Die Artikelreihe „Die Zukunft der Elektrizitätswirtschaft“ analysiert bestehende Engpässe mit dem Ziel, Investitionen in neue Energiequellen und notwendige Änderungen der Strompreispolitik weiter zu fördern.
Schneller Wandel in der Energiequellenstruktur
Laut Daten der Vietnam Electricity Group (EVN) hat sich der Anteil der Stromquellen nach Eigentümerstruktur im Jahr 2023 im Vergleich zu den Vorjahren deutlich verändert.
Demnach hält EVN 11 % der Stromversorgung, während die drei Stromerzeugungsgesellschaften (Gencos) unter EVN 26 % halten. Zwei weitere staatliche Unternehmen, die Vietnam Oil and Gas Group (PVN) und die Vietnam Coal and Mineral Group (TKV), halten 8 % bzw. 2 %. BOT-Investoren halten 10 % der Stromversorgung, während Importe und andere Quellen lediglich 1 % ausmachen.
Besonders hervorzuheben ist, dass privat investierte Energiequellen 42 % der gesamten installierten Kapazität ausmachten, vorwiegend erneuerbare Energien.
Das ist ein dramatischer Wandel! Vor 2012 lag der Anteil privaten Eigentums an Stromquellen unter 10 %. Betrachtet man den Zeitraum vor 2003, kontrollierten staatliche Unternehmen fast alle Stromquellen.
Um den Strombedarf für die sozioökonomische Entwicklung zu decken, musste EVN zusätzlich zu den Kraftwerken unter der Buchhaltung von EVN (deren Stromerzeugung 2022 17 % der gesamten Stromerzeugung des gesamten Systems ausmachte) weiteren Strom (83 % der gesamten Stromerzeugung des Systems) über Stromabnahmeverträge mit anderen Kraftwerken von PVN, TKV, BOT-Kraftwerken, Stromerzeugungsgesellschaften (Genco1, Genco2, Genco3), Kraftwerken für erneuerbare Energien und anderen unabhängigen Kraftwerken erwerben.
Mit Blick auf die oben dargestellte Stromerzeugungsstruktur geht Dr. Nguyen Dinh Cung, ehemaliger Direktor des Zentralinstituts für Wirtschaftsforschung, davon aus, dass der Stromerzeugungsmarkt zunehmend wettbewerbsintensiver werden wird. Dies liegt daran, dass EVN und ihre Tochtergesellschaften, was die Stromquellen betrifft, weniger als 40 % der Kapazität kontrollieren; PVN und TKV halten 10 %, und der Rest befindet sich in privater Hand.
Investitionen in die Entwicklung des Elektrizitätssektors im Allgemeinen und der Stromerzeugung im Besonderen erfordern zwangsläufig eine verstärkte Beteiligung verschiedener Wirtschaftssektoren, insbesondere des Privatsektors. Daher werden der Anteil und die Rolle von EVN an der Stromerzeugung schrittweise abnehmen.
Herr Cung merkte jedoch auch an, dass es in diesem Zusammenhang unmöglich sei, EVN die Gewährleistung einer ausreichenden Stromversorgung für die Wirtschaft anzuvertrauen!
Die Preise für billigen Strom sinken.
Die Einbeziehung erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie hat das vietnamesische Stromsystem seit 2020 maßgeblich verändert. Der Anteil erneuerbarer Energien ist gestiegen, doch das Angebot an günstigeren Energiequellen nimmt ab.
Betrachtet man insbesondere die Art der Energiequelle, so nimmt der Anteil der billigsten (und teuersten) Wasserkraftkapazität, die dem System zugeführt wird, im Laufe der Jahre aufgrund des nahezu vollständigen Mangels an neuen Großwasserkraftwerken, die in Betrieb genommen werden, allmählich ab (von 36,9 % der Kapazität im Jahr 2019 auf nur noch 28,5 % im Jahr 2022).
Ende 2022 betrug die Gesamtkapazität der für den kommerziellen Betrieb zertifizierten Wind- und Solarenergieanlagen 20.165 MW, was 25,94 % der gesamten Systemkapazität entsprach. Diese erneuerbare Energiequelle erlebte ihr explosionsartiges Wachstum allein zwischen 2019 und 2021.
Allerdings sind diese Energiequellen nicht nur teuer – da sie von Vorzugspreisen profitieren, die weit über dem durchschnittlichen Strompreis liegen –, sondern auch instabil und tragen daher nicht effektiv zum Stromnetz bei, insbesondere jetzt, da sich die Spitzenzeiten vom Mittag (bisher) in den Abend 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; und Gaskraftwerke haben eine Leistung von 7.152 MW, was 9,2 % entspricht.
Instabiler Strommarkt
Laut EVN-Daten gingen 2022 vier neue Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2.889 MW an den Strommarkt. Aktuell nehmen 108 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtleistung von 30.937 MW direkt am Strommarkt teil, was 38 % der gesamten installierten Leistung aller Energiequellen landesweit entspricht.
Daher bleibt der Anteil der Kraftwerke, die am Strommarkt teilnehmen, gering, da die meisten der neu in Betrieb genommenen Anlagen nicht für den Strommarkt geeignet sind oder noch nicht daran teilgenommen haben (erneuerbare Energien, BOT).
Bemerkenswerterweise ist in den letzten Jahren der Anteil der Energiequellen, die direkt am Strommarkt teilnehmen, tendenziell gesunken, hauptsächlich weil es sich bei den meisten neu in Betrieb genommenen Energiequellen um BOT-Projekte und erneuerbare Energiequellen handelt.
