Erneuerbare in Tunesien: Aufbruch mit Hürden

Der starke Anstieg der Gaspreise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine im Jahr 2022 traf Tunesien mit voller Wucht. Dabei befand sich das Land gerade erst auf einem zarten Erholungspfad nach dem wirtschaftlichen Einbruch durch die Coronapandemie – doch die hohen Importkosten zerstörten die Hoffnung auf ein stabiles Wachstum. Obwohl Tunesien ideale Voraussetzungen für die Stromproduktion aus Sonne und Wind besitzt, werden diese Potenziale bislang kaum genutzt. Noch immer stammen rund 94 Prozent des Stroms aus Gas, das größtenteils aus Algerien importiert wird.

Tunesien verfolgt ehrgeizige Ziele bei den Erneuerbaren

Damit bleibt Tunesien stark vom rohstoffreichen Nachbarn abhängig und ist Preisschocks besonders ausgeliefert. Bis spätestens 2050 soll sich dieses Bild zumindest bei der Stromproduktion grundlegend ändern: Dann soll die Hälfte des Stroms aus Wind- und Solarkraftwerken kommen. Für 2030 liegt die Zielmarke bei 35 Prozent. Bis dahin ist allerdings noch erhebliche Anstrengung nötig, denn 2025 lag der Anteil erneuerbarer Energien erst bei rund 6 Prozent. Derzeit sind erneuerbare Energien mit einer Leistung von 950 Megawatt am Netz. 

Ende 2025 wurde jedoch ein wichtiger Meilenstein erreicht: Am 16. Dezember ging der lang geplante große Solarpark in Kairouan ans Netz. Mit einer Leistung von 120 Megawatt soll er etwa 1,1 Prozent zur landesweiten Stromproduktion beitragen. In den kommenden Jahren sollen weitere Großprojekte folgen. Ob die ambitionierten Ziele damit erreicht werden, bleibt offen – doch es ist ein bedeutender Schritt hin zu mehr Versorgungssicherheit.

Von Verena Matschoß | Tunis

Nach Jahren der Verzögerungen erzielte Tunesien beim Ausbau erneuerbarer Energien einen Durchbruch: Am 16. Dezember 2025 ging in Kairouan ein 120-Megawatt-Solarpark ans Netz – das erste realisierte Projekt der 2018 ausgeschriebenen Konzessionsrunde.

Mohamed El-Khawad, Leiter des Energieclusters der Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) in Tunesien, spricht von einem regelrechten "Eisbrecher": Zentrale Hürden, etwa bei der interministeriellen Abstimmung und beim Netzanschluss von Großanlagen, seien nun überwunden. Die administrativen und technischen Lernkurven dürften dafür sorgen, dass künftige Vorhaben deutlich schneller umgesetzt werden.

Internationale IPPs dominieren 

Projektentwickler des Solarparks in Kairouan war AMEA Power aus den Vereinigten Arabischen Emiraten. Im Januar 2026 wurde zudem ein 60-Megawatt-Solarpark von Scatec in Sidi Bouzid ans Netz angeschlossen. Ein zweiter 60-Megawatt-Solarpark in Tozeur könnte bald folgen. Sie gehören zur ersten Konzessionsrunde mit fünf Projekten und 500 Megawatt. 

In weiteren Konzessionsrunden sollen 1,1 Gigawatt hinzukommen. Großprojekte aus Ausschreibungen über fast 700 Megawatt wurden zugeteilt, bei vier Projekten wurden die Verträge bereits im März 2025 unterzeichnet. Auch bei kleinen und mittelgroßen Vorhaben gibt es gute Neuigkeiten: Bis Anfang 2026 wurden in der fünften Genehmigungsrunde insgesamt 187 Lizenzen für Anlagen mit einer Gesamtleistung von 287 Megawatt erteilt. Probleme liegen allerdings laut dem Staatssekretär für die Energiewende, Wael Chouchane, nicht in der Erteilung der Genehmigungen, sondern in der rechtzeitigen Realisierung der Projekte. 

