Elektrizitätssektor in Honduras – Wikipedia

Elektrizitätssektor von Honduras

Daten
Stromabdeckung (2006)	69% (insgesamt), 94% (städtisch), 45% (ländlich); (LAC-Gesamtdurchschnitt 2005: 92%)
Installierte Kapazität (2006)	1,54 GW
Anteil fossiler Energie	62%
Anteil erneuerbarer Energien	38% (einschließlich Wasserkraft)
THG Emissionen aus der Stromerzeugung (2003)	1,51 MtCO2
Durchschnittlicher Stromverbrauch (2005)	4376 kWh pro Anschluss
Verteilungsverluste (2006)	21%; (LAC-Durchschnitt 2005: 13,6%)
Verbrauch nach Sektoren (% der Gesamtmenge)
Wohn	42,5%
Industriell	53,3% (inkl. Kommerziell)
Tarife und Finanzierung
Durchschnittlicher Wohntarif (US $ / kW · h, 2006)	00.058; (LAC-Durchschnitt 2005: 0,115)
Durchschnittlicher Industrietarif (US $ / kW · h, 2006)	0,1053 (Mittelspannung), 0,0934 (Hochspannung); (LAC-Durchschnitt 2005: 0,107)
Durchschnittlicher Handelstarif (US $ / kW · h, 2006)	0,133
Jährliche Investition in Strom	4,01 US $ pro Kopf
Dienstleistungen
Sektorentflechtung	Teilweise
Anteil des Privatsektors an der Generation	62%
Anteil des Privatsektors am Vertrieb	0%
Wettbewerbsfähige Versorgung großer Nutzer	Nein
Wettbewerbsfähige Versorgung der privaten Nutzer	Nein
Institutionen
Nein. von Dienstleistern	Eins (ENEE)
Verantwortung für die Übertragung	Integrierter Versorger (Empresa Nacional de Energía Eléctrica)
Verantwortung für die Regulierung	Nationale Regulierungsbehörde für einen Sektor
Verantwortung für die Festlegung von Richtlinien	Energieschrank
Verantwortung für die Umwelt	Umweltministerium (SERNA)
Elektrizitätsrecht	Ja (1994)
Gesetz über erneuerbare Energien	Ja (2007)
CDM Transaktionen im Zusammenhang mit dem Elektrizitätssektor	19 registrierte CDM-Projekte; 221.730 t CO2Die jährlichen Emissionsminderungen

Das Elektrizitätssektor in Honduras wurde durch die Dominanz eines vertikal integrierten Versorgungsunternehmens geprägt (mit Ausnahme von etwa der Hälfte der Erzeugungskapazität); ein unvollständiger Versuch Anfang der neunziger Jahre, den Sektor zu reformieren; der zunehmende Anteil der Wärmeerzeugung in den letzten zwei Jahrzehnten; die schlechte finanzielle Gesundheit des staatlichen Versorgungsunternehmens Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE); die hohen technischen und kommerziellen Verluste bei der Übertragung und Verteilung; und die geringe elektrische Abdeckung in ländlichen Gebieten.

Zu den wichtigsten Herausforderungen in diesem Sektor gehört die Finanzierung von Investitionen in Erzeugung und Übertragung, wenn weder ein finanziell gesunder Versorger noch Konzessionsmittel von externen Gebern vorhanden sind. Die Zölle müssen neu ausgeglichen, die Zahlungsrückstände gesenkt und die kommerziellen Verluste, einschließlich des Stromdiebstahls, verringert werden, ohne soziale Unruhen zu fördern. Darüber hinaus muss die Regierung Umweltbelange mit ihrem Ziel in Einklang bringen, zwei neue große Staudämme und zugehörige Wasserkraftwerke zu bauen. Der Zugang zu Elektrizität in ländlichen Gebieten muss verbessert werden.

Im Juni 2007 erklärte der Präsident von Honduras, Manuel Zelaya, einen “Energie-Notfall”. Ein Interventionsausschuss (Junta Interventora) unter der Leitung des Verteidigungsministers und des Finanzministers wurde vorübergehend mit ENEE beauftragt, um die Krise zu bewältigen. Das Mandat dieses Verwaltungsrats wurde kürzlich bis Oktober 2008 verlängert.

Stromangebot und -nachfrage[edit]

Installierte Kapazitäts- und Erweiterungspläne[edit]

Mit einer installierten Erzeugungskapazität von 1.568 MW (2007),^[1] Honduras setzt auf ein thermisches Stromversorgungssystem (das fast zwei Drittel seiner gesamten installierten Kapazität ausmacht), das sehr anfällig für hohe und volatile internationale Ölpreise ist.^{[2][full citation needed]} Der Generationsmix ist wie folgt:^[1]

Quelle	Installierte Leistung (MW)	Vorhandene Kapazität(%)
Staatsbesitz	589	38
Wasserkraft	464	30
Thermal	125	8
Dieselmotoren	92	6
Gasturbinen	33	2
In Privatbesitz	979	62
Wasserkraft	55	3
Thermal	924	59
Dieselmotoren	816	52
Gasturbinen	40	3
Biomasse	68	4
GESAMT	1,568	100

Die feste Stromerzeugungskapazität ist aufgrund der Saisonalität (dh der natürlichen Unsicherheit, die die Wasserkrafterzeugung beeinflusst), des Alters einiger Anlagen und der Einmottung der Wärmekapazität wesentlich geringer als die installierte Kapazität.

Nachfrage[edit]

Der gesamte im Jahr 2007 verkaufte Strom betrug 4.932 GWh.^[1] Im Jahr 2005 betrug der per Anschluss verkaufte Strom 4.376 kWh.^[3] Das war viel höher als in den Nachbarländern Guatemala (2.337 kWh pro Verbindung), Nicaragua (2.931 kWh pro Verbindung) und El Salvador (3.109 kWh pro Verbindung). Es ist jedoch viel niedriger als in den stärker entwickelten zentralamerikanischen Ländern wie Costa Rica (7.969 kWh) und Panama (7.574 kWh).

