Der Grund für die Reduzierung der Windkraftkapazität bereitet Unternehmen Sorgen.

Der nationale Stromnetz- und Marktbetreiber (NSMO) hat soeben auf seiner offiziellen Facebook-Seite eine Erklärung zum aktuellen Stand des Betriebs des Stromnetzes abgegeben.

Auf der offiziellen Website der NSMO unter https://www.nsmo.vn finden sich mit Stand vom 13. November keine Informationen zu diesem Thema.

Die Informationen von NSMO wurden veröffentlicht, als sich kürzlich viele Windkraftanlagenbetreiber über große Kürzungen der mobilisierten Kapazität bei guten Windverhältnissen beschwerten, was zu wirtschaftlichen Verlusten für die Unternehmen führte.

Viele Stürme bringen viel Wasser für die Wasserkraftgewinnung.

Laut NSMO stand der Betrieb des nationalen Stromnetzes in der jüngsten Vergangenheit (insbesondere im Oktober und Anfang November 2025) vor vielen Herausforderungen, hauptsächlich aufgrund ungünstiger Wetterbedingungen und hydrologischer Gegebenheiten der Wasserkraftspeicher.

Eine Besonderheit des Betriebs im Jahr 2025 sind die unregelmäßigen Wetterschwankungen. Gemäß dem Betriebsablauf zwischen den Stauseen und den jährlichen hydrologischen Gesetzen befinden sich derzeit die meisten Wasserkraftwerke im Norden und Süden sowie einige Stauseen in der Zentralregion in der Wasserspeicherphase.

Das Wasserkraftwerk Song Tranh 2 arbeitet sicher und trägt zur Hochwasserregulierung und zum Schutz der flussabwärts gelegenen Gebiete bei den starken Regenfällen im Oktober 2025 bei.

Insbesondere die Wasserkraftwerke im Einzugsgebiet des Roten Flusses im Norden sind seit dem 16. September in den Trockenzeitbetrieb übergegangen.

Im Jahr 2025 traten jedoch im Oktober und November 2025 zahlreiche schwere Stürme wie Ragasa, Bualoi, Matmo, Fengshen und Kalmaegi nacheinander auf, wodurch die Stauseen weiterhin einen hohen Abfluss aufwiesen. Bereits Anfang November 2025 stieg die Anzahl der abfließenden Stauseen auf 82–91 von insgesamt 122, wodurch die Gesamtkapazität der Wasserkraftwerke auf 15.940–17.040 MW (von insgesamt 19.600 MW Wasserkraftkapazität des gesamten Systems) anstieg.

Erwähnenswert ist, dass große Seen in der nördlichen Region ihre Abflussschleusen wieder öffnen mussten, wie zum Beispiel Son La, Hoa Binh und Lai Chau (die Gesamtkapazität der Wasserkraftspeicher im Da-Flussgebiet beträgt etwa 5.760 MW).

Gezwungen, Kohlekraftwerke und BOT-Verträge mit Leistungsgarantieanforderungen aufrechtzuerhalten

Neben der günstigen Hydrologie, die durch Stürme und Regenfälle und den damit einhergehenden Anstieg der Wasserkraftnutzung bedingt ist, weist NSMO auch auf die Realität des geringen Stromverbrauchs hin.

Konkret zeigt sich, dass der Stromverbrauch zwar weiterhin niedrig ist (bedingt durch Stürme und Witterungseinflüsse), der Lastverlauf jedoch deutliche Spitzenwerte aufweist, die den saisonalen Schwankungen entsprechen und täglich zwischen 17:45 Uhr und 18:00 Uhr rapide ansteigen. Die Differenz zwischen der Last im Norden in der Nacht und der abendlichen Spitzenlast kann 10.000–11.500 MW betragen, während sie gleichzeitig innerhalb von 30–40 Minuten um 2.500–2.800 MW schwanken kann.

Das Van Phong 1 BOT-Wärmekraftwerk der Sumitomo Group (Japan) mit einem Gesamtinvestitionsvolumen von fast 2,58 Milliarden US-Dollar wurde nach rund 18 Jahren Planung und Umsetzung im März 2024 in Betrieb genommen.

