Sri Lanka setzte alles auf fremdes Öl – und zahlt nun den Preis für diese Fragilität
Es gibt Volkswirtschaften, die ihr Energiesystem aufbauen, als wäre der Ölpreis eine Konstante. Sri Lanka gehörte viel zu lange dazu. Heute, mit der Inflation auf dem höchsten Stand seit drei Jahren, mit laufenden Rationierungen und einem Energieministerium, das einräumt, in einem einzigen Monat bis zu 30 % seiner Devisenreserven für Kraftstoffimporte ausgegeben zu haben, liegt diese Wette in ihrer gesamten zerbrochenen Architektur offen da.
Der unmittelbare Auslöser war der Konflikt zwischen den Vereinigten Staaten, Israel und dem Iran, der den Durchfluss durch die Straße von Hormus gefährdete und die internationalen Kraftstoffpreise in die Höhe trieb. Doch das eigentliche Problem ist nicht geopolitischer, sondern struktureller Natur. Eine Insel, die hundert Prozent ihres Öls und Gases importiert, hat eine Strommatrix aufgebaut, in der Kohle und Mineralöl das Rückgrat bilden – und dieses Rückgrat versagt nun unter externem Druck.
Der Energieminister Anura Karunathilaka formulierte es mit einer für die übliche diplomatische Sprache ungewöhnlichen Offenheit: Preisschocks seien „Weckrufe". Seine politische Antwort darauf lautet: die Energiewende hin zu erneuerbaren Quellen zu beschleunigen und das Ziel von 70 % erneuerbarer Stromerzeugung bis 2030 zu übertreffen – ausgehend von einem aktuellen Niveau von rund 60 %, von dem bereits 40 Prozentpunkte auf Wasserkraft entfallen.
Was der Minister nicht sagte – und was einer kritischen Prüfung bedarf – ist, ob die Architektur, die diese Beschleunigung trägt, dem standhalten kann, was noch kommt.
Die Solarenergie wächst, aber das Netz nicht
Das Solarziel ist in quantifizierbarer Weise ehrgeizig: Die installierte Kapazität soll bis 2029 auf fast 4.400 Megawatt steigen, was einem Wachstum von 388 % gegenüber 2024 entspricht. Operativ bedeutet das, fünf Jahre in Folge rund 600 Megawatt pro Jahr zuzubauen. Für ein Land, das seine schlimmste Wirtschaftskrise erst vor drei Jahren überwunden hat, erfordert dieses Investitionstempo mehr als politischen Willen: Es braucht eine Finanzierungskette, bankfähige Verträge und einen Tarifrahmen, den Investoren modellieren können.
Keines dieser drei Elemente ist bislang gelöst.
Das derzeitige Übertragungsnetz kann das prognostizierte Wachstum nicht ohne Engpässe aufnehmen. Der Minister selbst räumte dies ein: Es gibt Einschränkungen bei Übertragungsleitungen, bei der Netzverfügbarkeit und bei der Regulierung der Schwankungen zwischen Angebot und Nachfrage. Im Oktober dieses Jahres traf ein sechsstündiger Stromausfall die gesamte Insel, nachdem das nationale Netz zusammengebrochen war – möglicherweise weil die Solarstromerzeugung den Verbrauch während der Mittagsspitzenstunden überstieg. Das Übertragungsnetz plant ab 2027 fünf neue Hauptleitungen hinzuzufügen, doch das bedeutet, dass der Engpass mindestens in den nächsten zwei Jahren der intensivsten Solarexpansion bestehen bleibt.
Das ist keine marginale Beobachtung. Eine installierte Solarkapazität, die nicht eingespeist werden kann oder wegen Netzinstabilität abgeregelt werden muss, erzielt keine Rendite auf die Investition. Sie erzeugt brachliegende Vermögenswerte und zusätzlichen finanziellen Druck auf das System. Wenn private Solarinvestoren – Haushalte, Unternehmen, unabhängige Entwickler – ihre Amortisation unter der Annahme berechnen, dass sie frei ins Netz einspeisen können, und dann feststellen, dass das Netz sie zur Stabilitätssicherung abkoppelt, bremst sich das Adoptionsmodell von selbst aus, ohne dass irgendeine Politik dies formal verhindert.
