Die Artikelreihe „Die Zukunft der Elektrizitätswirtschaft“ analysiert bestehende Engpässe mit dem Ziel, Investitionen in neue Energiequellen und notwendige Änderungen in der Strompreispolitik weiter zu fördern.
Schnelle Verschiebungen der Machtstruktur
Laut Daten der Vietnam Electricity Group (EVN) hat sich die Verteilung der Energiequellen nach Eigentümerstruktur im Jahr 2023 im Vergleich zu vielen Vorjahren deutlich verändert.
Demnach hält EVN 11 % der Stromerzeugungskapazität, drei Stromerzeugungsgesellschaften (Gencos) unter EVN halten 26 %. Zwei weitere staatliche Unternehmen sind die Vietnam Oil and Gas Group (PVN) mit 8 % und die Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV) mit 2 %. BOT-Investoren halten 10 % der Stromerzeugungskapazität, während importierte und sonstige Quellen lediglich 1 % ausmachen.
Besonders hervorzuheben ist, dass privatwirtschaftlich investierte Energiequellen 42 % der gesamten installierten Kapazität ausmachen, hauptsächlich erneuerbare Energien.
Das ist ein atemberaubender Wandel! Vor 2012 lag der Anteil privaten Eigentums an Stromquellen unter 10 %. Zählt man ab 2003, kontrollierten staatliche Unternehmen fast alle Stromquellen.
Um genügend Strom für die sozioökonomische Entwicklung bereitzustellen, muss EVN zusätzlich zu den Kraftwerken, die von EVN abhängig sind (die Stromerzeugung macht 17 % der gesamten Stromerzeugung des gesamten Systems im Jahr 2022 aus), weiteren Strom (83 % der gesamten Stromerzeugung des Systems) im Rahmen von Stromabnahmeverträgen mit anderen Kraftwerken von PVN, TKV, Kraftwerken in Form von BOT, Stromerzeugungsgesellschaften (Genco1, Genco2, Genco3), Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und anderen unabhängigen Kraftwerken kaufen.
Mit Blick auf die oben beschriebene Energiequellenstruktur erklärte Dr. Nguyen Dinh Cung, ehemaliger Direktor des Zentralinstituts für Wirtschaftsmanagement, dass der Stromerzeugungsmarkt zunehmend wettbewerbsintensiver werden wird. Denn EVN und ihre Tochtergesellschaften kontrollieren weniger als 40 % der Energiequellen; PVN und TKV halten 10 %, der Rest befindet sich in privater Hand.
Investitionen in die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft im Allgemeinen und die Entwicklung neuer Energiequellen im Besonderen müssen unbedingt eine stärkere Beteiligung der Wirtschaftssektoren, insbesondere des Privatsektors, mobilisieren. Daher werden der Anteil und die Rolle von EVN an der Stromerzeugung zunehmend abnehmen.
Herr Cung merkte jedoch auch an, dass es in diesem Kontext für EVN unmöglich sei, genügend Strom für die Wirtschaft zu gewährleisten!
Die Preise für billigen Strom sinken
Die Beteiligung erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie stellt einen wesentlichen Unterschied im vietnamesischen Energiesystem zwischen 2020 und heute dar. Der Anteil erneuerbarer Energien steigt, während der Anteil günstiger Energiequellen abnimmt.
Betrachtet man insbesondere die einzelnen Energiequellen, so nimmt der Kapazitätsanteil der billigsten Wasserkraftart (der teuersten), die das System versorgt, im Laufe der Jahre allmählich ab, da fast keine neuen großen Wasserkraftanlagen in Betrieb genommen werden (von einem Kapazitätsanteil von 36,9 % im Jahr 2019 auf nur noch 28,5 % im Jahr 2022).
Ende 2022 betrug die Gesamtleistung der für den kommerziellen Betrieb zugelassenen Wind- und Solarenergieanlagen 20.165 MW, was 25,94 % der Gesamtleistung des Systems entsprach. Allein im Zeitraum von 2019 bis 2021 erlebte diese erneuerbare Energiequelle ein explosionsartiges Wachstum.
Allerdings sind diese Energiequellen nicht nur teuer – da sie von Vorzugspreisen profitieren, die weit über dem durchschnittlichen Strompreis liegen –, sondern auch instabil, sodass ihr Beitrag zum Stromsystem nicht wirklich effektiv ist, insbesondere wenn sich die Spitzenzeiten vom Mittag (früher) auf den Abend (wie derzeit) verlagern.
Kohlekraftwerke haben eine Leistung von 25.312 MW, was 32,6 % entspricht; Wasserkraftwerke einschließlich kleiner Wasserkraftwerke haben eine Leistung von 22.504 MW, was 28,9 % entspricht; Gaskraftwerke haben eine Leistung von 7.152 MW, was 9,2 % entspricht.
Instabiler Strommarkt
Laut EVN-Daten werden im Jahr 2022 vier neue Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2.889 MW am Strommarkt teilnehmen. Aktuell sind 108 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 30.937 MW direkt am Strommarkt in Betrieb, was 38 % der gesamten installierten Leistung der Stromerzeugungsanlagen landesweit entspricht.
Daher bleibt der Anteil der Kraftwerke, die am Strommarkt teilnehmen, gering, da die meisten neu in Betrieb genommenen Anlagen nicht dem Strommarkt unterliegen oder noch nicht daran teilgenommen haben (erneuerbare Energien, BOT).