Laut dem Nationalen Netzleitstand (A0) beeinträchtigt der geringe Anteil direkt am Strommarkt beteiligter Energieerzeuger den Wettbewerb und die betriebliche Effizienz des Strommarktes erheblich. Mit sinkendem Marktanteil spiegeln die Strommarktpreise die Grenzkosten der Stromerzeugung im System nicht mehr präzise wider. Dies behindert die weitere Entwicklung des Strommarktes.
Ein Vertreter von EVN erklärte: Nach dem derzeitigen Mechanismus erhalten diese Kraftwerke eine garantierte Zahlung für etwa 80–90 % ihrer Produktion zum vertraglich vereinbarten Stromabnahmepreis, während die verbleibenden 10–20 % entsprechend den Marktpreisen angepasst werden. Gleichzeitig steigt der durchschnittliche Marktpreis für Strom tendenziell über die Jahre.
Insbesondere stieg der Marktpreis für Strom im Jahr 2022 um 53,6 % gegenüber 2021, was zu einer deutlichen 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 musste diese Mehrkosten als alleiniger Abnehmer tragen.
Dr. Truong Duy Nghia, außerordentlicher Professor und Vorsitzender der Vietnamesischen Gesellschaft für Thermische Wissenschaften , erklärte: Nur Wasserkraftwerke, Kohlekraftwerke und Gaskraftwerke können am wettbewerbsorientierten Stromerzeugungsmarkt teilnehmen. Gemäß den Marktmechanismen werden Kraftwerke mit dem niedrigsten Stromverkaufspreis zur Stromerzeugung mobilisiert, während Kraftwerke mit höheren Gebotspreisen bei Bedarf oder im Rahmen des Reserveprogramms zum Einsatz kommen.
In Wirklichkeit gibt es Mängel, die eine Regulierung durch Marktmechanismen verhindern.
Konkret erklärt Professor Truong Duy Nghia, dass Wasserkraftwerke zwar die niedrigsten Stromerzeugungskosten aufweisen, ihre maximale Leistung jedoch nur dann erbringen, wenn der Stausee voll ist oder Wasser (mittels Turbinen) abgelassen werden muss. In vielen Fällen muss Wasser vom Grund des Stausees abgelassen werden (ohne Turbinen), um Hochwasser abzuleiten. In anderen Fällen muss die Stromerzeugung intermittierend erfolgen, um Wasser zu sparen. Die maximale Betriebsdauer (Tmax) von Wasserkraftwerken in Vietnam beträgt lediglich etwa 4.000 Stunden pro Jahr.
Bei Kraftwerken, die im Rahmen des BOT-Modells (Build-Operate-Transfer) errichtet werden (einschließlich Kohle- und Gaskraftwerken), sind Strompreise und -leistung garantiert, wodurch sie faktisch außerhalb des wettbewerbsorientierten Stromerzeugungsmarktes agieren. Auch Kraftwerke für erneuerbare Energien und Biomassekraftwerke unterliegen nicht den Marktmechanismen. Hochkostenkraftwerke, wie beispielsweise Gaskraftwerke, sollten idealerweise nicht nach Marktprinzipien betrieben werden, werden aber dennoch in Betrieb genommen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten und den Bedarf an Spitzen- und Nebenlasten zu decken. Gemäß dem Energieentwicklungsplan VIII werden Gaskraftwerke derzeit sogar zur Grundlastversorgung eingesetzt.
„Daher kommt der Wettbewerb auf dem Stromerzeugungsmarkt hauptsächlich Kohlekraftwerken zugute. Diese Mängel bedeuten, dass die wettbewerbsorientierte Stromerzeugung überhaupt nicht den Marktmechanismen folgt“, kommentierte Herr Nghia.
Veränderungen in der Struktur der Stromerzeugung, den Eigentumsverhältnissen bei Stromerzeugungsprojekten und dem derzeitigen unvollständigen Zustand des Strommarktes erfordern grundlegende politische Änderungen im Stromsektor.
Dies ist eine dringende Notwendigkeit, um das Risiko von Stromausfällen im Jahr 2024 und den Folgejahren zu minimieren, nachdem es im Norden von Ende Mai bis zum 22. Juni 2023 zu Stromausfällen gekommen war.
Laut dem Leiter der Geschäftsabteilung von EVN steigt der Strombedarf weiterhin deutlich an und wird voraussichtlich durchschnittlich um 9 % pro Jahr wachsen, was einem Kapazitätszuwachs von 4.000 bis 4.500 MW pro Jahr entspricht. Die im Jahr 2024 in Betrieb zu nehmende Stromerzeugungskapazität beträgt hingegen nur 1.950 MW und soll im Jahr 2025 auf 3.770 MW steigen, wobei diese Kapazität hauptsächlich in den zentralen und südlichen Regionen konzentriert ist.
Die Reservekapazität des nördlichen Stromsystems ist gering, aber der Strombedarf wächst jährlich um 10 %; daher ist im Norden während der heißen Jahreszeit Juni-Juli 2024 mit Spitzenstromengpässen zu rechnen (einem Defizit von 420-1.770 MW).
Dies wirft die Frage auf, wie man die Investitionen in Stromerzeugungsprojekte beschleunigen kann, um den Strommangel im Norden auszugleichen.
Lektion 2: Wer trägt die Verantwortung für Investitionen in die Stromerzeugung: Privatwirtschaft oder staatliche Unternehmen?
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