Necesidad de una política de desarrollo eléctrico en las zonas insulares

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BTO - Continuando con la 8.ª sesión de la 15.ª Asamblea Nacional, esta tarde, 26 de octubre, la Asamblea Nacional debatió en grupos el proyecto de Ley de Electricidad (enmendado). El Grupo 15 incluye a las delegaciones de la Asamblea Nacional de las provincias de Binh Thuan, Yen Bai , Quang Tri y Binh Phuoc.

La electricidad en la región insular 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.

Comentarios sobre el Artículo 5 sobre la política estatal de desarrollo eléctrico; específicamente, la Cláusula 3 del proyecto de ley estipula que las políticas de desarrollo eléctrico en zonas rurales, minorías étnicas, zonas montañosas, zonas fronterizas, islas y zonas con condiciones socioeconómicas particularmente difíciles son apropiadas. Sin embargo, según el delegado Nguyen Huu Thong, en áreas como las islas, la inversión estatal en fuentes de electricidad para suministrar electricidad para la vida de las personas, la producción y los negocios no ha satisfecho la demanda. Por ejemplo, en el distrito insular de Phu Quy, provincia de Binh Thuan. El sistema eléctrico en la isla de Phu Quy es un sistema operativo independiente, no conectado al sistema eléctrico nacional. La electricidad se suministra a partir de 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, debatió en el Grupo esta tarde, 26 de octubre.

Según el delegado Nguyen Huu Thong, junto con el impresionante crecimiento del turismo, la situación de la demanda aumentó rápidamente y la presión sobre las fuentes de energía fue muy alta, especialmente en la temporada de calor, cuando la demanda aumentaba y la velocidad del viento era baja, por lo que las turbinas eólicas no podían participar en la generación de energía y debían operar principalmente con motores diésel. Los altos costos operativos generaron pérdidas anuales considerables; específicamente, en 2023, los ingresos fueron de 62.630 millones de VND (electricidad comercial: 30.041.199 kWh, precio promedio de la electricidad: 2.084,14 VND/kWh, costo de energía reactiva: 0,020 millones de VND), con un costo de 7.556,76 VND/kWh, correspondiente a un costo de 232.340 millones de VND, por lo que se tuvo que compensar una pérdida de 169.710 millones de VND.

Por lo tanto, el delegado Nguyen Huu Thong propuso una política que permita a los habitantes de las islas instalar energía solar en sus tejados, conectada a la red eléctrica y que genere capacidad excedente. En las islas con sistemas eléctricos independientes, no conectados al sistema eléctrico nacional, la capacidad excedente se adquirirá al precio equivalente al precio máximo (precio más alto) de las plantas solares terrestres (1184,90 VND/kWh) del marco de precios de generación de energía (sin IVA) aplicado a las plantas solares y eólicas de transición, emitido mediante la Decisión n.º 21/QD-BCT, de 7 de enero de 2023, del Ministerio de Industria y Comercio, sobre la promulgación del marco de precios de generación de energía para plantas solares y eólicas de transición. Si este mecanismo se aplica a la isla de Phu Quy, por cada MWp, los clientes que instalen energía solar en sus tejados ahorrarán 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 electricidad para incentivar el desarrollo de sistemas de energía solar en azoteas con inversión en almacenamiento de baterías en el sitio.

B agregó algunos proyectos con tiempo extendido

Se analiza el avance de los proyectos de fuentes de energía en el Artículo 16 y el mecanismo para gestionar los proyectos de fuentes de energía retrasados en el Artículo 17. Específicamente, la Cláusula 3 del Artículo 16 del proyecto de Ley estipula: "El avance de los proyectos de fuentes de energía puede ajustarse de acuerdo con las disposiciones de la ley de inversión, inversión pública, inversión bajo el método de asociación público-privada y las condiciones especificadas en el contrato de proyecto de inversión empresarial". La Cláusula 2 del Artículo 17 del proyecto de Ley estipula: "El manejo de los proyectos de fuentes de energía retrasados que no se invierten bajo el método de asociación público-privada o inversión pública es el siguiente: a) Los proyectos de fuentes de energía que presenten un retraso de más de seis meses según uno de los hitos de avance especificados en la Cláusula 1 del Artículo 16 de esta Ley y no puedan ajustar su avance de acuerdo con las disposiciones de la ley de inversión estarán sujetos a sanciones administrativas. El Gobierno especificará este punto en detalle. b) Los proyectos de fuentes de energía que presenten un retraso de más de 12 meses respecto de uno de los hitos especificados en la Cláusula 1, Artículo 16 de esta Ley y no estén autorizados a ajustar el cronograma de acuerdo con las disposiciones de la ley de inversión y hayan sido sancionados administrativamente de acuerdo con lo dispuesto en el Punto a de esta Cláusula, el organismo de registro de inversiones dará por terminada la operación del proyecto de inversión...."

Según el delegado Nguyen Huu Thong, la normativa mencionada no es realmente adecuada, ya que en la práctica existen muchos casos en los que el procedimiento demora más tiempo. Por lo tanto, propuso modificar y complementar algunos casos en los que el plazo se extiende en comparación con la normativa mencionada.

En relación con las normas sobre la aprobación de políticas de inversión para proyectos energéticos, en el Artículo 19, el punto a, cláusula 2, estipula: “a) El Comité Popular provincial es responsable de aprobar la lista de proyectos de inversión en redes eléctricas de media y baja tensión que requieren inversión en la localidad, con base en las propuestas de las unidades generadoras y los inversionistas, garantizando que el volumen no supere el aprobado en el plan de desarrollo de fuentes y redes eléctricas de la planificación provincial”. El delegado propuso eliminar la frase "baja tensión" porque, según lo dispuesto en el punto d, cláusula 3, artículo 10 del proyecto de Ley, la red eléctrica de baja tensión no está dentro del alcance del Plan de Desarrollo Energético provincial ni del plan de desarrollo de fuentes y redes eléctricas.

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