Indien Windmarkt by kennish

Die Politischen FĂśrderbedingungen fĂźr Windenergie in Indien

Eine Studie von Inga Drossart, Jan Beermann, Jascha Lehmann und Kensuke Nishimura

Vorwort

Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis ........................................................................................................................I Abbildungsverzeichnis ............................................................................................................. III Tabellenverzeichnis .................................................................................................................. III 1

Einleitung........................................................................................................................1

Politische und rechtliche Rahmenbedingungen..............................................................2

2.1

Einleitung........................................................................................................................2

2.2

Die zuständigen Ministerien ...........................................................................................2

2.3

Nationale und bundesstaatliche Behörden......................................................................4

2.4

Die energiepolitische Gesetzgebung...............................................................................7

2.4.1 Indian Electricity Act (1910) und Electricity Supply Act (1948) ................................... 7 2.4.2 Die Re-Liberalisierung des Strommarkts ab 1991 .......................................................... 8 2.4.3 Der Electricity Act 2003 – ein neues Grundlagengesetz für den indischen Strommarkt ..................................................................................................... 9 2.4.4 National Electricity Policy und National Tariff Policy................................................. 10 2.4.5 Der 11. Fünf-Jahres-Plan (2007-2012) ......................................................................... 10 2.4.6 Gesetze und Programme zur Förderung erneuerbarer Energien................................... 11 2.5

Zusammenfassung über die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen ...........13

Windenergieprojekte unter dem Clean Development Mechanism ...............................15

3.1

Einleitung......................................................................................................................15

3.2

Der Clean Development Mechanism in Indien.............................................................15

3.3

Windenergie unter dem CDM in Indien .......................................................................18

Wirtschaftliche Situation und Förderanreize der nationalen Ebene ..............................20

4.1

Einleitung......................................................................................................................20

4.2

Die Windenergie im indischen Kontext........................................................................20

4.2.1 Das indische Ökonomie: Wirtschaftswachstum vs. schwache Infrastruktur .................................................................................................................. 20 4.2.2 Die Netzinfrastruktur .................................................................................................... 22 4.2.3 Die Windkapazität in Indien......................................................................................... 24 4.2.4 Die Marktsituation ........................................................................................................ 27 4.3

Die wichtigsten Akteure auf dem indischen Windmarkt..............................................28

4.3.1 Die State Electricity Boards .......................................................................................... 29 4.3.2 IREDA .......................................................................................................................... 33 4.4

Die wirtschaftlichen Förderanreize ...............................................................................34 -I-

4.4.1 Kostenstrukturen bei Errichtung einer 500 kW-Windenergieanlage ............................34 4.4.2 Die Förderanreize der zentralen Regierung ..................................................................35 4.4.3 Die Förderanreize des MNRE.......................................................................................35 4.4.4 Die Förderanreize der IREDA.......................................................................................35 4.4.5 Die Bundesstaaten.........................................................................................................37 4.5

Zusammenfassung über die wirtschaftliche Situation und Förderanreize ....................37

Die Förderbedingungen für Windenergie auf bundesstaatlicher Ebene ........................39

5.1

Einleitung ......................................................................................................................39

5.2

Tamil Nadu....................................................................................................................40

5.3

Karnataka ......................................................................................................................46

5.4

Maharashtra ...................................................................................................................49

5.5

Gujarat ...........................................................................................................................52

5.6

Rajasthan.......................................................................................................................56

5.7

Zusammenfassung über die Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene .............58

Strategien und Förderung..............................................................................................60

6.1

Einleitung ......................................................................................................................60

6.2

Markteintrittsstrategien .................................................................................................60

6.2.1 Die verschiedenen Strategien........................................................................................60 6.2.2 Export............................................................................................................................62 6.2.3 Joint Venture .................................................................................................................64 6.2.4 Tochterfirma ..................................................................................................................68 6.2.5 Zusammenfassung über die Markteintrittsstrategien ....................................................70 6.3

Finanzierungs- , Absicherungs- und Beratungsmöglichkeiten .....................................71

6.3.1 Finanzierung..................................................................................................................71 6.3.2 Risikoabsicherung/Deckung..........................................................................................74 6.3.3 (Staatliche ) Unterstützung und Beratung ......................................................................77 7

Zusammenfassung der Ergebnisse der Studie ...............................................................80

Literaturverzeichnis ..................................................................................................................81

- II -

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Organigramm des Centre for Wind Energy Technology ..................................... 4 Abbildung 2: Die energiepolitische Administration Indiens ...................................................... 7 Abbildung 3: Ablauf des Genehmigungsverfahrens der NCA................................................. 16 Abbildung 4: Registrierte CDM-Projekte nach Gastländern.................................................... 17 Abbildung 5: Sektorale Verteilung der CDM-Projekte in Indien............................................. 18 Abbildung 6: Indias BIP-Wachstumsrate ................................................................................. 21 Abbildung 7: Power Grid Map India ........................................................................................ 23 Abbildung 8: Wind Power Density Map .................................................................................. 24 Abbildung 9: Die Potenzial der Windenergie in jedem Bundesstaat ....................................... 25 Abbildung 10: Die installierte Windkapazität in Indien........................................................... 26 Abbildung 11: Marktanteile auf dem indischen Windmarkt .................................................... 27 Abbildung 12: Durchschnittliche Kosten vs. durchschnittlicher Tarif ..................................... 31 Abbildung 13: Jährlich installierte Windenergie in Tamil Nadu ....................................................... 42 Abbildung 14: Jährlich installierte Windenergie in Karnataka ................................................ 47 Abbildung 15: Jährlich installierte Windenergie in Maharashtra ............................................. 50 Abbildung 16: Jährlich installierte Windenergie in Gujarat ..................................................... 54 Abbildung 17: Jährlich installierte Windenergie in Rajasthan................................................. 57 Abbildung 18: Markteintrittsstrategien..................................................................................... 61 Abbildung 19: Exportstrategien................................................................................................ 62 Abbildung 20: Joint Ventures ................................................................................................... 65

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Projected values of the cumulative capacity of wind power and associated CER generation ................................................................................................................................. 19 Tabelle 2: Aktuelle Stromversorgungssituation (Indienweit)................................................... 22 Tabelle 3: Zusammenfassung von installierte Kapazität bis zum 31.03.2007 ......................... 28 Tabelle 4: Durchschnittlicher Tarif für verschiedene Verbrauchergruppen (Paise/Kwh) ........ 30 Tabelle 5: Rate of Return on Capital (without Subsidy) .......................................................... 32 Tabelle 6: Investitions- und Betriebskosten und technische Parameter für Windkraftanlagen in Indien ......................................................................................................................................... 34 Tabelle 7: Zentrale Anreize ...................................................................................................... 36 Tabelle 8: Konditionen eines Darlehens der IREDA ............................................................... 37 Tabelle 9: Förderanreize für Windenergie in den indischen Bundesstaaten ......................................... 43 - III -

- IV -

Einleitung

Die Windenergie in Indien boomt. Allein im Jahr 2007 hat das Land rund 2000 MW installierte Leistung zugebaut und rangiert nun mit ca. 7500 Megawatt installierter Gesamtleistung im internationalen Vergleich auf Platz vier1 . Doch das Potential Indiens liegt mit ca. 45000 MW deutlich höher. Um dieses Potential optimal nutzen zu können, ist Indien auch auf ausländische Investoren angewiesen. Diese Studie verfolgt daher das Ziel, deutschen Investoren einen Überblick über die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien zu geben. Dazu werden in einem ersten Schritt die (energie-) politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen in Indien sowie die finanziellen und fiskalischen Anreize, die das Land für Erneuerbare Energien bietet, dargestellt. Dabei wird auch auf die Möglichkeit von Windenergieprojekten im Rahmen des Clean Development Mechanism eingegangen. Anschließend werden die Förderprogramme der für die Windenergiebranche wichtigsten Bundesstaaten Tamil Nadu, Karnataka, Maharashtra, Gujarat und Rajasthan vorgestellt und im Hinblick auf Chancen und Barrieren analysiert. Das abschließende Kapitel diskutiert die Vor- und Nachteile verschiedener Eintrittsstrategien in den indischen Windenergiemarkt und gibt zudem praktische Hinweise zur Beantragung von Fördermitteln sowohl in Indien als auch in Deutschland, bevor ein Gesamtfazit gezogen wird.

Vgl. Bundesverband WindEnergie e.V., Statistiken, unter : http://www.wind-energie.de/de/statistiken/international/

-1-

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

2.1

Einleitung

Die energiepolitische Gesetzgebung Indiens ist insbesondere seit den 1990er Jahren stetig komplexer geworden und auch die Anzahl der Ministerien und Behörden, die damit befasst sind, hat zugenommen. Im Folgenden sollen daher zunächst die wichtigsten für die Energiepolitik zuständigen Institutionen vorgestellt werden, bevor im nächsten Schritt auf die allgemeine energiepolitische Gesetzgebung eingegangen wird. Abschließend werden die speziell für die Förderung der erneuerbaren Energien geschaffenen politischen Programme und Gesetze dargestellt.

2.2

Die zuständigen Ministerien

Das indische Energieministerium (Ministry of Power, MoP) eines der drei eigenständigen Ministerien, die 1992 aus dem Ministry of Energy comprising the Departments of Power, Coal and Non-Conventional Energy Sources hervorgegangen sind. Das MoP ist vor allem mit allgemeinen energiepolitischen Fragen in den Bereichen der thermischen Energiegewinnung und der Wasserkraft sowie der Stromerzeugung, -verteilung und –übertragung betraut. Es plant die nationale Energiepolitik und überwacht die Implementation. Insbesondere ist das MoP für den Electricity Act 2003 (vgl. Abschnitt 2.4.3) und den Energy Conservation Act 20012 sowie Änderungen und Ergänzungen zu diesem beiden Gesetzen verantwortlich.3 Für neue und erneuerbare Energien wurde in Indien ebenfalls 1992 ein eigenständiges Ministerium, das Ministry of Non-conventional Energy Sources (MNES), geschaffen. Im Jahr 2006 wurde es in das Ministry of New and Renewable Energy (MNRE) umbenannt. Indien ist damit weltweit das einzige Land mit einem Ministerium für erneuerbare Energien. Die Schaffung des MNRE zeigt, welchen Stellenwert neue und erneuerbare Energien in diesem Land haben, das seit Jahrzehnten mit Energieknappheit und steigenden Importen von Öl und Kohle zu kämpfen hat. Und dies nicht erst seit der Gründung des MNREs: bereits 1981 wurde im

Ein Programm zur Erhöhung der Energieeffizienz, welches hier jedoch nicht behandelt werden wird. Für mehr Informationen vgl. http://powermin.nic.in/acts_notification/energy_conservation_act/introduction.htm (20.02.2008). 3

Zu den Aufgaben des MoP siehe: http://powermin.nic.in/JSP_SERVLETS/internal.jsp (04.03.2008).

-2-

Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

damaligen

Energieministerium

zunächst

eine

Kommission

für

„Additional

Sources

Energy“ eingerichtet, ein Jahr später entstand daraus eine Abteilung. Heute umfasst der Aufgabenbereich des MNRE alle erneuerbaren Energien, d.h. vor allem Solar-, Wind- und Wasserkraft sowie Biomasse und Erdwärme. Die Ausnahme bilden große Wasserkraftprojekte (über 25 MW Leistung), für die das MoP zuständig ist (vgl. Dena 2008; GTZ 2007). Zu den Kompetenzen4 des MNREs gehören sowohl die Erarbeitung und Formulierung von Richtlinien und Programmen zur Förderung erneuerbarer Energien, als auch die Implementation nationaler Programme und die Steuerung des Renewable Energy Programms, in dem die zentralstaatlichen Förderungsmaßnahmen festgeschrieben sind. Um die Umsetzung von nationalen Programmen in den Bundesstaaten besser kontrollieren zu können, sind dem MNRE neun Regionalbüros unterstellt. Darüber hinaus sind diese Büros als Berater tätig und betreiben Aufklärung, um die Akzeptanz für und die Investitionen in erneuerbare Energien zu erhöhen. Oftmals geschieht dies in Zusammenarbeit mit Nicht-Regierungsorganisationen (NGOs). Nicht zuletzt ist es Aufgabe des MNRE, die Forschung und technologische Entwicklung im Bereich erneuerbarer Energien voranzutreiben. Hierfür wurden verschiedene Forschungsinstitutionen geschaffen, die dem MNRE untergeordnet sind: erstens das Centre for Wind Energy Technology (C-WET), zweitens das Solar Energy Centre (SEC) und drittens das sich noch im Aufbau befindliche The Sardar Swaran Singh National Institute of Renewable Energy (SSS-NIRE), dessen Hauptforschungsbereich Biokraftstoffe und synthetische Kraftstoffe sein werden. Für Betreiber von Windenergieanlagen und potenzielle Investoren ist das 1999 gegründete CWET in Chennai von besonderer Bedeutung. Mit finanzieller Unterstützung der dänischen Regierung, konnte das Center eine Windturbinenteststation in Tamil Nadu einrichten. Darüber hinaus wertet es die Informationen von 565 Windbeobachtungsstationen aus und erstellt mit Hilfe der gewonnenen Daten einen Windatlas für Indien. Es zertifiziert zudem Windenergieanlagen und bildet Fachkräfte für die Wartung dieser Anlagen aus. Abbildung 1 gibt Auskunft über die Tätigkeitsbereiche des C-WET:

Vgl. http://mnes.nic.in/ (16.2.2008).

-3-

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Abbildung 1: Organigramm des Centre for Wind Energy Technology

Quelle: http://www.cwet.tn.nic.in/html/aboutus_oc.html (03.02.2008)

Ziel der Institution ist es, der “technical focal point of excellence to foster the development of wind energy in the country ” zu werden.5 C-WET bietet seine Dienste sowohl der heimischen Windenergieindustrie als auch ausländischen Investoren an. Damit ist C-WET eine ideale erste Anlaufstelle für Unternehmen, die in den indischen Windenergiesektor investieren wollen. Hier können sie sich informieren und beraten lassen.

2.3

Nationale und bundesstaatliche Behörden

Neben den im vorigen Abschnitt vorgestellten Ministerien und Forschungsinstitutionen, existieren verschiedene Behörden, die die energiepolitische Administration unterstützen. Auf die drei wichtigsten, namentlich die Central Electricity Authority (CEA), die Central Electricity Regulatory Commission (CERC) sowie auf Bundesstaatenebene die State Electricity Regulatory Commissions (SERCs) wird in diesem Kapitel eingegangen. Die zentrale Elektrizitätsbehörde (CEA) besteht bereits seit 1948, wurde jedoch 2003 im Zuge des Electricity Act – auf den in Absatz 2.4.3 eingegangen wird - reformiert. Gemäß Sektion 73 des Act nimmt die Behörde unter anderem folgende Aufgaben wahr:

C-WET 2008: About us. Backround, in: http://www.cwet.tn.nic.in/html/aboutus_bg.html Zur Charter des CWet siehe auch: http://www.cwet.tn.nic.in/html/aboutus_charter.html (04.03.2008).

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Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

sie berät die Regierung in technischen und wirtschaftlichen energiepolitischen Fragen;

sie koordiniert die Arbeit der nationalen Planungskommissionen;

sie ist beteiligt an der Formulierung der National Energy Policy und erarbeitet in Übereinstimmung mit diesem Programm den National Electricity Plan, den sie etwa alle fünf Jahre veröffentlichen muss;

sie genehmigt Kraftwerksprojekte ab einer Leistung von über 100 MW;

sie spezifiziert die technischen Standards für die Errichtung von Stromerzeugungsanlagen, Übertragungsnetzen und

sammelt und speichert Daten, die beispielsweise über die Stromerzeugung und den Stromhandel Auskunft geben.6

Die CEA berät aber nicht nur die Regierung, sondern auch „any State Government, licensees or the generating companies on such matters which shall enable them to operate and maintain the electricity system under their ownership or control in an improved manner and where necessary, in coordination with any other Government, licensee or the generating company owning or having the control of another electricity system.”5

Sie ist somit Ansprechpartner für alle Akteure, staatliche und private, auf dem indischen Windenergiemarkt. Mit dem Electricity Regulatory Commission Act 1998 (vgl. Abschnitt 2.4.2) wurde zusätzlich zu der zentralen Energiebehörde CEA, die zentrale Stromregulierungsbehörde (CERC) geschaffen. Aufgabe der CERC 7 ist es, den Wettbewerb, die Effizienz und die Wirtschaftlichkeit des indischen Strommarks zu erhöhen. Auch sie tritt als Beraterin der Regierung auf, allerdings ausschließlich in Fragen der Tarif- und Wettbewerbspolitik. Darüber hinaus reguliert sie die landesweite Stromübertragung und –verteilung und setzt die Tarife der nationalen Stromerzeuger fest. Für private Investoren ist sie wichtig, da sie auch die Tarife für solche Stromerzeugungsanlagen festsetzt, die mehr als einen Bundesstaat versorgen, was beispielsweise bei großen Windparks der Fall sein kann. Des weiteren fungiert die CERC – und auch das ist für private Investoren wichtig - als Streitschlichtungsinstanz, z.B. für Streitigkeiten zwischen Stromerzeugern und Netzbetreibern. Was die CERC auf zentralstaatlicher Ebene tut, ist in den Bundesstaaten Aufgabe der State Electricity Regulatory Commissions. Bereits 1998 beschlossen (s. Abschnitt 2.3), wurde ihre

CEA 2008: About us. Functions, in: http://www.cea.nic.in/about_us/functions_cea.html (04.03.2008).

Die Aufgaben der CERC sind der Website http://cercind.gov.in/about.htm (04.03.2008) entnommen.

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Einrichtung erst 2003 mit dem Electricity Act verbindlich gemacht. Inzwischen gibt es in 19 von 28 Bundesstaaten eine solche Kommission8 . Die SERC regelt innerhalb des von ihr betreuten Bundesstaats den Stromerzeugungs- und Verteilungsmarkt. Die Vergabe von Lizenzen für den Stromverkauf und die Netznutzung gehört ebenso zu ihrem Aufgabenbereich wie die Regulierung von Tarifen und Gebühren (vgl. Dena 2008; GTZ 2007). Zwar wird die Tarifpolitik von der Regierung vorgegeben, doch müssen die Bundesstaaten sich an dieser lediglich orientieren (vgl. Bhattacharyya 2003:15). Für den Bereich der erneuerbaren Energien ist hervorzuheben, dass die SERCs laut Electricity Act 2003 dazu verpflichtet sind, Strom aus erneuerbaren Energien angemessen zu fördern und einen Anteil festzulegen, wie viel Strom zukünftig aus erneuerbaren Energien gewonnen werden soll. Dazu heißt es in Sektion 86 des Electricity Act: „The State Commission shall discharge the following functions, namely: (…) - (e) promote congeneration and generation of electricity from renewable sources of energy by providing suitable measures for connectivity with grid and sale of electricity to any person, and also specify, for purchase of electricity from such sources, a percentage of total consumption of electricity in the area of distribution licence” (The Gazette of India 2003:45).

Damit sind die SERCs für die Förderung der erneuerbaren Energien besonders wichtig. Investoren können die aktuellen Tarife und Anreize bei der SERC des jeweiligen Bundesstaats, in dem investiert werden soll abfragen. Nachdem nun die wichtigsten energiepolitischen Institutionen und ihre Zuständigkeiten vorgestellt wurden, veranschaulicht Abbildung 2 noch einmal die energiepolitische Administration Indiens:

Vgl. Liste der SERCS auf der Seite der CEA, unter http://cercind.gov.in/serckeystaff.htm.

-6-

Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

Abbildung 2: Die energiepolitische Administration Indiens

Quelle: Garud 2007

2.4

Die energiepolitische Gesetzgebung

In diesem Abschnitt soll zunächst einmal auf die allgemeine energiepolitische Gesetzgebung Indiens eingegangen werden, bevor die speziell zur Förderung der erneuerbaren Energien implementierten Gesetze und Programme beleuchtet werden.

2.4.1 Indian Electricity Act (1910) und Electricity Supply Act (1948) Der Electricity Act von 1910 war ein erster Versuch, einen gesetzlichen Rahmen für die indische Stromversorgungswirtschaft zu schaffen. Zu Beginn des 20. Jahrhunderts war diese durch eine starke Fragmentierung gekennzeichnet, die wiederum zu einem sehr hohen Wettbewerb führte (vgl. Dubash/Rajan 2002). Der Act zielte darauf ab, die weitere Entwicklung des Energiesektors unter anderem durch einheitliche Sicherheitsstandards und die Vergabe von Lizenzen durch den Bundesstaat, besser steuern zu können. -7-

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Mit dem Electricity Supply Act von 1948 kam es zu einer Verstaatlichung der Energiewirtschaft. Der Act machte die Einrichtung von sogenannten State Electricity Boards (SEBs, s. Abschnitt 4.3.1) verbindlich, die fortan das Monopol in der Stromerzeugung, -übertragung und –verteilung innehatten.

