse
JAHR 2018 2019 2018 2019 2018 2019 2019
WERT(E) 31.837 PJ | 222 GJ 1533 Mt −92,2 % 163.776 MW | 52.728 MW 3,3 % 18,0 % 564 | k. A. | k.A.
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
2020 2020
7,5 ct/kWh | 5,3 ct/kWh 73.104
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Statista 2021; IRENA 2020b IEA 2021 IEA 2021 Russian Association of Wind Power Industry 2019 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020b
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_27
259
260
Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung
Klimaziele
Kernenergie 3.6 %
25–30 %
weniger Treibhausgasemissionen bis 2030 (im Vergleich zu 1990)
4,9 %
Anteil erneuerbarer Energien am Energieverbrauch bis 2035
5,9 GW
Erneuerbare 1.7 %
Kohle 16.2 %
Erdöl 37.6 %
Gesamt: 62.138 PJ
Installierte Leistung Wind (onshore), Photovoltaik, Geothermie bis 2024
Gesamt : 5.388 PJ
Abb. 1 Klimaziele Russland. (Quelle: Henderson und Mitrova 2020)
Erdgas 40.9 %
Abb. 2 Inländische Produktion Russland 2018 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 707
Kohle
5576
21
Erdöl
10963
46
Ölprodukte
5440
323
Erdgas
8434
19 64
Strom 0
2000
4000 Import
zeichnen (Tynkkynen 2020, S. 271). Vor dem Hintergrund des Ukrainekonflikts im Zuge der Annexion der Krim im Jahr 2014 versuchte die russische Regierung zudem die Abhängig keit von Energieexporten nach Europa sukzessive zu reduzie ren, während im Gegenzug die energiewirtschaftliche Zu sammenarbeit mit asiatischen Partnern gestärkt wurde (An et al. 2020, S. 138). Der Angriffskrieg Russlands auf die Uk
6000
8000
10000
12000
Export
raine im Jahr 2022 hat aber v. a. die Nachteile einer zu großen Abhängigkeit Europas von russischen Energieimporten offenbart. Eine Diversifizierung der Bezugsquellen für Erd gas erscheint daher speziell für Deutschland als angebracht, da die Fertigstellung von Nord Stream 2 seitens der Bundes regierung gestoppt und Gaslieferungen über Nord-Stream 1 seitens Russlands gedrosselt wurden.
Zentralisierter Energiemarkt
261
Energiemix zu 97 % fossil-nuklear Über 4 % des weltweiten Energieverbrauchs entfallen auf Russland, dessen Anteil am globalen BIP allerdings weniger als 2 % beträgt. Daran zeigt sich die hohe Energieintensität der russischen Volkswirtschaft, die deutlich über dem Weltdurchschnitt liegt (Nekrasov und Grachev 2020, S. 73). Einen wesentlichen Anteil daran hat die veraltete und modernisierungsbedürftige Erzeugungs- und Übertragungs infrastruktur (Chukanov et al. 2017). Durch die wirtschaft liche Entwicklung des Landes stieg der Energieverbrauch zu letzt an (Karacan et al. 2021). Der Energiebedarf wird zu etwa 90 % mit fossilen Brennstoffen gedeckt, was Russland zu einem der größten CO2-Emittenten macht. Im Verlauf des letzten Jahrzehnts hat sich der Energiemix zudem kaum ver ändert (vgl. Abb. 4 und 5). Der Erdöl- und Erdgasverbrauch ist in den letzten 20 Jahren leicht angestiegen, der Kohleanteil bleibt konstant (IEA 2021). Da die Energieerzeugung aus fos silen Quellen sehr kostengünstig ist, haben es alternative Energieformen sehr schwer. So liegt der Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix, der überwiegend aus Wasserkraft anlagen stammt, nur bei 3 %. Im Zuge der sowjetischen Energiepolitik wurden zahlreiche Großwasserkraftanlagen errichtet (vgl. Abb. 6), während Kleinwasserkraftwerke bis dato kaum ausgebaut wurden (Gassiy und Stoikov 2020). Ab gesehen davon ist Photovoltaik die meistgenutzte regenerative Energiequelle (IEA 2021). Der jährliche Zubau ist von 57 MW im Jahr 2015 auf 376 MW im Jahr 2018 angewachsen (Henderson und Mitrova 2020, S. 103). Dennoch hat sich der Beitrag erneuerbarer Energien seit 2008 nicht merklich er höht. Der Anteil der Kernenergie beträgt 19 %. Die nuklearen Stromerzeugungskapazitäten sollen sogar noch ausgeweitet werden. Derzeit befinden sich 39 Reaktorblöcke in Planung
Kohle 16.9 %
Zentralisierter Energiemarkt Trotz einiger Marktreformen in den 1990er Jahren ist das Energiesystem nach wie vor stark zentralistisch strukturiert. Die Marktmacht konzentriert sich auf wenige große Staats konzerne. Es mangelt an innovationsfördernden Markt mechanismen, zudem stoßen Dezentralisierungsbestrebungen bei Behörden und Wirtschaftsakteuren auf großen Widerstand (Mitrova und Melnikov 2019, S. 74). Zwischen der Politik und der fossilen Energiewirtschaft herrschen nicht zuletzt enge Ver flechtungen (An et al. 2020, S. 138). Zu den zentralen Akteuren zählen das Erdgasunternehmen Gazprom, das Mineralölunter nehmen Rosneft und die föderale Agentur für Atomenergie Rosatom, die jüngst auch in die Errichtung von Windkraftanlagen investierte (Koch und Tynkkynen 2021, S. 532). Trotz dieser Zentralisierung wird gerade für abgelegene und weit entfernte Regionen die dezentrale Stromerzeugung als eine gute Möglichkeit zur w irtschaftlichen Entwicklung angesehen, da ein Ausbau von Hochspannungsleitungen über derart große Distanzen wirtschaftlich als nicht sinnvoll erachtet wird (Chu kanov et al. 2017). Insbesondere in Sibirien und dem Fernen Osten existieren eine Reihe autonomer Energiesysteme, die nicht ans zentrale Übertragungsnetz angeschlossen sind. Öko logisch problematisch ist, dass diese autonomen Systeme über wiegend von Dieselgeneratoren gespeist werden (Karamov 2020, S. 32). Für die Implementierung sauberer Energien feh len schlicht die Anreize.
Erneuerbare 3.3 %
Erneuerbare 3.0 % Kernenergie 6.2 %
oder im Bau (Henderson und Mitrova 2020, S. 107). Damit setzt Russland auf die Verstetigung seines ökologisch be denklichen Energiesystems und stellt sich nicht den Heraus forderungen einer nachhaltigen Entwicklung.
Erdöl 20.7 %
Kohle 15.7 %
Gesamt: 28.884
Erdgas 53.1 %
Abb. 4 Energiemix Russland 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdöl 19.5 %
Kernenergie 7.1 %
Gesamt: 31.837
Erdgas 54.4 %
Abb. 5 Energiemix Russland 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
262
Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung
Kohle 15.8 %
Erdgas 46.4 %
Gesamt: 1118
Erneuerbare 18.0 %
Wasserkraft 17.5 %
Kernenergie 18.7 %
Erdöl 1.1 %
andere 0.4 %
Abb. 6 Strommix Russland 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Klima- und umweltpolitische Aspekte spielten in der staatlichen Steuerung des russischen Energiesektors von jeher eine untergeordnete Rolle. So wird das Pariser Klimaabkommen in der vom Energieministerium vorgelegten Russischen Energiestrategie bis 2035 nur am Rande erwähnt (Mitrova und Melnikov 2019, S. 75). Im Jahr 2013 wurde das 2009 festgeschriebene Ziel, bis 2020 4,5 % des Stroms aus regenerativen Quellen zu erzeugen, sogar noch auf 2,5 % herabgesetzt (Chukanov et al. 2017). Der Kreml hat zwar Verbesserungen der Energieeffizienz sowie der Förderung sauberer Energieformen angekündigt, jedoch wird eine um fassende Energietransformation aufgrund der großen Be deutung der fossilen Industrien von Seiten der politischen Elite vehement abgelehnt. In den russischen Medien werden nicht zuletzt auch immer wieder Zweifel am anthropogenen Klimawandel geschürt und die fossilen Energieträger als Teil der nationalen Identität vermarktet (Tynkkynen 2020, S. 270 f.). Russland hat sich im Zuge der Unterzeichnung des Pariser Abkommens daher nur vordergründig zur Begrenzung der anthropogenen Treibhausgasemissionen bis 2030 auf 70 bis 75 % gegenüber dem Bezugsjahr 1990 verpflichtet. Das Abkommen wurde nie ratifiziert (Henderson und Mitrova 2020, S. 96). Die Förderung, die regenerative Technologien in Russ land erfahren, ist primär technologisch motiviert, denn die Führung des Landes sieht die Gefahr, bei der Entwicklung neuer Energietechnologien im internationalen Vergleich zurückzufallen (Henderson und Mitrova 2020, S. 98). Im Elektrizitätsgesetz von 2007 wurde daher ein Preissystem
für regenerativ erzeugten Strom, vergleichbar mit Einspeise vergütungen, angekündigt, jedoch wurde dieses aufgrund der Sorge um steigende Verbraucherpreise sowie aufgrund rechtlicher Unklarheiten nicht in die Praxis umgesetzt (Chu kanov et al. 2017). Jenseits der Stromerzeugung gab es aber weitere Initiativen. So basieren das Energieeffizienzgesetz von 2009 und das Wärmegesetz von 2010 auf der Idee, durch die Förderung erneuerbarer Energien die Verschwendung von Energie zu reduzieren (Koch und Tynkkynen 2021, S. 532). Zu den wichtigsten Maßnahmen im Bereich er neuerbarer Energien zählen die Zuschüsse für die Um setzung regionaler Entwicklungsprogramme zur erneuer baren Stromerzeugung, die Bereitstellung kostengünstiger Kredite für den Bau regenerativer Kraftwerke, ein Preis regulierungsmechanismus für den Kauf und Verkauf von Ökostrom sowie Steuerbefreiungen für Unternehmen im Be reich alternativer Energien (Cherepovitsyn und Tcvetkov 2017, S. 116). Die Grundlage für den Ausbau erneuerbarer Energien bildet das im Jahr 2013 verabschiedete Dekret 449, das einen rechtlichen Rahmen für den Bau von Windenergie-, Photovoltaik- und Kleinwasserkraftanlagen schafft, eine Abnahmeverpflichtung von Ökostrom für 15 Jahre fest schreibt und Betreibern von Kraftwerken mit mindestens 5 MW Nennleistung die Teilnahme an Ausschreibungen er möglicht (Mitrova und Melnikov 2019, S. 77). Betreibern von kleinen Wind- und Photovoltaikanlagen wurde es durch eine Änderung des Stromgesetzes zudem ermöglicht, Strom erzeugungsüberschüsse zu verkaufen (Gassiy und Stoikov 2020).
Karten
Große regenerative Potenziale Die natürlichen Gegebenheiten für den Ausbau erneuerbarer Energien sind im flächengrößten Staat der Erde ideal (Kara can et al. 2021, S. 11). Mit jährlichen Sonnenstunden zwi schen 1700 und 2000 befinden sich die größten Photovoltaik potenziale in den südlichen Landesteilen, insbesondere in der Kaukasusregion, entlang der Grenze zur Mongolei und im Umland der Stadt Wladiwostok. Die arktischen Regionen und die Küstengebiete verzeichnen wiederum die höchsten Windgeschwindigkeiten (Cherepovitsyn und Tcvetkov 2017, S. 114). Das wirtschaftlich nutzbare Windkraftpotenzial Russlands wird auf 6000 TWh pro Jahr geschätzt (Koch und Tynkkynen 2021, S. 533). Die riesigen Waldgebiete bieten überdies große Potenziale im Bereich Bioenergie (Tynkky nen 2020, S. 270). Problematisch ist, dass es in den Regio nen mit den größten regenerativen Potenzialen häufig an der erforderlichen Infrastruktur mangelt und dass diese Regio nen weit entfernt von den urbanen Energieverbrauchszentren liegen (Mitrova und Melnikov 2019, S. 78). Doch ins besondere in den nördlichen Regionen läge im Ausbau er
263
neuerbarer Energien die Chance, sich unabhängiger von Energietransporten und überregionalen Versorgern zu ma chen (Gassiy und Stoikov 2020). Grundsätzlich jedoch haben es regionale Energieunternehmen in dem staatlich kontrol lierten institutionellen Umfeld schwer, erneuerbare Energien zu entwickeln (Koch und Tynkkynen 2021, S. 533). Zu sammenfassend lässt sich festhalten, dass die fehlende staat liche Unterstützung für alternative Energieformen, die Do minanz der Kohle-, Öl- und Gasindustrie, der mangelhafte Zugang zu ausländischen Technologien und die hohen Ab wanderungsraten in den ländlichen Regionen dazu beitragen, dass die Energietransformation Russlands nicht von der Stelle kommt (Cherepovitsyn und Tcvetkov 2017, S. 117). Darüber hinaus ist die geostrategische Bedeutung der fossi len Energieträger immer noch zu wichtig für das Land.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
264
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
265
266
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
Russland – Gigantische Öl- und Gasförderung
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Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls
Die Förderung und der Export von Erdöl bilden das wirtschaftliche Rückgrat des Königreichs Saudi-Arabien und Erdöl deckt zusammen mit Erdgas annährend 100 % des inländischen Energiebedarfs (vgl. Tab. 1). Trotz großer Potenziale und ausreichend Flächen werden erneuerbare Energien, mit Ausnahme weniger Solarprojekte, bislang kaum entwickelt. Jedoch wurden im Rahmen der Vision 2030 ehrgeizige Ausbauziele festgelegt (vgl. Abb. 1), die erahnen lassen, dass auch das Königreich des Erdöls irgendwann mit dem Ende des Ölzeitalters rechnet.
Energie im Überfluss Saudi-Arabien verfügt über die weltweit größten nachgewiesenen Ölvorkommen und zählt auch mit Blick auf Erdgas zu den Ländern mit den größten natürlichen Ressourcen (Zohbi und AlAmri 2020, S. 98). Die Öl- und Gasindustrie ist von herausragender Bedeutung für die saudische Wirtschaft. Ausgehend von den ersten Förderaktivitäten in den 1920er–1930er-Jahren ist das Königreich zu einem der größten Erdölproduzenten und nicht zuletzt der größte Erdölexporteur der Welt geworden (Amran et al. 2020; Kahia et al. 2021) – vgl. Abb. 2 und 3. Zur Machtquelle wurde das Erdöl jedoch erst in den 1970er-Jahren, als der Niedergang der amerikanischen Ölförderung einsetzte und internationale
politische Krisen zu Engpässen in der Rohstoffversorgung führten (Hourani 2014, S. 511; Rogan 2012, S. 489). Die Einnahmen aus dem Verkauf von Erdöl und Erdgas machen heute etwa zwei Drittel der gesamten Steuereinnahmen aus (Tagliapietra 2019). Rund 42 % des BIP und 90 % der Exporteinnahmen wurden im Jahr 2018 allein durch die Ölindustrie erzielt. Durch diese Monostrukturierung ist die Volkswirtschaft aber auch in hohem Maße vulnerabel gegenüber volatilen Ölpreise am internationalen Rohstoffmarkt (Kosárová 2020). Daher denkt das Königreich auch über Möglichkeiten der wirtschaftlichen Entwicklung jenseits des Ölgeschäfts nach. Der weltweit erforderliche Umbau der Energieversorgung aufgrund schwindender Ressourcen und klimatischer Folgen der Nutzung fossiler Energieträger wird nicht zuletzt zu einem Rückgang der Öl- und Gasnachfrage führen und OPEC-Staaten zunehmend unter Druck setzen. Eine stärkere Diversifizierung des Energiemixes (vgl. Abb. 4 und 5) und der Energieexporte könnte da einen vielversprechenden Ausweg bieten (Tagliapietra 2019). Die stabile wirtschaftliche Entwicklung und das Bevölkerungswachstum in Verbindung mit einer starken Urbanisierung hat im Land selbst zu einem Anstieg des Stromverbrauchs von etwa 20 % im vergangenen Jahrzehnt geführt (Barhoumi et al. 2020, S. 223). Der Stromverbrauch ist etwa dreimal so hoch wie der Weltdurchschnitt (Salam und Khan 2018) – vgl. Abb. 6. Allein der Gebäudesektor ist für über die
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind
JAHR 2018 2019 2018 2018 2018 2018 2018
WERT(E) 8945 PJ | 264 GJ 580 Mt −210,2 % 76.938 MW | 142 MW 0,0 % 0,0 % 46 | 99
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte
2020
5,8 ct/kWh | 4,0 ct/kWh
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 General Authority of Statistics 2018; Statista 2019 IEA 2021 IEA 2021 General Authority of Statistics 2018; Meacock 2021 Global Petrol Prices 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_28
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Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls
Hälfte des landesweiten Stromverbrauchs verantwortlich, was insbesondere auf Kühlung und Klimatisierung zurückzuführen ist (Al-Douri et al. 2019, S. 5). Die größten Energieverbraucher sind die Industrie und der Verkehr (Zohbi und AlAmri 2020, S. 100). Anreize für einen sparsamen Umgang mit Energie sind nicht vorhanden, denn die Energiepreise sind stark subventioniert und im internationalen Vergleich äußerst niedrig (Aldubyan und Gasim 2021). Doch es ist nicht davon auszugehen, dass diese Verschwendung noch allzu lange von der Regierung geduldet wird.