Windenergie: Neue Dynamik ab 2026

Auch im Windenergiesektor zeichnet sich neue Bewegung ab. Insgesamt plant die Regierung im Konzessionsregime den Bau von Windparks mit einer Gesamtleistung von 600 Megawatt, bei denen die Projektentwickler die Standorte vorschlagen sollen. In einer ersten Runde wurden zunächst zwei Projekte à 75 Megawatt ausgeschrieben. Drei Unternehmen beteiligten sich am Verfahren, den Zuschlag erhielt schließlich ein Projekt in Zaghouan.

Parallel bereitet der Staat weitere Vorhaben vor; nach Angaben des Energieministeriums sollen dort Anfang 2026 standortspezifische Windmessungen starten.

Netzausbau als Schlüsselelement

Künftig soll Strom aus Tunesien über eine Netzkopplung auch Europa erreichen. Das Großprojekt ELMED – Teil der EU‑Initiative Global Gateway – sieht ein Unterseekabel vor, das Tunesien ab 2028 mit Italien und der EU verbinden und den Stromhandel in beide Richtungen ermöglichen soll. Für dieses strategisch wichtige Vorhaben stellen die EU sowie EBRD, EIB und KfW Entwicklungsbank im Auftrag des Bundesministeriums für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (BMZ) insgesamt 472,6 Millionen Euro bereit.

Mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien rückt auch der Ausbau des Stromnetzes in den Fokus. Um zusätzliche Erzeugungskapazitäten aufnehmen und effizient verteilen zu können, ist eine umfassende Modernisierung notwendig. Die Digitalisierung und Ertüchtigung des Verteilnetzes bildet daher einen zentralen Schwerpunkt der aktuellen Vorhaben der deutschen Entwicklungszusammenarbeit mit Tunesien. Im Rahmen des von der KfW Entwicklungsbank umgesetzten Projekts IntelliGrid soll die nationale Stromleitwarte für das Management erneuerbarer Energien und für den Anschluss an das europäische Netz im Zuge von ELMED fit gemacht werden. 

Die Ausschreibung durch den staatlichen Stromversorger STEG ist für 2026 geplant. Insgesamt sind 13 Millionen Euro der Bundesregierung und 10 Millionen Euro der EU für das Projekt vorgesehen. Leonard Hessling, Referent für Entwicklungszusammenarbeit an der deutschen Botschaft Tunis hebt hervor: "Dass die tunesische Regierung für die Modernisierung der Netzleitwarte – dem Herzstück der Energiewende – auf deutsche Expertise und die Finanzierung durch GIZ und KfW setzt, ist ein deutliches Zeichen ihres Vertrauens in die deutsche Entwicklungszusammenarbeit". 

Gleichzeitig soll in einem parallelen Projekt die Infrastruktur auf der Verteilnetzebene modernisiert werden. Die KfW sieht hierfür gute Möglichkeiten für zusätzliche europäische Kofinanzierungen.

Deutsche Unternehmen sind in diesem Bereich bereits aktiv. Ein deutsch‑französisches Konsortium aus Siemens Advanta, Efluid und Sagemcom erhielt 2022 von der STEG den Auftrag, Smart‑Grid‑Lösungen in drei Pilotregionen einzuführen. Eine zweite Phase soll weitere Regionen abdecken.

Deutsche Bundesregierung unterstützt die Energiewende

Die KfW Entwicklungsbank begleitet die tunesische Regierung im Auftrag des BMZ seit vielen Jahren beim Ausbau erneuerbarer Energien. So wurde etwa das erste Solarkraftwerk des Landes in Tozeur mit finanzieller Unterstützung der deutschen Bundesregierung und der EU errichtet. Der Solarpark wurde in zwei Phasen realisiert und von einem italienischen und einem französischen EPC-Unternehmen umgesetzt. Das Gesamtportfolio der KfW Entwicklungsbank im Energiesektor umfasst rund 170 Millionen Euro.

