Marktgröße und Marktanteilsanalyse für erneuerbare Energien in Tunesien - Wachstumstrends und Prognose (2026-2031)

Marktübersicht

Tunesischer Markt für erneuerbare Energien Markt Übersicht und Kennzahlen

Studienzeitraum	2021 - 2031
Prognosedatenzeitraum	2026 - 2031
Marktgröße im Basisjahr (2025)	1.29 Gigawatt
Marktvolumen (2026)	1.62 Gigawatt
Marktvolumen (2031)	5.02 Gigawatt
Wachstumsrate (2026 - 2031)	25.42 %
Marktkonzentration	Mittel
Hauptakteure *Haftungsausschluss: Hauptakteure in keiner bestimmten Reihenfolge sortiert Bild © Mordor Intelligence. Wiederverwendung erfordert Namensnennung gemäß CC BY 4.0.

• Afrika
• Afrika
• Afrika
• Afrika
• Afrika
• Ägypten
• Algerien
• Argentinien
• Aserbaidschan
• Asien
• Asien
• Äthiopien
• Australien
• Belarus
• Botsuana
• Brasilien
• Chile
• China
• Dänemark
• Deutschland
• Europa
• Europa
• Europa
• Europa
• Europa
• Finnland
• Frankreich
• Griechenland
• Indien
• Indonesien
• Iran
• Israel
• Italien
• Japan
• Kanada
• Kasachstan
• Kolumbien
• Malaysia
• Mexiko
• Naher Osten und Afrika
• Neuseeland
• Niederlande
• Nigeria
• Nordamerika
• Norwegen
• Österreich
• Peru
• Philippinen
• Polen
• Portugal
• Rumänien
• Russland
• Saudi-Arabien
• Schweden
• Schweiz
• Simbabwe
• Singapur
• Slowakei
• Spanien
• Südafrika
• Südamerika
• Südasien
• Südkorea
• Südostasien
• Türkei
• Ungarn
• Usbekistan
• Venezuela
• Vereinigte Arabische Emirate
• Vereinigte Staaten
• Vereinigtes Königreich

Markttrends und Einblicke

Ausschreibungsrunden für Photovoltaik im Versorgungsmaßstab 2024-2026

Systematische Ausschreibungen für 1.700 MW neue Kapazität garantieren 20- bis 30-jährige Stromabnahmeverträge (PPAs) mit staatlicher Absicherung und ermöglichen Projekte wie Qairs 298-MW-Anlage und Voltalias 130-MW-Anlage in Gafsa zu Tarifen unter 0,04 USD/kWh.⁽²⁾ Die jährliche Erzeugung aus der vergebenen Kapazität soll 1.000 GWh erreichen, wodurch 250.000 t Erdgasverbrauch im Wert von 125 Millionen USD eingespart werden und der Markt für erneuerbare Energien in Tunesien auf einen soliden kurzfristigen Wachstumspfad gebracht wird.⁽³⁾ Die Einstrahlung von mehr als 2.000 kWh/m² in Tozeur und Sidi Bouzid treibt die Kapazitätsfaktoren nahe an 25 %, doch die Einspeisung ins Netz hängt von Netzausbaumaßnahmen ab, die gemeinsam durch das von Siemens geführte Smart-Grid-Programm im Umfang von 113 Millionen EUR mitfinanziert werden.

Niedrigere Stromgestehungskosten (LCOE) für hybride Anlagen (Photovoltaik und Speicher)

Hybride Solar-plus-Speicher-Systeme werden in ressourcenreichen Gebieten jetzt zu Stromgestehungskosten von unter 0,06 USD/kWh betrieben, was sie günstiger macht als gasbefeuerte Spitzenlastturbinen, während sie gleichzeitig den abendlichen Nachfragegipfel bedienen. Die Preise für Lithium-Ionen-Batterien sanken 2024 um rund 15 %, und Projektierer integrieren Speicher mit einer Kapazität von 2 bis 4 Stunden, um die Kapazitätsfaktoren über 40 % zu heben und höhere Einspeisevergütungen zu erzielen. Industriegebiete rund um Tunis, Sfax und Gabès haben das Modell übernommen, um planbare Stromkosten zu sichern, und befeuern damit einen Sekundärmarkt für verbrauchsnahe Energiemanagementsysteme.

