Mekanismen for direkte køb og salg af elektricitet mellem vedvarende energiproduktionsenheder og store elforbrugere (DPPA) er fastsat i dekret 80/2024/ND-CP. Mange eksperter i elsektoren er dog forsigtige, når de vurderer den praktiske gennemførlighed af den.
 |
| De nye regler giver producenter af vedvarende energi og store kunder mulighed for at købe og sælge elektricitet direkte. |
Ren elektricitet kører døgnet rundt: 27 amerikanske cent/kWh
En af de to former for DPPA (Dedicated Power Purchase Agreement) er direkte elkøb via en dedikeret transmissionsledning. Derfor vil elproducenter, der producerer vedvarende energi, og store elforbrugere underskrive en elkøbsaftale og modtage elektricitet via en dedikeret transmissionsledning, der ikke er forbundet til det nationale elnet.
I en kommentar til denne mulighed siger el-eksperter, at store kunder med produktionsskalaer, der bruger over 200.000 kWh/måned, er mindre tilbøjelige til at vælge denne mulighed, fordi produktions- og forretningsaktiviteter kræver kontinuerlig og stabil elforsyning.
"Det er muligt, at der i koncentrerede industrizoner er dedikerede strømdistributionspakker (DPPA'er) gennem separate linjer mellem solenergi på taget og kunder inden for industrizonen. Hvor ville vi uden for industrizoner finde korridorer til at bygge separate linjer? Hvis store elforbrugere som cement- og stålværker skulle rejse til områder med sol- eller vindkraftværker i Ninh Thuan eller det centrale højland for at bruge deres elektricitet, kunne der måske leveres en betydelig mængde elektricitet. Det er dog vigtigt at bemærke, at vind- og solenergi ikke altid kan opfylde behovene hos cement- og stålværkskunder," sagde en ekspert med over 30 års erfaring i elbranchen.
Derudover tillader dekret 80/2024/ND-CP store elforbrugere, udover at købe og sælge elektricitet direkte via dedikerede tilslutningsledninger, at købe og sælge elektricitet hos Vietnam Electricity Corporation (eller andre elforhandlere, der ikke er tilknyttet Vietnam Electricity Corporation) i overensstemmelse med reglerne.
De elkøbsaftaler, som elsektoren har indgået med store kunder i lang tid, indeholder dog alle forpligtelser til elforbrug og kapacitet, så sektoren ved, hvordan den skal investere for at sikre en stabil og kontinuerlig strømforsyning til kunderne. I betragtning af den ustabile karakter af vedvarende energi uden ledsagende lagring er store kunder bestemt tøvende med at købe elektricitet fra vedvarende energiselskaber med deres egne ledninger. De ville så stå over for situationer, hvor enten elsektoren ikke yder kompensation i perioder med forbrug af vedvarende energi, hvilket resulterer i et fald i kapacitet og produktion på grund af vejrforhold, eller de ville være nødt til at acceptere højere priser, fordi elsektoren altid er klar til at kompensere, når vedvarende energi svinger på grund af vejret.
"Der er ingen chance for, at elsektoren ville investere i kraftledninger og transformerstationer uden at vide, hvornår og hvor meget de vil være i stand til at sælge dem for, fordi alle disse omkostninger er indregnet i elprisen. Den nuværende gennemsnitlige salgspris for elektricitet, som Vietnam Electricity Group (EVN) sælger i henhold til statslige regler, står over for udfordringen med ikke at være tilstrækkelig til at dække produktions- og købsomkostningerne," kommenterede hr. Manh T., der arbejder i elbranchen.
Energiekspert La Hong Ky deler sit perspektiv på investeringsforskning i solenergi på tagterrasser og tilbyder et andet synspunkt. Ifølge ham viser data indsamlet fra flere dusin solenergisystemer på tagterrasser i det nordlige Vietnam, at det gennemsnitlige antal solskinstimer i denne region er mindre end 3 timer om dagen, i alt lidt over 1.000 timer om året. Samtidig er der 8.760 timer om året (365 dage x 24 timer), hvor elektricitet er let tilgængelig. Derfor er det bestemt mindre attraktivt at investere i solenergi på tagterrasser i det nordlige Vietnam for at levere elektricitet via en DPPA-model med en dedikeret transmissionslinje end at købe elektricitet leveret af et EVN.