In Tunesien arbeiten die deutsche finanzielle Zusammenarbeit (KfW) und die technische Zusammenarbeit (GIZ) beim Thema erneuerbare Energien eng zusammen. Die GIZ setzt mehrere Projekte im Bereich Energie und Klima mit einem Gesamtvolumen von rund 50 Millionen Euro um. Zur Begleitung der tunesischen Energiewende fokussiert sich die Kooperation auf das tunesische Energieministerium, die Energieagentur ANME sowie die STEG. 

Bereits 2012 wurde die Tunesisch-Deutsche Energiepartnerschaft gegründet – eine Dialogplattform für Entscheidungsträger, Unternehmen und Fachleute beider Länder. Um Projekte und Ausschreibungen für deutsche Firmen transparenter zu gestalten, organisierte die Energiepartnerschaft im Jahr 2025 Round Tables im Rahmen deutscher Energieleitmessen. 

Grüner Wasserstoff - quo vadis?

Während die Projekte zum Ausbau erneuerbarer Energien spürbar vorankommen, stagnieren die Pläne zur Produktion von grünem Wasserstoff. Insgesamt acht Projektentwickler hatten mit der tunesischen Regierung Absichtserklärungen für entsprechende Vorhaben unterzeichnet. Gegen diese Projekte, die vor allem auf den Export ausgerichtet sind, sowie gegen ein Pilotprojekt beim Phosphatverarbeiter Groupe Chimique formierte sich jedoch gesellschaftlicher Widerstand. In der Folge agiert die tunesische Regierung derzeit zurückhaltend. Die Wasserstoffvorhaben von ABO Energy in Tunesien sind momentan auf Eis gelegt.

Tunesien bleibt jedoch Teil des Südlichen Wasserstoffkorridors, über den perspektivisch grüner Wasserstoff aus Nordafrika nach Italien, Österreich und Deutschland gelangen könnte.

Von Verena Matschoß | Tunis

Die tunesische Energiewirtschaft wird von wenigen zentralen Institutionen geprägt. Hauptakteur ist die staatliche Société Tunisienne d’Électricité et du Gaz (STEG). Sie betreibt das Strom- und Gasnetz, sorgt für Netzanschlüsse, Stromabnahme und Netzbetrieb. Das Ministerium für Industrie, Energie und Bergbau setzt den regulatorischen Rahmen, entwickelt Strategien und erteilt Genehmigungen. Die Nationale Energieagentur ANME entwickelt und implementiert die nationale Energiepolitik im Bereich Energieeffizienz und erneuerbare Energien.

Deutsche Unternehmen: Chancen eher in der zweiten Reihe

Deutsche Projektentwickler halten sich sowohl bei großen als auch bei mittelgroßen Ausschreibungen zurück. Das Feld wird klar von internationalen IPPs dominiert, die über hohe Risikotragfähigkeit verfügen – darunter AMEA (VAE), Scatec (Norwegen) sowie die französischen Unternehmen Voltalia und Qair. Hatten sich in der ersten Konzessionsrunde Insidern zufolge noch rund 30 Projektentwickler beworben, sind es nun weniger als eine Handvoll. Marktteilnehmer verweisen auf langwierige Entscheidungswege, komplexe Landbeschaffung und umfangreiche Bürokratie. Zudem prüfen Unternehmen Investitionen im Bereich erneuerbarer Energien heute deutlich kritischer.

Der deutsche Projektentwickler ABO Energy ist mit einem Büro in Tunis vertreten, in dem fünf Projektmanager arbeiten. Derzeit verfolgt das Wiesbadener Unternehmen ein 75-Megawatt-Windprojekt in der Region Gabès. Netzstudien, Windmessungen und Landbeschaffung übernimmt ABO Energy bei seinen Projekten selbst, während Umweltstudien und Installationsarbeiten häufig an lokale Firmen vergeben werden.

Absatzchancen für deutsche Unternehmen bestehen vor allem in technischen Dienstleistungen: Ingenieurleistungen, Beratung oder Umweltstudien. Deutsche Ingenieurbüros wie Fichtner und decon international waren bereits bei mehreren KfW-finanzierten Vorhaben eingebunden. In frühen Projektphasen sowie bei Netz- und Systemfragen besteht weiterhin hoher Bedarf an Expertise.

