Vietnam überarbeitet das Elektrizitätsgesetz: Investitionsregeln für Netze, Offshore-Windkraft und Energiespeicher ändern sich

de.wedoany.com-Bericht: Vietnam passt die grundlegenden Regeln des Strommarkts erneut an.

Am 21. September beriet der Ständige Ausschuss der Nationalversammlung Vietnams über den Entwurf zur Änderung und Ergänzung einiger Bestimmungen des Elektrizitätsgesetzes. Die Gesetzesänderung erfolgt nur kurze Zeit nach der Verabschiedung der neuen Fassung des Elektrizitätsgesetzes im Jahr 2024, doch der Änderungsumfang erstreckt sich bereits auf mehrere Schlüsselbereiche: Investitionen in Kraftwerksprojekte, Übertragungsnetze, Offshore-Windkraft, Energiespeicher, Direktstrombezug, Stromlizenzen und Strompreismechanismen.

Der Entwurf umfasst drei Artikel, mit denen hauptsächlich 23 Bestimmungen des geltenden Elektrizitätsgesetzes geändert und ergänzt sowie drei Bestimmungen aufgehoben werden sollen. Das vietnamesische Ministerium für Industrie und Handel gibt eine klare politische Richtung vor: Verwaltungsverfahren für Stromprojekte reduzieren, das Investorenauswahlverfahren anpassen, mehr privates Kapital für den Bau von Übertragungsanlagen mobilisieren und gleichzeitig die Regelungen für erneuerbare Energien, Energiespeicher und den wettbewerblichen Strommarkt weiterentwickeln.

Für Unternehmen, die den Eintritt in den vietnamesischen Strommarkt planen, ist bei dieser Gesetzesänderung nicht die Anzahl der Bestimmungen von Bedeutung, sondern die Tatsache, dass sich die Projektentwicklungsmodelle verändern. Die frühere Frage „Kann man in den Markt eintreten?" verschiebt sich zunehmend zu „Über welchen Mechanismus tritt man ein, wie entstehen Projekterlöse und welche Risiken muss der Investor selbst tragen?".

I. Genehmigungsverfahren für Stromprojekte werden vereinfacht, das Investorenauswahlverfahren ändert sich

Der vorliegende Entwurf passt zunächst den Bereich Bau und Investition von Stromprojekten an.

Nach dem vom vietnamesischen Ministerium für Industrie und Handel veröffentlichten Entwurf sollen Bestimmungen zur Stromentwicklungsplanung, zur Entwicklungsrichtung der Versorgungsnetze, zur Umsetzung der Stromplanung sowie zur Auswahl von Projektinvestoren geändert werden. Dazu gehört die Aufhebung bestimmter investitionspolitischer Anforderungen sowie die Einführung eines Zuschlagspreismechanismus bei der Auswahl von Projektinvestoren.

Diese Änderung betrifft unmittelbar den frühen Entwicklungsprozess von Kraftwerksprojekten.

Früher musste ein großes Stromprojekt vom Eintritt in die Planung bis zum Erwerb der Investitionsberechtigung häufig mehrere Verwaltungsebenen durchlaufen. Der Entwurf versucht nun, bestimmte vorgelagerte Schritte zu reduzieren und gleichzeitig den Weg zur Bestimmung von Investoren und Strompreisen über Wettbewerbsmechanismen zu stärken. Künftig könnte sich der Wettbewerb bei einigen Projekten stärker auf die Projektentwicklungskapazität, die Finanzierungskosten, das Baukonzept und das letztendliche Angebotsniveau konzentrieren.

Auch die Verwaltungsverfahren selbst werden parallel gestrafft. Laut Angaben des Ministeriums für Industrie und Handel sollen drei Verwaltungsverfahren aufgehoben, eines neu eingeführt und 19 bestehende Verwaltungsverfahren geändert werden; zugleich sollen durch Dezentralisierung und Prozessanpassungen bestimmte Genehmigungsschritte reduziert werden.

Für EPC-Unternehmen, Ausrüstungslieferanten und Projektentwickler könnte sich dadurch der Projektentwicklungsrhythmus ändern. Während früher ein Großteil der Zeit für den Erhalt vorgelagerter Verwaltungsgenehmigungen aufgewendet wurde, könnte der Wettbewerb künftig früher in die Phase von Investitionskonzept, Strompreis und Umsetzungsfähigkeit eintreten.