Erdgas 11.9 %
Gesamt: 27.858 PJ
Gesamt : 5.388 PJ
Nationales Programm für erneuerbare Energien (NREP) Erdöl 88.1 %
2023
2030
27,3 GW
58,7 GW
Installierte Leistung erneuerbar, davon:
20,3 GW
42,7 GW
Installierte Leistung Solarenergie
7 GW
16 GW
Installierte Leistung Windenergie
Abb. 2 Inländische Produktion Saudi-Arabien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 1 Nationales Programm für erneuerbare Energien (NREP). (Quelle: Renewable Energy Project Development Office 2018)
Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ)
0
Erdöl
15668
1816
Ölprodukte
4950
0
2000
4000
6000 Import
8000
10000 12000 14000 16000
Export
Diversifizierung der Energieversorgung
271
Energiesystem ohne Erneuerbare Erdgas 36.1 %
Gesamt: 6341 PJ Erdöl 63.9 %
Abb. 4 Energiemix Saudi-Arabien 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdgas 37.0 %
Gesamt: 8945 PJ Erdöl 63.0 %
Das gesamte Energiesystem Saudi-Arabiens basiert nahezu ausschließlich auf Erdöl und Erdgas. Dies macht das Land zum achtgrößten CO2-Emittenten der Erde (Kahia et al. 2021). Der Ölverbrauch stieg in den letzten Jahren um jährlich etwa 7 % an und wird sich innerhalb der nächsten Dekade verdoppeln (AlDouri et al. 2019). Die intensive Nutzung fossiler Brennstoffe ist darüber hinaus eine der zentralen Ursachen für ökologische und gesundheitliche Probleme, wie Luft-, Boden- und Wasserverschmutzung (Salam und Khan 2018, S. 5). Die hohe Verfügbarkeit und der kostengünstige Zugang zu Öl trägt wesentlich dazu bei, dass erneuerbare Energien bis dato kaum entwickelt wurden, und dies trotz beträchtlicher natürlicher Potenziale und einer hohen Flächenverfügbarkeit (Al-Douri et al. 2019). Aufgrund der klimatischen und topografischen Verhältnisse liegen die größten regenerativen Potenziale im Bereich der Solar- und Windenergie (Al Yousif 2020). Die Arabische Halbinsel im Allgemeinen und Saudi-Arabien im Besonderen zählen mit einer Globalstrahlung von etwa 2200 kWh/m2/Jahr zu den sonnenreichsten Regionen der Erde (Salam und Khan 2018). Durch die Lage am Persischen Golf und Roten Meer sind auch Potenziale im Bereich Gezeitenenergie gegeben (Barhoumi et al. 2020, S. 225). Die südlichen und westlichen Landesteile bieten zudem gute natürliche Voraussetzungen für die thermische und elektrische Erdwärmeproduktion (Demirbas et al. 2017, S. 13). Derzeit ist die Photovoltaik die einzige regenerative Energieform, die einen spürbaren Anteil am Strommix hat. Mit 0,1 % ist dieser jedoch immer noch sehr gering (IEA 2021). Möglicherweise werden die regenerativen Potenziale noch so lange brach liegen, wie das fossile Energiesystem das Rückgrat der wirtschaftlichen Entwicklung Saudi-Arabiens bildet. Erste kleine Veränderungen sind bereits sichtbar, wie im Folgenden deutlich wird.
Abb. 5 Energiemix Saudi-Arabien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Diversifizierung der Energieversorgung
Erdöl 42.2 %
Gesamt: 378 TWh Erdgas 57.8 %
Abb. 6 Strommix Saudi-Arabien 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Zuständig für die staatliche Steuerung des Energiesektors ist das Ministerium für Energie, Industrie und Ressourcen (MEIM), das die Aufsicht über die State Electricity Company (SEC), die Electricity & Cogeneration Regulatory Authority (ECRA) und die King Abdullah City for Atomic and Renewable Energy (KACARE) als die drei wichtigsten energiewirtschaftlichen Institutionen hat (Zohbi und AlAmri 2020, S. 110). Angesichts der großen wirtschaftlichen Abhängigkeit vom Ölmarkt ist die Energiepolitik mehr und mehr da rauf aus, den Energiemix zu diversifizieren und die Position des Privatsektors in der Energiewirtschaft zu stärken (Demirbas et al. 2017, S. 8). Ein besonderes Augenmerk liegt dabei auf der Wind-, Solar- und Kernenergie, die in den 2030er- Jahren rund die Hälfte des Strombedarfs decken sollen. Da rüber hinaus sollen Effizienzsteigerungen in der Industrie,
272
dem Verkehrs- und Gebäudesektor erzielt werden (Salam und Khan 2018, S. 6). So kündigte die saudische Regierung im Jahr 2007 im Rahmen des Vorhabens Saudi National Project for Atomic Energy den Einstieg in die Kernenergienutzung an. Des Weiteren soll der Erdölanteil in der Stromerzeugung durch den Ausbau von Gaskraftwerke gesenkt werden (Amran et al. 2020, S. 7). Erneuerbare Energien werden von Seiten der Politik bislang kaum beachtet, vielmehr wird deren Entwicklung NGOs überlassen. Ein gering ausgeprägtes Umweltbewusstsein, mangelnde politische Unterstützung bei der Finanzierung, hohe Subventionen für fossile Energieträger sowie technologische Unwägbarkeiten stellen erhebliche Barrieren für die Expansion regenerativer Technologien dar (Al Yousif 2020). Dennoch gibt es Nischen, in denen sich eine nachhaltige Energieversorgung zumindest ein wenig entfalten konnte. Ein Beispiel hierfür ist die Unterstützung der Stromerzeugung aus Haushaltsabfällen, nicht zuletzt da die Müllverwertung eine große Herausforderung gerade in Ballungsgebieten darstellt (Demirbas et al. 2017, S. 15). Auch setzte die Regierung in jüngster Zeit Reformen bei der Energiepreispolitik um, in deren Folge die Brennstoff-, Strom- und Wasserpreise ab dem Jahr 2015 und die Preise für Benzin und Haushaltsstrom ab 2018 angehoben wurden (Aldubyan und Gasim 2021). Um den sinkenden Ölpreisen und den demografischen Veränderungen im Land zu begegnen, wurde im Jahr 2016 zudem die Vision 2030 erarbeitet. Dabei handelt es sich um eine Strategie zur sozioökonomischen Transformation und Diversifizierung der Wirtschaft sowie zur Reduzierung der Ölabhängigkeit (Kosárová 2020). Als Antwort auf die steigende Energienachfrage sollen die Stromerzeugungskapazitäten bis 2032 auf 120 GW angehoben werden (Amran et al. 2020, S. 7). Dabei soll der Fokus auch auf den Ausbau klimafreundlicher Energietechnologien gelegt werden (Kahia et al. 2021). Unter der Vision 2030 hat das MEIM das Nationale Programm für Erneuerbare Energien (NREP) ins Leben gerufen (KSA Climate 2019), das die Installation von Windund Solarenergieanlagen im Umfang von 58,7 GW bis zum Jahr 2030 vorsieht (Renewable Energy Project Development Office 2018). Staatliche Investitionen in Höhe von 384 Mrd. US-$ wurden für die Umgestaltung der Energieversorgung angekündigt (Amran et al. 2020, S. 5). Zwei Schlüsselprojekte hierbei sind der Sakaka Solarpark mit einer Nennleistung von 300 MW und das Windparkprojekt Dumat Al-Jandal in der nördlichen Region Al-Jouf mit einer geplanten installierten Leistung von 400 MW (KSA Climate 2019). Auch Energieeffizienzprogramme in den Bereichen Verkehr, Industrie und Gebäude sowie eine Neuregelung der Netzeinspeisung zur Unterstützung privater Investitionen in alternative Technologien sind Bestandteil der Vision (Zohbi und AlAmri 2020, S. 111). Ein Jahr nach der Vorstellung der Vision 2030 wurde die Schlüsselrolle des Public Investment Fund betont, der die Entwicklung kleinerer und mittlerer Unternehmen unterstützen soll (Tagliapietra 2019, S. 5). Be-
Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls
gleitend wurden neue Hochschulen und technische Fakultäten im Bereich des Maschinenbaus, der Elektrotechnik und des Wirtschaftsingenieurwesens geschaffen, um Spezialisten für regenerative Technologien ausbilden zu können (Barhoumi et al. 2020, S. 227). Im Zuge der Ratifizierung des Pariser Klimaabkommens hat Saudi-Arabien seinen nationalen Beitrag nicht zuletzt auch klar definiert. Ziel ist es, bis zum Jahr 2030 eine Reduktion des CO2-Ausstoßes von 130 Mt gegenüber dem Business-As-Usual-Szenario zu erreichen (Climate Action Tracker 2020). Dieses Ziel erscheint angesichts der anvisierten Projekte im EE-Bereich und der Kernenergie als realistisch.
Meerwasserentsalzung im großen Stil Durch das aride Klima auf der Arabischen Halbinsel (wenig Niederschläge und hohe Evapotranspiration) leidet SaudiArabien unter enormer Wasserknappheit, die sich im Angesicht der wachsenden Bevölkerung und stetigen Urbanisierung zu einer großen organisatorischen Herausforderung entwickelt hat (Rambo et al. 2017, S. 3837). Bemerkenswert ist, dass die Wasserpreise im internationalen Vergleich, trotz dieser schwierigen natürlichen Voraussetzungen, sehr niedrig sind, was nicht zuletzt auf die staatlichen Subventionen zurückzuführen ist. Um einem Wassermangel jedoch Einhalt zu gebieten, wurden Meerwasserentsalzungsanlagen im großen Stil errichtet, wodurch Saudi-Arabien zum weltweit größten Produzent von entsalztem Wasser wurde (Al-Douri et al. 2019, S. 5). Bei über 60 % des Wasserverbrauchs handelt es sich mittlerweile um entsalztes Meerwasser (Zohbi und AlAmri 2020, S. 103). Dabei ist die Wasserentsalzung eng verknüpft mit dem Energiesystem, denn rund 5 % der gesamten Energie wird für die sog. Umkehrosmose aufgewendet (Amran et al. 2020, S. 5). Im Jahr 2018 führte der Betrieb von Meerwasserentsalzungsanlagen zu einem Verbrauch von 500.000 Barrel Öl (Al Yousif 2020). Die Energieerzeugung benötigt jedoch auch selbst große Wassermengen, z. B. zur Kühlung thermischer Kraftwerke und bei der Förderung von Erdöl und Erdgas (Rambo et al. 2017, S. 3840). Die steigenden Bedarfe sollen nun mehr und mehr durch eine Ausweitung der Wasserentsalzung gedeckt werden. So wurde mitunter die König-Abdullah-Initiative für solare Wasserentsalzung im Jahr 2014 ins Leben gerufen mit dem Ziel, staatliche Wasseraufbereitungsanlagen vollständig mit Solarstrom zu betreiben (Amran et al. 2020, S. 6). Dieser Synergieeffekt könnte der Solarbranche einen großen Schub verleihen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Karten
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
273
274
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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Saudi-Arabien – Königreich des Erdöls
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren
Spanien ist arm an heimischen fossilen Energieressourcen und zählt daher zu den europäischen Ländern mit der größten Abhängigkeit von Energieimporten (vgl. Tab. 1). Die Nutzung der umfangreichen regenerativen Potenziale wurde ab dem Jahr 2004 nicht zuletzt aus diesem Grund stark vorangetrieben. Ein radikaler Politikwechsel bei der Förderung erneuerbarer Energien in Folge der Wirtschaftskrise im Jahr 2007 führte jedoch zu einem Ausbremsen der Energietransformation. Mit der Abschaltung der unprofitablen Kohlekraftwerke nimmt die Entwicklung erneuerbarer Energien jedoch wieder Fahrt auf (vgl. Abb. 1).
Mehr Energieunabhängigkeit Spanien bildet durch seine abgeschottete Lage auf der Iberischen Halbinsel eine Art „Energieinsel“. Durch die vergleichsweise geringe Integration des spanischen Energiesystems in den europäischen Strommarkt und die überschaubaren eigenen fossilen Ressourcen ist das Land massiv auf Importe von Energieträgern, wie Erdgas und Erdöl, angewiesen (González Lorente et al. 2020, S. 9). Im Jahr 2019 lag die Importabhängigkeit bei 83,3 %, was deutlich über dem europäischen Durchschnitt liegt (IEA 2021) – vgl. Abb. 2. Der Energiemix wird von fossilen Energieträgern dominiert, wobei Erdöl mit 42,8 % die Hauptenergiequelle
darstellt, vor Erdgas mit 25,5 % und Kohle mit 4,1 % (vgl. Abb. 3 und 4). Da die heimische Öl- und Gasproduktion wenig ergiebig ist, wird Öl v. a. aus Nigeria, Mexiko sowie Saudi-Arabien und Erdgas v. a. aus Algerien importiert. Keines dieser Länder deckt jedoch mehr als 50 % der benötigten Importe ab, wodurch zumindest ein Minimum an Versorgungssicherheit gewährleistet ist (IEA 2015, S. 55). Kohle ist die einzige heimische fossile Energiequelle Spaniens, die in nennenswertem Umfang genutzt wird. Der Kohlebergbau spielte bis ca. 2018, mit bis zu 45.000 Arbeitsplätzen, eine wichtige Rolle für die spanische Wirtschaft und den Energiesektor. Ende der 1990er-Jahre wurde jedoch der europäische Energiebinnenmarkt liberalisiert, was sich negativ auf die Wettbewerbsfähigkeit der heimischen Kohle auswirkte. Die spanische Regierung reagierte auf diese Entwicklung mit umfangreichen Subventionen und verpflichtete die Stromunternehmen zur Nutzung der heimischen Kohlevorräte. Im Jahr 2000 waren die Kohlesubventionen in Spanien nach Deutschland die zweitgrößten unter den OECD-Ländern. Erst im Jahr 2018 sind die spanischen Kohlesubventionen ausgelaufen (Rentier et al. 2019, S. 627). Für den Verlust der Wettbewerbsfähigkeit von Kohle ist nicht zuletzt auch das europäische Emissionshandelssystem verantwortlich. In der Folge mussten Anfang Juli 2020 sieben der 15 spanischen Kohlekraftwerke abgeschaltet werden (Findlay 2020).
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | PV | Solarthermie Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019
WERT(E) 5071 PJ | 108 GJ 278,5 Mt 83,3 % 39.894 MW | 7117 MW | 37.375 MW
2019 2019 2019 2020 2020 2019
15,0 % 38,1 % 25.365 MW | 8665 MW | 2304 MW 10 ct/kWh | 20 ct/kWh 97.978 163 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 RED Electrica de Espana 2020a, b, c IEA 2021 IEA 2021 RED Electrica de Espana 2020 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_29
279
280
Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren
Anstelle der Kohle spielen heute erneuerbare Energien (v. a. Windkraft) bei der inländischen Primärenergiegewinnung, mit einem Anteil von 50,8 %, die entscheidende Rolle (Stand 2015). Mit einem Anteil von 44,8 % hat die Atomkraft aber ebenso eine große Bedeutung (Diaz-Foncea
und Bretos 2019, S. 422) – vgl. Abb. 5. Da keine Bestrebungen dahingehend bestehen, die Laufzeiten der sieben aktiven Atomkraftwerke (Gesamtleistung 7,4 GW) zu verlängern, werden erneuerbare Energien weiter an Bedeutung gewinnen (Gordon 2019, S. 4). Mit 38,1 % machen erneuerbare Energien schon heute den größten Anteil an der Stromproduktion aus (IEA 2021) – vgl. Abb. 6. Dieser Strommarkt ist in Form einer Oligopolstruktur, bestehend aus den fünf Großunternehmen Iberdrola, Naturgy, Endesa, Viesgo und Energias de Portugal (EDP), organisiert. Zusammen haben diese Unternehmen einen Anteil von 80 % an der Stromproduktion (Mergelina 2020, S. 43) und sind für 97 % der Stromverteilung verantwortlich (Diaz-Foncea und Bretos 2019, S. 424).
