Necesidad de una política de desarrollo eléctrico en las zonas insulares

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Siguiendo la agenda de la 8.ª Sesión de la 15.ª Asamblea Nacional, esta tarde, 26 de octubre, la Asamblea Nacional celebró debates en grupo sobre el proyecto de Ley de Electricidad (enmendado). El Grupo 15 incluyó a las delegaciones de la Asamblea Nacional de las provincias de Binh Thuan, Yen Bai , Quang Tri y Binh Phuoc.

El suministro de electricidad en las zonas insulares aún no ha satisfecho la demanda.

Al participar en el debate, el jefe adjunto de la delegación de la Asamblea Nacional de la provincia de Binh Thuan , Nguyen Huu Thong, expresó su acuerdo con muchos contenidos del proyecto de ley.

Español Comentarios sobre el Artículo 5 con respecto a la política estatal sobre desarrollo eléctrico; específicamente, la Cláusula 3 del proyecto de ley estipula políticas para el desarrollo eléctrico en áreas rurales, regiones de minorías étnicas, áreas montañosas, áreas fronterizas, islas y áreas con condiciones socioeconómicas particularmente difíciles, que son apropiadas. Sin embargo, según el Representante Nguyen Huu Thong, en áreas como las islas, la inversión del Estado en fuentes de energía para suministrar electricidad para la vida de las personas y las actividades productivas y comerciales es insuficiente para satisfacer las necesidades. Por ejemplo, en el distrito insular de Phu Quy, provincia de Binh Thuan, el sistema eléctrico en la isla de Phu Quy opera de manera independiente y no está conectado a la red eléctrica nacional. La electricidad es suministrada por fuentes de energía diésel, eólica y solar invertidas por el Estado, con una capacidad total de 16,68 MW; de los cuales la principal fuente de energía diésel tiene una capacidad de 10 MW con 13 generadores modernos, combinados con 6 MW de energía eólica y 0,68 MW de energía solar.

El jefe adjunto de la delegación de la Asamblea Nacional de la provincia de Binh Thuan, Nguyen Huu Thong, participó en la discusión grupal esta tarde, 26 de octubre.

Según el delegado Nguyen Huu Thong, junto con el impresionante crecimiento del turismo, la demanda de electricidad ha aumentado rápidamente, ejerciendo una enorme presión sobre el suministro eléctrico, especialmente durante la temporada de calor, cuando la carga aumenta y la velocidad del viento es baja, impidiendo que los aerogeneradores generen electricidad. Por lo tanto, el sistema debe depender principalmente de generadores diésel. Los altos costos operativos generan pérdidas anuales significativas. Específicamente, en 2023, los ingresos fueron de 62.630 millones de VND (ventas de electricidad comercial de 30.041.199 kWh, precio promedio de venta de 2.084,14 VND/kWh, costo de energía reactiva de 0,020 millones de VND) con un costo de 7.556,76 VND/kWh, correspondiente a un gasto de 232.340 millones de VND, lo que resultó en una pérdida de 169.710 millones de VND.

Por lo tanto, el delegado Nguyen Huu Thong propuso la implementación de una política que permita a los residentes de las islas instalar sistemas de energía solar interconectados en azoteas e inyectar el excedente de energía a la red eléctrica. En las islas con sistemas de energía independientes no conectados a la red eléctrica nacional, este excedente de energía se compraría al precio máximo (1184,90 VND/kWh) de las plantas de energía solar terrestre dentro del marco de precios de generación de electricidad (sin incluir el impuesto al valor agregado) aplicado a las plantas de energía solar y eólica, según lo estipulado en la Decisión n.º 21/QD-BCT del 7 de enero de 2023 del Ministerio de Industria y Comercio. Si este mecanismo se aplica a la isla de Phu Quy, por cada MWp de energía solar en azotea instalada, los clientes ahorrarían 12 031 millones de VND al año en costos de generación de energía diésel. Al mismo tiempo, es necesario un mecanismo de precio de compra de energía para incentivar el desarrollo de sistemas de energía solar en azoteas con almacenamiento en baterías in situ.

Añadiendo una serie de proyectos cuyos plazos se han ampliado.

El artículo 16 trata sobre el avance de los proyectos de centrales eléctricas y el artículo 17 sobre el mecanismo para gestionar los proyectos retrasados; en concreto, la cláusula 3 del artículo 16 del proyecto de ley estipula: “El avance de los proyectos de centrales eléctricas podrá ajustarse de acuerdo con las disposiciones de la ley sobre inversión, inversión pública, inversión bajo el método de asociación público-privada y las condiciones estipuladas en el contrato del proyecto de inversión”. Español La cláusula 2, artículo 17 del proyecto de Ley estipula: “El manejo de los proyectos de centrales eléctricas retrasados que no se implementen bajo el método de asociación público-privada o inversión pública será el siguiente: a) Los proyectos de centrales eléctricas que se retrasen más de 6 meses según uno de los hitos de progreso estipulados en la cláusula 1, artículo 16 de esta Ley y cuyo progreso no pueda ajustarse de acuerdo con las disposiciones de la ley de inversión estarán sujetos a sanciones administrativas. El Gobierno proporcionará regulaciones detalladas sobre este punto; b) Si los proyectos de generación de energía se retrasan más de 12 meses según uno de los hitos de progreso estipulados en la cláusula 1, artículo 16 de esta Ley, y el progreso no se ajusta de acuerdo con las disposiciones de la ley de inversión y ha sido sujeto a sanciones administrativas según lo prescrito en el punto a de esta cláusula, la autoridad de registro de inversiones terminará la operación del proyecto de inversión...”

Según el Representante Nguyen Huu Thong, la normativa mencionada no es del todo adecuada, ya que en la práctica existen muchos casos en los que los trámites tardan mucho. Por lo tanto, propuso modificar y complementar algunos casos para permitir plazos de tramitación más largos que los establecidos en la normativa.

En relación con las regulaciones para la aprobación de políticas de inversión para proyectos energéticos en el Artículo 19; el Punto a, Cláusula 2 estipula: “a) El Comité Popular de la provincia es responsable de aprobar la lista de proyectos de inversión en redes eléctricas de media y baja tensión necesarios en la provincia con base en las propuestas de las compañías eléctricas y los inversionistas, asegurando que el volumen no exceda el volumen aprobado en el plan de desarrollo de fuentes y redes eléctricas en la planificación provincial;”. El representante sugirió eliminar la frase “baja tensión” porque, según el punto d, Cláusula 3, Artículo 10 del proyecto de Ley, las redes eléctricas de baja tensión no están dentro del alcance del plan provincial de desarrollo eléctrico ni del plan de desarrollo de fuentes y redes eléctricas.

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