Stromüberschuss: Paradoxon und Warnsignale des Systems

Dieses Paradoxon tritt genau dann ein, wenn das Risiko einer Stromknappheit die Einschätzung ist, die das Ministerium für Industrie und Handel und viele Experten seit vielen Jahren vertreten.

Viele Projekte im Bereich erneuerbarer Energien mussten aufgrund von Stromüberschüssen im Netz ihre Kapazität drastisch reduzieren. Im Bild: ein Windkraftprojekt in Quang Tri – Foto: HOANG TAO

Überraschenderweise wurde im vergangenen Monat die Kapazität vieler Kraftwerke, insbesondere von Projekten im Bereich erneuerbarer Energien, aufgrund der „Stromüberschuss“-Situation im Stromnetz drastisch reduziert – eine Realität, die im vietnamesischen Stromsystem in den letzten Jahren selten vorgekommen ist, insbesondere angesichts der Herausforderungen der Stromversorgung sowohl kurz- als auch langfristig.

Warnung vor zentralisierter Stromerzeugung

Hinter den ungewöhnlichen Entwicklungen im Wetter- und Wasserhaushalt, die zu einem Stromüberschuss führen und die nationale Netzleitstelle zwingen, gleichzeitig die Kapazität vieler Energiequellen zu reduzieren, verbergen sich Warnungen für die Planung und Zuteilung von Energiequellen, um Angebot und Nachfrage sowie die Systemsicherheit zu gewährleisten.

Herr Ha Dang Son, ein Energieexperte, erklärte, die aktuelle Situation mit Überschüssen an Ressourcen und die Notwendigkeit, die Kapazitäten für erneuerbare Energien drastisch zu reduzieren, seien eine Folge, vor der bereits gewarnt worden war. Dies gelte insbesondere, da erneuerbare Energiequellen zwar massiv ausgebaut, aber wie schon in der Vergangenheit hauptsächlich auf bestimmte Gebiete, vor allem die zentralen und südlichen Zentralregionen, konzentriert gewesen seien.

Laut Herrn Son muss diese Energiequelle nicht nur in sonnigen und windigen Gebieten optimal genutzt, sondern auch durch finanzielle Mechanismen gleichmäßig entwickelt werden.

In der Realität hat jedoch die Entwicklung erneuerbarer Energien mit bevorzugten Preismechanismen (Einspeisevergütungen) in allen geografischen Regionen dazu geführt, dass Investoren Kapital in Gebiete mit natürlichen Vorteilen wie die Zentralregion investiert haben.

Dies führt sowohl zu lokalen Überlastungen als auch zu Übertragungsengpässen, während die Nachfrage geringer ist als in anderen Gebieten. Insbesondere wenn sich das Stromnetz in einem Ungleichgewicht befindet, beispielsweise wenn das Angebot die Nachfrage übersteigt, wird erneuerbarer Strom aufgrund höherer Preise als erstes abgeschaltet.

„Seit 2018, als erneuerbare Energien rasant ausgebaut wurden, gibt es Warnungen vor einer Investitionsallokation mithilfe von Preismechanismen. Beispielsweise sind die Preise in sonnenärmeren Gebieten wie dem Norden höher, dafür ist aber im Gegenzug die Nachfrage in der Nähe von Industriegebieten größer. Die Anwendung eines einheitlichen Einspeisetarifs zwingt Investoren jedoch dazu, die technisch aussichtsreichsten Standorte zu wählen, ohne die grundlegende Frage der Absatzmöglichkeiten zu berücksichtigen“, analysierte Herr Son.

Die Folge davon ist laut ihm, dass es zu Kapazitätskürzungen kommt, wenn viel Wasser in die Seen fließt, sodass Wasserkraft mobilisiert wird, weil sie am günstigsten ist, was sich noch verschlimmert, wenn die Kürzungen bei erneuerbaren Energien stärker ausfallen.