Um sicherzustellen, dass die Kapazität zur Deckung der oben analysierten 18-stündigen Spitzenlast ausreicht, ist es notwendig, die Mobilisierung von Kohlekraftwerken (die eine lange Anlaufzeit haben und nicht wie Wasserkraftwerke kontinuierlich und flexibel an- und abgeschaltet werden können) nur zur Erhöhung der Kapazitätsmobilisierung zu Spitzenzeiten aufrechtzuerhalten, während die meisten übrigen Stunden des Tages nur mit der Mindestkapazität gemäß den technischen Anforderungen des Kraftwerks mobilisiert werden, um die Anlagensicherheit zu gewährleisten.

Darüber hinaus müssen Kohlekraftwerke instand gehalten werden, um die Trägheit des Stromsystems zu gewährleisten (in dieser Hinsicht können erneuerbare Energiequellen kaum mithalten), ein regionales Spannungsregime sicherzustellen und eine Überlastung der Stromübertragungsleitungen zu verhindern.

Darüber hinaus müssen BOT-Kraftwerke ihre physischen Abnahmeverpflichtungen gemäß dem BOT-Vertrag mit staatlichen Garantien mit einer Gesamtkapazität von bis zu mehr als 4.000 MW sicherstellen, was ebenfalls einen großen Anteil an der Strommobilisierungsstruktur ausmacht.

In dieser Situation erhöht sich zwar die Windkraftkapazität, wenn der Sturm das Festland trifft, wodurch das Potenzial (die Fähigkeit zur Stromerzeugung) auf etwa 3.400 bis 4.000 MW ansteigt, was etwa dem Drei- bis Vierfachen des vorherigen Wertes entspricht, die Windkraft kann jedoch nicht wie von den Investoren erwartet mobilisiert werden.

Sicherheit, Stabilität und Zuverlässigkeit stehen an erster Stelle.

Die NSMO, die nationale Leitstelle für das Stromnetz, erklärte, dass sie dem sicheren, stabilen und zuverlässigen Betrieb des Stromnetzes stets höchste Priorität einräumt.

Ab Anfang Oktober 2025 wird die Anweisung des Premierministers und des Ministeriums für Industrie und Handel in den offiziellen Depeschen zur proaktiven Reaktion auf die Stürme Nr. 11 (MATMO), Nr. 12 (FENGSHEN) und Nr. 13 (KALMAEGI) umgesetzt, wobei der Schwerpunkt auf dem sicheren Betrieb der Stauseen, der angemessenen Mobilisierung der Energiequellen im nationalen Stromnetz, der Sicherstellung einer ausreichenden Stromversorgung und Reserven, der unverzüglichen Reaktion auf außergewöhnliche Situationen aufgrund der Auswirkungen der Stürme und der Koordinierung mit den Stromerzeugungseinheiten und den Netzmanagementeinheiten zur Optimierung des Betriebsmodus der Kraftwerke und Netze liegt.

Konkret hat NSMO zahlreiche operative Maßnahmen ergriffen, wie beispielsweise die Abschaltung von fast 3.000 MW Kohlekraftwerken im Norden als Reserve, unmittelbar nachdem sich der Sturm Nr. 13 aufgelöst hatte (diese Anlagen müssen gewartet werden, um die Systemsicherheit vor und während des Landgangs des Sturms zu gewährleisten).

Das Kraftwerk Phu My 3 nutzt LNG zur Stromerzeugung.

Das tägliche Ab- und Anfahren vieler inländischer Gasturbinenanlagen und LNG-Anlagen dient dazu, Spitzenlastzeiten zu decken oder die Übertragungskapazität der Verbindungsleitungen zu maximieren, um die Kapazität der Stromquellen zu entlasten.

NSMO wies jedoch auch darauf hin, dass ein solches kontinuierliches An- und Abschalten der Gasturbinen die Lebensdauer und Einsatzbereitschaft der Anlagen beeinträchtigt. Angesichts der genannten technischen Einschränkungen ist die Beibehaltung dieser Betriebsmethode über einen längeren Zeitraum nicht praktikabel, da sie nicht nur die Lebensdauer der Anlagen verkürzt, sondern auch potenziell Probleme verursacht und die Sicherheit und Stabilität des gesamten Stromnetzes gefährdet.

