Die Artikelserie „Die Zukunft der Stromwirtschaft“ analysiert bestehende Engpässe mit dem Ziel, Investitionen in neue Energiequellen und notwendige Änderungen der Strompreispolitik weiter voranzutreiben.
Schnelle Verschiebungen in der Machtstruktur
Laut Daten der Vietnam Electricity Group (EVN) hat sich die Aufteilung der Stromquellen nach Eigentumsstruktur im Jahr 2023 im Vergleich zu vielen Vorjahren deutlich verändert.
Demnach hält EVN 11 % der Stromquelle, drei unter EVN stehende Stromerzeugungsunternehmen (Gencos) 26 %. Zwei weitere staatliche Unternehmen, die Vietnam Oil and Gas Group (PVN), halten 8 % und die Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV) 2 %. BOT-Investoren halten 10 % der Stromquelle, während importierte und andere Quellen nur 1 % ausmachen.
Besonders hervorzuheben ist, dass die vom Privatsektor investierte Stromerzeugung 42 % der gesamten installierten Kapazität ausmachte, hauptsächlich in erneuerbare Energien.
Das ist eine schwindelerregende Veränderung! Vor 2012 lag der Anteil privater Stromunternehmen an der Stromerzeugung unter 10 %. Ab 2003 kontrollierten staatliche Unternehmen fast alle Stromquellen.
Um genügend Strom für die sozioökonomische Entwicklung bereitzustellen, muss EVN zusätzlich zu den von EVN abhängigen Kraftwerken (die Stromproduktion macht 17 % der gesamten Stromproduktion des gesamten Systems im Jahr 2022 aus) zusätzlichen Strom (83 % der gesamten Stromproduktion des Systems) im Rahmen von Stromabnahmeverträgen mit anderen Kraftwerken von PVN, TKV, Kraftwerken in Form von BOT, Stromerzeugungsunternehmen (Genco1, Genco2, Genco3), Kraftwerken für erneuerbare Energien und anderen unabhängigen Kraftwerken kaufen.
Dr. Nguyen Dinh Cung, ehemaliger Direktor des Zentralinstituts für Wirtschaftsmanagement, sagte angesichts der oben beschriebenen Stromquellenstruktur, dass der Stromerzeugungsmarkt zunehmend wettbewerbsintensiver werde. Denn EVN und ihre Mitgliedsunternehmen kontrollieren weniger als 40 % der Quellen; PVN und TKV halten 10 %, der Rest ist privat.
Investitionen in die Entwicklung des Stromsektors im Allgemeinen und in die Entwicklung neuer Energiequellen im Besonderen erfordern zweifellos eine zunehmende Beteiligung der Wirtschaft, insbesondere des privaten Sektors. Daher werden Anteil und Rolle der Elektroenergienetze (EVN) an der Stromerzeugung zunehmend abnehmen.
Herr Cung merkte jedoch auch an, dass es in diesem Zusammenhang unmöglich sei, EVN mit der Sicherstellung einer ausreichenden Stromversorgung der Wirtschaft zu beauftragen!
Billiger Strom sinkt
Der Anteil erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie stellt einen wesentlichen Unterschied im vietnamesischen Energiesystem seit 2020 dar. Der Anteil erneuerbarer Energien nimmt zu, die Zahl billiger Quellen nimmt jedoch ab.
Insbesondere bei der Betrachtung der Energiequellen nimmt der Anteil der billigsten (und am meisten genutzten) Wasserkraftkapazität, die in das System eingespeist wird, im Laufe der Jahre schrittweise ab, da kaum noch neue große Wasserkraftquellen in Betrieb sind (von einem Kapazitätsanteil von 36,9 % im Jahr 2019 auf nur noch 28,5 % im Jahr 2022).
Bis Ende 2022 betrug die Gesamtkapazität der für den kommerziellen Betrieb zugelassenen Wind- und Solarenergiequellen 20.165 MW, was 25,94 % der Gesamtkapazität des gesamten Systems entspricht. Erst von 2019 bis 2021 entwickelte sich diese erneuerbare Energiequelle explosionsartig.
Allerdings sind diese Stromquellen nicht nur teuer (da für sie Vorzugspreise gelten, die weit über dem durchschnittlichen Strompreis liegen), sondern auch instabil, so dass ihr Beitrag zum Stromsystem nicht wirklich effektiv ist, insbesondere wenn sich die Spitzenzeiten vom Mittag (vor) zum Abend (wie derzeit) verschieben.
Die Leistung der Kohlekraftwerke beträgt 25.312 MW (32,6 %), die der Wasserkraftwerke (einschließlich Kleinwasserkraftwerke) 22.504 MW (28,9 %) und die der Gaskraftwerke 7.152 MW (9,2 %).
Instabiler Strommarkt
Laut EVN-Daten werden im Jahr 2022 vier neue Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.889 MW am Strommarkt teilnehmen. Aktuell sind 108 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 30.937 MW direkt am Strommarkt beteiligt. Dies entspricht 38 % der landesweit installierten Gesamtleistung aller Stromquellen.
Somit bleibt der Anteil der am Strommarkt teilnehmenden Kraftwerke gering, da die meisten der neu in Betrieb genommenen Anlagen nicht dem Strommarkt (Erneuerbare Energien, BOT) unterliegen oder noch nicht daran teilgenommen haben.