Im Jahr 2007 betrug der prozentuale Anteil des nach Verbrauchertyp verkauften Stroms:^[1]

• Wohnimmobilien: 42%
• Kommerziell: 24%
• Industrie: 13%
• Großverbraucher: 13%
• Öffentliche Beleuchtung: 2,5%
• Regierung: 2%
• Autonome Einheiten: 2%
• Gemeinden: 1%
• Exporte: 0,5%

Nachfrageprojektionen[edit]

Die Spitzennachfrage ist in den letzten Jahren jährlich um über sieben Prozent gestiegen und erreichte 2006 1.088 MW.^{[2][full citation needed]} Für den Zeitraum 2006–2010 wird eine jährliche Wachstumsrate des Energiebedarfs von rund sechs Prozent erwartet, während der Spitzenbedarf um rund sieben Prozent steigen könnte.^{[2][full citation needed]} Die tatsächliche Wachstumsrate hängt davon ab, ob die Stromtarife erhöht werden, ob ein aktuelles Programm zur Verringerung des Stromdiebstahls erfolgreich ist und ob technische Verteilungsverluste verringert werden können.

Während die Spitzennachfrage 2006 unter der installierten Gesamtkapazität lag, lag sie leicht über der festen Kapazität. Nach den Prognosen der Weltbank zu Angebot und Nachfrage wird die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten im Zeitraum 2007–2010 nicht ausreichen, um das Nachfragewachstum zu befriedigen, was bedeutet, dass in naher Zukunft mit einem Energiemangel zu rechnen ist.^{[2][full citation needed]}

Verbindung mit Nachbarländern[edit]

Das honduranische Stromnetz ist mit den Netzen seiner Nachbarn Nicaragua, El Salvador und Guatemala verbunden. Die Kapazität der Verbindungen ist jedoch begrenzt. Es wird erwartet, dass es im Rahmen des zentralamerikanischen elektrischen Verbindungssystems (SIEPAC) über eine 230-kV-Übertragungsleitung mit einer Leistung von 300 MW erweitert wird. (Siehe Regionale Integration, SIEPAC-Projekt unten)

Im Jahr 2002 importierte Honduras rund 420 GW · h Strom (mehr als 10% seines Verbrauchs) ohne Exporte und war damit ein Nettoimporteur von Strom.^[4]

Zugang zu Elektrizität[edit]

Die gesamte Stromabdeckung beträgt 69%. In ländlichen Gebieten sind es nur 45%, im Gegensatz zu 94% in städtischen Gebieten (2006).^{[2][full citation needed]} In der folgenden Tabelle sind die Zugangsdaten pro Anzahl der Haushalte und Verbraucher aufgeführt.

	Population	%.	Anzahl der Haushalte	%.	Anzahl der Kunden	%.	Zugriffsrate (%)
Städtisch	3,350,081	45,5%	700,507	49,0%	661,582	66,9%	94,4%
Ländlich	4,016,940	54,5%	729,611	51,0%	327,114	33,1%	44,8%
GESAMT	7,367,021	100%	1.430.118	100%	988,696	100%	69,1%

Quelle: Weltbank, 2007

Der Stromversorgungsindex nach Abteilungen weist große Unterschiede auf. Cortes und Islas de Bahia sind zu fast 100% im Haushalt versichert, während Lempira und Intibuca nur zu 24,6% bzw. 36,2% versichert sind.^{[2][full citation needed]}

Die Elektrifizierung wurde im Rahmen des Elektrizitätsgesetzes von 1994 für den Elektrizitätssektor durch die Schaffung des Sozialfonds für die Stromentwicklung (FOSODE) programmiert. Die Regierung hat sich zum Ziel gesetzt, die nationale Stromabdeckung bis 2015 auf 80% zu erhöhen, wobei Stadt und Land die gleiche Priorität haben. Bisher war das Ergebnis positiv: Die nationale Abdeckung stieg von 43% im Jahr 1994 auf 69% im Jahr 2006.^{[2][full citation needed]}

Bis 2015 werden voraussichtlich 400.000 neue Verbindungen hergestellt. Der Mangel an Finanzmitteln hat jedoch die Netzentwicklung verlangsamt und dazu geführt, dass die Nachfrage hinterherhinkt.^{[2][full citation needed]}

Servicequalität[edit]

Unterbrechungshäufigkeit und -dauer[edit]

Die Dauer eines Stromausfalls ist ein Maß für die Zuverlässigkeit der Versorgung der Verteilungsnetze. Diese Maßnahme ging in den meisten Regionen Honduras ab 2001 zurück. Im Jahr 2005 kam es jedoch zu einer allgemeinen Verlängerung der Unterbrechungsdauer. Die Gesamtdauer der Unterbrechungen pro Verbindung (36 Stunden pro Jahr im Jahr 2005 gegenüber 24 Stunden im Jahr 2004, aber 135 Stunden im Jahr 1999 nach dem Hurrikan Mitch) ist etwa doppelt so hoch wie der Durchschnitt in Lateinamerika und der Karibik (14) Stunden pro Verbindung im Jahr 2005). In anderen Ländern war die Häufigkeit solcher Unterbrechungen jedoch höher, was bedeutet, dass Honduras einige lange Ausfälle hat, während andere Länder häufiger kürzere Ausfälle haben.^{[2][full citation needed]}

Verteilungs- und Übertragungsverluste[edit]

Im Zeitraum 2001-2006 stiegen die Stromverluste von etwa 20% auf 25%, verglichen mit 8% in Chile und fast 30% in Nicaragua. Diese relativ hohen Verluste sind hauptsächlich auf Diebstahl, Betrug und illegale Verbindungen zurückzuführen. Eine kürzlich durchgeführte Studie schätzte die technischen Verluste auf etwa 10%, was bedeutet, dass die derzeitigen kommerziellen Verluste etwa 15% betragen, von denen 30% Betrug, 29% illegalen Siedlungen und 29% Abrechnungsfehlern entsprechen.^{[2][full citation needed]}

Übertragungs- und Teilübertragungsinvestitionen verzögern sich aufgrund finanzieller Engpässe immer wieder. Diese Situation würde, wenn sie weiter anhält, die Häufigkeit von Stromausfällen erhöhen und es schwierig machen, die Betriebskosten und technischen Verluste zu senken.^{[2][full citation needed]}

Die im Jahr 2007 durchgeführten Schadensminderungsprogramme reduzierten die Gesamtverluste auf 21,2%, 3,5% bei der Übertragung und 17,7% bei der Verteilung.^[1]

(Sehen Verteilungsverluste zum Vergleich mit dem Rest von LAC).