Das Preisproblem, das niemand direkt beim Namen nennen will
Die Änderung des Tarifmodells für Haushalts-Solaranlagen ist politisch wohl das schwierigste Element des gesamten angekündigten Reformpakets.
Der aktuelle Mechanismus funktioniert wie eine Form verzögerter Nettoabrechnung: Private Solarerzeuger speisen tagsüber Strom ins Netz ein – wenn ein Überschuss an Erzeugung und eine geringe Nachfrage herrschen – und entnehmen nachts eine gleichwertige Menge, ohne den Kostenunterschied zwischen Nacht- und Tagesstrom zu bezahlen. Diese Differenz trägt der Staat. Karunathilaka beschrieb sie als zusätzliche Belastung für den Staatshaushalt, die seiner Ansicht nach nicht auf die Allgemeinheit abgewälzt werden sollte.
Die Formulierung ist ehrlich, aber unvollständig. Was das aktuelle Schema im Wesentlichen tut, ist die private Solaradoption durch eine implizite Umverteilung von allen Verbrauchern – einschließlich jener ohne Panels, die häufig über geringere Investitionsmöglichkeiten verfügen – hin zu jenen zu subventionieren, die Photovoltaiksysteme installieren können. In einem Land mit niedrigem mittlerem Einkommen und einer nach wie vor fragilen Wirtschaft hat diese Quersubventionierung Verteilungsfolgen, die in keiner CO₂-Bilanz auftauchen.
Die vom Staat vorgeschlagene Lösung ist ein „neues Finanzmodell", das für Erzeuger und Verbraucher gleichermaßen gerecht ist. Diese Ankündigung ist alles, was derzeit existiert. Es gibt keine Einzelheiten darüber, ob ein stundendifferenzierter Einspeisungstarif, eine feste Netzgebühr, eine Überprüfung der Vergütung pro eingespeistem kWh oder ein bilateraler Vertragsmechanismus eingeführt werden soll. Diese Unbestimmtheit ist kein untergeordnetes technisches Detail: Sie ist das Element, das darüber entscheidet, ob die geplanten 600 MW Solarenergie pro Jahr installiert werden oder nicht.
Wenn die Vergütung für Solarerzeuger rückwirkend – oder auch nur prospektiv mit mehrdeutigen Signalen – geändert wird, kommt die Adoptionskurve zum Erliegen. Entwickler mittlerer Projekte brauchen einen 15- oder 20-jährigen Vertrag mit einem bekannten Tarif, um Bankfinanzierung zu erhalten. Steht dieser Rahmen zur Überarbeitung, wartet das Kapital. Und warten hat in diesem Fall einen Preis: Jedes Jahr Verzögerung beim Ausbau der Solarkapazität ist ein Jahr, in dem die Insel weiterhin Mineralöl oder Kohle zu Preisen importiert, die sie nicht kontrolliert.
Wind in Mannar und die Politik des selektiven Hinhörens
Der Fall der Halbinsel Mannar offenbart eine andere, aber ebenso strukturelle Spannung: die Kluft zwischen technischem Potenzial und sozialer Tragfähigkeit.
Sri Lanka verfügt über ein geschätztes Windenergiepotenzial von rund 30 Gigawatt – eine Zahl, die den Wind mit Abstand zum reichhaltigsten erneuerbaren Energieträger des Landes machen würde. Dennoch haben die seit 2020 in Mannar installierten Windparks anhaltenden Widerstand aus der Gemeinschaft hervorgerufen. Die Anwohner machen die Turbinen für Überschwemmungen, rückläufige Fischfänge und Risiken für Zugvögel verantwortlich. Dies sind dokumentierte Behauptungen, keine unabhängig verifizierten wissenschaftlichen Befunde – doch der Minister entschied sich, darauf mit einer expliziten politischen Zusage zu antworten: Nur bereits genehmigte oder im Bau befindliche Projekte werden in Mannar fortgeführt; künftige Projekte werden andernorts errichtet.
