LNG-Gaspreis ist 1,5-mal höher als Inlandsgas, EVN sorgt sich um finanzielles Gleichgewicht

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Die Vietnam Electricity Group (EVN) wies in einem kürzlich an das Ministerium für Industrie und Handel übermittelten Bericht auf die Schwierigkeiten hin, die sich ergeben, wenn viele inländische Gasturbinenfabriken in naher Zukunft zusätzlich auf importierten LNG-Kraftstoff zurückgreifen müssen.

EVN teilte mit, dass die Kraftwerksprojekte BOT Phu My 2.2 und Phu My 3 nach ihrer Übergabe in den Jahren 2024–2025 importiertes Flüssigerdgas verwenden müssen, da das inländische Gas im Rahmen langfristiger Verträge vollständig an andere Anlagen vergeben sei. Ebenso müssen die Kraftwerke Nhon Trach 3 und 4 während ihres Betriebs zusätzlich importiertes Flüssigerdgas für die Stromerzeugung verwenden.

Den Berechnungen der EVN zufolge ist der Preis für in Vietnam ankommendes LNG-Gas 1,5-mal höher als der Inlandsgaspreis. Dies führt zu höheren Stromerzeugungskosten sowohl für die Fabriken als auch für die Stromeinkäufe der EVN im Kontext einer schwierigen finanziellen Bilanz.

Das Gasschiff Maran Achilles läuft in das Thi Vai LNG-Terminal ein und markiert damit ein wichtiges Ereignis im Fahrplan der PetroVietnam Gas Corporation (PV GAS) für die Umstellung auf grüne Energie.

Im Power Plan VIII prognostiziert das Ministerium für Industrie und Handel, dass der Preis für LNG-Gas im Zeitraum 2021–2045 bei rund 10,6 USD pro Million BTU liegen wird, der Durchschnittspreis für die Fabrik beträgt 11,8 USD pro Million BTU.

Bei diesem Brennstoffpreis beträgt der entsprechende Stromproduktionspreis etwa 9,2 Cent/kWh und ist damit etwa 1,3 Cent höher als die Produktion der EVN – der durchschnittliche Einzelhandelspreis liegt derzeit bei etwa 1.920,37 VND/kWh.

Darüber hinaus werden die Kraftwerke von EVN oder Phu My, wenn sie zusätzlich Flüssigerdgas verwenden, auf inländisches Gas zurückgreifen, was ihre Wettbewerbsfähigkeit auf dem Markt ebenfalls stark beeinträchtigen wird, da die Flüssigerdgaspreise zu hoch sind und sie auf dem Strommarkt nicht operieren können.

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 Energiequellenstruktur ausmacht.

Davon entfallen 9,9 % auf die inländische Gaswärmeleistung, 14.930 MW, und 14,9 % auf die LNG-Wärmeleistung, 22.400 MW.

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

PVN ist der Ansicht, dass die Beimischung von LNG 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 beim Betrieb von Gasturbinen mit Öl unberücksichtigt bleiben.

Kohlekraftwerke machen fast 50 % der Stromproduktion aus, der Wasserstand in den Wasserkraftwerken ist jedoch immer noch niedrig. Die Vietnam Electricity Group (EVN) gab an, dass in den ersten sieben Monaten des Jahres 2023 die aus Kohlekraftwerken gewonnene Strommenge fast 50 % der gesamten Systemleistung ausmachte. Gleichzeitig ist die Wasserversorgung der Stauseen für Wasserkraftwerke im Norden noch immer sehr schlecht.

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