Energieziele Spanien National Integrated Energy and Climate Plan (NIECP) 2021–2030 • Reduktion der THG Emissionen um 23 % gegenüber 1990 • Anteil EE am Primärenergieverbrauch 42 % • Anteil EE an der Stromproduktion 74% (100 % bis 2050) • Verbesserte Integration in den EU -Strommarkt
Transformation mit Unterbrechungen Führend im Bereich CSP Ausbau der 2,3 GW bis 2030 auf 7,3 GW
Ausbau Wind und PV-Energie Jährliche Installation von mindestens 3 GW
Als Antwort auf die Ölkrisen in den 1970er-Jahren wurde 1980 das erste Gesetz zur Entwicklung und Förderung von erneuerbaren Energien eingeführt (Hanger-Kopp 2019, S. 122). Die wirtschaftlichen Anreize führten in den 1990ern und frühen 2000ern zu einem Boom der Windindustrie, sodass Spanien in dieser Zeit weltweit unter den drei größten Windenergieproduzenten rangierte (Camprubí 2019, S. 232). Spanien besaß im Jahr 2019, nach China, den USA, Deutschland und Indien, mit 23,5 GW die fünftgrößte kumulierte installierte Leistung im Bereich Windenergie (González Lo-
Abb. 1 Energieziele Spanien. (Quellen: Findlay 2020; Gordon 2019, S. 12; Maimó-Far et al. 2020, S. 2)
Abb. 2 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 0 Kohle
Erdöl
500
14
Strom
1500
2000
2500
3000
196
2891
122 773 860
Ölprodukte
Erdgas
1000
1506
47 67 43 Import
Export
Transformation mit Unterbrechungen
Erneuerbare 10.1 %
281
Kohle 4.1 %
Kohle 8.1 %
Erneuerbae 15.0 %
Kernenergie 10.7 %
Kernenergie 12.6 %
Gesamt: 5903 PJ Erdöl 46.8 %
Erdgas 24.4 %
Gesamt: 5071 PJ
Erdöl 42.8 %
Erdgas 25.5 %
Abb. 3 Energiemix Spanien 2009 (Datengrundlage: IEA 2021) Erdgas 0.3 %
Erdöl 0.1 %
Erneuerbare 54.8 %
Gesamt: 1424 PJ
Kernenergie 44.8 %
Abb. 5 Inländische Produktion Spanien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
rente et al. 2020, S. 10; Artigao et al. 2021, S. 225). Bis zum Jahr 2030 wird die installierte Leistung an Windkraft voraussichtlich auf 50 GW anwachsen (Gordon 2019, S. 12). Zu der erfolgreichen Entwicklung der Windbranche hat ein stabiler finanzieller Förderrahmen beigetragen, der im Jahr 2004 geschaffen wurde. EE-Stromproduzenten konnten sich
Abb. 4 Energiemix Spanien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
dabei zwischen einem Feed-in-Tarif-(FiT)-System, bei dem der Strom gegen eine feste Einspeisevergütung an die Netzbetreiber verkauft wurde, und einem Feed-in-Premium(FiP)-System, bei dem der Produzent den Strom auf dem freien Markt verkauft sowie zusätzlich zum Marktpreis eine Prämie erhielt, entscheiden (Hanger-Kopp 2019, S. 123). In dieser Phase erlebte auch die spanische Solarindustrie, die bis 2008 zu den weltweit führenden gehörte, einen starken Aufschwung (Camprubí 2019, S. 232). Durch die großzügigen finanziellen Anreize wurde das EE-Ausbauziel für das Jahr 2010 deutlich übertroffen (Hanger-Kopp 2019, S. 123). Als Reaktion auf die stark steigende finanzielle Belastung der Wirtschaft durch die Wirtschaftskrise im Jahr 2007 vollzog die Regierung jedoch einen radikalen Strategiewandel, indem die Förderungen für neue und bestehende EE-Anlagen drastisch gekürzt und das FiT- und FiP-System 2012 abgeschafft wurden (Diaz-Foncea und Bretos 2019, S. 432). Aufgrund der unsicheren Gesetzeslage und der fehlenden Förderung gab es 2013 und 2014 nahezu keine Neuinstallationen mehr (López Prol 2018, S. 1176). Im Jahr 2015 wurde außerdem eine Regelung, allgemein bekannt als „Sonnensteuer“, eingeführt, nach der Besitzer von PV- Anlagen für den selbstproduzierten und selbstgenutzten Strom Steuern zahlen mussten (González Lorente et al. 2020). Erneuerbare Energien hätten unter fairen Marktbedingungen durchaus wettbewerbsfähig bleiben können, doch die Regierung setzte wieder auf die konventionellen
282
Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren Kohle 5.2 % Solarthermie 2.1 % Müll 0.7 %
Erdgas 30.8 %
Wind 20.3 %
Gesamt: 274 TWh
Erneuerbare 38.1 %
Erdöl 4.6 %
Photovoltaik 3.4 % Biomasse 1.8 %
Kernenergie 21.3 %
Wasserkraft 9.8 %
Abb. 6 Strommix Spanien 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Energiestrukturen, deren Status quo offenbar unter starker Lobbyarbeit schlussendlich beibehalten wurde (Gabaldón-Estevan et al. 2018, S. 11). Erst im Jahr 2017 wurde ein neues technologieunabhängiges Auktionssystem für erneuerbare Energien eingeführt (López Prol 2018, S. 1171). Ein verstärkter Aufschwung im EE-Bereich ging zudem mit dem 2018 veröffentlichten und von der EU vorgeschriebenen National Integrated Energy and Climate Plan (NIECP) 2021–2030 einher. Premierminister Pedro Sánchez kündigte Investitionen in Höhe von 235 Mrd. € in eine grüne Entwicklung und die jährliche Installation von mindestens 3 GW Wind- und Solar-Kapazität im nächsten Jahrzehnt an (Gordon 2019, S. 12). Mit dem Gesetz zu Klimawandel und Energiewende von 2019 soll der EE- Ausbau nun beschleunigt werden, um die Lücke, die die abgeschalteten Kohlekraftwerke hinterlassen haben, zu schließen (González Lorente et al. 2020). Ziel bis zum Jahr 2030 ist es zudem, die THG-Emissionen um 23 % gegenüber 1990 zu reduzieren, einen EE-Anteil am Primärenergieverbrauch von 42 % und einen EE-Anteil von 74 % an der Stromproduktion zu erreichen (100 % bis 2050). Schließlich gilt es auch, die Energieabhängigkeit zu reduzieren und so die volkswirtschaftlichen Kosten im Rahmen zu halten (Maimó-Far et al. 2020, S. 2). Die Energietransformation, die z unächst ins Stocken geraten ist, nimmt damit wieder Fahrt auf.
Hoffnungsträger Solarenergie Die im Jahr 2004 eingeführten Förderungen für erneuerbare Energien hatten einen rasanten Anstieg der installierten Gesamtleistung von 17 GW auf 40 GW bis zum Jahr 2013 zur Folge (Hanger-Kopp 2019, S. 124). Insbesondere zwischen 2007 und 2008 kam es zu einem regelrechten Investitionsboom, in dessen Zuge die Hälfte der bis 2018 vorhandenen PV-Leistung installiert wurde. Im Jahr 2008 entfielen auf Spanien 45 % der globalen PV-Neuinstallationen (López Prol 2018, S. 1170). Lag Spanien 2012 im weltweiten Vergleich bei der installierten EE-Leistung pro Kopf auf dem dritten Platz, so rutschte das Land bis 2016, in Folge des EE-Moratoriums, auf Platz sechs ab (Hanger-Kopp 2019, S. 122). Mit dem neuen Auktionsförderprogramm, der Abschaffung der Sonnensteuer im Jahr 2018 und dem NIECP konnte der EE-Sektor wieder stärker wachsen. So verdoppelte sich die installierte Leistung an Photovoltaik zwischen 2018 und 2019 von 4,8 auf 8,8 GW, was vergleichbar ist mit der Kapazität der stillgelegten Kohlekraftwerke von 4,6 GW. Die installierte Leistung der Photovoltaik, der aktuell die größten Wachstumspotenziale zugeschrieben werden, wird im Jahr 2030 voraussichtlich bei 37 GW liegen (Gordon 2019, S. 10 ff.). Spanien ist global derzeit der fünftgrößte PV-Markt mit der fünftgrößten installierten Leistung (González Lorente
Karten
et al. 2020, S. 13). PV-Anlagen sind größtenteils im Besitz kleinerer Investoren, wohingegen der Windsektor vorwiegend von wenigen großen Unternehmen dominiert wird (Gordon 2019, S. 13). Außerdem ist Spanien weltweit führend im Bereich konzentrierender solarthermischer Kraftwerke (CSP), die vor allem in der subtropischen Klimazone eingesetzt werden. Zu der bereits installierten Leistung von 2,3 GW sollen bis 2030 weitere 5 GW CSP hinzukommen (Findlay 2020). Die natürlichen Voraussetzungen zur Nutzung der direkten Solarstrahlung sind in dem mediterranen Land nicht zuletzt hervor-
283
ragend. Es ist daher zu erwarten, dass Spanien mittelfristig zu einem wichtigen Produzenten von Solarstrom innerhalb der Europä ischen Union aufsteigen und seine wirtschaftliche Monostruktur aufbrechen wird.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe sowie Standorte von Energieindustrieanlagen. (Quelle siehe Abbildung)
284
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
285
286
Spanien – Auf und Ab bei Erneuerbaren
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert
Südafrikas Stromproduktion wird vom Energieträger Kohle dominiert (vgl. Tab. 1). Die eigenen Vorkommen spielen dabei eine wichtige Rolle, da das Land mit großem Abstand die ergiebigsten Kohlereserven des afrikanischen Kontinents aufweist. Es ist wenig verwunderlich, dass Südafrika damit auch die höchsten CO2-Emissionen unter den afrikanischen Staaten generiert. Mit der erfolgreichen Einführung eines Förderprogramms für erneuerbare Energien nimmt die Wettbewerbsfähigkeit grüner Technologien jedoch zu und rüttelt mehr und mehr an der Marktdominanz von Kohle (vgl. Abb. 1).
Monopolstellung eines Kohlestromproduzenten Südafrika ist das wirtschaftlich stärkste Land Afrikas. Etwa 24 % des afrikanischen BIP werden hier generiert. Gleichzeitig ist Südafrika mit einem CO2-Ausstoß von 437 Mt/Jahr der Spitzenreiter auf dem Kontinent ((Jain und Jain 2017, S. 722) und damit verantwortlich für 42 % der Emissionen (Oyewo et al. 2019, S. 549). Der Grund dafür ist die vorrangige Nutzung von Kohle bei der Stromerzeugung (van der Merwe und Brent 2020, S. 1). Der Kohlenanteil von 84,7 % am Strommix (vgl. Abb. 2 und 3) ist zurückzuführen auf die umfangreichen heimischen Kohlereserven von 30,2 Mrd. t, was 95,2 % der Kohlereserven Afrikas entspricht (IEA 2021;
Mutombo und Numbi 2019, S. 876). Damit ist Südafrika der siebtgrößte Kohleproduzent und der fünftgrößte Kohleexporteure der Welt (Jain und Jain 2017, S. 722) – vgl. Abb. 4. Ein wichtiger Bestandteil der südafrikanischen Wirtschaft ist zudem die energieintensive exportorientierte Bergwerks- und Mineralienindustrie. So ist das Land der weltweit größte Produzent von Platin, Gold und Chrom. Der Bergbau hat einen Anteil von 18 % am BIP und ist für 60 % aller Exporte verantwortlich (van der Merwe und Brent 2020, S. 1). Diese Wirtschaftszweige sind traditionell abhängig vom günstigen heimischen Kohlestrom (vgl. Abb. 5 und 6) und damit mitverantwortlich dafür, dass Südafrika den höchsten Stromverbrauch auf dem Kontinent aufweist (Müller et al. 2020, S. 6). Mit einem der niedrigsten Strompreise weltweit haben sich in Südafrika auch einige nationale und internationale energieintensive Industrien angesiedelt, wie Unternehmen zur Herstellung von Aluminium. Diese Industrien nehmen zusammen etwa die Hälfte der landesweit installierten Kapazität von 40 GW in Anspruch (Rennkamp et al. 2017, S. 216). Auf dem Strommarkt hat das staatseigene kohlebasierte Stromunternehmen Eskom, mit einem Anteil von 95 % an der Stromproduktion, die Monopolstellung inne und besitzt außerdem die Übertragungs- und Verteilnetze (Baker und Phillips 2019, S. 178). Eskoms Kohlekraftwerke liegen v. a. in den kohlreichen Provinzen Limpopo (nördliche Provinz) und Mpumalanga, von wo aus der Strom über Hoch-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl PV | Wind | Biomasse Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2019 2018 2020
WERT(E) 5637 PJ | 98 GJ 437 Mt −14,1 % 45.938 MW | 1860 MW | 9638 MW
QUELLE IEA 2021 Oyewo et al. 2019 IEA 2020 IAEA 2021; IRENA 2021
2018 2019 2017 2020 2020
6,9 % 6,7 % 51 | 38 | 4 6 ct/kWh | 13 ct/kWh 53.990
IEA 2021 IEA 2021 EE Publishers 2017 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_30
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Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert
spannungsleitungen zu den südlichen Provinzen transportiert wird (Adefarati und Obikoya 2019, S. 151). Bereits seit 1998 sind Reformen und die Liberalisierung des Stromsektors angedacht mit dem Ziel, Eskoms Monopolstellung zu brechen. Bislang sind jedoch jegliche Umstrukturierungsversuche bei der Energieversorgung fehlgeschlagen (Baker und Phillips
Energieziele Südafrika Integrated Ressource Plan (IRP) Installierte Leistung EE bis 2030 • Stand 2011: 17,8 GW Zusammensetzung der • Stand 2018: 20 GW Stromproduktion 2030 (Stand IRP 2018) • Kohle 46 % • Erdgas 16 % • PV und CSP jeweils ca. 10 % Windenergie nergie bis 2030 • Wind 15 % • Ausbau sbau der • Wasser 6 % installierten tallierten Leistung auff 16 GW teil von 42,4 TWh • Anteil an der omproduktion Stromproduktion
Abb. 1 Energieziele Südafrika. (Quellen: Adefarati und Obikoya 2019, S. 152, 156; Baker und Phillips 2019, S. 185; Fouché und Brent 2019, S. 2)
2019, S. 184). Mit Eskoms aktueller Krise, die auf Korruption, jahrzehntelanges Missmanagement, finanzielle Schwie rigkeiten und drastisch gestiegene Strompreise zurückzuführen ist, intensivieren sich die Bemühungen für eine Reformierung des monopolistisch geprägten Strommarkts (van der Merwe und Brent 2020, S. 1). Im Zuge dieser Reformdebatten dürfte sich auch die Frage nach der Energiegerechtigkeit stellen. Immerhin hat sich der Zugang zu Strom auf Basis des staatlich initiierte Programms Free Basic Electricity (FBE) von 33 % der Bevölkerung im Jahr 1994 (kurz nach Ende der Apartheid) auf 87 % erhöht, wobei bedürftigen Haushalten 50 kWh pro Monat kostenlos zur Verfügung gestellt werden. Jedoch haben längst nicht alle Haushalte einen Stromzugang (Baker und Philips 2019, S. 178 ff.). Die nationale Elektrifizierungsrate liegt bei nur 75 %. Damit zählt sie aber immer noch zu den höchsten in Afrika (Jain und Jain 2017, S. 722).
rfolgreiches Förderprogramm für E Erneuerbare Das Ziel, die CO2-Emissionen zu senken, verfolgt die südafrikanische Regierung auf Basis von mehreren Strategiepapieren bereits seit dem Jahr 1998. Eine konkrete nationale Strategie zur Entwicklung erneuerbarer Energien wurde allerdings erst im Jahr 2011 veröffentlicht, als Südafrika Gastgeber der internationalen Klimakonferenz in Durban war (Rennkamp et al. 2017, S. 216). Mit dem Integrated Ressource Plan (IRP) wurde damals die Energietrans-
Wind 2.5 %
Kohle 84.7 %
Gesamt: 253 TWh
Erneuerbare 6.7 %
Photovoltaik 1.2 %
Solarthermie 0.6 %
Wasserkraft 2.1 % Erdöl 0.1 % Erdgas 3.3 %
Abb. 2 Strommix Südafrika 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Kernenergie 5.2 % Andere 0.2 %
Erfolgreiches Förderprogramm für Erneuerbare
291
formation eingeleitet und das Ziel einer installierten EE-Leistung von 17,8 GW bis 2030 formuliert (Baker und Phillips 2019, S. 185). Immer wieder aktualisiert und angepasst, sieht der letzte IRP von 2018 ein EE-Ausbauziel für 2030 von 20 GW vor (Fouché und Brent 2019, S. 2).
Kernenergie Erdgas 1.9 % 0.5 %
Erneuerbare 5.9 %
Erdöl 0.1 %
Gesamt: 6620 PJ
Kohle 91.6 %
Abb. 3 Inländische Produktion Südafrika 2018 (Datengrundlage: IEA 2021) Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Dabei sollen bis zum Jahr 2030 Kohle einen Anteil von 46 %, Erdgas 16 %, Photovoltaik sowie konzentrierende Solarthermie jeweils 10 %, Wind 15 % und Wasser 6 % an der Stromproduktion einnehmen (Adefarati und Obikoya 2019, S. 152). Um diese Ziele zu erreichen, wurde 2011 das Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Programme (REIPPPP), ein wettbewerbsorientiertes Auktionsprogramm, eingeführt (Müller et al. 2020, S. 6). Dieses ersetzte den seit 2009 bestehenden, mangels politischem Willen jedoch nicht umgesetzten Feed-in Tarif für erneuerbare Energien (Rennkamp et al. 2017, S. 216). Das Ziel des REIPPPPs ist es, mittels fünf Auktionsrunden die Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Energien gegenüber der Kohle zu stärken und eine lokale EE-Industrie aufzubauen. Dabei gehen EE-Produzenten einen 20-jährigen Stromabnahmevertrag mit dem nationalen Unternehmen Eskom ein (Kruger und Eberhard 2018, S. 5). Das REIPPPP zählt international zu den erfolgreichsten Programmen zur Unterstützung erneuerbarer Energien, da innerhalb der ersten vier Aktionsrunden 92 EE-Projekte mit einer Gesamtleistung von 6328 MW unter Vertrag genommen und an das Stromnetz angeschlossen wurden (Leigland und Eberhard 2018, S. 569). Die internationale Aufmerksamkeit richtet sich dabei nicht zuletzt auf die drastische Reduktion der Stromproduktionskosten, die unter denen aus fossilen Quellen liegen (Müller et al. 2020, S. 6). So sind im Rahmen des REIPPPP die Kosten für Strom aus Photovoltaik um 83 % und für Strom aus Wind um 59 % gefallen (Fouché und Brent 2019, S. 1). Diese Entwicklung ist bemerkenswert, da
Petrajoule (PJ) 0 Kohle
Erdöl
500
Strom
1500
20
783
0
189
0
2000
1966
Ölprodukte
Erdgas
1000
440
132
35 52 Import
Export
2500
292
Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert
Kernenergie 2.4 %
Erneuerbare 6.9 %
Erneuerbare 6.9 % Kernenergie 2.2 %
Erdgas 2.5 %
Erdgas 3.0 % Erdöl 14.9 %
Erdöl 14.1 %
Gesamt: 5964 PJ
Gesamt: 5637 PJ Kohle 73.0 %
Kohle 74.1 % Abb. 6 Energiemix Südafrika 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Südafrika 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
noch bis zum Jahr 2011 keine privaten Projektträger im vertikal integrierten, kohledominierten Stromsektor möglich waren (Kruger und Eberhard 2018, S. 4). Allerdings wird der Erfolg des REIPPPP durch die Blockadehaltung von Eskom überschattet, wodurch es immer wieder zu Verzögerungen und Unsicherheiten bei Projektumsetzungen kommt (Baker und Phillips 2019, S. 184). Das von den Auktionen ausgeschlossene Stromunternehmen sieht sich hier in seiner Monopolstellung gefährdet und befürchtet den Verlust weiterer Marktanteile (Müller et al. 2020, S. 6). Die kommenden Jahre werden daher zeigen, ob die Transformation des Energiesystems eher in zentrale oder dezentrale Akteursstrukturen eingebettet wird.