Rolle tunesischer Unternehmen

Tunesische Hersteller von Solarmodulen spielen bei Großprojekten bislang kaum eine Rolle, da ihre Produkte die erforderlichen Qualitätsstandards nicht durchgehend erfüllen. Für bankfähige Projekte greifen Investoren daher fast ausschließlich auf fertige Module internationaler Anbieter zurück, vor allem aus China. Ali Kanzari, Präsident der Arbeitgebervereinigung Chambre Syndicale du Photovoltaïque (CSPV), schätzt, dass rund 95 Prozent aller in Tunesien eingesetzten Module von lediglich sechs ausländischen Herstellern, davon fünf aus China, stammen. Vor diesem Hintergrund bewertet er den Einfuhrzoll von 30 Prozent sowie die Mehrwertsteuer von 19 Prozent kritisch: "Diese Abgaben machen Solarmodule bei uns doppelt so teuer wie anderswo und bremsen den Ausbau erneuerbarer Energien", betont Kanzari. Im Land selbst gibt es laut Kanzari nur zwei Modulhersteller – und auch sie sind vollständig auf importierte Zellen angewiesen.

EPC-Aufträge gehen häufig an chinesische Firmen

Bei Technik- und EPC-Leistungen dominieren Anbieter aus China – meist aus Kostengründen. So übernahm beim Solarpark in Kairouan das chinesische Unternehmen Energy China den EPC‑Auftrag und lieferte große Teile der Komponenten gleich mit. Beim Bau der 60‑Megawatt‑Projekte von Scatec in Sidi Bouzid und Tozeur arbeiten hingegen eine ägyptische und eine tunesische Firma. 

Gleichwohl erhalten tunesische Unternehmen Unteraufträge für Planungsleistungen, die Erstellung von Studien sowie einzelne Bauabschnitte. "Auf den Baustellen arbeiten nahezu ausschließlich tunesische Fachkräfte. Das unterscheidet uns von anderen afrikanischen Ländern, in denen ausländische Generalunternehmen häufig eigenes Personal mitbringen", erklärt der CSPV-Präsident. Er schätzt, dass 70 Prozent aller Arbeiten bei Großprojekten von tunesischen Unternehmen übernommen werden. 

Projektentwickler in Tunesien konzentrieren sich überwiegend auf Vorhaben im einstelligen Megawattbereich. Von den 800 durch die ANME zugelassenen Installationsfirmen seien derzeit etwa 400 aktiv. Einen verpflichtenden Local-Content-Anteil gibt es bislang nicht – nach Einschätzung vieler Branchenakteure fehlt dafür noch die nötige industrielle Basis.

Von Verena Matschoß | Tunis

Entscheidungen zu Netzentgelten und Einspeisetarifen trifft das tunesische Energieministerium. Seit April 2024 liegt zudem ein Entwurf zur Einrichtung einer unabhängigen Regulierungsbehörde vor. Sie soll Verfahren vereinfachen und einheitlichere Rahmenbedingungen schaffen. Die Stromproduktion – insbesondere aus erneuerbaren Quellen – wurde inzwischen für private Erzeuger geöffnet. Dafür stehen drei Investitionsregime bereit.

Für Haushalte: Förderung von Aufdachanlagen

Das seit 2010 laufende Programm Prosol Elec, das vergünstigte Kredite mit Zuschüssen kombiniert, ist ein zentraler Treiber für private Solaranlagen. Die Umsetzung erfolgt durch die STEG, die nationale Energieagentur ANME und Geschäftsbanken. Seit September 2024 gibt es das Programm Prosol Elec Economique, das sich vorrangig an Haushalte mit mittlerem Einkommen richtet. Auf der ANME-Website finden Haushalte eine Liste zugelassener Installateure.

