Wir warten auf Hinweise zur Umsetzung des direkten Stromhandelsmechanismus.

Der Mechanismus für den direkten Stromkauf und -verkauf zwischen Erzeugern erneuerbarer Energien und Großverbrauchern (DPPA) ist im Dekret 80/2024/ND-CP festgelegt. Viele Experten im Elektrizitätssektor äußern sich jedoch vorsichtig zur Machbarkeit seiner praktischen Umsetzung.

Die neuen Regelungen erlauben es Erzeugern erneuerbarer Energien und Großabnehmern, Strom direkt zu kaufen und zu verkaufen.

Sauberer Strom rund um die Uhr: 27 US-Cent/kWh

Eine der beiden Formen des DPPA (Dedicated Power Purchase Agreement) ist der direkte Strombezug über eine dedizierte Übertragungsleitung. Demnach schließen Erzeuger erneuerbarer Energien und Großverbraucher von Strom einen Stromabnahmevertrag ab und beziehen ihren Strom über eine dedizierte Übertragungsleitung, die nicht an das nationale Stromnetz angeschlossen ist.

Experten im Bereich Elektrizität erklären zu dieser Option, dass Großkunden mit Produktionsmengen von über 200.000 kWh/Monat diese Option eher nicht wählen werden, da Produktion und Geschäftstätigkeit eine kontinuierliche und stabile Stromversorgung erfordern.

„Es ist möglich, dass in konzentrierten Industriegebieten separate Stromverteilungsleitungen zwischen Dachsolaranlagen und den Kunden innerhalb des Industriegebiets bestehen. Außerhalb von Industriegebieten stellt sich die Frage nach geeigneten Trassen für separate Leitungen. Würden große Stromverbraucher wie Zement- und Stahlwerke in Gebiete mit Solar- oder Windkraftanlagen in Ninh Thuan oder im zentralen Hochland fahren, um dort Strom zu beziehen, könnte möglicherweise ein erheblicher Teil des Strombedarfs gedeckt werden. Allerdings ist zu beachten, dass Wind- und Solarenergie den Bedarf von Zement- und Stahlwerken nicht jederzeit decken können“, so ein Experte mit über 30 Jahren Erfahrung in der Elektrizitätswirtschaft.

Darüber hinaus erlaubt das Dekret 80/2024/ND-CP großen Stromverbrauchern, neben dem direkten Kauf und Verkauf von Strom über eigens dafür vorgesehene Verbindungsleitungen, Strom auch mit der Vietnam Electricity Corporation (oder anderen, nicht mit der Vietnam Electricity Corporation verbundenen Stromhändlern) gemäß den geltenden Vorschriften zu kaufen und zu verkaufen.

Die Stromabnahmeverträge, die der Energiesektor seit Langem mit Großkunden abschließt, beinhalten jedoch allesamt Verpflichtungen hinsichtlich Stromverbrauch und Kapazität. So kann der Sektor gezielt investieren, um eine stabile und kontinuierliche Stromversorgung der Kunden zu gewährleisten. Angesichts der Instabilität erneuerbarer Energien ohne entsprechende Speicherkapazitäten zögern Großkunden verständlicherweise, Strom von Erneuerbare-Energien-Unternehmen mit eigenen Netzen zu beziehen. Sie stünden dann vor der Situation, dass entweder der Energiesektor während Zeiten mit erhöhtem Verbrauch erneuerbarer Energien keine Kompensation leistet, was wetterbedingt zu Kapazitäts- und Produktionsausfällen führt, oder dass sie höhere Preise akzeptieren müssen, weil der Energiesektor ständig in Bereitschaft ist, um Schwankungen der erneuerbaren Energien aufgrund von Wetterbedingungen auszugleichen.

„Der Stromsektor würde niemals in Stromleitungen und Umspannwerke investieren, ohne zu wissen, wann und zu welchem ​​Preis er diese verkaufen kann, denn all diese Kosten sind bereits im Strompreis eingepreist. Der aktuelle durchschnittliche Verkaufspreis von Strom, den die Vietnam Electricity Group (EVN) gemäß den staatlichen Vorschriften erzielt, reicht nicht aus, um die Produktions- und Einkaufskosten zu decken“, kommentierte Herr Manh T., der in der Strombranche tätig ist.