Laut NSMO herrscht im System trotz der Umsetzung zahlreicher betrieblicher Maßnahmen weiterhin ein Stromüberschuss sowohl in der Nacht als auch in der Mittagszeit außerhalb der Spitzenzeiten.

NSMO war gezwungen, Anpassungen vorzunehmen, um die Kraftwerke zu mobilisieren und die Energieversorgung gleichmäßig zwischen erneuerbaren Energiequellen und Wasserkraftquellen zu reduzieren, die Strom abführen, wenn große Überschusskapazitäten vorhanden sind.

„Die Reduzierung der Kapazitätsmobilisierung ist eine zwingend notwendige technische Maßnahme, um den sicheren, stabilen und kontinuierlichen Betrieb des Stromnetzes zu gewährleisten und Frequenz und Spannung innerhalb der zulässigen Grenzen zu halten sowie die Sicherheit der im Netz mobilisierten Einheiten zu gewährleisten. Die Anordnungen zur Reduzierung der Einsatzbereitschaft und Mobilisierung erfolgen auf Grundlage technischer Berechnungen unter Wahrung der Grundsätze der Fairness, Transparenz und Nichtdiskriminierung der Einheiten “, so die Mitteilung der NSMO.

Darüber hinaus stellte NSMO fest, dass diese Überschusssituation auf den Einfluss vieler sich überschneidender Faktoren zurückzuführen ist, darunter aufeinanderfolgende schwere Stürme mit extremen Wettermustern, die sich über einen Zeitraum hinweg kumulativ auswirken und nicht lange anhalten werden (abhängig von der Sturm- und Hochwasserlage im verbleibenden Jahr 2025).

Es wird erwartet, dass sich die Situation bald bessert, sobald die Sturmzirkulation endet und sich die hydrologischen Bedingungen normalisieren. Dann werden andere Energiequellen mobilisiert, um einen sicheren Betrieb des Systems zu gewährleisten und Wasser in Wasserkraftspeichern zu speichern und zurückzuhalten, um sich auf die Trockenzeit 2026 vorzubereiten.

Reiz ist der Schlüssel

Bei der Sitzung des Ministeriums für Industrie und Handel zum Stromsystem- und Strommarktplan 2026 am 10. November aktualisierte die Nationale Strommarktorganisation (NSMO) ihre Prognose für den Stromverbrauch im Jahr 2025. Demnach wird der Gesamtstromverbrauch des nationalen Stromsystems im Jahr 2025 voraussichtlich 322,6 Milliarden kWh erreichen. Dies entspricht einem Wachstum von lediglich 4,5 % gegenüber 2024.

Diese Zahl liegt auch weit unter den Prognosen von Ende 2024, wonach der Strombedarf im Jahr 2025 um eine hohe Rate von 12 % steigen wird, um das erwartete BIP-Wachstum von etwa 8 % zu decken.

Die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken macht nach wie vor einen großen Teil der Stromversorgung aus, je nach Tageszeit zwischen 40 und 50 Prozent.

Gemäß Beschluss Nr. 3047/QD-BCT vom 15. November 2024 zur Genehmigung des Plans für die Stromversorgung und den Betrieb des nationalen Stromnetzes im Jahr 2025 wird das nationale Stromnetz mit einer geplanten Wachstumsrate der Stromerzeugung und des Stromimports von 11,3 % betrieben, wobei die hydrologische Prognose als schlecht eingeschätzt wird und die Wahrscheinlichkeit von Störungen auf 10 % berechnet wird...

Der tatsächliche Stromverbrauch der letzten 10 Monate zeigt auch, dass das Wachstum des Stromverbrauchs landesweit nur bei etwa 4 % liegt.

Wenn die Nachfrage gering ist, können Kraftwerke natürlich nicht die erwartete Strommenge erzeugen. Insbesondere da Strom ein besonderes Gut ist, dessen Produktion und Verbrauch gleichzeitig erfolgen, und wenn es keine Stromverbraucher gibt, kauft auch niemand Strom, sodass die Kraftwerke nicht zur Stromerzeugung mobilisiert werden können.

