Die Artikelserie „Die Zukunft der Stromwirtschaft“ analysiert bestehende Engpässe mit dem Ziel, Investitionen in neue Energiequellen und notwendige Änderungen der Strompreispolitik weiter voranzutreiben.
Schnelle Verschiebungen in der Machtstruktur
Laut Daten der Vietnam Electricity Group (EVN) gab es im Jahr 2023 bei der Aufteilung der Stromquellen nach Eigentumsstruktur erhebliche Unterschiede im Vergleich zu vielen Vorjahren.
Demnach hält EVN 11 % der Stromquellen, drei Stromerzeugungsunternehmen (Genco) unter EVN 26 % der Stromquellen. Zwei weitere staatliche Unternehmen sind die Vietnam Oil and Gas Group (PVN) mit 8 % und die Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV) mit 2 %. BOT-Investoren halten 10 % der Stromquellen, während importierte und andere Quellen nur 1 % ausmachen.
Besonders hervorzuheben ist, dass vom Privatsektor investierte Energiequellen 42 % der gesamten installierten Kapazität ausmachen, hauptsächlich erneuerbare Energien.
Das ist eine schwindelerregende Veränderung! Vor 2012 lag der Anteil privater Stromunternehmen an der Stromerzeugung unter 10 %. Ab 2003 kontrollierten staatliche Unternehmen fast alle Stromquellen.
Um genügend Strom für die sozioökonomische Entwicklung bereitzustellen, muss EVN zusätzlich zu den von EVN abhängigen Kraftwerken (die Stromproduktion macht 17 % der gesamten Stromproduktion des gesamten Systems im Jahr 2022 aus) zusätzlichen Strom (83 % der gesamten Stromproduktion des Systems) im Rahmen von Stromabnahmeverträgen mit anderen Kraftwerken von PVN, TKV, Kraftwerken in Form von BOT, Stromerzeugungsunternehmen (Genco1, Genco2, Genco3), Kraftwerken für erneuerbare Energien und anderen unabhängigen Kraftwerken kaufen.
Mit Blick auf die oben beschriebene Stromquellenstruktur sagte Dr. Nguyen Dinh Cung, ehemaliger Direktor des Zentralinstituts für Wirtschaftsmanagement, dass der Stromerzeugungsmarkt immer wettbewerbsintensiver werde. Denn was die Quellen betrifft, kontrollieren EVN und ihre Mitgliedseinheiten weniger als 40 %; PVN und TKV halten 10 %, der Rest ist privat.
Investitionen in die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft im Allgemeinen und in die Entwicklung neuer Energiequellen im Besonderen erfordern zweifellos eine immer stärkere Beteiligung der Wirtschaftssektoren, insbesondere des privaten Sektors. Daher werden Anteil und Rolle der EVN bei der Stromerzeugung zunehmend abnehmen.
Herr Cung merkte jedoch auch an, dass es für EVN in diesem Zusammenhang unmöglich sei, genügend Strom für die Wirtschaft sicherzustellen!
Billiger Strom ist weg
Der Anteil erneuerbarer Energiequellen wie Wind- und Solarenergie stellt einen wesentlichen Unterschied im vietnamesischen Energiesystem seit 2020 dar. Der Anteil erneuerbarer Energien steigt, doch die Zahl billiger Quellen nimmt ab.
Insbesondere bei Betrachtung der Energiequellen nimmt der Kapazitätsanteil der billigsten (und damit teuersten) Wasserkraftart, die das System versorgt, im Laufe der Jahre allmählich ab, da kaum noch neue große Wasserkraftanlagen in Betrieb sind (von einem Kapazitätsanteil von 36,9 % im Jahr 2019 auf nur noch 28,5 % im Jahr 2022).
Bis Ende 2022 betrug die Gesamtkapazität der für den kommerziellen Betrieb zugelassenen Wind- und Solarenergiequellen 20.165 MW, was 25,94 % der Gesamtkapazität des gesamten Systems entspricht. Erst von 2019 bis 2021 entwickelte sich diese erneuerbare Energiequelle explosionsartig.
Allerdings sind diese Energiequellen nicht nur teuer (da für sie Vorzugspreise gelten, die weit über dem durchschnittlichen Strompreis liegen), sondern auch instabil, sodass ihr Beitrag zum Stromnetz nicht wirklich effektiv ist, insbesondere wenn sich die Spitzenzeiten vom Mittag (vor) zum Abend (wie derzeit) verschieben.
Die Leistung der Kohlekraftwerke beträgt 25.312 MW, was 32,6 % entspricht; die Leistung der Wasserkraftwerke einschließlich Kleinwasserkraftwerken beträgt 22.504 MW, was 28,9 % entspricht; die Leistung der Gaskraftwerke beträgt 7.152 MW, was 9,2 % entspricht.
Instabiler Strommarkt
Laut EVN-Daten werden im Jahr 2022 vier neue Kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 2.889 MW am Strommarkt teilnehmen. Bislang sind 108 Kraftwerke mit einer installierten Gesamtkapazität von 30.937 MW direkt am Strommarkt beteiligt, was 38 % der gesamten installierten Kapazität der Stromquellen im ganzen Land entspricht.
Der Anteil der am Strommarkt teilnehmenden Kraftwerke bleibt daher gering, da die meisten der neu in Betrieb genommenen Anlagen nicht dem Strommarkt (Erneuerbare Energien, BOT) unterliegen oder noch nicht daran teilgenommen haben.