Chance für sozio-ökonomische Entwicklung In dem von Kohle dominierten Stromsektor gewinnen erneuerbare Energien als nachhaltige Alternative zunehmend an Bedeutung. Dies mag auch daran liegen, dass die Kohlevorkommen nur noch etwa für 40 Jahre ausreichen werden (Adefarati und Obikoya 2019, S. 151). Außerdem wird sich der Strombedarf bei einer Bevölkerung, die jährlich um 1,2 % wächst, voraussichtlich von 245 TWh (2015) auf 522 TWh in 2050 mehr als verdoppeln (Oyewo et al. 2019, S. 550). Mit den steigenden Strompreisen von Eskom und einer geplanten CO2-Steuer für Diesel gewinnt die EE-Nutzung jedoch auch aus marktwirtschaftlichen Gründen an Attraktivität (van der Merwe und Brent 2020). Mit 2500 Sonnenstunden im Jahr und einer mittleren Sonnenstrahlung von 4,5–6,5 kWh/m2/
Tag zeichnet sich Südafrika durch ein überdurchschnittlich großes Solarpotenzial aus (Fouché und Brent 2019, S. 1). Mit der Solar Energy Technology Roadmap (SETRM) wird daher die Entwicklung und Förderung der lokalen Solarindustrie forciert. Schätzungen zu Folge besteht bis 2050 das Potenzial 40 GW Photovoltaik und 30 GW konzentrierende Solarthermie zu entwickeln (Jain und Jain 2017, S. 723). Im Jahr 2018 lag die installierte Solarleistung erst bei 2959 MW (Adelakun und Olanipekun 2019, S. 11344). Ebenso verfügt Südafrika mit einer 2500 km langen Küstenlinie über ein umfangreiches Windpotenzial von etwa 6700 GW, das am größten in den drei Cape- Provinzen ist (Jain und Jain 2017, S. 724). Um den aktuellen Strombedarf von 250 TWh/Jahr decken zu können, müssten nur 0,6 % der Landesfläche mit Windparks im Umfang von 75 GW Leistung installiert werden (Adefarati und Obikoya 2019, S. 154). Das South African Wind Energy Programme (SAWEP) von 2008 dient nicht zuletzt der Förderung des Windenergiesektors. In diesem Rahmen wurde unter anderem die Pilotanlage Darling Windfarm (5,2 MW) im Norden von Kapstadt im Jahr 2008 installiert (Jain und Jain 2017, S. 724). Bis zum Jahr 2018 wurden Onshore-Windanla gen mit einer Kapazität von 3776 MW ans Stromnetz angeschlossen (Fouché und Brent 2019, S. 1). Bis 2030 soll die Windenergie auf 16.134 MW ausgebaut werden und dann 42,4 TWh Strom produzieren (Adefarati und Obikoya 2019, S. 156). Grundsätzlich legt die Regierung beim Ausbau erneuerbarer Energien großen Wert auf die gesellschaftliche Beteiligung, nicht zuletzt um die Akzeptanz der Energietransformation zu erhöhen. Davon abgesehen geht es ihr um die Schaffung von 300.000 Arbeitsplätzen in der grünen
Karten
Wirtschaft (Rennkamp et al. 2017, S. 217). So ist das sozio- ökonomische Potenzial der EE-Projekte ein entscheidendes Kriterium bei den REIPPPP-Auktionen (Müller et al. 2020, S. 7). Insgesamt ist ein Wachstum im südafrikanischen EE-Sektor zu verzeichnen, das mit Blick auf die internationalen Klimaziele Anlass zu großer Hoffnung gibt. Dennoch stellen die ungewisse Zukunft des REIPPPP, eine fehlende politisch-strategische Kontinuität, die hohe Ener gieintensität des Bergbau- und Industriesektors sowie der
293
nach wie vor von Eskom dominierte Strommarkt große Hürden für die Transformation des Energiesektors dar (van der Merwe und Brent 2020).
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
294
Abb. 8 Standorte Erneuerbarer Energien. (Quelle siehe Abbildung)
Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
295
296
Südafrika – Zentralistisch und kohledominiert
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Südkorea – Schleppende Transformation
Um den wachsenden Energiebedarf decken zu können, der im Zuge des wirtschaftlichen Aufschwungs der letzten Dekade entstanden ist, setzt Südkorea vor allem auf Kern- und Kohlekraft (vgl. Tab. 1). Erneuerbare Energien spielen im Energiemix bis dato eine untergeordnete Rolle. Die ökologischen Folgen der Nutzung fossiler Energieträger zwingen die Regierung jedoch zu einem Umdenken, das auch eine Chance für eine umfassende Energiewende birgt (vgl. Abb. 1).
Energie für den Wirtschaftsaufschwung Von einem ehemals armen Land in den 1960er-Jahren entwickelte sich Südkorea zu einer der größten Volkwirtschaften der Welt (Hong et al. 2019, S. 425). Da die Industrialisierung der koreanischen Wirtschaft auf eine verlässliche Energieversorgung angewiesen war, wurde die Energiepolitik zu einem zentralen Element der Wirtschaftspolitik (Lee 2020). Der steigende Energieverbrauch, von dem mehr als die Hälfte von der Industrie konsumiert wird, ist mitunter auch auf die im internationalen Vergleich sehr niedrigen Strompreise zurückzuführen (Yun und Jung 2017, S. 16). Mit der Inbetriebnahme des Reaktors Kori 1 im Jahr 1978 begann die politische Unterstützung der Kernenergie, die bis heute rund ein Viertel der Stromerzeugung ausmacht (vgl.
Abb. 2). Die große Bedeutung der Atomkraft ist nicht zuletzt auch das Ergebnis eines Mangels an heimischen Energieressourcen und der damit einhergehenden Gefahr einer zu großen Abhängigkeit von Kohle-, Öl- und Gaseinfuhren (IEA 2012, S. 10). Die inländische Produktion deckt lediglich 12 % des gesamten Energiebedarfs, wovon wiederum gut drei Viertel auf die Atomenergie entfallen (IEA 2021) – vgl. Abb. 3 und 4. Trotz der Atomoffensive wird die Energieversorgung von fossilen Rohstoffen dominiert, die fast zu 100 % importiert werden. Erdöl ist dabei insgesamt der am meisten genutzte Energieträger, wobei die Kohle den größten Anteil am Strommix inne hat (Park und Ohm 2014, S. 201). Darüber hinaus ist Südkorea der zweitgrößte Importeur von Flüssigerdgas, das ausschließlich über den Seeweg eingeführt wird, da keine länderübergreifenden Öl- und Gaspipelines existieren (dena 2014, S. 10). Um diesem Problem zu begegnen, plant Südkorea, gemeinsam mit den Staaten Japan, China, Russland und der Mongolei, den Bau des Northeast Asian Super Grid (Ministry of Trade, Industry and Energy 2019, S. 15). Doch wenngleich damit die Versorgung mit fossilen Rohstoffen sicherer wird, so sind die Nachteile dieser Energieträger nicht zu übersehen. Im Zusammenhang mit dem hohen Verbrauch fossiler Rohstoffe (vgl. Abb. 5 und 6) steht nicht zuletzt das Problem der Luftverschmutzung. Im Jahr 2017 wurde in Südkorea die höchste Feinstaubbelastung
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Solar | Biomasse Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2018 2020 2020 2018
WERT(E) 11.718 PJ | 226 GJ 639 Mt 87,6 % 86.363 MW | 23.094 MW | 17.058 MW 3,5 % 6,0 % 103 | k.A. | k.A. 8,9 ct/kWh | 8,3 ct/kWh 12.159 752 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 EIA 2020 IEA 2021 IEA 2021 Statista 2020 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_31
299
300
Südkorea – Schleppende Transformation
innerhalb der OECD-Staaten gemessen, sodass Lokalregierungen nun die Befugnis haben, Kohlekraftwerke vorübergehend außer Betrieb zu nehmen, falls die gesetzlichen Grenzwerte zur Schadstoffbelastung überschritten werden (IEA 2020, S. 12). Die energieintensive Wirtschafts-
3. Energie Masterplan (2019–2040): Ziele bis 2040
030
20 %
Der Atomschock
18,6 %
Reduzierung des Energieverbrauchs
38 %
Erhöhung der Energieintensität
(im Vergleich zum Business-as-usual-Szenario)
(im Vergleich zum Niveau von 2017)
bis 2040
30–35 %
Anteil erneuerbarer Stromerzeugung
1,9–2,7 Mio
Erneuerbare Kraftwerke
30 %
Anteil dezentraler Stromerzeugung
Kernreaktoren in Betrieb bis 2017 24
bis 2024 26
bis 2030 18
weise und die Dominanz fossiler Energieträger machen Südkorea zum weltweit siebtgrößten CO2-Emittenten (Choi und Qi 2019). Wenn das Land einen wirksamen Beitrag zum internationalen Klimaschutz leisten will, muss diese Art des Energiesystems kurzfristig überwunden werden.
bis 2038 14
Abb. 1 3. Energie Masterplan (2019–2040): Ziele bis 2040. (Quellen: Ministry of Trade, Industry and Energy 2019; IEA 2020)
Da durch eine Importabhängigkeit von knapp 88 % eine hohe Vulnerabilität gegenüber externen Schocks besteht, zielt das energiepolitische Handeln Südkoreas in erster Linie darauf ab, die Energiesicherheit zu verbessern. Dem Energiesystem fällt damit die Aufgabe zu, die energieintensiven und exportorientierten Industrien zu stützen (Hong et al. 2019, S. 426). Bereits die Ölkrisen der 1970er-Jahre schufen ein Bewusstsein für die Potenziale alternativer Energiequellen und mündeten unmittelbar in energiepolitischen Reformen. So wurde im Jahr 1972 das Fördergesetz für die Entwicklung, Nutzung und den Einsatz neuer und regenerativer Energien auf den Weg gebracht, wobei der Fokus zunächst auf solarthermischen Heizgeräten und Müllverbrennungsanlagen lag (Chen et al. 2014, S. 321). In Südkorea zählen auch Abfälle, Flüssigkohlenstoffe und Mineralölrückstände zu den erneuerbaren Energien, wenn sie energetisch verwertet werden (Lee und Seo 2019, S. 5). Mit dem Gesetz zur Förderung der integrierten Energieversorgung wurde im Jahr 1991 die Fernwärmeerzeugung aus Abfällen, die 2015 etwa 8 % des gesamten Fernwärmebedarfs Südkoreas ausmachte, weiter
Erdgas 26.0 %
Wind 0.5 %
Photovoltaik 2.2 % Erdöl 2.5 % Kohle 40.3 %
Gesamt: 581 TWh
Erneuerbare 6.0 % Biomasse 1.6 %
Wasserkraft 1.1 %
Kernenergie 25.1 %
Abb. 2 Strommix Südkorea 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Andere 0.7 %
Langwieriger Atomausstieg
301
intensiviert (Thanos Bourtsalas et al. 2019, S. 311). In einem weiteren Schritt wurden 2001 Einspeisetarife implementiert, um Anlagenbetreibern einen angemessen Preis für erneuerbaren Strom zu garantieren (Lee und Seo 2019). Jedoch konnte der Anteil erneuerbarer Energien am Energiemix in den 2000er-Jahren lediglich um etwa ein Prozent erhöht werden (Park und Ohm 2014, S. 200). Der Reaktorunfall von Fukushima im Nachbarland Japan veränderte jedoch die südkoreanische Energiepolitik, indem ein Schub beim Ausbau erneuerbarer Energien zu Lasten der KernenergieAndere 0.1 % Kohle 1.0 % Erneuerbare 20.0 %
Erdgas 0.4 % Erdöl 1.6 %
Gesamt: 2073 PJ
Gesamt : 5.388 PJ
nutzung ausgelöst wurde (Thanos Bourtsalas et al. 2019, S. 305). Im Jahr 2012 wurde die Förderkulisse grundlegend umstrukturiert, indem die Einspeisevergütungen aufgrund ihrer hohen Kosten für den Staat durch einen Standard für erneuerbare Energien (Renewable Portfolio Standard, RPS) ersetzt wurden (Chen et al. 2014, S. 322). Dieser Standard verpflichtete Stromversorger mit einer Erzeugungskapazität von mehr als 500 MW dazu, einen bestimmten Prozentsatz an Strom, beginnend bei 2 % im Jahr 2012 und ansteigend auf 10 % bis 2022, aus regenerativen Energiequellen zu beziehen (Alsharif et al. 2020, S. 810). Abgesehen davon wird die Forschung im Bereich klimafreundlicher Technologien nun stark mit Hilfe von staatlichen Investitionen unterstützt (IEA 2012, S. 10). Südkorea zählt mit Blick auf seine F&E-Ausgaben zu den Spitzenreitern innerhalb der OECD-Staaten (OECD 2019). Der ursprünglich als Post- Covid-19-Konjunkturprogramm vorgesehene Green New Deal aus dem Jahr 2020 ist nicht zuletzt eine auf Nachhaltigkeit ausgerichtete Strategie zum Aufbau einer kohlenstoffarmen und klimaneutralen Wirtschaft, die auch von F&E getragen werden soll (Lee und Woo 2020).
Langwieriger Atomausstieg Kernenergie 76.8 %
Abb. 3 Inländische Produktion Südkorea 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Unter dem amtierenden Präsidenten Moon Jae-in zeichnet sich ein Wandel von einem konventionellen zentralisierten Energieregime hin zu einem dezentralen System, das sich durch neue Technologien und Akteure auszeichnet, ab (Yun
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petrajoule (PJ) Kohle
3234
0
Erdöl
6141
5 1745
Ölprodukte
Erdgas
2020
0 0
2876
1000
2000
3000
Import
4000 Export
5000
6000
7000
302
Südkorea – Schleppende Transformation
Erneuerbare 3.5 %
Erneuerbare 1.5 %
Kernenergie 13.6 %
Kernenergie 16.8 %
Erdöl 37.9 %
Erdöl 39.5 %
Gesamt: 11.718 PJ
Gesamt: 9596 PJ
Kohle 27.5 %
Kohle 28.3 % Erdgas 13.8 %
Erdgas 17.4 %
Abb. 5 Energiemix Südkorea 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Energiemix Südkorea 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
und Jung 2017). Der Paradigmenwechsel zeigt sich speziell in der Kernenergiepolitik. Die hohe Zahl an Kernkraftwerken – in keinem anderen Staat der Erde ist die Dichte an Atomreaktoren so hoch wie in Südkorea – verbunden mit den immer wiederkehrenden Erdbeben haben Sicherheitsbedenken lauter werden lassen (Hong et al. 2019, S. 426). Während die Regierungen unter Lee (2008–2013) und Park (2013–2016) den Ausbau der nuklearen Erzeugungskapazitäten forcierten, kündigte Moon das Ende des Atomzeitalters an (Lee 2020). Bis zum Jahr 2022 wird die Kernkraftwerkskapazität durch den Bau weiterer Reaktoren zwar zunächst zunehmen, danach wird das Land jedoch sukzessive mit dem Atomausstieg beginnen. Dieser soll 60 Jahre nach Inbetriebnahme der neuesten Kraftwerke, also im Jahr 2083, abgeschlossen sein (IEA 2020, S. 23). Der Anteil des regenerativ erzeugten Stroms soll bis 2030 auf 20 % ansteigen und die ökologisch bedenklichen Kohlekraftwerke sollen dafür abgeschaltet werden (Yun und Jung 2017, S. 5). Im Angesicht des zunehmenden motorisierten Individualverkehrs richtet sich der energiepolitische Fokus auch auf den Verkehrssektor, indem in zunehmendem Maße auf elektrische und wasserstoffbetriebene Fahrzeuge gesetzt wird (IEA 2020, S. 106). Um die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, führte die Regierung im Jahr 2015 zudem als erstes asiatisches Land ein Emissionshandelssystem (ETS) ein (Choi und Qi 2019). Da allerdings über 90 % der Emissionshandelszertifikate kostenlos zur Verfügung gestellt wurden, führte das ETS im Jahr 2019 lediglich zu einer Emissionsreduktion von knapp 9 % im Stromsektor und von 2 % in allen Energiesektoren zusammen (IEA 2020, S. 12). Das ETS hat damit nicht dazu beigetragen, einen Wettbewerb um ökologisch innovative Wirtschaftsweisen zu entfalten.