Diese Realität wird von Herrn Bui Van Thinh – Vorsitzender des Wind- und Solarenergieverbands Binh Thuan – als Risiko für Investoren erkannt, wenn die Politik und Planung nicht wirklich geeignet und konsistent sind.

Herr Thinh sagte, dass bei ungewöhnlichen Wetterbedingungen, wenn die Wassermenge, die in die Seen fließt, stark ansteigt und viele Wasserkraftwerke Hochwasser ablassen müssen, eine Reduzierung der erneuerbaren Energiequellen unvermeidlich sei.

„Wenn es stark regnet und das Wasserkraftwerk Hochwasser ablassen muss oder wenn das Stromnetz überlastet ist und der Netzbetreiber gezwungen ist, die Kapazität zu reduzieren, wird jeder Investor das verstehen und akzeptieren. Früher gab es auch schon Situationen, in denen die Stromerzeugungskapazität gedrosselt wurde, als viel Wind- und Solarstrom eingespeist wurde, das Netz aber die Nachfrage nicht decken konnte.“

Was uns jedoch Sorgen bereitet, sind die langfristigen Probleme, die Planung der Energiequellen, die Steigerung der Abnahmerate und insbesondere das Problem der Strompreise – das als größtes Hindernis für die Energieentwicklung in Vietnam gilt“, teilte Herr Thinh mit.

In einer detaillierteren Analyse erklärte Herr Thinh, dass gemäß dem laufenden Energieplan 8 neben anderen Energiequellen auch weiterhin Investitionen in erneuerbare Energien gefordert werden. Derzeit verlaufen die meisten Energieprojekte jedoch schleppend, während Projekte für den Übergang zu erneuerbaren Energien zwar bereit für die Inbetriebnahme und den kommerziellen Betrieb seien, aber ebenfalls Schwierigkeiten bei Preisverhandlungen hätten.

Viele Maßnahmen entsprechen nicht der Realität, beispielsweise der Mechanismus zur Investorenauswahl durch Ausschreibungen, der nicht reibungslos funktioniert und von Region zu Region unterschiedlich gehandhabt wird. Auch nach der Ausschreibung und den anschließenden Preisverhandlungen zögern viele Investoren und wagen es nicht, zu diesem Zeitpunkt zu zahlen.

Insbesondere die aktuelle Situation, in der BOT-Projekte ohne Drosselung zur Mobilisierung verpflichtet sind, birgt noch größere Risiken für Investoren im Bereich erneuerbarer Energien. Laut Herrn Thinh wird erwartet, dass im Energieplan 8 die Entwicklungskapazität von Gaskraftwerken einen großen Anteil ausmachen und vom Mobilisierungsmechanismus profitieren wird. Daher müssen Investoren angesichts der aktuellen Rahmenbedingungen für erneuerbare Energien ihre Investitionen besonders sorgfältig abwägen.

Hinzu kommt, dass der Strompreismechanismus weiterhin niedrig ist, während der vietnamesische Stromabnehmer EVN (Vietnam Electricity Group) enorme Verluste verzeichnet. Daher muss er kostengünstige Energiequellen priorisieren, um die hohen Preise von Abnehmern wie LNG auszugleichen. Dies verschärft die schwierige Lage für Investoren im Bereich erneuerbarer Energien zusätzlich.

In Quang Tri sind derzeit 22 Windkraftprojekte mit einer Kapazität von 1.024,2 MW in Betrieb – Foto: HOANG TAO

Herausforderungen durch Preismechanismen und Marktbetrieb

Dr. Nguyen Huy Hoach, ein Experte des wissenschaftlichen Beirats der Vietnam Energy Association (VEA), sagte, dass aufgrund der jüngsten ungewöhnlichen hydrologischen Bedingungen viele Wasserkraftwerke gleichzeitig Hochwasser ablassen mussten, weshalb eine Reduzierung der erneuerbaren Energiequellen unvermeidlich sei, da Wasserkraft die günstigste Energiequelle im System sei.

