Der LNG-Gaspreis ist 1,5-mal höher als der Inlandsgaspreis, EVN sorgt sich um Schwierigkeiten beim finanziellen Gleichgewicht

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In einem kürzlich an das Ministerium für Industrie und Handel übermittelten Bericht wies die Vietnam Electricity Group (EVN) auf die Schwierigkeiten hin, die entstehen, wenn viele inländische Gasturbinenfabriken bald zusätzlich importierten Flüssigerdgasbrennstoff verwenden müssen.

EVN teilte mit, dass die BOT-Kraftwerksprojekte Phu My 2.2 und Phu My 3 nach ihrer Übergabe 2024/25 importiertes Flüssigerdgas nutzen müssen, da inländisches Gas im Rahmen langfristiger Verträge an andere Kraftwerke vergeben wurde. Auch Nhon Trach 3 und 4 werden nach ihrer Inbetriebnahme importiertes Flüssigerdgas zur Stromerzeugung nutzen müssen.

Nach Berechnungen von EVN ist der Preis für Flüssigerdgas (LNG) in Vietnam 1,5-mal höher als der Inlandsgaspreis, was zu höheren Stromerzeugungskosten sowohl für die Fabriken als auch für den Strombezug von EVN im Kontext einer schwierigen finanziellen Bilanz führt.

Das Schiff „Maran Gas Achilles“ läuft in das Thi Vai LNG-Terminal ein und markiert damit ein wichtiges Ereignis im Fahrplan der PetroVietnam Gas Corporation (PV GAS) für den Übergang zur grünen Energie.

Im Energieplan VIII prognostiziert das Ministerium für Industrie und Handel einen Preis für Flüssigerdgas von etwa 10,6 USD pro Million BTU im Zeitraum 2021–2045, der Durchschnittspreis für die Fabrik beträgt 11,8 USD pro Million BTU.

Bei diesem Brennstoffpreis liegt der entsprechende Stromerzeugungspreis bei etwa 9,2 Cent/kWh und damit etwa 1,3 Cent über der Produktion von EVN – der durchschnittliche Einzelhandelspreis beträgt derzeit etwa 1.920,37 VND/kWh.

Darüber hinaus verwenden die Kraftwerke von EVN oder Phu My zusätzlich Flüssigerdgas, während andere auf heimisches Gas zurückgreifen. Dies beeinträchtigt die Wettbewerbsfähigkeit auf dem Markt ebenfalls erheblich, da die Preise für Flüssigerdgas zu hoch sind und es auf dem Strommarkt nicht operieren kann.

Der Energieplan VIII wurde vom Premierminister mit Beschluss Nr. 500/QD-TTg vom 15. Mai 2023 genehmigt. Darin wird festgelegt, dass die Struktur der inländischen gasbefeuerten Wärmekraft und des Flüssigerdgases bis 2030 37.330 MW erreichen wird, was 25,7 % der gesamten Stromkapazität entspricht und den größten Anteil an der Energiestruktur ausmacht.

Davon entfallen 14.930 MW auf die inländische Gaswärmeleistung (9,9 %) und 22.400 MW auf die Flüssigerdgaswärmeleistung (14,9 %).

Laut Angaben der Vietnam Oil and Gas Group (PVN) wären während der jüngsten Spannungsphase im Stromnetz die Brennstoffkosten (ca. 23 USD/mmbtu) für die Stromerzeugung fast doppelt so hoch wie bei der Verwendung von Flüssigerdgas (LNG) zu Weltmarktpreisen (11-13 USD/mmbtu), wenn mit Dieselgas (DO) befeuerte Wärmekraftwerke die heimische Gasversorgung ergänzt hätten.

Aus Sicht von PVN ist die Gruppe davon überzeugt, dass die Beimischung von Flüssigerdgas zur Ergänzung heimischer Gasquellen zu einer deutlichen Reduzierung der Stromerzeugungskosten von Gasturbinenkraftwerken im Vergleich zum Betrieb mit DO- und FO-Öl beiträgt, wobei der Umweltaspekt, die geringere Energieumwandlungsrate von Öl und die höheren Wartungskosten von mit Öl betriebenen Gasturbinen außer Acht gelassen werden.

Kohlekraftwerke decken fast 50 % der Stromproduktion ab, die Wasserversorgung der Wasserkraftwerke ist jedoch nach wie vor dürftig . Die Vietnam Electricity Group (EVN) gab bekannt, dass in den ersten sieben Monaten des Jahres 2023 die aus Kohlekraftwerken erzeugte Strommenge fast 50 % der gesamten Systemleistung ausmachte. Gleichzeitig ist die Wasserversorgung der Wasserkraftwerke im Norden Vietnams nach wie vor sehr dürftig.

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