Grundsätzlich verfolgt Südkorea im Kontext der Bemühungen um den Klimaschutz jedoch einen marktorientierten Ansatz, der darauf abzielt, die Stromgestehungskosten von erneuerbaren Energien unter das Niveau fossiler Brennstoffe zu bringen (Hong et al. 2019, S. 426). Obwohl die Liberalisierung des Strommarktes angestrebt wird, hält der ehemalige Staatsmonopolist Korea Electric Power Corporation (KEPCO) aber nach wie vor große Teile der Elektrizitätserzeugungskapazitäten in den eigenen Händen (dena 2014, S. 25). Die Korea Hydro & Nuclear Power Co. Ltd (KHNP) besitzt ihrerseits ein Monopol auf dem Gebiet der Wasser- und Kernkraft (Yun und Jung 2017, S. 15). Auch der Ölmarkt ist durch die staatseigene Korea National Oil Corporation (KNOC) in hohem Maße staatlicher Steuerung unterworfen (IEA 2012, S. 10). Die wichtigste Institution auf politischer Ebene ist hierbei das Ministry of Trade, Industry and Energy (MOTIE), welches staatliche Programme im Energiebereich entwickelt, Forschung und Entwicklung unterstützt sowie internationale Kooperationen in energiewirtschaftlichen Angelegenheiten anbahnt (dena 2014, S. 33). Da die Energiepolitik und -verwaltung von einer kleinen Zahl mächtiger Akteure gestaltet wird, findet Bürgerbeteiligung nur sehr begrenzt statt (Lee 2020). Der Ausbau erneuerbarer Energien würde diesbezüglich ein großes Transformationspotenzial besitzen.
Vielfältige regenerative Energiepotenziale Südkorea weist große natürliche Potenziale im Bereich Wind- und Solarkraft auf, und dies vor allem in den südöstlichen Küstenregionen und auf der Insel Jeju (Alsharif et al. 2018). Begünstigt durch die hohen staatlichen In-
Karten
vestitionen in F&E sowie auf Basis damit einhergehender technologischer Weiterentwicklungen konnte sich der Ausbau der Solarenergie sehr gut entwickeln. Die installierte Leistung stieg im Zeitraum zwischen 2007 und 2017 von 81 MW auf 5700 MW an (Alsharif et al. 2020, S. 809). Damit entfällt etwa ein Drittel der erneuerbaren installierten Leistung auf PV-Dachanlagen und PV-Freiflächenanlagen. Da es jedoch aufgrund der dichten Besiedlung an Flächen für den Bau zusätzlicher Solarparks mangelt, werden mehr und mehr Wasserflächen mit PV-Modulen bestückt. Bemerkenswert ist dabei das ambitionierte Projekt des weltweit größten schwimmenden Solarkraftwerks, das mit einer Nennleistung von 100 MW etwa 140.000 Menschen mit grünem Strom versorgen soll (Hanwha Corporation 2019). Der Ausbau der Windenergie gewinnt ebenso an Dynamik. Die installierte Windleistung betrug im Jahr 2016 immerhin 1089 MW (Alsharif et al. 2018, S. 16). Als Meilenstein der windenergetischen Stromerzeugung gilt das in der Sonderprovinz Jeju umgesetzte Großprojekt von 78 MW auf Basis von 40 Turbinen, das im Jahr 2010 realisiert wurde (Park und Ohm 2014, S. 200). Mit Blick auf die zukünftige Entwicklung der Windkraft werden Offshore- gegenüber Onshore-Projekten
303
priorisiert (Chen et al. 2014, S. 322). Die Flächennutzungskonflikte dürften hier weniger stark ins Gewicht fallen. Schließlich ist zu erwähnen, dass Südkorea auch bei der Geothermie über große Potenziale verfügt. Die Nutzung der Tiefengeothermie, bei der die tief unter der Erdoberfläche liegenden grundwasserführenden Gesteinsschichten – sog. Aquifere – angezapft werden, um mit dem nach oben gepumpten Wasserdampf eine stromerzeugende Turbine anzutreiben, spielt in dem Land eine große Rolle. Südkorea zählt aber auch zu den Vorreitern auf dem Gebiet der Gezeitenenergie. Das Gezeitenkraftwerk Uldolmok ging im Jahr 2009 als erstes seiner Art ans Netz (dena 2014, S. 11). Es bleibt abzuwarten, ob weitere Projekte in Küstennähe folgen werden. Klar ist, dass die natürlichen Voraussetzungen in Südkorea vielfältig sind und der gesamten Bandbreite an erneuerbaren Energien große wirtschaftliche Spielräume eröffnen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
304
Südkorea – Schleppende Transformation
Abb. 7 Lagerstätten und Claims mineralischer Rohstoffe sowie Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
Karten
Abb. 8 Erneuerbare Energien. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Südkorea – Schleppende Transformation
Karten
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
307
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Türkei – Kernenergie im Blick
Das türkische Energiesystem ist gekennzeichnet durch eine Dominanz fossiler Brennstoffe und eine große Abhängigkeit von Energieimporten (vgl. Tab. 1). Diesem Problem möchte die Regierung durch den Ausbau erneuerbarer Energien, durch Effizienzsteigerungen und durch den Einstieg in die Kernenergienutzung begegnen (vgl. Abb. 1). Zudem will die Türkei ihre geostrategische Position als Schnittstelle zwischen den europäischen und asiatischen Energiemärkten stärken.
Dominanz fossiler Energieträger bröckelt Urbanisierung, Bevölkerungs- und Wirtschaftswachstum sowie das steigende Einkommensniveau treiben den Energieverbrauch der Türkei in die Höhe (Bulut und Muratoglu 2018, S. 241). In den vergangenen Jahren verzeichnete die Türkei die höchste Zunahme des Energieverbrauchs innerhalb der OECD-Staaten (Erat et al. 2021, S. 403). Es ist davon auszugehen, dass sich dieser Trend fortsetzen (Çolak und Kaya 2017, S. 840) und sich die Kluft zwischen inländischer Produktion und inländischem Bedarf weiter vergrößern wird (Kok und Benli 2017, S. 870). Die heimische Erdöl- und Braunkohleproduktion kann diese starke Nach-
frage schon jetzt nicht ansatzweise decken, sodass die Türkei auf Öl- und Gasimporte angewiesen ist (Erdin und Ozkaya 2019) – vgl. Abb. 2 und 3. Etwa 72 % der benötigten Energieressourcen werden importiert, und zwar hauptsächlich aus Russland, Aserbaidschan und dem Iran (Austvik und Rzayeva 2017, S. 541). Doch wie sieht das Energiesystem der Türkei im Konkreten aus? Traditionell zählt die Wasserkraft in der Türkei zu den wichtigsten Energiequellen. Zwischen 1975 und 1995 leistete die Wasserkraft sogar noch einen größeren Beitrag zur Stromerzeugung als fossile Energieträger (Biresselioglu 2018, S. 369). Doch auch Kohle und Öl nahmen schon frühzeitig einen großen Anteil am Energiemix ein. Als das Land aber zunehmend unter der Luftverschmutzung durch Kohlekraftwerke und Ölheizungen litt, wurde in den 1980er-Jahren die Nutzung von Erdgas forciert (Biresselioglu 2018, S. 363). Bereits in den 1960er-Jahren entwickelte sich überdies ein öffentlicher Diskurs um die Möglichkeiten der nuklearen Stromerzeugung, der zur damaligen Zeit viele Industrienationen erfasste. Bis heute wird die Kernkraft jedoch nicht genutzt (Ağbulut et al. 2019, S. 8) – vgl. Abb. 4 und 5. Im Jahr 2010 wurde aber ein Abkommen mit Russland über die Errichtung des Kernkraftwerks Akkuyu, mit einer Nennleistung von 4800 MW verteilt auf vier Reaktoren,
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil-nuklear | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Wind | Biogas Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor Staatliche Ausgaben für Energieforschung
JAHR 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2018
WERT(E) 6141 PJ | 75 GJ 383 Mt 72,0 % 46.091 MW | 44.329 MW 16,8 % 43,8 % 624 | 5500 | 3000 8,6 ct/kWh | 6,8 ct/kWh 109.688 180 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Ministry of Energy and Natural Resources 2021 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia 2021; Azbar und Yavuzyilmaz 2019 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_32
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310
Türkei – Kernenergie im Blick
Klimaziele
21 %
Senkung der Treibhausgasemissionen bis 2030 (im Vergleich zum Business-As-Usual-Szenario)
Bis 2023
14 %
Senkung des Energieverbrauchs (im Vergleich zu 2017)
38,8 %
Anteil erneuerbarer Energien am Strommix
20,7 %
Erdgasanteil am Strommix
10 %
Anteil erneuerbarer Energien am Verkehr
Installierte Leistung bis 2023
34 GW
20 GW
5 GW
1 GW
1 GW
Wasser
Wind
Solar
Geothermie
Biomasse
Abb. 1 Klimaziele Türkei. (Quellen: Erat et al. 2021; Erdin und Ozkaya 2019; Presidency of the Republic of Turkey 2019)
Erdöl 6.9 % Erdgas 0.8 %
Gesamt: 1922 PJ Erneuerbare 53.8 %
Gesamt : 5.388 PJ Kohle 38.5 %
Abb. 2 Inländische Produktion Türkei 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
unterzeichnet (Telli et al. 2021, S. 422). Es folgten Pläne zur Errichtung von zwei weiteren nuklearen Kraftwerken in Sinop und Igneada, die zusammen perspektivisch etwa ein Viertel der Stromerzeugung generieren sollen (Kok und Benli 2017, S. 871). Der Anteil fossiler Energien am Energiemix beträgt derzeit etwa 83 %. Aufgrund des wachsenden Energieverbrauchs und der Dominanz fossiler Brennstoffe
steigen auch die CO2-Emissionen stark an. Der Pro-Kopf- CO2-Ausstoß legte im Zeitraum von 2005 bis 2016 um fast 30 % zu (Ağbulut et al. 2019). Rund 82 % der landesweiten CO2-Emissionen sind energiebezogen (Biresselioglu 2018, S. 368). Das bedeutet, dass ein stärkerer Ausbau erneuerbarer Energien große Chancen für eine nachhaltige Entwicklung birgt. Diese spielen bislang jedoch eine untergeordnete Rolle. Während erneuerbare Energien 44 % der Stromerzeugung abdecken (vgl. Abb. 6), ist der Anteil im Wärme- und Verkehrssektor sehr gering (IEA 2021). Die größten regenerativen Beiträge zur Energieversorgung leisten die Wasserkraft, Biomasse und Geothermie (Bulut und Muratoglu 2018, S. 242). Letztere nahm ihren Siegeszug in der Türkei mit der Errichtung des ersten geothermischen Fernwärmesystems im Jahr 1987. Bis heute existieren 17 geothermische Kraftwerke mit einer kumulierten Stromerzeugungskapazität von 1283 MW (Mertoglu et al. 2019). Die ungenutzten Potenziale in diesem Bereich sind nach wie vor groß, denn die Türkei liegt geologisch betrachtet in einer seismisch sehr aktiven Zone, was oftmals mit günstigen Bedingungen für die Erdwärmeproduktion einhergeht. Doch die Regierung setzt längst auf alle Arten der regenerativen Energieproduktion. So sorgten Investitionen in die Windund Solarenergie in den letzten Jahren für eine dynamische Entwicklung erneuerbarer Energien (Dolunay 2020, S. 203). Der jährliche Zubau im Bereich Windenergie beträgt in den letzten zehn Jahren jährlich im Schnitt 627 MW. Dieser Zubau findet allerdings bislang ausschließlich an Land statt, obwohl das Land einen guten Zugang zum Meer hat (Gönül et al. 2021). Entsprechend den regionalen Windgeschwindigkeiten liegt der Fokus beim Ausbau der Onshore-Windenergie bislang auf den westlichen Landesteilen (Turkish Wind Energy Association 2020a). Doch die Entwicklung immer leistungsstärkerer Anlagen rückt auch den windschwächeren Osten des Landes in den Fokus der Windbranche.
arktwirtschaftliche Reformen und M Internationalisierung Als Reaktion auf die Wirtschaftskrise im Jahr 2001 wurde eine umfassende Energiemarktreform durchgeführt, die eine Abkehr vom staatlich-zentralistischen Modell zum Ziel hatte (Özgül et al. 2020, S. 108). So führte die Öffnung der Energiemärkte nach 2000 zu einer stärkeren Beteiligung privatwirtschaftlicher Akteure und folglich zu mehr Wettbewerb (Bulut und Muratoglu 2018, S. 241). Außerdem wurde 2001 die Energy Market Regulatory Authority (EMRA) gegründet sowie die bis dato bei der Electricity Distribution Company (TEDAS) angesiedelte Stromverteilung in 21 Zonen aufgeteilt und jeweils privaten Verteilungsunternehmen übertragen (Dolunay 2020, S. 202). Während Markt- und Preisreformen im Stromsektor erheb-
Marktwirtschaftliche Reformen und Internationalisierung
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Abb. 3 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) Kohle
1017
7
Erdöl
1381
14
Ölprodukte
859
343
Erdgas
1557
26 8 10
Strom 0
200
400
600 Import
Erneuerbare 10.1 % Erdöl 29.6 %
Kohle 30.9 %
800
1000
1200
1400
1600
Export
Erneuerbare 16.8 %
Erdöl 29.3 %
Gesamt: 6141 PJ
Gesamt: 4117 PJ Kohle 28.6 %
Erdgas 29.4 %
Erdgas 25.2 %
Abb. 4 Energiemix Türkei 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 5 Energiemix Türkei 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
liche Fortschritte mit sich brachten, verlief die Liberalisierung des Erdgasmarktes eher schleppend (Austvik und Rzayeva 2017, S. 543). Jenseits dieses heimischen Energiemarktes ist es das Ziel der Türkei, sich auf den internationalen Märkten zu positionieren. Politisch und geostrategisch zwischen Europa und Asien gelegen, soll die Bedeutung der Türkei als Transitland und Drehscheibe für Erdöl und Erdgas gestärkt werden (ebd., S. 540). Dazu befinden sich mehrere Infrastrukturprojekte in Planung bzw.
in der Umsetzung, wie die Transanatolien-Pipeline oder die Irak-Türkei-Pipeline (Biresselioglu 2018, S. 367). Auch die Gründung der Energy Exchange Istanbul (EXIST) im Jahr 2015 trug dazu bei, einen Handelsplatz für Strom und Energieressourcen zu schaffen. Ebenso sollte die im Jahr 2015 unterzeichnete langfristige Vereinbarung zwischen der Turkish Electricity Transmission Company (TEIAS) und dem Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) die Integration des türkischen in den europäi-
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Türkei – Kernenergie im Blick
Wind 7.2 %
Kohle 37.2 %
Photovoltaik 3.2 % Biomasse 1.1 %
Gesamt: 304 TWh
Erneuebare 43.8 %
Wasserkraft 29.2 %
Erdöl 0.2 %
Erdgas 18.7 %
Geothermie und andere 3.3 %
Abb. 6 Strommix Türkei 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
schen Strommarkt stärken (Mehter Aykin et al. 2017, S. 296). Zur Förderung regenerativer Projekte wurde im Jahr 2005 ein Gesetz für erneuerbare Energien eingeführt, das unter anderem Einspeisetarife für Strom aus regenerativen Quellen in Höhe von umgerechnet 5,0 bis 5,5 ct/kWh über einen Zeitraum von zehn Jahren vorsieht (Gönül et al. 2021, S. 5). Nachdem die erhoffte Wirkung zunächst ausblieb, wurde das Förderinstrumentarium mehrfach angepasst. So wurde im Jahr 2012 ein Auktionsmechanismus eingeführt, auf dessen Basis bislang zwei Ausschreibungsrunden durchgeführt wurden (ebd., S. 10). Im Jahr 2011 kam es im Zuge des Erneuerbare-Energien-Gesetzes dann zu umfassenden Änderungen: Seitdem ist die Stromerzeugung aus regenerativen Kraftwerken bis zu einer Nennleistung von 500 kW, 1 MW (2013) bzw. 5 MW (2019) nicht mehr an Lizenzen gebunden (Dolunay 2020, S. 204). Damit wurden die rechtlichen Rahmenbedingungen für Bürgerenergiegenossenschaften vereinfacht, die nun kein Unternehmen mehr gründen oder eine Lizenz erlangen müssen (Özgül et al. 2020, S. 109). Einen weiteren Meilenstein stellte die Unterzeichnung des Kyoto-Protokolls im Jahr 2009 dar. Im Jahr 2014 wurde sodann der Nationale Aktionsplan für erneuerbare Energien entsprechend den EU-Richtlinien erarbeitet (Bulut und Muratoglu 2018, S. 242). Die Türkei hat auch das Pariser Klimaabkommen unterzeichnet, allerdings noch nicht ratifiziert. Grundsätzlich hat das Land sich dazu verpflichtet, die Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2030 um 21 % zu reduzieren (Climate Transparency 2020). Die Regierung knüpft die Ratifizierung des Pariser Abkommens allerdings an eine fi-
nanzielle Unterstützung von der Europäischen Union (Telli et al. 2021, S. 419). Um die Klimaziele erreichen zu können, spielt nicht zuletzt der Verkehrssektor eine zentrale Rolle. Die Zielmarke lautet hier: 2,5 Millionen Elektroautos und 1 Million Ladepunkte bis zum Jahr 2030 (Erat et al. 2021, S. 406). Dieses Ziel ist ambitioniert, doch es weist in die richtige Richtung.
