Transnationale Stromnetze ebnen Weg zur Klimaneutralität

Ägypten verzeichnet immer größere Stromüberschüsse und sucht dafür verstärkt Abnehmer im Ausland. Die geplanten Projekte sollen den grenzüberschreitenden Stromhandel und die Versorgungssicherheit in den jeweiligen Ländern erhöhen. Das fügt sich ein in die ägyptische Strategie, sich als regionaler Energie-Hub zu positionieren und korrespondiert mit ähnlichen Aktivitäten im Bereich Gas.

Laut der staatlichen Egyptian Electricity Holding Company besaß das Land im Juni 2020 eine installierte Leistung von 59,5 Gigawatt. Dem stand eine Spitzenlast von rund 32 Gigawatt gegenüber. Seit Mitte 2014 hat sich die installierte Leistung fast verdoppelt, während die Spitzenlast nur um 22 Prozent gestiegen ist.

Verträge für Interkonnektor mit Saudi-Arabien unterzeichnet

Im Oktober 2021 unterzeichneten Ägypten und Saudi-Arabien Bauaufträge für eine grenzüberschreitende Stromverbindung. Die ersten Pläne für die Verbindung entstanden vor zehn Jahren. Die nun vertraglich beschlossene Leitung soll 2025 ihre finale Ausbaustufe erreichen und über eine Kapazität (Erzeugungs- oder Übertragungsleistung) von 3 Gigawatt verfügen. An Kosten veranschlagen die Partner umgerechnet 1,6 Milliarden Euro.

Auf ägyptischer Seite wird ein Konsortium aus dem lokalen Unternehmen Orascom Construction und Hitachi ABB Power Grids die Konverterstationen errichten. Ein chinesisch-lokales Konsortium aus China Power, Xian Electrical Engineering und Giza Cables ist für die 450 Kilometer an neuen Hochspannungsleitungen zuständig.

Auf saudischer Seite kommen für die 900 Kilometer Stromtrassen und die Konverterstationen die Unternehmen Hitachi ABB Power Grids, Saudi Services for Electro-Mechanic Works und Hyundai Engineering and Construction zum Zug. Das 22 Kilometer lange Unterseekabel durch den Golf von Akaba wird die italienische Prysmian Group verlegen.

Ägypten positioniert sich als Knotenpunkt zwischen Afrika und Europa

Im Planungsstadium befindet sich der EuroAfrica-Interkonnektor zwischen Ägypten und Griechenland (Kreta) über Zypern, der in noch größere Dimensionen vorstößt. Mit knapp 1.400 Kilometern wäre es das längste und mit bis zu 3 Kilometern das tiefste Seekabel der Welt. Es entstünde die zweite direkte Verbindung zwischen Afrika und Europa durch das Mittelmeer – neben der bereits bestehenden zwischen Marokko und Spanien.

Die erste Ausbaustufe, die für 2023 avisiert ist, würde eine Kapazität von 1 Gigawatt erreichen und 2,5 Milliarden Euro kosten. In der Endausbaustufe soll die Stromtrasse über eine Kapazität von 2 Gigawatt verfügen. Siemens Energy wurde 2020 ausgewählt, um in Ägypten die dafür notwendige Konverterstation in der Hafenstadt Damietta zu errichten. Die geopolitischen Herausforderungen im östlichen Mittelmeerraum dürften bei diesem Projekt eine wichtige Rolle spielen.

Zwei Vorhaben griechischer Energieunternehmen zielen ebenso darauf ab, vom Ausbau der erneuerbaren Energien und von den Stromüberschüssen in Ägypten zu profitieren. Die Eunice Energy Group möchte mit einem 450 Kilometer langen Seekabel die ägyptische Hafenstadt Marsah Matruh mit Kreta verbinden. Die Copelouzos Group steht hinter dem Vorschlag, das griechische Festland (Attika) mit geplanten Windparks am Roten Meer zu verbinden. Dafür wären 1.373 Kilometer an Seekabeln und 640 Kilometer an Überlandleitungen in Ägypten nötig.

Beide Projekte befinden sich in der Studienphase und setzen auf finanzielle Unterstützung durch die Europäische Union. Zuletzt haben Regierungsvertreter aller drei Staaten im Oktober 2021 weitere Absichtserklärungen zum Bau der Seekabel unterzeichnet.

Bestehende Interkonnektoren werden verstärkt

Die bisher bestehenden Leitungen nach Jordanien, Libyen und in den Sudan sollen ebenfalls ausgebaut werden. In einer gemeinsamen Pressekonferenz Ende November 2021 kündigten die Energieminister Ägyptens und Jordaniens an, die Kapazität ihres Interkonnektors von aktuell 450 Megawatt auf 1 Gigawatt zu erhöhen. Dies ist eine Voraussetzung, damit Ägypten in weitere Länder der Region Strom exportieren kann, wie beispielsweise in den Irak, der 700 Megawatt beziehen möchte. Jordanien sicherte zu, innerhalb der nächsten zwei Monate entsprechende Ausschreibungen für Stromtrassen zu veröffentlichen.

Im August 2021 erklärte Ägyptens Minister für Elektrizität und Erneuerbare Energien, Mohamed Shaker, dass der 200 Megawatt-Interkonnektor mit Libyen in naher Zukunft auf eine Kapazität von 450 Megawatt und mittelfristig sogar bis auf 1 Gigawatt verstärkt werde. Dies geschehe vor dem Hintergrund, dass das Nachbarland große Angebotsengpässe bei Strom zu verzeichnen habe.

Schließlich steht der Ausbau der Verbindung in den Sudan auf dem Plan, die erst 2020 mit einer Kapazität von 80 Megawatt eröffnet wurde. Die Netzbetreiber der beiden Staaten haben dazu im März 2021 einen Vertrag mit Siemens Energy geschlossen. Das Unternehmen wird Netzstabilisierungsstationen im Sudan errichten und so die Kapazität für den Stromaustausch zwischen beiden Ländern auf 300 Megawatt erhöhen.

Netzausbau schreitet auch im Landesinneren voran

Von Mitte 2016 bis Mitte 2020 hat sich die Länge des ägyptischen Hochspannungsnetzes auf 6.285 Kilometer verdoppelt. Zuletzt verkündete das Ministerium für Elektrizität und Erneuerbare Energien, einen Netzausbau auf der Sinai-Halbinsel mit Kosten von umgerechnet etwa 500 Millionen Euro abgeschlossen zu haben. Aktuell werden Pläne für weitere Hochspannungsleitungen auf dem Sinai erarbeitet. Das ägyptische Unternehmen Elsewedy Electric erhielt im September 2021 einen Auftrag, um drei Umspannstationen für rund 65 Millionen Euro zu errichten. Dies dient einerseits der besseren Versorgung der lokalen Bevölkerung, andererseits dem Ausbau der Route in Richtung Jordanien.

Der Netzausbau und die steigende Erzeugungsleistung erhöhen die Versorgungssicherheit bei elektrischer Energie in Ägypten maßgeblich. Stromausfälle, die noch vor fünf Jahren an der Tagesordnung waren, sind mittlerweile selten geworden.

Von Friedrich Henle | Kairo

Als "Regendach Afrikas" mit viel Wasser und Gefälle hat Äthiopien sehr gute Voraussetzungen für die Erzeugung von Strom aus Wasserkraft. Im Land selbst ist auf absehbare Zeit keine ausreichende Nachfrage für die bestehenden und geplanten großen Wasserkraftwerke zu erkennen. Mit dem Export aus den zuletzt aufgebauten Überkapazitäten will das Land vor allem Devisen verdienen.

Neue Wasserkraftwerke schaffen Überkapazitäten

Nach Angaben der staatliche Erzeuger- und Übertragungsgesellschaft Ethiopian Electric Power (EEP) betrug die installierte Netzkapazität im Mai 2022 insgesamt 4.523 Megawatt (MW), wovon rund 3.800 MW nutzbar sind. Die Werte umfassten auch die Konfliktgebiete im Norden, die momentan vom Netz abgeschnitten seien. Demgegenüber erreichte der über das vergangene Jahr gemittelte Maximalbedarf an Strom laut EEP nur 2.500 MW und der absolute Peak 2.775 MW. Hinzu kämen jeweils etwa 200 MW in den abgeschnittenen Konfliktregionen.

Die Stromnachfrage in Äthiopien steigt. Trotz schnell gewachsener Wirtschaft hat der durchschnittliche Spitzenbedarf in den letzten sechs Jahren jedoch lediglich um rund 800 MW zugenommen. Dabei wird alleine die laufende Inbetriebnahme des großen GERD-Staudamms am Blauen Nil zusätzliche 5.150 MW bringen und die aktuelle Kapazität mehr als verdoppeln. Wann die volle Kapazität des Staudamms genutzt wird, ist jedoch nicht ganz klar.

Dass der Strom sogar in der Hauptstadt Addis Abeba trotzdem immer wieder ausfällt, liegt überwiegend an Schwächen in den Verteilnetzen, schreibt die Weltbank. Aber auch das Übertragungsnetz ist laut EEP nicht ausreichend belastbar. So fiel in ganzen Regionen der Strom aus, nachdem Kriegsparteien Masten beschädigt hatten. Außerdem schwanke die Spannung, bedingt etwa durch Temperaturänderungen bei Hitze oder Wind, was die Durchleitung beeinflusse.

Speicher sollen Netz stabilisieren

Zudem kann Trockenheit die Erzeugung drosseln, zumal rund 95 Prozent der Elektrizität aus Wasserkraft stammen. Alleine die drei Gibe-Kraftwerke im Flusssystem des Omo in Südwestäthiopien steuern mit zusammen 2.474 MW über die Hälfte der Kapazität bei. Auch die im Bau befindliche Wasserkraftanlage Koysha mit 1.800 MW liegt in der Region. Mit diesen Kraftwerken und einem Aufbau von Stationen zur Wettermessung hofft die EEP, das Wasseraufkommen am Omo-Fluss künftig besser überwachen zu können.

Wasserkraftwerke lassen sich zwar relativ einfach ab- und zuschalten, dies verschleißt laut EEP aber die Generatoren. Die Kosten dafür seien höher als für Speichermedien. Um die Lasten besser steuern zu können, interessiert sich die EEP für Batterien, Kondensatoren und andere Stromspeicher.

Große Leitung nach Kenia noch ungenutzt

Äthiopien und seine Nachbarländer am Horn von Afrika (Sudan, Dschibuti, Somalia, Kenia, Eritrea) tauschen bislang nur sehr wenig Strom untereinander aus. Die genutzten Interkonnektoren schaffen zusammen lediglich gut 300 MW. Das soll sich grundlegend ändern, mit Äthiopien als zentralem Exporteur. In Planung ist ein Zubau von Freileitungen von insgesamt über 5.000 MW in den nächsten Jahren, finanziert hauptsächlich von der Weltbank und der Afrikanischen Entwicklungsbank (AfDB). Wichtigster Abnehmer soll Kenia werden, das den Strom in angrenzende Länder wie Tansania über neue, leistungsstarke Verbindungen weiterleiten könnte.

Eine weitgehend von der Weltbank und anderen Gebern finanzierte Leitung zwischen Äthiopien und Kenia mit 2.000 MW ist eigentlich betriebsbereit. Außerdem existiert zwar eine bilaterale Liefervereinbarung, Strom fließt bisher jedoch nicht. Auf kenianischer Seite soll es aufgrund eigener Überkapazitäten erheblichen Widerstand geben. Vor allem aber könnten private Erzeuger in Kenia preislich kaum mit dem billigen äthiopischen Strom konkurrieren, dessen Erzeugungskosten EEP mit 0,03 US-Dollar bis 0,07 US-Dollar pro Kilowattstunde taxiert.

Kleinere Verbindungsprojekte meist noch ohne Finanzierung

Die Weltbank zeigt auch Interesse an der Finanzierung einer 3.000-MW-Leitung von Äthiopien nach Sudan. Sie würde überwiegend in Sudan liegen, mit Startpunkt in Äthiopien (Guba), unweit der sudanesischen Grenze. Zu dem Projekt gibt es eine Machbarkeitsstudie aus dem Jahr 2017. Hinderlich könnte ein Grenzkonflikt zwischen den beiden Ländern sein. Die Frage nach der Versorgung Sudans mit Wasser aus dem Blauen Nil kommt erschwerend hinzu. Am Oberlauf des Flusses hat Äthiopien den großen GERD-Staudamm gebaut.

Die anderen geplanten oder angedachten Interkonnektoren Äthiopiens sind kleiner, mit Kapazitäten von voraussichtlich je gut 100 MW. Eine Finanzierung gibt es bislang nur für eine zweite Leitung nach Dschibuti. Für eine Verbindung mit Somalia – wo bislang gar kein nationales Stromnetz existiert – hat die Weltbank eine Machbarkeitsstudie finanziert. Über die Verbindung Äthiopien-Südsudan trafen die beiden Länder jüngst eine Absichtserklärung. Abgesehen von Sudan dürften die politischen Beziehungen Äthiopiens zu seinen Nachbarländern nach jetzigem Stand insgesamt kein großes Hindernis für den Bau von Interkonnektoren sein.

Deutsche Firmen auch in Staatswirtschaft erfolgreich

Die fertige Leitung nach Kenia bringt das Horn von Afrika etwas näher an das Ziel eines gemeinsamen Strommarkts. Die anderen bestehenden und geplanten Leitungen sind dafür insgesamt zu klein oder, im Fall von Äthiopien-Sudan II, zu unsicher.

In Äthiopien ist der Stromsektor noch mehr als anderswo staatlich geprägt. Teils als "sozialistisch" beschriebene Strukturen erschweren Betreibermodelle mit privaten Firmen. In der Erzeugung liefert noch keine private Firma Strom ans Netz, obwohl ein Gesetz von 2018 dies ermöglicht. Bei der Übertragung und Verteilung gilt immer noch ein Monopol durch EEP beziehungsweise Ethiopian Electric Utility.

Deutsche Firmen sind in der Branche gleichwohl recht aktiv. So liefert Voith 8 von 13 Turbinen für den GERD-Staudamm. Siemens war beim Bau der Leitung nach Kenia aktiv. Die deutschen Marktchancen dürften sich verbessern, seitdem Finanzierungen und Hauptauftragnehmer nicht mehr, wie in den Jahren zuvor, vor allem aus China kommen.

Von Ulrich Binkert | Addis Abeba

Das Energieversorgungsnetz der drei baltischen Staaten ist aus historischen Gründen Teil des russischen und belarussischen Systems, bekannt als BRELL-System. Die Frequenz, der wichtigste Parameter eines Stromsystems, wird von Russland kontrolliert. Estland, Lettland, Litauen und die Europäische Union planen daher bereits seit Langem, das baltische Netz an das europäische Verbundsystem anzuschließen und es vom russischen Stromsystem abzukoppeln. 