Die Entscheidung hat kurzfristige politische Logik. Aber sie hat langfristige Kosten, die es wert sind, benannt zu werden. Die dritte Windphase in Mannar – ein Vertrag über 52 Turbinen, der an Adani vergeben worden war – wurde 2025 nach einem Streit über den Preis pro Kilowattstunde annulliert. Die Kombination aus Tarifkonflikt und Widerstand aus der Gemeinschaft ließ einen erheblichen Anteil an Windkapazität genau dann unrealisiert, als das Land sie am dringendsten benötigt. Das Ergebnis ist kein in die Genehmigungspolitik eingeflossenes Lernen, sondern eine Lücke in der Projektpipeline, die die Solarenergie allein kompensieren muss.
Das Risiko für die Zukunft besteht darin: Wenn die Windpolitik zu einer Praxis wird, Konflikte durch das Verlagern von Projekten zu umgehen, anstatt Mechanismen für Konsultation und Kompensation der Gemeinschaft aufzubauen, die Projekte erst tragfähig machen, wird Sri Lanka seine Energiewende letztendlich dort vollziehen, wo es den geringsten Widerstand gibt – nicht notwendigerweise dort, wo das beste Ressourcenangebot oder die geringsten kumulierten Umweltauswirkungen vorhanden sind.
Was das Gewicht trägt und was noch nicht standhält
Der Minister war direkt in Bezug auf die realen Zeiträume: Die Infrastruktur für Batteriespeicher, das Übertragungsnetz und die Investitionsrahmen seien „noch nicht bereit, Kohle und Mineralöl vollständig zu ersetzen". Seine Prognose, 90 bis 95 % erneuerbare Stromerzeugung zu erreichen, verortet diesen Horizont 10 bis 15 Jahre in der Zukunft.
Diese zeitliche Ehrlichkeit ist bedeutsam, weil sie den Anspruch von der Architektur trennt. Sri Lanka verfügt über ausreichend erneuerbare Ressourcen, um die beschriebene Energiewende zu tragen: Sonne, Wind und Wasserkraft sind im Überfluss vorhanden. Was dem Land – noch – fehlt, ist das Finanzierungsengineering, die Netzinfrastruktur und der Regulierungsrahmen, die diese Ressourcen in bankfähige Verträge, vorhersehbare Cashflows und installierte Kapazität verwandeln, die bei Bedarf einspeist.
Der Unterschied zwischen einem politischen Ziel und einer Energiewende, die auch unter Druck funktioniert, ist genau dieser: Ersteres hält stand, solange die Ölpreise den Wandel rechtfertigen; Letzteres hält stand, auch wenn die Ölpreise fallen, auch wenn die Regierung wechselt oder die Wirtschaft erneut schrumpft. Sri Lanka befindet sich eindeutig in der ersten Phase. Der Übergang zur zweiten erfordert, drei Dinge gleichzeitig zu lösen: einen Solartarifrahmen, der nicht von nicht tragfähigen Quersubventionen abhängt, einen Übertragungsplan, der dem Kapazitätsausbau vorausgeht und ihm nicht folgt, sowie einen Prozess für die Standortwahl von Windanlagen, der gesellschaftliche Legitimität aufbaut, anstatt ihr auszuweichen.
Der Antrieb ist vorhanden. Der externe Druck zum Handeln ebenso. Was darüber entscheidet, ob diese Energiewende die nächste Krise übersteht, ist nicht die Geschwindigkeit der Panelinstallation, sondern die Solidität der Regeln, die diese Installation für den Investor finanziell berechenbar und für den Verbraucher betrieblich zuverlässig machen.