Der Energieexperte La Hong Ky bietet in seiner Analyse der Investitionsmöglichkeiten in Solaranlagen auf Dächern eine andere Perspektive. Laut seinen Daten, die von mehreren Dutzend Solaranlagen auf Dächern in Nordvietnam erhoben wurden, beträgt die durchschnittliche Sonnenscheindauer in dieser Region weniger als drei Stunden pro Tag, was insgesamt nur etwas über 1.000 Stunden pro Jahr entspricht. Demgegenüber stehen 8.760 Stunden im Jahr (365 Tage x 24 Stunden) Strom zur Verfügung. Daher ist die Investition in Solaranlagen auf Dächern in Nordvietnam zur Stromversorgung über ein DPPA-Modell mit eigener Übertragungsleitung deutlich weniger attraktiv als der Bezug von Strom von EVN.

Für Unternehmen, die auf Solarenergie für eine stabile Produktion setzen möchten, sind die Kosten ebenfalls sehr hoch.

„Wir haben berechnet, dass wir, um Tag und Nacht netzunabhängig Strom mit Solarenergie zu erzeugen und eine stabile, kontinuierliche Leistung von 1 MW zu gewährleisten, in 4 MW und ein entsprechendes Speichersystem investieren müssten. Der Strompreis müsste demnach bei etwa 27 US-Cent/kWh liegen“, sagte Herr Dang Q. von einem Unternehmen, das Solarenergiesysteme entwickelt.

Ein Verkaufspreis von 27 US-Cent/kWh ist natürlich nicht vergleichbar mit dem Strombezug von EVN über Vertriebsgesellschaften oder Stromhandelsunternehmen, wo der höchste vom Staat regulierte Spitzenstundenpreis nur knapp über 3.000 VND/kWh (22 kV und 3-phasig) liegt.

Direkte Maßnahmen sind notwendig, aber EVN muss weiterhin als Vermittler fungieren.

Im DPPA-Modell, jedoch über das nationale Stromnetz, schließt die Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien einen Stromabnahmevertrag auf dem Spotmarkt mit EVN ab und wird von EVN gemäß dem unterzeichneten Vertrag bezahlt.

Große Stromverbraucher werden außerdem Stromkauf- und -verkaufsverträge mit Stromkonzernen unter dem Dach von EVN abschließen und Zahlungen an EVN leisten.

„Viele glauben, EVN habe ein Monopol und gehen daher davon aus, dass im Falle eines Stromverteilungspartnerschaftsabkommens (DPPA) Anbieter erneuerbarer Energien und Großkunden Stromabnahmeverträge direkt miteinander abschließen könnten, ohne EVN einzuschalten. Laut Dekret 80/2024/ND-CP ist EVN jedoch weiterhin für die Verwaltung der Beziehungen zu Anbietern erneuerbarer Energien und Großkunden zuständig. Welchen Sinn hätte also ein direkt zwischen Anbietern erneuerbarer Energien und Großkunden geschlossener Vertrag?“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

Hinsichtlich der Kosten für die Nutzung des Stromsystems pro Stromeinheit und Jahr (VND/kWh) gemäß Artikel 16 des Dekrets 80/2024/ND-CP gibt es auch beim Zahlungsprozess zwischen Großkunden und Elektrizitätsunternehmen unter EVN einige Punkte, die weiterer Klärung bedürfen.

Nach Einschätzung von Experten wird auch der Prüf- und Genehmigungsprozess für die DPPA-Kosten gemäß Artikel 16.4 und die Ausgleichskosten gemäß Anhang IV komplex und langwierig sein, da EVN diese Kosten hoch ansetzen will, während die Betreiber erneuerbarer Energien und Großkunden sie sicherlich niedrig halten wollen.

„Das behördenübergreifende Prüfteam führt derzeit jährliche Audits der Stromerzeugung und der Betriebskosten von EVN für das Vorjahr durch und veröffentlicht die Ergebnisse. In der Öffentlichkeit bestehen jedoch weiterhin viele Zweifel an der Genauigkeit, Korrektheit und Vollständigkeit dieser Zahlen. Werden Großkunden die von EVN berechneten Strompreise akzeptieren? Und falls sie die Genehmigung dieser Preise durch das Ministerium für Industrie und Handel fordern, wird das Ministerium diese überhaupt genehmigen? Insbesondere, da der jährliche Betrieb des Stromnetzes aufgrund des Wasserzuflusses aus Wasserkraftwerken (derzeit etwa 20 % der gesamten installierten Leistung des Systems) unterschiedliche Berechnungen erfordert“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

Herr Ky betonte außerdem die Notwendigkeit, die Stabilität der Stromversorgung aus erneuerbaren Energien zu klären, und merkte an, dass erneuerbare Energien wetterabhängigen Schwankungen unterliegen, während große Stromkunden Stabilität benötigen. Ohne Speichermöglichkeiten zur Stabilisierung der Versorgung würden 10 MW Strom, die von erneuerbaren Energien in das Netz eingespeist werden, einen erheblichen Unterschied zu 10 MW Strom ausmachen, die von großen Kunden aus dem hochstabilen nationalen Netz bezogen werden.