II. Das Übertragungsnetz wird erstmals zu einem Schwerpunktbereich für privates Kapital

Eine für Unternehmen der Wertschöpfungskette besonders beachtenswerte Änderung dieser Gesetzesrevision betrifft den Investitionsmechanismus für Übertragungsnetze.

Der Entwurf sieht vor, die Regelungen zu PPP-Projektverträgen anzupassen und den Fall der Investition in Übertragungsnetzprojekte im PPP-Modell neu aufzunehmen, um privates Kapital für den Bau von Übertragungsnetzen zu gewinnen.

Diese Anpassung steht in einer Linie mit der Reformrichtung des geltenden vietnamesischen Elektrizitätsgesetzes. Das 2024 verabschiedete Elektrizitätsgesetz hat bereits einen Preisbildungsmechanismus für nichtstaatliche Investitionen in Übertragungsnetze geschaffen und verlangt, für von privatem Kapital errichtete Übertragungsanlagen entsprechende Methoden zur Preisgestaltung für Übertragungsdienstleistungen zu entwickeln. Der aktuelle Entwurf erweitert dies nun auf das PPP-Modell und ergänzt damit den Umsetzungsweg für privates Kapital bei der Übertragungsinfrastruktur.

Dadurch wird sich die Projektstruktur von Strominvestitionen in Vietnam verändern.

Während sich ausländische Unternehmen beim vietnamesischen Markt früher vor allem auf Kraftwerksprojekte wie Photovoltaik, Windkraft und Gaskraftwerke konzentrierten, könnten sich mit der schrittweisen Öffnung des Übertragungsinvestitionsmechanismus auch Bereiche wie Umspannwerke, Übertragungsleitungen, Offshore-Windkraft-Anbindungsprojekte, Speicherbegleitung, Netzsteuerung und Digitalisierungssysteme zu einem eigenständigeren Investitions- und Engineering-Markt entwickeln.

Kraftwerksbau und Netzausbau müssen daher künftig im selben Projektmodell bewertet werden. Ob ein großes Offshore-Windkraftprojekt realisierbar ist, hängt nicht mehr nur von Windressourcen, Anlagenkosten und PPA-Bedingungen ab; Anbindungsleitungen, Netzeinspeisungskapazität und die Investitionsplanung für Übertragungsprojekte werden zunehmend direkt den Projektfortschritt und die Kapitalrendite beeinflussen.

III. Offshore-Windkraft und Energiespeicher werden von „politischer Richtung" in einen konkreten Rechtsrahmen überführt

Offshore-Windkraft und Energiespeicher sind die beiden weiteren Kernbereiche dieser Gesetzesrevision.

Der Entwurf plant, die Bestimmungen zur Entwicklung erneuerbarer Energien und neuer Energien zu ändern, Inhalte zu Offshore-Windkraft und Energiespeichersystemen ausdrücklich zu regeln und die Aufsicht über die Erschließung und Nutzung von Ressourcen weiter zu stärken. Zugleich soll die Regierung ermächtigt werden, je nach Entwicklungsbedarf in verschiedenen Perioden konkrete Umsetzungsregeln zu erlassen.

Dies ist für vietnamesische Projekte im Bereich erneuerbarer Energien besonders wichtig.

Offshore-Windkraftprojekte betreffen zahlreiche institutionelle Schnittstellen wie Meeresnutzung, Windmessung, Erkundung, Offshore-Infrastruktur, Netzanbindung, Projektinvestition und Stromvermarktung. Eine bloße Ausbauplanung reicht nicht aus, um ein Projekt in die FID- und Bauphase zu bringen. Nach der weiteren rechtlichen Ausgestaltung der Offshore-Windkraft-Bestimmungen werden künftig die von der Regierung noch zu erlassenden Begleitregeln zu Investorenauswahl, Meeresnutzung, Preisbildung, PPA und Netzanbindung darüber entscheiden, ob ein Projekt tatsächlich umgesetzt werden kann.

Bei Energiespeichern verhält es sich ähnlich.

Das geltende Elektrizitätsgesetz hat die „Errichtung von Energiespeichersystemen als Begleitung von Projekten erneuerbarer Energien" bereits in die Preismechanismusgestaltung einbezogen. Der aktuelle Entwurf nimmt Energiespeichersysteme erneut in den Anpassungsbereich von Investitions- und Preispolitik auf. Dies zeigt, dass sich Energiespeicher von einer technischen Begleitausstattung für Projekte erneuerbarer Energien schrittweise zu einem eigenständigen institutionellen Rahmen im vietnamesischen Strommarkt entwickeln.