Bis heute wurden im Wohnsektor Aufdachanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 400 Megawatt installiert. Damit stellt dieser Bereich den größten Anteil an der bislang genutzten Solarenergie in Tunesien. Seit 2021 läuft zudem ein Programm für Aufdachanlagen in öffentlichen Einrichtungen, das von der KfW Entwicklungsbank gefördert wird. 

Für Unternehmen: Eigenproduktionsregime

Unternehmen können im Rahmen der Eigenproduktion Strom selbst erzeugen, über das nationale Netz an mehrere Standorte verteilen und Überschüsse von bis zu 30 Prozent des jährlich produzierten Stroms an die STEG verkaufen. Informationen zu Durchleitungskosten, Einspeisetarifen und Standardverträgen stehen online zur Verfügung. Mehrere Produzenten können sich zu Erzeugergemeinschaften zusammenschließen. Privatunternehmen können auch mit Entwicklern Projektgesellschaften gründen, um Strom direkt von diesen zu kaufen. Ein Solarpark in Kairouan über 100 Megawatt soll bald zwei Zementwerke mit grüner Energie versorgen.

Während der Ausbau im Wohnsektor gut vorankommt, sind im Mittel- und Hochspannungsbereich bisher erst rund 70 Megawatt an PV-Leistung in Industrie, Dienstleistungssektor und Landwirtschaft installiert. Um Genehmigungen zu vereinfachen, ist bei Anlagen unter 1 Megawatt seit November 2022 keine Zustimmung des Ministeriums mehr erforderlich – die technische Validierung durch die STEG genügt. Eine neue digitale Plattform der Regierung mit dem Namen CHEMS (Sonne) soll zudem bald kleine und mittlere Unternehmen unterstützen, Solarprojekte zu planen und umzusetzen.

Ein Vorbild ist der Automobilzulieferer DRÄXLMAIER: "In unserem neuen Werk in Jemmal decken wir bereits 30 Prozent unseres Strombedarfs mit PV-Anlagen", erklärt Hassen Ben Amor, verantwortlich für die Energieeffizienz der DRÄXLMAIER-Gruppe in Afrika. In allen neuen Projekten werden automatisch Solaranlagen eingeplant. Den Prozess mit der STEG beschreibt er als unkompliziert: Die technische Abnahme sei "innerhalb eines Monats erledigt". Die Module stammen aus China, installiert wurden sie vom unternehmenseigenen Ingenieurbüro DELTA.

Für kleine und mittelgroße Investoren: Genehmigungsregime

Im Genehmigungsregime können Solar- und Windanlagen mit kleiner und mittlerer Leistung errichtet werden. Die ersten vier Projektaufrufe, die seit 2017 durchgeführt wurden, hatten eine schwache Bilanz: Erst vier Projekte mit 10 Megawatt sowie elf Anlagen mit je 1 Megawatt gingen ans Netz. Von Oktober 2024 bis Juni 2025 lief die fünfte Genehmigungsrunde, bei der bis Anfang 2026 insgesamt 187 Lizenzen, darunter vor allem für Projekte über 1 und 2 Megawatt, vergeben wurden. 

Ein zentrales Problem der vergangenen Jahre war die mangelnde Bankfähigkeit vieler Projekte. Kostensteigerungen infolge der Coronapandemie und des russischen Angriffskriegs schmälerten die Wirtschaftlichkeit – ein Grund, warum ABO Energy zwei bereits genehmigte Vorhaben nicht weiterverfolgte. Damit stand das Unternehmen nicht allein: Viele Projektentwickler legten ihre Pläne schließlich auf Eis. Ein weiteres großes Problem stellen Verzögerungen beim Netzanschluss der Anlagen dar.

Mit den seit Oktober 2024 geltenden festen Einspeisetarifen verbessert sich nun die Planungssicherheit für Investoren. Davon profitiert auch der deutsche Entwickler Reon: Er plant ein 10‑Megawatt‑Projekt und konnte dank einer geförderten Finanzierungsberatung einen geeigneten Geldgeber gewinnen. Ansonsten nahmen an der fünften Ausschreibungsrunde kaum internationale Unternehmen teil. Viele halten die Tarife für Projekte im zweistelligen Megawattbereich weiterhin für zu niedrig. 