„Heimischer, erneuerbarer“ Entsprechend dem Motto „heimischer, erneuerbarer“ ist die nationale Energiepolitik der Türkei darauf ausgerichtet, den Energiemix stärker zu diversifizieren und nachhaltiger zu gestalten. Ziel dabei ist es auch, die Importabhängigkeit zu verringern und die Versorgungssicherheit zu steigern (Telli et al. 2021, S. 413). Der strategische Plan des Ministeriums für Energie und natürliche Ressourcen (MNER) sieht dabei die Entwicklung erneuerbarer Energien in der Strom- und Wärmeversorgung vor (Biresselioglu 2018, S. 370). Darüber hinaus soll der Anteil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien wachsen (Erat et al. 2021, S. 405). Ab 2023 soll aber auch die Kernkraft Teil des Energiemixes werden, indem die ersten Reaktoren des AKWs Akkuyu ans Netz gehen (Telli et al. 2021, S. 413). Trotz starker Opposition gegen diese Pläne, sieht die Regierung in der Kernkraft eine günstige und umweltfreundliche Form der Energieerzeugung sowie die Möglichkeit, die Abhängigkeit von Energieimporten zu reduzieren (Kok und Benli 2017, S. 874). Auch die Erschließung der beachtlichen Uran- und Thoriumvor-
Karten
kommen spielen in diesen Überlegungen eine wichtige Rolle (Ağbulut et al. 2019, S. 9). Als Teil der Entwicklungsziele für das hundertjährige Bestehen der Republik, genannt Vision 2023, soll die installierte Leistung auf insgesamt 120 GW ansteigen (Özgül et al. 2020, S. 108). Im Gegensatz dazu soll der Erdgasanteil in der Stromerzeugung deutlich reduziert werden (Austvik und Rzayeva 2017, S. 541). Des Weiteren sieht der vom MNER erstellte Nationale Energieeffizienz-Aktionsplan 2017–2023 eine Reduzierung des Energieverbrauchs um 14 % bis 2023 vor (Erat et al. 2021, S. 406). Durch die Zielvorgaben und Fördermechanismen hat die Politik folglich solide Rahmenbedingungen für den Ausbau der erneuerbaren Energien geschaffen. Hinzu kommen die großen naturräumlichen Potenziale, insbesondere im Bereich der Solar-, Wind-, Hydro-, Wellen- und geothermischen Energie (Erdin und Ozkaya 2019). Hohe Windhöffigkeiten und Globalstrahlungswerte verbunden mit der Größe der Landesfläche bieten günstige Bedingungen für den Wind- und Solarenergiezubau in vielen Regionen (Çolak und Kaya 2017, S. 842). Aufgrund der geologischen Verhältnisse und der Lage auf dem Alpen-Himalaya-Gebirgsgürtel ist auch das geothermische Potenzial, mit 60 GW thermisch und 4,5 GW elektrisch, beachtlich (Mertoglu et al. 2019),
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wobei die größten geothermischen Potenziale im Westen des Landes liegen (Basel et al. 2010). Die Bevölkerung befürwortet die Erschließung dieser Potenziale durch die Entwicklung erneuerbarer Energien überwiegend. Immerhin gab es im Jahr 2020 bereits 46 Bürgerenergiegenossenschaften (Özgül et al. 2020, S. 117). Im Gegensatz dazu wird die Kernenergienutzung, die in der Türkei noch in den Kinderschuhen steckt, von großen Teilen der Bevölkerung abgelehnt (Erat et al. 2021, S. 403). Die geostrategische Bedeutung der Kernenergie ist jedoch zu groß für die türkische Regierung, als dass von einem Verzicht auf diese bedenkliche Form der Energieerzeugung auszugehen ist. Möglicherweise könnte die Europäische Union die Türkei in eine gemeinsame Energiestrategie miteinbeziehen und dabei Wege zu einer ökologisch und sozial unbedenklichen Form der Energieversorgung aufzeigen.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
314
Abb. 8 Geothermie. (Quelle siehe Abbildung)
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Türkei – Kernenergie im Blick
Literatur
315
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Ungarn – Energietransformation im Rückstand
Innerhalb der Europäischen Union gilt Ungarn als Nachzügler der Energietransformation (vgl. Tab. 1), was sich nicht mit natürlichen oder wirtschaftlichen Faktoren erklären lässt, sondern vielmehr mit politischen Interessen. Seit dem Regierungswechsel im Jahr 2010 bewegt sich das Land in Richtung einer illiberalen Demokratie und damit auch in Richtung eines zentralistischen Energiesystems, in dem niedrige Energiepreise und der Ausbau der nuklearen Stromerzeugung einen hohen Stellenwert genießen (vgl. Abb. 1).
Energiesystem im Überblick Rund 88 % des ungarischen Primärenergiebedarfs werden auf Basis von fossil-nuklearen Ressourcen gedeckt. Der Strommix wird mit etwa 50 % von der Kernenergie dominiert (vgl. Abb. 2). Im Jahr 1982 begann Ungarn mit der Nutzung der Atomkraft, als vier Kernreaktoren in der Nähe der Stadt Paks in Betrieb genommen wurden (Németh et al. 2020). Trotz eines Störfalls im Reaktor Paks 1 im Jahr 2003, bei dem Radioaktivität freigesetzt wurde, setzte das Land weiter auf die nukleare Stromerzeugung (Horváthová und
Dobbins 2019, S. 143). Auf die beiden größten Kraftwerke, das Kernkraftwerk Paks und das Braunkohlekraftwerk Mátra, entfallen aktuell etwa drei Viertel der inländischen Stromproduktion (Antal 2019, S. 165). Da die bisherigen Atommeiler in den nächsten 10 bis 15 Jahren das Ende ihrer Betriebsdauer erreichen werden, bedarf es neuer Erzeugungskapazitäten (Járosi und Kovács 2018, S. 78). Im März 2009 brachte das Parlament daher die Bestimmungen für den Bau von zwei neuen Kernreaktoren in der Region Paks auf den Weg und erhob dieses Vorhaben im Jahr 2012 zur energiepolitischen Priorität (Aalto et al. 2017, S. 400). Russland engagiert sich hierbei stark, denn es stellt einen Kredit über 80 % der Investitionskosten zur Verfügung (IEA 2017, S. 13). Doch weshalb treibt Ungarn den Ausbau der Kernenergie so vehement voran? Dies liegt daran, dass das Land zwar über einige Kohle-, Öl- und Gasvorkommen verfügt, jedoch können diese Lagerstätten den heimischen Bedarf an Energieressourcen bei Weitem nicht decken. Beispielsweise deckt die inländische Erdöl- und Erdgasproduktion lediglich 10 % bzw. 22,5 % des nationalen Energieverbrauchs (Bart et al. 2018) – vgl. Abb. 3 und 4. Uran wurde v. a. während der
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar
JAHR 2019 2019 2019 2019
WERT(E) 1073 PJ | 113 GJ 47 Mt 72,7 % 5915 MW | 2153 MW
Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wind | Biogas | Solar
2019 2019 2018/20
12,0 % 14,4 % 170 | 40 | k.A.
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte 2020 Beschäftige im EE-Sektor 2020 Staatliche Ausgaben für Energieforschung 2019
13,0 ct/kWh | 10,8 ct/kWh 41.676 14 Millionen US-$
QUELLE IEA 2021 BP 2020 nach IEA 2021 Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority 2017; IRENA 2020a IEA 2021 IEA 2021 Hungarian Energy and Public Utility Regulatory Authority 2020 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020a IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_33
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Ungarn – Energietransformation im Rückstand
Nationaler Energie- und Klimaplan: Ziele bis 2030 Übergeordnete Ziele Energiesicherheit und -souveränität stärken
Energiekosten auff n niedrigem iedrigem Niveau halten Dekarbonisierung durch kombinierte Nutzung von Kernenergie und erneuerbaren Energien
≥ 40 %
Weniger Treibhausgasemission Treibhausgasemissionen
≥5%
Weniger Emissionen in ETS-Sektoren ETS-Sekt
(im Vergleich zu 1990)
(im Vergleich zu 2005)
≥ 21 %
am Endenergieverbrauch
21,3 %
im Stromsektor
28,7 %
im Wärmesektor
16,9 %
im Verkehrssektor
Abb. 1 Nationaler Energie- und Klimaplan: Ziele bis 2030. (Quelle: Ministry of Innovation and Technology 2019)
Sowjetzeit stark gefördert. Im Jahr 1997 wurde die Uranproduktion jedoch eingestellt (dena 2014, S. 15). Folglich ist das Land auch hier stark auf Energieeinfuhren angewiesen (Aalto et al. 2017). Rund 30 % des Stromverbrauchs, 90 % des benötigen Erdöls sowie der gesamte Uranbedarf werden inzwischen importiert. Insbesondere zu Russland pflegt Ungarn diesbezüglich enge politische und wirtschaftliche Kontakte (Járosi und Kovács 2018, S. 74). Zu den wichtigsten Marktakteuren des Energiesystems zählen RWE, unter anderem als Haupteigner des Kraftwerks Mátra, E.ON und der staatliche Energiekonzern Magyar Villamos Művek (MVM), der sich in der Erzeugung, Übertragung, dem Betrieb und im Handel betätigt (dena 2014, S. 17). Darüber hinaus existieren enge Verbindungen zwischen der Atomindustrie und der Regierung (Antal 2019, S. 162), was typisch für zentralisierte Energiesysteme ist. Der Ausbau erneuerbarer Energien wurde ab dem Jahr 2003 mithilfe von Einspeisetarifen, die über eine Stromsteuer für die Industrie finanziert wurden, gefördert (Antal 2019, S. 166). Während Projekte bis zu einer installierten
Leistung von 500 kWp eine fixe Vergütung erhalten, müssen größere Kraftwerke einen Ausschreibungsprozess durchlaufen (Atsu et al. 2021). Ausgenommen davon sind Windprojekte, die sich ungeachtet ihrer Größe am Ausschreibungsverfahren beteiligen müssen, um eine Förderung zu erhalten (Pintér et al. 2018). In jüngster Zeit wurde die Förderkulisse durch die Einführung des METÁR-Programms modifiziert, wodurch nun eine Bewerbung um eine Förderung unabhängig von der Kraftwerksleistung möglich ist (AHK Ungarn 2020, S. 29). Die Umsetzung der EU-Klimaziele erfolgte darüber hinaus in der Ausarbeitung der Nationalen Energiestrategie, die für 2050 die Kernenergie als Basis der Stromerzeugung deklariert (dena 2014, S. 33) sowie auf Basis des Nationalen Energie- und Klimaplans von 2019. Unter den erneuerbaren Energien ist Biomasse der bis dato meistgenutzte Energieträger. Im Verkehr beträgt der Anteil erneuerbarer Energien derzeit 7 % und im Wärmesektor rund 20 % (Németh et al. 2020) – vgl. Abb. 5 und 6. Mit Blick auf die Wärmeversorgung leidet das Land unter einer mangelhaften Energieeffizienz, denn weite Teile des Gebäudebestandes sind veraltet und verfügen nicht über eine angemessene Isolierung bzw. über effiziente Heizsysteme (Bart et al. 2018, S. 5). Die Beheizung von Gebäuden erfolgt meist auf Basis von Erdgas oder Holz (Vadovics 2019, S. 84). Eine umfassende Transformation des Energiesystems müsste daher zunächst einmal auf dieser Ebene ansetzen, um den Energieverbrauch insgesamt minimieren zu können.
Abkehr von der Liberalisierung Infolge des Regimewechsels nach der Transformation 1990 begann die Umgestaltung des Energiesystem nach westlichem Vorbild (Járosi und Kovács 2018, S. 67). Der in den 1990er-Jahren begonnene Prozess der Liberalisierung wurde im Zuge des EU-Beitritts 2004 intensiviert und erlaubte ab dem Jahr 2007 Unternehmen einen völlig freien Wettbewerb (dena 2014, S. 10). Seit dem Jahr 2010 wird der Strom auf der vom Übertragungsnetzbetreiber MAVIR betriebenen Strombörse Hungarian Power Exchange (HUPX) gehandelt (ebd., S. 16). Der Wahlsieg der nationalkonservativen Fidesz- Partei unter der Führung von Viktor Mihály Orbán 2010 bedeutete jedoch eine Neuausrichtung in der Energiepolitik und einen Bruch mit dem Neoliberalismus. Privatisierungen wurden gestoppt, Teile der Energieversorgung, u. a. die Gassparte, weitgehend verstaatlicht und die Beziehungen zu Russland intensiviert (Járosi und Kovács 2018, S. 68). Begünstigt durch Korruption, politische Skandale und die Folgen der Finanzkrise hat eine regelrechte Abkehr von der liberalen Demokratie stattgefunden, was mit einer starken Zentralisierung des energiepolitischen Handelns, das vom Ministerium für nationale Entwicklung geprägt wird, einhergeht (Antal 2019, S. 163).
Blockade gegen Windenergie
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Erdgas 25.2 %
Kohle 12.3 %
Wind 2.1 %
Photovoltaik 4.1 %
Erdöl 0.3 %
Gesamt: 34 TWh
Erneuerbare 14.4 % Biomasse 6.2 %
Wasserkraft 0.6 % Andere 1.5 % Kernenergie 47.8 %
Abb. 2 Strommix Ungarn 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Erdöl 10.1 %
Erneuerbare 29.5 % Erdgas 11.9 %
Gesamt: 463 PJ
Gesamt : 5.388 PJ
Kohle 10.0 %
Kernenergie 38.5 %
Abb. 3 Inländische Produktion Ungarn 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
scher Haushalte liegen über dem EU-Durchschnitt (Aalto et al. 2017, S. 403). Bislang konnte die finanzielle Belastung der Haushalte durch die Energiekosten um etwa 25 % gesenkt werden (IEA 2017, S. 9). Trotz alledem leiden viele Ungarinnen und Ungarn, insbesondere in den ländlich geprägten Regionen, unter Energiearmut (Bouzarovski und Tirado Herrero 2017, S. 47). In Bezug auf die Anteile am Energieverbrauch weisen die privaten Haushalte 31 %, der Verkehrssektor 22 % und die Industrie 21 % auf (Vadovics 2019, S. 84). Während der Covid-19-Pandemie und dem damit verbundenen Lockdown gingen die Energiebedarfe in Industrie und Gewerbe derart stark zurück, dass konventionelle Kraftwerke zeitweise abgeschaltet werden mussten, während gleichzeitig neue Solar- und Bioenergieanlagen ans Netz gingen (Morva und Diahovchenko 2020). Dabei zeigt sich, dass Energiesysteme immer auch stark an wirtschaftliche Entwicklungen gebunden sind.
Blockade gegen Windenergie Angesichts der hohen Importabhängigkeit von fossilen Energieträgern ist Ungarns Energiepolitik auf den Ausbau von erneuerbaren Energien und Kernenergie, auf eine zunehmende Elektrifizierung des Verkehrs und auf eine bessere Integration in die europäische Netzinfrastruktur angewiesen (Vadovics 2019, S. 85), andernfalls drohen steigende volkswirtschaftliche Kosten. Außerdem ist es das Ziel, Heiz- und Strompreise zu reduzieren, denn die Energiekosten ungari-
Die bisherigen politischen Anstrengungen haben keinen flächendeckenden Ausbau erneuerbarer Energien ausgelöst. Der starke Widerstand aus der Atomindustrie sowie die Tatsache, dass die mediale Berichterstattung von der Expansion des Kraftwerks Paks dominiert und der global wachsenden Bedeutung erneuerbarer Energien gleichzeitig wenig Aufmerksamkeit geschenkt wurde, erschweren die Umsetzung
320
Ungarn – Energietransformation im Rückstand
Abb. 4 Importe und Exporte nach Energieträgern 2019 (Datengrundlage: IEA 2021).