Es ist erwähnenswert, dass in den letzten Jahren der Anteil der Energiequellen, die direkt am Strommarkt teilnehmen, tendenziell abgenommen hat, da es sich bei den meisten neu in Betrieb genommenen Energiequellen um BOT-Projekte und erneuerbare Energien handelt.
Laut Einschätzung des Nationalen Netzleitzentrums (A0) hat der geringe Anteil direkt am Strommarkt beteiligter Erzeuger erhebliche Auswirkungen auf den Wettbewerb und die Effizienz des Strommarktes. Mit sinkendem Marktanteil spiegelt der Strommarktpreis die Grenzkosten der Stromerzeugung im System nicht mehr präzise wider. Dies erschwert die weitere Entwicklung des Strommarktes.
Laut einem EVN-Vertreter erhalten diese Kraftwerke im Rahmen des aktuellen Mechanismus garantiert für etwa 80–90 % ihrer Produktion den im Stromabnahmevertrag festgelegten Preis, während die restlichen 10–20 % an die Marktpreise angepasst werden. Gleichzeitig steigt der durchschnittliche Marktpreis für Strom tendenziell über die Jahre.
Insbesondere stieg der Strommarktpreis im Jahr 2022 gegenüber 2021 um 53,6 %, was zu einer erheblichen Gewinnsteigerung für die am Markt teilnehmenden Kraftwerke führte (zusätzlich zu den im Stromabnahmevertrag festgelegten Gewinnen und dem zwischen den Parteien vereinbarten und vom Ministerium für Industrie und Handel genehmigten Strompreis). EVN muss diese zusätzlichen Kosten als alleiniger Abnehmer tragen.
Privatdozent Dr. Truong Duy Nghia, Vorsitzender der Vietnamesischen Gesellschaft für Thermische Wissenschaften , erklärte: Nur Wasserkraftwerke, Kohlekraftwerke und Gaskraftwerke können am wettbewerbsorientierten Stromerzeugungsmarkt teilnehmen. Gemäß dem Marktmechanismus werden Kraftwerke mit niedrigen Strompreisen zur Stromerzeugung mobilisiert, während Kraftwerke mit hohen Preisen bei Bedarf oder zur Bereitstellung von Reservekapazitäten zum Einsatz kommen.
In Wirklichkeit gibt es Mängel, die eine Regulierung nach Marktmechanismen unmöglich machen.
Laut Professor Truong Duy Nghia haben Wasserkraftwerke zwar die niedrigsten Stromerzeugungskosten, erreichen ihre maximale Leistung jedoch nur, wenn der Stausee voll ist oder Wasser (mittels Turbinen) abgelassen werden muss. Oftmals muss bei Hochwasser Wasser vom Grund (nicht über Turbinen) abgelassen werden. In anderen Fällen muss die Stromerzeugung reduziert werden, um Wasser zu sparen. Die maximale Betriebsdauer (Tmax) von Wasserkraftwerken in Vietnam beträgt lediglich etwa 4.000 Stunden pro Jahr.
Bei BOT-Kraftwerken (einschließlich Kohle- und Gaskraftwerken) sind Strompreis und -leistung garantiert, weshalb sie dem Wettbewerb auf dem Strommarkt nahezu entzogen sind. Auch erneuerbare Kraftwerke und Biomassekraftwerke werden nicht nach Marktmechanismen betrieben. Hochkostenkraftwerke wie Gaskraftwerke sollten eigentlich nicht nach Marktprinzipien betrieben werden, sind aber dennoch in Betrieb, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und die Anforderungen zur Abdeckung von Lastspitzen und -mitten zu erfüllen. Gemäß dem Energieplan VIII werden Gaskraftwerke derzeit auch im Niedriglastbereich betrieben.
„Der wettbewerbsorientierte Strommarkt ist somit hauptsächlich auf Kohlekraftwerke ausgerichtet. Die oben genannten Mängel führen dazu, dass die wettbewerbsorientierte Stromerzeugung dem Marktmechanismus überhaupt nicht folgt“, kommentierte Herr Nghia.
Veränderungen in der Struktur der Energiequellen, der Eigentümer von Energieerzeugungsprojekten und die derzeitige Unvollständigkeit des Strommarktes erfordern grundlegende Änderungen der Politik im Elektrizitätssektor.
Dies ist eine dringende Notwendigkeit, um das Risiko von Stromausfällen im Jahr 2024 und den folgenden Jahren zu minimieren, nachdem es im Norden von Ende Mai bis zum 22. Juni 2023 zu einem Stromausfall gekommen war.
Die Verantwortlichen der EVN-Geschäftsabteilung erklärten: Der Strombedarf steigt weiter an und wird voraussichtlich durchschnittlich um 9 % pro Jahr zunehmen, was einem Kapazitätsausbau von 4.000 bis 4.500 MW pro Jahr entspricht. Die bis 2024 in Betrieb zu gehenden Kraftwerke sollen hingegen nur 1.950 MW und bis 2025 3.770 MW leisten, wobei der Schwerpunkt hauptsächlich auf den zentralen und südlichen Regionen liegt.
Die Reservekapazität des nördlichen Stromsystems ist gering, aber der Strombedarf wächst jährlich um 10 %; daher ist es wahrscheinlich, dass dem Norden während der Hitzewelle im Juni-Juli 2024 die Spitzenkapazität fehlen wird (Fehlbetrag von 420-1.770 MW).
Dies wirft die Frage auf, wie man die Investitionen in Energieerzeugungsprojekte beschleunigen kann, um den Strommangel im Norden zu beheben.
Lektion 2: Wer ist für Investitionen in Energiequellen verantwortlich: Privatwirtschaft oder staatliche Unternehmen?
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