In einem Bericht an das Ministerium für Industrie und Handel erklärte die Vietnam Electricity Group (EVN) kürzlich, dass die Stromversorgung der zentralen und südlichen Regionen bis 2030 gewährleistet sein werde, sofern neue Quellen im Energieplan 8 den Fertigstellungsfortschritt sicherstellten. Allerdings wird die Stromversorgung im Norden in den letzten Monaten der Trockenzeit (jährlich von Mai bis Juli) von jetzt an bis 2030 äußerst schwierig sein, und ab 2025 wird für diese Region Stromengpässe prognostiziert.
Der Grund hierfür liegt darin, dass im nördlichen Markt in dieser Zeit keine neuen Energieprojekte in Betrieb genommen werden können. Daher wird der Import von Elektrizität aus Laos dazu beitragen, das Risiko von Stromausfällen in den kommenden Jahren zu verringern. Dies trägt auch zur Senkung der Stromeinkaufskosten bei, da der Anteil billiger Quellen (Wasserkraft) sukzessive abnimmt und teure Quellen (LNG, Offshore-Windkraft) planmäßig tendenziell zunehmen.
EVN erklärte, es habe Angebote von sieben Windkraftprojekten aus Laos erhalten, die Strom nach Vietnam verkaufen wollten. Die Gesamtkapazität beläuft sich auf fast 4.150 MW. Davon beabsichtigen laotische Investoren, vor 2025 mehr als 682 MW Kapazität zu verkaufen, den Rest wollen sie nach diesem Zeitpunkt verkaufen. Über die Quang-Tri-Übertragungsleitung sollen Windkraftprojekte aus Laos nach Vietnam gebracht werden. Das heißt, die Menge des abgenommenen Stroms hängt maßgeblich von der Infrastruktur der jeweiligen Region ab.
Die EVN-Delegation hörte sich den Fortschrittsbericht zum Projekt zur Erweiterung der Straße und zur Renovierung des 500-kV-Umspannwerks Thanh My an, um Strom aus Laos zu beziehen. Dieses Projekt soll im Juli dieses Jahres abgeschlossen sein.
Allerdings übersteigt die Windkraftkapazität, die laotische Investoren an Vietnam verkaufen wollen, die Aufnahmekapazität des regionalen Stromnetzes. Derzeit werden die meisten 200-kV- und 110-kV-Leitungen in diesem Gebiet regelmäßig mit 80 – 100 % ihrer zulässigen Kapazität betrieben. Während der Trockenzeit (Mai – Juli) kann dieses Gebiet nur maximal 300 MW empfangen, während die übrigen Monate des Jahres geringere Mengen aufweisen.
Laut EVN wird es für diese Region vor der Inbetriebnahme des 500-kV-Umspannwerks Lao Bao schwierig sein, zusätzliche Kapazitäten aus Laos zu importieren, da die 220-kV-Leitungen derzeit unter Hochlast betrieben werden. Mit zusätzlicher Netzinfrastruktur, dem 500-kV-Umspannwerk Huong Hoa und Verbindungsleitungen (voraussichtlich ab Ende 2027), würde sich die Kapazität zur Stromlieferung aus Laos auf 2.500 MW erhöhen, wäre aber immer noch fast 1.650 MW niedriger als die gesamte Windkraftkapazität, die die Investoren an Vietnam verkaufen wollen und die bei fast 4.150 MW liegt.
Zuvor hatte EVN dem Ministerium für Industrie und Handel vorgeschlagen, der Regierung eine Richtlinie für den Import von Windstrom aus Laos zu einem Preis von 6,95 Cent/kWh (entspricht 1.702 VND/kWh für Projekte, die vor dem 31. Dezember 2025 kommerziell in Betrieb gehen) vorzulegen und die Planung von Verbindungsleitungen zu ergänzen, um das Risiko von Stromausfällen im Norden zu verringern. Der Einkaufspreis für Windstrom bei inländischen Projekten, die vor dem 1. November 2021 in Betrieb genommen werden, schwankt inzwischen zwischen 8,5 – 9,8 Cent/kWh, je nach Art der Windenergie an Land oder auf See. Der Einkaufspreis für Windstrom für Übergangsprojekte beträgt gemäß dem Preisrahmen des Ministeriums für Industrie und Handel 6,42 – 7,34 Cent/kWh (1.587 – 1.816 VND/kWh) und ist damit niedriger als der Preis für aus Laos importierten Strom. Im Gegenzug verringert Vietnam jedoch das anfängliche Investitionskapital und benötigt keine Lösungen zur Verringerung der sozialen und ökologischen Auswirkungen auf den Inlandsprozess am Projektstandort.
Um die Aufnahme- und Freigabekapazität für Netzkapazitäten anzugleichen, empfiehlt EVN dem Ministerium für Industrie und Handel, dass es bis 2025 während der Trockenzeit nur maximal 300 MW Windstrom aus Laos kaufen soll. Das Abnahmevolumen wird im Zeitraum 2026 - 2030 auf maximal 2.500 MW steigen. Zusätzlich zur Windenergie schlug die Gruppe auch vor, mehr Wasserkraft zu importieren, um die Betriebsflexibilität und die Effizienz der Netzinvestitionen zu erhöhen.
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