Für große Projektentwickler: Konzessionsregime

Im Konzessionsregime realisieren IPPs großskalige Anlagen und betreiben sie langfristig. Die Landbereitstellung erfolgt durch Staat oder Entwickler. Der Strom wird über Stromabnahmeverträge (PPAs) an die STEG verkauft. Anders als im Genehmigungsregime gibt es keine festen Einspeisetarife – der Wettbewerb erfolgt vor allem über Preisangebote. Das erschwert die Finanzierung und macht dieses Regime vor allem für große, international erfahrene IPPs attraktiv.

Die erste Konzessionsrunde startete 2018. Aufgrund der langsamen Entscheidungsprozesse hatten auch hier die Projektentwickler mit Kostensteigerungen zu kämpfen und konnten die Projekte teilweise nicht umsetzen. So hatte 2019 beim 200-Megawatt-Solarpark in Tataouine der Projektentwickler Scatec mit 2,2 Eurocent pro Kilowattstunde den bis dato niedrigsten Tarif in Afrika geboten. Bisher wurde das Projekt nicht realisiert und soll neu ausgeschrieben werden. Zwei von fünf Vorhaben der ersten Konzessionsrunde sind heute in Betrieb.

Großprojekte erhalten meist Unterstützung internationaler Geber wie Weltbank, Afrikanische Entwicklungsbank, EBRD und EIB. Ausschreibungsaufrufe im Genehmigungs- und Konzessionsregime veröffentlicht das Ministerium für Energie, Bergbau und Industrie auf seiner Internetseite.

Investitionen der STEG

Einige Projekte werden direkt von der STEG realisiert, oftmals mit öffentlichen oder bilateralen Finanzmitteln. Diese Vorhaben sollen sich vor allem auf Bereiche konzentrieren, die für private Investoren wenig attraktiv sind. Bisher hat die STEG – zusätzlich zu mehreren Wasserkraftwerken – drei Windfarmen mit insgesamt 240 Megawatt sowie zwei Solaranlagen in Tozeur mit insgesamt 20 Megawatt umgesetzt. 

Herausfordernde Rahmenbedingungen

Marktakteure bewerten das Investitionsklima als anspruchsvoll. Entscheidungsprozesse gelten als langwierig und wenig transparent. Zudem werden Projektentwicklern oft zu kurze Vorbereitungsfristen eingeräumt. Alexander Fredj, Projektmanager beim deutschen Entwickler ABO Energy, erläutert, dass allein die erforderlichen Vorstudien für ein Windprojekt mindestens ein Jahr in Anspruch nehmen. Dazu zählen beispielsweise umfassende Windmessungen. "Ein Windmast kostet mindestens 100.000 Euro – da muss man sich sicher sein, dass das Projekt später auch realisiert werden kann", erklärt Fredj. Ein weiteres großes Hindernis ist die Landbeschaffung. Flächen zu finden, die sowohl verfügbar als auch bankfähig sind, gestaltet sich in Tunesien schwierig. Zudem fehlt in den südlichen Landesteilen häufig der Anschluss an das Stromnetz.

Gleichzeitig gibt es aber auch Standortvorteile: "Tunesiens geografische Nähe zu Europa und die geplante Netzanbindung über ein Unterseekabel sind attraktiv", so Fredj. Auch beim Thema Korruption stehe Tunesien im Vergleich zu anderen afrikanischen Ländern besser da. Marktkennern zufolge kommt die STEG zudem ihren Zahlungsverpflichtungen gegenüber den internationalen Investoren nach, was das Investitionsrisiko senkt. 

Germany Trade & Invest stellt ausführliche Informationen zum Wirtschafts- und Steuerrecht sowie zu Einfuhrregelungen, Zöllen und nicht tarifären Handelshemmnissen zur Verfügung.

Von Verena Matschoß | Tunis