Petajoule (PJ) Kohle
10
Erdöl
47
264
6
Ölprodukte
133
173
Erdgas
651
244
Strom
26 0
71
100
200
300 Import
Erneuerbare 10.4 %
400
500
600
700
Export
Erneuerbare 12.0 %
Erdöl 26.8 %
Kernenergie 16.1 %
Erdöl 30.7 %
Kernenergie 16.6 %
Gesamt: 1050 PJ Kohle 10.2 %
Gesamt: 1073 PJ
Kohle 7.8 %
Erdgas 36.5 %
Erdgas 32.8 %
Abb. 5 Energiemix Ungarn 2009 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Energiemix Ungarn 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
der Energietransformation (Antal 2019, S. 176). Zuletzt stieg jedoch der jährliche Zubau im Bereich der Solarkraft an und die nationale Energiestrategie sieht bis zum Jahr 2030 immerhin eine Förderung für 4000 MW Leistung im Bereich Photovoltaik vor (Hortay und Víg 2020, S. 8). Mit 1950 bis 2150 Sonnenstunden im Jahr eignet sich Ungarn nicht zuletzt hervorragend für die PV-Nutzung. Doch die Flächenverfügbarkeit stellt eine große Herausforderung dar, da PV-Freiflächenanlagen in direkter Flächenkonkurrenz zur
Landwirtschaft stehen, der über drei Viertel der gesamten Landesfläche unterstehen (Atsu et al. 2021). Die natürlichen Gegebenheiten und die Agrarstruktur bieten aber auch große Potenziale im Bereich Bioenergie (Bart et al. 2018). Zudem könnte die Erdwärme in der Energiezukunft Ungarns eine große Rolle spielen, denn bislang wurden lediglich 10 bis 15 % des geothermischen Potenzials erschlossen (Ministry of Innovation and Technology 2019, S. 42). Die Potenziale im Bereich Windenergie sind hingegen stark begrenzt, wenn-
Karten
gleich es einige Regionen mit einer großen Windhöffigkeit gibt (Bart et al. 2018). Nach einer recht dynamischen Entwicklung in den 2000er-Jahren wird der weitere Ausbau inzwischen jedoch politisch blockiert. Trotz zahlreicher Bewerbungen wurden seit dem Jahr 2010 keine Ausschreibungen für Windenergievorhaben durchgeführt (Antal 2019, S. 167). Schwerer noch wiegt das 2016 eingeführte generelle Verbot von Windenergieanlagen im Umkreis von 12 km um bewohnte Gebiete, das den Ausbau faktisch zum Erliegen gebracht hat (IEA 2017, S. 12). Nicht viel besser sieht es bei der Partizipation der Bevölkerung aus. Illiberale Demokratien im Allgemeinen und das zentralisierte ungarische Energiesystem im Besonderen eröffnen dem bürgerschaftlichen Engagement kaum Spielräume zur Teilhabe an der Energieversorgung (Vadovics 2019, S. 84). Allein bei kleinen PV-Projekten (kleiner als 50 kWp) können Privatpersonen, Kommunen oder Kleinunternehmen als Stromerzeuger agieren (Pintér et al. 2018, S. 10). Grundsätzlich existieren aber nur wenige Interessensgruppen im Bereich
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des Klima- und Umweltschutzes. Deren Einfluss auf politische Entscheidungen ist damit sehr gering (Horváthová und Dobbins 2019, S. 144). Die Anti-Atomkraft-Initiative Energiaklub, die sich für ein dezentrales, regeneratives Energiesystem einsetzt, ist hierbei eine Ausnahme (Aalto et al. 2017, S. 405). Das ökologische Bewusstsein ist in der Bevölkerung generell sehr schwach ausgeprägt. Eine Bevölkerungsumfrage von 2018 ergab, dass die Mehrheit der Ungarn eine gemeinsame europäische Energiepolitik befürwortet. Der Klimawandel wird jedoch nicht als zentrales Thema angesehen (Vadovics 2019, S. 84), was nicht zuletzt auch ein Ergebnis der tendenziösen, staatlich organisierten Berichterstattung ist.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
322
Abb. 8 Räumliche Verteilung von EE-Anlagen. (Quelle siehe Abbildung)
Ungarn – Energietransformation im Rückstand
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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324
Ungarn – Energietransformation im Rückstand
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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USA – Energiesupermacht
Die Schiefergasrevolution in den USA hat das Energiesystem in den vergangenen Jahren stark geprägt und das Land zu einem der größten Energieexporteure werden lassen (vgl. Tab. 1). Der Ausbau erneuerbarer Energien erfolgt in dem liberalen Wohlfahrtsstaat auf Basis von marktwirtschaftlichen Instrumenten, die nicht immer eine zielgerichtete Dynamik auslösen (vgl. Abb. 1). Dennoch verzeichnen die USA einige Erfolge bei der Transformation des Energiesystems, und dies vor allem beim Ausbau der Wind- und Solarenergie.
Status quo des Energiesystems Fossile Brennstoffe haben einen Anteil von knapp 80 % am gesamten Energieverbrauch der USA. Etwa 12 % entfallen auf die erneuerbaren Energien und 9 % auf die Kernenergie. Der Energieverbrauch ist seit der Jahrtausendwende konstant geblieben, jedoch veränderte sich der Energiemix (Congressional Research Service 2021). Der Beitrag von Kohle und Erdöl ist rückläufig, insbesondere in der Stromerzeugung (vgl. Abb. 2 und 3). Hier ist der Einsatz von Kohle seit dem Jahr 2008 um die Hälfte zurückgegangen, während sich die Anteile von erneuerbaren Energien und Erdgas vergrößerten (Jarboui 2021). Die USA liegen bei der nuklearen Stromerzeugung global betrachtet mit großem Abstand an der
Spitze (IEA 2021). Der Beitrag der Nuklearenergie zur Stromerzeugung war im Laufe der letzten Jahrzehnte weitgehend konstant, zuletzt sank jedoch die Zahl der in Betrieb befindlichen Reaktoren auf 97 (Bragg-Sitton et al. 2020, S. 8158). Weder der Reaktorunfall von Harrisburg 1979 noch die Nuklearkatastrophen von Tschernobyl 1986 und Fukushima 2011 haben zu einem Abrücken von der kernenergetischen Nutzung geführt (Mildner et al. 2014). Zu verlockend sind die großen, einfach zu produzierenden Energiebeiträge dieser Technologie (vgl. Abb. 4). Während im Bereich der erneuerbaren Energien feste Biomasse und Wasserkraft lange Zeit die vorherrschenden Energieträger waren, gewannen Solar- und Windenergie sowie Biokraftstoffe in den letzten Jahren zunehmend an Bedeutung (Lu et al. 2020). Nach der Wasserkraft sind Windund Solarenergie inzwischen die am meisten genutzten regenerativen Energieformen (vgl. Abb. 5). Die USA waren in den 1980er-Jahren sogar einmal führend bei der Windenergietechnologie, mussten diese Vorreiterrolle danach jedoch an Dänemark und Deutschland abgeben (Stokes und Breetz 2018, S. 78). Mit 262 GW belegen die USA bei der installierten erneuerbaren Leistung immerhin den zweiten Platz hinter China (EIA 2021a; Muhammed und Tekbiyik-Ersoy 2020). Es bestehen jedoch große Unterschiede in der Ausbaudynamik zwischen den einzelnen Bundes-
Tab. 1 Auf einen Blick PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Solar | Wind | Wasserkraft | Biogas
JAHR 2020 2019 2020 2019 2020 2019 2021
Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte 2020 Beschäftige im EE-Sektor 2020 Staatliche Ausgaben für Energieforschung 2019
WERT(E) 97.979 PJ | 296 GJ 4965 Mt −1,0 % 829.683 MW | 262.531 MW 12,5 % 18,2 % 2.934.377 | 68.792 | 2300 | 2200
10,2 ct/kWh | 12,6 ct/kWh 838.415 7761 Millionen US-$
QUELLE EIA 2021a BP 2020 nach EIA 2020 EIA 2020 EIA 2021a IEA 2021 SEIA 2020; USGS et al. 2020; US Department of Energy 2022; American Biogas Council 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020 IEA 2021
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_34
327
328
USA – Energiesupermacht
Nationale Klimaziele unter Präsident Biden
Erneuerbare 12.5 % Erdöl 34.7 %
Netto-Null-CO2-Emissionen bis 2050
Kernenergie 8.9 %
CO2-freier Stromsektor bis 2035
50–52 %
weniger THG-Emissionen bis 2030 (im Vergleich zu 2005)
30 GW
Zubau bei der Offshore-Windenergie bis 2030
60 %
Kostensenkung bei der Solarenergie bis 2031
Gesamt: 97.979
Kohle 9.9 %
Erdgas 34.0 %
Abb. 3 Energiemix USA 2020 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 1 Nationale Klimaziele unter Präsident Biden. (Quellen: Department of Energy 2021; The White House 2021)
Erneuerbare 12.3 % Erneuerbare 8.5 % Kernenergie 8.7 %
Kohle 21.4 %
Mineralöl 24.6 %
Kernenergie 8.6 % Erdöl 36.3 % Kohle 11.2 %
Gesamt: 102.874
Gesamt: 101.089
Erdgas 43.3 %
Erdgas 25.2 %
Abb. 4 Inländische Produktion USA 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 2 Energiemix USA 2010 (Datengrundlage: IEA 2021)
staaten (Ogunrinde et al. 2018, S. 105), was auf das föderale politische System zurückzuführen ist. Der große Energiehunger der USA führt grundsätzlich dazu, dass das Land mit einem Anteil von knapp 15 % der weltweit zweitgrößte Verursacher von energiebedingten CO2-Emissionen ist (Jarboui 2021). Der Pro-Kopf-CO2- Verbrauch übersteigt den Weltdurchschnitt um den Faktor drei. Zudem sind die Emissionen pro BIP-Einheit etwa 1,5- mal so groß wie in der Europäischen Union (Peterson 2021, S. 14). Allerdings zeichnet sich ein rückläufiger Trend ab, denn in allen Sektoren ging der CO2-Ausstoß im letzten Jahrzehnt zurück (IEA 2019, S. 12). Auch wenn in der Gesellschaft eine große Vielfalt an Einstellungen gegenüber dem Klimawandel und der Energietransformation besteht, so wächst die Unterstützung für erneuerbare Energien doch ste-
tig (Hamilton et al. 2019). Im Besonderen sind es die jüngeren Bevölkerungsgruppen mit einem hohen Bildungsstand und einer politischen Identifikation mit den Demokraten, die die Energiewende forcieren wollen (Hamilton et al. 2019, S. 16). Jedoch stoßen diese Bemühungen immer wieder auf starken Widerstand seitens der Vertreter der fossilen Industrie.
Schiefergasrevolution Die Vereinigten Staaten von Amerika verfügen über riesige fossile Rohstoffvorkommen, wovon der größte Anteil auf Kohle entfällt (Muhammed und Tekbiyik-Ersoy 2020). Nachdem die Entdeckung der Kohlereserven im 19. Jahrhundert eine industrielle Revolution auslöste, gewann im
Schiefergasrevolution
329
Kohle 24.2 %
Wind 6.9 %
Erdgas 37.4 %
Photovoltaik 2.1 %
Gesamt: 4366 TWh
Erneuerbare 18.2 %
Biomasse 1.3 %
Wasserkraft 6.8 %
Andere 1.0 %
Kernenergie 19.3 %
Erdöl 0.8 %
Abb. 5 Strommix USA 2019 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 6 Importe und Exporte nach Energieträgern 2020 (Datengrundlage: IEA 2021)
Petajoule (PJ) 114
Kohle
1840
Erdöl
13805
7007 4144
Ölprodukte 2761
Erdgas
10008
5626
221 51
Strom 0
1500
3000
4500
6000 Import
Laufe der Zeit Erdöl als Energiequelle zunehmend an wirtschaftlicher Bedeutung. Im Jahr 1883 wurde die erste Wasserkraftanlage an den Niagarafällen und im 20. Jahrhundert zahlreiche erdöl- und erdgasbetriebene sowie nu kleare Kraftwerke errichtet (Lu et al. 2020). Durch die Förderung von Schiefergas und unkonventionellem Öl in großem Stil erleben die fossilen Energieträger eine regelrechte Renaissance (Mildner et al. 2014). Begünstigt durch techno-
7500
9000 10500 12000 13500 15000
Export
logische Innovationen bei der Öl- und Gasförderung ist fossile Energie nicht länger eine knappe Ressource, sondern plötzlich im Überfluss vorhanden (IEA 2019, S. 11). Mit Hilfe des Frackings konnten sich die USA zunehmend unabhängiger von der Ölpolitik der OPEC-Staaten machen und sich als Exporteur von Öl und Gas etablieren ((vgl. Abb. 6). Mit der Aufhebung des seit 1975 bestehenden Exportverbotes für Öl und Gas im Jahr 2016 wurde sogar die Kehrt-
330
wende auf dem Energiemarkt endgültig besiegelt (Lukas 2018). So zählen die Vereinigten Staaten inzwischen wieder zu den größten öl- und gasproduzierenden Staaten der Welt (Jarboui 2021). Dass die USA im Bereich der Schiefergasproduktion führend sind, ist vor allem auf die großen natürlichen Vorkommen, die staatliche Förderung, die vergleichsweise niedrigen Umweltstandards, die Eigentumsrechte und die in vielen Förderregionen gegebene geringe Bevölkerungsdichte zurückzuführen (Mildner et al. 2014, S. 6). Mit dem massiven Anstieg der Energieproduktion ging auch eine Neuausrichtung des Pipelinenetzes einher, das im Zeitraum von 2004–2019 um 58.000 Meilen erweitert wurde (Con gressional Research Service 2021). Aus ökologischer Sicht ist das Fracking umstritten und wird unter anderem aufgrund der Eingriffe in den Wasserhaushalt durch den starken Einsatz von Chemikalien scharf kritisiert (Burton et al. 2014, S. 1689). Diese Bedenken mancher Bevölkerungsgruppen haben die Energiepolitik jedoch nicht wesentlich beeinflussen und an der weiteren Erschließung hindern können.
Energiepolitik im Wandel Amerikas Energiepolitik ist geprägt von den Themenfeldern Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit und Klimaverträglichkeit (Mildner et al. 2014). Im Laufe der letzten Jahrzehnte wurde daher eine Reihe von Anreizen zur Förderung erneuerbarer Energien von den Regierungen auf nationaler und bundesstaatlicher Ebene gesetzt (Stokes und Breetz 2018, S. 76). Die oberste Behörde in Energiefragen ist hierbei das Department of Energy (DOE), das für die Entwicklung und Umsetzung der nationalen Energiepolitik, für die Energieforschung und -entwicklung sowie für verteidigungsbezogene nukleare Aktivitäten zuständig ist (Congressional Research Service 2021, S. 47). Um die Möglichkeiten für den verstärkten Einsatz regenerativer und nuklearer Technologien im Strom- und Verkehrssektor sowie in der Industrie auszuloten, wurde zudem das Office of Nu clear Energy programm on Integrated Energy Systems ins Leben gerufen (Bragg-Sitton et al. 2020, S. 8156). Die Energiepolitik der USA ist eng mit der Wirtschaftsund Außenpolitik verflochten und wird von Republikanern und Demokraten unterschiedlich bewertet. Infolgedessen hat sich die energiepolitische Ausrichtung entsprechend den wechselnden Machtverhältnissen immer wieder gewandelt. Während die Bush-Regierung den Schwerpunkt auf die Energiesicherheit legte, wollte Präsident Barack Obama unter dem Stichwort „Greening the economy“ den Klimaschutz stärken und die Wirtschaft im Sinne einer ökologischen Modernisierung umstrukturieren (Mildner et al. 2014). Dennoch scheiterten unter der Obama-Regierung
USA – Energiesupermacht
mehrere Anläufe für eine nationale Klimagesetzgebung (Peterson 2021, S. 14), da der Präsident keine Mehrheit im Senat hatte. Demgegenüber wurde die Schiefergasrevolution zur treibenden Kraft der US-Energiepolitik (IEA 2019, S. 11). Unter Präsident Donald Trump hatten Umwelt- und Klimaschutz keinen hohen Stellenwert mehr. Die heimische Kohleindustrie wurde wieder unterstützt, womit deutlich wurde, dass eine Abkehr vom Kurs der Nachhaltigkeit der Vorgänger-Regierung erfolgte. Diese Entwicklung gipfelte im Jahr 2017, als die USA aus dem Pariser Klimaabkommen ausstiegen (Jarboui 2021). Am ersten Tag der Amtszeit von Joseph Biden traten die USA dem Abkommen jedoch wieder bei (Peterson 2021, S. 14), was international mit großer Erleichterung aufgenommen wurde. Die Klimaziele werden nun wieder ernst genommen, denn die Biden-Administration will erreichen, dass die USA bis zum Jahr 2035 einen dekarbonisierten Stromsektor und bis 2050 Netto-NullCO2-Emissionen aufweisen (The White House 2021), was höchst ambitioniert erscheint. Um dies zu erreichen, muss daher noch viel geschehen, wobei nicht klar ist, wie sehr der Staat sich bei dieser Kraftanstrengung einmischen soll. Hinsichtlich der Förderung erneuerbarer Energien setzen die USA jedenfalls nach wie vor stark auf Wettbewerb sowie auf wirtschaftliche Instrumente, wie Zuschüsse und Steuererleichterungen bzw. -befreiungen (Muhammed und Tekbiyik-Ersoy 2020, S. 27). Technologische Innovationen im Energiebereich zu generieren ist zudem ein erklärtes politisches Ziel der Regierung (IEA 2019, S. 13). Zu diesem Zweck wurde die Advanced Research Projects Agency- Energy geschaffen, die seit dem Jahr 2009 etwa 1,8 Mrd. US-$ für Forschung und Entwicklung im Bereich regenerativer Energien bereitgestellt hat (Qian 2019). Bereits früh wurde das auf Steuererstattungen basierende Instrument Production Tax Credit von der US-Regierung eingeführt, um regenerative Energien zu fördern (Liu und Hamori 2020). Der Energy Policy Act von 2005 und der Energy Independence and Security Act von 2007 schufen zudem einen gesetzgeberischen Rahmen für fast alle Bereiche der Energiepolitik und enthielten Bestimmungen zur Energieeinsparung bzw. zur Energieeffizienz im Verkehrs-, Wärme- und Stromsektor (Lu et al. 2020, S. 5). Mit dem Energy Act 2020 werden nun Verbesserungen in der Energieeffizienz von Gebäuden gefördert sowie die Forschung und Entwicklung in den Bereichen nukleare und erneuerbare Energien, Energiespeicherung, Kohlenstoffabscheidung und Elektromobilität gestärkt (Congressional Research Service 2021, S. 8). Zur Unterstützung der Elektromobilität existiert nicht zuletzt ein ganzes Bündel an Anreizen, bestehend aus Steuerbefreiungen und -nachlässen beim Kauf und der Zulassung, Ermäßigung von Parkgebühren, Subventionen für die Ladeinfrastruktur und Zugang zu High Occupancy Vehicle-Fahrspuren (Fahr-
Karten
bahn für stark belegte Fahrzeuge) (Stokes und Breetz 2018, S. 81). Auch auf subnationalstaatlicher Ebene wurden klimapolitische Anstrengungen unternommen. So schlossen sich 23 Bundesstaaten zur US Climate Alliance zusammen, die unter anderem regionale Emissionshandelssysteme und Quoten für erneuerbare Energien als Maßnahmen sowie Emissionsreduktionsziele festgesetzt hat (Peterson 2021, S. 15). Bereits im ausgehenden 20. Jahrhundert setzten manche Staaten auf das Instrument des Net-Meterings, das die Vergütung der Netzeinspeisung von Ökostrom regelt (Stokes und Breetz 2018, S. 80). Auch haben zahlreiche Bundesstaaten Renewable Portfolio Standards (RPS) implementiert, wenngleich die Ausgestaltung zum Teil stark variiert. Diese schreiben vor, dass ein bestimmter Prozentsatz der Stromproduktion aus erneuerbaren Energiequellen stammen muss (Ogunrinde et al. 2018, S. 104). Als Vorreiter bei der Förderung alternativer Energien gilt dabei Kalifornien (Stokes und Breetz 2018). Zusätzlich zu den Zielen für erneuerbare Ener-
331
gien erwägen manche Staaten, u. a. New York und Illinois, eine stärkere Unterstützung für die Kernenergie in Form von Emissionszertifikaten (IEA 2019, S. 14). Aktuell haben 24 Bundesstaaten und das District of Columbia Ziele zur Minderung von Treibhausgasemissionen festgelegt (Center for Climate and Energy Solutions 2021). Die energiepolitische Positionierung des Wirtschaftsgiganten USA in den kommenden Jahren wird mit Blick auf die Möglichkeiten der internationalen Gemeinschaft, unterhalb einer Erder wärmung von zwei Grad zu bleiben, nicht zuletzt entscheidend sein. Insofern gilt dieser Politik in den kommenden Jahren höchste Aufmerksamkeit.