2.4.2 Die Re-Liberalisierung des Strommarkts ab 1991 Private (auch ausländische) Stromerzeuger erhielten erst mit der Policy on Private Participation 1991 wieder Zugang zum indischen Strommarkt. Doch da sie dazu verpflichtet waren, den erzeugten Strom an die SEBs zu verkaufen, deren Tarife nicht attraktiv und die nicht selten zahlungsunfähig waren (s. Abschnitt 4.3.1), hielten sie sich eher zurück. Um die wirtschaftlich schlechte Lage der SEBs zu verbessern und die Attraktivität des indischen Strommarkts für private Erzeuger zu erhöhen, wurde 1996 ein Common Minimum National Action Plan for Power verabschiedet. Dieser sah die Schritt für Schritt Privatisierung der SEBs sowie ein Unbundling9 vor. Des weiteren sollte die Energieeffizienz erhöht werden, man wollte wirtschaftliche Tarife für die Stromerzeugung einführen und die Quersubventionen zurückführen (vgl. DENA 2008), die für die schlechte finanzielle Situation der SEBs verantwortlich waren (s. Abschnitt 4.3.1, vgl. auch Dubash/Rajan 2002). Zwei Jahre später folgte der Electricity Regulatory Commission Act, mit dem die Einrichtung der unabhängigen CERC und SERCs beschlossen wurde. Ihre Aufgaben sind im Abschnitt 2.3 beschrieben. Zudem wurde mit der Gründung der Power Grid Corporation die Zusammenführung der Übertragungsnetze in einer Netzbetreibergesellschaft vorangetrieben (vgl. GTZ 2007). Jedoch griffen die Reformen der 1990er kaum, was unter anderem auf die konkurrierende Gesetzgebung im Bereich der Energiepolitik und die oftmals hohen Implementationsdefizite auf bundesstaatlicher Ebene zurückzuführen ist. So hatten beispielsweise bis 2007 nur 12 Bundesstaaten das Unbundling im Bereich der Stromerzeugung und Netzbetrieb umgesetzt (vgl. GTZ 2007). Und auch die Einrichtung der SERCs verlief zunächst sehr schleppend; erst mit dem neuen Grundlagengesetz von 2003 änderte sich dies.

Als Unbundling bezeichnet man die Entflechtung verschiedener Geschäftszweige eines Unternehmens, in diesem Fall die Stromerzeugung und den Netzbetrieb.

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Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

2.4.3 Der Electricity Act 2003 – ein neues Grundlagengesetz für den indischen Strommarkt Im Juni 2003 wurden der Indian Electricity Act von 1910, der Electricity Supply Act von 1948 und der Electricity Regulatory Commission Act von 1998 durch ein neues Grundlagengesetz abgelöst und erweitert, den Electricity Act 2003. Mit diesem Gesetz wurde die Liberalisierung des indischen Strommarkts weiter vorangetrieben. Der Electricity Act verfolgt das Ziel10 , ein multi-buyer/multi-seller-System zu schaffen und wendet sich damit vollkommen von der Monopolstellung der SEBs ab. Die Einrichtung von SERCs wird verbindlich und somit eine unabhängige Kontrollinstanz für die SEBs geschaffen. Private Stromerzeuger sind zukünftig nicht mehr verpflichtet, ihren Strom an die SEBs zu verkaufen; direkte Verträge mit Dritten (sowohl privaten lizenzierten Abnehmern als auch Verbrauchern) sind möglich. Auch der Zugang zum Netz wird ihnen durch die „Open Access“-Regelung erleichtert. Eine Lizenz zur Stromerzeugung wird nicht länger benötigt, was auch für Stand-Alone-Systeme (Inselanlagen) und Anlagen zur Eigenstromerzeugung gilt. Dies ist besonders förderlich für die Stromversorgung in ländlichen Gebieten, in denen es kein oder nur ein marodes Stromnetz gibt. Zwar benötigten industrielle Anlagen auch vor 2003 keine Lizenz, um Strom für den Eigenverbrauch zu erzeugen, doch mit dem Electricity Act dürfen dies nun auch Gemeinden, Vereine, NGOs, Kirchen etc. Diese sind zudem von einer Lizenz zur Stromübertragung, verteilung und –handel befreit. Letztendlich verpflichtet der Electricity Act 2003, wie bereits im Abschnitt 2.3 erwähnt, die Bundesstaaten dazu, eine angemessene Förderpolitik für erneuerbare Energien zu implementieren. Zusammengefasst kann man sagen, dass der Electricity Act 2003 die Attraktivität des indischen Strommarkt für private (auch ausländische) Stromerzeuger und Investoren signifikant erhöht hat. Der Zugang zum Markt wurde erleichtert, durch die Abwendung von den SEBs mehr Wettbewerb geschaffen und durch den Wegfall der Lizenzen zur Stromerzeugung bürokratische Hindernisse aus dem Wege geräumt.

Zu den Zielen und Inhalten des Electricity Act 2003 vgl. Vipradas 2007:4f. und Bhattacharyya 2003:5f.

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

2.4.4 National Electricity Policy und National Tariff Policy Wie in Sektion 3 (1) des Electricity Act festgelegt, hat die indische Regierung im Jahr 2005 die National Electricity und die National Tariff Policy herausgegeben. In beiden Programmen wird auf die Förderung der erneuerbaren Energien eingegangen. Im Abschnitt 5.12.2 der Electricity Policy wird die Vorgabe des Electricity Act hinsichtlich des von den SERCs festzusetzenden Anteils von Strom aus erneuerbaren Energien aufgegriffen und spezifiziert: “The Electricity Act 2003 provides that co-generation and generation of electricity from non-conventional sources would be promoted by the SERCs by providing suitable measures for connectivity with grid and sale of electricity to any person and also by specifying, for purchase of electricity from such sources, a percentage of the total consumption of electricity in the area of a distribution licensee. Such percentage for purchase of power from non-conventional sources should be made applicable for the tariffs to be determined by the SERCs at the earliest. Progressively the share of electricity from nonconventional sources would need to be increased as prescribed by State Electricity Regulatory Commis sions. Such purchase by distribution companies shall be through competitive bidding process. Considering the fact that it will take some time before non-conventional technologies compete, in terms of cost, with conventional sources, the Commission may determine an appropriate differential in prices to promote these technologies” (MoP 2004).

Die Unternehmen, die Lizenzen für die Stromverteilung besitzen müssen also Strom, der aus erneuerbaren Energien erzeugt wurde, ersteigern, um die prozentuale Vorgabe der SERCs erfüllen zu können. Da Strom aus erneuerbaren Energien in der Erzeugung jedoch derzeit teurer ist - und sich zur Zeit auch durch die begrenzte Verfügbarkeit verteuert - als Strom aus konventionellen Energien, können die SERCs die Preise unterschiedlich gestalten, so dass Strom aus erneuerbaren Energien gefördert wird. In der National Tariff Policy wird dann festgelegt, dass „such percentage for purchase of energy should be made applicable for the tariffs to be determined by the SERCs latest by April 1, 2006“ (Section 6.4 (1) National Tariff Policy, MoP 2005). Zu welchen Ergebnissen diese Vorgabe geführt hat, zeigt das Kapitel 5 zu den Förderbedingungen in den Bundesstaaten, wobei jedoch erwähnt werden muss, dass die Umsetzung dieser Politiken noch nicht in allen Bundesstaaten vollzogen wurde.

2.4.5 Der 11. Fünf-Jahres-Plan (2007-2012) Für die Planung und Steuerung der indischen Volkswirtschaft sind die sogenannten Fünf-Jahres-Pläne von besonderer Bedeutung. Beinhalteten diese in den ersten Perioden hauptsächlich wirtschaftliche Ziele, so decken sie inzwischen auch Bereiche, wie Umwelt, Bildung, - 10 -

Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

Gesundheit, Frauen und Kinder und Energie ab.11 Aktuell befindet sich der 11. Fünf-JahresPlan von 2007-2012 in der Umsetzung. Der Abschnitt 3.6 des aktuellen Plans behandelt die energiepolitischen Ziele der Regierung. Der Schwerpunkt liegt hier auf der besseren Nutzung der konventionellen Energien, allen voran Kohle, der Erhöhung der Energieeffizienz, der Verringerung der hohen Stromverluste sowie der Verbesserung der Stromverteilung (vgl. Planning Commission 2006). Um einen weiteren Zubau von 60.000 MW an Stromerzeugungskapazitäten im Laufe des 11. Plans zu realisieren, wird erneuerbaren Energien „a useful role“ zugesprochen; sie sei schnell installiert und könne vor allem helfen, die Versorgung in Zeiten des höchsten Energiebedarfs (peak demands) zu gewährleisten (vgl. Planning Commission 2006:50). Es wird jedoch festgestellt, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien bisher hinter den Erwartungen/Möglichkeiten zurückgeblieben ist. Aus diesem Grunde heißt es im 11. Fünf-Jahres-Plan: „The 11th Plan will restructure incentives and support from supply driven programmes to demand driven programmes and technologies. It will also link subsidies and support to outcomes in terms of renewable energy generated, rather than to capital investments” (Planning Commission 2006:52).

Wie dies konkret geschehen soll, wird nicht weiter erläutert. Es wird jedoch das Ziel angegeben, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Gesamtstromerzeugung während im Zeitraum 2007-2012 um 2-3% zu erhöhen (Planning Commission 2006:53). Daher kann der 11. Fünf-Jahres-Plan im Bereich der erneuerbaren Energien eher als schwach bewertet werden. Sie können zwar hilfreich sein, doch im Vordergrund stehen weiterhin die konventionellen Energieträger.

2.4.6 Gesetze und Programme zur Förderung erneuerbarer Energien Der Abschnitt 2.4 hat einen Überblick über die allgemeine energiepolitische Gesetzgebung in Indien gegeben. Daran anschließend soll nun auf die speziellen nationalen Gesetze und Programme zur Förderung von erneuerbaren Energien eingegangen werden, nämlich eine Richtlinie zur Förderung der Erneuerbaren auf bundesstaatlicher Ebene aus dem Jahre 1994 und das Renewable Energy Policy Statement der Regierung von 2005. Das Förderprogramm des Ministeriums für Neue und Erneuerbare Energien wird im folgenden Kapitel zu den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen erläutert, da es sich hier vor allem um Steuererleichterungen, geringere Zölle und ähnliches handelt.

Für einen Überblick über die bisherigen Fünf-Jahres-Pläne sowie Informationen zum aktuellen 11. Plan siehe: http://en.wikipedia.org/wiki/Five-year_plans_of_India (04.03.2008).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Bereits 1994 erließ das damalige Ministerium für Nicht-konventionelle Energieressourcen Guidelines for Promotional and Fiscal Incentives by State Governments for Power Generation from Non-conventional Energy Sources. Diese Richtlinien beinhalteten konkrete Empfehlungen für die Ausgestaltung der Anreizprogramme für erneuerbare Energien in den Bundesstaaten in den folgenden zehn Jahren. So wurde unter anderem eine Einspeisevergütung von 2,25 Rs/kWh (ca. 0,04 Euro) empfohlen und die Gebühr für Stromtransporte (wheeling, vgl. Kapitel 4 und 5) sollte rund 2% der transportierten Menge betragen (vgl. DENA 2008; GTZ 2007). Aufgrund der konkurrierenden Gesetzgebung in der Energiepolitik wurden die Empfehlungen von den Bundesstaaten in unterschiedlichem Maße aufgegriffen und umgesetzt (vgl. Vipradas 2007). Dies wird in Kapitel 5 über die Förderbedingungen in den fünf für den Windenergiesektor wichtigsten Bundesstaaten deutlich. Zwar galten die Richtlinien nur bis zum Jahre 2004, aber da die SERCs im Electricity Act 2003 dazu verpflichtet wurden, angemessene Anreize für erneuerbare Energien zu formulieren und zu implementieren, haben viele Bundesstaaten ihr bisheriges Anreizsystem – basierend auf den Richtlinien von 1994 – lediglich überarbeitet und weitergeführt (vgl. Kapitel 5). Dass die Förderung der erneuerbaren Energien in den Bundesstaaten eine wichtige Rolle spielt, zeigt auch das Renewable Energy Policy Statement, welches bereits 2001 von den Bundesstaaten vereinbart, jedoch erst vier Jahre später von der indischen Regierung offiziell verabschiedet wurde. Dieses Programm enthält vor allem Strategien und Maßnahmen, um die Energieversorgung in ländlichen Gebieten auszubauen. Ziel ist es, den Anteil von erneuerbaren Energien an der nationalen Stromversorgung bis zum Jahre 2012 auf 10%12 (ca. 12 GW installierte Leistung) zu erhöhen, wovon allein 6 GW durch Windenergie erzeugt werden sollen (vgl. GTZ 2007:311) – ein Ziel, das bereits 2007 erreicht wurde13 . Aber nicht nur die Kapazitäten im Land sollen erhöht werden, sondern auch der Export von indischen Windenergieanlagen soll kräftig steigen. Hier wird sogar die Position des weltweiten Marktführers anvisiert, und das nicht nur im Windenergiesektor, sondern auch bei den erneuerbaren Energien insgesamt. Dazu heißt es im Renewable Energy Policy Statement: “Grid interactive wind electricity is almo st approaching cost-competitiveness in the US & EU and aim there is to make its cost at par with thermal (coal) electricity. Towards this end, RDDDC activity in

2007 betrug der Anteil rund 7% (GTZ 2007).

Im März 2007 waren bereits 7.1 GW installiert (INWEA 2007).

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Inga Drossart: Politische und rechtliche Rahmenbedingungen

wind will be stepped up so as to make the country a leader in the sector through indigenous design, development and manufacture of wind power systems” (MNES 2005:19). “II. In order to achieve the aforesaid aim of energy independence, domestic industry and businesses will be facilitated to attain global leadership positions in new and renewable energy products and services so as to make the sector a net foreign exchange earner” (MNES 2005:3).

Dies ist ein ambitioniertes Ziel, erscheint jedoch, wenn man sich den indischen Windenergieanlagenhersteller Suzlon (s. Abschnitt 4.2.4 und Lewis 2007) und seine Marktanteile anschaut, zumindest im Windenergiesektor nicht unmöglich. Gefördert werden soll die heimische Windenergieindustrie vom C-WET, dessen Aufgabenbereich im Renewable Energy Policy Statement noch einmal konkretisiert und erweitert wird. Im Abschnitt 4.6.5.2 des Statements heißt es dazu: C-WET will serve as focal point for all wind RDDDC activity in the country which would be carried out in close concert with industry in furtherance of the aim of facilitating domestic wind industry to attain global leadership position through market share, indigenization and net foreign exchange earnings (MNES 2005: 19f.).

Ausländische Investoren auf dem indischen Windenergiemarkt sollten also auf einen starken Wettbewerb mit der heimischen Industrie vorbereitet sein.

2.5

Zusammenfassung über die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen

Zusammenfassend kann man festhalten, dass es Indien gelungen ist, durch Liberalisierung des Strommarkts und ein sich stetig verbesserndes, stabiles Anreizsystem für erneuerbare Energien, die Attraktivität diese Sektors für private (ausländische) Investoren zu erhöhen. Das Land hat sowohl auf institutioneller als auch auf legislativer Ebene die hierfür notwendigen Reformen auf den Weg gebracht; von der Gründung eines weltweit einzigartigen Ministeriums für Neue und Erneuerbare Energien über die Einrichtung von Forschungsinstitutionen, wie beispielsweise C-WET, bis hin zur Formulierung eines neuen Grundlagengesetzes für den Strommarkt, des Electricity Act 2003 und darauf aufbauenden politischen Programmen, die allesamt Regelungen zur Förderung der erneuerbaren Energien enthalten. Und auch in Zukunft wird diese Fördersystem weiterentwickelt werden. Derzeit ist ein neues Umweltgesetz in Vorbereitung (bfai 2007), das neben einer Verbesserung der fiskalischen Anreize auch die Vergabe von sogenannten „Renewable Energy Certificates“ an solche Bundesstaaten in Erwägung zieht, die einen höheren Prozentsatz ihres Energieverbrauchs durch Strom aus erneuerbaren Energien abdecken als der, zu dem sie sich verpflichtet haben. Diese wären - 13 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

dann, ähnlich wie die Emissionszertifikate unter dem Kyoto Protokoll, frei handelbar. Damit würde es sich auch für die Bundesstaaten lohnen, ihre Anreizsysteme zur Förderung der erneuerbaren Energien weiter auszubauen. Nachdem in diesem Kapitel die politischen Rahmenbedingungen zur Förderung der erneuerbaren Energien in Indien dargestellt wurden, soll im folgenden Kapitel 3

kurz auf die

Möglichkeiten von Windenergieprojekten im Rahmen des Clean Development Mechanism unter dem Kyoto Protokoll eingegangen werden, da er sowohl eine politische Rahmenbedingung – Indien hat das Kyoto Protokoll ratifiziert und eine nationale Behörde zur Genehmigung von CDM-Projekten eingerichtet – als auch ein wirtschaftlicher Anreiz für Investitionen in erneuerbare Energien in Indien ist.

- 14 -

Inga Drossart: Windenergieprojekt unter dem CDM

Windenergieprojekte unter dem Clean Development Mechanism

3.1

Einleitung

Der CDM ist neben dem Emissionshandel und dem Joint Implementation der dritte sogenannte Flexible Mechanismus im Rahmen des Kyoto Protokolls. Gemäß Artikel 12 des Protokolls verfolgt der CDM folgende zwei Ziele: „(2) Zweck des Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung ist es, die nicht in Anlage I aufgeführten Vertragsparteien dabei zu unterstützen, eine nachhaltige Entwicklung zu erreichen und zum Endziel des Übereinkommens beizutragen, und die in Anlage I aufgeführten Vertragsparteien dabei zu unterstützen, die Erfüllung ihrer quantifizierten Emissionsbegrenzungs- und -reduktionsverpflichtungen aus Artikel 3 zu erreichen“ (UNFCCC 1997: 17).

Damit ist es Industrieländern (oder ihren privaten Vertretern) möglich, Emissionsreduktionsmaßnahmen in Entwicklungsländern durchzuführen und die daraus generierten Emissionszertifikate zu nutzen, um einen Teil der eigenen Reduktionsverpflichtungen zu erfüllen. In Deutschland dürfen Unternehmen max. 22% ihrer Reduktionsverpflichtung über CDM- oder JI-Zertifikate begleichen (Zuteilungsgesetz 2006).

3.2

Der Clean Development Mechanism in Indien

Nachdem Indien das Kyoto Protokoll im August 2002 ratifiziert hatte, wurde 2003 die zur Genehmigung von CDM-Projekten notwendige Behörde, im Kyoto-Jargon die Designated National Authority (DNA) eingerichtet. In Indien nennt sie sich National Clean Development Mechanism Authority (NCA) und ist im Ministry for Environment and Forestry (MoEF) angesiedelt. Einmal im Monat gibt es ein „project approval meeting“, wo die NCA auf Basis der sogenannten Project Design Documents (PDDs) CDM-Projekte prüft und genehmigt. Vom Einreichen des PDDs bis zur Erteilung der Genehmigung dauert es, wie Abbildung 3 zeigt, rund 60 Tage.

- 15 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Abbildung 3: Ablauf des Genehmigungsverfahrens der NCA

Quelle: http://cdmindia.nic.in/host_approval_process.htm

Wichtig für die Erteilung der Genehmigung, des sogenannten „host country approval letter“ ist, dass das Projekt – wie im Art. 12 des Kyoto Protokolls festgelegt – im Gastgeberland einen Beitrag zu dessen sauberer (nachhaltiger) Entwicklung leistet. Daher muss das Projekt bestimmte Kriterien erfüllen, die in drei Bereiche fallen (IGES 2008): 1. Nachhaltigkeitsindikatoren:

soziale,

ökonomische,

ökologische

und

technologische

Auswirkungen des Projekts; 2. „Zusätzlichkeit“: durch das Projekt müssen zusätzliche Einsparungen von Treibhausgasen erzielt werden und die Projekte dürfen nicht als Entwicklungshilfe und CDMMaßnahme durchgeführt werden;

- 16 -

Inga Drossart: Windenergieprojekt unter dem CDM

3. Baselines14 : diese müssen unter anderem transparent und vergleichbar sein, sie sollten Überschätzungen vermeiden und es sollte hervorgehen, in welchen Abständen sie überprüft werden. Erfüllt das Projekt die Kriterien, wird die Genehmigung von Seiten des Gastgeberlandes erteilt, mit welcher dann wiederum die Registrierung des Projekts beim Executive Board beantragt werden kann. Bisher hat die NCA 302 Projekten (IGES 2008) eine Genehmigung erteilt. Damit rangiert Indien derzeit auf Platz 1 der beliebtesten Gastgeberländer weltweit, wie die Abbildung 4 zeigt:

Abbildung 4: Registrierte CDM-Projekte nach Gastländern

Allerdings werden hier nicht die meisten Emissionsreduktionszertifikate (certified emission reductions = CER) generiert, sondern nur rund 15% aller CERs; in China sind es knapp 50% (UNFCCC 2008)15 . Das ist darauf zurückzuführen, dass – wie in Abbildung 5 deutlich wird – es in Indien sehr viele (kleinere) Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien gibt, die

Als Baseline bezeichnet man die prognostitierte Menge von CO2-Äquivalenten, die emittiert würde, wenn das CDM-Projekt nicht durchgeführt wird. 15

In konkreten Zahlen heißt das: während in Indien rund 12 Millionen Tonnen CO2-Äquivalente eingespart werden, sind es in China gut 46 Millionen (bfai 2006).