For virksomheder, der ønsker at vælge solenergi til stabil produktion, er omkostningerne også meget høje.
"Vi har beregnet, at hvis vi udelukkende kører på solenergi for at generere elektricitet dag og nat uafhængigt uden nettilslutning, skal vi for at have 1 MW stabil, kontinuerlig strøm investere i 4 MW og et tilsvarende lagringssystem. Derfor skal elprisen være omkring 27 amerikanske cent/kWh," sagde hr. Dang Q. fra en virksomhed, der udvikler solenergisystemer.
En salgspris på 27 amerikanske cent/kWh er naturligvis usammenlignelig med at købe elektricitet fra EVN gennem distributionsselskaber eller elhandelsselskaber, hvor den højeste statsregulerede pris i spidsbelastningstiden kun er lidt over 3.000 VND/kWh (22 kV og 3-faset).
Direkte handling er nødvendig, men EVN skal stadig fungere som mellemmand.
I DPPA-modellen, men gennem det nationale elnet, vil den vedvarende energiproduktionsenhed underskrive en elkøbsaftale på spotmarkedet med EVN og vil blive betalt af EVN i henhold til den underskrevne kontrakt.
Store elforbrugere vil også underskrive købs- og salgskontrakter for elektricitet med elselskaber under et EVN og foretage betalinger til EVN.
"Mange mennesker tror, at EVN har monopol, så de mener, at hvis der var en Power Distribution Partnership Agreement (DPPA), kunne virksomheder inden for vedvarende energi og store kunder underskrive elkøbsaftaler direkte med hinanden uden at gå gennem EVN. I henhold til reglerne i dekret 80/2024/ND-CP er EVN dog stadig nødvendigt for at håndtere forholdet til sælgere af vedvarende energi og til store kunder. Hvad ville derfor betydningen af en kontrakt underskrevet direkte mellem virksomheder inden for vedvarende energi og store kunder være?" spurgte en ekspert i eldistribution.
Hvad angår omkostningerne ved at bruge elsystemet pr. elektricitetsenhed pr. år (VND/kWh), som fastsat i artikel 16 i dekret 80/2024/ND-CP, anses betalingsprocessen mellem store kunder og elselskaber under EVN også for at have flere punkter, der kræver yderligere afklaring.
Ifølge eksperternes forudsigelser vil gennemgang og godkendelsesprocessen for DPPA-omkostninger i henhold til artikel 16.4 og udligningsomkostningerne i henhold til bilag IV også være kompleks og langvarig, fordi EVN vil ønske disse omkostninger høje, mens vedvarende energienheder og store kunder helt sikkert vil ønske dem lave.
"I øjeblikket udfører det tværgående inspektionshold årlige revisioner af EVN's elproduktion og forretningsomkostninger for det foregående år og offentliggør resultaterne. Den offentlige mening rejser dog stadig mange spørgsmål om nøjagtigheden, korrektheden og fuldstændigheden af disse tal. Vil store kunder derfor acceptere de enhedspriser, der er beregnet af EVN? Hvis de ønsker, at disse priser skal godkendes af Ministeriet for Industri og Handel , vil ministeriet så turde at godkende dem? Især da den årlige drift af elsystemet involverer forskellige beregninger på grund af indflydelsen fra vandtilstrømningen fra vandkraftværker (som i øjeblikket tegner sig for ca. 20 % af systemets samlede installerede kapacitet)," spurgte en ekspert i eldistribution.