Verantwortlichkeiten im Elektrizitätssektor[edit]

Politik und Regulierung[edit]

De jure Situation[edit]

Das Elektrizitätsgesetz von 1994 überträgt die politische Entscheidungsfunktion einem Energiekabinett unter Vorsitz des Präsidenten der Republik mit dem Ministerium für natürliche Ressourcen und Umwelt (Secretaria de Recursos Naturales y Ambiente, SERNA) als Sekretär und Koordinator. Eine Regulierungsbehörde, die Comisión Nacional de Energía (CNE) wurde geschaffen, um unter anderem folgende Aufgaben zu übernehmen:

• Überwachung von Stromverkaufsverträgen, die von Vertriebsunternehmen zu unterzeichnen sind;
• Genehmigen Sie Standards in Bezug auf Servicequalität, Zuverlässigkeit und Sicherheit.
• Gesetze und Standards überwachen und durchsetzen;
• Tarife genehmigen und durchschnittliche kurzfristige Grenzkosten vorschlagen;
• Systemerweiterungsprogramme genehmigen;
• Zur Genehmigung beim Umweltministerium einreichen. Kauf- und Verkaufsverträge für Energie, die ENEE zu unterzeichnen beabsichtigt.^[5]

De facto Situation[edit]

Das Energiekabinett hat sich seit seiner Gründung weniger als einmal im Jahr getroffen. Außerdem war SERNA in seiner Rolle als Sekretär und Koordinator des Kabinetts nicht proaktiv, um die Tagesordnung festzulegen und die technischen Grundlagen für Entscheidungen zu schaffen. CNE hat aufgrund mangelnder politischer Unterstützung und Ressourcen eine marginale Rolle gespielt. Infolge dieser Lücke auf Kabinettsebene ist der nationale Energieversorger Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) zum Standardpunkt für Energieexpertise geworden, den die Regierung auch in Fragen der Politikgestaltung und Regulierung sucht, was zu einer schwachen Trennung von Rollen zwischen Versorgungsunternehmen, Aufsichtsbehörden und dem Ministerium.^{[2][full citation needed]}

ENEE wird von einem Verwaltungsrat geleitet, der sich zusammensetzt aus: dem Minister für natürliche Ressourcen und Umwelt (SERNA), dessen Vorsitzender der Verwaltungsrat ist, dem Minister für öffentliche Arbeiten, Verkehr und Wohnungswesen, dem Finanzminister und dem Industrieminister und Handel, der Minister für auswärtige Zusammenarbeit und ein Vertreter des honduranischen Rates für Privatunternehmen (COHEP). Der Vorstand ernennt einen Geschäftsführer, der als Sekretär fungiert, aber keine Stimme hat.^{[2][full citation needed]}

Generation[edit]

Nach dem Elektrizitätsgesetz von 1994 kann die Erzeugung durch staatliche, gemischte Eigentümer oder private Einrichtungen erfolgen. Diese Unternehmen sind berechtigt, Strom an Großverbraucher oder an ENEE zu verkaufen. Infolgedessen werden private Investoren hauptsächlich Projekte der neuen Generation in Angriff nehmen, darunter Wasserkraft und alternative Energie.^{[2][full citation needed]}

Alle zwei Jahre muss ENEE den Regulierungssystem-Erweiterungsplänen (dh Beschaffung neuer Erzeugungskapazität und Übertragungserweiterung) vorlegen, die vom Energiekabinett genehmigt werden müssen.^{[2][full citation needed]}

Laut Gesetz hat ENEE das Mandat, bei der Festlegung des optimalen Expansionsplans der Erzeugung erneuerbarer Energie Priorität einzuräumen. Voraussetzung ist, dass der Barwert der Sequenz einschließlich der Erzeugung aus erneuerbaren Quellen den des kostengünstigsten Expansionsplans nicht um mehr als 10% überschreitet.^{[2][full citation needed]}

Private Stromerzeuger, die erneuerbare Energien nutzen, haben eine nationale Vereinigung gegründet – Associación de Productores de Energía Renovable de Honduras (APERH) -, um die Nutzung erneuerbarer Energien zu fördern.

Übertragung[edit]

Übertragungsnetze unterliegen gesetzlich einer “Open Access” -Regel. Sie können von öffentlichen, privaten oder gemischten Unternehmen gebaut und besessen werden. In der Praxis ist Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) jedoch für die Übertragung und den Systembetrieb über das Versandzentrum verantwortlich, das die stündlichen Grenzkosten des Systems für die Erzeugung ermittelt.

Bei isolierten Systemen ist der Hauptgenerator für den Betrieb des Übertragungssystems und die Abwicklung des Versands verantwortlich.

Verteilung[edit]

De jure Situation[edit]

Das Gesetz von 1994 sah vor, dass ENEE sein Vertriebsnetz nach Regionen aufteilt. Der Teilung, die von ENEE genehmigt werden sollte, würde der Verkauf dieser Netzwerke an Genossenschaften, Kommunen, Arbeitnehmerverbände, ähnliche Gruppen oder an private Unternehmen folgen, die stets der Genehmigung des Nationalkongresses unterliegen. Das Gesetz sah vor, dass die Stromverteilung von privaten Unternehmen im Rahmen eines Konzessionsregimes “vorrangig” durchgeführt werden sollte. Händler müssen einen gültigen Liefervertrag mit Generatoren für mindestens fünf Jahre haben (das Gesetz schreibt jedoch keine Mindestmenge vor).^{[2][full citation needed]}

EEH private Vertriebsgesellschaft[edit]

Am 18. Februar unterzeichnete das internationale Konsortium EEH einen Vertrag, der die Verantwortung für den Betrieb und die Wartung des Stromverteilungsnetzes, den kommerziellen Betrieb und dessen Optimierung, Reduzierung und Kontrolle technischer und nichttechnischer Verluste sowie für die Einziehung von Zahlungen übernimmt mit den Benutzern.