Im Juni 2018 unterzeichneten die Staats- und Regierungschefs der drei baltischen Länder und Polens eine gemeinsame politische Wegskizze mit der Europäischen Kommission. Diese definierte den Prozess für die Synchronisierung. Laut dem Strategiepapier soll die Synchronisierung des baltischen Systems mit dem europäischen Netz Ende 2025 abgeschlossen sein.

Notfallplan steht

Aufgrund des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine soll das Vorhaben nun beschleunigt und bereits vor 2025 abgeschlossen werden. Darauf einigten sich die drei baltischen Staaten Anfang März 2022. Litauen bringt das 1. Halbjahr 2024 als neues Datum für die Abkopplung ins Gespräch. Laut lettischer Wirtschaftsministerin Ilze Indriksone wären für die beschleunigte Desynchronisierung zwar zusätzliche Gelder nötig. Allerdings würde dies die Stromversorgung in den drei baltischen Staaten schon jetzt sicherer machen.   

Sollte Russland die Verbindung mit den baltischen Staaten bereits früher trennen, wäre es möglich, das baltische Netz binnen 24 Stunden mit dem europäischen zu synchronisieren. Das berichtete der litauische Übertragungsnetzbetreiber Litgrid Mitte Juli 2022. Fehlende Infrastrukturausbauten dürften jedoch zu höheren Strompreisen führen. Litauen und Polen führten im Dezember 2021 erstmals einen Test des Synchronbetriebs durch. Der erfolgreiche Test zeigt, "dass wir im Notfall mithilfe der polnischen Partner den unterbrechungsfreien Betrieb des Stromsystems des Landes sicherstellen können", berichtete Litauens Energieminister Dainius Kreivys. 

Europäische Fördergelder in Milliardenhöhe 

Für die Synchronisierung des baltischen Energieversorgungsnetzes mit dem europäischen Netz sind insgesamt 1,6 Milliarden Euro veranschlagt. Die EU beteiligt sich mit 75 Prozent an den Kosten. Das Vorhaben ist in zwei Phasen aufgeteilt. Die erste Phase umfasst den innerstaatlichen Netzausbau der drei baltischen Staaten. Dafür sind Ausgaben von 430 Millionen Euro eingeplant.

Die 1,2 Milliarden Euro teure zweite Phase des Projekts beinhaltet vor allem den Aufbau einer Gleichstromverbindung zwischen Litauen und Polen mit entsprechender Netzverstärkung in den beiden Ländern. Die Übertragungsnetzbetreiber aus Estland, Lettland, Litauen und Polen haben Anfang Juni 2022 mit der EU eine Finanzhilfevereinbarung für den zweiten Teil der zweiten Projektphase unterzeichnet. Sie sichert den Ländern europäische Fördergelder in Höhe von 170 Millionen Euro zu.

Baltische Staaten beenden Stromimport aus Russland

Für die baltischen Länder hat neben dem mit Russland synchronisiertem Stromnetz auch der Import von Strom aus Russland in der Vergangenheit eine Rolle gespielt. Nach Angaben des lettischen Übertragungsnetzbetreibers AST belief sich der Anteil der aus Russland importierten Elektrizität am gesamten baltischen Stromverbrauch 2021 auf 16 Prozent. Im Mai 2022 waren es noch 10 Prozent. Seit dem 22. Mai 2022 ist die Stromeinfuhr aus Russland nach Estland, Lettland und Litauen aufgrund einer gemeinsamen Entscheidung der baltischen Länder ausgesetzt.

Litauen beispielsweise hatte den Import von Strom aus Russland bereits in den vergangenen Jahren schrittweise reduziert. Das zeigen Daten von Litgrid. Demnach war Russland 2021 mit rund 2 Terawattstunden importiertem Strom zwar noch drittwichtigstes Bezugsland für Litauen. Im Jahr 2020 war die importierte Strommenge allerdings noch doppelt so hoch. Bereits damals wurde ein Rückgang der eingeführten Elektrizität um fast 50 Prozent verzeichnet.

Doch auch bei ausbleibenden Stromimporten aus Russland besteht für die baltischen Staaten eine Abhängigkeit. Denn sie sind noch auf das BRELL-System angewiesen, um die Frequenz stabil zu halten. Zu starke Frequenzschwankungen führen im schlimmsten Fall zu Schäden in den Kraftwerken.

Neue Interkonnektoren mit Schweden, Finnland und Polen geplant 

Das baltische Stromnetz verfügt derzeit über vier Verbindungen mit europäischen Stromnetzen: EstLink 1 und 2 führen von Estland nach Finnland. Litauen ist via NordBalt mit Schweden und via LitPol Link mit Polen verbunden. Insgesamt verfügen die vier Verbindungen über eine installierte Gesamtleistung von 2.200 Megawatt. Nach Angaben des lettischen Übertragungsnetzbetreiber AST entspricht dies etwa der Hälfte der maximalen baltischen Stromverbrauchskapazität im Winter. 

Unterseekabel von Litauen nach Polen kommt verspätet  

Herzstück der Synchronisierung der baltischen und europäischen Energieversorgungsnetze ist ein neues direktes Unterseekabel von Litauen nach Polen namens Harmony Link. Die 330 Kilometer lange Stromverbindung wird eine Kapazität von 700 Megawatt haben. Es ist das teuerste Vorhaben zur Synchronisierung der Netze: Von den insgesamt vorgesehen 1,6 Milliarden Euro sind fast 700 Millionen Euro für Harmony Link eingeplant. 

Angedacht war, die neue Verbindung 2025 in Betrieb zu nehmen. Anfang Juli 2022 wurde jedoch bekannt, dass sich die Fertigstellung um zwei bis drei Jahre verschieben wird. Grund dafür ist die weltweit gestiegene Nachfrage nach Elektrokabeln. Wie Roko Masiulis, Geschäftsführer des litauischen Übertragungsnetzbetreiber Litgrid, berichtet, hat der russische Angriff auf die Ukraine die Entwicklung erneuerbarer Energiequellen auf der ganzen Welt stark beschleunigt. Um diese neuen Quellen anzuschließen, werden Elektrokabel benötigt. Die spätere Fertigstellung des Harmony Link-Interkonnektors wird den Synchronisierungsprozess der baltischen und europäischen Energieversorgungsnetze laut Masiulis jedoch nicht beeinträchtigen. 

Von Niklas Becker | Helsinki

Bis 2040 will Chile auf Kohlestrom verzichten. Derzeit deckt Kohle etwa 34 Prozent der Stromerzeugung; erneuerbare Energieträger steuern knapp 45 Prozent bei. An Stelle der Kohle sollen vor allem Wind und Sonne treten. Die Kapazitäten für Wasserkraft gelten angesichts der seit Jahren andauernden Dürre als ausgereizt. Wo es möglich ist, kombinieren die Stromerzeuger Wind- und Sonnenenergie mit Wasserkraft.

Akut behindern jedoch fehlende Netzkapazitäten den Ausbau der Erneuerbaren. Derzeit verfügt Chile über ein landesweites Stromnetz von rund 35.500 Kilometern. Das klingt viel, aber es reicht nicht. Angepasst an die Form des Andenstaates mit einer Länge von knapp 4.300 Kilometern und maximal 430 Kilometern Breite ähnelt Chiles Stromnetz einer Fischgräte mit nur einem Hauptstrang von Nord nach Süd.

In Chile entsteht größtes Stromübertragungsprojekt Lateinamerikas

Um die Engpässe zu beseitigen, müssen Milliarden investiert werden. Schon heute beklagen Unternehmen, dass sie grünen Strom nicht wie gewünscht ins Netz einspeisen können. Das bremst Investitionen aus.

Vor diesem Hintergrund ist die geplante Hochspannungs-Gleichstromleitung zwischen den Orten Kimal und Lo Aguirre eine wichtige Voraussetzung für den Ausstieg Chiles aus der Kohle. Bei einer Aufnahmekapazität von 3.000 Megawatt bei 600 Kilovolt soll es grünen Strom über fast 1.500 Kilometer hinweg aus der nördlichen Region Antofagasta ins energiehungrige Zentrum des Landes um Santiago bringen.

Im Dezember 2021 gewann das Yallique-Konsortium aus der lokalen Transelec, ISA (Kolumbien) und China Southern Power Grid International (CSG) die Ausschreibung für das auf 1,5 Milliarden US-Dollar (US$) kalkulierte Vorhaben. Inzwischen sollen die Kosten laut Diario Financiero auf etwa 2 Milliarden US$ gestiegen sein. Yallique setzte sich gegen ein Konsortium aus der spanischen Gesellschaft Iberdrola und der lokalen Firma Redes durch. Andere Unternehmen, etwa aus Deutschland, waren nicht am Start.

Das Yallique-Konsortium hat für die erforderlichen Umwelt- und sonstigen Genehmigungsprozesse drei Jahre Zeit. Der Bau wird weitere viereinhalb Jahre in Anspruch nehmen. Die Inbetriebnahme ist für 2028/29 geplant. Allerdings ist mit Problemen bei der konkreten Streckenführung zu rechnen, wie auch schon bei der letzten großen Überlandleitung zwischen der Region Atacama und Santiago, die seit drei Jahren in Betrieb ist.

Chinesisches Unternehmen CSG am Großprojekt beteiligt

Die Stromverbindung zwischen Kimal und Lo Aguirre wäre die erste Hochspannungs-Gleichstromleitung Chiles (HGÜ). Vor allem CSG hat viel Erfahrung im Betrieb von Hybrid- und Langstrecken-AC/DC-Leitungen. Das chinesische Staatsunternehmen, das 2021 Platz 91 der Fortune Global 500-Liste belegte, versorgt in China rund 254 Millionen Menschen mit Strom. Außerdem hält es eine Beteiligung an Transelec, dem mit mehr als 10.000 Kilometern Leitungen wichtigsten privaten Stromnetzbetreiber Chiles.

Weitere Ausschreibungen sind laut Angaben des Energieministeriums derzeit nicht geplant.

Grenzüberschreitende Lösungen fehlen

Erschwerend für Chile kommt hinzu, dass das "Land am Ende der Welt" isoliert von den Stromnetzen seiner Nachbarn ist. Die 1999 errichtete Interandes-Linie vom chilenischen Andes zum argentinischen Cobos (268 Kilometer Länge, Spannung 345 Kilovolt, Übertragungskapazität 200 Megawatt) ist seit 2017 stillgelegt. Allerdings soll sie jüngsten Pressemeldungen zufolge wieder reaktiviert werden. Geplant ist, aus erneuerbaren Energieträgern gewonnenen Strom tagsüber von Chile zur Entlastung seines Netzes nach Argentinien zu senden und nachts aus argentinischem Erdgas erzeugten Strom zurückzuerhalten.

Das chilenische Energieministerium strebt zwar bis 2035 den Zusammenschluss des Landes mit Mitgliedern des SINEA (Sistema de Interconexión Eléctrica Andina) an, ebenso mit anderen Ländern Lateinamerikas, insbesondere den Mercosur-Staaten. Doch passiert ist bisher kaum etwas. So ist es um das 2019 unter der Regierung Piñera angestoßene Interkonnektorenprojekt zwischen Chile und Peru nach erster Euphorie wieder still geworden. Geplant war eine 53 Kilometer lange 200-Megawatt-Leitung. In noch weitere Ferne gerückt sind Vorhaben mit Ecuador sowie mit Bolivien, vor allem wegen politischer Spannungen zwischen beiden Ländern.

Daher ist Michael Schmidt, Energieexperte bei der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) in Santiago de Chile, überzeugt:

“Kurzfristig muss die Stromnetzproblematik innerhalb Chiles gelöst werden.“

Für den Ausgleich der typischen Einspeiseschwankungen bei Wind- und Sonnenenergie werden deshalb dringend Speicher- und Netzlösungen gebraucht. Speziell bei grünem Wasserstoff herrscht Goldgräberstimmung, obwohl bislang noch nirgends welcher produziert wird. Ein Pilotprojekt von Siemens und Porsche soll zumindest noch Ende 2022 den Betrieb aufnehmen. Über 60 Projekte sind angekündigt.

Chile rüstet Kohlemeiler in Wärmespeicherkraftwerke um

Einen weltweit einmaligen Ansatz verfolgt Chile bei der Umrüstung bestehender Kohle- in emissionsfreie Wärmespeicherkraftwerke. "Das funktioniert wie eine Carnot-Batterie: Mit günstigem Solarstrom oder überschüssiger Energie aus Windanlagen werden Salze erhitzt. Sie speichern tagsüber die freigesetzte Energie und stellen sie nachts zur Verfügung," erklärt Rainer Schröer, Leiter des Programms für erneuerbare Energieträger der Deutschen Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) in Chile. Die GIZ begleitet das Pilotprojekt im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz (BMUV).

Mit dem Umbau des ersten 558-Megawatt-Kohlemeilers wird für das Jahr 2023 gerechnet. "Die komplizierten Systemsimulationen, mit denen wir die Kraftwerksbetreiber überzeugt haben, stammen vom Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt," ergänzt Schröer, "da steckt richtig viel deutsches Wissen drin."

Von Stefanie Schmitt | Santiago de Chile

Damit das griechische Stromnetz mehr Strom aus erneuerbaren Energien aufnehmen kann, muss es ausgebaut werden. Der griechische Übertragungsnetzbetreiber Admie plant, bis 2032 rund 4 Milliarden Euro in das Netz sowie in Speichersysteme zu investieren. Rund 80 Prozent des Budgets werden unter anderem in die Anbindung der Ägäisinseln und Kretas an das kontinentale Stromnetz fließen.

Das griechische Stromsystem besteht aus dem kontinental verbundenen Stromsystem und dem nicht verbundenen System der Inseln. Die Inseln wurden bis jetzt über erdölbetriebene Kraftwerke mit Strom versorgt. Die Anbindung ans Festland dient nicht nur der Umwelt, sondern ermöglicht auch die intensivere Installation von Erneuerbare-Energien-Anlagen.

Griechenland will gemäß den Zielen der Europäischen Union (EU) bis 2030 insgesamt 15 Prozent seines Stroms in Nachbarländer transportieren. Dank einer Stromleitung zwischen Griechenland und Bulgarien wird das Ziel voraussichtlich bis 2025 erreicht. Im Jahr 2030 soll der Anteil auf 19 Prozent steigen, so Admie. Die Voraussetzung ist, dass der Abschnitt des EuroAsia-Interconnector zwischen Zypern und Griechenland fertiggestellt ist.

Transnationale Stromleitungen mit einer Spannung von 400 Kilovolt vernetzen das griechische Stromsystem mit Albanien, Bulgarien, Nordmazedonien und der Türkei. Über ein Unterseekabel ist das griechische Stromnetz mit Italien verbunden.

Als EU-Mitglied hat sich Griechenland vorgenommen, bis 2030 die Treibhausgasemissionen um mindestens 55 Prozent im Vergleich zu 1990 zu senken. Das sieht der Nationale Energie- und Klimaplan aus dem Jahr 2019 vor. Bis 2030 sollen etwa 65 Prozent des gesamten Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugt werden, von aktuell rund 45 Prozent. Bis 2028 will das Land auch den Kohleausstieg vollzogen haben. Der Plan sieht vor, dass Griechenland bis 2050 klimaneutral wird.