- 17 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

jedoch beispielsweise im Vergleich zu den HFC-Projekten weniger treibhausschädliche Gase reduzieren (bfai 2006).16

Abbildung 5: Sektorale Verteilung der CDM-Projekte in Indien

Quelle: http://www.iges.or.jp/en/cdm/pdf/countryfact/India_final.pdf

3.3

Windenergie unter dem CDM in Indien

Windenergieprojekte haben mit rund 15%17 einen relativ hohen Anteil an den CDM-Projekten in Indien. Die sehr guten Windbedingungen und die zentral- und bundesstaatlichen Anreiz-

Eine Tonne HFC23 hat eine Wirkung von rund 11.000 Tonnen CO2, somit generieren wenige Projekte in diesem Bereich wesentlich mehr CERs als beispielsweise ein Windpark. 17

2007 waren 24 von weltweit 67 Windenergieprojekten im Rahmen des CDM in Indien registriert (C-WET 2007).

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Inga Drossart: Windenergieprojekt unter dem CDM

systeme zur Förderung der erneuerbaren Energien (s. Kapitel 2 und 3) locken immer mehr Investoren an (C-WET 2007). Gute Rahmenbedingungen für CDM-Projekte werden Indien auch von der Bundesagentur für Außenwirtschaft bescheinigt (bfai 2007). Axel Michaelowa und Pallav Purohit haben 2007 eine Studie zu den CDM-Potentialen von Windenergieprojekten in Indien veröffentlicht (Tabelle 1). Darin kommen sie zu dem Ergebnis, dass theoretisch jährlich rund 86 Millionen Tonnen CERs durch Windenergieprojekte generiert werden könnten. Praktisch gesehen gehen sie jedoch davon aus, dass bis 2012 jährlich zwischen 41 und 67 Millionen Tonnen möglich wären, bis 2020 max. 83 Millionen Tonnen jährlich (Michaelowa/Purohit 2007).

Tabelle 1: Projected values of the cumulative capacity of wind power and associated CER generation

Quelle: Michaelowa/Purohit 2007: 27 SS= standard scenario, OS= optimistic scenario

Die Aussichten für Windenergieprojekte in Indien im Rahmen des CDMs sind folglich hervorragend. Die Rahmenbedingungen sind gut, die Potentiale hoch und da das CDM Executive Board bis Mai 2007 lediglich zwei Projekte dieser Art abgelehnt und 31 registriert hatte, stehen die Chancen für die erfolgreiche Registrierung weiterer Projekte gut.

- 19 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Wirtschaftliche Situation und Förderanreize der nationalen Ebene

4.1

Einleitung

In diesem Kapitel werden die Situation des Windmarktes in Indien und die finanziellen Anreize für erneuerbare Energien auf der nationalen Ebene diskutiert. Indien hat eine lange Tradition in der Förderung erneuerbarer Energien und stellt mittlerweile weltweit die viertgrößte installierte Windenergiekapazität18 . Der indische Windenergie-Markt bietet daher große Potenziale für Investoren, aber auch noch einige schwerwiegende Restriktionen. Die politischen Strukturen und Bedingungen wurden bereits erläutert. Im Folgenden werden nun die indische Ökonomie, die Netzbeschaffenheit sowie die Windbedingungen vorgestellt. Daraus leiten sich die Ausbaupotenziale für Windenergie in Indien ab, die der bereits installierten Kapazität gegenübergestellt werden. Es folgt eine Auswertung der wichtigsten staatlichen Akteure des indischen Windmarktes. Abschließend werden die wirtschaftlichen Förderanreize der zentralen Ebene ausführlich dargestellt und analysiert.

4.2

Die Windenergie im indischen Kontext

4.2.1 Das indische Ökonomie: Wirtschaftswachstum vs. schwache Infrastruktur Das Wachstum der indischen Wirtschaft ist weltweit das zweitgrößte nach China. Abbildung 6 zeigt, dass die BIP-Wachstumsrate Indiens seit den 1950er Jahren mit Ausreißern nach oben und unten im Durchschnitt 5 bis 6 % beträgt, seit den 1990er Jahren stabilisierte sich das Wachstum – auf jährlich etwa 7 %. Die Tendenz des aktuellen Jahrzehnts: das indische Wirtschaftswachstum steigt weiter an. Aufgrund der guten Prognosen, hat sich die indische Regierung ein Jahreswachstum von 9% im Zeitraum des elften Fünfjahresplans (2008 bis 2012) zum Ziel gesetzt.

http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark2 (27.02.08)

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

Abbildung 6: Indias BIP-Wachstumsrate

Quelle:Economy Watch19

Von zentraler Bedeutung für die weitere Entwicklung der indischen Ökonomie ist der Aufbau einer adäquaten Infrastruktur, welche vor allem in der Energiebereitstellung zum Teil noch von schweren Mängeln gekennzeichnet ist. So verzeichnete die Stromversorgung im Jahr 2006 ein Angebotsdefizit von durchschnittliche 8.8 % und sogar 14.0 % in der Spitzenlastzeit, wie die Tabelle 2 zeigt. Indien leidet seit Jahrezehnten an einem Strommangel und die Lücke zwischen Nachfrage und Angebot hat sich in den letzten Jahren immer weiter vergrößert. Für die Entwicklung sowohl des Industriesektors als auch des sozialen Bereichs (human development) ist der Energieengpass ein großes Hemmnis. Energie ist eine besonders wichtige Basis für ein starkes Wirtschaftswachstum. Gerade weil die indische Wirtschaft auf energieintensive Industriezweige wie IT setzt, sind die Erhöhung der Energiekapazität und eine stabile Energieversorgung eine der wichtigsten Herausforderungen für die indische Regierung in den kommenden Jahren (s. Planning Commission 2002).

http://www.economywatch.com/indianeconomy/indian-economy -overview.html (18.02.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Tabelle 2: Aktuelle Stromversorgungssituation (Indienweit)

Quelle: Plannnig Commission, 2007a

4.2.2 Die Netzinfrastruktur Der erzeugte Strom wird von den SERCs mit Hilfe der Netzinfrastruktur zumeist innerhalb eines Bundesstaats, aber zum Teil auch über Bundesstaaten hinaus verteilt, was auf der Abbildung 7, die das Übertragungsnetz Indiens zeigt, erkennbar ist. Während die State Electricity Boards (folgend SEBs), auf die in Abschnitt 4.3.1 ausführlich eingegangen wird, die Energieerzeugung, -übertragung und –verteilung auf bundesstaatlicher Ebene betreiben, ist das CERC für die Übertragung von Strom (auf Hochspannungsebene) zwischen Bundesstaaten verantwortlich (s. Abschnitt 2.3). In Indien gibt es insgesamt eine mangelhafte Netzinfrastruktur, daher ergibt sich ein Problem im Gridmanagement, insbesondere für die Bundesstaaten mit einem Stromüberschuss. Das heißt, dass – trotz des Defizits – die Kapazität von Energieanlagen nicht ausgenutzt wird20 . Die indische Regierung will darauf mit eine Doppelstrategie reagieren, indem die Netzinfrastruktur optimiert und gleichzeitig netzunabhängige, dezentrale Energieanlagen gefördert werden. Gerade im Ausbau der Windenergie werden dabei große Potenziale sowohl On-Grid (netzgekoppelt) als auch Off-Grid (nicht netzgekoppelt) gesehen (s. Planning Commission 2007a).

Vgl: http://chhattisgarh.nic.in/opportunities/Annexure 3.2.pdf

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Fรถrderanreize

Abbildung 7: Power Grid Map India

Quelle: C-WET

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

4.2.3 Die Windkapazität in Indien Das Potenzial der Windenergie in Indien Für die Abschätzung der Windenergiepotenziale in Indien ist das C-WET zuständig (s. Abschnitt 2.2). Bisher wurden 549 Windmessstationen in 27 Bundesstaaten errichtet und 47 von ihnen sind in Betrieb. Die Ergebnisse wurden in der auf Abbildung 8 wiedergegebenen Windkarte zusammengestellt (s. Anhang 21; DENA 2008).

Abbildung 8: Wind Power Density Map

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

Quelle: http://www.inwea.org/imgs/wpd.jpg (08.03.2008)

Die Voraussetzung bei der Abschätzung der Windenergiekapazität lautet, dass 1 % des verfügbaren Bodens in Indien für Windenergieanlagen genutzt wird. Die technische Kapazität wurde unter der Annahme berechnet, dass für die Windenergie maximal 20% des bestehenden Stromnetzes genutzt werden kann (Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 3-4). Die Gesamtkapazität wurde deshalb auf 45,000MW und die technische Kapazität auf 13,390MW geschätzt. Es gibt derzeit 216 Orte, deren Windpotenzial auf mehr als 200W/m² validiert wurde. 208 davon werden in dem „Wind Energy Resource Survey in India (6 Hrsg.)“, das von C-WET veröffentlicht wurde, benannt. In Gujarat befinden sich die meisten dieser günstigen Standorte (38), Andra Pradesh folgt (s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007, DENA 2008). Abbildung 9 stellt das Kapazitätspotenzial der Windenergie in den relevanten Bundesstaaten dar.

Abbildung 9: Die Potenzial der Windenergie in jedem Bundesstaat

Quelle: MNES 2004

Die Entwicklung des indischen Windmarktes und die Ausbauziele Die indische Regierung hat sich im elften Fünfjahresplan das Ziel gesetzt, bis 2012 erneuerbare Energien im Umfang von zusätzlichen 13,500 MW auszubauen. Die erwartete zusätzliche Kapazität der Windenergie wurde auf 10,000MW taxiert (s. Planning Commission 2007a: 128), was die bisher installierte Windenergiekapazität (7,708.25MW) um das circa 1.2-fache übertrifft. Die angestrebte Windenergiekapazität im Jahr 2012 erreicht demnach - 25 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

17,700 MW, also etwa 40% von der von C-WET abgeschätzten Gesamtkapazität Indiens von 45,000 MW. Die indische Regierung räumt der weiteren Entwicklung der Windenergie folglich einen hohen Stellenwert ein. Wie in Kapitel 2 ausgeführt, setzt Indien schon seit vielen Jahren auf verschiedene Programme zur Förderung erneuerbarer Energien. Im Falle der Windenergie waren die Förderanreize ein wesentlicher Erfolgsfaktor für Investoren (vgl. Kapitel 5). Dies spiegelt sich auch in der Wachstumsentwicklung des indischen Marktes wieder.

Abbildung 10: Die installierte Windkapazität in Indien Installierte Windkapazität 8000 7000 6000

5000 4000 3000 2000 1000

19 9 19 2 9 19 3 9 19 4 9 19 5 9 19 6 9 19 7 9 19 8 9 20 9 0 20 0 0 20 1 0 20 2 0 20 3 0 20 4 0 20 5 0 20 6 07

Year annual

total Quelle: Wind Power India (25.05.2008)

Abbildung 10 zeigt, dass der indische Windmarkt bisher zwei Boomphasen erlebte. Der erste Aufschwung fand Mitte der 1990er Jahre infolge der beginnenden Liberalisierung des Strommarktes und großzügiger Steueranreize für die Textilbranche statt. Den zweiten Boom erlebt der indische Windmarkt seit etwa 2001, als sukzessive attraktive Förderprogramme auf - 26 -

Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

bundesstaatlicher Ebene eingerichtet wurden. Die zweite Boomphase dauert bis heute an und ist damit deutlich länger und insgesamt auch stärker und stabiler als der erste Aufschwung. Es gibt wenig Anzeichen für eine Abschwächung des Booms in den kommenden Jahren. Die Situation der Windenergie in den fünf wichtigsten Bundesstaaten wird in Kapitel 5 näher erläutert.

4.2.4 Die Marktsituation Wie sind die Marktanteile auf dem indischen Windmarkt verteilt? Abbildung 11 verdeutlicht die Dominanz von Suzlon Energy Ldt. Das indische Unternehmen besitzt mehr als die Hälfte der Marktanteile. Suzlon hat in den letzten Jahren stark expandiert und ist inzwischen nicht mehr nur in Indien tätig, sondern auch ein wichtiger Player auf dem globalen Windmarkt.21 Enercon und Vestas folgen Suzlon auf den Plätzen zwei und drei mit Marktanteilen von 26% bzw. 13%. Vestas und Enercon haben als europäische Unternehmen die Gründung einer Tochterfirma als Markteintrittsstrategie gewählt.

Abbildung 11: Marktanteile auf dem indischen Windmarkt

Quelle: Wind Power India (25.02.20008)

Für ausführliche Informationen über Suzlon und den indischen Windmarkt s. Lewis, 2007:6-9.

- 27 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Der Frage der aktuell günstigsten Markteintrittsstrategien für ausländische Unternehmen stellt sich Kapitel 6.

4.3

Die wichtigsten Akteure auf dem indischen Windmarkt

In Indien besitzt die zentrale Regierung etwa ein Drittel aller Energieerzeugungsanlagen, ein weiterer

Teil

gehört

den

bundesstaatlichen

Regierungen.

Tabelle

verdeutlicht die

Besitzstruktur der Energieanlagen in Indien. In der Windenergie dominiert der Privatsektor mit 7041 MW installierter Leistung eindeutig den Markt. Lediglich 73 MW sind in staatlicher Hand, vorwiegend Demonstrationsprojekte aus der Anfangszeit der bundesstaatlichen Windmärkte (vgl. Kapitel 5).22

Tabelle 3: Zusammenfassung von installierte Kapazität bis zum 31.03.2007

Quelle: Planning Commission, 2007a

Unter der Annahme, dass sich der Energiebedarf in Indien in nächsten 30 Jahren verdreifacht, benötigt Indien nach Berechnungen der Regierung etwa 665 Milliarden US-Dollar an Investitionen für den Stromsektor, um diesen Bedarf decken zu können (Planning Commission 2007a). Diese Menge entspricht etwa 2% von BIP jedes Jahres. Es ist als eher unwahrscheinlich zu betrachten, dass der indische Staat dieses Kapital beschaffen kann. Dies ist der Hauptgrund, warum die indische Regierung den Markteintritt privater Akteure stark fördert. Es kann daher erwartet werden, dass der Marktanteil privater und ausländischer Investoren in den kommenden Jahren weiter ansteigt.

http://www.windpowerindia.com/statstate.html (27.02.08)

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

4.3.1 Die State Electricity Boards In Indien dominiert der staatliche Sektor immer noch in großem Umfang die Energieerzeugung, -übertragung und -verteilung. Auf der bundesstaatlichen Ebene nehmen die State Electricity Boards (SEBs) eine wichtige Rolle ein. Es gibt in Indien 18 SEBs und 13 Electricity Departments (folgend EDs). In kleinen Bundesstaaten, in denen die Regierung finanziell nicht in der Lage ist, die Stromabteilung zu finanzieren, unterstehen EDs direkt dem Ministry of Power. Sie übernehmen aber ähnliche Aufgaben wie die SEBs, so dass im Weiteren auch die EDs gemeint sind, wenn von SEBs die Rede ist. Die SEBs wurden 1948 unter dem Electricity Regulatory Act als regionale Monopolunternehmen gegründet, um Stromerzeugung, -übertragung und -verteilung vertikal zu integrieren. In den 1970er Jahren wurden staatliche Energieproduzenten (u.a. National Thermal Power Corporation und National Hydroelectric Power Corporation) gegründet und damit das Monopol der SEBs in der Energieproduktion aufgehoben. Die Energieverteilung verblieb im Monopol der SEBs. 1991 wurde der Energiesektor wieder umgebaut, um das stetig wachsende Energiedefizit in den Griff zu bekommen. Dadurch wurde die Stromerzeugung auch für private Akteure wieder möglich (vgl. Abschnitt 2.4.2). Ein direkter Stromverkauf an Dritte war damals aber noch nicht erlaubt, Energieproduzenten mussten an das SEB verkaufen. Wie bereits ausgeführt, bestand dabei das wesentliche Problem darin, dass der Strompreis, der von der zentralen Regierung festgesetzt wurde, die Produktionskosten nicht widerspiegelte. Mittlerweile ist es in manchen Bundesstaaten für private Erzeuger auch möglich, den Strom direkt an Dritte zu verkaufen, das hängt von dem Fördersystem in den einzelnen Bundesstaats ab (vgl. Kapitel 5). Im Folgenden werden die Aufgaben, die finanzielle Situation und Umbaupläne der SEBs vorgestellt.

Die Aufgaben der SEBs SEBs nehmen nach wie vor in 26 der 28 indischen Bundesstaaten die Monopolstellung der regionalen Stromverteilung ein. Sie kaufen und verkaufen den Strom zu von den SERCs festgelegten Preisen. Um die Armut in ländlichen Regionen zu bekämpfen, wurde für private Haushalte und den Landwirtschaftssektor der Strompreis viel niedriger festgesetzt als die realen Kosten seiner - 29 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Produktion, im Gegensatz dazu müssen Industrie- und Transportunternehmen für den Strom wesentlich mehr bezahlen als den Marktpreis. Diese ungleiche Preisstruktur erhöht die Produktionskosten für Unternehmen drastisch. Eine Möglichkeit, diese Kosten zu vermeiden, besteht für Unternehmen in manchen Bundesstaaten in der Nutzung von eigenen Energieerzeugungsanlagen (vgl. Kapitel 5). Davon machten Unternehmen in den letzten Jahren verstärkt Gebrauch. Für die SEBs bedeutet das allerdings, dass ihre Finanzsituation noch prekärer wird, da der Anteil des Ankaufs durch den Industriesektor immer niedriger wird (Planning Commission 2002: 53). Tabelle 4 veranschaulicht, wie ungleich der Strompreis festgesetzt wird. Die SEBs verkaufen Bauern und Haushalten den Strom zu günstigen Preisen von 41.6 Paise/Kwh bzw. 195.6 Paise/Kwh. Industrie-, Handels- und Transportunternehmen zahlen deutlich mehr (378,7, 426,3 bzw. 449,2 Paise/Kwh).

Tabelle 4: Durchschnittlicher Tarif für verschiedene Verbrauchergruppen (Paise/Kwh)

Quelle: Planning Commission, 2002

Die Regierung versucht diese Quersubventionen durch die Einrichtung der SERCs, die eine relativ hohe Unabhängigkeit von anderen staatlichen Sektoren kennzeichnet, abzubauen. Ziel ist die Angleichung des Strompreises an die Produktionskosten. In der Realität ist wegen der Bekämpfung der Armut dies jedoch nicht leicht umsetzbar. Abbildung 12 zeigt das Defizit zwischen den durchschnittlichen Kosten und Tarifen. Die Lücke zwischen realen Kosten und den Strompreisen konnte nicht geschlossen werden, vielmehr vergrößerte sie sich in den letzten Jahren sogar noch.

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

Abbildung 12: Durchschnittliche Kosten vs. durchschnittlicher Tarif

Quelle: Planning Commission, 2002

Die finanzielle Situation von SEBs Die finanzielle Situation von SEBs ist, wie die Tabelle 5 verdeutlicht, seit langem sehr schlecht. Das SEB von Karnataka ist das einzige, das Gewinne erzielen kann. Schon 1992/93 lag das Defizit der SEBs bei durchschnittlich 12.7 %, im Jahr 2001-02 dann sogar bei 44.13 %. Aufgrund der schlechten Situation bekommen SEBs fiskalische Hilfe von den bundesstaatlichen Regierungen. Die anderen SEBs weisen trotz der Subvention weiterhin Defizite vor. So lag die Defizitquote 2001/02 bei Einrechnung der staatlichen Subventionen noch immer bei durchschnittlich 33.03 % (Planning Commission 2002). Seit einer Revision des Electricity Regulatory Act 1983 sollen alle Bundesstaaten dafür Sorge tragen, dass ihre SEBs mindestens 3 % Rendite erzielen. Mit Ausnahme von Karnataka erfüllt jedoch kein Bundesstaat auch nur annähernd diese Vorgabe. Außer der ungleichen Preissetzung gibt es weitere Gründe für das Entstehen des Finanzdefizits bei den SEBs: Erstens die hohe Verlustquote bei der Stromübertragung und –verteilung. Die Verluste durch mangelhafte Stromnetze und Diebstahl wurden für 2001/02 mit durchschnittlich 34 % beziffert, wobei sich zwischen den Bundesstaaten eine Spannweite von 18 bis 62 % auftat (Planning Commission 2007a: 244). Zweitens zahlen viele Verbraucher ihre Stromrechnungen nicht. Die SEBs beklagen nichtgezahlte Gebühren von 30-36%. Die Einrichtung eines adäquaten Kontrollsystems ist notwendig, um diese Verluste zukünftig zu minimieren (Planning Commission 2002). Die Folgen der negativen Bilanzen der SEBs sind für die meisten Bundesstaaten gravierend, da die Subventionen die Staatshaushalte stark unter Druck setzen (Power Line Research 2000). - 31 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Im Stromsektor tragen die finanziellen Schwierigkeiten der SEBs darüber hinaus entscheidend zum Strommangel bei, da die SEBs den produzierten Strom teilweise nicht abnehmen können. Wie das Beispiel Maharashtra zeigt, waren von der Zahlungsunfähigkeit auch Windenergie-Produzenten direkt betroffen (vgl. Kapitel 5).