Karten Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 7, 8, 9 und 10.
Abb. 7 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Kraftwerkstandorte. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 8 Geothermie. (Quelle siehe Abbildung)
USA – Energiesupermacht
Karten
Abb. 9 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
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334
USA – Energiesupermacht
Abb. 10 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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Venezuela – Ölressourcen als Fluch und Segen
Das südamerikanische Land Venezuela ist reich an fossilen Energieträgern. Gleichzeitig befindet sich das Land in einer starken politischen und wirtschaftlichen Krise. Da die wirtschaftliche Entwicklung allein von den Öleinnahmen abhängt (vgl. Tab. 1), ist Venezuela nicht zuletzt sehr anfällig für Preisschwankungen auf dem Ölmarkt. Die Folgen des Klimawandels haben zudem zu wiederkehrenden Trockenperioden geführt und die einst so verlässliche Wasserkraftproduktion einbrechen lassen.
lein das nationale Ölunternehmen Petróleos de Venezuela (PDVSA) ist zur Produktion und Entwicklung der Ressourcen berechtigt (Kingsbury 2020, S. 570). Nach einem Öl- Boom und wirtschaftlichen Aufschwung im 20. Jahrhundert ist in den letzten Jahren, insbesondere ab 2014 in Folge der Wirtschaftskrise, ein drastischer Rückgang in der Produktion zu verzeichnen. Obwohl sich die bestätigten Reserven in den letzten 40 Jahren verzehnfacht haben, ist die Ölproduktion, die 1998 laut OPEC bei 3,4 Millionen Barrel pro Tag lag, zwischen 2016 und 2019 um 50 % auf 1,1 Millionen Barrel gefallen (Spavieri 2019, S. 17). Mit dem Rückgang der ÖlEinzigartiger fossiler Reichtum produktion sind auch die Ölexporte auf weniger als 1 Million Barrel pro Tag gesunken (vgl. Abb. 1 und 2) und das UnterVenezuela verfügt über einen großen Reichtum an fossilen nehmen PDVSA steht kurz vor dem Bankrott (Rosales und Rohstoffen. Mit 303 Mrd. Barrel befinden sich dort die größ- Sánchez 2020). Die venezolanische Wirtschaft ist stark abten bekannten Ölreserven (Agbanike et al. 2019, S. 1), die hängig von Ölexporten, denn Erdöl hat bei den Exporterlösen allein 18 % der globalen Vorräte ausmachen (Spavieri 2019, einen Anteil von mehr als 90 % (Kingsbury 2020, S. 568). S. 17). Außerdem zählen die Erdgasreserven mit einem An- Der inländische Energiemix ist mit einem Anteil von 43,4 % teil von 3,1 % zu den siebtgrößten der Welt (Pietrosemoli Gas und 43,4 % Öl ebenfalls stark von fossilen Energieund Rodríguez-Monroy 2019, S. 418). Bei den Ölreserven trägern geprägt (IEA 2021) – vgl. Abb. 3 und 4. Der Anteil handelt es sich zu 86 % um Schweröl, wovon sich der Groß- des inländisch verbrauchten Öls ist von 6 % im Jahr 1971 auf teil im Orinoco-Becken im Norden und im Maracaibo- 29 % im Jahr 2013 gestiegen (Agbanike et al. 2019, S. 2). Becken im Nordwesten des Landes befindet. Bislang sind Dagegen setzt Venezuela bei der Stromproduktion auf die 4,2 % (Spavieri 2019, S. 17) aller Reserven des Landes er- umfangreichen Potenziale der Wasserkraft, die einen Anteil schlossen und unter den aktuellen Produktionsbedingungen von 58 % am Strommix hat (Kingsbury 2020, S. 559) – vgl. reichen die Reserven noch etwa 390 Jahre (Agbanike et al. Abb. 5. Dennoch ist Venezuela aufgrund der Abhängigkeit 2019). Die Ölressourcen liegen in staatlicher Hand und al- von fossilen Energieträgern und umfangreichen Energiesub-
Tab. 1 Auf einen Blick. PARAMETER Energieverbrauch gesamt | pro Kopf Energiebezogene CO2-Emissionen pro Jahr Importabhängigkeit Installierte Leistung zur Stromproduktion fossil | erneuerbar Anteil EE am Energiemix Anteil EE am Strommix Anlagenzahl Wasserkraft | Wind | Solar Durchschnittlicher Strompreis Industrie | Haushalte Beschäftige im EE-Sektor
JAHR 2018 2019 2018 2017 2018 2018 2020 2022 2020
WERT(E) 1759 PJ | 61 GJ 102 Mt −174,0 % 15.810 MW | 15.190 MW 13,1 % 58,6 % 9 | 88 | k.A. 28,4 ct/kWh | 24,2 ct/kWh 15.062
QUELLE IEA 2021 BP 2020 IEA 2021 Central Intelligence Agency 2018 IEA 2021 IEA 2021 Wikipedia 2021; thewindpower.net 2022 Global Petrol Prices 2021 IRENA 2020
© Der/die Autor(en), exklusiv lizenziert an Springer Fachmedien Wiesbaden GmbH, ein Teil von Springer Nature 2023 S. Bosch et al., Energie-Weltatlas, https://doi.org/10.1007/978-3-658-38449-4_35
337
338
Venezuela – Ölressourcen als Fluch und Segen
Erneuerbare 4.8 %
ventionen der größte CO2-Emittent Lateinamerikas. Mit CO2-Emissionen von 6,2 t CO2/Kopf liegt das Land deutlich über dem lateinamerikanischen Durchschnittswert von 3,1 t CO2/Kopf und als einziges Land der Region über dem globalen Durchschnitt von 5 t CO2/Kopf (Nwani 2021, S. 39).
Kohle 0.1 %
Erdgas 15.8 %
Petro-Staat Gesamt: 4828 PJ
Erdöl 79.3 %
Abb. 1 Inländische Produktion Venezuela. (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 2 Importe und Exporte nach Energieträgern 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Trotz des Reichtums an Ölreserven befindet sich Venezuela in einer beispiellosen Wirtschaftskrise mit einer Hyperinflation und katastrophalen humanitären Bedingungen, die eine Massenmigration von bereits 4 Millionen Menschen ausgelöst haben (Kingsbury 2020, S. 571). Neben fallenden Ölpreisen nach der Wirtschaftskrise 2008 haben unter anderem eine langfristige Misswirtschaft des autoritären Regierungsregimes, strukturelle politische Probleme, eine hohe Auslandsver schuldung sowie eine fehlende wirtschaftliche Diversifizierung und Wettbewerbsfähigkeit zu der desolaten Lage beigetragen (Pietrosemoli und Rodríguez-Monroy 2019, S. 422). Mit einer allein vom Öl abhängigen Wirtschaft ist Venezuela ein typ ischer Petro-Staat (Massabié 2008). In Petro-Staaten werden
Petajoule (PJ) 0 Kohle
500
1500
2000
2500
3000
0 5 142
Erdöl
283
Ölprodukte
Strom
1000
2954
519
0 4
Import
Export
Petro-Staat
339
Kohle 0.2 % Erneuerbare 13.1 %
Erneuerbare 12.7 %
Erdgas 30.0 %
Gesamt: 2747 PJ
Kohle 0.1 %
Gesamt: 1759 PJ
Erdöl 57.1 %
Erdöl 43.4 %
Erdgas 43.4 %
Abb. 3 Energiemix Venezuela 2008 (Datengrundlage: IEA 2021)
Abb. 4 Energiemix Venezuela 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
Wind 0.1 %
Erdgas 24.9 %
Gesamt: 100 TWh
Wasserkraft 58.0 %
Erneuerbare 58.6 % Erdöl 16.5 % Andere 0.5 %
Abb. 5 Strommix Venezuela 2018 (Datengrundlage: IEA 2021)
340
die Wirtschaft, die politischen Institutionen und die sozioökonomischen E ntwicklungen allein von den Einnahmen aus dem Ölgeschäft bestimmt. Dem Ressourcen-Fluch-Paradigma zu Folge besteht eine negative Korrelation zwischen dem Reichtum an Ressourcen und der wirtschaftlichen Entwicklung. Ein Öl-Boom wird dabei zunächst von Wirtschaftswachstum und einer vielversprechenden sozioökonomischen Entwicklung begleitet, sodass keine Bestrebungen mehr unternommen werden, die zu einer wirtschaftlichen Diversifizierung führen. Mit dem Fall der Ölpreise verschärft sich sodann die Haushaltslage, was in Verbindung mit undemokratischen und korrupten politischen Strukturen weitreichende negative wirtschaftliche und sozioökonomische Konsequenzen nach sich zieht (Rosales und Sánchez 2020). Mit einer umfangreichen Subventionierung des Energieverbrauchs wird dann stets versucht gegenzusteuern und die Bevölkerung zumindest etwas am Ölreichtum teilhaben zu lassen. In der Regel gibt es trotz allem keine Anreize für Maßnahmen wie Energieeffizienz, die die Profitabilität von Energiesystemen wieder erhöhen könnten (Nwani 2021, S. 38).
Weg in die Krise Da Mitte des 20. Jahrhunderts die globale Nachfrage nach venezolanischem Erdöl wuchs, verzeichnete die Wirtschaft aufgrund der Öleinnahmen zwischen 1920 und 1970 sehr hohe Wachstumsraten. Im Rahmen eines neoliberalen Politikwechsels wurde der Ölmarkt für ausländische Investoren geöffnet und die Ölproduktion weiter erhöht. Allerdings führten Korruption und Missmanagement zu wachsender sozialer Ungleichheit, sodass sich Venezuela in den 1990ern innerhalb von zwei Jahrzehnten von einem der reichsten Länder Lateinamerikas zu einem Staat mit einer Armutsrate von 80 % entwickelte (Kingsbury 2020, S. 569). Im Zuge der Bolivarischen Revolution Ende der 1990er kam Hugo Rafael Chávez Frías, ein Verfechter des Sozialismus, an die Macht. Mit der Einführung eines Gesetzes zu fossilen Energieträgern im Jahr 2001 wurde die staatliche Kontrolle über die Öl- und Stromindustrie massiv ausgeweitet, die Rechte internationaler Ölinvestoren drastisch eingeschränkt und die Position von PDVSA gestärkt (Rosales und Sánchez 2020). Über die Öleinnahmen wurden umfangreiche soziale Projekte finanziert, wodurch unter dem Sinnbild eines neuen Ölnationalismus die Armutsrate bis 2005 deutlich gesenkt werden konnte. Allerdings war die Sozialpolitik kostspielig und ineffizient und es wurden weder langfristige Entwicklungsstrategien, noch notwendige strukturelle Veränderungen durchgesetzt (Kingsbury 2020, S. 570). Neben einem wachsenden Haushaltdefizit wurde die Krise aufgrund sinkender Ölpreise ab dem Jahr 2014 sowie durch eine hohe Auslandsverschuldung intensiviert. Zu den Hauptgründen für den wirtschaftlichen Zusammenbruch zählen vor allem
Venezuela – Ölressourcen als Fluch und Segen
eine mangelhafte Instandhaltung und Modernisierung der Ölindustrie sowie Massenentlassungen seitens der Regierung bei PDVSA, was einen drastischen Produktionsrückgang nach sich zog. Nochmals verschärft wurde die Situation durch die im Jahr 2019 verhängten Sanktionen der USA gegen die Regierung von Nicolás Maduro Moros, der die sozialistisch orientierte Politik seines Vorgängers seit 2013 gegen großen Widerstand fortsetzt. Während sich das Land gegenüber westlichen Ländern abschottet, wächst der Einfluss und die Abhängigkeit gegenüber China und Russland (Rosales und Sánchez 2020). Dies sollten die westlich geprägten Staaten im Blick behalten.
Nationale Stromkrise Der Reichtum an fossilen Energieträgern stellt Venezuela neben den wirtschaftlichen auch vor umweltbezogene Herausforderungen (Nwani 2021, S. 59). Um die Abhängigkeit von Öl und Gas zu reduzieren, wurden bereits ab den 1950ern die umfangreichen Wasserkraftpotenziale erforscht und entwickelt. Heute hat die Wasserkraft einen Anteil von 58 % am Strommix, womit Venezuela etwa 66 % seiner Wasserkraftpotenziale nutzt (IEA 2021; Pietrosemoli und Rodríguez- Monroy 2019, S. 419). Das Wasserkraftwerk Guri war bei seiner Fertigstellung im Jahr 1986, mit einer Leistung von 10 GW, das zweitgrößte weltweit. Der von der Weltbank finanzierte Guri-Staudamm wurde innerhalb des Zeitplans fertiggestellt und gilt international als Erfolgsprojekt bei der Entwicklung von Wasserkraftwerken. Allerdings ist die Leistungsfähigkeit des Guri-Kraftwerks extrem vulnerabel gegenüber Trockenheit und damit gegenüber dem Klimawandel, was in den Jahren 2016, 2018 und 2019 in einer nationalen Stromkrise mündete. Niedrige Wasserstände reduzieren die Stromproduktion drastisch, was unentwegt zu Stromausfällen im ganzen Land führt (Kingsbury 2020, S. 559). In Verbindung mit einer maroden Energieinfrastruktur sorgt dies für prekäre Lebensbedingungen in vielen Teilen des Landes. Die Bevölkerung leidet unter der Stromknappheit und die ohnehin angespannte soziale, politische und wirtschaftliche Situation heizt sich weiter auf (Pietrosemoli und Rodríguez-Monroy 2019, S. 420). Als Reaktion darauf sah der Plan für die Entwicklung des nationalen Stromsystems 2013–2019 die Verbesserung des Stromzugangs für die Bevölkerung und den Ausbau der Windkraft auf insgesamt 500 MW bis 2019 vor. Allerdings fehlen für einen nennenswerten Ausbau erneuerbarer Energien nicht nur die finanziellen und technischen Ressourcen, sondern auch ein ernsthafter politischer Wille (Kingsbury 2020, S. 571). Dabei wäre gerade bei der steigenden Vulnerabilität der Wasserkraft der Ausbau erneuerbarer Energien eine gute Gelegenheit, regionale Wirtschaftskreisläufe anzukurbeln. Jedoch gibt es keinerlei politische Unterstützung für EE-Initiativen und nur ein minimaler Anteil der Ölein-
Karten
341
nahmen wird für den Ausbau emissionsarmer Technologien auf wenige kleine Wasserkraftwerke sowie auf international eingesetzt (Agbanike et al. 2019). Darüber hinaus wird die geförderte, individuelle PV-Projekte zur Elektrifizierung von EE-Entwicklung durch unzureichende staatliche Informations- abgelegenen indigenen Gemeinden (Pietrosemoli und kampagnen zu den Potenzialen erneuerbarer Energien er- Rodríguez-Monroy 2019, S. 423). Eine nachhaltige und umschwert (Pietrosemoli und Rodríguez-Monroy 2019, S. 423). fassende Transformation des Energiesystems erscheint vor Grundsätzlich liegt das Solarpotenzial bei ca. 1500 TWh/Jahr diesem Hintergrund nur möglich, wenn zunächst die politiund das Windpotenzial bei ca. 1000 TWh/Jahr (ebd., 418). sche und wirtschaftliche Lage wieder stabilisiert werden kann. Diese großen Potenziale werden jedoch nicht im Ansatz er- Davon ist Venezuela aktuell jedoch weit entfernt. schlossen. Nach den Informationen der Nicht- Regierungsorganisation Red Venezolana de Energía Renovables (RVER) kommt es beim Bau von einigen wenigen Karten Windprojekten zu umfangreichen Verzögerungen, die den Anreiz für weitere Investitionen stark reduzieren. Aktuell be- Anschauliches Kartenmaterial finden Sie in den Abb. 6, 7 schränkt sich die Entwicklung erneuerbarer Energien daher und 8.
Abb. 6 Lagerstätten mineralischer Rohstoffe und Standorte von Energieindustrieanlagen. (Quelle siehe Abbildung)
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Abb. 7 Windhöffigkeit in 150 m Höhe. (Quelle siehe Abbildung)
Venezuela – Ölressourcen als Fluch und Segen
Literatur
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Abb. 8 Globalstrahlung. (Quelle siehe Abbildung)
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