Anreize für HVDC-Verbindungsleitungen zwischen der EU und Afrika

Die 600-MW-ELMED-Seekabelverbindung, die durch 268 Millionen EUR an konzessionärer Finanzierung unterstützt wird, wird eine physische Exportroute nach Europa schaffen und die inländische Merit-Order-Dynamik verändern. Sobald sie in Betrieb ist, können tunesische Erzeuger höhere Großhandelspreise im nördlichen Mittelmeerraum abschöpfen, was die Renditen für großmaßstäbliche Solar- und Windparks verbessert und die Investitionsbereitschaft für den Markt für erneuerbare Energien in Tunesien stärkt.

Absichtserklärungen zum Export von grünem Wasserstoff mit europäischen Versorgungsunternehmen

Absichtserklärungen zwischen ACWA Power, TotalEnergies und europäischen Abnehmern zielen in den ersten Phasen auf 600.000 Tonnen grünen Wasserstoff pro Jahr ab, was bis 2035 bis zu 12 GW neue, der Elektrolyse gewidmete erneuerbare Kapazität impliziert. CSP-Anlagen mit Salzschmelze-Speicher werden bevorzugt, da sie Elektrolyseure rund um die Uhr mit Strom versorgen und damit die Technologiediversifizierung stärken.

Fiskalische Belastung des staatlichen Versorgungsunternehmens STEG

Die Verschuldung von STEG erreichte 2024 4 Milliarden TND (≈ ca. 1,32 Milliarden USD), was zu aufgeschobenen Netzaufrüstungen führt und Zweifel an der Finanzierbarkeit des Stromabnahmevertrags aufwirft. Subventionen verbrauchten 2022 5,3 % des BIP, und multilaterale Garantien - wie die MIGA-Deckung von 23,5 Millionen USD für die 120-MW-Anlage in Kairouan - sind unverzichtbar geworden. Eine Rekapitalisierung oder Subventionsreform ist erforderlich, um die Kreditwürdigkeit wiederherzustellen und den gewichteten durchschnittlichen Kapitalkostensatz (WACC) zu senken.

Netzüberlastung in Küstengouvernoraten

Da 70 % der Nachfrage an der Küste liegen und die besten Ressourcen im Landesinneren befindlich sind, behindern Übertragungsengpässe die Inbetriebnahme von Projekten. Studien zeigen, dass die Integration von 20 % variablen erneuerbaren Energien eine Erhöhung der Reservekapazität um 5-8 % erfordert, doch der Fahrplan von STEG bleibt unfinanziert. Projektierer akzeptieren zunehmend Standorte mit geringerer Einstrahlung in der Nähe bestehender Umspannwerke, um Verzögerungen zu vermeiden, was die internen Renditen (IRR) um bis zu 100 Basispunkte schmälert.

*Unsere Prognosen behandeln die Auswirkungen von Treibern und Einschränkungen als richtungsweisend und nicht additiv. Die Wirkungsprognosen berücksichtigen Basiswachstum, Mischungseffekte und Wechselwirkungen zwischen Variablen.

Segmentanalyse

Solarenergie hielt 2025 einen Anteil von 70,62 % am Markt für erneuerbare Energien in Tunesien, gestützt durch Ausschreibungen, die weltweit den niedrigsten Tarif von 2,9 Eurocent pro kWh erzielten. Vergaben im Versorgungsmaßstab mit insgesamt 498 MW im Januar 2025 halten die Solar-Pipeline robust, und die Marktgröße für Solarenergie in Tunesien soll bis 2031 3,4 GW überschreiten. Dennoch wird die CAGR der Windenergie von 34,76 % deren Anteil von 29,38 % auf nahezu 36 % heben, angetrieben durch 600 MW an Ausschreibungen und einem 2025 in Bau gehenden 75-MW-Chenini-Park. Machbarkeitsstudien für Floating-Offshore-Anlagen im Golf von Gabès deuten auf einen künftigen Diversifizierungspfad hin.