Tabelle 5: Rate of Return on Capital (without Subsidy)

Quelle: Planning Commission, 2002

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

Der Umbau der SEBs Einer der wichtigsten Gründe für die Marktöffnung seit dem Electricity Act 2003 ist die strukturelle Lösung des Problems der finanzschwachen SEBs. Die indische Regierung erhofft sich davon umfangreiche private Investitionen und schlägt den Bundesstaaten folgende vier Varianten auf einer Reihe zum Umbau der SEBs vor: -

Den Abbau der SEBs durch Verteilung in Stromerzeugung und -versorgung und die Gründung der administrativen Körperschaft;

Die auf Stromübertragung und -verteilung basierende Teilung von SEB;

Die Einrichtung eines lokalen öffentlichen Energieverteilungsunternehmens;

Die Privatisierung des Stromverteilungsabteilung (MoP 2006).

Die konkreten Maßnahmen für die Beteiligung der privaten Sektoren hat die zentrale Regierung in Electricity Act 2003 vorgestellt (Bsp. Gründung von SERC, vgl. Abschnitt 2.4.3). Diese Reform wird seit 2003 auf der bundesstaatlichen Ebene ausgeführt. Die Situation der SEBs hat sich durch die Marktliberalisierung bereits teilweise verbessert und es gelang, den höheren Prozentsatz der Kostendeckung durch eigenes Einkommen zu realisieren (vgl. MoP 2006).

4.3.2 IREDA Die Indian Renewable Energy Development Agency Limited (IREDA) wurde 1987 als Unterorganisation des damaligen MNES gegründet, um die Nutzung der erneuerbaren Energien zu verbessern. Ihre Aufgaben sind die (vgl. IREDA 2007: 14) 1) Förderung von erneuerbaren Energien 2) Bereitstellung von finanzieller Unterstützung für Erzeuger und Nutzer 3) Finanzvermittlung 4) Unterstützung bei der schnellen Vermarktung Mittlerweile ist die IREDA eine öffentliche Finanzinstitution, deren zentrale Aufgabe es ist, auf einer Non-Profit-Basis Darlehen für Produzenten von erneuerbaren Energien anzubieten. Sie finanziert sich nicht nur über die indische Regierung, sondern auch über Organisationen aus aller Welt. Die KfW Bankengruppe unterstützt beispielsweise die IREDA mit insgesamt

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

61.35 Mio Euro für den Ausbau von Windenergie, Biomasse, Wärme-Kraft-Koppelung und Solarphotovoltaik. (IREDA 2007) Bis zum 21.03.2007 förderte die IREDA 1816 Projekte im Umfang von INR 80550.8 Mio. Die durch diese Darlehen geförderte Energiekapazität entspricht 2927 MW (IREDA 2007).

4.4

Die wirtschaftlichen Förderanreize

Indien hat verschiedene finanzielle Förderanreize für Windenergie eingerichtet. So bietet die zentrale Regierung Steuerreduzierungen an. Das MNRE auf nationaler Ebene sowie jeder Bundesstaat auf lokaler Ebene führen Demonstrationsprogramme durch. Die IREDA vergibt Darlehen, und jeder Bundesstaat gestaltet Förderinstrumente wie Wheeling und Banking aus (vgl. Kapitel 5). Nach einem Einblick in die Kostenstrukturen bei der Errichtung von Windenergieanlagen in Indien werden im Folgenden die wichtigsten Förderanreize der zentralen Ebene erklärt.

4.4.1 Kostenstrukturen bei Errichtung einer 500 kW-Windenergieanlage Astrid Aretz berechnete in ihrer Studie die potenziellen Gesamtinvestitionskosten bei der Errichtung einer 500 kW-Windenergieanlage (vgl. Tabelle 6): „Ziel der Berechnungen ist die Bestimmung der Volllaststundenzahl, ab der ein wirtschaftlicher Betrieb theoretisch möglich ist.“ (Aretz 2002: 41) Tabelle 6: Investitions- und Betriebskosten und technische Parameter für Windkraftanlagen in Indien Einheit Leistung Investitionskosten Investitionskosten für

500

Euro/kW

730

Euro

30,000

Lebensdauer

Jahre

Fixe jährliche Kosten

Euro/a

13,750

Planung, Netzbindung, Landnutzungsrechte etc.

Quelle: Aretz 2002:42

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Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

4.4.2 Die Förderanreize der zentralen Regierung Die wichtigste Fördermaßnahme der Regierung sind Zoll- und Steuererleichterungen für Betreiber von Erneuerbaren-Energie-Anlagen. Indien hatte lange Zeit Zölle auf hohem Niveau. Für die Entwicklung der Windenergiekapazität reduzierte das Land die Zölle für Windenergieanlagen und -bestandteile um 5- 25 % (vgl. dazu Tabelle 7). Auch bei der direkten und indirekten Besteuerung von Windenergieanlagen und ihren Erträgen bietet die zentrale Regierung wirtschaftliche Anreize an. Die beschleunigte Abschreibung ist ein Beispiel dafür: jede Windenergieanlage kann im ersten Jahr zu 80% abgeschrieben werden, womit die Einkommensteuer verringert wird23 . Darüber hinaus können sich Windenergie-Unternehmen für 10 Jahre von der Betriebssteuer befreien lassen. Weitere Steuererleichterungen der zentralen Regierung werden in der Tabelle 3 vorgestellt.

4.4.3 Die Förderanreize des MNRE Das MNRE bietet Förderprogramme für die Demonstrationsprogramme der bundesstaatlichen Regierungen und der SEBs. Beim Ankauf der Windturbinen und Ersatzteile wird ein Zuschuss bis maximal 60% gegeben, so lange ein Projekt weniger als insgesamt INR 35 Mio. kostet (Consolidated Energy Consultants 2007: 2-27).

4.4.4 Die Förderanreize der IREDA Die IREDA stellt Windenergieanlagen-Betreibern günstige Darlehen mit Zinssätzen von 9 % bis 12 % zur Verfügung. Als Rückzahlungszeitraum werden 8 bis 10 Jahre festgesetzt wobei in den ersten Jahren eine Stundungsfrist möglich ist (IREDA 2007). In Tabelle 8 werden die Konditionen einer Kreditvergabe durch die IREDA dargestellt.

Dieser Anreiz wird vor allem von Betreibern großer Windenergieanlagenprojekte genutzt. Für kleine Projekte ist er wenig rentabel

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Die politischen FĂśrderbedingungen fĂźr Windenergie in Indien

Tabelle 7: Zentrale Anreize A. Indirect Taxes Description Of Goods

Rates

I. Wind operated electricity generators upto 30 kW and wind operated battery chargers upto 30 kW II. Parts of wind operated electricity generators for manufacturer of wind operated electricity generators, namely A. Special bearing B. Gear Box C. Yaw Components D. Wind turbine controllers E. Parts of the goods specified at (a) to (d) above F. Sensor G. Brake hydraulics H. Flexible coupling I. Brake callipers III. Blades for rotor of wind operated electricity generators for the manufacturers or the manufacturers of wind operated electricity generators. IV. Blades for rotor of wind operated electricity generators for the manufacturers or the manufacturers of wind operated electricity generators. V. Raw materials for manufacturer of blades for rotor of wind operated electricity generators Conditions A. If the importer at the time of importation furnishes in all cases, a certificate to the Dy. Commissioner of Customs or Assistant Commissioner of Customs as the case may be, from an officer not below the rank of Deputy Secretary to the Government of India in the Ministry of Non-Conventional Energy Sources recommending the grant of this exemption and in the case of the goods at (ii) to (v) the said officer certifies that the goods are required for the specified purposes; and B. Furnishes an undertaking to the said Dy. Commissioner of Customs Assistant Commissioner to the effect that I. in the case of wind operated electricity generators upto 30 kW, or wind operated battery chargers upto 30 kW, he shall not sell or otherwise dispose off, in any manner, such generators or chargers for a period of two years from the date of importation.in the case of wind operated electricity generators upto 30 kW, or wind operated battery chargers upto 30 kW, he shall not sell or otherwise dispose off, in any manner, such generators or chargers for a period of two years from the date of importation. II. in case of other goods specified at (ii) to (v), he shall use them for the specified purpose, and III. in case he fails to comply with sub-conditions (i) or (ii), or both conditions, as the case may be, he shall pay an amount equal to the difference between the duty leviable on the imported goods but for the exemption under this notification and that already paid at the time of importation.

5% 5% 5% 5% 5% 25% 25% 25% 25% 5% 5%

I. Excise Duty [Notification No.6/2002 dated 01/03/2002 (S.No.237 non-conventional devices/systems)] Devices/Systems exepted from Excise Duty I.

Wind operated electricity generator, its components and parts thereof.

II. Water pumping wind mills, wind aero-generators and battery chargers.

Sales Tax Exemption/reduction in Central Sales Tax and General Sales Tax are available on sale of renewable energy equipment in various states.

Direct Tax I.

80% Accelerated Depreciation on specified Non-conventional Renewable Energy devices/systems (including wind power equipment) in the first year of installation of the projects.

II. Tax Holiday on Power Projects.

Quelle: IREDA 24

http://www.ireda.in/incentives.asp (08.03.2008)

- 36 -

Kensuke Nishimura: Wirtschaftliche Situation und Förderanreize

4.4.5 Die Bundesstaaten Die Ausgestaltung der Förderanreize durch die Bundesstaaten wird ausführlich im folgenden Kapitel 5 erörtert.

Tabelle 8: Konditionen eines Darlehens der IREDA

Quelle: IREDA 2007

4.5

Zusammenfassung über die wirtschaftliche Situation und Förderanreize

Der indische Windmarkt ist sehr attraktiv für ausländische Investoren, weil die indische Wirtschaft, die den Strom in großer Menge nachfragt, noch weiter wächst und die indische Regierung sowohl zentraler als auch bundesstaatlicher Ebene die Entwicklung der erneuerbaren Energie fördert, um diese Nachfrage befriedigen zu können. Es gibt jedoch einige Restriktionen im Stromsektor. Das Defizit der Netzinfrastruktur und die schlechte Finanzsituation der SEBs stehen dabei im Zentrum der Diskussion. Die Hauptmaßnahme, um diesen Restriktionen entgegenzuwirken, ist die Marktliberalisierung, bei der ineffiziente Systeme wie die SEBs verbessert und Quersubvention abgebaut - 37 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

werden. Daneben wir die Beteiligung der privaten Erzeuger stark gefördert. Es gibt unterschiedliche Förderanreize, von denen dieses Kapitel die finanziellen und fiskalischen untersucht hat. IREDA wurde als Kernfinanzinstitution gegründet, und hat bisher viele Programme der erneuerbaren Energien erfolgreich finanziert. Im folgenden Kapitel werden die Fördermechanismen auf bundesstaatlicher Ebene dargestellt und analysiert, um zu zeigen, wie die Bundesstaaten die zentralstaatliche Gesetzgebung, die Programme und die Vorgaben zur Förderung der erneuerbaren Energien umgesetzt haben.

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Die Förderbedingungen für Windenergie auf bundesstaatlicher Ebene

5.1

Einleitung

Neben den zentralstaatlichen Anreizen bietet das indische Fördersystem für erneuerbare Energien weitere Instrumente, deren Ausgestaltung in den Kompetenzbereich der Bundesstaaten fällt. Die fünf wichtigsten indischen Windenergiestaaten Tamil Nadu, Karnataka, Maharashtra, Gujarat und Rajasthan verfügen zusammen über etwa 7500 MW installierte Windenergie und damit über 97 % der gesamtindischen Kapazität.25 Die Ausgestaltung ihrer Förderprogramme wird in diesem Kapitel komparativ vorgestellt. Zunächst wird die jeweilig installierte Windenergieleistung ins Verhältnis zum Wind- und Stromnetzpotenzial gesetzt. Es folgt eine kurze Analyse der Entwicklung der Windmärkte in den Bundesstaaten. Danach werden die wesentlichen Förderanreize vorgestellt und die politischen Erfolgsbedingungen und Restriktionen diskutiert. Ziel des Kapitels ist es, Investoren einen Einblick in die bundesstaatlichen Windmärkte in Indien und ihre jeweiligen Förderbedingungen zu geben. Abschließend soll zudem die Frage diskutiert werden, inwiefern die Regierungen mit der Ausgestaltung von Förderbedingungen tatsächlich Einfluss auf die Entwicklung der Windenergie in ihren Bundesstaaten nehmen konnten.

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), sowie http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

5.2

Tamil Nadu Die installierte Windenergiekapazität und das Ausbaupotenzial Das an der Südküste Indiens gelegene Tamil Nadu ist seit Entstehung der ersten indischen Windparks Anfang der 1990er Jahre der wichtigste Bundesstaat für den Ausbau der Windenergie. Mit 3664 MW (September 2007) deckt Tamil Nadu fast die Hälfte der in Indien installierten Kapazität ab.26 Dabei entfällt wie in allen anderen relevanten Bundesstaaten der

Großteil der installierten Windenergie auf private Investoren (Tamil Nadu: 99,4 % (März 2007)).27 Über das noch nutzbare Windenergiepotenzial gibt es besonders im Fall Tamil Nadus sehr widersprüchliche Angaben. Prinzipiell unterscheidet das MNRE zwei Werte: das Gesamtpotenzial (für ganz Indien: 45.000 MW, unter der Bedingung, dass 1 % des verfügbaren Landes für Windstandorte ausgeschrieben wird) und das technische Potenzial (orientiert sich an der bestehenden Netzkapazität, für Gesamtindien 12.875 MW) (GTZ 2007: 12). Tamil Nadu übertraf allerdings beide Berechnungen bereits Anfang 2007. Mittlerweile hat das Tamil Nadu Electricity Board (TNEB) neue Zahlen veröffentlicht, denen zufolge das geschätzte technische Potenzial Tamil Nadus von 1750 MW auf bis zu 4.500 MW angehoben wurde.28 Genauere Informationen über die Windbedingungen und weitere Standorte für Windenergieanlagen soll der aktuell von C-WET erstellte neue Windatlas geben. Tatsächlich beruhen die Berechnungen des MNRE auf veralteten Windressourcen-Daten und kleinen Anlagentypen unter 1 MW (s. Mathews 2007a: 40). Chikkoba, Mitglied des State Advisory Commitee für die Tamil Nadu Electricity Regulatory Commission (TNERC), kritisiert die bisherigen Schät-

Das Finanzjahr Indiens endet jeweils im März, danach veröffentlicht das MNRE aktuelle Zahlen zur Entwicklung der Windenergie in allen Bundesstaaten. Die Zahlen sind zusammengefasst unter http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), und für April bis September 2007 aktualisiert unter http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008). 27

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statstate.html (26.02.2008).

Vgl. http://www.tneb.in/General.php (26.02.2008).

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

zungen als zu konservativ, da sie nicht nur zu wenige Windparkstandorte berücksichtigten, sondern vor allem die Potenziale des Repowering vernachlässigten (s. Ramakrishnan 2007). Auch in der Offshore-Windenergie sollen in den kommenden Jahren weitere Potenziale erschlossen werden. Bisher sind 6 MW im Rameshwaram Sea Shore und weitere 1,4 MW im Mullaikadu Sea Shore als Pilotanlagen in Betrieb.29 C-WET untersucht zur Zeit auch die Offshore-Potenziale Tamil Nadus, Schätzungen belaufen sich auf etwa 5000 MW (s. Ramakrishnan 2007).

Die Entwicklung des Windmarktes Schon 1985/1986 wurde in Tamil Nadu die erste (staatliche) 50 kW-Anlage installiert (s. Ramakrishnan 2007). Zentralstaatliche Steuererleichterungen für private Investoren aus der Textil- und Zementindustrie sorgten Mitte der 1990er Jahre für die ersten WindenergieBoomjahre in Tamil Nadu: Zwischen 1994 und 1997 wurde die installierte Kapazität auf 676 MW verachtfacht, wie die Abbildung 13 zeigt. Tamil Nadu gelang damit ein früher Einstieg in den Windmarkt. Der Bundesstaat übernahm in diesen Jahren sowohl national als auch international eine Vorreiterrolle. Bis 2002 folgten jedoch fünf Jahre mit vergleichsweise schwachen Zuwächsen von insgesamt nur 182 MW neu installierter Kapazität. Ursächlich waren unter anderem das Auslaufen der zentralstaatlichen, direkten Subventionen Ende 1997, eine in der Folge instabilere Förderpolitik, sowie schlechte Installationspraktiken und enttäuschende Erträge der bisher installierten Windenergieanlagen (DENA 2006: 28; Lewis 2007: 5; Jagadeesh 2000: 158ff). 2002/03 setzte die zweite starke Wachstumsphase ein, 2003/04 wurde die 1000 MW-Marke überschritten und 2005/06 gelang mit 858 MW die größte Neuinstallation von Windenergie in einem indischen Bundesstaat überhaupt. 2006/07 wurden 565 MW installiert, im Halbjahr zwischen April und September 2007 weitere 206 MW.

Vgl. http://www.tneb.in/General.php (26.02.2008).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Abbildung 13: Jährlich installierte Windenergie in Tamil Nadu 3750 3500 3250 3000 2750 2500 2250 2000 1750

in MW

1500 1250 1000 750 500 250 0 bis 1992

1992/ 93

1993/ 94

1994/ 95

1995/ 96

1996/ 97

1997/ 98

1998/ 99

1999/ 00

2000/ 01

2001/ 02

2002/ 03

2003/ 04

2004/ 05

2005/ 06

2006/ 07

Sept. 2007

Quellen: eigene Darstellung nach http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html#bkmark1 (26.02.2008)

Trotz dieses Wachstumsrückgangs seit 2006 kann Tamil Nadu bis heute den Spitzenplatz bei den Neuinstallationen behaupten. Begründet wird der Aufschwung ab 2002 durch eine Stabilisierung der Förderpolitik und den ambitionierten Ausbauzielen für erneuerbare Energien in Tamil Nadu (ausführlicher dazu die beiden folgenden Abschnitte).

Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize Nach der letzten Anpassung durch die TNERC im Mai 2006 profitieren Investoren aktuell von den in Tabelle 5 zusammengestellten und im Folgenden näher erläuterten Förderanreizen (s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 2-156ff):

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Tabelle 9: Förderanreize für Windenergie in den indischen Bundesstaaten

Tamil Nadu Karnataka Maharashtra Vergütung Verkauf an Dritte Wheeling (Netzdurchleitungskosten) Banking (Überschussabnahme) Captive Use (Eigenbedarf) Quote erneuerb. Energien

Rs. 2,90 pro kWh (fix)

Nicht erlaubt

Rajasthan

Rs. 3,40 pro kWh Rs. 3,50 pro kWh Rs. 3,37 pro kWh Ab INR 3,59 pro (fix für 10 Jahre (Erhöhung @ 0,15 (fix für 20 J.) kWh Betrieb) pro J. für 13 J.) Erlaubt für HochspannungsKonsumenten

Erlaubt

5 % der Energie + Rs. 1,15/kWh 5 % der Energie 7 % der Energie bei Verkauf durch Dritte Für 12 Monate, Gebühr 5 %

Gujarat

Nicht erlaubt

Erlaubt

4 % der Energie 10 % der Energie

Für 12 Monate, Gebühr 2 %

Nicht erlaubt

Für 12 Monate, Gebühr 2 %

Erlaubt

10% (Vorgabe)

5% (2004)

6% (2009/10)

2% (2008/09)

9,5 % (2011/12)

Quelle: Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007

Das TNEB zahlt Windenergieproduzenten einen Vergütungstarif von INR 2,90/kWh (Juli 2006: $ 0,072/kWh). Das sind INR 0,20/kWh mehr als vor der Anpassung, aber noch immer ist dieser Satz niedriger als in den anderen relevanten indischen Bundesstaaten. Die Windindustrie hatte sich eine Angleichung an die deutlich höheren Tarife in Maharashtra und Karnataka erhofft. Balajee von Indowind Energy kommentierte: „The government should really wake up and do something about this.“ (Mathews 2006: 43). Die moderate Erhöhung wird jedoch mit Verweis auf die hervorragenden Windbedingungen gerechtfertigt (s. Rajgor/ Pai 2006: 60). In Tamil Nadu wird etwa 35 % des produzierten Stroms an das TNEB verkauft. Die übrigen 65 % werden zum industriellen Eigenbedarf (captive use) produziert. Ein Vorteil der Produktion für den Eigenbedarf ist in Indien generell, dass sich Firmen damit von den hohen Strompreisen für die Industrie (etwa 6,3 €-ct) unabhängig machen können. Darüber hinaus genießen Firmen, die das Stromnetz zur Anbindung von entfernter liegenden Windanlagen nutzen das Privileg, bei (häufig vorkommenden) Stromengpässen als Letzte vom Netz genommen zu werden (s. GTZ 2007: 13). Allerdings ist diese Netzdurchleitung nicht kostenlos, sondern wird mit 5 % des durchgeleiteten Stroms in Rechnung gestellt, die das TNEB einbehält (das sogenannte „Wheeling“).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Ein weiterer typisch indischer Förderanreiz ist das „Banking“. Es ermöglicht Produzenten, Energie bei Überschussproduktion in das Stromnetz einzuspeisen und dann innerhalb eines bestimmten Zeitraums (in der Regel 12 Monate) wieder aus dem Netz zu beziehen. Für Eigenproduzenten bietet das den Vorteil, windstarke und windschwache Monate ausgleichen zu können. Auch beim Banking fällt eine Gebühr an, die in Tamil Nadu ebenfalls 5 % des eingespeisten Stroms beträgt. Ein direkter Verkauf von Strom an Dritte ist in Tamil Nadu nicht erlaubt (s. Mathews 2006: 43). Bei der Einführung einer Quotenregelung hat die indische Regierung dem TNEB das Abnahmeziel von mindestens 10 % erneuerbaren Stroms vorgegeben (s. Jagadeesh 2006: 3).