Darüber hinaus muss die nationale Netzleittechnik viele Ziele erfüllen, darunter einen sicheren Systembetrieb, die Gewährleistung der Stromversorgung zu möglichst günstigen Kosten und die Einhaltung der Verbrauchsvorgaben. Daher hält Herr Hoach den Betrieb des Stromsystems wie in der jüngsten Vergangenheit für angemessen.

Die Experten der VEA erkannten jedoch auch die erheblichen Herausforderungen bei der Umsetzung des Energieplans 8 mit dem aktuellen Strompreismechanismus und der Gewährleistung des Betriebs eines wettbewerbsfähigen Strommarktes, insbesondere angesichts der zunehmenden Anzahl von Stromquellen, die sich zur Stromerzeugung im System verpflichtet haben.

Laut Herrn Hoach bedeutet die Umsetzung des Verbrauchsmechanismus und die damit verbundene Verpflichtung, einen größeren Anteil des Stromsystems zu mobilisieren, einen Verstoß gegen den Funktionsmechanismus des wettbewerbsorientierten Strommarktes.

„Die beschleunigte Einführung eines zweikomponentigen Preismechanismus, der sowohl für Stromverbraucher als auch für Stromlieferanten gilt, wird wesentlich zur Förderung eines effektiveren Wettbewerbsmarktes beitragen und auch die Risiken für die Investoren verringern, da sie, falls sie nicht mobilisiert und entsprechend ihrer Stromproduktion bezahlt werden, dennoch den Kapazitätspreis erhalten.“

Dies wird dazu beitragen, dass sich Investoren bei ihren Investitionen sicherer fühlen, Risiken bei der Mobilisierung von Stromquellen verringern und auch die Stromverbraucher dazu verpflichten, die Technologie zu verbessern, um Strom wirtschaftlich und effektiv zu nutzen“, sprach Herr Hoach das Thema an.

Herr Ha Dang Son stimmte dem zu und erklärte, es sei notwendig, zeitnah einen zweikomponentigen Strompreismechanismus für Stromkäufer und -verkäufer zu prüfen und anzuwenden sowie die Vorschriften für den wettbewerbsorientierten Strommarkt an die Realität anzupassen. Dies diene der Sicherung des Cashflows für Investoren, auch wenn dieser nicht aus dem System mobilisiert werde.

Herr Son warnte insbesondere davor, dass die bloße Anwendung des Verbrauchsmechanismus ohne begleitende Maßnahmen zur Regulierung der Strompreise und des Strommarktes die Systemabläufe vor größere Herausforderungen stellen werde, wenn unter allen Bedingungen gezwungen sei, in großem Umfang auf teure Stromquellen zurückzugreifen.

Dies wirkt sich nicht nur auf die Strompreise und die Sicherstellung des Systembetriebs aus, sondern kann auch die Notwendigkeit, Fairness und Transparenz auf dem Strommarkt bei der Mobilisierung anderer Energiequellen zu gewährleisten, beeinträchtigen, selbst unter normalen Betriebsbedingungen des Systems.

Wasserkraftwerk Song Tranh 2 (Stadt Da Nang) während eines Hochwassers mit Abfluss über den Überlauf - Foto: TAN LUC

Der diesjährige Betrieb des Stromnetzes verstößt gegen das Gesetz.

Laut dem nationalen Stromnetz- und Marktbetreiber (NSMO) verstößt der Betrieb des Stromsystems in diesem Jahr (insbesondere im Oktober und November) gegen das Gesetz, da viele große Stürme nacheinander mit extremen Wetterlagen auftreten, während die Stromnachfrage sinkt, was den NSMO zwingt, die Kapazität für viele Arten von Energiequellen zu reduzieren.

Dies sind lediglich kurzfristige Risiken, doch die größten Sorgen der Anleger betreffen die Planung, die Strompreispolitik und den Systembetrieb. Hierbei handelt es sich um potenzielle und langfristige Risiken.

