Importiertes Flüssigerdgas ist 1,5-mal teurer als inländisches Gas, EVN sorgt sich um finanzielles Gleichgewicht

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 erklärte, dass die BOT-Kraftwerksprojekte Phu My 2.2 und Phu My 3 nach ihrer Übergabe 2024/2025 importiertes Flüssigerdgas nutzen müssen, da inländisches Gas im Rahmen langfristiger Verträge an andere Kraftwerke vergeben wurde. Auch Nhon Trach 3 und 4 müssen während ihres Betriebs zusätzlich importiertes Flüssigerdgas für die Stromerzeugung verwenden.

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

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

Wenn EVN-Kraftwerke oder Phu My-Kraftwerke zusätzlich Flüssigerdgas verwenden, werden andere außerdem 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 Stromquellenstruktur ausmacht.

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

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.

(Quelle: Vietnamnet)