Erfolgsfaktoren Tamil Nadu bietet nach wie vor sehr gute Bedingungen für ausländische Windenergie-Investoren. Zwar wurde das Subventionsprogramm für die Textilindustrie mittlerweile aufgehoben, womit sie als Großinvestor ausfällt. Ihren dominierenden Einfluss auf den Windmarkt hatte die Textilindustrie aber schon früher eingebüßt. Die Entscheidung ist Teil der Neuausrichtung der staatlichen Förderpolitik, statt der Subventionierung von Investitionen verstärkt auf die Förderung von tatsächlich produzierten Kilowattstunden zu setzen (s. Mathews 2005: 66). Entsprechend hat die Regierung Tamil Nadus das Ziel einer Installation von zusätzlichen 2500 MW Windenergieleistung bis 2012 vorgegeben. 30 Erreicht werden soll dieses Ziel unter anderem durch die Quotierung, die alle lizensierten Stromversorger (und damit zuvorderst das TNEB) verpflichtet, mindestens 10 % Strom aus erneuerbaren Energien bereitzustellen (s. Rajgor/Pai 2006: 62). Um Investoren anzuziehen wurde in der Nähe von Chennai Ende 2006 außerdem die Einrichtung einer Sonderwirtschaftszone für die Herstellung und als Testareal für erneuerbare Energieanlagen beschlossen. Das Projekt soll innerhalb von vier Jahren Investitionen in Höhe von $ 670 Mio. generieren (s. Windpower Monthly 2006: 11). Generell profitieren Investoren von der langjährigen Erfahrung Tamil Nadus in der Förderung von erneuerbaren Energien und von einer Stabilisierung der Förderanreize, auch wenn die Durchsetzung eines höheren Vergütungssatzes nicht gelang. Balajee bestätigt das: „The policy for renewables in Tamil Nadu seems to be the best compared to any other state since there is consistency, although there is no escalation in tarif.“ (Mathews 2003: 63).

Vgl. http://www.windpowerindia.com/newsdetailsold.html (India sets five year plan target) (26.02.2008)

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Ausdruck dieser Förderpolitik ist im Besonderen der Kanyakumari Windpark, mit über 1000 MW (Stand Juni 2005) die am schnellsten wachsende Windenergie-Region in ganz Indien (s. Windpower Monthly 2005: 21). Mittlerweile steht in Kanyakumari eine der größten Windfarmen Asiens und sie leistet einen erheblichen Beitrag zur nachhaltigen Entwicklung in der Region (s. Franken 2005: 87f.; Mathews 2005: 64). Neben den Förderanreizen bieten die hervorragenden Windbedingungen in Tamil Nadu Windenergieproduzenten sichere Einnahmen. Die geographische Lage des Staates garantiert mit 28-32 % den höchsten Auslastungsgrad für Windenergieanlagen in Indien und ermöglicht den Einsatz der größten Anlagentypen (s. Rajgor/ Pai 2006: 60).

Restriktionen Nachdem das Wachstum im Jahr 2006/07 im Vergleich zum Vorjahr zurückging, wurde in den indischen Medien spekuliert, ob der Boom in Tamil Nadu seinen vorläufigen Höhepunkt in den Jahren 2004/05 und 2005/06 erreicht hat und schon 2006 an seine Grenzen stieß (s. Ramakrishnan 2007). Diese Befürchtung ist nicht unbegründet, denn es bestehen für einen weiteren großflächigen Ausbau der Windenergie erhebliche technologische Barrieren im Netz und in der Straßeninfrastruktur (s. GTZ 2007: 13). Eines der größten Hemmnisse für Tamil Nadu ist laut Investoren die fehlende Übertragungskapazität in die Nachbarstaaten (s. Mathews 2007a: 40). Als einer der wenigen Bundesstaaten erzeugt Tamil Nadu mehr Energie als benötigt wird, so könnten 700 MW exportiert werden. Aufgrund von überlasteten Übertragungsnetzen mussten Produzenten 2006 während Windspitzenzeiten gebeten werden, ihre Anlagen für täglich 10 Stunden herunterzufahren. Inzwischen hat das TNRC dem TNEB verordnet, einen „must-run“- Status durchzusetzen. Das TNEB erhofft sich private Investitionen von $ 125 Mio. für verbesserte Übertragungskapazitäten und eine neue 440 kV Umspannstation (s. Rajgor/ Pai 2006: 62). Für einen Netzanschluss von Offhore-Windparks müssten weitere Investitionen vor allem im Hochspannungsbereich erfolgen. Restriktionen im politischen Fördersystem finden sich neben dem angesprochenen niedrigen Vergütungstarif vor allem im noch bestehenden Verbot des direkten Verkaufs von Elektrizität an Dritte. Dessen Aufhebung würde es Produzenten ermöglichen, ohne den „Zwischenhandel“ mit dem Electricity Board Verträge mit Abnehmern zu schließen, wie es etwa in Maharashtra erlaubt ist. Das TNEB fürchtet um seinen Einfluss und die hohen Einnahmen durch die Windindustrie und hat sich bisher erfolgreich gegen diesen Schritt gewehrt. - 45 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

5.3

Karnataka Die installierte Windenergiekapazität und das Ausbaupotenzial Das MNRE wies Karnataka im September 2007 mit 910 MW installierter Kapazität als drittstärksten Windstaat Indiens aus. Das entspricht 11,8 % der gesamt-indischen Windenergie. 99,1 % der Kapazität von Karnataka sind in Besitz des Privatsektors.31

Das Gesamtpotenzial Karnatakas beläuft sich nach offiziellen Schätzungen des MNRE auf 6.620 MW, das technische Potenzial schätzte das Ministerium im Annual Report 2005/2006 auf 1.120 MW.32 Beide Zahlen sind jedoch wie im Fall Tamil Nadus als konservativ zu bewerten und das technische Potenzial dürfte schon in absehbarer Zeit ebenfalls übertroffen werden.

Die Entwicklung des Windmarktes Im Vergleich zum südlichen Nachbarn Tamil Nadu entwickelte sich der Windmarkt in Karnataka erst relativ spät, wie man der Abbildung 14 entnehmen kann. Ende der 1990er wurden die ersten Anlagen installiert, erst 2001/02 (24 MW) gelang eine Neuinstallation von mehr als 20 MW. 2003 wurde die Vorgabe des MNRE zur Neugestaltung der Förderanreize umgesetzt, wobei die Konditionen für Betreiber von Windenergieanlagen verbessert wurden (s. Consolidated Energy Consultants 2007 Ltd.: 2-81). Seither erfährt der Windmarkt einen stetigen Aufschwung: 2003/04 wurde die 200 MW-Marke überschritten und 2004/05 löste Karnataka durch eine Verdopplung auf 400 MW Gujarat als drittgrößten indischen Markt ab. Dieser Rang konnte mit weiteren Zuwächsen von 174 MW (2005/06), 265 MW (2006/07) bzw. 55 MW (Halbjahr März- Sept. 2007) seither gehalten werden. 33

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statstate.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008). 32

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statest.html (26.02.2008) bzw. GTZ 2007: 12.

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008); http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008).

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Abbildung 14: Jährlich installierte Windenergie in Karnataka 1000 900 800 700 600 500 in MW

400 300 200 100 0 bis 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Sept. 1992 /93 /94 /95 /96 /97 /98 /99 /00 /01 /02 /03 /04 /05 /06 /07 2007

Quellen: eigene Darstellung nach http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html#bkmark1 (26.02.2008)

Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize Seit der letzten Revision am 18. Januar 2005 bietet die Karnataka Electricity Regulatory Comission

(KERC)

Investoren

aus

dem

In-

und

Ausland

folgende

Förderanreize

(s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 2-81ff und vgl. Tabelle 9): Windenergieanlagen-Betreiber erhalten einen Vergütungstarif von INR 3,40/kWh, wenn sie ihren Strom an das Karnataka Electricity Board (KEB) verkaufen. Dieser Tarif ist der zweithöchste unter den relevanten Windenergie-Bundesstaaten Indiens. Allerdings ist er fixiert (während etwa in Maharashtra eine jährliche Tariferhöhung um INR 0,15/kWh festgeschrieben ist) und wird auch nur über einen Zeitraum von 10 Jahren garantiert. Die Produktion für den Eigenbedarf ist in Karnataka erlaubt, die Wheeling-Abgabe beträgt dafür 5 %. Im Hochspannungsbereich ist auch der direkte Verkauf an Dritte möglich. Dabei fällt eine vergleichsweise hohe zusätzliche Wheeling-Gebühr von INR 1,15/kWh an. Banking ist in Karnataka zu günstigen Konditionen möglich: Für die Einspeisung und Rückbeziehung von Strom behält das KEB lediglich 2 % des Inputs ein. - 47 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Auch die Quotierung von Strom aus erneuerbaren Energien ist ambitioniert: Die am 27.09.2004 erlassene Renewable Purchase Obligation (RPO) verpflichtet das KEB und alle weiteren lizensierten Stromversorger, jährlich zwischen 5 und 10 % erneuerbaren Strom zu handeln (s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 2-83)

Erfolgsfaktoren Die verbesserte Förderpolitik seit Juni 2003 war eine wesentliche Bedingung für den Aufschwung des Windmarktes in Karnataka. Die Windenergiebranche stand zu diesem Zeitpunkt bereits in den Startlöchern und erwartete die neuen Förderanreize optimistisch. „We expect to see some activity in terms of installations only after June. If the PPA (power purchase agreement) constraints and evacuation are taken care of, Karnataka has the potential of adding up to 100 MW in the next year alone“ (Tulsi Tanti, Vorsitzender von Suzlon im März 2003) (Mathews 2003a: 62f.). Weitere Anreize, um Investoren anzuziehen, wurden durch Bürokratieabbau gesetzt: Windstandorte können nun von lokalen Behörden ausgeschrieben werden. Dies erspart Investoren die langwierigen Genehmigungen durch die zentralen Behörden. Zur Stabilisierung des häufig überlasteten Stromnetzes setzte der Energieminister von Karnataka Revanna ein INR 50 Milliarden- Programm (etwa 1 Mrd. Euro) zur Errichtung von Umspannstationen durch (s. Franken 2005: 90f.).

Restriktionen Trotz dieser günstigen Entwicklungen boomt der Windmarkt in Karnataka noch nicht wie in Tamil Nadu, Maharashtra oder aktuell auch in Gujarat. Ein Ursache dafür ist in den vergleichsweise kurzen Konzessionsverträgen von lediglich 10 Jahren zu finden (Tamil Nadu und Gujarat: 20 Jahre, Maharashtra immerhin 13 Jahre). Diese begrenzte Abnahmegarantie verringert die Investitionssicherheit erheblich (s. Mathews 2007c: 37). Auch bleibt die teilweise fehlende Netzanbindung ein Hindernis. Zwar sind durch die erleichterte Genehmigung von Windenergie-Standorten mittlerweile Gebiete für über 2.000 MW ausgeschrieben, allerdings sind die meisten dieser Gebiete noch nicht erschlossen und so für Investoren wenig interessant (s. Franken 2005: 91).

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Anders als in Tamil Nadu setzt die Regierung bei den erneuerbaren Energien auch nicht vorrangig auf Windenergie, sondern bevorzugt die kurzfristig billigere Ko- Fermentation von Biomasse (s. ebd.).

5.4

Maharashtra Die installierte Windenergiekapazität und das Ausbaupotenzial Der aktuell zweitgrößte Windmarkt unter den indischen Bundesstaaten ist Maharashtra mit 1621 MW (Sept. 2007) installierter Kapazität. Damit steht etwa jede fünfte Windenergieanlage Indiens (20,9 % der indischen Kapazität) in diesem Bundesstaat.

Privater Besitz dominiert auch in Maharashtra eindeutig die Marktstruktur (99,4 %).34 Das Gesamtpotenzial für die Windenergienutzung wird vom MNRE mit 3650 MW ausgewiesen, das technische Potenzial liegt mit geschätzten 3020 MW vergleichsweise knapp dahinter. Damit kann die Kapazität in Maharashtra ohne weiteren Netzausbau noch einmal fast verdoppelt werden. Da für die Berechnung des Gesamtpotenzials auch in Maharashtra Repoweringund Offshore-Anlagen bisher vernachlässigt wurden, ist eine Anhebung des Wertes in den kommenden Jahren wahrscheinlich (s. GTZ 2007: 12).

Die Entwicklung des Windmarktes Nennenswerte Windenergie-Installationen gibt es in Maharashtra erst seit 1998/99 (23 MW, vgl. Abbildung 15), in den Folgejahren löste Maharashtra durch eine etwa jährliche Verdopplung bis 2001/02 (209 MW) sogar vorübergehend Tamil Nadu als Vorreiter-Bundesstaat Indiens ab. 2002/03 (nur 2 MW) und 2003/04 (nur 6,3 MW) brach der Markt allerdings weitgehend zusammen. Ein zentraler Grund für die Flaute: das Maharashtra Electricity Board (MEB) zahlte wegen leerer Kassen den hohen Vergütungstarif nicht aus, den die Regulierungsbehörde Maharashtra Energy Development Agency (MEDA) eingerichtet hatte. „Wir

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statstate.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

stecken fest im Kampf zwischen den Interessen des State Electricity Boards und dem, was wir als Regulierungsbehörde wollen“, konstatierte Anil Diggikar, der General Direktor der MEDA (Franken 2005: 91; vgl. dazu auch Kapitel 2). In der Folge wurde die gesamte bundesstaatliche Förderpolitik für zwei Jahre völlig unterbrochen (s. Mathews 2003a: 63, 2003b: 44).

Abbildung 15: Jährlich installierte Windenergie in Maharashtra 1700 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800

in MW

700 600 500 400 300 200 100 0 bis 19/9 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Sept. 1992 2/93 /94 /95 /96 /97 /98 /99 /00 /01 /02 /03 /04 /05 /06 /07 2007

Quellen: eigene Darstellung nach http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html#bkmark1 (26.02.2008)

Die Regierung setzte erst am 1. April 2004 eine neue Förderpolitik durch, auf die der Markt 2004/05 (49 MW) schnell mit einer Erholung reagierte, bevor er dann 2005/06 (545 MW) und 2006/07 (484 MW) stark expandierte. Bis September 2007 wurden weitere 136 MW installiert. So konnte die Position Maharashtras als Indiens Windstaat Nummer 2 abgesichert werden.35

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008.

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize Seit der Überarbeitung der Förderanreize am 24. November 2003 bietet Maharashtra Investoren ein ambitioniertes Fördersystem (s. Consolidated Energy Consultants Ltd.: 2-119ff und vgl. Tabelle 9): Aktuell ist der Vergütungssatz mit INR 3,50/kWh im ersten Jahr der Inbetriebnahme der zweithöchste in Indien, zusätzlich wird eine Steigerung dieses Tarifs um jährlich 15 Paise für 13 Jahre garantiert. Zumindest bis März 2010 sind diese Konditionen gesetzlich fixiert, was nach Einschätzung der Indian Wind Energy Association (InWEA) die Investitionssicherheit zusätzlich steigerte (s. Rajgor/Pai 2006: 61). Eine Produktion für den Eigenbedarf ist ebenso uneingeschränkt erlaubt wie der direkte Verkauf an Dritte. Die dafür einbehaltenen Wheeling-Gebühren von insgesamt 7 % (5 % allein für „Übertragungs- und Verteilungsverluste“ bei der Netzdurchleitung) sind dafür relativ hoch. Banking ist in Maharashtra zu einer moderaten Gebühr von 2 % möglich. Die Quotierung von erneuerbaren Energien für Energieversorger spielte mit 6 % bis 2010 bisher eine untergeordnete Rolle, da sie schon im September 2006 überschritten wurde. Das könnte sich ändern, da die MEDA bis 2010/11 eine Verpflichtung von zusätzlichen 3000 MW Windenergie für Energieversorger plant und schon heute hohe Sanktionen im Falle einer Nichterfüllung ankündigt (s. Rajgor/Pai 2006: 61f.).

Erfolgsfaktoren Der Aufschwung des Windmarktes ab 2004 ist vor allem das Ergebnis des zur Zeit insgesamt attraktivsten Fördersystems aller indischen Bundesstaaten. Im Gegensatz zum ebenfalls ambitionierten Fördersystem in Gujarat kann Maharashtra vor allem auf die Möglichkeiten des Banking und des Verkaufs an Dritte verweisen. Darüber hinaus richtete die MEDA ein Investitionsprogramm von jährlich INR 800-900 Mio. (etwa € 16,5 Mio.) ein für Infrastrukturmaßnahmen und die Netzanbindung von Windenergieanlagen in schwer zugänglichen Regionen (s. Franken 2005: 91). Die Produktion von Windenergie für den Eigenbedarf ist auch in Maharashtra nicht allein aus Kostenaspekten interessant, sondern teilweise aufgrund von regelmäßigen Stromausfällen - 51 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

existenzsichernd (s. Chadha 2007). Das marode Stromnetz wird in diesem Falle zu einem Erfolgsfaktor für die Windenergiebranche.

Restriktionen Von der bereits überholten Zielsetzung von 6 % erneuerbare Energien abgesehen, hat das Fördersystem für Windenergie in Maharashtra nur einen „Schönheitsfehler“: Abnahmegarantien werden vom MEB nur für 13 Jahre vergeben, was die Investitionssicherheit mindert. Insgesamt entscheidendere Hindernisse stellen sich Investoren jedoch durch Widerstände auf lokaler Ebene dar. So muss sich der indische Hersteller Suzlon im Windpark Sangli seit 2006 gegen Forderungen aus der Bevölkerung nach Pachterhöhungen wehren. Die Installation von geplanten 222 MW stagniert seither bei 74 MW, zeitweise mussten sogar die bereits errichteten Anlagen vom Netz genommen werden. Auch im Windparks-Großprojekt von Dhule (geplante Installation von 1000 MW) sieht sich Suzlon seit März 2007 mit lokalem Widerstand konfrontiert: Mitglieder des Volksstammes der Adivasis halten das Land teilweise besetzt und fordern eine Entschädigung für frühere Enteignungen. Von den bisher installierten 637 MW mussten daraufhin 202 MW vom Netz genommen werden, die Installation von weiteren 100 MW musste aufgeschoben bzw. abgebrochen werden. Allein bis Juli 2007 entstand Suzlon nach eigenen Angaben ein Schaden von ca. $ 11 Mio (s. Mathews 2007b: 48).

5.5

Gujarat Die installierte Windenergiekapazität und das Ausbaupotenzial Das küstenreiche Gujarat hat mit 9675 MW das größte Gesamtpotenzial für Windenergie aller indischen Bundesstaaten. Unter Berücksichtigung der Netzinfrastruktur (technisches Potenzial) sind nach Schätzung des MNRE 1780 MW integrierbar, der zweithöchste Wert nach Maharashtra (s. GTZ

2007: 12).

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Trotz dieser Potenziale sind bisher nur 822 MW (September 2007) installiert worden, was der viertgrößten Leistung in Indien entspricht.36 Seit 2006 erfährt Gujarat allerdings einen Aufschwung, der den Bundesstaat zum wichtigsten Windmarkt Indiens machen könnte (vgl. kommende Abschnitte).

Die Entwicklung des Windmarktes Wie die Abbildung 16 zeigt, stieg Gujarat ebenso wie Tamil Nadu bereits früh in den 1990er Jahren in die kommerzielle Windenergienutzung ein: Bis 1997/98 wurden 167 MW installiert. Auch in Gujarat war die Textilbranche der „Motor“ des Aufschwungs. Die Erfolgsgeschichte von Suzlon zeichnet diese Entwicklung geradezu symbolisch nach: Tanti, der Gründer des heutigen Windenergieriesen führte zu Beginn der 1990er Jahre in Gujarat ein Textilunternehmen. Aus Kostengründen entschied er sich 1990 für die Errichtung einer Windenergieanlage. Er erkannte das Potenzial für einen indischen Windenergie-Produzenten, schloss sein Textilunternehmen und stieg in den Windmarkt ein (s. Penna 2007). Wie in Tamil Nadu nutzten Textilunternehmen die Windenergie zur Steuerreduzierung. Auf ein ausgereiftes Fördersystem auf bundesstaatlicher Ebene mussten potenzielle Investoren in Gujarat lange warten. Als sich die Textilunternehmen aufgrund der unsicheren Windenergieerträge resigniert von Investitionen abwendeten, brach der Windmarkt für mehrere Jahre vollständig zusammen: zwischen 1998/99 und 2001/02 wurde in Gujarat keine einzige Windenergieanlage neu installiert. Als die Regierung 2003 gemäß der Vorgabe durch das MNRE die Einführung neuer Förderanreize bekannt gab, zog der Markt für Windenergie in Gujarat wieder an: 2002/03 bis 2005/06 wurden insgesamt 171 MW installiert.37 Am 11. August 2006 verbesserte die Gujarat Electricity Regulatory Comission (GERC) die Förderanreize noch einmal. Möglicherweise entscheidend, denn 2006/07 folgte eine Verdopplung (97,3 %) der Kapazität auf 667 MW und im Halbjahr März- September 2007 konnten weitere 161 MW neu registriert werden. 38

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statstate.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008). 37

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008).