Herr Bui Van Thinh (Vorsitzender des Wind- und Solarenergieverbands Binh Thuan)

Von diesen 122 Stauseen ließen 81 bis 92 Wasser mit einer Gesamtkapazität von bis zu 15.940 bis 17.040 MW ab, während das gesamte System eine Kapazität von 19.600 MW aufweist. Viele Stauseen wie Son La, Hoa Binh und Lau Chau mussten ihre Abflussschleusen mit einer Kapazität von über 5.700 MW wieder öffnen. Das Kohlekraftwerk im Norden musste zudem die Reservekapazität von fast 3.000 MW abschalten. Insbesondere die erneuerbaren Energiequellen schwankten stark, wobei die Windkraft eine hohe Kapazität von bis zu 3.400 bis 4.000 MW erreichte, sodass der Netzbetreiber gezwungen war, die Leistung zu reduzieren.

Die oben genannte Reduzierung dient dazu, einen sicheren Betrieb des Systems im Überlastzustand sowohl während der Nacht- als auch der Prüfzeit zu gewährleisten.

Nur nachts steigt der Strombedarf im Norden sprunghaft auf 10.000 bis 15.000 MW an, und allein in den Spitzenzeiten kann er innerhalb von nur 30 bis 40 Minuten um 2.500 bis 2.800 MW schwanken. Daher ist NSMO gezwungen, zusätzliche Gasturbinen- und LNG-Kraftwerke zu mobilisieren, um die Spitzenlast zu decken. Hinzu kommt, dass BOT-Kraftwerke aufgrund der Abnahmeverpflichtung von bis zu 4.000 MW ebenfalls zum Einsatz kommen müssen.

Laut einem Vertreter von NSMO hat der Stromüberschuss im System, wie schon in der Vergangenheit, zu zahlreichen Betriebsschwierigkeiten geführt. Um die Sicherheit des Stromnetzes zu gewährleisten, müssen einige Kohlekraftwerke aufgrund ihrer nicht täglichen Startfähigkeit weiterhin betrieben werden.

Sollte die Stromversorgung für 3–4 Tage unterbrochen und anschließend für einen weiteren Tag wiederhergestellt werden, wird diese Energiequelle lediglich auf ein Minimum reduziert. Geregelte Wasserkraftwerke müssen weiterhin Strom liefern und dürfen nicht vollständig abgeschaltet werden, um die Sicherheit des Projekts zu gewährleisten.

Ganz abgesehen davon, dass die BOT-Quelle, die sich zum Kauf verpflichtet hat, mobilisiert werden muss. Gleichzeitig herrscht großer Druck, den sicheren Betrieb des Systems zu gewährleisten, insbesondere im Hinblick auf technische Faktoren im Stromnetz.

Wird dies nicht beachtet, könnte es zu einem „Netzzusammenbruch“ kommen – also zu einem Verlust der Verbindung zwischen Kraftwerk und Umspannwerk, was zu teilweisen oder vollständigen Stromausfällen führen könnte – in einem Kontext, in dem die Grundlast niedrig ist, aber während der abendlichen Spitzenzeiten ansteigt.

Dies zwingt den nationalen Netzbetreiber, die Stromerzeugung gleichmäßig zu reduzieren, aber dennoch optimal auszulasten, ohne zwischen den Einheiten auf der Grundlage des Preisangebots zu diskriminieren.

Der Betrieb des nationalen Stromnetzes stieß in der Vergangenheit aufgrund von Stromüberschüssen auf Schwierigkeiten. – Foto: C. DUNG

Viele Niederschlagsrekorde im Oktober

Laut Statistiken des Nationalen Hydrometeorologischen Dienstes wurden im Oktober 35 Niederschlagsrekorde verzeichnet, darunter 20 Tagesrekorde und 15 Monatsrekorde. Die Lage mit Stürmen und tropischen Tiefdruckgebieten dürfte im November weiterhin schwierig bleiben.

In den an die Stromerzeugungs- und Netzmanagementeinheiten übermittelten Informationen über den Betrieb der Stromversorgung bestätigte NSMO, dass komplizierte Wetterentwicklungen die Ursache sind, die den Betrieb des nationalen Stromsystems direkt beeinträchtigt.