„Das bedarf einer Klarstellung, da es sich auf den Strompreis auswirken wird. Es ist inakzeptabel, dass erneuerbare Energiequellen einfach nur Strom erzeugen, ihn ins Netz einspeisen und dafür bezahlt werden, während gleichzeitig das System verstärkt und diese Kosten in den Stromerzeugungspreis für andere Kunden einkalkuliert werden“, sagte Herr Ky.

Viele Dinge bleiben "ungeklärt".

Experten für Stromversorgung und -verteilung sprachen mit Reportern der Investment Newspaper über einige neu auftretende oder unklare Punkte im Dekret 80/2024/ND-CP und sind der Ansicht, dass diese Punkte bald geklärt werden müssen, damit das DPPA schnell in die Praxis umgesetzt werden kann.

Demnach bleibt unklar, welche Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien am DPPA teilnehmen dürfen bzw. von der Teilnahme ausgeschlossen werden. Am deutlichsten wird, dass Erzeuger erneuerbarer Energien, die derzeit Strom zu hohen Einspeisevergütungen an EVN verkaufen, wahrscheinlich zögern werden, am wettbewerbsorientierten Stromgroßhandelsmarkt und am DPPA mit Großkunden teilzunehmen. Unternehmen mit laufenden oder geplanten Projekten im Bereich erneuerbarer Energien hingegen könnten an einer Teilnahme interessiert sein.

Laut dieser Analyse wird EVN gewisse Verluste erleiden, wenn kostengünstige Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien sich abspalten, um am Strommarkt und am DPPA teilzunehmen, während kostenintensive Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien ihre bestehenden Stromabnahmeverträge mit EVN beibehalten.

Aus Sicht des Vertriebsunternehmens glauben Experten auch, dass es für große Kunden mit hohen Strombezugspreisen nachteilig wäre, DPPA-Vereinbarungen mit Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien abzuschließen, um die Strombezugskosten zu senken und nur einen Teil des Strompreises zum aktuellen Einzelhandelspreis, der vom Ministerium für Industrie und Handel festgelegt wird, an das Vertriebsunternehmen zu zahlen, wenn sie mehr Strom verbrauchen als die vertraglich vereinbarte Leistung der Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien.

„Die Folge dieser beiden Entwicklungen ist, dass die durchschnittlichen Kosten für EVN/das Verteilungsunternehmen steigen und andere Kunden, die nicht am DPPA teilnehmen, höhere Strompreise zahlen müssen. Denn bei gleichem Umsatz-Kosten-Verhältnis gilt: Wenn Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und Großkunden von der Teilnahme am Strommarkt und am DPPA profitieren, müssen andere Kunden höhere Preise zahlen.“

Aus Kontrollperspektive argumentierte diese Person außerdem, dass es unangemessen erscheine, die nationale Netzleitstelle (A0) mit der Kontrolle der Anzahl der Projekte/Kapazität der am DPPA teilnehmenden Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien gemäß Artikel 20.1 zu beauftragen, um eine Überschreitung der Kapazitätsgrenze nach dem Plan zu vermeiden. Denn wenn die Gefahr einer Überschreitung der Grenze besteht, nach welchen Kriterien soll dann ausgewählt werden, welche Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien teilnehmen dürfen?

Nach welchen Prinzipien wird A0 Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien mit Einspeisevergütungen und erneuerbare Energieeinheiten gemäß Dekret 80/2024/ND-CP betreiben? Darf A0 Anlagen mit höheren Einspeisevergütungen abschalten, um erneuerbare Energieeinheiten, die am Strommarkt und im Rahmen des DPPA gemäß Dekret 80/2024/ND-CP teilnehmen, zu priorisieren? Wird A0 im Falle einer Klage wegen Leistungsreduzierung haftbar gemacht?

Quelle: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html