Das ausgereifte Entwickler-Ökosystem der Solarenergie - darunter Scatec, Voltalia und Qair - profitiert von vorab freigegebenen Flächen, schnellen Genehmigungsverfahren und bewährten Betriebsführungs- und Wartungsabläufen, während TuNurs 4,5-GW-CSP-Exportkonzept mangels italienischer Abnahme ins Stocken geraten ist. Der Ausbau der Windenergie ist mit Flächennutzungskomplexitäten konfrontiert; ein etwaiges beschleunigtes Genehmigungsregime könnte jedoch die Vorlaufzeiten um ein Jahr verkürzen und Tunesiens Gewinne beim Marktanteil für Windenergieanlagen stärken. Hybride Photovoltaik-plus-Speicher-Projekte, die sich derzeit in der Planungsphase befinden, werden die Kapazitätsfaktoren und die Netzstabilität verbessern und damit die Führungsposition der Solarenergie festigen, während die Windenergie rund-um-die-Uhr-Kombinationen liefern kann, die für künftige Wasserstoff-Elektrolyseure attraktiv sind.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Versorgungsunternehmen kontrollierten 2025 77,95 % der Installationen und sollen eine CAGR von 26,37 % aufrechterhalten, was die zentrale Einspeisung durch STEG und 20- bis 25-jährige Stromabnahmeverträge widerspiegelt, die risikoadjustierte Renditen für unabhängige Stromerzeuger (IPPs) sichern. Die dem Versorgungsbereich zuzurechnende Marktgröße für erneuerbare Energien in Tunesien könnte bis 2031 3,9 GW erreichen, da das Dezember-2024-Programm über 1.700 MW umgesetzt wird. Das Gewerbe- und Industriesegment verfügt über 381 MW autorisierte, aber nur 30 MW installierte Kapazität - eine Lücke, die TEREG durch das Angebot von Zehnjahres-Krediten zu 5-6 % Zinsen zu schließen anstrebt, um damit die internen Renditen zu steigern und die Dachanlagen-Adoption zu beschleunigen. Große Zement- und Phosphatverarbeiter errichten Eigenanlagen, um sich gegen Tariferhöhungen und Abregelungsrisiken abzusichern.

Das Wachstum im Wohnbereich geht auf das PROSOL-Elec-Programm zurück, das 315 MW in 90.000 Haushalten finanziert hat und für 2024-2026 370 Millionen TND (≈ ca. 121 Millionen USD) für Rückvergütungen gesichert hat. Neue Pilotprojekte für einkommensschwache Haushalte in Tozeur werden agrivoltaisch gekoppelte Elektrifikation im ländlichen Raum vorstellen. Sollten die Nettoabrechnungsgutschriften unter die Endkundentarife fallen, könnte die Akzeptanz durch mittlere Einkommensschichten nachlassen, was die Notwendigkeit einer klaren, langfristigen Tarifpolitik unterstreicht, um den Schwung beim Marktanteil erneuerbarer Energien im Wohnbereich in Tunesien aufrechtzuerhalten.

Notiz: Segmentanteile aller einzelnen Segmente sind nach dem Berichtskauf verfügbar

Geografische Analyse

Südliche Gouvernorate wie Gafsa, Tozeur und Sidi Bouzid entfallen bereits auf mehr als 55 % der operativen Solarkapazität und nutzen DNI-Werte von über 2.000 kWh/m² sowie Grundstückspreise, die ein Drittel der Küstenpreise betragen. Voltalias 130-MW-Anlage in Gafsa und Scatecs 120-MW-Anlage in Tozeur sind typisch für das großmaßstäbliche Profil der Region, sind jedoch beide auf 400-kV-Leitungen angewiesen, die Strom nordwärts leiten, was den zwingenden Bedarf an Netzausbau unterstreicht.

Im Norden erreicht der 53,6-MW-Windpark Sidi Daoud Kapazitätsfaktoren von über 25 % und speist Strom direkt in den Tuneser Hochspannungseinspeisepunkt; Geländebeschränkungen begrenzen jedoch eine weitere Expansion. Offshore-Windpotenziale im Golf von Hammamet sind noch explorativ, abhängig von Bathymetrie-Studien und Klarheit bei der Stromabnehmerseite. Zentrale Zonen wie Kairouan und Kasserine entwickeln sich zu Solarstandorten zweiter Reihe. China Energy Engineering Group begann 2024 mit dem Bau einer 100-MW-Anlage in Kairouan, was die Ausweitung der Investitionen über die traditionellen südlichen Regionen hinaus verdeutlicht.