Hr. Ky understregede også behovet for at afklare stabiliteten i strømforsyningen til vedvarende energi og kommenterede, at fordi vedvarende energi svinger med vejret, mens store elkunder kræver stabilitet, ville 10 MW elektricitet solgt via vedvarende energi til nettet være væsentligt anderledes end 10 MW elektricitet købt af store kunder fra det meget stabile nationale net uden lagring til at stabilisere forsyningen.
"Dette kræver en afklaring, fordi det vil påvirke elprisen. Det er uacceptabelt, at vedvarende energikilder blot genererer elektricitet, leverer den til nettet og opkræver betaling, samtidig med at de styrker systemet og indregner disse omkostninger i elproduktionsprisen for andre kunder," sagde hr. Ky.
Mange ting forbliver "uafklarede".
Eksperter med viden om eldrift og -distribution deler nogle nye eller uklare spørgsmål i dekret 80/2024/ND-CP med journalister fra Investment Newspaper og mener, at disse spørgsmål skal afklares hurtigt, så DPPA hurtigt kan implementeres i praksis.
Det er derfor fortsat uklart, hvilke vedvarende energiproduktionsenheder der vil få lov til at deltage i eller blive udelukket fra DPPA. Det er mest tydeligt, at vedvarende energiproducenter, der i øjeblikket sælger elektricitet til EVN'er til høje FIT-priser, sandsynligvis vil være tilbageholdende med at deltage i det konkurrenceprægede engrosmarked for el og DPPA'en med store kunder. I mellemtiden kan virksomheder med igangværende eller planlagte vedvarende energiprojekter være interesserede i at deltage.
Ifølge denne analyse vil EVN lide visse tab, når billige vedvarende energiproduktionsenheder udskilles for at deltage i elmarkedet og DPPA, mens dyre vedvarende energienheder fortsat opretholder deres eksisterende elkøbsaftaler med EVN.
Fra distributionsselskabets perspektiv mener eksperter også, at det ville være skadeligt for store kunder med høje elkøbspriser at underskrive DPPA-aftaler med vedvarende energienheder for at reducere elkøbsomkostningerne og kun betale en del af elprisen til den aktuelle detailpris fastsat af Ministeriet for Industri og Handel til distributionsselskabet, hvis de bruger mere end den aftalte produktion med den vedvarende energienhed.
"Konsekvensen af disse to ting er, at den gennemsnitlige omkostning for EVN/distributionsselskabet vil stige, og andre kunder, der ikke deltager i DPPA, vil skulle betale højere elpriser. For med det samme omsætnings-/omkostningsforhold, hvis vedvarende energienheder og store kunder drager fordel af at deltage i elmarkedet og DPPA, så vil andre kunder skulle betale højere priser."
Fra et kontrolperspektiv argumenterede denne person også for, at det virker urimeligt at tildele det Nationale Kraftforsyningssystems Dispatch Center (A0) ansvaret for at kontrollere antallet af projekter/kapaciteten af vedvarende energienheder, der deltager i DPPA i henhold til artikel 20.1, for at undgå at overskride kapacitetsgrænsen i henhold til planen. Årsagen er, at hvis der er risiko for at overskride grænsen, hvilke kriterier vil så blive brugt til at udvælge, hvilke vedvarende energienheder der får lov til at deltage?
Desuden, under hvilke principper vil A0 drive vedvarende energianlæg med FIT-priser og vedvarende energienheder i henhold til dekret 80/2024/ND-CP? Har A0 lov til at lukke anlæg med højere FIT-priser for at prioritere vedvarende energienheder, der deltager i elmarkedet og DPPA i henhold til dekret 80/2024/ND-CP? Vil A0 blive holdt ansvarlig, hvis de sagsøges for effektreduktion?
Kilde: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html
![[Video] Solnedgang ved Lap An-lagunen – Hvor solen går ned over fiskenetene](https://vphoto.vietnam.vn/thumb/1200x675/vietnam/resource/IMAGE/2026/05/31/1780192137701_beach-landscape-sea-water-nature-grass-745871-pxhere-com.jpeg)
Kommentar (0)