Netzfrequenz und Spannung[edit]

In Honduras sind die Netzstecker und -steckdosen vom Typ A und B. Die Standardspannung beträgt 110 V und die Standardfrequenz 60 Hz.

Erneuerbare Energie[edit]

In Honduras gibt es ein großes Potenzial für ungenutzte einheimische erneuerbare Energiequellen. Aufgrund des wahrscheinlichen langfristigen Trends hoher Ölpreise könnten solche Ressourcen zu wettbewerbsfähigen Preisen entwickelt werden. Mit Ausnahme der großen Wasserkraftprojekte muss das Potenzial für die Entwicklung erneuerbarer Energien jedoch noch untersucht werden.^{[2][full citation needed]}

Energieeffizienz[edit]

Honduras hat ein sehr großes Potenzial zur Entwicklung von Energieeffizienzprogrammen. In den Bereichen Klimaanlagen sowohl für den Wohn- als auch für den Gewerbebereich könnten erhebliche Verbesserungen erzielt werden, bei denen durch die Umsetzung von Maßnahmen im Bereich des Nachfragemanagements und den rationellen Einsatz von Energie ungeplante Stromausfälle verhindert werden könnten.^{[2][full citation needed]}

In letzter Zeit wurden einige Fortschritte im Rahmen des Generación Autónoma y Uso Racional de Energía Eléctrica ((GAUREE) Projekt, das von der Europäischen Union zwischen 2000 und 2007 finanziert wurde. Das GAUREE 2-Projekt zielt darauf ab, den Einsatz energieeffizienter Kompaktleuchtstofflampen (CFLs) zu erhöhen und den Energieverbrauch um 50 Millionen kWh pro Jahr zu senken. Der Aktionsplan sieht vor, dass 800.000 Haushalte in einem dreiphasigen Betrieb eine kostenlose 20-W-CFL-Lampe abgeben (die Mehrheit der honduranischen Haushalte verwendet immer noch ineffiziente 60-W-, 75-W- und 100-W-Lampen).^{[2][full citation needed]}

Die interinstitutionelle Gruppe für die effiziente Nutzung von Energie (GIURE) hat einen Plan mit dem Ziel aufgestellt, den nationalen Strombedarf 2008 um 100 MW zu senken. Dies würde eine Reduzierung des von ENEE prognostizierten maximalen Bedarfs um 8% bedeuten. Einige der Hauptaktivitäten des GIURE-Programms sind: Förderung der Nutzung von Gasherden, Einsatz sauberer Entwicklungsmechanismen (CDM), Aufklärungskampagnen, Effizienz im Industrie- und Handelssektor usw.^{[2][full citation needed]}

Geschichte[edit]

Frühes Monopol und Expansion auf Hydrobasis[edit]

ENEE wurde 1957 durch Dekret 48, das Ley Constitutiva de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica– das konstitutive Gesetz. Sein Auftrag war es, die Elektrifizierung des Landes durch das Studium, den Bau und den Betrieb von Elektrifizierungsarbeiten, die Vertretung der Regierung in jedem Unternehmen, an dem die Regierung beteiligt war, zu fördern und jedem privaten Generator oder Händler, der dies benötigte, Unterstützung zu leisten.^{[2][full citation needed]}

In den ersten zweieinhalb Jahrzehnten wurde die Expansion von ENEE durch die technische und finanzielle Unterstützung internationaler Finanzorganisationen vorangetrieben. Wasserkraftprojekte gab es zuhauf und das Übertragungsnetz wurde erweitert, um alle wirtschaftlich aktiven Gebiete des Landes in das nationale Netz einzubeziehen, das mit Nicaragua (1976), Costa Rica (1982) und Panama (1986) verbunden war. Das größte Projekt ist das Wasserkraftwerk von El Cajón (300 MW) am Rio Comayagua in Zentralhonduras wurde 1985 in Betrieb genommen. Zu diesem Zeitpunkt hatte Honduras eine installierte Leistung von 560 MW und einen Spitzenbedarf von nur 220 MW.^[6]

Die Prognosen für das Nachfragewachstum kamen nicht zustande, was das Land mit einer großen Überkapazität und ENEE mit einer hohen Schuldenlast zurückließ. Infolgedessen wurden die vorhandenen Wärmekraftwerke nicht gut gewartet. Als die Nachfrage schließlich aufholte und eine schwere Dürre auftrat, waren viele der thermischen Anlagen außer Betrieb, was 1993 zu einer schweren Energiekrise führte.^{[2][full citation needed]}

1994 Elektrizitätsgesetz und das Wiederaufleben fossiler Brennstoffe[edit]

Das neue Elektrizitätsgesetz von 1994, das unter der Leitung von Präsident Carlos Roberto Reina verabschiedet wurde, wurde als Reaktion auf die Krise geboren. Es enthielt Bestimmungen für die Schaffung eines wettbewerbsfähigen Strommarktes (vertikale Entflechtung, Zugang zu allen Aktivitäten des Sektors, offener Zugang zu Übertragungs- und Verteilungsnetzen und Wahlfreiheit für große Nutzer). die Trennung der Rollen der Politikgestaltung, Regulierung und Bereitstellung von Elektrizitätsdienstleistungen; Anwendung von Kostendeckungsgebühren und gezielten Subventionen; und private Bereitstellung von Stromdienstleistungen.^{[2][full citation needed]}

Die Errichtung des neuen Wettbewerbsmarktes schlug fehl: Die Vertriebsnetze wurden nicht entbündelt und privatisiert, und ENEE war weiterhin ein vertikal integriertes staatliches Unternehmen, das seine zentrale Rolle bei der Energieplanung und Politikgestaltung beibehielt. Darüber hinaus wurden die Grundsätze der Kostendeckung für Zölle und gezielte Subventionen aufgrund unzureichenden politischen Engagements und einer wichtigen Abhängigkeit von importiertem Öl zur Stromerzeugung nicht ordnungsgemäß umgesetzt. Dies führte zu hohen und volatilen Erzeugungspreisen, die nicht an die Einzelhandelstarife weitergegeben wurden.^{[2][full citation needed]}

In den neunziger Jahren hat die thermoelektrische Erzeugung ein System angeführt, das von Wasserkraft dominiert wurde: Die Kapazität von Wasserkraftwerken ist von 90% auf nur 30% gestiegen. Es gibt zwei Gründe für diese Verschiebung. Erstens wurde die Entwicklung der Wasserkraft teurer, als die Finanzierung ihrer Entwicklung durch internationale Finanzinstitutionen durch zinslose Kredite gekürzt wurde. Zweitens führten die geringeren Risiken und die kürzere Laufzeit von Wärmeerzeugungsprojekten, wie sie von privaten Investoren wahrgenommen wurden, den Ausbau der Erzeugung auf die Verwendung von Schweröl und Diesel mit mittlerer Geschwindigkeit.