Es ist erwähnenswert, dass der Anteil der direkt am Strommarkt beteiligten Energiequellen in den letzten Jahren tendenziell zurückgegangen ist, da es sich bei den meisten neu in Betrieb genommenen Energiequellen um BOT- und erneuerbare Energien handelt.
Nach Einschätzung des National Power System Dispatch Center (A0) hat der geringe Anteil direkt am Strommarkt beteiligter Quellen erhebliche Auswirkungen auf den Wettbewerb und die Effizienz des Strommarktbetriebs. Mit sinkendem Marktanteil spiegelt der Strommarktpreis die Grenzkosten der Stromerzeugung des Systems nicht mehr genau wider. Dies erschwert die weitere Entwicklung des Strommarktes.
Laut einem EVN-Vertreter ist diesen Kraftwerken im Rahmen des derzeitigen Mechanismus eine Bezahlung von etwa 80 bis 90 Prozent ihrer Leistung gemäß dem im Stromabnahmevertrag festgelegten Preis „garantiert“, während die restlichen 10 bis 20 Prozent ihrer Leistung an die Marktpreise angepasst werden. Gleichzeitig steigt der durchschnittliche Marktpreis für Strom im Laufe der Jahre tendenziell an.
Insbesondere stieg der Strommarktpreis im Jahr 2022 im Vergleich zu 2021 um 53,6 %, was zu einer enormen 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 muss diese Mehrkosten als alleiniger Abnehmer tragen.
Assoc. Prof. Dr. Truong Duy Nghia, Vorsitzender der Vietnam Thermal Science Association, bewertete: „Nur Wasser-, Kohle- und Gaskraftwerke können am wettbewerbsorientierten Stromerzeugungsmarkt teilnehmen. Gemäß dem Marktmechanismus werden Kraftwerke mit niedrigen Strompreisen zur Erzeugung von mehr Strom mobilisiert, Kraftwerke mit hohen Preisen werden bei Bedarf des Systems mobilisiert oder in die Reservestromerzeugung versetzt.“
Tatsächlich gibt es Defizite, die eine Regulierung nach Marktmechanismen unmöglich machen.
Laut Professor Truong Duy Nghia haben Wasserkraftwerke zwar die niedrigsten Stromerzeugungskosten, können ihre maximale Kapazität jedoch nur dann erzeugen, wenn der Stausee voll ist oder Wasser (über Turbinen) abgelassen werden muss. In vielen Fällen müssen sie Wasser von unten ablassen (nicht über Turbinen), um Hochwasser abzulassen. In anderen Fällen müssen sie Strom nur sparsam erzeugen, um Wasser zu sparen. Die maximale Betriebszeit (Tmax-Wert) von Wasserkraftwerken in Vietnam beträgt nur etwa 4.000 Stunden pro Jahr.
Bei BOT-Kraftwerken (einschließlich Kohle- und Gaskraftwerken) sind Strompreis und -leistung garantiert, sodass sie dem wettbewerbsorientierten Strommarkt kaum ausgesetzt sind. Auch Kraftwerke für erneuerbare Energien und Biomasse werden nicht nach Marktmechanismen mobilisiert. Hochpreisige Kraftwerke wie Gaskraftwerke sollten zwar nach Marktprinzipien nicht mobilisiert werden, werden aber dennoch mobilisiert, um die Stromversorgungssicherheit zu gewährleisten und die Anforderungen zur Abdeckung der Spitzen- und Mittellastkurve zu erfüllen. Derzeit werden Gaskraftwerke gemäß dem Energieplan VIII auch für den Betrieb in der Unterlastphase mobilisiert.
„Der wettbewerbsorientierte Strommarkt konzentriert sich daher hauptsächlich auf Kohlekraftwerke. Die oben genannten Mängel führen dazu, dass die wettbewerbsfähige Stromerzeugung überhaupt nicht dem Marktmechanismus folgt“, kommentierte Herr Nghia.
Veränderungen in der Struktur der Energiequellen, bei den Eigentümern von Energiequellenprojekten und die derzeitige Unvollständigkeit des Strommarktes erfordern grundlegende Änderungen in der Politik für den Stromsektor.
Dies ist dringend erforderlich, um das Risiko von Stromausfällen im Jahr 2024 und in den Folgejahren zu minimieren, nachdem es im Norden von Ende Mai bis zum 22. Juni 2023 zu einem Stromausfall gekommen war.
Die Leiter der EVN-Geschäftsabteilung erklärten: „Der Strombedarf steigt weiterhin, voraussichtlich um durchschnittlich 9 % pro Jahr, was einer Kapazitätssteigerung von 4.000 bis 4.500 MW pro Jahr entspricht.“ Gleichzeitig wird erwartet, dass im Jahr 2024 nur 1.950 MW und im Jahr 2025 3.770 MW Strom in Betrieb genommen werden, hauptsächlich in den zentralen und südlichen Regionen.
Die Reservekapazität des nördlichen Stromnetzes ist gering, doch der Strombedarf steigt jährlich um 10 %. Daher dürfte es im Norden während der größten Hitzewelle im Juni/Juli 2024 an Spitzenkapazität mangeln (ein Defizit von 420–1.770 MW).
Dies wirft die Frage auf, wie man Investitionen in Energieprojekte beschleunigen kann, um den Strommangel im Norden auszugleichen.
Lektion 2: Wer ist für Investitionen in Energiequellen verantwortlich: der Privatsektor oder staatliche Unternehmen?
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