Küstengouvernorate sind von chronischer Netzüberlastung betroffen, wo die Lastedichte am höchsten ist. Intelligente Netzautomatisierung und Blindleistungskompensation werden etwas Abhilfe schaffen, doch eine physische Verstärkung der Ost-West-Korridore ist unerlässlich. Der 600-MW-ELMED-Verbindungsleiter, der an Cap Bon an der Nordostküste landet, wird nach Aufnahme des Exportbetriebs neue knotenbasierte Preisdynamiken erzeugen. Landwirtschaftliche Gebiete im Landesinneren testen agrivoltaische Anlagen, die den Bewässerungsbedarf senken und mit ländlichen Entwicklungszielen übereinstimmen.

Regulatorisches Umfeld

Der Rahmen für erneuerbare Energien in Tunesien basiert auf dem Gesetz Nr. 2015-12 (11. Mai 2015), das drei Marktzugangswege definiert: Eigenverbrauch, Genehmigung (Projekte, die im Rahmen von Ausschreibungen/Genehmigungen entwickelt werden) und Konzession (Projekte, die über Tender vergeben werden). Die Aufsicht liegt beim Ministerium für Industrie, Bergbau und Energie, unterstützt durch eine Technische Kommission für private Stromerzeugung, die Genehmigungsanträge prüft. Die Umsetzung wird im Dekret Nr. 2016-1123 (24. August 2016) und nachfolgenden Änderungen weiter ausgeführt, die verfahrenstechnische und technische Anforderungen an die Projektentwicklung festlegen.

Für netzgekoppelte IPP-Großprojekte, die Strom an das Netz verkaufen, basiert das Regelwerk auf standardisierten (nicht verhandelbaren) PPAs mit der Société Tunisienne de l'Électricité et du Gaz (STEG). Der Projektfortschritt umfasst üblicherweise die Einholung ministerieller Genehmigungen, einschließlich eines Accord de Principe, bevor es zur vollständigen Genehmigung und Vertragsabschluss kommt. Das Dekretgesetz Nr. 68/2022 (19. Oktober 2022) führte Änderungen ein, die die Effizienz der Umsetzung verbessern sollen und die Nutzung von ausgeschriebenen und genehmigten Projekten durch die Regierung stärken, da sie bis 2030 einen Anteil von 30% an erneuerbaren Energien anstrebt.

Marktchancen und Zukunftsaussichten

Tunesiens ausschreibungsgetriebener Ausbau und die standardisierte PPA-Struktur mit STEG schaffen klare Freiräume für Entwickler und EPC-Unternehmen, die bankfähige Solar- und Windprojekte im Großmaßstab liefern können, während sie sich entwickelnde Anforderungen an die Netzintegration erfüllen. Im Jahr 2026 erreichte Scatec den finanziellen Abschluss und begann mit dem Bau des 120-MW-Solarkraftwerks Sidi Bouzid II, und das Unternehmen sicherte sich außerdem im Rahmen einer staatlichen Ausschreibung einen 25-jährigen PPA für ein 120-MW-Solarprojekt in Tataouine. Diese Maßnahmen zeigen, dass internationale Sponsoren weiterhin langfristige Vertragsabschlüsse und Projektfinanzierungen innerhalb des bestehenden regulatorischen Rahmens mobilisieren.

Die Chancen konzentrieren sich am stärksten auf die südlichen und Binnengouvernorate, wo die Qualität der Solarressourcen einen großmaßstäblichen Einsatz unterstützt und wo sich industrielle und exportgebundene Nachfragekonzepte herausbilden. Der Betrieb der Photovoltaikanlagen Adam und Tataouine durch Eni deutet auf Spielraum für weitere unternehmensgestützte und von Versorgungsunternehmen bereitgestellte Kapazitätserweiterungen hin. Mit dem Ziel von 30% erneuerbaren Energien bis 2030 erstreckt sich die Projektpipeline weiterhin über mehrere Technologien und belohnt Bieter, lokale Partner und Lieferanten, die für eine wiederholbare Umsetzung an Solar-PV- und Onshore-Windstandorten positioniert sind.