Erwähnenswert ist außerdem die enge Beziehung zwischen Ölimporteuren, Stromerzeugungsunternehmen und bestimmten Regierungsbeamten, die in den letzten zehn Jahren von den honduranischen Medien beschuldigt wurde, die Investitionen in erneuerbare Energiequellen künstlich einzudämmen, Ölimporte und die Ausweitung zu fördern von sehr teuren und weniger als transparenten Stromerzeugungsverträgen.

Die Entstehung unabhängiger Stromerzeuger[edit]

Stromabnahmeverträge (Power Purchase Agreements, PPAs), die ENEE mit unabhängigen Stromerzeugern (IPP) unterzeichnet hat, die Kraftwerke mit fossilen Brennstoffen betreiben, machen heute den größten Teil der Energieerzeugung in Honduras aus. Laut der Interamerican Development Bank waren diese PPAs “teuer und mit Klauseln versehen, die sie sehr unflexibel machten”.^[7]

Bereits 1993, während der Regierung von Rafael Leonardo Callejas (1990–1994), unterzeichnete ENEE sein erstes PPA mit einem IPP für die Bereitstellung von Wärmeenergie. Der Vertrag wurde mit Electricidad de Cortés (Elcosa) für einen Zeitraum von 17 Jahren unterzeichnet. Ein Jahr später genehmigte Carlos Roberto Reina (1994–1998) zwei riesige 10-Jahres-Verträge für Empresa de Mantenimiento, Construcción y Electricidad (EMCE), die selbst zur honduranischen Terra-Gruppe gehört, und das honduranische Energieunternehmen Luz y Fuerza de San Lorenzo (Lufussa). EMCE und Lufussa gelang es, neue Verträge mit der Regierung von Carlos Flores (1998–2002) zu unterzeichnen, die Steuerbefreiungen für bis zu fünf Jahre und die Zahlung fester und variabler Gebühren beinhalteten, wobei erstere unabhängig davon waren, ob tatsächlich Energie erzeugt wurde Dies ist normalerweise bei PPAs der Fall.

Die Regierung von Ricardo Maduro (2002–2006) unterzeichnete zwei weitere 12-Jahres-Verträge mit Enersa – Partnern der EMCE – und Lufussa.^[8] Im November 2002 unterzeichnete das Unternehmen jedoch schnell einen weiteren 12-Jahres-Vertrag über 477 Millionen US-Dollar mit der honduranischen Tochtergesellschaft der AES Corporation, unter dem AES Honduras rund 200 Megawatt Strom liefern sollte. Im September 2003 kündigte ENEE diesen Vertrag ebenfalls, weil der Anbieter angeblich bestimmte Klauseln nicht erfüllte und hinter dem Zeitplan zurückblieb.^[9]

Förderung erneuerbarer Energien und ein Comeback der Wasserkraft[edit]

Unter der Präsidentschaft von Carlos Flores wurden die Dekrete Nr. 85-98 und 267-98 1998 vom Kongress in Honduras verabschiedet, um die Entwicklung von Kraftwerken zur Erzeugung erneuerbarer Energien zu fördern. Die neue Gesetzgebung beinhaltete Steuererleichterungen für Entwickler und eine sichere Käufervereinbarung für Energie zu Preisen, die den kurzfristigen Grenzkosten des Systems entsprechen. ENEE, der Standardkäufer, muss eine Prämie (10% der gleichen kurzfristigen Grenzkosten) für den Strom zahlen, der erzeugt wird, wenn die installierte Leistung unter 50 MW liegt. Dieser Rahmen hat die Aushandlung von etwa 30 öffentlich-privaten Partnerschaften mit ENEE für kleine Anlagen für erneuerbare Energien erleichtert. Darüber hinaus wurden im Dekret Nr. 85-98 Steuerbefreiungen zugunsten von Entwicklern festgelegt: Einfuhr- und Verkaufssteuern auf Geräte und ein fünfjähriger Einkommensteuerurlaub.^{[2][full citation needed]}

Die Regierung betrachtet erneuerbare Ressourcen als ein wesentliches Element ihrer Strategie zur Diversifizierung der Energieversorgung, zur Verringerung der Anfälligkeit für externe Schocks und zur Minderung der Umweltauswirkungen der Energieerzeugung.^{[2][full citation needed]} Die Entwicklung großer Wasserkraftprojekte und die Bereitstellung weiterer Anreize für netzgebundene erneuerbare Projekte sind die gegenwärtigen Prioritäten der Regierung im Bereich der erneuerbaren Energien. Die Verbreitung erneuerbarer Energietechnologien in ländlichen Elektrifizierungsprogrammen ist immer noch begrenzt, und die meisten ländlichen Elektrifizierungsaktivitäten sind Netzerweiterungen.^{[2][full citation needed]}

Nach Angaben der Weltbank ist das Potenzial für die Entwicklung von netzfernen und kleinen erneuerbaren Quellen aufgrund fehlender Anreize und eines klaren und kohärenten politischen Rahmens weitgehend ungenutzt.^{[2][full citation needed]}

Regionale Integration, das SIEPAC-Projekt[edit]

1995, nach fast einem Jahrzehnt vorläufiger Studien, stimmten die zentralamerikanischen Regierungen, die spanische Regierung und die Interamerikanische Entwicklungsbank der Durchführung des SIEPAC-Projekts zu. Dieses Projekt zielt auf die elektrische Integration der Region ab. Machbarkeitsstudien haben gezeigt, dass die Schaffung eines regionalen Übertragungsnetzes für die Region sehr positiv ist und zu einer Reduzierung der Stromkosten sowie zu einer Verbesserung der Kontinuität und Zuverlässigkeit der Versorgung führt. 1996 unterzeichneten die sechs Länder Panama, Honduras, Guatemala, Costa Rica, Nicaragua und El Salvador den Rahmenvertrag für den Strommarkt in Mittelamerika.^[10]

