Das international bekannteste Finanzierungs-modell für SHS sind Mikrokredite, die auch armen ländlichen Bevölkerungsschichten den Erwerb von kleinen Anlagen ermöglichen. Finanzielle Spielräume zur Bedienung des Kredits ergeben sich durch die wegfallenden Kosten für Kerosin.
Das Geschäftsmodell funktioniert in seiner Grund-form ohne staatliche Subventionen. Es gilt weit-hin als sehr erfolgreich und wird zunehmend durch entwicklungspolitische Institutionen unterstützt.
Als international anerkannte Pionierin gilt die Grameen Shakti Bank in Bangladesch. Sie bietet
den Kunden nicht nur eine Finanzierung, son-dern gewährleistet durch zertifizierte und eigens ausgebildete Vertragsunternehmen auch eine fachgerechte Installation und Wartung.
Grameen Shakti hat bislang mehr als 200.000 Systeme finanziert.
Für Solar Home Systeme sind zudem Leasing-verträge (z. B. SolarLuz), das „Fee for Service Modell“ (z. B. das marokkanische PERG-Pro-gramm, basierend auf einer Public Private Partnership) und Subventionen auf die Anschaf-fungskosten gängige Geschäftsmodelle [6].
Aufgrund des sehr geringen Einkommensniveaus sind Mininetze im ländlichen Bereich der Ent-wicklungsländer in der Regel nicht ökonomisch selbsttragend. Um unabhängigen Elektrizitäts -erzeugern Gewinne zu ermöglichen, ist eine Subvention auf die Investitionskosten kombi-niert mit Betriebskosten deckenden Tarifen für den Endkunden eine weit verbreitete Finanzie-rungsform[7].
Dieses Modell wird z. B. sehr stark von afrikani-schen „Rural Electrification Agencies“ einge-setzt. In der Praxis hat sich jedoch oft gezeigt, dass durch die geringe Zahlungsfähigkeit oder geringe Zahlungswilligkeit der Nutzer, der
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Zahlungsfluss dieser Projekte hinter den Erwar-tungen zurück bleibt. Der Zeitpunkt, an dem Batterien ersetzt werden müssen, gilt daher allgemein als kritisch für die Nachhaltigkeit dieses Finanzierungsmodells.
In Anlehnung an die Einspeisevergütung hat das Joint Research Centre der Europäischen Kom-mission (JRC) in Zusammenarbeit mit der EU PV-Technologie-Plattform ein speziell auf Mininetze zugeschnittenes Vergütungskonzept entwickelt, den „Regulated Purchase Tariff“ (RPT), der un-abhängigen Elektrizitätserzeugern sowohl einen starken Anreiz zum ununterbrochenen Betrieb des Systems als auch finanzielle Spielräume geben soll, die erforderlichen Reparaturen und den Ersatz von Systemkomponenten vorzuneh-men. In Abhängigkeit der tatsächlichen Elektrizitätserzeugung soll hierbei eine staatlich garantierte Vergütung gewährt werden, die zusammen mit dem Nutzerentgelt den nach-haltigen Betrieb des Systems gewährleisten soll.
Eine Erprobung dieses Modells in der Praxis steht noch aus. Der „RPT entspricht der Entwicklungspolitik der ergebnisorientierten Hilfe (engl. Output Based Aid), die zunehmend an Bedeutung gewinnt.
Zusammenfassung
Für die Elektrifizierung netzferner Regionen wur-den im gesamten Leistungsspektrum von kleiner 50 Watt bis in den Multi-Megawatt-Bereich Systeme entwickelt, die mit erneuerbaren Energien gespeist werden.
Sehr kleine Systeme, die sich im Privateigentum der Stromkonsumenten befinden, werden heute schon weltweit nachhaltig betrieben. Hierfür gibt es auch geeignete Finanzierungs- und Betreibermodelle.
Eine noch größere Herausforderung bilden sogenannte Mininetze, die technisch erfolgreich als autarke Netze betrieben werden können, die aber deutlich höhere Anforderungen an den organisatorischen Rahmen stellen. Der Vorteil der Vernetzung besteht sowohl in der Vergleich-mäßigung von Erzeugung und Last, als auch in der höheren Energieausbeute, weil weniger Energie abgeregelt oder gespeichert werden muss.