Für Hersteller von Energiespeicheranlagen, Systemintegratoren und EPC-Unternehmen lohnt es sich künftig weniger, reine Speicher-Ausbauziele zu verfolgen, als vielmehr zu beobachten, ob Speicher eigenständig am Markt teilnehmen können, wie Erlöse entstehen, ob gleichzeitig Kapazitäts-, Energie- und Systemdienstleistungserlöse erzielt werden können und wie der Strompreis für Projekte mit Speicherbegleitung bei erneuerbaren Energien festgelegt wird.

Diese Detailregelungen werden das Geschäftsmodell von Speicherprojekten unmittelbar bestimmen.

IV. DPPA wird weiter ausgeweitet, die Erlösmodelle von Projekten erneuerbarer Energien beginnen sich zu differenzieren

Der Direktstrombezugsmechanismus (DPPA) ist ebenfalls ein Schwerpunkt dieser Gesetzesrevision.

Der Entwurf sieht ausdrücklich vor, den Teilnehmerkreis am Direktstrombezugsmechanismus zu erweitern und zugleich die Regelungen zu Strommarkt, Stromhandel, Zahlung sowie Verantwortung für Stromqualität anzupassen.

Die Bedeutung des DPPA liegt darin, dass er Entwicklern erneuerbarer Energien einen Vermarktungsweg bietet, der sich vom traditionellen Modell eines einzigen Stromabnehmers unterscheidet.

Wenn große Industrieunternehmen, Rechenzentren, Elektronikfertigungsbetriebe und andere stromintensive Verbraucher über den Direktstrombezugsmechanismus langfristige Stromhandelsbeziehungen mit Anlagen für erneuerbare Energien aufbauen können, könnte sich die Erlösstruktur der Projektentwickler schrittweise von traditionellem Netzstrombezug zu einer Parallelstruktur aus „zentralem Strommarkt + Direktstrombezugsvertrag" verschieben.

Für chinesische Fertigungsunternehmen, die in Vietnam tätig werden, hat dies ebenfalls Auswirkungen.

Bei der künftigen Beurteilung der Energiekosten eines Industriegebiets, Rechenzentrums oder Fertigungsstandorts darf nicht nur der einheitliche vietnamesische Einzelhandelsstrompreis betrachtet werden; auch die DPPA-Teilnahmeberechtigung, die beziehbaren Stromquellentypen, die Übertragungsentgelte, der Abrechnungsmechanismus und die Vertragslaufzeit sind zu berücksichtigen.

Für Entwickler erneuerbarer Energien sind dabei drei Bedingungen gleichzeitig zu beurteilen: das Kraftwerksprojekt, der Stromverbraucher und die Netzanbindung.

Ein Kraftwerk mit Ressourcen bedeutet nicht automatisch, dass ein DPPA zustande kommt; ein Unternehmen mit Bedarf an grünem Strom bedeutet nicht automatisch, dass ein langfristiger Vertrag direkt unterzeichnet werden kann. Entscheidend für die Realisierbarkeit eines Projekts ist, ob zwischen allen drei Seiten eine stabile physische und kommerzielle Verbindung hergestellt werden kann.

V. Der Schwerpunkt der Strompreisreform verschiebt sich von „Wie hoch ist der Preis?" zu „Wer trägt das Investitionsrisiko?"

Unter den Änderungen dieser Revision verdient der Strompreismechanismus eine gesonderte Betrachtung.

Der Entwurf sieht vor, den Ausstiegspfad aus Quersubventionierungen zwischen verschiedenen Nutzergruppen anzupassen und zugleich die Vertragspreise für Stromkauf und -verkauf bestimmter Kraftwerkstypen sowie unterstützende Preismechanismen für Projekte erneuerbarer Energien, neuer Energien und Energiespeicher weiter zu präzisieren.

Das geltende vietnamesische Elektrizitätsgesetz hat bereits einen zweiteiligen Strompreismechanismus eingeführt, der Kapazitätspreis und Energiemengenpreis kombiniert, und für bestimmte erneuerbare Energien, Energiespeicher sowie von privatem Kapital investierte Übertragungsanlagen entsprechende Preisregelungen geschaffen. Die aktuelle Änderung verfeinert diesen Rahmen weiter.