EuroAsia-Interconnector bildet das Leuchtturmprojekt

Das größte Stromprojekt in der Region ist der EuroAsia-Interconnector. Das 1.208 Kilometer lange Untersee-Stromkabel soll die Stromnetze Israels, Zyperns und Griechenlands verbinden. An den drei Anschlusspunkten werden Hochspannung-Gleichstrom-Übertragungs-Konverterstationen gebaut. Die Route läuft von Hadera (Israel) nach Kofinou (Zypern) und von dort aus nach Kreta (Griechenland). Träger des EU-Projekts von gemeinsamem Interesse (Projects of common interest; PCI) ist die Gesellschaft EuroAsia Interconnector. Die Kapazität liegt bei 2 Gigawatt.

Ziel der Stromleitung ist es, unter anderem die Energieisolierung Zyperns zu beenden. Das Land ist zu fast 90 Prozent von Erdölimporten für die Stromerzeugung abhängig. Das Kabel soll den Ausbau der erneuerbaren Energien in den betroffenen Ländern begünstigen, da eventueller Stromüberschuss in die Leitung übergehen kann. Nicht zuletzt könnte der Strom, mit dem letztendlich die EU versorgt werden kann, aus den Erdgasreserven Zyperns, Israels und Ägyptens stammen.

Das rund 2,5 Milliarden Euro teure Vorhaben wird mit EU-Geldern, beispielsweise mit der Connecting Europe Facility (CEF) kofinanziert. Zypern bringt die Mittel für das Projekt mit 100 Millionen Euro aus dem EU-Aufbaufonds auf. Ende 2022 sollen die Bauarbeiten für die Konverterstation auf Zypern beginnen. Die Inbetriebnahme der Stromleitung wird im Jahr 2025 angestrebt.

Zunächst galt das gesamte Vorhaben als PCI. Im Jahr 2019 beschloss Griechenland den Abschnitt Kreta-Athen als nationales Projekt zu realisieren. Voraussetzung ist, dass die Interoperabilität der Systeme gewährleistet ist. Träger des griechischen und rund 1 Milliarde Euro schweren Projekts ist die Tochtergesellschaft Ariadni S.A von Admie. Dieser Teil soll im 1. Halbjahr 2023 fertiggestellt sein. Die Spannungsebene der Stromleitung liegt bei 500 Kilovolt.

Diese Energiestraße intensiviert Rivalitäten zwischen Griechenland, Zypern auf der einen Seite und der Türkei auf der anderen Seite. Dabei geht es um Meeresgrenzen sowie ausschließliche Wirtschaftszonen in der Ägäis und rund um Zypern.

"Grüner" Strom fließt aus Ägypten

Griechenland, Zypern und Ägypten wollen eine Stromverbindung zwischen Afrika und Europa bauen, den sogenannten EuroAfrica Interconnector. Das 1.396 Kilometer lange Unterseekabel soll von Damietta (Ägypten) über Kofinou (Zypern) nach Herakleion (Kreta) verlaufen. In jedem Land wird es eine Konverterstation geben. Die erste Ausbaustufe mit einer Kapazität von 1 Gigawatt wird 2,5 Milliarden Euro kosten und 2023 den Betrieb aufnehmen, so der gleichnamige Projektträger. In der Endausbaustufe soll die Kapazität bei 2 Gigawatt liegen. Siemens Energy übernahm 2020 den Bau der Station in Ägypten. Griechischen Pressemeldungen zufolge, stimmen sich die Übertragungsnetzbetreiber Griechenlands und Ägyptens, Admie und EETC, aktuell über die Standards der Stromleitung ab.

Admie prüft zwei weitere Vorhaben zwischen Griechenland und Ägypten. Der Greece-Africa Power (GAP) Interconnector, ein Untersee-Stromkabel mit einer Kapazität von 2 Gigawatt, soll bis 2028 Kreta und Ägypten verbinden. Projektträger ist die griechische Gesellschaft Kykladika Meltemia S.A. Der GREGY Interconnector soll Strom aus erneuerbaren Energien aus Ägypten nach Griechenland bringen. Der Projektträger ELICA ist eine Tochtergesellschaft des griechischen Energiekonzerns Kopelouzos. Die Kapazität der Stromleitung liegt bei 3 Gigawatt. Beide Vorhaben wurden im Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des Netzwerks europäischer Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E (TYNDP 2022) aufgenommen.

Neue Leitungen zu den Nachbarländern

Griechenland und Bulgarien wollen eine zweite Verbindungslinie mit 400 Kilovolt und einer Gesamtlänge von 151 Kilometern bauen. Das PCI-Projekt soll bis Ende 2022 fertiggestellt sein. Admie erwägt weitere Verbindungen, beispielsweise mit Nordmazedonien, Albanien, Bulgarien und mit der Türkei.

Von Michaela Balis | Athen

Die südasiatischen Volkswirtschaften sind in den letzten Jahrzehnten stetig gewachsen. Nicht nur in Indien, auch in Bangladesch, Sri Lanka und Nepal haben Industrialisierung, höhere Einkommen und verbesserte Lebensstandards dafür gesorgt, dass der Energiebedarf der Unternehmen und Haushalte stark gestiegen ist. Um damit Schritt zu halten, mussten die Staaten in den letzten 30 Jahren ihre Stromerzeugung ausbauen. Indien produziert heute mit rund 1.600 Terawattstunden fast sechsmal so viel Elektrizität wie noch 1990. Bangladesch hat seine Stromproduktion seitdem auf 85 Terawattstunden mehr als verzehnfacht, so die Daten der Internationalen Energieagentur.

Die Strommixe in den südasiatischen Staaten unterscheiden sich zum Teil erheblich. Der Großteil des Stroms wird nach wie vor aus fossilen Energieträgern erzeugt. In Indien hat Kohle einen Anteil von 73 Prozent, in Bangladesch dominiert Erdgas mit 81 Prozent und in Sri Lanka Öl und Kohle mit jeweils gut 30 Prozent. Ganz anders die Situation in Nepal: Das Land produziert seinen Strom fast zu 100 Prozent aus Wasserkraft.

Übertragungsnetze müssen angepasst werden

Parallel zur Erweiterung der Produktion haben die Länder ihre Stromübertragungs- und -verteilungsnetze ausgebaut und modernisiert. Indien muss zudem seine fünf regionalen Übertragungsnetze technisch anpassen. Das liegt an den Anforderungen, die mit der rasant wachsenden Stromerzeugung aus dezentralen Wind- und Solarkraftwerken verbunden sind. Ende März 2022 hatten die netzgebundenen Stromkapazitäten aus erneuerbaren Energien mit 110 Gigawatt bereits einen Anteil von 28 Prozent an der gesamten Erzeugungsleistung. Die indische Regierung will diese bis 2030 auf 450 Gigawatt ausbauen, wodurch der Druck auf die Netzinfrastruktur weiter zunehmen wird.

In Indien befinden sich rund 550 Projekte zur Stromübertragung und -verteilung mit einem Volumen von fast 120 Milliarden US-Dollar (US$) in der Pipeline. Nicht nur Indien, auch Bangladesch und Sri Lanka wollen mehr Strom aus Wind- und Solarenergie erzeugen und ihre Investitionen in die Netzinfrastruktur hochfahren.

Südasien will bei der Sicherung der Stromversorgung regional enger kooperieren. Im Jahr 2014 hatten die Mitgliedsstaaten der Südasiatischen Vereinigung für regionale Kooperation (SAARC) ein Rahmenabkommen zum grenzüberschreitenden Stromhandel geschlossen. Aufgrund von politischen Spannungen zwischen Indien und Pakistan hat SAARC in den letzten Jahren aber an Bedeutung verloren. Etwas erfolgversprechender sind die Bemühungen, im Rahmen der Bay of Bengal Initiative for Multi-Sectoral Technical and Economic Cooperation (BIMSTEC) künftig im Energiesektor zusammenzuarbeiten. Im August 2018 unterzeichneten die Mitgliedsstaaten Indien, Bangladesch, Bhutan, Myanmar, Nepal, Sri Lanka und Thailand hierüber eine Absichtserklärung.

Zweite Höchstspannungsleitung zwischen Nepal und Indien geplant

Dabei sind transnationale Übertragungsnetze nichts Neues in der Region. Indien ist bereits mit Nepal, Bhutan und Bangladesch verbunden, weitere Interkonnektoren befinden sich in Planung. Am weitesten fortgeschritten ist die Kooperation zwischen Indien und Nepal. Im November 2020 wurde die erste grenzüberschreitende Höchstspannungsleitung mit 400 Kilovolt in Betrieb genommen. Sie verbindet das nationale Stromnetz Nepals mit dem der nördlichen Region Indiens über eine Länge von 85 Kilometern. Nepal muss die Hälfte seines Strombedarfs aus Indien importieren, will aber in Zukunft auch umgekehrt Strom aus Wasserkraft exportieren.

Die Leitung hat eine Übertragungsleistung von 1.000 Megawatt. Auf nepalesischer Seite wurde in Dhalkebar eine Umspannstation mit 400 kV errichtet - die erste in dieser Größenordnung. Lieferung und Installation erfolgten durch Linxon, einem Joint Venture von SNC Lavalin und Hitachi.

Zwischen Butwal in Nepal und dem indischen Gorakhpur soll es eine zweite 400-Kilovolt-Höchstspannungsleitung geben. Im September 2021 haben beide Länder ein entsprechendes Bauabkommen unterzeichnet. Die 240 Kilometer lange Trasse soll über eine Übertragungsleistung von 3.500 Megawatt verfügen. Das knapp 60 Millionen US$ teure Vorhaben wird von der Nepal Electricity Authority und der Power Grid Corporation of India realisiert.  

Bangladesch und Indien wollen weitere Stromtrasse bauen

Die Übertragungsnetze von Indien und Bangladesch sind seit 2016 über eine 400-kV-Leitung mit einer Leistung von 1.000 Megawatt miteinander verbunden. Seit 2017 planen beide Länder den Bau einer weiteren Trasse mit einer Spannung von bis zu 765 Kilovolt. Diese soll von Kathiar im indischen Bundesstaat Bihar Richtung Osten bis nach Bornagar (Assam) quer durch den Norden Bangladeschs verlaufen. In den beiden Städten sowie in Parbotipur (Bangladesch) sind Umspannwerke mit Leistungen von 400 Kilovolt geplant. Bislang gibt es keinen Zeitplan für die Umsetzung des Vorhabens.

Für die seit 50 Jahren diskutierte 285 Kilometer lange 400-Kilovolt-Leitung zwischen Indien und Sri Lanka wurde 2016 eine Machbarkeitsstudie erstellt. Das Projekt wurde seitdem aber nicht weiter verfolgt.

Vor allem Indien dürfte die Integration der südasiatischen Stromübertragungsnetze in den kommenden Jahren weiter vorantreiben. New Delhi will damit auch ein geopolitisches Gegengewicht zu China setzen, das in Nepal und Bangladesch im Energiesektor an Einfluss gewinnt. Die meisten Investitionen im Stromsektor fließen aber in Projekte zum Ausbau der nationalen Übertragungsnetze. Diese sind fest in öffentlicher Hand, außer in Indien. Dort kontrolliert der Privatsektor inzwischen 8 Prozent des rund 460.000 Kilometer langen Übertragungsnetzes (ab 220 Kilovolt) und 4 Prozent der Umspannkapazitäten. Wichtigster Player bleibt jedoch die staatliche Power Grid Corporation of India.

Für Anbieter von Ausrüstung für die Stromübertragung bietet die Region Wachstumspotenzial. Allerdings gibt es in Indien mit Elektronikkonzernen wie BHEL oder KEC International große Hersteller, die auch bereits in den Nachbarländern aktiv sind. 

Von Boris Alex | New Delhi

Der indonesische Archipel besteht aus 17.000 Inseln, von denen etwa 6.000 bewohnt sind. Kaum irgendwo auf der Welt dürfte der Aufbau einer flächendeckenden Stromversorgung schwieriger sein. Dabei wurde Enormes erreicht: Nach Statistiken des staatlichen Strommonopolisten PLN haben mittlerweile 99 Prozent der indonesischen Bevölkerung einen Stromanschluss.

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Die regionale Stromnachfrage ist dabei ungleich verteilt. Auf Java und Bali leben 60 Prozent der Bevölkerung, nahezu die gesamte verarbeitende Industrie ist dort ansässig. Drei Viertel des im gesamten Archipels benötigten Stroms werden in den Regionen erzeugt. Auf Sumatra, Kalimantan und Sulawesi liegen hingegen die großen Palmölplantagen, Kohlegruben, Erzschmelzen und Stahlwerke. Dort decken Diesel, Benzin und Kohle einen größeren Anteil des Energiebedarfs. 

Das Java-Bali-Grid ist dementsprechend gut ausgebaut, es gibt kaum noch isolierte Netze. Das Stromnetz auf Sumatra ist ebenfalls weitgehend integriert, auch wenn zu vielen vorgelagerten Inseln noch keine Verbindungen bestehen. Aber schon auf Kalimantan und Sulawesi sind die Stromnetze der Ballungsräume nur teilweise verbunden. Im rückständigen Nusa Tenggara (kleine Sundainseln), den Molukken-Inseln und Papua gibt es hunderte isolierte Stromnetze, die vielfach mit Dieselgeneratoren betrieben werden. Durch Netzintegration wurde deren Einsatz in den vergangenen Jahren allerdings deutlich verringert.

Zwischen den Hauptinseln Java, Sumatra, Kalimantan, Sulawesi und Papua gibt es keine Übertragungsleitungen. Immer wieder wird über Planungen zu deren Verlegung berichtet. Doch der Zehnjahresplan des Ministeriums für Energie und Rohstoffe (ESDM) ist zurückhaltend, denn Java und Sumatra haben beide Überkapazitäten in der Elektrizitätserzeugung. Außerdem kann die geringe Nachfrage auf den anderen Inseln mit wenigen Kraftwerken und Generatoren vergleichsweise einfach bedient werden.

Kontinuierlicher Netzausbau

Eine Herausforderung in der indonesischen Stromversorgung ist allerdings – wie in anderen Schwellenländern auch – der starke Anstieg der Nachfrage. Bei einem jährlichen Wirtschaftswachstum von mehr als 5 Prozent verdoppelt sich der Pro-Kopf-Stromverbrauch innerhalb von circa 12 bis 15 Jahren. Wenn es gelingt, mehr verarbeitende Industrie anzusiedeln, geschähe dies sogar noch schneller.

Das macht einen weiteren Netzausbau erforderlich. Nach Plänen des Energieministeriums sollen alleine zwischen 2020 und 2024 knapp 19.000 Kilometer Stromleitungen verlegt werden, etwa die Hälfte davon auf Sumatra. Der weitaus größte Teil der Übertragungsleitungen entfällt dabei auf Freileitungen mit einer Spannung von 150 Kilovolt (kV).