Das Windkraftunternehmen Quang Tri kämpft ums Überleben

Sechs Windkraftunternehmen in Quang Tri haben gemeinsam eine Petition an das Ministerium für Industrie und Handel unterzeichnet, in der sie erklären, dass die Kapazitätskürzung von 20 bis 90 % im September und Oktober 2025 sie in finanzielle Schwierigkeiten, ja sogar in den Konkurs, treibt.

Zu der genannten Unternehmensgruppe gehören die Khe Sanh Wind Power Joint Stock Company, Huong Linh 7, Huong Linh 8, Phong Huy, Phong Nguyen und Lien Lap, die alle in der südwestlichen Region der Provinz Quang Tri ansässig sind.

Die Petition wurde an das Ministerium für Industrie und Handel, das Provinzvolkskomitee, Vietnam Electricity (EVN) und den Nationalen Stromnetz- und Marktbetreiber (NSMO) gesendet, um eine Begrenzung der Reduzierung der verfügbaren Stromerzeugungskapazität von Windkraftanlagen zu erwägen.

Dem Vorschlag zufolge wurde die Kapazität der Projekte seit Ende September durchschnittlich um 20 bis 90 Prozent, teilweise sogar um bis zu 99 Prozent, über viele Tage hinweg reduziert – ein beispielloses Ausmaß. Allein im Oktober sank die Kapazität um rund 50 Prozent, was zu einem Umsatzrückgang von 5 Prozent gegenüber dem Plan für 2025 führte. Sollte sich die Situation im November und Dezember fortsetzen, könnten die Einnahmen um 10 bis 20 Prozent sinken.

Die Betreiber gaben an, dass die Zeit von Oktober bis Februar des nächsten Jahres die beste Windsaison sei und 70–80 % der jährlichen Stromerzeugung ausmache. Eine Reduzierung der Windenergie während dieser Zeit beeinträchtigt die Wirtschaftlichkeit unmittelbar, während die Amortisationszeit des Projekts 12–15 Jahre beträgt und die Lebensdauer der Turbine nur etwa 15 Jahre.

Unternehmen warnen davor, dass dieser Rückgang es ihnen unmöglich machen wird, Kapital und Zinsen für Bankkredite, Betriebskosten und Sozialleistungen zu bezahlen, was zu einem finanziellen Zusammenbruch oder sogar zum Konkurs führen könnte.

Der Unternehmensverbund forderte EVN und NSMO auf, die Stromerzeugung während der windstärksten Saison nur um angemessene 2-5% zu reduzieren und Informationen über Kapazitätskürzungen zwischen verschiedenen Stromarten wie Wind-, Solar- und Wasserkraft transparent offenzulegen.

Darüber hinaus rieten Unternehmen auch zur Vorsicht bei der Vergabe von Lizenzen für neue Projekte und empfahlen, Überschneidungen bei den Investitionen zu vermeiden, solange bestehende Fabriken noch stillgelegt werden.

Laut Bericht des Ministeriums für Industrie und Handel beträgt die Gesamtkapazität der Stromerzeugung und des kommerziellen Betriebs in der Provinz derzeit 1.489,8 MW. Im Jahr 2024 wird die gesamte Stromerzeugung in der Provinz 3.491 Millionen kWh betragen und im Jahr 2025 voraussichtlich 3.647 Millionen kWh erreichen.

Im Bereich der Windkraft beträgt die Gesamtkapazität der im Energieplan 8 und im angepassten Energieplan 8 vorgesehenen Windkraftprojekte 4.614 MW, von denen 22 Projekte mit einer Kapazität von 1.024,2 MW bereits in Betrieb genommen wurden.

NGOC AN - HOANG TAO

Quelle: https://tuoitre.vn/du-thua-dien-nghich-ly-va-nhung-canh-bao-tu-he-thong-20251116075915246.htm