Ziel ist es für dichter besiedelte Gebiete Strom-versorgungsnetze aufzubauen, die eine hohe Versorgungssicherheit und Netzqualität haben und ggf. später im Netzverbund arbeiten können. Die Herausforderung besteht nun darin, Finanzierungs- und Förderungsmodelle zu entwickeln, sowie Anreize für Investoren und den nachhaltigen Betrieb der Stromversor-gungssysteme zu schaffen, die unter den jeweiligen regionalen soziokulturellen Rahmen-bedingungen einsetzbar sind. Der „Renewable Energy Regulated Purchase Tariff“[3]ist, insbe-sondere für Inselnetze, ein mögliches Modell, das seine Eignung allerdings noch in der Praxis nachweisen muss.
Die Entwicklung netzkompatibler Inselsysteme, die in Deutschland seit den neunziger Jahren vorangetrieben wurde, hat außerdem einen technologischen Vorsprung für die nächste Generation der Netztechnik im Verbundnetz ermöglicht. Auch die systematische Einführung moderner Informations- und Kommunikations-technik auf der Verteilnetzebene, welche unter dem Stichwort „Smart Grids“ vorangetrieben wird, profitiert von diesen Vorarbeiten. Ein Beispiel hierfür sind die sogenannten Mikro-netze, die als Verteilnetze im Netzverbund arbei-ten können und, im Fall eines übergeordnearbei-ten Ausfalls (Blackout), die Versorgung als autarke Inselnetze sicherstellen können.
Danksagung
Die Untersuchungen, die diesem Artikel zugrun -de liegen, wur-den geför-dert vom wären nicht möglich gewesen ohne die Projektförderungen des Bundesministeriums für Umwelt, Natur-schutz und Reaktorsicherheit (BMU) und der Europäischen Kommission.
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Literaturliste
[1a] DOSBE – Development of Electricity Service Operators for Poverty Alleviation in Ecua-dor and Peru. Intelligent Energy – Europe (IEE). Project: EIE/06/255/SI2.447982.
http://www.dosbe.org.
[1b]B. Ortiz, M. A. Egido-Aquilera, P. Arranz, P. Jaquin: Support and Development of Local Electricity Service Providers in Ecua-dor and Peru, 24thEuropean Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition, Hamburg, Germany, 2009
[2] HYBRIX Project: „Plug and Play Technology for Hybrid Systems“, co-financed by the European Commission under the Contract No CT1999-13-05-1.
[3] M. Moner-Girona (Editor): A new Scheme for the Promotion of Renewable Energies in Developing Countries: The Renewable Energy Regulated Purchase Tariff; European Comission JRC Institute fpr Environment and Sustainability, Ispra (VA), Italy, 2008.
[4] Ph. Strauß, A. Engler: AC Coupled PV Hybrid Systems and Micro Grids – State of the Art and Future Trends; 3rdWorld Con -ference on Photovoltaic Energy Conver-sion, Osaka, Japan, 11.-18. May 2003.
[5] Ph. Strauß: Einfluss des Frequenzverhaltens kleiner Generatoren und Lasten auf Strom-netze unter besonderer Berücksichtigung großer Netzstörungen, Dissertation Univer-sität Kassel, T&S Publishers, Kassel, 2009.
ISBN 978-3-00-029475-4.
[6] S. Gölz, G. Bopp, E. Preissler: SHS-Modelle im Praxisvergleich, Projekterfahrungen mit Kredit-Modellen und dem Betreiber-Ansatz, 20. Symposium Photovoltaische Solarener-gie, Staffelstein, 2005
[7] A. Graillot, X. Vallve, G. Bopp, et al: Cost Efficient and Reliable Rural Electrification Schemes for South Mediterranean Countries Based on Multi User Solar Hybrid Micro-Grids (Cresmed), 24thEuropean Photovol-taic Solar Energy Conference and
Exhibition, Hamburg, Germany, 2009
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