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Ein fester Partner für den Ausbau der indonesischen Stromnetze ist das Unternehmen Siemens, das bereits seit den 1860er-Jahren im Archipel (ehemals niederländische Kolonie) tätig ist. Siemens fertigt vor Ort auch entsprechende elektronische Ausrüstung.

Erneuerbare bleiben vorerst schwach

Etwa zwei Drittel des in Indonesien erzeugten Stroms stammen aus der in großen Mengen vorhandenen Kohle. Die erneuerbaren Energien hingegen sind schwach ausgebaut. Ihr Anteil stagniert seit Jahren bei etwa 13 Prozent, wobei Wasserkraft das größte Segment darstellt. Fotovoltaik und Windkraft, die aufgrund ihrer Volatilität eine anspruchsvolle Netzarchitektur benötigen, sind bis auf wenige kleinere Projekte bisher nicht existent.

Durch Solardachprogramme und den Bau einiger größerer Anlagen soll der Einsatz von Fotovoltaik expandieren. Doch Marktteilnehmer und Banken berichten über zahlreiche Hindernisse für den Einsatz dafür notwendiger ausländischer Technologie. Das gilt auch für andere regenerative Energien. Bei dem stockenden Ausbau der Erneuerbaren dürfte es schwierig werden, ihre Steigerungsrate mittelfristig nennenswert über dem Wachstumsniveau der allgemeinen Stromnachfrage zu halten.

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Vage Planungen für vier Interkonnektoren

Vor dem Hintergrund der mangelnden Integration der größeren indonesischen Stromnetze und kaum vorhandener, volatiler Erneuerbarer fehlt derzeit der Anreiz für transnationale Stromübertragungsnetze in die Nachbarländer Malaysia und Singapur. Die einzige bestehende Verbindung führt auf Borneo vom malaysischen Bundesstaat Sarawak nach Westkalimantan. Nach Angaben von ESDM wurden über sie in den vergangenen Jahren zwischen 1,0 Terawattstunden und 1,7 Terawattstunden Strom aus Wasserkraft jährlich importiert. Laut UN Comtrade bezahlte Indonesien dafür zwischen 60 Millionen und 130 Millionen US-Dollar.

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Ein weiterer Interkonnektor auf Borneo ist zwischen dem malaysischen Bundesstaat Sabah und Ostkalimantan geplant. Darüber hinaus soll im Rahmen der ASEAN-Grid-Initiative eine Verbindung zwischen der Freihandelszone Batam und dem in Sichtweite gelegenen Singapur entstehen, sowie eine weitere zwischen der Hauptinsel Sumatra und Singapur. Zudem arbeitet das deutsche Planungs- und Beratungsunternehmen Fichtner an einer Machbarkeitsstudie über einen Interkonnektor von Sumatra durch die Straße von Malakka zur malaysischen Halbinsel. Konkrete Zeitpläne für diese Projekte sind aber nicht bekannt.

Export von grünem Strom könnte verboten werden

Ende 2020 machten Projektpläne über große Solarparks auf Batam Schlagzeilen, die Singapur mit grünem Strom versorgen sollen. Lokale Behörden haben bereits entsprechende Absichtserklärungen unterzeichnet. Jedoch müsste dafür erst ein Seekabel durch die Straße von Singapur verlegt werden. 

Zwischenzeitlich ist allerdings eine politische Debatte über ein Exportverbot für grünen Strom entbrannt. Dessen Befürworter wollen den Anteil erneuerbarer Energien in den heimischen Energiestatistiken steigern. Die Gegner sehen grünen Strom als ein normales Exportgut, mit dem sich Devisen erwirtschaften lassen. Letztlich dürfte die Wirtschaftlichkeit über die Realisierung dieses Projektes entscheiden.

Von Frank Malerius | Jakarta

Strom ist in Laos ein Exportschlager. Das Land produzierte 2020 ungefähr 40 Milliarden Kilowattstunden Strom und damit fünfmal mehr als im Jahr 2010. Energieversorger aus den Nachbarländern haben die meisten neuen Kraftwerke errichtet. Nur ein kleiner Teil der Kapazitäten ist für die inländische Nachfrage vorgesehen.

In Laos sind die lokalen Stromnetze eine Herausforderung, da sie große Teile des Landes noch nicht abdecken. Zudem sind die vier Regionalnetze Nord, Zentral 1, Zentral 2 und Süd nicht hinreichend miteinander verknüpft und synchronisiert.

Ungefähr zwei Drittel der installierten Leistung sind für Abnehmer im Ausland bestimmt. Die privaten Betreibergesellschaften (Independent Power Producers, IPPs) verbinden ihre Kraftwerke mit den Netzen in den Nachbarländern. Sie wollen zudem weitere Wasser- und Kohlekraftwerke sowie Solar- und Windkraftanlagen in Laos errichten, um deren Strom zu exportieren.

Laos verfügt über eine installierte Stromleistung von ungefähr 10 Gigawatt und möchte diese bis 2030 um weitere 5,6 Gigawatt erweitern. Die Erzeugung von Elektrizität aus Wasserkraft soll trotz der zunehmenden Trockenheit und der Bedenken wegen der Sicherheit der Staudämme verdoppelt werden. Investoren und das Energieministerium bereiten außerdem den Bau von zwei neuen Kohlekraftwerken vor. Die Betreiber wollen den Kohlestrom überwiegend nach Kambodscha und Vietnam exportieren.

Bisher keine Integration der Netze oder Strommarktkooperationen

Die sechs Anrainerstaaten des Flusses Mekong – Laos, Kambodscha, China, Myanmar, Thailand und Vietnam – starteten 1992 das regionale Entwicklungsprogramm Greater Mekong Subregion (GMS). Es soll die wirtschaftliche Zusammenarbeit, den Handel und die gemeinsame Infrastruktur stärken. Die Asiatische Entwicklungsbank ADB organisiert seit 2002 das GMS-Komitee zum Stromhandel (Regional Power Trade Coordination Committee). Das Komitee möchte unter anderem die Stromversorgungssysteme harmonisieren und einen gemeinsamen Strommarkt etablieren.

Die GMS-Region ist jedoch weit entfernt von einheitlichen Standards, Verpflichtungen zur Durchleitung von Strom, einer geregelten Preisgestaltung und synchronen Netzen. Die Stromnachfrage innerhalb der GMS-Region ist in Thailand und Vietnam am höchsten. Fachleute erwarten, dass beide Länder ihre Netze nicht vollständig mit Laos synchronisieren, weil dessen Stromnetz als unzuverlässig gilt.

Durchleitungsabkommen besteht mit Thailand

Laos verkauft seit 2017 immerhin über den thailändischen Übertragungsnetzbetreiber Electricity Generating Authority of Thailand Strom nach Malaysia. Der Abnahme- und Durchleitungsvertrag (Energy Purchase and Wheeling Agreement) der drei Länder wurde im Jahr 2019 von 100 Megawatt auf eine Leistung von 300 Megawatt erhöht.

Das Regierungsvorhaben Lao-Thailand-Malaysia Power Integration Project sieht im nächsten Schritt den Stromexport von Laos über Thailand und Malaysia nach Singapur vor. Der singapurische Stromhändler Keppel und der laotische Versorger Electricite Du Laos (EDL) unterzeichneten im September 2021 ein Rahmenabkommen, das den künftigen Stromexport von 100 Megawatt vorbereitet.

Immer engere Bindung an China

Das Staatsunternehmen EDL betreibt in Laos mehrere Kraftwerke und sämtliche Stromleitungen, die überwiegend von chinesischen Banken finanziert und von chinesischen Firmen errichtet wurden. Die Überlandleitungen der EDL nutzen die 230-Kilovolt-Spannung.

China und Laos wollen ihre Stromnetze stärker miteinander verbinden und haben mehrere Absichtserklärungen unterzeichnet. Die China Southern Power Grid Company (CSG) liefert seit Ende 2009 über eine 115-Kilovolt-Leitung Strom ins nördliche Regionalnetz der EDL. Künftig soll über diese Leitung auch Elektrizität nach China fließen. Ebenso im Bereich der Solarenergie, bei Standards sowie technischen Lösungen und Schulungen will der laotische Versorger mit chinesischen Konzernen zusammenarbeiten.

Die EDL musste ihr Hochspannungsnetz 2020 wegen einer zu hohen Verschuldung an ein Gemeinschaftsunternehmen mit CSG übergeben. Diese hält 90 Prozent an der neu gegründeten Electricite Du Laos Transmission Company Limited (EDL-T), der Rest gehört EDL. Alle 230-Kilovolt-Übertragungsleitungen und solche mit höherer Spannung sind im Eigentum der EDL-T. Die Gesellschaft soll das nationale Übertragungsnetz nun ausbauen und ist ebenfalls für Bau und Betrieb von Leitungen in die Nachbarländer zuständig.

Thailand ist wichtigster Stromabnehmer

Thailändische Energiekonzerne haben acht Wasserkraftwerke und ein Kohlekraftwerk in Laos errichtet, die eine Leistung von insgesamt 5.420 Megawatt an den thailändischen Versorger Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT) liefern können. Die Kraftwerke der IPP sind über 115-Kilovolt-, 230-Kilovolt- und 500-Kilovolt-Leitungen an das Netz der EGAT angeschlossen.

Thailand und Laos sprechen über weitere gemeinsame Wasserkraftwerke und über neue Floating-Solaranlagen, die auf Stauseen installiert werden sollen. Die Planungen sehen Erweiterungen der Elektrizitätsexporte aus Laos auf 9.000 Megawatt vor. Allerdings verfügt EGAT bereits über hohe Energiereserven und muss den Ausbau ihrer Kapazitäten eher drosseln. Das thailändische Energieministerium arbeitet derzeit an einem neuen Plan, der Investitionen in konventionelle und erneuerbare Energien sowie Stromimporte langfristig regeln soll.

Neue Kunden in Vietnam

Drei Wasserkraftwerke im Osten von Laos exportieren bis zu 572 Megawatt Strom nach Vietnam. Beide Länder haben neue Stromabnahmeverträge über 1.608 Megawatt unterzeichnet. Außerdem werden Lieferungen von weiteren 2.000 Megawatt verhandelt, die ab 2025 Strom in das Netz des nationalen Versorgers Vietnam Electricity (EVN) liefern sollen.

Unabhängige Stromproduzenten bauen oder planen in Laos derzeit mehrere Kohle- und Wasserkraftwerke sowie einen 600-Megawatt-Windpark, einschließlich der Übertragungsleitungen.

Von Thomas Hundt | Bangkok

Marokkos importabhängiger Energiesektor steht vor großen Herausforderungen. Die Regierung hat vor allem im Bereich der erneuerbaren Energien gezeigt, was sie im Rahmen internationaler Kooperationen leisten kann.

Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit

Derzeit importiert das Königreich den Angaben des Energieministeriums zufolge etwa 90 Prozent seines Primärenergiebedarfs. Der gesamte Energieverbrauch ist seit 2004 um etwa 5 Prozent jährlich gestiegen. Die Regierung versucht, die Versorgungssicherheit zu erhöhen, indem sie die Abhängigkeit von Energieimporten in Form von fossilen Brennstoffen verringert.

Mit der Low Carbon Strategy 2050 legt sich das Ministère de l'Énergie et des Mines, de l'Eau et du Développement Durable eine ehrgeizige Messlatte: Bis 2040 sollen 70 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien stammen, bis zum Jahr 2050 sogar 80 Prozent. Durch Energieeffizienzmaßnahmen soll der landesweite Energieverbrauch bis 2030 um 15 Prozent gegenüber dem Niveau von 2016 schrumpfen. Aufgrund internationaler Klimaverpflichtungen entsteht der Druck zur Dekarbonisierung der Industrie.

Regionale Vernetzung wird immer wichtiger

Allgemein setzen die Maßnahmen auf Stärkung der regionalen Kooperation. Die Vernetzung regionaler und interkontinentaler Märkte gilt neben der Förderung von grüner Energieproduktion vor Ort als Pfeiler für die Verwirklichung der Energiesicherheit. Zudem setzt die Regierung in Zukunft weiterhin auf die Förderung ausländischer Investitionen.

Allerdings haben die Akteure im Bereich erneuerbarer Energien auch andere Ambitionen. Mit mittelfristigem Fokus gewinnen afrikanische Auslandsmärkte an Bedeutung. Außerdem steht die Produktion für den Export von grünem Wasserstoff im Rahmen von Marokkos Power-to-X-Strategie immer stärker im Fokus. Des Weiteren wird grüner Strom zunehmend exportiert. Hatte Marokko im Jahr 2018 noch Strom im Wert von umgerechnet knapp 200 Millionen Euro aus Spanien importiert, so mutierte das Königreich im Jahr 2019 zum Nettostromexporteur. Auch 2021 überwogen die Ausfuhren. Sie legten gegenüber 2020 um mehr als ein Drittel zu und erreichten rund 850 Gigawattstunden.

Dienten die bestehenden Interkonnektoren ursprünglich Stromimporten und der damit verbundenen höheren Versorgungssicherheit, so dürften bei zukünftigen Vorhaben generell marokkanische Stromexporte stärker im Vordergrund stehen. Dies gilt vor allem dann, wenn diese vom Ausland aus finanziert wurden. Auf der anderen Seite bleibt die Versorgungssicherheit vor Ort eine Priorität.

Drittes interkontinentales Stromkabel

Zwei 400-Kilovolt-Verbindungsleitungen mit Spanien regeln derzeit Marokkos Stromaustausch mit Europa. Dieser läuft seit 1998, als die erste 28 Kilometer lange Unterwasserverbindung mit einer technischen Kapazität von 700 Megawatt den kommerziellen Betrieb aufnahm. Seitdem konnten bilaterale, kurzfristige Stromverträge abgeschlossen werden. Eine zweite 31,3 Kilometer lange Stromverbindung mit der gleichen technischen Kapazität ist seit dem Sommer 2016 in Betrieb.

Ein dritter Interkonnektor ist geplant. Die Verhandlungen sowie Planungen zwischen dem Office National de l'Electricité et d l'Eau Potable (ONEE) sowie dem spanischen Netzwerkbetreiber Red Electrica sind fortgeschritten. Die Kosten in Höhe von rund 150 Millionen bis 170 Millionen Euro sollen jeweils zur Hälfte von Marokko und Spanien übernommen werden. Red Electrica verspricht sich durch die dritte Leitung die Einspeisung erneuerbarer Energien, hauptsächlich Photovoltaik, in das europäische Netz. Allerdings soll das Projekt im Rahmen einer strategischen Energiepartnerschaft verwaltet werden, um eine ineffiziente, einseitige Nutzung auszuschließen.

Portugalverbindung kommt hinzu

Marokko und Portugal einigten sich bereits 2015 auf Pläne für eine 1.000-Megawatt-Verbindung. Machbarkeitsstudien wurden 2016 gestartet. Das Projekt, das noch vor 2030 in Betrieb gehen soll, dürfte Investitionen zwischen 600 Millionen bis 700 Millionen Euro erfordern. Europäische und afrikanische Fonds sollen zur Kostendeckung beitragen. Auch mit Portugal soll der Austausch in beide Richtungen erfolgen, wobei zu Beginn ein Überschuss von Portugal in Richtung Marokko erwartet wird.