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (26.02.2008).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Abbildung 16: Jährlich installierte Windenergie in Gujarat 850 800 750 700 650 600 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0

in MW

bis 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1992 /93 /94 /95 /96 /97 /98 /99 /00 /01 /02 /03 /04 /05 /06 /07 (Sep t.)

Quellen: eigene Darstellung nach http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html#bkmark1 (26.02.2008))

Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize Die Anhebung der Förderanreize am 11. August 2006 durch das GERC gilt für mindestens drei Jahre (s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 2-69ff und vgl. Tabelle 9): Der Vergütungstarif für Windenergie wurde auf INR 3,37/kWh angehoben und ist für die Lebensdauer der Anlagen von 20 Jahren garantiert. Damit bietet der Tarif sehr günstige Konditionen für Investoren. Die Produktion für den Eigenbedarf ist erlaubt, für eine Wheeling-Gebühr von vergleichsweise niedrigen 4 %. Die Regierung von Gujarat kündigte in der Wind Power Generation Policy vom 13. Juni auch die Möglichkeit des Verkaufs an Dritte an (s. Consolidated Energy Consultants Ltd. 2007: 2, 67), was allerdings bisher von der GERC nicht umgesetzt wurde. Banking ist in Gujarat ebenfalls nach wie vor nicht möglich. Eine Besonderheit ist die windspezifische Quotenregelung, nach der 1 % des gesamten Stromkonsums von Gujarat aus Windenergie produziert werden soll (s. Mathews 03/2007:

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

40). Die Quotierung für alle erneuerbaren Energien wurde auf 2 % (bis 2008/09) angehoben (s. Jagadeesh 2006: 3).

Erfolgsfaktoren Gujarat könnte in den kommenden Jahren eine Vorreiterrolle auf dem indischen Windmarkt zukommen. Grund dafür sind insgesamt sehr günstige politische Rahmenbedingungen. Neben langfristigen Abnahmegarantien für eingespeisten Strom stellt die bundesstaatliche Regierung Investoren seit 2004 kostenlos Land zur Errichtung von Windenergieanlagen zur Verfügung . Zur Sicherung des aktuellen Aufschwungs will die Regierung Ende 2008 weitere Standorte freigeben . Die Windbranche profitiert auch von der Ökostrom-Priorisierung in Gujarat: erneuerbare Energie-Anlagen werden als letzte vom Netz genommen, wenn dieses heruntergefahren werden muss (s. Mathews 2007c: 58). Auch auf lokaler Ebene sind keine Widerstände aus der Bevölkerung bekannt. Gujarat profitierte

sogar

von

den

Landbesitz-Streitigkeiten

benachbarten

Maharashtra

(vgl.

Abschnitt 5.4) als Folge derer Windenergieanlagen im Umfang von 50 MW nach Gujarat umgesiedelt wurden (s. Mathews 2007b: 48).

Restriktionen Aktuell sehen sich Investoren in Gujarat nur mit wenigen Hemmnissen konfrontiert. Das im August 2006 optimierte Förderprogramm der Regierung bietet lediglich zwei: Sowohl Banking als auch der direkte Verkauf von Strom an Dritte sind im Gegensatz zu den meisten anderen Bundesstaaten in Gujarat nicht erlaubt. Während der Einfluss des Bankings als Investitionsförderung schwer einschätzbar bleibt, ist das Verbot des Verkaufs an Dritte zumindest keine entscheidende Barriere für den Ausbau von Windenergie, wie auch das Beispiel Tamil Nadus zeigt (vgl. Abschnitt 5.1).

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

5.6

Rajasthan Die installierte Windenergiekapazität und das Ausbaupotenzial Der Windenergiemarkt in Rajasthan nimmt in doppelter Hinsicht Platz fünf ein unter den indischen Bundesstaaten: in der installierten Kapazität von 496 MW (Stand September 2007) ebenso wie im Wachstum von 112 MW (2006/07) bzw. 24 MW (März bis September 2007).39

Das Windenergiepotenzial (5400 MW) ist auch in Rajasthan noch längst nicht ausgeschöpft, das auf der Netzinfrastruktur basierende technische Potenzial liegt allerdings mit 895 MW derzeit nur auf Platz 6 unter den indischen Bundesstaaten (noch hinter Andhra Pradesh)40 (s. GTZ 2007: 12). Die ersten Windräder wurden in Rajasthan erst 1999/00 installiert (2 MW, vgl. Abbildung 17). In den drei Folgejahren wuchs der Windmarkt bis auf 61 MW (2002/03) an. Auf die Integration von generösen Anreizen in das Förderprogramm Anfang 2003 reagierte der Markt mit dem bisherigen Rekordjahr 2003/04 (Neuinstallation: 117,8 MW). Der Markt wuchs auch 2004/05- 2006/07 stetig weiter, im Vergleich zu anderen aktiven Windstaaten Indiens allerdings auf moderatem Niveau.41 Eine Erklärung für den bislang ausgebliebenen „Boom“ findet sich in der Instabilität der Förderanreize in der neuen Förderpolitik seit dem 25.Oktober 2004 (vgl. folgende Abschnitte).

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statstate.html (21.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html - bkmark1 (21.02.2008). 40

Allerdings lässt die konservative Schätzung des MNRE auch hier ein größeres Potenzial vermuten, vgl. die Ausführungen dazu in Abschnitt 5.1. 41

Vgl. http://www.windpowerindia.com/statyear.html (25.02.2008).

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Die Entwicklung des Windmarktes Abbildung 17: Jährlich installierte Windenergie in Rajasthan 500 450 400 350 300 250 in MW

200 150 100 50 0 bis 1992/ 1993/ 1994/ 1995/ 1996/ 1997/ 1998/ 1999/ 2000/ 2001/ 2002/ 2003/ 2004/ 2005/ 2006/ 2007 1992 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 (Sept .)

Quellen: eigene Darstellung nach http://www.windpowerindia.com/statyear.html (26.02.2008), http://www.windpowerindia.com/newsdetailer.html#bkmark1 (26.02.2008)

Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize Seit dem 9. März 2007 können Investoren in Rajasthan auf folgende Förderanreize zurückgreifen (s. Consolidated Energy Consultants Ltd.: 2-136ff, 2-150ff und vgl. Tabelle 9): Die Regierung hat als einziger der hier vorgestellten Bundesstaaten differenzierte Vergütungstarife für eingespeisten Windstrom erlassen: So werden im Hochspannungsbereich („Extra High Voltage“) in den Distrikten Jaisalmer, Barmer und Jodhpur INR 3,59/kWh gezahlt (mit einer Anhebung von INR 0,02/kWh in den Jahren 1-12 und INR 0.01/kWh in den Jahren 13-20). Für alle übrigen Distrikte wurde ein höherer Tarif von INR 3,67/kWh (Anhebung von INR 0,04/kWh in den Jahren 1-10; 0.01/kWh in den Jahren 13-20) festgesetzt. Im Niedrigspannungsbereich werden jeweils etwa INR 0,11 weniger gezahlt. Die Stromerzeugung für den Eigenbedarf ist ebenso erlaubt wie ein Verkauf an Dritte. Dafür fallen bei Netzbenutzung relativ hohe Wheeling-Gebühren von 10 % an. Banking ist innerhalb von 12 Monaten für günstige 2 % möglich. - 57 -

Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Rajasthan hat sich für die nächsten Jahre hohe Ziele gesetzt: In der Renewable Energy Obligation vom 23.03.2007 wurde eine Quotierung für erneuerbare Energien von 6,25 % bis 2008/09 bzw. 9,5 % bis 2011/12 integriert, inklusive Strafklauseln für Unterschreitungen.

Erfolgsfaktoren Die aktuelle Ausgestaltung der Förderanreize vom März 2007 ist als sehr ambitioniert zu bewerten und für die kommenden Jahre ein möglicher Erfolgsfaktor: Rajasthan bietet Investoren die höchsten Vergütungstarife, der Verkauf an Dritte ist erlaubt und Banking ist zu günstigen Konditionen möglich. Lediglich die Wheeling-Gebühren sind vergleichsweise hoch. Die Zuwächse im Halbjahr März bis September 2007 waren bescheiden (24 MW), dennoch zeigen Großinvestoren wie die staatliche Oil and Natural Gas Corp (ONGC) neuerdings Interesse für den Windmarkt in Rajasthan.42

Restriktionen Ein instabiles Fördersystem ist für Investitionen in erneuerbare Energien generell eine entscheidende Restriktion, da es die Planungssicherheit von langfristigen Erträgen verringert. Das Förderprogramm von Rajasthan („Policy for Promoting Generation of Power through Non-Conventional Energy Sources“) wurde zwischen der Einführung am 31. März 2004 und der aktuellen Version vom 9. März 2007 insgesamt sechsmal nouvelliert (s. Consolidated Energy Consultants Ldt. 2007: 2-136), was dazu beigetragen haben könnte, dass ein starker Aufschwung bislang ausblieb.

5.7

Zusammenfassung über die Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

Alle für den indischen Windmarkt relevanten Bundesstaaten haben die Vorgabe des Erneuerbare-Energien-Ministeriums (MNRE) mittlerweile umgesetzt und umfangreiche Förderprogramme für erneuerbare Energien eingeführt. Wie die Entwicklung der Windenergie gerade in

Vgl. Achmedabad Newsline, 10.05.2007. Online unter: http://www.windenergynews.com/content/view/728/45/ (26.02.2008)

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Jan Beermann: Förderbedingungen auf bundesstaatlicher Ebene

den letzten Jahren zeigt, bieten alle fünf Bundesstaaten attraktive Investitionsanreize für Windenergieunternehmen. Dennoch gibt es wesentliche Unterschiede, in der Ausgestaltung der Förderanreize ebenso wie in der Marktentwicklung. Die erste wichtige Erkenntnis ist, dass Indiens Windstaat Nummer 1, Tamil Nadu, seine Position trotz vergleichsweise schwachen Förderanreizen in den letzten Jahren halten konnte. Tamil Nadu bietet Investoren neben langfristiger Erfahrung vor allem Stabilität, was dem Staat – abgesehen von den hervorragenden Windbedingungen – einen entscheidenden Vorsprung verschafft. Die übrigen Bundesstaaten versuchen mit insgesamt attraktiveren Förderanreizen nachzuziehen, was ihnen aber trotz teils beachtlicher Ausbauerfolge bisher noch nicht gelungen ist. Investoren bietet dieser inner-indische Standortwettbewerb auch für die kommenden Jahre gute Aussichten auf einträgliche Förderbedingungen. Die zweite wesentliche Erkenntnis ist, dass in Indien dennoch eine enge Kopplung zwischen der Ausgestaltung der Förderanreize und der Entwicklung der bundesstaatlichen Windmärkte feststellbar ist. Auf die Unterbrechung der Förderprogramme in Tamil Nadu (1997-2002), Maharashtra (2002-2004) und Gujarat (1998-2002) reagierten die Märkte mit Wachstumseinbrüchen, die jeweils folgenden Förderprogramme brachten wieder starke Wachstumsphasen. Die Windmärkte von Karnataka und Rajasthan blieben von Förderunterbrechungen verschont und wuchsen insgesamt stetiger. Die Einrichtung ambitionierter und stabiler Förderanreize auf bundesstaatlicher Ebene kann deshalb als einflussreiche Investitionsbedingung bewertet werden.

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Strategien und Förderung

6.1

Einleitung

Nachdem sich das vorhergehende Kapitel mit der Frage befasst hat, „wo“ es die besten Förderbedingungen für ausländische Investoren gibt, geht es im Folgenden darum, „wie“ solch ein Markteintritt konkret aussehen kann. Welche Strategie sollte angewendet werden ? Welche verspricht die größten Erfolgsaussichten? Um diese Fragen zu klären, werden die wichtigsten Eintrittsvarianten vorgestellt und deren Vor- und Nachteile diskutiert. Darüber hinaus werden im Anschluss Finanzierungs- und Absicherungsmöglichkeiten erläutert, und es wird über Beratungsstellen informiert.

6.2

Markteintrittsstrategien

6.2.1 Die verschiedenen Strategien Ein zentraler Punkt bei der Expansion ist die Wahl der passenden Markteintrittsstrategie. Seit der wirtschaftlichen Öffnung Indiens zu Beginn der 1990er Jahre stehen ausländischen Investoren dazu eine Vielzahl von Möglichkeiten zur Verfügung.43 Entscheidend für die Wahl ist die Frage, welche der Funktionsbereiche der Wertschöpfungsphase in das Ausland verlagert werden sollen und welche in Deutschland verbleiben. Die Strategien unterscheiden sich also vor allem im Ausmaß des Ressourcentransfers bezüglich des Kapitals und der Managementleistungen (vgl. Meyer/Sahay 2006: 313). In diesem Kapitel wird auf die drei in Abbildung 18 dargestellten Markteintrittsstrategien eingegangen , da diese zu den am meisten genutzten Methoden gehören (vgl. Hamburg Messe 2006). Zudem lassen sich mit diesen Methoden anschaulich die Vor- und Nachteile Ressourcen schonender gegenüber Ressourcen intensiver Eintrittsformen verdeutlichen. Gemäß Abbildung 18 haben ausländische Unternehmen zuerst einmal die Option, sich entweder als indisches oder als ausländisches Unternehmen in Indien niederzulassen. Für die Auslandsmarktbearbeitung vom Heimatland aus ist der Export die dominierende Einstiegsvariante. Möchte man hingegen als indisches Unternehmen operieren, so kann dies entweder

Vgl. http://siadipp.nic.in/policy/entry.htm (25.02.2008).

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

als Joint Venture mit einem indischen Partner oder in Form der Neugründung einer eigenständigen Tochterfirma erfolgen.44

Abbildung 18: Markteintrittsstrategien

Quelle: eigene Darstellung

Die Strategien unterscheiden sich zum Teil erheblich in ihrer Kontroll- und Steuerungsfähigkeit und in ihrer Ressourcenbeanspruchung bzw. dem Risiko des Auslandsengagements (Weinert/Wamser, 2006: 146). Abbildung 18 zeigt, dass die Exportstrategie beispielsweise nur sehr geringe Kontroll- und Steuerungsmöglichkeiten bietet, dafür aber auch nur wenig Ressourcen beansprucht und demzufolge ein geringeres Risiko hat. Genau anders herum verhält es sich bei der Neugründung einer 100%igen Tochterfirma. Nachfolgend wird auf die Strategien näher eingegangen.

Vgl. http://siadipp.nic.in/policy/entry.htm (25.02.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

6.2.2 Export Beim Export werden eigene Güter und/oder Dienstleistungen bzw. Managementleistungen im Gastland abgesetzt, wobei der Auslandsmarkt ausschließlich als Absatzmarkt genutzt wird. Die gesamte Wertschöpfungskette befindet sich im eigenen Land und wird eventuell durch ein Vertriebsbüro im Ausland ergänzt (vgl. Kaufmann/Koch/Panhas 2006: 66). Man unterscheidet prinzipiell zwischen zwei verschiedenen Formen, dem „direkten“ und dem „indirekten Export“ (vgl. Weinert/Wamser 2006: 44). Die strukturellen Unterschiede sind in Abbildung 19 illustriert.

Abbildung 19: Exportstrategien

Quelle: Welge/Holtbrügge 1998: 107

Beim direkten Export übernimmt der Hersteller selbst die Absetzung seiner Produkte im Gastland, was ihm einen direkten Kontakt zu den lokalen Abnehmern verschafft. Beim indirekten Export fungiert entweder ein inländischer Exporteur oder ein ausländischer Importeur als Zwischenhändler, der als eigenständiges Unternehmen die Waren auf eigene Rechnung weiterveräußert.

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Die Vor- und Nachteile der Exportstrategie ergeben sich wie folgt: Auf der positiven Seite lässt sich feststellen, dass diese Form des Markteintritts gute Wachstumschancen bei einem geringen Kapitaleinsatz bietet. Dabei profitiert das Unternehmen vor allem von dem Skaleneffekt, durch den die Fixkosten auf eine höhere Anzahl abgesetzter Produkte verteilt werden können (vgl. Kaufmann et al. 2006: 47). Durch das komplette Wertschöpfen in Deutschland, macht sich der Hersteller zudem unabhängig von politischen Risiken des Gastlandes (vgl. Kirch 2003: 12). Die Exportorientierung bringt jedoch aufgrund ihrer geringen Verflechtung mit dem ausländischen Markt neben den oben genannten Vorteilen auch Nachteile mit sich. Aufgrund der fehlenden Marktnähe und den daraus folgenden Informationsdefiziten bei Nachfrageschwankungen, können Investoren nur schwer auf veränderte Produktanforderungen reagieren. Des Weiteren werden bei einer reinen Exportorientierung kaum Erfahrungen mit dem indischen Markt gemacht und das Herstellen von direkten Beziehungen zu lokalen Abnehmern erschwert. Hinzu kommen Handelsbarrieren, die in Indien im Allgemeinen ein größeres Problem darstellen als die Investitionsbarrieren (vgl. Kaufmann et al. 2006: 35). Zu den wichtigsten Handelsbarrieren gehören Wechselkursrisiken (die Rupie orientiert sich am amerikanischen Dollar), lange Transportzeiten und hohe Transportkosten aufgrund der ineffizient arbeitenden indischen Häfen, sowie hohe Zölle. Nicht-tarifäre Einfuhrhemmnisse wie Mengen-/ oder Rückfuhrbeschränkungen spielen kaum eine Rolle, da diese weitgehend von der indischen Regierung abgeschafft wurden. Auf Druck der WTO und der wirtschaftlichen Öffnung seit Beginn der 1990er Jahre unternimmt die indische Regierung Anstrengungen, auch die oben genannten Handelsbarrieren abzubauen. In wesentlichen Bereichen, wie dem durchschnittlichen Zoll, der zwischen 1991 und 2005 um 99% sank, konnten so bereits Erfolge verzeichnet werden (vgl. Kaufmann et al. 2006: 35). Dennoch sind die Zölle im internationalen Vergleich relativ hoch. Die Exportstrategie war lange Zeit eine der beliebtesten Markteintrittsformen für deutsche Investoren. Dies lag zum einen daran, dass Indien zu Beginn der 1990er Jahre noch einen relativ neuen Markt darstellte, auf dem man bislang erst wenig Erfahrungen gesammelt hatte. Als Folge dessen entschieden sich die meisten Unternehmen zunächst dafür, sich mit weniger kapitalintensiven und daher risikoärmeren Strategien an den indischen Markt heranzutasten. Zum anderen war zu dieser Zeit die indische Politik noch stark nach dem Prinzip der Import-

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

substitution ausgerichtet und ausländische Direktinvestitionen waren (wenn überhaupt) nur unter erschwerten Bedingungen möglich.45 Auch wenn mittlerweile zunehmend andere Möglichkeiten der Auslandsmarktbearbeitung von deutschen Unternehmen bevorzugt werden, so stellt der in absoluten Zahlen immer noch zunehmende Export weiterhin eine gute Möglichkeit für eine kurzfristige Steigerung des Umsatzes dar.46 Steigende Exportzahlen bestätigen zudem die anhaltende Beliebtheit dieser Methode. Auf langfristige Sicht ist die Exportorientierung jedoch nur bedingt zu empfehlen, da aufgrund der fehlenden Verknüpfung mit dem indischen Markt eine Ausweitung des Auslandsengagements erschwert wird.

6.2.3 Joint Venture Bei einem Joint Venture („JV“) schließen sich mindestens zwei rechtlich selbstständige Partner zu einem unabhängigen Gemeinschaftsunternehmen zusammen. Als Rechtsform dient dabei die Private bzw. die Public Company Limited by Share, was im deutschen Recht der GmbH bzw. der AG entspricht.47 Mittlerweile ist im Bereich der Windenergiebranche für beide Möglichkeiten das vereinfachte „Automatic Route“- Verfahren anwendbar, das Investitionen in bestimmten Wirtschaftsbereichen ohne das vorherige Einholen behördlicher Genehmigungen erlaubt.48 Nach erfolgter Gründung muss sich das Unternehmen lediglich innerhalb von 30 Tagen bei der indischen Zentralbank, der Reserve Bank of India (RBI), anmelden und registrieren lassen.49 Zusätzlich muss das Unternehmen noch ein sogenanntes Industrial Entrepreneurs’ Memorandum erstellen, welches beim Secretariat for Industrial Assistance (SIA) einzureichen ist (vgl. Alex/Knipp/Rodewald 2006: 151).50 Kennzeichnend

Vgl. http://www.bpb.de/veranstaltungen/9C0CSR,3,0,Indien_zwischen_Tradition_und_Globalisierung.html (29.02.2008) 46

Diese Entwicklung wurde nur Ende der 1990er Jahre aufgrund der Asienkrise kurz unterbrochen. Vgl. Kaufmann et al. 2006, S. 36 und Meyer/Sahay 2006, S. 314. 47

Vgl. http://www.sethassociates.com/setting_up_a_joint_venture_in_india.php (25.02.2008)

Ob die geplanten Aktivitäten tatsächlich den Kriterien für das vereinfachte Automatic Route Verfahren genügen, sollte dennoch frühzeitig geklärt werden. Die Anforderungen finden sich in der Pressemitteilung Nr.2, 2000, Anlage IV unter http://siadipp.nic.in/policy/changes.htm (25.02.2008). 49

Das auszufüllende Formular steht online zur Verfügung, z.B. unter: http://www.csez.com/forms/Form FC RBI.pdf (29.02.2008). 50

Das entsprechende Formular kann unter http://siadipp.nic.in/policy/policy/ip202.htm (29.02.2008) heruntergeladen werden, bzw. als pdf-Version unter http://megindustry.nic.in/download/IEM Form.pdf (29.02.2008).