Obwohl der Einsatz von Batteriespeichern als optimale Lösung zur Speicherung von Strom bei längerem Stromüberschuss gilt, sind die Investitionskosten für Batteriespeicher in der Realität hoch. Zudem hat das Ministerium für Industrie und Handel den aktuellen Preis für den Strombezug aus Batteriespeichern noch nicht festgelegt. Selbst wenn dieser Preis veröffentlicht wird und der Verkaufspreis an das System über dem durchschnittlichen Strompreis im Inland liegt, dürfte der Absatz schwierig sein, da der derzeit einzige Großabnehmer, die Vietnam Electricity Group (EVN), weitere Verluste befürchten muss.

Daher besteht die dringende Aufgabe nun darin, den Stromverbrauch in der Wirtschaft anzukurbeln, um zum Erreichen des BIP-Wachstumsziels von über 8 % im Jahr 2025 und darüber hinaus im zweistelligen Bereich in den Folgejahren beizutragen.

Beschwerden über Windkraft
Laut Beschwerden von Windkraftunternehmen in Quang Tri verzeichnete das nationale Stromnetz in den vergangenen 18 Tagen (vom 19. Oktober bis zum 5. November) erhebliche Unterschiede bei der Verteilung der Energie aus verschiedenen Quellen.
Laut Statistiken der Website der National Electricity System and Market Operation Company Limited (NSMO) erreichte die Stromerzeugung aus Wärmekraftwerken (Kohle, Gas, Öl) 6.598,9 GWh, was 43,33 % der Gesamtleistung des Systems entspricht. Bei einer installierten Leistung von 39.746 MW lag die durchschnittliche Auslastung bei 38,43 %.
Im Gegensatz dazu erzeugte die Windkraft lediglich 582,9 GWh, was 3,83 % der Gesamtleistung entspricht. Obwohl die installierte Gesamtleistung 7.102 MW erreichte, lag die durchschnittliche mobilisierte Windkraftleistung bei nur 19 %, also weniger als der Hälfte der Leistung thermischer Kraftwerke, und das, obwohl der Wind sich in der stabilsten Jahreszeit befindet.
Angesichts dieser Situation haben Windkraftunternehmen in Quang Tri eine Petition an das Ministerium für Industrie und Handel, das Volkskomitee der Provinz Quang Tri, EVN und NSMO gerichtet, in der sie um eine Berücksichtigung der Begrenzung der Reduzierung der verfügbaren Stromerzeugungskapazität bitten.
Konkret wurde die Kapazität des Windparks in Quang Tri seit Ende September 2025 kontinuierlich reduziert, zeitweise um bis zu 99 %. Im Durchschnitt sank die Kapazität um 20 % bis 90 %, was im Oktober zu einem Umsatzrückgang von etwa 5 % gegenüber dem Jahresplan führte.
Hält diese Situation bis Ende des Jahres an, könnten die Einnahmen 2025 um 10–20 % sinken, während der Zielgewinn nach Abzug von Betriebskosten, Schuldentilgung und Instandhaltung nur noch 5–10 % betragen würde. Bei durchschnittlich erfolgreichen Projekten läge der tatsächliche Gewinn unter 5 %.
„ Durch die aktuellen Kürzungen sind die Umsatzeinbußen höher als der erwartete Gewinn. Sollte sich dies fortsetzen, wird das Unternehmen nicht in der Lage sein, Bankkredite zurückzuzahlen, den Betrieb aufrechtzuerhalten und die Mitarbeiter zu versorgen. Eine Insolvenz ist durchaus möglich “, sorgte sich ein Vertreter eines Windkraftunternehmens.

(Quelle: Investmentzeitung)

Link: https://baodautu.vn/nsmo-ly-giai-chuyen-huy-dong-thap-cac-nguon-dien-gio-tren-facebook-d433498.html

Quelle: https://vtcnews.vn/ly-do-dien-gio-bi-cat-giam-cong-suat-khien-doanh-nghiep-lo-lang-ar986922.html