Längstes Unterwasserkabel der Welt angedacht

Ein marokkanisch-britisches Stromvorhaben der Extraklasse plant das Unternehmen Xlinks. Das Megaprojekt soll knapp 22 Milliarden US-Dollar verschlingen. Xlinks will dazu in Marokko Kapazitäten von 7 Gigawatt an Solar- und 3,5 Gigawatt an Windenergie sowie einen Batteriespeicher mit 20 Gigawattstunden und 5 Gigawatt einrichten. Der dafür geplante Solar- und Windpark soll 1.500 Quadratkilometer in der marokkanischen Region Guelmim Oued Noun umfassen.

Über zwei 1,8-Gigawatt-Hochspannungs-Gleichstrom-Unterseekabel (HGÜ) mit einer Länge von rund 3.800 Kilometern soll dann das Vereinigte Königreich mit sauberer Energie versorgt werden. Das geplante Xlinks-Projekt wird aufgrund seiner einseitigen Ausrichtung mit einer Neuauflage der im Sande verlaufenen Desertec-Initiative verglichen. Die vorgeschlagene Kabeltrasse soll in flachen Gewässern entlang der Küste Nordmarokkos, Portugals und Nordspaniens verlaufen. Der Unterseekabelhersteller XLCC könnte in einer neuen Fabrik in Hunterston (Schottland) das Unterseekabel produzieren.

Verbindungen Richtung Süden

Marokkos Strombehörde ONEE weitet ihre Aktivitäten auch in Westafrika aus. Diese reichen von technischer Hilfe bis zu weiterführenden Maßnahmen. Dadurch entstehen Geschäftschancen für Branchenunternehmen, die in Marokko bereits erfolgreich aktiv sind. Durch ein von Dakhla aus gestartetes Elektrifizierungsprojekt im Gebiet der Westsahara soll eine Verbindung nach Mauretanien geschaffen werden. So könnte ein nordafrikanisch-westafrikanischer Knotenpunkt entstehen. Insbesondere das problematische Verhältnis Marokkos zu Algerien steht dem Aufbau eines integrierten Strommarktes in Nordafrika entgegen.

Von Michael Sauermost | Casablanca

Die Regierung Moldaus will ihr Land aus der energiepolitischen Abhängigkeit von Russland befreien. Der moldauische Energieversorger Moldovgaz gehört mehrheitlich dem russischen Energiekonzern Gazprom. Moldau bezieht quasi seinen kompletten Gasbedarf aus Russland.

Weniger beachtet ist Moldaus Abhängigkeit beim Strom. "Wir hängen vollkommen vom russischen Gas ab. Beim Strom ist es sogar noch dramatischer", sagte Moldaus Präsidentin Maia Sandu im April 2022 in einem Interview mit der Frankfurter Allgemeinen Zeitung (FAZ).

Anschluss an ENTSO-E bleibt bislang eine Notmaßnahme

Im März 2022 wurden Moldelectrica und Ukrenergo, die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus Moldau und der Ukraine, Mitglieder von ENTSO-E, dem europäischen Netzwerk der Übertragungsnetzbetreiber. Der Anschluss Moldaus und der Ukraine ist bislang noch eher provisorischer Natur. Bedingt durch Russlands Angriffskrieg wurden nur eine Reihe von Notmaßnahmen spontan umgesetzt. ENTSO-E will den beiden Ländern eine stabile Grundfrequenz bieten, falls es bedingt durch russische Bombenangriffe zu Havariefällen in der Ukraine kommt.

Mit dem europäischen Strommarkt ist Moldau dadurch noch nicht vollständig verbunden. "Wir haben noch nicht die technischen Möglichkeiten, Strom vom europäischen Markt zu kaufen", sagte Moldaus Präsidentin Sandu der FAZ. Trotz vorhandenem Interkonnektor können ukrainische Produzenten Strom für den moldauischen Markt nur über langfristige Verträge bereitstellen. Es gibt keinen Spotmarkt.

Kreml könnte Moldau mit Stromversorgung erpressen

Das führt zu einer fatalen Abhängigkeit: 70 bis 80 Prozent seines Stromes bezieht Moldau aus dem Gaskraftwerk Cuciurgan (russisch: Кучурган). Es hat eine Leistungskapazität von 2520 Megawatt, was knapp 500 Windrädern entspricht.

Das Kraftwerk liegt auf dem Gebiet der "Republik Transnistrien", einem Teil des moldauischen Territoriums, den der moldauische Staat seit 1992 nicht mehr kontrolliert. De facto werden die transnistrischen Machthaber von Russland gestützt. Die selbst erklärte Republik wird von keinem Mitglied der internationalen Staatengemeinschaft anerkannt. Russland hat knapp 200.000 Einwohnern des Landstrichs die russische Staatsbürgerschaft gegeben und bezahlt für deren Rente.

Das Gaskraftwerk von Cuciurgan wird vom staatlichen russischen Energiekonzern InterRAO betrieben. Die Gaslieferungen für das Elektrizitätswerk kommen von Gazprom.

Gazprom benutzt diese Lieferungen bereits seit vielen Jahren als politisches Druckmittel. Denn seit Jahren bezahlt in Transnistrien offiziell niemand für das russische Gas, aus dem der Strom produziert wird. Gazprom fordert von der moldauischen Regierung, die offenen Gasrechnungen zu bezahlen. Die geforderte Summe beläuft sich mittlerweile auf über sieben Milliarden Euro, was knapp 60 Prozent des moldauischen Bruttoinlandsproduktes entsprechen würde. Die moldauische Regierung lehnt es ab, das Geld zu bezahlen. In Chişinǎu weist man darauf hin, dass man in diesem Fall zweimal für das Gas bezahlen würde: für den produzierten Strom und für den Brennstoff, auf dessen Grundlage der Strom produziert wurde.

Interkonnektor nach Rumänien könnte 2024 fertig werden

Die wichtigste Infrastrukturmaßnahme, mit der sich Moldau aus der Energieabhängigkeit von Moskau befreien will, ist der Bau eines Interkonnektors nach Rumänien, der es Moldau erlauben würde, ins europäische Stromnetz integriert zu werden. Zwischen der Hauptstadt Chişinǎu und der südmoldauischen Stadt Vulčaneşti soll der moldauische Teil des Interkonnektors verlaufen.

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Über eine Strecke von 158 Kilometer soll Strom mit einer Spannung von 400 Kilovolt fließen. Das entspricht der Spannung des rumänischen Höchstspannungsnetzes. Die Höchstspannung im moldauischen Stromnetz beträgt dagegen nur 330 Kilovolt.

Das macht den Bau eines Umspannwerkes in Vulčaneşti notwendig. Das Umspannwerk wird mit einer Leistungskapazität von 600 Megawatt geplant. Die Kosten für das Projekt wurden im Jahr 2017 auf 270 Millionen Euro veranschlagt. Maßgeblich finanziert wird das Projekt von der Europäischen Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBRD), der Europäischen Investitionsbank (EIB) und der Weltbank.

In einem Bericht des Sekretariats der europäischen Energiegemeinschaft vom November 2021 wird davon ausgegangen, dass der Interkonnektor bis 2024 fertiggestellt werden könnte. Darüber hinaus mahnt das Sekretariat aber: Moldau hat strompolitische Reformen, die eine Voraussetzung zur Teilnahme am europäischen Energiemarkt sind, noch nicht ausreichend umgesetzt. Dazu gehört etwa die Entflechtung (Unbundling) von Übertragungsnetzbetreibern und Stromerzeugern.

Auch technische Probleme müssen gelöst werden: Einem Bericht der International Energy Agency (IEA) zufolge müsste Moldelectrica die veraltete Infrastruktur des Übertragungsnetzes modernisieren, um vollständig in ENTSO-E integriert werden zu können. Im April 2022 fand in Berlin eine Konferenz zur Unterstützung der Republik Moldau statt. Dort verständigten sich 36 Staaten darauf, Moldau 659,5 Millionen Euro an direkter finanzieller Hilfe bereitzustellen. Unter anderem soll das Geld "zur Konsolidierung der Energiesicherheit" ausgegeben werden.

Von Lukas Latz | Berlin

Peru sieht sich im Stromsektor mit verschiedenen Herausforderungen konfrontiert. Hierzu zählt die Tatsache, dass die Stromnetze zunehmend an ihre Kapazitätsgrenzen stoßen. Laut einer Studie des Wirtschaftsbetriebsausschusses des nationalen Verbundsystems (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional, COES) könnten ab 2028 Überlastungen im Übertragungsnetz auftreten. Zwar baut Peru seine Stromnetze seit 2011 kontinuierlich aus, doch ist der gesetzliche Rahmen nicht mehr angemessen. Wegen bürokratischer Hürden haben sich in der Vergangenheit viele Projekte stark verzögert.

Reform des Strommarktes und Ausbau der Stromnetze geplant

Das Energie- und Bergbauministerium hat einen Gesetzentwurf vorgelegt, der darauf abzielt, die Stromerzeugung und -verteilung effizienter zu gestalten. Wichtige Punkte sind eine Reform des Großhandelsmarkts für Strom sowie eine bessere Regulierung und Verwaltung der Übertragungsnetze. Zudem will Peru laut dem vorläufigen Entwurf des nationalen Plans für die Stromübertragungsnetze (Propuesta preliminar de actualización del plan de transmisión 2023 - 2032) bis 2032 rund 1 Milliarde US-Dollar (US$) in die Übertragungsnetze investieren und über 40 Projekte umsetzen.

Neue Stromleitungen sollen die stärkere Einbindung von erneuerbaren Energien in den Strommix ermöglichen. Wind und Sonne bieten im Land potenziell jeweils bis zu 20 Gigawatt Energie. Damit könnte Peru in naher Zukunft Investitionen von 10 Milliarden US$ gewinnen. Zudem dürfte die Stromerzeugung aus alternativen Energieträgern den Wettbewerb unter den Erzeugern anheizen. 

Interkonnektoren sorgen für höhere Netzstabilität

Allerdings sind Wind und Sonne stärkeren Schwankungen ausgesetzt als herkömmliche Energieträger. Um die bevorstehenden Netzüberlastungen abzufedern und die zunehmenden Schwankungen auszugleichen, plant Peru den Bau von zwei Interkonnektoren mit Ecuador und Chile.

Übertragungsleitung mit Ecuador als Rückgrat der regionalen Vernetzung

Die geplante Leitung zwischen Peru und Ecuador soll speziell dafür sorgen, dass sich die Energie aus Wasserkraft der beiden Länder ergänzt. Der mehr als 600 Kilometer lange Interkonnektor mit einer Spannung von 500 Kilovolt ist Teil eines umfangreichen Plans der Andengemeinschaft (CAN), um die Mitgliedsstaaten Bolivien, Ecuador, Kolumbien und Peru im Rahmen des Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) besser miteinander zu vernetzen.

Dabei hat die CAN mit der Entscheidung 816 vom 24. April 2017 den Regulierungsrahmen für die regionale Zusammenschaltung elektrischer Systeme und den innergemeinschaftlichen Stromaustausch genehmigt. Damit begründet die Gemeinschaft auch den gemeinsamen Strommarkt MAERCP (Mercado Andino Eléctrico Regional de Corto Plazo).

Zu den angestrebten Zielen des Vorhabens gehören die Sicherung der Energieversorgung der Stromnetze in den beteiligten Ländern sowie die Diversifizierung der Energiequellen und die verstärkte Nutzung von erneuerbaren Energien. Im März 2022 ging die vorübergehende Leitung des SINEA-Projekts an Ecuador. Der ecuadorianische Staatskonzern Celec ist Träger des Projekts, dessen Umsetzung die Interamerikanische Entwicklungsbank unterstützt.

Gemeinsamer Nutzen für Peru und Chile

Der vorläufige Entwurf des nationalen Transmissionsplans Perus kommt auch zu dem Schluss, dass eine Übertragungsleitung zwischen Tacna (Peru) und Arica (Chile) finanziell rentabel und energietechnisch sinnvoll ist. Laut Studien von 2019 würde Peru bei dem Projekt zunächst von billiger überschüssiger Energie der Solarkraftwerke im Norden Chiles profitieren, bevor sich die Situation 2030 ausgleicht und beide Länder daraus Nutzen ziehen. Das Konsortium Coelvisac aus Lima betreut das Projekt. Allerdings ist es im Nachbarland Chile nach erster Euphorie wieder still um das Projekt geworden. 

Risiko für Interkonnektoren und Investitionen

Die Stromübertragung in Peru liegt vollständig in der Hand privater Unternehmen. Für die Ausschreibung von Projekten ist die Investitionsförderungsagentur ProInversión zuständig. Auch Firmen aus Deutschland und anderen Ländern können sich daran beteiligen. Aufgrund des aktuellen regulatorischen Rahmens und der instabilen politischen Lage in Peru befürchtet COES-Direktor Jesús Tamayo jedoch nicht die besten Investitionsaussichten.

Gerade die Umsetzung der Übertragungsleitung zwischen Peru und Ecuador ist Risiken ausgesetzt. Laut Jaime Mendoza, ehemaliger Präsident des Vorstands der peruanischen Aufsichtsbehörde für Investitionen in Energie und Bergbau (Osinergmin), hängt der Erfolg des Verbunds sowie von SINEA und MAERCP letztlich von der rechtlichen Implementierung der Entscheidung der Andengemeinschaft ab, sobald die Verordnungen genehmigt sind. Zwar haben sich die nachbarschaftlichen Beziehungen zwischen Peru und Ecuador normalisiert. Doch könnten innenpolitische Turbulenzen und eine angespannte politische Lage in den jeweiligen Ländern das Projekt gefährden.

Von Janosch Siepen | Bogotá

Im Bundesstaat Northern Territory ist mit dem Australia-Asia PowerLink (AAPL) eines der weltweit größten Projekte für erneuerbare Energie geplant. Das rund 23 Milliarden US$ teure Vorhaben enthält gleich mehrere Komponenten der Superlative.

Den Ausgangspunkt soll eine gigantische Solarfarm in der Nähe des Ortes Tennant Creek bilden. Die flache, dünn besiedelte Landschaft dort ist geradezu ein Sinnbild des australischen Outbacks. Die Sonne scheint fast durchgehend das ganze Jahr.

Diese Bedingungen wollen die Entwickler nutzen und auf einer Fläche von 12.000 Hektar ein Solarkraftwerk mit einer installierten Leistung von bis zu 20 Gigawatt errichten. Der so erzeugte Ökostrom wird anschließend über eine rund 800 Kilometer lange Hochspannungsleitung (600 Kilovolt) in den Küstenort Darwin geleitet.

Dort entsteht auf der Halbinsel Gunn Point die Kabelüberführungsstation für den Übergang in die rund 4.200 Kilometer lange Unterseeleitung nach Singapur. Dabei sollen auf dem Meeresboden sechs parallel verlaufende Kabelstränge verlegt werden.

