Der LNG-Gaspreis ist 1,5-mal höher als der Preis für inländisches Gas; EVN befürchtet finanzielle Schwierigkeiten.

In einem kürzlich an das Ministerium für Industrie und Handel übermittelten Bericht wies die Vietnam Electricity Group (EVN) auf die Schwierigkeiten hin, die sich ergeben, wenn viele inländische Gasturbinenwerke bald zusätzlich auf importiertes LNG-Brennstoff angewiesen sein werden.

EVN erklärte, dass die BOT-Kraftwerksprojekte Phu My 2.2 und Phu My 3 nach ihrer Übergabe in den Jahren 2024/25 auf importiertes LNG angewiesen sein werden, da inländisches Gas im Rahmen langfristiger Verträge bereits anderen Kraftwerken zugeteilt wurde. Auch die Kraftwerke Nhon Trach 3 und 4 werden nach ihrer Inbetriebnahme importiertes LNG zur Stromerzeugung nutzen müssen.

Nach Berechnungen von EVN ist der Preis für in Vietnam ankommendes LNG-Gas 1,5-mal höher als der inländische Gaspreis, was angesichts der schwierigen Finanzlage zu erhöhten Stromerzeugungskosten sowohl für die Fabriken als auch zu höheren Strombezugskosten von EVN führt.

Das Schiff Maran Gas Achilles läuft in das Thi Vai LNG-Terminal ein und markiert damit einen wichtigen Meilenstein im Fahrplan der PetroVietnam Gas Corporation (PV GAS) für die Energiewende hin zu grüner Energie.

Im Energieplan VIII prognostiziert das Ministerium für Industrie und Handel für den Zeitraum 2021-2045 einen LNG-Gaspreis von etwa 10,6 USD pro Million BTU, 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, also etwa 1,3 Cent höher als der von EVN erzeugte Preis – der durchschnittliche Einzelhandelspreis beträgt derzeit etwa 1.920,37 VND/kWh.

Wenn EVN-Kraftwerke oder Phu-My-Kraftwerke zusätzlich LNG verwenden, greifen andere auf heimisches Gas zurück, was die Wettbewerbsfähigkeit auf dem Markt ebenfalls stark beeinträchtigt, da die LNG-Preise zu hoch sind und ein Betrieb auf dem Strommarkt nicht möglich ist.

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 gasbetriebenen Wärmekraftwerke und LNG bis 2030 37.330 MW erreichen wird, was 25,7 % der gesamten Stromerzeugungskapazität entspricht und damit den größten Anteil an der Energiestruktur ausmacht.

Davon entfallen 14.930 MW auf inländische Gaskraftwerke (9,9 %) und 22.400 MW auf LNG-Kraftwerke (14,9 %).

Laut Daten der Vietnam Oil and Gas Group (PVN) wären die Brennstoffkosten für die Stromerzeugung während der jüngsten Phase der Spannungen im Stromsystem, wenn dieselbetriebene Wärmekraftwerke die inländische Gasversorgung ergänzt hätten, fast doppelt so hoch (ca. 23 USD/mmbtu) wie bei der Verwendung von LNG zu Weltmarktpreisen (11-13 USD/mmbtu).

Aus Sicht von PVN ist die Gruppe der Ansicht, dass die Beimischung von LNG zur Ergänzung heimischer Gasquellen wesentlich zur Senkung 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 nicht berücksichtigt werden.

Kohlekraftwerke decken fast 50 % der Stromerzeugung ab, die Wasserversorgung der Wasserkraftwerke ist weiterhin unzureichend . Die Vietnam Electricity Group (EVN) gab bekannt, dass in den ersten sieben Monaten des Jahres 2023 fast 50 % der gesamten Systemleistung aus Kohlekraftwerken stammten. Gleichzeitig ist die Wasserversorgung der Wasserkraftwerke im Norden weiterhin sehr schlecht.

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