Für investierende Unternehmen ist der Kernpunkt nicht mehr nur das „Strompreisniveau".

Ob ein Projekt langfristig stabile Cashflows erzielen kann, hängt von einer Reihe von Parametern ab: Art der Preisbildung, Kapazitätserlöse, Nutzungsstunden, Marktabrechnungspreis, Übertragungsentgelte, Risiko der Stromabregelung, Wechselkurs, Finanzierungskosten und Risikoverteilung im Vertrag.

Insbesondere nach der schrittweisen Stärkung des wettbewerblichen Investorenauswahlverfahrens und des Zuschlagspreismechanismus gilt: Je aggressiver ein Entwickler in der frühen Angebotsphase kalkuliert, desto empfindlicher reagiert er später auf Ausrüstungskosten, Finanzierungskosten und Projektauslastung.

Die Projektrentabilität muss künftig stärker durch die eigene Wirtschaftlichkeit des Projekts getragen werden.

VI. Chinesische Unternehmen müssen beim Eintritt in den vietnamesischen Strommarkt von „Projekte finden" zu „Projekte durchrechnen" übergehen

Nach dieser Runde institutioneller Anpassungen können chinesische Unternehmen den vietnamesischen Markt entlang von vier Projektlinien beobachten.

Die erste Linie sind Kraftwerksprojekte, einschließlich Offshore-Windkraft, Onshore-erneuerbare Energien, Gaskraftwerke und sonstige neue Stromquellen. Im Fokus stehen Investorenauswahlverfahren, Ausschreibungsmechanismen, PPA und Projektumsetzungsbedingungen.

Die zweite Linie sind Netzprojekte. Mit der schrittweisen Verbesserung von Übertragungs-PPP und Beteiligungsmechanismen für nichtstaatliches Kapital könnten Übertragungsleitungen, Umspannwerke, Offshore-Windkraft-Anbindungsprojekte, Netzautomatisierung und Dispatch-Systeme neue Projektzugänge bilden.

Die dritte Linie ist Energiespeicherung. Im Mittelpunkt steht nicht die reine Suche nach Ausrüstungsaufträgen, sondern die Beurteilung des Erlösmechanismus von Speichern im vietnamesischen Strommarkt. Erst wenn Preis-, Dispatch- und Marktteilnahmeregeln klar sind, verfügen große eigenständige Speicherprojekte über eine stabile Investitionskalkulationsgrundlage.

Die vierte Linie ist DPPA. Der direkte Handel zwischen Projekten erneuerbarer Energien und Industriekunden verbindet Stromerzeuger, Fertigungsunternehmen, Netzbetreiber und den Betriebsmechanismus des Strommarkts miteinander. Wenn große Fertigungsunternehmen künftig einen Standort in Vietnam auswählen, könnte die Strombezugsfähigkeit zu einem wichtigen Parameter der Standortbewertung werden.

Die aktuelle Änderung des Elektrizitätsgesetzes in Vietnam sendet ein sehr klares Signal: Der Strommarkt öffnet sich weiter, aber Öffnung bedeutet nicht, dass die Projektrisiken sinken.

Nach der Reduzierung der Genehmigungsschritte wird der Projektwettbewerb stärker auf die Ebenen Preis, Finanzierung, Bau und Betrieb verlagert; nach dem Eintritt privaten Kapitals in das Netz müssen Übertragungsprojekte ein eigenständiges Investitionsrenditemodell entwickeln; nach der Ausweitung des DPPA müssen Projekte erneuerbarer Energien echte, langfristige Stromverbraucher finden; nach der Verbesserung des Rechtsrahmens für Offshore-Windkraft und Energiespeicher müssen Unternehmen noch auf konkretere Umsetzungsregeln warten, um zu entscheiden, ob ein Projekt investierbare Bedingungen erfüllt.

Für Energieunternehmen, die den vietnamesischen Markt erschließen wollen, besteht die wirklich aufzubauende Fähigkeit darin, Rechtsbestimmungen in Projektparameter und Projektparameter in Investitionsmodelle zu übersetzen.

Wer investieren darf, auf welche Weise ein Projekt erworben wird, wer den Strom kauft, wie der Strompreis gebildet wird, wer das Netz baut und wer die Risiken trägt – erst wenn diese Fragen geklärt sind, verfügt ein Projekt tatsächlich über die Grundlage für den Eintritt in die Phase von Ausschreibung, Finanzierung und Ausrüstungsbeschaffung.