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

für ein Joint Venture ist der Transfer von Know How (sowohl technisches als auch Management Know How), wobei die Zusammenarbeit sich auf einzelne Tätigkeiten wie Produktion, Service oder Forschung und Entwicklung beschränken oder auch die gesamte Wertschöpfungskette umfassen kann. Wie in Abbildung 20 grafisch dargestellt, steigt jedoch mit der Größe/Bedeutung des Auslandsengagements auch das wirtschaftliche Risiko der Unternehmung (Trade Off Prinzip).

Abbildung 20: Joint Ventures51

Quelle: eigene Darstellung in Anlehnung an Kirch 2003: 14/16

Ein wichtiger Bestandteil des JVs ist der JV-Vertrag. Um spätere Auseinandersetzungen zu vermeiden, sollte dieser detaillierte Regelungen zu den folgenden Punkten enthalten: Die Wahl der Rechtsordnung (anglo-amerikanisches oder deutsches Recht), die Möglichkeit zur Vereinbarung von Schiedsgerichten, Regelungen zu Gesellschaftsform, Geschäft und Verhältnis der Partner und klare Exit-Regelungen, die einen späteren Wiederausstieg aus dem Vertrag ermöglichen (vgl. Ulrich 2006: 216). Es ist üblich, vor Abschluss eines JV-Vertrags,

In Anlehnung an Kirch 2003; S.14 und 16

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

ein Memorandum of Understanding (MoU) zu erstellen, welches Eckpunkte des späteren Vertrags festlegt. Das MoU hat die Funktion einer Absichtserklärung und besitzt keine rechtlich bindende Wirkung.52 Die Vorteile des JVs gegenüber dem Export liegen auf der Hand. Bei einer kompletten Wertschöpfung im Gastland werden die erwähnten Handelsbarrieren umgangen. Zudem können sich zum Teil erhebliche Kostenvorteile durch die guten Standortbedingungen Indiens ergeben. Hier profitiert das Unternehmen vor allem von den geringen Produktions- und Betriebskosten des Landes.53 Dabei darf jedoch nicht vergessen werden, dass aufgrund der hohen technischen Anforderungen der Windenergieanlagentechnik oft zusätzliche Kosten für die Qualitätssicherung und die Ausbildung von Arbeitskräften entstehen. So hat beispielsweise Enercon (India) Limited ein eigenes Ausbildungszentrum (Enercon Training Academy) entwickelt, in dem Programme von Basis- und Einführungskursen bis hin zu Diplomkursen für die verschiedenen in der Windenergieanlagenherstellung relevanten Bereiche angeboten werden. 54 Generell ist das Potential in Indien an hochqualifizierten Arbeitskräften jedoch im Vergleich zu anderen Schwellenländern ausgesprochen groß. So produzieren die indischen Universitäten Jahr für Jahr einen Pool von über zwei Millionen englischsprachigen Absolventen, darunter etwa 300.000 Ingenieure (vgl. Deutsche Bank Research 2005: 11). Ein weiterer Vorteil des JVs kann sich aus der Zusammenarbeit mit dem indischen Partner ergeben. Gerade in der Anfangsphase kann dieser die in Indien notwendige Marktexpertise mitbringen und bei der Überwindung der einflussreichen Bürokratie und der Herstellung von Kontakten helfen. Insbesondere für Unternehmen mit wenig Auslandserfahrung ist dieser Vorteil nicht zu unterschätzen. Des Weiteren ergibt sich durch solch eine Kooperation gerade für kleine und mittlere Unternehmen, die eventuell nicht über die ausreichenden finanziellen Kapazitäten verfügen, ein eigenständiges Tochterunternehmen zu gründen, eine gute Möglichkeit in Indien Investitionen zu tätigen.

Vgl. http://www.wegweiser.de/cps/wegweiser/home.php?page=expert_papers,196,0,13,20,00,00,2,10&PHPSESSID= 0939c4a590bb7 (04.03.2008) 53

Die Arbeitslöhne liegen zum Teil bis zu 90% unter denen von Deutschland, vgl. http://www.outsource2india.de/warum_einkaufen.htm (25.02.2006). 54

Siehe http://www.enerconindia.net/serviceAcadmy.jsp?menuName=10&subMenu=&linkMenu=61 (25.02.2008)

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Auf der anderen Seite gibt es jedoch zum JV auch vermehrt kritische Stimmen. So empfahlen in einer groß angelegten Studie 63% der befragten deutschen Unternehmen, sich gegen einen indischen Partner zu entscheiden und lieber ein qualifiziertes indisches Management einzustellen (vgl. Kaufmann et al. 2006: 30). Auch wenn diese Empfehlung gegenläufig zu anderen Studien ist, in denen das JV immer noch eine der beliebtesten Eintrittsstrategien darstellt (vgl. Hamburg Messe 2006: 9 und KPMG 2004: 10), so ist doch festzustellen, dass die Bindung an einen Partner gewisse Risiken birgt. Als Hauptrisiken werden die eingeschränkte Entscheidungsfreiheit und auftretende Informationsasymmetrien zwischen der deutschen Mutterfirma und dem indischen Partner genannt. Hinzu kommt, dass zum Teil unterschiedliche Geschäftsziele verfolgt werden, da das indische Unternehmen häufig nur kurz- bis mittelfristige Ziele hat, wohingegen der deutsche Partner eher auf langfristige Ziele setzt.55 Aufgrund der unterschiedlichen Kulturen kann es außerdem leicht zu Missverständnissen kommen. So werden die Herausforderungen des indischen Partners auf der deutschen Seite oftmals nicht erkannt oder verstanden. Anders herum ist es oft schwierig, deutsche Managementkonzepte in Indien zu implementieren. Darüber hinaus besteht gerade im Bereich der Windenergieanlagenherstellung aufgrund der hochwertigen Technologie das Risiko eines möglichen Wissensabflusses. Beispiele in der Vergangenheit, in denen deutsche Unternehmen von ihren indischen Partnern hintergangen wurden, zeigen, dass diese Gefahr nicht zu unterschätzen ist (vgl. Kaufmann et al 2006: 42 und Weinert/Wamser 2006: 149). Mit dem Beitritt in die WTO hat die indische Regierung bereits einen Schritt in die richtige Richtung gemacht. In diesem Zuge wurde 1995 das TRIPS56 Abkommen unterzeichnet und zehn Jahre später in nationales Recht implementiert. Dieses Abkommen gewährleistet unter anderem den Schutz von Markenrechten, Urheberrechten und Patenten. Auch wenn das geistige Eigentum seitdem nach internationalen Standards geschützt ist, wird die Gefahr des Wissensabflusses in Indien immer noch relativ hoch eingeschätzt.57 Als Grund dafür gelten vor allem die langsam arbeitenden Gerichte. Immerhin können inzwischen einstweilige Verfügungen beantragt werden.

Vgl. http://www.wegweiser.de/cps/wegweiser/home.php?page=expert_papers,196,0,13,1,00,00,2,10&PHPSESSID=0 939c4a590bb7 (04.03.2008) 56

TRIPS steht für Trade Related Aspects of Intellectual Property Rights.

Vgl. http://www.engage-your-customers.de/downloads/whitepaper_knowhowpiraten_pdf.pdf

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Ein gravierender Nachteil des JVs bestand bis vor kurzem noch in der „Press Note18“58 , nach der eine Ausweitung oder Änderung eines bereits bestehenden Auslandsengagements nur mit Zustimmung des Foreign Investment Promotion Boards (FIPB) möglich und damit das Automatic Route Verfahren nicht anwendbar war. Das FIPB konnte für seine Entscheidung ein sogenanntes „No Objection Certificate“ des alten JV-Partners verlangen, von dessen Zustimmung die geplanten Neuinvestition damit abhing. Diese Regelung sollte nach der Öffnung des Marktes für ausländische Direktinvestitionen dem Schutz der indischen Partner dienen. 2005 wurde jedoch mit der Pressnote 1 diese Vorschrift für neue JVs wieder aufgehoben. Neu gegründete JVs können seitdem die Art der Zusammenarbeit in ihrem Vertrag frei aushandeln und unterliegen nicht mehr behördlichen Regulierungen. JVs haben sich in Indien zu einer der beliebtesten Eintrittsstrategien entwickelt. Die Erfahrungen, die mit dem Export bereits auf dem indischen Markt gesammelt wurden, halfen außerdem vielen Unternehmen, den Schritt in eine intensivere Form der Auslandsmarktbearbeitung zu wagen (vgl. Meyer/Sahay 2006: 314). Vorangetrieben wurde diese Entwicklung zudem durch die indische Regierung, die mit der Zulassung von 100%igen Beteiligungen und der Aufhebung der „No Objection Certificate“- Regelung den Weg für ausländische Direktinvestitionen ebnete.

6.2.4 Tochterfirma Die Gründung einer Tochterfirma stellt die intensivste Markteintrittsstrategie mit der höchsten Kapitalbeteiligung im Auslandsmarkt dar. Auch für solche Direktinvestitionen ist im Bereich der Windenenergieanlagenherstellung mittlerweile das Automatic Route Verfahren bis zu einem Kapitalanteil von 100 % anwendbar.59 Darüber hinaus stehen dem Unternehmen als Rechtsformen wieder die Private Company und die Public Company zur Verfügung, wobei die Private Company die weitaus häufiger genutzte Rechtsform ist (vgl. Ulrich 2006: 215 und Alex/Knipp/Rodewald 2006: 151).

Alle „Press Notes“ der Regierung sind online unter: http://siadipp.nic.in/policy/changes.htm (04.03.2008) verfügbar. 59

Detaillierte Informationen finden sich in der Pressnote Nr.2 vom Jahr 2000 des zuständigen Department of Industrial Policy & Promotion.

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Aufgrund der Verlagerung aller Funktionsbereiche der Wertschöpfungskette in das Gastland ergeben sich zunächst die gleichen Vorteile wie bei einem JV. Die Standortvorteile Indiens können optimal genutzt und die Handelsbarrieren weitestgehend umgangen werden. Zudem lässt sich eine hohe Markt- und Kundennähe erreichen, wodurch es dem Unternehmen ermöglicht wird, schneller und flexibler auf veränderte Produktwünsche einzugehen. Im Vergleich zur Exportstrategie kann der „After-Sales-Service“, zu dem Aufgaben wie Kundendienst oder Wartung und Reparatur der Anlagen gehören, mit Hilfe von vor Ort ansässigen Servicestellen kostengünstiger durchgeführt werden. Dieser Punkt spielt gerade bei den technisch anspruchsvollen Windenergieanlagen eine bedeutende Rolle, denn aufgrund des oft noch mangelhaften Know Hows in Indien müssen deutsche Hersteller die nach dem Aufbau der Anlage anfallenden Serviceleistungen in der Regel selbst übernehmen. Enercon (India) Limited bietet daher ihren Kunden das sogenannte Enercon Partner Konzept (EPK) an. Im Rahmen dieses Programms übernimmt Enercon sämtliche Wartungs- und Reparaturaufgaben und garantiert zudem eine technische Verfügbarkeit der Windenergieanlagen von bis zu 97 %. Die Höhe des Vertragsentgeltes wird dabei individuell an den erwirtschafteten Jahreserlös der versicherten Anlage angepasst.60 Im Gegensatz zu anderen Wirtschaftsbereichen, in denen von der indischen Bevölkerung oft die Produkte einheimischer Unternehmen bevorzugt werden, trifft dies im Fall der Windenergieanlagenherstellung nicht zu, da hier deutsche Investoren aufgrund ihrer hochwertigen „state-of-the-art“ Technologie von ihrem sehr guten Ruf profitieren. Auch rechtlich gesehen haben 100%ige Tochterfirmen ausländischer Investoren keine Benachteiligungen gegenüber indischen Unternehmen zu erwarten. Sind sie gemäß dem Companies Act eingetragen, so werden sie im Rahmen der genehmigten Geschäftstätigkeit einem inländischen Unternehmen gleichgestellt und unterliegen indischem Recht. Nachteilig wirkt sich bei der 100%igen Tochterfirma vor allem das hohe Investitionsvolumen mit dem damit verbundenen erhöhten wirtschaftlichen Risiko aus. Die betrifft vor allem kleine und mittlere Unternehmen, die wirtschaftliche Verluste naturgemäß nur in geringerer Höhe verkraften können. War zu Beginn der Liberalisierung der indischen Wirtschaftspolitik die Einschränkung von ausländischen Eigentümerschaften noch ein entscheidendes Investitionshindernis, so erfreut

Vgl. Enercon Magazin „Windblatt“ 03/2006, S. 15

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

sich seit der Zulassung 100%iger Tochtergesellschaften im Bereich der Windenergieanlagenherstellung diese Strategie wachsender Beliebtheit. Dies setzt den Trend zu intensiveren Markteintrittsformen fort.

6.2.5 Zusammenfassung über die Markteintrittsstrategien Wie einleitend erwähnt hängt der Erfolg des Auslandsengagements entscheidend von der Markteintrittsstrategie ab. Da jede Strategie Vor- und Nachteile hat, muss jedes Unternehmen im Einzelfall für sich prüfen, welche Strategie am besten geeignet ist. Da die Nachteile im Wesentlichen in Risiken bestehen, lässt sich der Entscheidungsprozess auf die Frage zurückführen, ob die mit dem angestrebten Ziel verbundenen Risiken hinnehmbar sind. Naturgemäß können größere Firmen auch größere Risiken schultern. Das bedeutet allerdings nicht zwangsläufig, dass kleinen Unternehmen nur die Exportstrategie bleibt, denn gerade für solche Unternehmen bietet die Bundesregierung eine Vielzahl von entsprechenden Möglichkeiten zur Finanzierungs- und Risikoabsicherungen von Auslandsprojekten an.61 Die drei vorgestellten Markteintrittsstrategien entsprechen theoretischen Modellen. In der Praxis ist es durchaus üblich, eine gemischte Strategie zu nutzten62 , da so individueller auf die Ansprüche des Unternehmens eingegangen werden kann. In diesem Fall stellt sich dann nicht mehr die Frage, welche der drei Strategien verfolgt werden soll, sondern in welchem Verhältnis sie genutzt werden (vgl. Kaufmann/Koch/Panhas 2006: 68). Die Verteilung der Gewichtung kann sich dabei im Laufe der Zeit ändern. So kann sich aus einer exportorientierten Auslandsmarktbearbeitung ein Joint Venture entwickeln, aus dem schließlich eine Tochterfirma hervorgeht. Dies würde auch dem generellen Trend ausländischer Investitionen in Indien entsprechen, dessen Entwicklung von Ressourcen ärmeren zu Ressourcen intensiveren Markteintrittsformen als Ergebnis der Liberalisierung der Wirtschaftspolitik und der Öffnung des Marktes sowie der Sammlung von Erfahrungen gewertet werden kann.

Wie diese Auslandsförderungen genau aussehen, wird in Kapitel 6.3 behandelt.

Eine gemischte Strategie bedeutet in diesem Fall, dass für verschiedene Wertschöpfungsbereiche unterschiedliche Strategien genutzt werden.

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

6.3

Finanzierungs- , Absicherungs- und Beratungsmöglichkeiten

6.3.1 Finanzierung Bei Auslandsgeschäften ist die Frage der Finanzierung von zentraler Bedeutung. Mangels ausreichender Liquiditäten sind zur Abwicklung des Geschäftsvorhabens, insbesondere für kleine und mittlere Unternehmen, in der Regel entsprechende Kreditvergaben notwendig. Kann der Exporteur mit einer guten Finanzierung aufwarten, steigen zudem seine Absatzchancen. Bestehende Finanzierungsmöglichkeiten werden nachfolgend erläutert.

Export Da der Export im gesamtwirtschaftlichen Interesse liegt, gibt es in der Bundesrepublik Deutschland

eine

staatliche

Außenwirtschaftsförderung.

Finanzielle

Unterstützung

für

Exportgeschäfte bieten die Ausfuhrkreditanstalt (AKA) und die Bankengruppe der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) an. Die AKA Ausfuhrkredit-Gesellschaft m.b.H. ist eine Konsortialbank, an der 23 deutsche Banken als Gesellschafter beteiligt sind. Zur Förderung deutscher Exportgeschäfte bietet sie folgende Finanzierungsmöglichkeiten an: Gebundene Bestellerkredite sind die mit Abstand wichtigste und meist genutzte Form der Exportfinanzierung. Man spricht von gebundenen Finanzierungen, wenn die Bestellerkredite an Lieferungen und Leistungen des inländischen Exporteurs gebunden sind. Kreditnehmer ist der ausländische Importeur (Besteller) oder seine Bank. Der Kredit wird in aller Regel direkt an den deutschen Exporteur ausgezahlt. Da die Auszahlung unmittelbar bei Lieferung/Leistung erfolgt, hat der gebundene Bestellerkredit für den Exporteur den Vorteil der Bilanzentlastung und der Schonung seiner Liquidität. Die Tilgung erfolgt durch den ausländischen Kreditnehmer. Voraussetzung für die Gewährung eines Bestellerkredites ist im Allgemeinen die Deckung durch den Bund (Hermes) oder durch einen anderen Exportkreditversicherer.63 In Einzelfällen kann davon abgesehen werden, insbesondere wenn die Rückzahlung des Kredits gesichert ist.

Vgl. Kapitel 6.3.2

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Gebundene Bestellerkredite sind auch als Bank-zu-Bank-Kredite möglich. In diesem Fall tritt die Hausbank des ausländischen Importeurs als Kreditnehmer auf. Dieser Kredit bietet sich an, wenn es sich aufgrund der Bonitätseinschätzung des Importeurs empfiehlt, eine Bank als Kreditnehmer zwischenzuschalten. Commercial Interest Reference Rate (CIRR) -Kredite sind eine spezielle Form der Bestellerkredite, die in Deutschland nur von der AKA und der KfW vergeben werden dürfen. Anders als

bei

den

gebundenen

Bestellerkrediten,

bei

denen

sich

der

Zinssatz

dem

EURIBOR/LIBOR64 orientiert, handelt es sich bei den CIRR-Krediten um subventionierte Festzinskredite, bei denen der Festzinssatz bereits zum Zeitpunkt des Kreditabschlusses fixiert wird und die Finanzierungskosten sich damit langfristig planen lassen. Voraussetzung für die Gewährung von CIRR-Krediten ist eine Hermesdeckung sowie die Bedingung, dass das Einfuhrland im Teil 1 der DAC-Liste65 aufgeführt ist, was im Falle Indiens zutrifft. Laut Auskunft der AKA Bank kommen CIRR-Kredite in Indien nur gelegentlich zum Einsatz. Maßgebend dafür ist, dass die Zinsentwicklung in Indien positiv gewertet wird und so ein variabler Zinssatz, wie ihn der gebundene Bestellerkredit bietet, attraktiver ist als ein Festzins. Bestätigung findet dieses Verhalten in der Beobachtung, „dass bei langfristig steigenden Zinssätzen die Nachfrage nach CIRR spürbar steigt“(Ehlert, S., Assistentin für Kredit Neugeschäfte der AKA).66 Der Lieferantenkredit besteht darin, dass der Lieferant seinem Kunden ein Zahlungsziel (eine Zahlungsfrist) einräumt. Zahlt der Kunde vor Ablauf der Zahlungsfrist, so wird ihm in der Regel ein Skonto gewährt. Der Exporteur kann wiederum selbst einen Lieferantenkredit bei seiner Hausbank beantragen. Dies hat für den Exporteur den Vorteil, dass er trotz der Gewährung eines Zahlungsaufschubs gegenüber dem ausländischen Importeur relativ zeitnah zu seiner Lieferung bilanzentlastende Zahlungen erhält und somit Liquiditätsengpässe vermeidet. Im Fall von gebündelten Finanzierungen mehrerer kleinerer Exportgeschäfte, deren Finanzierung durch Einzelkredite unwirtschaftlich oder nicht möglich wäre, sind Lieferantenkredite auch in Form von Globalkrediten möglich.

Der EURIBOR und der LIBOR sind Referenzzinssätze, die täglich neu festgelegt werden. Sie dienen als Grundlage / Verhandlungsbasis von Bankengeschäften. 65

Das “Development Assistance Committee” (DAC) weist in dieser Liste die Länder aus, die als Entwicklungsländer anerkannt werden. Die Liste ist öffentlich zugänglich unter: http://www.akabank.de/deutsch/ProdukteDerAka/CIRR-Kredite/DACLaenderliste.htm (26.02.2008) 66

Quelle: persönliche Mitteilung.