Es ist anzumerken, dass der Anteil der direkt am Strommarkt beteiligten Energiequellen in den letzten Jahren tendenziell zurückgegangen ist, da es sich bei den meisten neu in Betrieb genommenen Energiequellen um BOT- und erneuerbare Energien handelt.
Nach Einschätzung des National Power System Dispatch Center (A0) hat der geringe Anteil direkt am Strommarkt beteiligter Quellen erhebliche Auswirkungen auf den Wettbewerb und die Effizienz des Strommarktbetriebs. Mit sinkendem Marktanteil spiegelt der Strommarktpreis die Grenzkosten der Stromerzeugung des Systems nicht mehr genau wider. Dies erschwert die weitere Entwicklung des Strommarktes.
Laut einem EVN-Vertreter ist diesen Kraftwerken im Rahmen des derzeitigen Mechanismus eine Bezahlung von etwa 80 bis 90 Prozent ihrer Leistung gemäß dem im Stromabnahmevertrag vereinbarten Preis „garantiert“, während die restlichen 10 bis 20 Prozent ihrer Leistung an die Marktpreise angepasst werden. Gleichzeitig steigt der durchschnittliche Marktpreis für Strom im Laufe der Jahre tendenziell an.
Insbesondere stieg der Strommarktpreis im Jahr 2022 im Vergleich zum Vorjahr um 53,6 %, was zu einer enormen Gewinnsteigerung für die am Markt beteiligten 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 Mehrkosten als alleiniger Abnehmer tragen.
Assoc. Prof. Dr. Truong Duy Nghia, Vorsitzender der Vietnam Thermal Science Association, bewertete: „Nur Wasserkraftwerke, Kohlekraftwerke und Gaskraftwerke können am wettbewerbsorientierten Stromerzeugungsmarkt teilnehmen. Gemäß dem Marktmechanismus werden Kraftwerke mit niedrigen Strompreisen zur Stromerzeugung mobilisiert, Kraftwerke mit hohen Preisen werden bei Bedarf oder in Reserveleistung mobilisiert.“
In der Realität bestehen Defizite, die eine Regulierung nach Marktmechanismen unmöglich machen.
Laut Associate Professor Truong Duy Nghia weisen Wasserkraftwerke zwar die niedrigsten Stromerzeugungskosten auf, können aber nur dann ihre maximale Leistung erbringen, wenn der Stausee voll ist oder Wasser (über Turbinen) abgelassen werden muss. In vielen Fällen müssen sie den Grund (nicht über Turbinen) entleeren, um Hochwasser abzulassen. In anderen Fällen müssen sie Strom nur sparsam erzeugen, um Wasser zu sparen. Die maximale jährliche Betriebszeit (Tmax-Wert) von Wasserkraftwerken in Vietnam beträgt nur etwa 4.000 Stunden.
Bei BOT-Kraftwerken (einschließlich Kohle- und Gaskraftwerken) sind Strompreis und Stromproduktion garantiert, sodass sie dem wettbewerblichen Strommarkt kaum ausgesetzt sind. Auch Kraftwerke für erneuerbare Energien und Biomasse werden nicht marktkonform eingesetzt. Hochpreisige Kraftwerke wie Gaskraftwerke sollten zwar marktkonform nicht eingesetzt werden, werden aber dennoch eingesetzt, um die Stromversorgungssicherheit zu gewährleisten und die Anforderungen an die Spitzen- und Mittellastkurve zu erfüllen. Derzeit werden Gaskraftwerke gemäß dem Energieplan VIII auch für den Betrieb in der Unterlastphase eingesetzt.
„Der wettbewerbsorientierte Strommarkt konzentriert sich daher hauptsächlich auf Kohlekraftwerke. Die oben genannten Mängel führen dazu, dass die wettbewerbsfähige Stromerzeugung völlig außerhalb des Marktmechanismus liegt“, kommentierte Herr Nghia.
Veränderungen in der Struktur der Energiequellen, bei den Eigentümern von Energiequellenprojekten und die derzeitige Unvollständigkeit des Strommarktes erfordern grundlegende Änderungen in der Politik des Stromsektors.
Dies ist dringend erforderlich, um das Risiko von Stromausfällen im Jahr 2024 und in den Folgejahren zu minimieren, nachdem es im Norden von Ende Mai bis zum 22. Juni 2023 zu einem Strommangel gekommen war.
Der Leiter der EVN-Geschäftsabteilung erklärte: „Der Strombedarf steigt weiterhin, prognostiziert um durchschnittlich 9 % pro Jahr, was einer Kapazitätssteigerung von 4.000 bis 4.500 MW pro Jahr entspricht.“ Gleichzeitig wird erwartet, dass im Jahr 2024 nur 1.950 MW und im Jahr 2025 bereits 3.770 MW in Betrieb genommen werden, vor allem in den zentralen und südlichen Regionen.
Die Reservekapazität des nördlichen Stromnetzes ist gering, doch der Strombedarf steigt jährlich um 10 %. Daher wird es im Norden während der heißen Jahreszeit im Juni/Juli 2024 wahrscheinlich zu einem Kapazitätsmangel von 420–1.770 MW kommen.
Dies wirft die Frage auf, wie Investitionen in Energieprojekte beschleunigt werden können, um den Strommangel im Norden zu beheben.
Lektion 2: Wer ist für Investitionen in Energiequellen verantwortlich: der Privatsektor oder staatliche Unternehmen?
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