Die Gestaltung des regionalen Strommarktes (MER) erfolgte 1997 und wurde 2000 genehmigt. MER ist ein zusätzlicher Markt, der die bestehenden sechs nationalen Märkte überlagert, mit einer regionalen Regelung, in der die von der regionalen Betriebsstelle (EOR) zugelassenen Vertreter internationale Stromtransaktionen in der Region durchführen. Was die Infrastruktur betrifft, so ist EPR (Empresa Propietaria de la Red SA) ist verantwortlich für die Planung, Konstruktion und den Bau von ca. 1.800 km (1.100 mi) 230-kV-Übertragungsleitungen.^[10] Das Projekt wird voraussichtlich Ende 2008 betriebsbereit sein.^[11]

Operationsschere, Notstandserklärung und Tariferhöhung[edit]

Im Februar 2007 initiierte ENEE ein Programm zur Reduzierung von Zahlungsrückständen und kommerziellen Verlusten unter der Überschrift Operación Tijera (Operation Schere). Es beinhaltet koordinierte Maßnahmen aller Ministerien und Regierungsbehörden, die darauf abzielen, den Service (a) für kriminelle Kunden und (b) für Benutzer zu kürzen, die während des Betriebs mit unregelmäßigen Serviceverbindungen oder mit manipulierten Zählern entdeckt wurden. Presseberichten zufolge hat die Operation zu einer sofortigen Zunahme der Sammlungen geführt.^[12]

Im Juni 2007 erklärte Präsident Manuel Zelaya einen “Energie-Notfall”, um zusätzlichen Strom zu kaufen und die Energiekrise des Landes zu überwinden. Der Verteidigungsminister ist mit der Lösung der Krise beauftragt und wurde zusammen mit dem Finanzminister an die Spitze eines Interventionsausschusses der ENEE gestellt. Das Mandat des Interventionsausschusses wurde bis Oktober 2008 verlängert.

Um die heikle finanzielle Situation von ENEE anzugehen, beabsichtigt die Regierung, die Zölle für bestimmte Verbraucher zu erhöhen, deren Rechnungen am höchsten sind. Diese Erhöhung, die die Tarife näher an die Kosten bringen wird, hätte keine Auswirkungen auf private Nutzer, deren Verbrauch unter 100 kWh liegt.^[13] Eine Tariferhöhung von 16% für die Kraftstoffanpassung wurde bereits im Januar 2008 angewendet. Laut dem neuen Manager von ENEE wird im Mai eine zusätzliche Anpassung von 11% angewendet. Das im “Finanzplan zur Stärkung der ENEE” festgelegte Gesamtziel sieht vor, dass die Zölle Ende 2008 um 27% gestiegen sind.^[14]

Zölle, Kostendeckung und Subventionen[edit]

Nach dem Gesetz wäre ein Tarif, der die Erzeugungs- und Übertragungskosten widerspiegelt, der regulierte Strompreis für Verteiler. Der Tarif, der im Amtsblatt veröffentlicht werden sollte, um in Kraft zu treten, musste jährlich von den Generatoren berechnet und von der Regulierungsbehörde genehmigt werden, die auch über spätere Anpassungen entscheiden würde. ENEE hat es jedoch versäumt, die Bestimmung dieses Gesetzes von 1994 für die Berechnung und Umsetzung von Kostentarifen und lokalisierten Subventionen anzuwenden.^{[2][full citation needed]}

Wohn-, Gewerbe- und Industrietarife[edit]

Die durchschnittlichen Tarife für Industrie- und Gewerbekonsumenten decken bereits die wirtschaftlichen Kosten und gehören zu den höchsten in der Region. Der durchschnittliche Tarif für die Wohnkategorie beträgt jedoch 60% der wirtschaftlichen Versorgungskosten und nur 54% nach Abzug der direkten Subventionen der Regierung.^{[2][full citation needed]}

Haushalte, die weniger als 100 kWh pro Monat verbrauchen, zahlen einen Tarif, der nur 22% der Kosten abdeckt, während Haushalte, die zwischen 0 und 300 kWh verbrauchen – 84% aller Privatkunden – nur 395 Prozent der Kosten zahlen. Selbst Kunden, die mehr als 500 kWh pro Monat verbrauchen, zahlen nur 82% der Lieferkosten. Die Tarife für Kommunen entsprechen etwa 77% der Kosten. Die folgende Tabelle zeigt die durchschnittlichen Lieferkosten und den aktuellen Endpreis (nach direkter Subventionierung) für die verschiedenen Nutzer:^{[2][full citation needed]}

	Durchschnittliche Lieferkosten (kW · h)	Aktueller Endpreis (nach direkter Subventionierung) ($ / kW · h)	Anzahl der Benutzer
Wohnblock (kW · h / Monat)
0-50	0,224	0,039	174,338
51-100	0,158	0,04	132.804
101-150	0,147	0,047	128,361
151-300	0,141	0,066	242,723
301-500	0,137	0,089	83.368
501-	0,134	0,109	43.747
Industrielle Mittelspannung	0,107	0,105	134
Kommerziell	0,13	0,133	59.700

Quelle: Weltbank, 2007

Zum Vergleich: Der gewichtete durchschnittliche Wohntarif in Lateinamerika und der Karibik betrug Ende 2005 0,115 USD pro kWh, während der industrielle gewichtete Durchschnitt 0,107 USD pro kWh betrug. Die Wohnzölle in Honduras liegen eindeutig unter dem regionalen Durchschnitt.^[3]

Kostendeckung[edit]

Das Gesamtergebnis der Verzerrungen in der Tarifstruktur ist, dass nur 81% der wirtschaftlichen Versorgungskosten gedeckt werden, was zu einer kurzfristig nicht tragbaren finanziellen Situation führt, die das Land bis 2010 in eine schwere Energiekrise führen könnte.^{[2][full citation needed]}

Direkte Subventionen und Quersubventionen[edit]