Batteriespeicher ermöglichen 24-Stunden-Betrieb

Damit trotz des fluktuierenden Erzeugungsprofils von Solarstrom eine fortwährende rund um die Uhr Versorgung gewährleistet ist, enthält das Vorhaben auch den Bau von gewaltigen Energiespeichern. An den beiden Endpunkten des Unterseekabels in Darwin und Singapur sind dafür Batterie-Speicherkraftwerke mit einer gemeinsamen Kapazität von bis zu 42 Gigawattstunden geplant.

Dadurch können konstant 2 Gigawatt an Solarstrom nach Singapur übertragen werden. Dies entspräche rund 15 Prozent des Strombedarfs der südostasiatischen Finanzmetropole. Weitere 800 Megawatt sollen für den Verbrauch in der Region Darwin zur Verfügung stehen.

In Australien gibt es zwei isolierte Stromnetze an der Ost- und Westküste. In der Region Darwin im Norden existiert überhaupt kein zusammenhängendes Stromnetz. Lediglich um Orte wie Alice Springs oder Darwin gibt es kleine und isolierte Inselnetze. Das Sun-Cable-Projekt wird lediglich mit dem Inselnetz in Darwin verbunden.

Unterstützer stellen Finanzspritze zur Verfügung

Geplant und umgesetzt wird das AAPL durch das Unternehmen Sun Cable. Dabei erfreut sich Sun Cable der prominenten Unterstützung durch die australischen Multimilliardäre Andrew Forrest und Mike Cannon-Brookes. Andrew Forrest ist Begründer und Vorstandvorsitzender der Fortescue Metals Group (FMG), dem mittlerweile drittgrößten Eisenerzproduzenten in Australien. Die Beteiligung an Sun Cable erfolgt über das ebenfalls zu Andrew Forrest gehörende Unternehmen Squadron Energy.

Mike Cannon-Brookes wiederum ist der Gründer der australischen Softwareschmiede Atlassian und beteiligt sich über seine private Investmentgesellschaft Grok Ventures an Sun Cable. Im März 2022 stellten die beiden finanzkräftigen Teilhaber durch eine Kapitalerhöhung rund 158 Millionen US$ für Sun Cable bereit. Dadurch sind ausreichende Mittel vorhanden, um alle erforderlichen Planungsarbeiten für das AAPL abzuschließen.

Die ersten Bauarbeiten sollen nach jetzigem Planungsstand Anfang 2024 starten. Der erste Strom könnte dann schon ab Ende 2027 nach Singapur fließen, wobei die vollständige Inbetriebnahme für 2028 geplant ist. Ein namhaftes Integrated Project Delivery Team (IPDT) ist bereits zusammengestellt. Dazu gehören auf der technischen Seite die Unternehmen Bechtel, Hatch und SMEC. Zudem sind PWC für die Projektberatung und Marsh für das Risikomanagement mit an Bord.

Für den Bau der Solarfarm bei Tennant Creek kooperiert Sun Cable mit dem australischen Unternehmen 5B. Mit dem Maverick-System hat 5B ein innovatives Produkt entwickelt, das aus bereits vorgefertigten und verkabelten Blöcken mit bis zu 90 Solarmodulen besteht. Diese lassen sich leicht transportieren und installieren, da die Blöcke einfach ausgerollt werden können. Im Rahmen des AAPL ist für den Bau der Maverick-Systeme eine eigene Fertigungsstätte in Darwin geplant.

Routenverlauf des Unterseekabels ist gesichert

Noch im Jahresverlauf 2022 sollen auch die erforderlichen Genehmigungen für das AAPL vorliegen. Ein wichtiger Zwischenerfolg ist dabei die bereits gewonnene Unterstützung der Regierung von Indonesien. So wurde die geplante Route für das Untersee-Stromkabel, welche vor allem durch indonesisches Hoheitsgewässer führt, im Oktober 2021 gebilligt. Auch eine Genehmigung für die Unterwasservermessung liegt seitens der indonesischen Regierung vor.

Ein wichtiger Meilenstein, der noch fehlt, ist hingegen der Abschluss eines verbindlichen Stromabnahmevertrages mit Kunden in Singapur. Die Entwickler des AAPL sind jedoch zuversichtlich, dass unter den potenziellen Abnehmern ein großes Interesse an Solarstrom aus Australien besteht.

Bis 2035 will Singapur jährlich insgesamt rund 4 Gigawatt an emissionsarmer Elektrizität importieren. Derzeit wird das Stromnetz des Stadtstaates zu rund 95 Prozent aus Gaskraft gespeist. Dadurch ist die Stromerzeugung für rund 40 Prozent der Treibhausgasemissionen verantwortlich.

Nach den aktuellen Klimazielen soll der Emissionsausstoß von Singapur im Jahr 2030 mit 65 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent einen Höchststand erreichen. Bis 2050 ist eine Halbierung auf 33 Millionen Tonnen CO₂-Äquivalent geplant. Für die breitangelegte Eigenerzeugung von erneuerbarer Energie mangelt es dem Stadtstaat jedoch an zur Verfügung stehenden Flächen. Deshalb ist er stark von Importen abhängig.

Importbedarf von Singapur bringt weitere Projekte in Gang

Eine Reihe von Entwicklern verfolgt deshalb bereits ähnliche Konzepte. Das in Singapur ansässige Unternehmen Sunseap plant den Bau mehrerer Solarfarmen auf den Riau-Inseln in Indonesien. Die installierte Leistung soll insgesamt 7 Gigawatt erreichen und per Unterseekabel Solarstrom in die Finanzmetropole leiten.

Auf die Riau-Inseln als Standort für den Export von Solarstrom setzen auch Quantum Power Asia und der deutsche Solarentwickler ib vogt. Das gemeinsame Projekt erreicht eine Größenordnung von 3,5 Gigawatt.

Von Heiko Stumpf | Sydney

Indien, Bangladesch, Nepal und Bhutan wollen ihre Elektrizitätsnetze stärker integrieren und den grenzüberschreitenden Stromtransport in der Region erleichtern. Was auf bilateraler Ebene schon seit vielen Jahren zur Stabilisierung der Energieversorgung beiträgt, soll künftig auch im Verbund über mehr als zwei Staaten möglich sein. Dadurch lassen sich die regional und saisonal unterschiedlichen Spitzen beim Strombedarf in den Ländern besser glätten. 

Die Länder haben umfassende Investitionen in ihre Elektrizitätsnetze angekündigt. Die Projekte bieten gute Geschäftschancen im Bereich Stromübertragungs- und -verteilungstechnik sowie für Smart-Grid-Lösungen.

Bangladesch bezieht künftig Strom aus Nepal

Im August 2023 wurde ein erstes Drei-Länder-Vorhaben unter Beteiligung von Indien, Nepal und Bangladesch vorgestellt. Dabei soll Nepal Wasserkraftkapazitäten von bis zu 500 Megawatt für die Stromversorgung Bangladeschs bereitstellen. Da die zwei Länder keine gemeinsame Grenze haben, erfolgt der Transport über das indische Übertragungsnetz. Bangladesch wird damit einen Teil seines Stroms künftig aus dem "Upper Karnali Hydropower Project" im Westen Nepals beziehen. Das Wasserkraftwerk mit einer Leistung von 900 Megawatt befindet sich zurzeit im Bau. Investor ist der indische Infrastrukturkonzern GMR.

Nach dem für 2024 geplanten Start des "Upper Karnali"-Projekts erhält Bangladesch zunächst 50 Megawatt über die 200 Kilometer lange Baharampur-Bheramara-Stromleitung. Baharampur liegt in Indien, Bheramara in Bangladesch. Hierüber wurde im Juli 2023 einen Stromabnahmevertrag mit einer Laufzeit von 25 Jahren unterzeichnet. 

Bau eines Stromkorridors durch Indien geplant

Um bis zu 500 Megawatt aus dem nepalesischen Kraftwerk zu beziehen, will Bangladesch einen separaten Stromkorridor durch Indien errichten. Dieser soll von Anarmari in Nepal nach Panchagarh oder Thakurgaon auf bangladeschischer Seite verlaufen. Die Transitstrecke durch Indien wäre entweder 24 oder 33 Kilometer lang. Bis 2040 will Bangladesch sogar bis zu 9.000 Megawatt Strom aus Nepal beziehen.

Der grenzüberschreitende Stromverkehr zwischen Indien, Bangladesch, Nepal und Bhutan – sowie in geringem Umfang mit Myanmar – ist in den letzten Jahren kontinuierlich gewachsen. Lag er im indischen Finanzjahr 2013/2014 (1. April bis 31. März) bei 7,8 Terawattstunden, waren es 2020/2021 bereits 18,7 Terawattstunden, so die Daten der Stromnetzbehörde Grid Controller of India Limited (Grid-India). Zwar ging der Handel in der Folgeperiode um 11 Prozent zurück, und auch 2022/2023 dürfte vorläufigen Schätzungen zufolge etwas weniger Strom über die Grenzen geflossen sein. Mittel- bis langfristig erwartet Grid-India aber einen wachsenden Austausch.

Indisches Kraftwerk liefert Strom nach Bangladesch

So nahm der indische Mischkonzern Adani im Sommer 2023 den ersten von zwei 800-Megawatt-Blöcken seines Kohlekraftwerks in Godda im Bundesstaat Jharkhand in Betrieb. Gut 90 Prozent der Erzeugungskapazitäten sind dabei für die Stromversorgung Bangladeschs vorgesehen. Pressemeldungen zufolge hat Adani der bangladeschischen Regierung weitere 1.600 Megawatt an Kapazitäten – allerdings aus Wasserkraft und Solarenergie – angeboten.

Nepals Erlöse aus Stromexporten wachsen

Auch Nepal will seine Stromexporte in die Nachbarländer in den kommenden Jahren weiter steigern. Bislang führt das Land Strom aus zehn Wasserkraftwerken mit einer Leistung von insgesamt 450 Megawatt nach Indien aus. Im September 2023 wurde ein Liefervertrag über weitere 180 Megawatt geschlossen. Gemäß einem Abkommen zwischen den beiden Ländern könnten die Kapazitäten bis 2032 auf bis zu 10.000 Megawatt angehoben werden. Ein lukratives Geschäft für den Himalaya-Staat: Für das Finanzjahr 2023/2024 (16. Juli bis 15. Juli) erwartet die Regierung Exporterlöse von 122 Millionen US-Dollar – ein Plus von 25 Prozent gegenüber der Vorperiode.

Um den wachsenden Stromaustausch in der Region zu bewältigen, müssen in den nächsten Jahren weitere Konnektoren zwischen Indien und Nepal gebaut werden. Eines der wichtigsten Projekte ist die 120 Kilometer lange "Butwal-Gorakhapur Transnational Transmission Line", die 2025 in Betrieb genommen werden soll. Im Februar 2023 haben beide Länder beschlossen, bis 2029 zwei weitere grenzüberschreitende Stromleitungen zu bauen. Damit gäbe es dann fünf Höchstspannungstrassen mit je 400 Kilovolt zwischen Indien und Nepal.

Indische Strombörse als regionale Handelsplattform

Damit der Strom künftig noch reibungsloser zwischen den südasiatischen Ländern fließt, hat sich die indische Strombörse im August 2023 für die Nachbarländer weiter geöffnet. Seit 2021 konnten diese den Strom im Day-Ahead-Market (DAM) mit einem Tag Verzögerung über die Indian Energy Exchange (IEX)-Plattform handeln. Inzwischen ist auch ein An- und Verkauf in Echtzeit möglich. Seit dem Start des DAM-Handels wurden 4,4 Gigawattstunden über die IEX-Börse gehandelt, vor allem zwischen Indien, Nepal und Bhutan.

Indien will den regionalen Stromhandel in den nächsten Jahren auf weitere Länder ausweiten. Neben den südlichen Nachbarn Sri Lanka und Malediven führt der Subkontinent auch Gespräche mit Singapur, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Saudi-Arabien. Voraussetzung ist, dass die Länder an das indische Stromnetz angeschlossen werden. Singapur hat signalisiert, dass es künftig Strom aus erneuerbaren Energien aus Indien beziehen könnte. Dazu müsste aber zunächst ein Unterseestromkabel zwischen den beiden Ländern verlegt werden.

Von Boris Alex | New Delhi

Der 1995 gegründeten Southern African Power Pool (SAPP) umfasst zwölf Länder des südlichen Afrika. Neun der zwölf SAPP-Mitgliedsländer sind gegenwärtig über Übertragungsleitungen miteinander verbunden: Südafrika, Lesotho, Eswatini, Mosambik, Simbabwe, Botsuana, Namibia, Sambia und die Demokratische Republik Kongo (DR Kongo). Die Integration Angolas, Malawis und Tansanias ist geplant beziehungsweise in Umsetzung. Stromausfälle in Südafrika und die zunehmend schwankende Elektrizitätserzeugung schaffen im SAPP-Verbund Handlungsbedarf. Umso wichtiger sind die Pläne, das transnationale Übertragungsnetz weiter auszubauen. 

Stromhandel im Verbundnetz ist steigerungsfähig

Der SAPP bildet mit Abstand den entwickeltesten Elektrizitätsmarkt auf dem afrikanischen Kontinent. Der Handel erfolgt überwiegend im Rahmen bilateraler Verträge. Auftretende Überschüsse in einem Land können darüber hinaus zu einem tagesaktuellen Marktpreis gehandelt werden. Kurzfristige Transaktionen umfassen rund 20 Prozent des gesamten Handelsvolumens.

Insgesamt fällt der transnationale Stromhandel, wie im Allgemeinen auf dem afrikanischen Kontinent, klein aus. Im Fiskaljahr 2020/21 sind im SAPP-Verbund 8.205 Gigawattstunden gehandelt worden, das entspricht rund 4 Prozent der Stromerzeugung in Südafrika.

Energiekrise in Südafrika belastet transnationalen Verbund

Südafrika ist mit einer hohen Stromerzeugung und -nachfrage wichtigster Knotenpunkt im SAPP-Netz. Das Land am Kap stellt rund 75 Prozent der Erzeugungskapazitäten. Rund 90 Prozent der Elektrizität produzieren Kohlekraftwerke. Dem staatlichen Versorger Eskom gelingt es dennoch immer weniger, den heimischen Markt und potentielle Exportmärkte zu bedienen. Aufgrund von Korruption und Missmanagement bei Eskom ist 2021 die Erzeugung von Elektrizität gegenüber 2011 um 6,2 Prozent gefallen. Ende Juni 2022 fehlten Südafrika rund 6.000 Megawatt für die Stromversorgung. Deswegen reduziert das Land bei Knappheit die Ausfuhren von Strom in die Nachbarländer. Südafrika wird 2022 mehr Elektrizität importieren als ausführen; das ist ein Novum.

