In einem kürzlich an das Ministerium für Industrie und Handel übermittelten Bericht wies die Vietnam Electricity Group (EVN) auf die Schwierigkeiten hin, die entstehen, wenn viele inländische Gasturbinenfabriken in naher Zukunft zusätzlich importierten Flüssigerdgasbrennstoff verwenden 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 wurde. Ebenso müssen Nhon Trach 3 und 4 während ihres Betriebs zusätzlich importiertes Flüssigerdgas zur Stromerzeugung nutzen.

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

Im Energieplan VIII prognostiziert das Ministerium für Industrie und Handel für den Zeitraum 2021–2045 einen Preis für Flüssigerdgas von rund 10,6 USD pro Million BTU, der Durchschnittspreis für die Fabrik beträgt 11,8 USD pro Million BTU.

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

Wenn die Kraftwerke von EVN oder Phu My zusätzlich Flüssigerdgas verwenden, werden andere zudem auf heimisches 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 Struktur der Stromquellen ausmacht.

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

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

Aus Sicht von PVN ist die Gruppe davon überzeugt, dass die Beimischung von Flüssigerdgas (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 nicht berücksichtigt werden.

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