1994 wurde eine direkte Subvention eingerichtet, um etwaige Tariferhöhungen für berechtigte private Nutzer (die weniger als 300 kWh pro Monat verbrauchen) auszugleichen. Im Zeitraum (2001–2005) zahlte die Regierung direkten Zollsubventionen in Höhe von rund 75,6 Mio. USD an private Verbraucher.^{[2][full citation needed]}

Die im aktuellen Tarif enthaltene explizite Quersubventionierung hält die im Elektrizitätsgesetz von 1994 festgelegten Obergrenzen nicht ein, da sie den meisten privaten Verbrauchern zugute gekommen ist, sodass die Ausgleichszuschläge für andere Verbraucherkategorien (dh gewerbliche und industrielle) ebenfalls die vorgeschriebenen Grenzwerte überschreiten. Auch die allgemeinen Subventionen und die direkten Subventionen der Regierung sind schlecht zielgerichtet und regressiv. Nicht arme Verbraucher (dh diejenigen, die mehr als 150 kWh / Monat verbrauchen) haben am meisten von der Quersubvention profitiert, da sie derzeit zwischen 50% und 80% der wirtschaftlichen Kosten zahlen. Dies hat zu einem der niedrigsten Wohntarife in der Region und auch zu einem hohen Verbrauch geführt – etwa 200 kWh pro Monat bei Wohnnutzung. Diese Zahl verdoppelt die durchschnittliche Wohnnutzung in El Salvador und Guatemala, deren Pro-Kopf-Einkommen mehr als doppelt so hoch ist wie in Honduras. Eine ineffiziente Substitution zwischen Brennstoffen ist ein weiteres Ergebnis der niedrigen Strompreise, insbesondere für das Kochen und die Warmwasserbereitung, da Strom, obwohl er eine ineffizientere und wirtschaftlich teurere Option darstellt, für den Verbraucher billiger ist als beispielsweise Flüssiggas (LPG).^{[2][full citation needed]}

Investition und Finanzierung[edit]

Investitionen in diesem Sektor werden von ENEE, dem Social Electrification Fund FOSODE und dem privaten Sektor getätigt. ENEE verfügt über keine Eigenfinanzierungskapazität und praktisch keine Fähigkeit, neue Schulden oder andere finanzielle Verpflichtungen wie die aus PPAs zu übernehmen. Die schlechte finanzielle Gesundheit von ENEE lässt Zweifel an der Fähigkeit aufkommen, die geplanten Großinvestitionen in Kapazitäten der neuen Generation zu finanzieren.

Investition nach Teilsektoren[edit]

Im Zeitraum 1997-2006 hat ENEE rund 189 Millionen US-Dollar in seine Aktivitäten investiert. Die Gebiete, die die größte Finanzierung erhalten haben, waren Verteilung und Übertragung.^[15]

Finanzierung[edit]

Private Entwickler[edit]

Zwischen 1994 und 2006 haben private Entwickler rund 600 Millionen US-Dollar in etwa 800 MW mittelschwere Diesel- und Gasturbinenkapazität investiert. Private Investoren haben außerdem rund 70 Millionen US-Dollar in 110 MW kleine Wasserkraft- und Bagassekapazitäten investiert. Das Vertrauen in den privaten Sektor ist zur Norm für den Ausbau der Erzeugungskapazitäten geworden.^{[2][full citation needed]}

Kurzfristiger Kredit[edit]

Die Verteilungs- und Übertragungsinvestitionen von ENEE wurden teilweise mit teuren revolvierenden Darlehen lokaler Banken und Krediten von Wärmeerzeugern für die Zahlung von Energieeinkäufen in Höhe von 124 Mio. USD in den Jahren 2003 bis 2005 finanziert. Die Deckung des Schuldendienstes und der Beitrag zu Investitionen waren in den letzten fünf Jahren negativ.^{[2][full citation needed]}

Konzessionsfinanzierung[edit]

Wie im Abschnitt über externe Hilfe weiter unten ausführlicher erläutert, sind die konzessionären Mittel internationaler Geber derzeit nur für die ländliche Elektrifizierung, neue Technologien für erneuerbare Energien und Energieeffizienz bestimmt.

Die größten Investitionen in die ländliche Elektrifizierung wurden von FOSODE getätigt, das erfolgreich internationale Hilfsgelder (sowohl Konzessionsdarlehen als auch Zuschüsse) beschafft hat, die die von der Regierung jedes Jahr gemäß den gesetzlichen Bestimmungen bereitgestellten Haushaltsmittel ergänzen. Der Fonds erhält zusätzliche Finanzmittel aus Gebühren, die die Kommunen den Elektrizitätsunternehmen in ihrem Hoheitsgebiet auferlegen. Zwischen 1995 und 2006 investierte FOSODE 91,4 Millionen US-Dollar in die ländliche Elektrifizierung.^{[2][full citation needed]}

Steuerbefreiungen[edit]

Der Elektrizitätssektor unterliegt mehreren Steuerbefreiungen: Einfuhrsteuerbefreiungen für Brennstoffe, die von ENEE und anderen Energieversorgungsunternehmen zur Stromerzeugung verwendet werden, Einfuhr- und Verkaufssteuern auf Geräte und Materialien für ländliche Elektrifizierungsprojekte, Einfuhrsteuern auf Geräte und Materialien für Kraftwerke, die erneuerbare Energiequellen nutzen und Umsatzsteuer auf Stromverkäufe. Nach Angaben der Weltbank werden die durchschnittlichen jährlichen Steuerbefreiungen auf insgesamt 108 Millionen US-Dollar geschätzt, hauptsächlich Kraftstoffsteuern (64,8 Millionen US-Dollar) und Verkaufssteuern auf den Stromverbrauch (37,8 Millionen US-Dollar).^{[2][full citation needed]}

Zusammenfassung der privaten Beteiligung am Elektrizitätssektor[edit]

Obwohl das Elektrizitätsgesetz von 1994 Bestimmungen für die Schaffung eines wettbewerbsorientierten Strommarkts enthielt – vertikale Entflechtung, Zugang zu allen Sektortätigkeiten, offener Zugang zu Übertragungs- und Verteilungsnetzen und Wahlfreiheit für große Nutzer -, ist ENEE weiterhin vertikal tätig Integriertes staatliches Unternehmen mit vollständiger Kontrolle über Übertragung und Verteilung.