Bei einem Durchschnittsalter des Kraftwerkparks von 40 Jahren und einer jahrzehntelang vernachlässigten Wartung sind weitere Ausfälle vorprogrammiert. Der Ausbau der erneuerbaren Energien bleibt hinter den Erwartungen von 25 Gigawatt bis 2030 deutlich zurück. Eine Umstrukturierung des überschuldeten Energieriesen Eskom ist eingeleitet, braucht jedoch Zeit.

Schwankende Stromerzeugung macht Investitionen notwendig

Die Regierungen im südlichen Afrika fördern zunehmend den Ausbau der erneuerbaren Energien. Dies erfolgt mittels Ausschreibungen für unabhängige Stromanbieter, aber auch im Rahmen einer allgemeinen Öffnung des Marktes für private Erzeuger. Mit der Fertigstellung von Wasserkraftwerken in den nördlichen Ländern der SAPP-Region sowie dem Ausbau von Wind und Solaranlagen wird sich der Strommix weiter zugunsten regenerativer Energieträger verändern. Durch die Erschließung großer Erdgasvorkommen in Mosambik (Rovuma-Becken) wird auch Erdgas eine wichtigere Rolle im Energiemix spielen.

Die zunehmend dezentrale und schwankende Erzeugung macht den weiteren Ausbau des SAPP immer notwendiger. Denn: Die meisten nationalen Übertragungssysteme der SAPP-Länder können nur wenige 100 Megawatt intermittierenden Stroms aus Sonne und Wind bewältigen. Hinzu kommt, dass die Wasserkraft im südlichen Afrika nicht kontinuierlich Elektrizität liefern kann. Bei längeren Dürrephasen fallen Kapazitäten weg.

Mit 44,6 Gigawatt entfallen gegenwärtig rund 64 Prozent der Stromkapazitäten im SAPP auf Kohle. Dies ist dem Übergewicht von Kohlekraftwerken in Südafrika geschuldet. Wegen großer Anlagen in Angola, Mosambik, DR Kongo sowie Sambia und Simbabwe haben Wasserkraftwerke einen Anteil von 22 Prozent an den Erzeugungskapazitäten. Bei Solar (Fotovoltaik und Solarthermie) beträgt die Nennkapazität rund 5 Prozent, bei der Windkraft liegt sie unter einem Prozent.

Große Versorgungslücken vor allem auf dem Land

Die Belieferung kaufkräftiger Abnehmer in Industrie und urbanen Zentren ist Hauptantrieb für Investitionen in das transnationale Netz. Die lokalen Versorgungsnetze sind in vielen Regionen jedoch bislang noch unterentwickelt. Stromtarife sind für breite Bevölkerungsteile oftmals zu hoch. Die Investitionskosten können nicht ohne Weiteres durch sie gedeckt werden. Die Versorgung privater Haushalte ist daher vor allem auf dem Land unzureichend.

Angola, Malawi und Tansania werden integriert

Bislang sind nicht alle SAPP-Mitgliedsstaaten über Interkonnektoren an das SAPP-Netz angeschlossen. Dies gilt beispielsweise für Angola, ein Land mit hohem Wasserkraftpotenzial. Geplant ist ein Anschluss Angolas über Namibia. In der Diskussion ist zudem eine Verbindung zwischen Angola und DR Kongo. Auch das SAPP-Mitgliedsland Malawi muss erst über eine im Bau befindliche Leitung nach Mosambik vollständig integriert werden.

Von besonderer strategischer Bedeutung für den Elektrizitätsverbund ist die Verknüpfung mit Tansania. Denn Tansania ist Mitglied des sich entwickelnden Eastern African Power Pool. Für den Anschluss Tansanias an das SAPP-System ist eine 200 Kilometer lange Verbindung (Mota-Projekt) mit Mosambik im Bau. 

Südafrika hält an Megaprojekt mit DR Kongo fest

Schließlich gibt es Pläne, Elektrizität aus dem geplanten Wasserkraftprojekt Inga III in DR Kongo in das Verbundnetz zu importieren. Die Mega-Anlage in der Nähe der Mündung des Kongo-Flusses hätte bei Fertigstellung der ersten Bauphase eine Kapazität von 4.800 Megawatt. Die Baukosten sollen rund 18 Milliarden US-Dollar betragen. Südafrikanische Stellen geben an, Elektrizität auf Basis einer Nennkapazität von 2,5 Gigawatt einführen zu wollen. Das Projekt ist aus ökologischen Gründen, aber auch aufgrund hoher Kosten umstritten.

Von Fausi Najjar | Johannesburg

Tunesien propagiert nicht erst seit dem Krieg in der Ukraine und den damit verbundenen gestiegenen Energiepreisen den Ausbau der erneuerbaren Energien. Das Land konnte 2021 nur etwas über die Hälfte des Primärenergiebedarfs aus eigenen Ressourcen decken. Tunesiens Stromproduktion basiert zu 95 Prozent auf Erdgas. Etwas über 40 Prozent des Gasbedarfs wird durch Importe aus Algerien gedeckt. Die damit verbundene Problematik wurde deutlich, als die Preise auf den internationalen Energiemärkten in Folge des Ukrainekriegs explodierten. Ende März 2022 waren die Einfuhren von Erdgas um etwa 10 Prozent gegenüber dem Vorjahr gestiegen. Aufgrund der Preisentwicklung und der Abwertung des tunesischen Dinars gegenüber dem US-Dollar lag die Steigerung des Wertes in lokaler Währung bei 130 Prozent. Die Auswirkungen auf den ohnehin hoch defizitären Staatshaushalt sind dementsprechend massiv. Die Zentralbank rechnete bereits im März 2022 mit Mehrausgaben von mehr als 1 Milliarde Euro.

Nutzung erneuerbarer Energien geplant

Der Umstieg auf erneuerbare Energien ist für Tunesien von zentraler Bedeutung. Bis 2030 sollen 35 Prozent der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien produziert werden, aktuell sind es etwa 3,7 Prozent. Aber es gibt Fortschritte: Eine Ausschreibungsrunde über insgesamt 2.000 MW soll nach Angaben des Ministeriums für Industrie, Bergbau und Energie noch im Sommer 2022 stattfinden.

Im Sommer 2022 wird auch ein 10-Megawatt-Solarpark in Tataouine ans Netz gehen. Das Gemeinschaftsprojekt der italienischen ENI und der tunesischen staatlichen Ölfördergesellschaft ETAP startete 2017 im Rahmen einer Ausschreibungsrunde von sieben Losen zu je 10 Megawatt (MW). Der Park wurde 2019 fertiggestellt. Der Netzanschluss verzögerte sich wegen Widerstands des Gewerkschaftsdachverbands Union Générale Tunisienne du Travail (UGTT), der einer Privatisierung der Stromproduktion kritisch gegenübersteht.

Zentraler Akteur auf dem Strommarkt Tunesiens ist die Société Tunisienne d'Electricité et du Gaz (STEG). Ende der 1990er Jahre wurde das staatliche Monopol aufgehoben. Der lokale Strombedarf lag Ende 2021 nach Angaben des Ministeriums für Industrie, Bergbau und Energie bei 21.100 Gigawattstunden (GWh). Davon wurden 92 Prozent des Stroms aus Erdgas erzeugt. Der Anteil erneuerbarer Energien lag Ende 2021 bei etwa 3,7 Prozent. Etwa 5 Prozent des Strombedarfs mussten durch Stromimporte gedeckt werden. 

Zwei Interkonnektoren mit Europa in Planung

Der Anschluss Tunesiens an das europäische Stromnetz ist schon lange angedacht. Ursprünglich sollte im Rahmen der Desertec-Initiative Solarstrom aus der Wüste Nordafrikas nach Europa geliefert werden. Während Desertec nicht realisiert wurde, ist die entsprechende Unterseeverbindung noch nicht vom Tisch.

Zwei Projekte sind in der neuesten Version des Zehnjahresplans zur Netzentwicklung vom Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) aufgelistet. Fortgeschritten ist die Idee eines Hochspannungs-Gleichstrom-Kabels (ELMED HVDC Submarine Cable) vom Cap Bon in Tunesien nach Sizilien. Ab 2027 soll es mit einer Kapazität von 600 MW auf einer Länge von 200 Kilometern zur Verfügung stehen. Projektpartner sind die italienische Terna sowie der staatliche Energieversorger STEG. Die Weltbank finanzierte die Machbarkeitsstudie, die im August 2021 von einem Konsortium aus der italienischen RINA und der STEG begonnen worden ist. Zunächst dürfte die Lieferung von Strom nach Tunesien im Fokus stehen. Bei einem Steigerung der tunesischen Produktion sind langfristig aber auch Exporte denkbar.

Das zweite Projekt im Plan der ENTSO-E, das Tunesien betrifft, steht unter der Leitung von Tunur. Ziel ist die Stromerzeugung über ein 4,5-Gigawatt-CSP-Kraftwerk und der anschließende Export des erzeugten Stroms nach Europa. Angedacht sind drei Unteressekabel nach Frankreich, Italien und Malta. In einer ersten Phase ist eine CSP-Komponente mit 250 MW vorgesehen. Der Umfang des Projekts lässt aufgrund der Erfahrungen aus der jüngeren Vergangenheit allerdings Zweifel aufkommen. Von Tunur heißt es, man rechne bis 2024 mit der finalen Entscheidung, ob das mit 1,6 Milliarden Euro kalkulierte Projekt umgesetzt wird.  

Aufbau eines Smart Grid startet

Für das tunesische Stromnetz wird in den kommenden Jahren die wichtigste Herausforderung die Integration erneuerbarer Energien sein. Ein Pilotprojekt zum Aufbau eines intelligenten Stromnetzes ist gerade angelaufen. In einer ersten Phase baut ein internationales Konsortium unter der Führung von Siemens Advanta ein Smart Grid zunächst in mehreren Bezirken von Sfax auf. Bis 2025 folgen lokale Smart Grids in Kerkennah, Sousse, Sidi Bouzid, Béjà und Le Kram. Die zweite Phase soll zwischen 2026 und 2030 vor allem die Hauptstadt Tunis betreffen.  

Der Aufbau eines integrierten nordafrikanischen Strommarktes ist seit Jahren geplant, konnte bisher aber nicht umgesetzt werden. Aktuell bestehen Interkonnektoren mit Algerien und mit Libyen. In diesem Dreierverbund hat bisher nur Algerien einen Stromüberschuss realisiert. Dieser gelangt über Tunesien auch nach Libyen, bisher allerdings in geringem Umfang. 

Der Aufbau des transmaghrebinischen Strommarktes steht zwar grundsätzlich weiter auf der Agenda. Die Pläne des Comité maghrébin de l’électricité (COMELEC), dem neben Tunesien noch Mauretanien, Marokko, Algerien und Libyen angehören bestehen zwar bereits seit Jahrzehnten, die Chancen auf eine Realisierung erscheinen jedoch gering. Nicht zuletzt stehen dem die angespannten Beziehungen zwischen Marokko und Algerien sowie die weiterhin volatile Lage in Libyen entgegen. 

Von Peter Schmitz | Tunis

Die Biden-Regierung verfolgt das Ziel, die Stromwirtschaft bis 2035 klimaneutral aufzustellen und bis 2050 das gesamte Land. Um diese Pläne realisieren zu können, soll unter anderem der Stromhandel mit Kanada ausgebaut werden. Im Fall von Mexiko sind die USA in erster Linie an Stromausfuhren interessiert. Parallel zum Ausbau grenzüberschreitender Leitungen modernisieren die USA ihre nationalen Übertragungsnetze.

Ökostrom aus Kanada

Die USA und Kanada sind über 37 Übertragungsleitungen miteinander verbunden. Das Interesse an einem weiteren Ausbau ist auf beiden Seiten hoch. So verfügt Kanada in der Provinz Quebec über einen relativ hohen Anteil an Wasserkraft am Strommix. US-Stromversorger entlang der Ostküste beziehen daher Elektroenergie aus dem nördlichen Nachbarland und können auf diese Weise ihre vorgegebenen Mindestanteile an Ökostrom in den US-Verteilernetzen schneller erreichen. 

Zudem helfen die Pumpspeicherkapazitäten in Kanada amerikanischen Stromerzeugern, größere Mengen an erneuerbarer Energie zu speichern. Die Unterschiede in den saisonalen Versorgungsspitzen sind ein weiterer Grund für eine Zusammenarbeit: In Kanada wird im Winter am meisten Strom verbraucht, in den USA im Sommer. Die gemeinsame Nutzung von Reservediensten innerhalb des Stromverbunds gleicht Versorgungsspitzen aus.

Regulierungsbehörden wie die North American Electric Reliability Corporation (NERC) tragen dazu bei, dass der Stromverbund zwischen den USA und Kanada unterbrechungsfrei funktioniert. Auch arbeiten beide Länder eng bei der Abwehr von Cyberattacken auf Stromnetze zusammen.

Ausbauvorhaben mit Kanada

Die USA und Kanada planen derzeit den Bau neuer grenzüberschreitender Übertragungsleitungen, einige von ihnen entlang bestehender Trassen. Das größte Ausbauvorhaben ist Champlain Hudson Power Express, eine Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung mit einer Leistung von 1.250 Megawatt aus dem kanadischen Quebec nach New York City.

Ein weiteres Vorhaben ist der Lake Erie Connector, eine 117 Kilometer lange 1.000-Megawatt-Unterwasserleitung. An dem Projekt beteiligt sind der unabhängige Stromnetzbetreiber (Independent Electricity System Operator, IESO) und die PJM Interconnection LLC. Bei PJM Interconnection LLC handelt es sich um eine regionale Übertragungsorganisation. Sie ist Teil des Eastern Interconnection-Netzes und betreibt ein Übertragungsnetz in 13 Bundesstaaten im Nordosten der USA sowie der Hauptstadt Washington, D.C.

Ebenfalls im Nordosten wird seit Jahren die Northern Pass Transmission Line geplant. Die 1.200-Megawatt starke Leitung soll Strom von Hydro-Québec zum Umspannwerk Franklin in New Hampshire leiten. Das Projektdesign musste zwischendurch auf Betreiben eines Gerichts hin geändert werden. Verzögerungen sind aus diesem Grund wahrscheinlich.

Weiter östlich wird die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitung Atlantic Link geplant, eine 900 Megawatt starke Unterwasserleitung, die Strom von Saint John, New Brunswick, nach Massachusetts liefern soll. Hier warten die Betreiber aber noch auf die Genehmigung.

Kooperation im Süden vor allem im mexikanischen Interesse

Auch Versorgungsunternehmen in Mexiko und im Süden der USA suchen seit Jahren nach Möglichkeiten, um ihre Strommärkte besser miteinander zu vernetzen. Vorerst ist die Zusammenarbeit aber gering im Verhältnis zur Größe und den wirtschaftlichen Potenzialen beider Länder. Hinderlich ist, dass neben technischen auch die regulatorischen Vorgaben in den US-Bundesstaaten und in Mexiko nur unzureichend harmonisiert sind. Auch die geltenden unterschiedlichen Rechtsinstrumente für Open-Access-Übertragungsvereinbarungen erschweren die Zusammenarbeit.