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Unter einer Forfaitierung versteht man den regresslosen Ankauf einer Exportforderung durch einen Forfaiteur, in der Regel eine Bank. Dabei werden alle Rechte und Risiken aus der Forderung an den Forfaiteur übertragen. Dies hat den Vorteil für den Exporteur, dass er längere Zahlungsfristen gewähren kann, ohne dabei Liquiditäts- oder Bilanzeinbußen in Kauf nehmen zu müssen. Die KfW-Gruppe agiert als Bank des Bundes (80 %) und der Länder (20 %) in ähnlicher Weise. Für den Bereich der Exportfinanzierung ist die IPEX-Bank zuständig. Sie bietet ebenfalls gebundene Bestellerkredite sowie die Möglichkeit einer Forfaitierung an. Darüber hinaus können Exportgeschäfte, deren geringes Volumen den Aufwand einer Einzelfinanzierung nicht lohnt, mit Hilfe von Rahmenkrediten finanziert werden. Da dies im Fall des Anlagenexports von Windenergieanlagen in der Regel nicht zutrifft, „spielen Rahmenkredite generell keine große Rolle“ (Dr. Fassing, W., Vizepräsident der KfW IPEXBank GmbH).67

Investition/Firmengründung Für die Finanzierung von Investitionen und Firmengründungen im Ausland sind die Banken der KfW-Gruppe zuständig, die jeweils eigene, spezielle Förderprogramme anbieten. Die KfW Mittelstandsbank kümmert sich um die Förderung von Existenzgründern sowie von kleinen und mittleren deutschen Unternehmen. Für Investitionen ins Ausland bietet sie den Unternehmerkredit Ausland an. Über diesen Kredit werden ausländische Tochtergesellschaften deutscher Unternehmen der gewerblichen Wirtschaft, sowie Joint Ventures mit einer maßgeblichen deutschen Beteiligung (mehr als 25 %) gefördert. Der Finanzierungsanteil beträgt bis zu 100 % der förderfähigen Investitionskosten. Als förderfähig gelten grundsätzlich die auf den deutschen Investor entfallenden Kosten. Im Falle eines Joint Ventures ist daher der Teil der Investitionskosten, der dem deutschen Partner zugeordnet werden kann, maßgebend für die Bestimmung des Kredtivolumens.68 Der Unternehmerkredit Ausland kann für Windenergieprojekte mit dem KfW-Umweltprogramm der Förderbank kombiniert werden. Die IPEX-Bank bietet ebenfalls Förderungen für Investitionen in Form von Neugründungen oder Joint Ventures im Ausland an. Zu ihrem Angebot gehört das beteiligungsähnliche Dar-

Quelle: persönliche Mitteilung.

Ausführlichere Informationen finden sich auf der Homepage der KfW-Mittelstandsbank unter: http://www.kfwmittelstandsbank.de/DE_Home/Service/Kreditantrag_und_Formulare/142321_M_Unternehmerkredit_Ausl_039 _2006_01_01.pdf (25.02.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

lehen. Dies ist eine Mezzanine-Finanzierungsform, bei der also das Eigenkapital des Unternehmens durch ein Darlehen ergänzt wird, das eigenkapitalähnlichen Charakter hat. Weitere Finanzierungsmöglichkeiten werden von der Deutschen Investitions- und Entwicklungsgesellschaft (DEG) angeboten, die ebenfalls zur KfW-Gruppe gehört und sich um die Finanzierung von Investitionen privater Unternehmer in Entwicklungs- und Schwellenländern kümmert. Sie ist spezialisiert auf langfristige Finanzierungen. Zu ihren Finanzprodukten gehören Beteiligungen am Kapital des Unternehmens im Investitionsland in Höhe von 5-25 %, Mezzanin-Finanzierungen sowie langfristige Darlehen mit einer Laufzeit zwischen vier und zehn Jahren. Außerhalb Deutschlands bietet sich deutschen Unternehmen zusätzlich die Möglichkeit, ihre Investitionen über CDM-Projekte oder IREDA finanzieren zu lassen. Nähere Informationen dazu liefern Kapitel 3 und Abschnitt 4.3.2.

6.3.2 Risikoabsicherung/Deckung Exportkreditversicherungen mindern das Risiko aus dem Auslandsgeschäft und helfen so auch in schwierige Märkte zu exportieren. Da Indien immer noch als risikoreicher Markt gilt, trifft dies hier im besonderen Maße zu.

Export Exportgeschäfte können sowohl durch den Staat als auch durch private Unternehmen abgesichert werden. Zu den privaten Exportkreditversicherern in Deutschland zählen u.a. die Coface Kreditversicherung AG, die Atradius Kreditversicherung, die R+V Allgemeine Versicherungs AG sowie die Zurich Gruppe. Die Deckung umfasst in der Regel wirtschaftliche (und zum Teil auch politische) Risiken. Bei Exportgeschäften in Länder mit hohen politischen Risiken bieten private Versicherer jedoch oftmals keine Versicherungen mehr an. In solchen Fällen können deutsche Exporteure aber eine Unterstützung durch den Bund erhalten. Hierzu wurden von der Bundesregierung die Euler Hermes Kreditversicherungs-AG und die PricewaterhouseCoopers Aktiengesellschaft (PwC AG) mandatorisch mit dem Management der Exportkreditversicherungen beauftragt. Federführend im Bereich des Exports ist die Euler - 74 -

Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Hermes Kreditversicherungs-AG, weshalb sich in der Wirtschaft der Begriff „Hermesdeckung“ etabliert hat. Zu ihren Dienstleistungen gehören die Beratung von Exporteuren und Banken, die Vorbereitung der Anträge für die Entscheidung der Bundesregierung69 , eine projektbegleitende Beratung nach der Übernahme einer Deckung des Bundes sowie die Abwicklung der Entschädigung im Falle von Forderungsausfällen. Die staatlichen Exportkreditgarantien bieten verschiedene Deckungsformen zur Sicherung von Ausfuhrgeschäften an. Grundsätzlich schützen sich dabei die Unternehmen vor politisch70 und wirtschaftlich71 bedingten Zahlungsausfällen. Mit der Fabrikationsrisikogarantie kann der Exporteur die für die Produktion der Lieferungen erforderlichen Selbstkosten absichern lassen. Der Deckungsschutz beginnt mit dem Inkrafttreten des Ausfuhrvertrages und endet in der Regel mit dem Versand der Ware. Als Entgeld für die Fabrikationsrisikogarantie wird ein individueller Prozentsatz der Selbstkosten erhoben.72 Der weitere Verlauf der Waren kann durch Ausfuhrgarantien abgesichert werden. Hat der Exporteur dem ausländischen Besteller z.B. einen Lieferantenkredit gewährt, so bietet sich ihm die Möglichkeit, diesen mit einer Lieferantenkreditgarantie absichern zu lassen. Der Deckungsschutz beginnt in diesem Fall mit der Versendung der Ware und endet mit der Erfüllung der Forderung. Das Entgelt ergibt sich aus einer Bearbeitungsgebühr und einem bestimmten Prozentsatz des Auftragswertes. Liegt ein Bestellerkredit einer Bank vor, so kann diese selbst eine Finanzkreditgarantie beantragen und so ihre Kreditforderung absichern lassen. Bei sehr komplexen, großen Geschäften gibt es zusätzlich die Möglichkeit der Projektfinanzierung. Beliefert der Exporteur mehrere Besteller in mindestens zwei verschiedenen Ländern, so bietet sich die Ausfuhr-Pauschal-Gewärleistung (AGP) an. Sie dient der Absicherung von Forderungen, deren Kreditlaufzeit maximal 12 Monate beträgt. Als Entgelt wird ein individueller Prozentsatz des monatlichen Umsatzes erhoben. Die APG kann von jedem deutschen Exportunternehmen mit einem Exportumsatz von mindestens EUR 500.000 p.a in

Über die Indeckungnahme entscheidet ein Interministerieller Ausschuss (IMA) unter Federführung des BMWi. 70

Zu den politischen Risiken gehören unter anderem: kriegerische Ereignisse, Gesetzesänderungen, Zahlungsverbot oder Moratorium und nicht durchführbare Konvertierung/Transferierung von Landeswährungsbeträgen. 71

Zu den wirtschaftlichen Risiken gehören unter anderem: Nichtzahlung oder Insolvenztatbestände des Kunden, wie Konkurs oder ein außeramtlicher Vergleich. 72

Rechentool unter: http://www.agaportal.de/pages/aga/entgelt/entgelttool.html (29.02.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Anspruch genommen werden. Für kleine und mittlere Unternehmen, die nicht über entsprechende Exportumsätze verfügen, steht die APG-Light zur Verfügung, mit der Exporteure Forderungen aus einzelnen, grenzüberschreitenden Liefergeschäften mit einer Kreditlaufzeit von maximal vier Monaten absichern können. Je nach Ausgestaltung des Exportgeschäftes können diese Ausfuhrgarantien durch weitere Deckungsformen ergänzt werden. In Verträgen zugesicherte Garantien können mit einer Vertragsgarantiedeckung abgesichert werden. Diese Deckung dient der Absicherung von Risiken für den Fall, dass eine Vertragsgarantie vom Besteller in Anspruch genommen wird, obwohl der Exporteur selbst keinen Vertragsverstoß zu vertreten hat.73 Wie bereits eingangs erwähnt, entscheidet ein Interministerieller Ausschuss unter Federführung des BMWi über die Übernahme einer Exportkreditgarantie durch den Bund. Bei der Entscheidung sind folgende Kriterien ausschlaggebend: Es muss sich um ein förderungswürdiges Exportgeschäft handeln. Einschränkungen in der Förderungswürdigkeit können sich u.a. aus der Warenart, dem Bestellerland, den vereinbarten Zahlungsbedingungen oder anderen Gesichtspunkten wie beispielsweise Umweltaspekten ergeben. Die wirtschaftlichen und politischen Risiken des zu deckenden Ausfuhrgeschäftes müssen vertretbar sein. Ausschlaggebend sind in diesem Zusammenhang die Bonität des ausländischen Bestellers sowie die auf Erfahrungen beruhende Risikoeinschätzung des Ausfuhrlandes. Darüber hinaus müssen die vereinbarten Konditionen des Exportgeschäftes mit den im Ausland üblichen Vertragsbedingungen übereinstimmen. Diese sind z.B. im OECD-Konsensus geregelt. Ist der im Haushalt festgesetzte Höchstbetrag bereits ausgeschöpft, so können ebenfalls keine weiteren Exportkreditgarantien übernommen werden. Sowohl für die Förderwürdigkeit als auch für die Vertretbarkeit des Risikos spielen Umweltaspekte eine wesentliche Rolle. Demzufolge sollen Projekte, die mit schwerwiegenden negativen ökologischen, sozialen oder entwicklungspolitischen Konsequenzen verbunden sind, von der Bundesregierung nicht gefördert werden. Dieser Tatbestand ist für den Bereich der Windenergieanlagen natürlich nicht gegeben.

Weitere Absicherungsmöglichkeiten, detaillierte Informationen und die entsprechenden Anträge gibt es auf der Homepage der Auslandsgeschäftsabsicherung der Bundesrepublik Deutschland unter: http://www.agaportal.de/ (27.02.2008)

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

Investition/Firmengründung Die

Bundesregierung

unterstützt

Direktinvestitionen

deutscher

Unternehmen

Ent-

wicklungs- und Schwellenländer, indem sie politische Risiken des Auslandsengagements absichert. Wie bei den Exportkreditgarantien werden auch hier diese Investitionsgarantien von der Euler Hermes Kreditversicherungs-AG und der PwC AG als vom Bund beauftragte Mandatare angeboten, federführend ist in diesem Fall die PwC AG. Zu ihren Aufgaben gehören die Beratung zu allen Fragen im Zusammenhang mit der Risikoabsicherung des Auslandsengagements sowie eine projektbegleitende Unterstützung, die von der Garantiebeantragung bis zur Abwicklung bei Forderungsausfällen reicht. Die Garantien haben in der Regel eine Laufzeit von bis zu 15 Jahren. Wirtschaftliche Risiken werden dabei nicht abgedeckt. Über die Förderwürdigkeit entscheidet wie beim Export ein Interministerieller Ausschuss (IMA) unter Federführung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi). Entscheidend für die Beurteilung der Förderwürdigkeit sind die Auswirkungen des Projekts auf das Anlageland im Allgemeinen und die Umwelt im Besonderen sowie die Rückwirkungen auf Deutschland. Die erforderlichen Rechtsschutzvoraussetzungen sind in Indien durch den am 13. Juli 1998 in Kraft getretenen deutsch-indischen Investitionsförderungsvertrag gegeben. Von den Investitionsgarantien des Bundes sollen vor allem auch kleinere und mittlere Unternehmen profitieren. Deren speziellen Anforderungen soll daher die Mittelstandsberatung Rechnung tragen.

6.3.3 (Staatliche) Unterstützung und Beratung Unterstützung erhalten deutsche Unternehmen bei ihren Aktivitäten zur Erschließung ausländischer Märkte auch durch die Außenwirtschaftsförderung der Bundesregierung. Federführend ist in diesem Zusammenhang das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), welches für die Gestaltung und Entwicklung der Förderinstrumente zuständig ist und zudem die Koordination der verschiedenen Akteure der Außenwirtschaftsförderung auf Bundes- und Landesebene übernimmt. Die Aufgaben sind hauptsächlich auf die drei Säulen Auslandsvertretungen, Bundesagentur für Außenwirtschaft (bfai) und Auslandshandelskammern verteilt.

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Unterstützung im Gastland erhalten deutsche Investoren durch die Auslandsvertretungen des Auswärtigen Amtes. In Indien sind dies die Generalkonsulate in Chennai, Kalkutta und Mumbai sowie die Botschaft in Neu Delhi.74 Zu ihren Schwerpunktsaufgaben gehören die Vertretung deutscher Wirtschaftsinteressen im Gastland. Da die Auslandsvertretungen aufgrund ihrer Funktion einen guten Zugang zu Entscheidungsträgern in der indischen Politik und Wirtschaft haben, werden diese Verbindungen genutzt um deutschen Unternehmen bei der Herstellung von Kontakten zu helfen. Zu diesem Zweck bietet das Auswärtige Amt spezielle Informations- und Dialogplattformen im Rahmen von Roundtables, gesellschaftlichen Veranstaltungen und Botschafterkonferenzen an. Darüber hinaus stehen sie deutschen Investoren bei politischen und wirtschaftlichen Fragen beratend zur Seite und unterstützen sie bei der Durchsetzung ihrer Wirtschaftsinteressen gegenüber Regierungsstellen. Zu den Aufgaben der Bundesagentur für Außenwirtschaft (bfai) gehört vor allem die Bereitstellung von ausführlichen Informationen zu wirtschaftlichen und politischen Gegebenheiten der Länder. Als Informationsquelle dienen 50 weltweit eingesetzte Korrespondenten, die vor Ort für die bfai recherchieren. Darüber hinaus werden Wirtschaftsberichte der deutschen Botschaften und Konsulate, sowie Statistiken, Datenbanken und Fachzeitschriften ausländischer Institutionen ausgewertet. Das Informationsangebot der bfai reicht von der Darstellung der Wirtschaftslage

und

-entwicklung,

über

Branchentrends,

Rechts-

und

Zollregelungen,

Investitions- und Entwicklungsvorhaben bis zu Ausschreibungen, Geschäfts- und Kooperationswünschen ausländischer Unternehmen. Die bfai unterhält dazu Auskunfts- und Kontaktstellen in über 150 Ländern. Zugänglich sind die Informationen über das Internet, Broschüren und Zeitschriften75 sowie über einen E-Mail-Service. Die Auslandshandelskammern (AHKs) setzen sich für die Wirtschaftsinteressen Deutschlands und des jeweiligen Sitzlandes ein. Der Wirtschaftsverkehr soll so in beide Richtungen gefördert werden. Für die Handelsbeziehungen zwischen Deutschland und Indien ist die DeutschIndische Handelskammer (Indo-German Chamber of Commerce) zuständig. Ihre Standorte befinden sich in Mumbai, Bangalore, Kalkutta, Chennai und Neu Delhi.76 Zudem befindet

Adressen und weitere Informationen zu den Generalkonsulaten/der deutschen Botschaft gibt es im Internet unter: http://www.bundesrepublik.org/Deutsche+Botschaften+und+Auslandsvertretungen/Indien (27.02.2008). 75

Ein Überblick über die Zeitschriften findet sich im Internet unter : http://www.bfai.de/nsc_true/DE/Navigation/Publikationen/Zeitschriften/zeitschriften-node.html (27.02.2008) 76

Adressen und Kontaktdaten im Internet unter: http://www.ahk.de/?id=indien (27.02.2008)

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Jascha Lehmann: Strategien und Förderung

sich auch eine Vertretung in Deutschland (Düsseldorf), wodurch eine direkte Kontaktaufnahme in Deutschland ermöglicht wird. Weitere Unterstützungs- und Beratungsmöglichkeiten im Bereich der Erneuerbaren Energien in Indien bieten zudem: -

die Exportinitiative Erneuerbare Energien des Bundes, zu deren zentralen Aufgaben es gehört „deutschen Anbietern von EE-Technologien und Know-How detaillierte Informationen über die branchenspezifischen Exportpotentiale internationaler Zielmärkte zur Verfügung zu stellen“77 . Mit dem Aufbau dieser Institution ist die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) beauftragt;

die Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit (GTZ), die über ihr Windenergieprogramm TERNA (Technical Expertise for Renewable Energy Application) Partnerländern bei der Beurteilung und Nutzung des Windenergiepotentials in Entwicklungs- und Schwellenländern hilft;

die World Wind Energy Association (WWEA), ein weltweiter Dachverband der Windenergiebranche mit über 300 Mitgliedsorganisationen in mehr als 80 Ländern, der es sich zum Ziel gesetzt hat, die Nutzung der Windenergie unter Beachtung ökologischer und sozialer Kriterien zu fördern;

der Bundesverband WindEnergie (BWE), ist mit derzeit rund 19.000 Mitgliedern der weltweit größte Verband im Bereich der erneuerbaren Energien und setzt sich ebenfalls für einen landschaftsschonenden und sozialverträglichen Ausbau der Windenergie ein;

die Industrie- und Handelskammer (IHK) Düsseldorf, die Schwerpunktskammer für Indien ist und neben ausführlichen Länderinformationen auch Außenwirtschaftsveranstaltungen, Seminare und Kontakttreffen mit ausländischen Unternehmen anbietet;

die European Wind Energy Association (EWEA) sowie die Indian Wind Energy Association (InWEA), deren Ziel es ist, in enger internationaler Zusammenarbeit „die wichtige Schnittstelle zwischen Märkten, Politik und Technologie“78 zu stärken;

der Verband Deutscher Maschinen- und Anlagenbau (VDMA), der eine Abteilung für Windenergie hat;

etc.

http://www.exportinitiative.de/index.cfm?cid=1394 (04.03.2008)

http://www.windmesse.de/presse/417.html (04.03.2008)

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Die politischen Förderbedingungen für Windenergie in Indien

Zusammenfassung der Ergebnisse der Studie

In den vergangenen Jahren ist es der indischen Politik gelungen, in fünf Bundesstaaten stark expandierende Windenergiemärkte aufzubauen. Grundsteine der positiven Entwicklung sind, wie wir zeigen konnten, die sukzessive Liberalisierung der Energiemärkte und ihre Öffnung für ausländische Investoren. Dafür wurden umfangreiche

politisch-administrative

und

wirtschaftliche

Reformen

auf

zentralstaatlicher

Ebene durchgeführt. Von besonderer Bedeutung erwiesen sich dabei der Electricity Act von 2003, die Unterstützung und Entlastung der finanziell angeschlagenen State Electricity Boards sowie die Vorgabe des MNRE an die Bundesstaaten, ambitionierte Fördersysteme für erneuerbare Energien einzurichten. Im Vergleich der fünf Bundesstaaten Tamil Nadu, Karnataka, Maharashtra, Gujarat und Rajasthan wurde deutlich, dass diese Staaten der Aufforderung in besonderem Maße nachkamen und insgesamt attraktive Förderbedingungen für Windenergieanlagenbetreiber einrichteten. Nutznießer der verbesserten Investitionsbedingungen sind derzeit vor allem der heimische Windriese Suzlon sowie die europäischen Unternehmen Enercon und Vestas, die beide mit Töchterunternehmen auf dem indischen Windenergiemarkt aktiv sind. Wie in Kapitel 4 gezeigt werden konnte, ist Markt jedoch noch nicht saturiert und bleibt daher für deutsche Windenergieunternehmen ein interessantes Expansionsfeld. Dafür bieten sich je nach Investitionsvolumen und Risikobereitschaft unterschiedliche Markteintrittsstrategien an, die wir herausgearbeitet und diskutiert haben und bei denen sich in den letzten Jahren ein Trend zu den Risiko- und Ressourcen-intensiveren Joint Ventures und Töchterunternehmen ausmachen ließ. Der Aufschwung der indischen Windmärkte wird aller Voraussicht nach in den kommenden Jahren anhalten. Er bietet Investoren, die sich den für ein Schwellenland üblichen Hürden wie unausgereifter Infrastruktur und Ausbildungsrückständen stellen, gute Chancen auf ertragreiche Investitionen.

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