Was die Erzeugung betrifft, haben IPPs bereits 1993 damit begonnen, PPAs mit ENEE zu unterzeichnen. Heute machen IPPs in Honduras über 60% der Erzeugungskapazität aus, die größtenteils thermisch ist.

Elektrizitätssektor und Umwelt[edit]

Verantwortung für die Umwelt[edit]

SERNA, das Ministerium für natürliche Ressourcen und Umwelt, trägt die Verantwortung für Umweltfragen, einschließlich des Klimawandels. Diese Regierungsbehörde ist in einer schwachen Position, unter anderem aufgrund begrenzter Budgets und der Schwäche des öffentlichen Dienstes. Außerdem müssen die Mitarbeiter des Ministeriums bei jeder Übernahme durch eine neue Regierung (dh alle vier Jahre) einen Gesamtumsatz erzielen, was ihre Geschäftstätigkeit verlangsamt.^{[2][full citation needed]}

Treibhausgasemissionen[edit]

OLADE (Organización Latinoamericana de Energía) schätzt, dass CO₂ Die Emissionen aus der Stromerzeugung betrugen 2003 1,51 Millionen Tonnen CO₂Dies entspricht 24% der Gesamtemissionen aus dem Energiesektor^[16]

Andere Daten (2004) berichten von Emissionen von 6,04 MtCO₂ aus Verbrauch und Abfackeln fossiler Brennstoffe, was 0,86 tCO entspricht₂ pro Kopf (Mittel- und Südamerika-Durchschnitt: 2,35 Tonnen).^{[17][failed verification]}

Projekte des Clean Development Mechanism im Bereich Elektrizität[edit]

Laut seinem Förderer Finnder ist das Kleinwasserkraftprojekt Rio Blanco (50 MW) war der erste kleine Clean Development Mechanism (CDM), der weltweit registriert wurde. Die ersten zertifizierten Emissionsminderungen wurden im Oktober 2005 vergeben.^[18] Derzeit gibt es in Honduras elf CDM-registrierte Projekte zur Stromerzeugung. Neun dieser Projekte sind Wasserkraftwerke, die 80% (177.636 tCO) ausmachen₂e) der geschätzten jährlichen Emissionsminderungen. Die beiden verbleibenden Projekte betreffen die Kraft-Wärme-Kopplung, die Biogasrückgewinnung und die Stromerzeugung.^[19]

Externe Hilfe[edit]

Konzessionsdarlehen und Zuschüsse von internationalen Finanzinstitutionen und bilateralen Gebern im honduranischen Energiesektor konzentrieren sich auf ländliche Elektrifizierung, Energieeffizienz und neue erneuerbare Energien. Diese Art der Finanzierung ist begrenzt. Keines der derzeit von Gebern finanzierten Projekte unterstützt die Entwicklung großer Wasserkraft, den Ausbau der fossilen Energieerzeugung oder größere Investitionen in die Übertragung, die erforderlich sind, um sicherzustellen, dass das Angebot mit der Nachfrage Schritt hält und die Servicequalität erhalten bleibt.

Weltbank[edit]

Zur Zeit,^[when?] Die Weltbank stellt Mittel und Unterstützung durch drei Projekte im Zusammenhang mit dem Energiesektor in Honduras bereit:

• Ein GEF-Projekt (Global Environmental Facility) in Höhe von 2,35 Mio. USD für die ländliche Elektrifizierung, das im Dezember 2005 genehmigt und vom honduranischen Sozialfonds (FHIS) durchgeführt wurde Ländliche Elektrifizierung
• EIN Projekt für ländliche Infrastruktur Das Projekt wird ebenfalls von der FHIS durchgeführt und ist teilweise in den oben genannten GEF-Zuschuss integriert.
• Ein US-Dollar-Projekt für 1,4 Millionen US-Dollar zur Reduzierung der CO2-Emissionen, das im Dezember 2004 genehmigt wurde, um den Bau des La Esperanza Wasserkraftwerk, ein 12-MW-Lauf der Flussanlage am Intibuca River durch einen privaten Entwickler namens CISA (Consorcio de Inversiones SA).

Interamerikanische Entwicklungsbank[edit]

Derzeit stellt die Interamerikanische Entwicklungsbank Mittel und Unterstützung für folgende Projekte im Energiesektor in Honduras bereit:

Die IDB hat auch eine fortgeschrittene Vor-Machbarkeitsstudie für das große Wasserkraftprojekt Patuca 3 finanziert.^[20]

Europäische Union[edit]

Zwischen 2000 und 2007 hat die Europäische Union (EU) die Generación Autónoma y Uso Racional de Energía Eléctrica (GAUREE) -Projekt, das darauf abzielt, den Einsatz energieeffizienter CFLs zu erhöhen. Die Gesamtkosten des Projekts belaufen sich auf 6,68 Mio. Euro (9,06 Mio. USD), wobei der EU-Gesamtbeitrag 5 Mio. EUR (6,785 Mio. USD) beträgt.^[21]

Andere[edit]

Elektrifizierungsprojekte wurden auch mit Mitteln der Zentralamerikanischen Bank für wirtschaftliche Integration durchgeführt (Banco Centroamericano de Integración Económica) und in Zusammenarbeit mit Ländern wie Finnland, Japan, Korea und Norwegen. Darüber hinaus besteht eine Vereinbarung mit der Fondo Cafetero Nacional (FCN) zur Elektrifizierung von Kaffeeproduktionsregionen.^{[2][full citation needed]}

Der Präsident der CBEI kündigte im Juli 2007 an, dass die Bank eine “starke” Finanzierung bereitstellen werde, die aus einer “ersten Auszahlung” von 100 Millionen US-Dollar besteht. Die Mittel würden in Übertragungsleitungen investiert, die nach Angaben des CBEI-Präsidenten einen ausreichenden Cashflow zur Rückzahlung des Darlehens generieren würden.^[22]

Siehe auch[edit]

Quellen[edit]

• Weltbank, 2007. Honduras. Probleme und Optionen im Energiesektor.

Verweise[edit]

Externe Links[edit]