Dennoch haben die USA und Mexiko in der Vergangenheit Projekte realisiert und ein weiterer Ausbau ist geplant: So soll ein Interkonnektor zwischen Arizona und dem mexikanischen Bundesstaat Sonora gebaut werden. Texas und Kalifornien bleiben vorerst die am stärksten mit Mexiko integrierten Regionen. Zwischen Baja California in Mexiko und Kalifornien sind zwei Interkonnektoren seit längerem in Betrieb. Sie verbinden Otay Mesa (USA) mit Tijuana (Mexiko) sowie Imperial Valley (USA) mit La Rosita (Mexiko).

Baja California und Kalifornien im Stromverbund

Für Baja California ist die Kooperation wichtig, da der mexikanische Bundesstaat nicht an die anderen Übertragungsnetze in Mexiko angebunden ist – ein entsprechendes Vorhaben wird erst durchgeführt. Versorgungsschwankungen müssen in Baja California daher notgedrungen mit Kalifornien ausgeglichen werden. Auch werden in Baja California die Kraftwerkskapazitäten erweitert. So wären auch Stromexporte in die USA möglich.

Kalifornien, Texas und die Bundesstaaten im Norden Mexikos regeln ihre Zusammenarbeit im Rahmen des Western Electricity Coordinating Council (WECC) und des Electric Reliability Council of Texas (ERCOT). Weil die Strompreise in den Regionalnetzen je nach Tageszeit und klimatischen Bedingungen schwanken, verhandeln WECC, ERCOT und der in der Region einzige mexikanische Netzbetreiber Comisión Federal de Electricidad (CFE) zurzeit darüber, wie sie dieses Problem technisch in den Griff bekommen. Der Stromgroßhandel neigt dazu, Elektrizität überwiegend in dem Netz abzusetzen, das gerade die höchsten Gewinne garantiert. Die Folge sind Knappheiten in anderen Verbundnetzen.

Was deutsche Lieferanten beachten sollten

Deutsche Netzwerkausrüster haben bei den Ausbauvorhaben eine Lieferchance, wenn sie kürzere Lieferzeiten als ihre Wettbewerber aus den USA, Kanada und Mexiko garantieren können. Auch sind die in den drei genannten Ländern geltenden technischen Normen und Standards in der Elektrizitätswirtschaft einzuhalten. Unterstützung bei der Kontaktanbahnung zu Netzbetreibern und spezialisierten Baufirmen bietet die AHK USA an.

Von Ullrich Umann | Washington, D.C.

Bei ihrem letzten Amtsbesuch im Königreich Anfang Juli 2021 sprach die scheidende Bundeskanzlerin Angela Merkel mit Premierminister Boris Johnson auch über die erste direkte Stromverbindung zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich. Von dem Interkonnektor „NeuConnect“ können beide Länder profitieren.

Das Großprojekt umfasst ein 720 Kilometer langes Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungskabel (HGÜ-Kabel), das von der Isle of Grain (östlich von London) durch die Nordsee bis zum niedersächsischen Wilhelmshaven führt. Der Interkonnektor kann laut Projektgesellschaft 1,4 Gigawatt Strom in beide Richtungen transportieren und damit Strom für circa 1,5 Millionen Haushalte bereitstellen. 

Deutsch-britischer Interkonnektor "NeuConnect" | © GTAI

Planungen für deutsch-britisches Stromkabel kommen voran

Das Projekt würde Aufträge im Wert von rund 1,1 Milliarden Euro auslösen. Seit 2019 ist NeuConnect mit möglichen Auftragnehmern im Gespräch, überwiegend für zwei Konverterstationen und die Stromkabelverbindung am Meeresboden und an Land.

Das Projekt soll per EPC-Vertrag (Engineering, Procurement and Construction) an einen Generalunternehmer vergeben werden, der aber noch nicht bekannt ist. "Wir rechnen mit einer finalen Investitionsentscheidung zum Ende des Jahres und beauftragen dann die Zulieferer", erklärt Torsten Garmatz, Projektmanager bei NeuConnect. "Entwickelt sich das Projekt nach Plan, ist mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2026 zu rechnen." Das Genehmigungs- und Planfeststellungsverfahren ist auf der britischen Landseite bereits abgeschlossen, die Offshore Genehmigungen für die Niederlande und das Vereinigte Königreich werden im Oktober 2021 erwartet. Auf deutscher Seite wird mit einer Entscheidung im Frühjahr 2022 gerechnet. 

Das Projekt wird von der Europäischen Kommission als "Project of Common Interest" (PCI) eingestuft und vom Investorenkonsortium bestehend aus Meridiam, Allianz Capital Partners und Kansai Electric Power vollständig privat finanziert. Über das durch den britischen Netzregulierer Ofgem genehmigte "cap and floor"-Verfahren operiert der Interkonnektor auf Basis einer staatlichen Mindestvergütung (floor), allerdings sind auch die Maximaleinnahmen gedeckelt (cap). 

Weitere Interkonnektorenprojekte auf der Insel geplant

NeuConnect ist zwar die erste deutsch-britische Stromverbindung, aber nicht der erste britische Interkonnektor. Aktuell werden bereits sechs Interkonnektoren mit einer Kapazität von 6 Gigawatt betrieben. Sie sind außerdem ein wichtiger Bestandteil im britischen Stromnetz.

Im letzten Jahr wurden 5,4 Prozent des britischen Strombedarfs durch Nettoimporte gedeckt. Im 1. Quartal 2021 stieg der Anteil auf 7 Prozent - der höchste Wert seit 2015. Für den Anstieg ist auch die Inbetriebnahme des 1 Gigawatt starken britisch-französischen Interkonnektors IFA2 verantwortlich. Mit dem geplanten Anschluss des 1,4 Gigawatt starken North Sea Link Interkonnektors mit Norwegen profitiert der britische Energiemarkt ab Oktober 2021 zusätzlich von günstigeren Strompreisen norwegischer Wasserkraft.

Entwicklung der britischen Nettostromimporte | © GTAI

Der steigende Strombedarf im Land lockt außerdem neben NeuConnect weitere Investoren an: In Bau befindet sich derzeit unter anderem der "Viking-Link"-Interkonnektor nach Dänemark mit einer Kapazität von 1,4 Gigawatt, dessen Inbetriebnahme Ende 2023 vorgesehen ist. Zudem geplant ist das Kabel "Greenlink", das mit einer Leistung von 500 Megawatt Wales und Irland verbinden soll und nach Baustart in 2022 schon 2024 ans Netz gehen könnte. In beiden Projekten gehört Siemens Energy zu den Generalunternehmern. 

Wie bedeutend die Interkonnektoren für die britische Energiewirtschaft sind, wurde erst vor kurzem deutlich, als am 15. September 2021 die 2 Gigawatt starke britisch-französische Verbindung IFA1 nach einem Feuer ausfiel. Zwar waren schon zehn Tage nach dem Vorfall wieder 50 Prozent der Kapazität verfügbar. Die alte Kapazität wird die Stromverbindung aber erst nach den Reparaturen Ende März 2022 erreichen. Der Ausfall belastet das ohnehin unter Druck stehende britische Stromnetz, das in diesem Winter den Wegfall der Kernkraftwerke Dungeness B und Hunterston B verkraften muss. Dann müssen Kohlekraftwerke die Lücken schließen.

Vom Nettoimporteur zum Stromlieferanten Europas?

Interkonnektoren als Autobahnen für das europäische Stromgeschäft auf der britischen Insel sind aber nur die kurz- bis mittelfristige Perspektive auf die Projekte. Nach Einschätzung der Analysten von Cornwall Insight könnte das Vereinigte Königreich seine Rolle in 2038 vom Nettostromimporteur zum Exporteur drehen.

Möglich macht das vor allem der starke Ausbau der britischen Offshore-Windkapazitäten, die sich von 10 Gigawatt im Jahr 2019 bis 2030 auf 40 Gigawatt vervierfachen sollen. Laut Cornwall Insight könnten ab 2040 rund 50 bis 100 Terawattstunden Strom in Richtung Europa fließen. Abhängig ist die Prognose aber von vielen Faktoren, unter anderem davon, in welchem Umfang der britische Offshore-Windstrom andererseits in Wasserstoff für den Export fließen könnte.

Von Marc Lehnfeld | London

In vielen Ländern Westafrikas ist die unzuverlässige Stromversorgung ein großes Entwicklungshemmnis. Nur rund 50 Prozent der lokalen Bevölkerung hat kontinuierlichen Zugang zu Elektrizität. Die wichtigste Energiequelle ist oftmals Biomasse, wie Brennholz oder Kohle. Dort wo Strom verfügbar ist, muss aufgrund regelmäßiger Stromausfälle oft auf teure Dieselgeneratoren zurückgegriffen werden. Unabhängig davon wird sich nach Einschätzung von IRENA der Energiebedarf afrikanischer Volkswirtschaften bis 2040 verdoppeln, da die Bevölkerung wächst, der Lebensstandard steigt und die Industrie ausgebaut wird.

Zwischenstaatliche Kooperation soll Netzinfrastruktur verbessern

Um den wachsenden Energiebedarf zu decken und den Zugang zu Elektrizität in Westafrika zu erhöhen, haben die Staaten der westafrikanischen Wirtschaftsgemeinschaft (ECOWAS) - mit Ausnahme des Inselstaats Kap Verde - Ende 1999 den gemeinsamen Stromverbund WAPP mit Sitz in Cotonou (Benin) gegründet. Durch eine grenzüberschreitende Stromversorgung und einen gemeinsamen Markt sollen Kosten gesenkt und die Zuverlässigkeit der Versorgung in der Region erhöht werden. Seitdem bauen nicht nur die einzelnen Länder stetig ihre Übertragungsnetze aus, auch der Ausbau von grenzüberschreitenden Leitungen geht voran.

Die Erzeugungskapazitäten der Länder variieren stark. Zu den größten Stromerzeugern in der Region gehören Nigeria, Ghana und Côte d'Ivoire. Die drei Ländern produzieren etwa 85 Prozent des gesamten generierten Stroms in Westafrika und sind gleichzeitig die Länder, die den Strom in die Nachbarländer exportieren.

Der Strommix der Länder wird von fossilen Brennstoffen dominiert. Mehr als 70 Prozent der Elektrizität wird in Wärmekraftwerken erzeugt, die mit Gas oder Öl betrieben werden. Etwa ein Viertel des Stroms stammt aus Wasserkraftwerken, wohingegen Solar- und Windenergie bislang weniger als 1 Prozent am Strommix ausmachen.

Integration aller ECOWAS-Länder bis Ende 2022 geplant

Bislang sind 13 Länder in Westafrika durch Interkonnektoren miteinander verbunden. Diese Länder wiederum sind in drei Blöcken untereinander verknüpft. So bilden Nigeria, Niger und Teile von Togo und Benin einen Block im Osten der Region. Ghana, Côte d'Ivoire, Liberia, Sierra Leone, Guinea, Burkina Faso, Teile von Mali und Teile von Togo und Benin bilden einen mittleren Block. Im Westen sind Gambia, Senegal und Teile von Mali miteinander verbunden. Zudem existieren grenzüberschreitende Leitungen nach Mauretanien. Noch gar nicht im Stromverbund integriert ist Guinea-Bissau.

Die drei existierenden Blöcke sollen durch den Bau weiterer Interkonnektoren bis Ende 2022 miteinander verbunden werden. Die sich derzeit im Ausbau befindliche sogenannte Coastal-Backbone-Line ist eine 330 kV Leitung und wird den mittleren Block mit dem östlichen Block verbinden. Das sogenannte OMVG Projekt integriert mit einer fast 2.000 km langen 225 kV Leitung Guineau Bissau mit den Ländern des westlichen Blocks. Das CLSG-Vorhaben verknüpft den mittleren mit dem östlichen Block und ist bereits fertiggestellt. Finanziert werden die Vorhaben von der Afrikanischen Entwicklungsbank und weiteren Gebern, unter anderem vom EU-Africa Infrastructure Fund. Geplant ist zudem eine Unterwasserleitung nach Kap Verde, um den Inselstaat in den Verbund zu integrieren.

Neben den Hauptleitungen befinden sich weitere Vorhaben im Bereich der Übertragung, aber auch im Bereich der Stromerzeugung in der Umsetzung und in Planung.

Mehr Strom aus Solarenergie und Wasserkraft

Der von fossilen Brennstoffen dominierte Strommix soll künftig grüner werden. Viele Länder in der Region, wie Ghana und Nigeria, planen bis 2050 bzw. 2060 klimaneutral zu werden. Im Rahmen des Projekts "Solar Development in Subsaharan Africa" der Weltbank errichtet der WAPP derzeit Solarparks in Mali und Gambia mit einer Leistung von jeweils 150 MW. Geplant sind weitere Solarparks in Burkina Faso und Niger. In der Elfenbeinküste sollen im Rahmen des Scaling Solar-Programms der Weltbank unter anderem zwei Solarparks mit einer gemeinsamen Leistung von 60 MW entstehen. 

Daneben gewinnt Wasserkraft in Westafrika weiter an Bedeutung und könnte zunächst weiterhin den größten Anteil an den erneuerbaren Energien erzeugen. In Côte d'Ivoire hat Sinohydro aus China den bislang größten Staudamm Westafrikas mit einer Leistung von 275 MW in Soubre fertiggestellt. Beteiligt an dem Projekt war Tractebel Engineering aus Frankreich. Als leistungsstärkstes Wasserkraftwerk Westafrikas dürfte Soubre 2023 vom Nachtigal-Damm in Kamerun mit einer Leistung von 420 MW abgelöst werden. 

Eine Reihe anderer Vorhaben zum Bau von Wasserkraftwerken befinden sich in der Umsetzung. Am Fluss Bandama in der Elfenbeinküste baut Eiffage Energie Systèmes den Singrobo-Staudamm mit einer geplanten Leistung von 44 MW unter Beteiligung des amerikanischen Konzerns General Electric. Im Senegal wird am Gambia Fluss ein Wasserkraftwerk mit einer Leistung von 128 MW gebaut. Federführend bei dem Sambangalou-Projekt sind der französische Energiekonzern Vinci und Andritz Hydro. In Liberia entsteht am St. Paul Fluss ein Wasserkraftwerk mit einer Leistung von 150 MW.

Strommarkt noch im Aufbau

Neben des Ausbaus der Infrastruktur ist die Schaffung eines wettbewerbsfähigen Strommarktes Ziel des WAPP. Derzeit befindet sich die Umsetzung noch in der ersten von drei Phasen. Marktteilnehmer des gemeinsamen Strommarktes sind die Stromerzeugungs- und Übertragungsunternehmen der teilnehmenden Länder. Dabei können bilaterale Verträge zwischen den Teilnehmern von jeweils benachbarten Ländern abgeschlossen werden. Ziel ist der Handel zwischen Unternehmen auch von nicht benachbarten Ländern sowie die Einrichtung eines offenen und kompetitiven Strommarkts.

Von Wolfgang Karg, Corinna Päffgen | Abidjan, Accra