Estamos a la espera de orientación sobre la implementación del mecanismo de comercio directo de electricidad.

El mecanismo de compraventa directa de electricidad entre unidades generadoras de energía renovable y grandes consumidores de electricidad (DPPA) está estipulado en el Decreto 80/2024/ND-CP. Sin embargo, muchos expertos del sector eléctrico se muestran cautelosos al evaluar la viabilidad de su implementación práctica.

La nueva normativa permite a los generadores de energía renovable y a los grandes consumidores comprar y vender electricidad directamente.

Electricidad limpia disponible las 24 horas del día, los 7 días de la semana: 27 centavos de dólar estadounidense/kWh

Una de las dos modalidades de DPPA (Acuerdo de Compra de Energía Dedicada) es la compra directa de energía a través de una línea de transmisión dedicada. En consecuencia, los generadores de energía renovable y los grandes consumidores de electricidad firmarán un acuerdo de compra de energía y recibirán electricidad a través de una línea de transmisión dedicada, no conectada a la red eléctrica nacional.

En relación con esta opción, los expertos en electricidad afirman que los grandes clientes con escalas de producción que consumen más de 200.000 kWh/mes son menos propensos a elegirla, ya que las actividades de producción y comerciales requieren un suministro eléctrico continuo y estable.

“Es posible que en las zonas industriales concentradas existan paquetes de distribución de energía dedicados (DPPA, por sus siglas en inglés) mediante líneas separadas entre la energía solar fotovoltaica en los tejados y los clientes dentro de la zona industrial. Fuera de las zonas industriales, ¿dónde encontraríamos corredores para construir líneas separadas? Si grandes consumidores de electricidad, como las fábricas de cemento y acero, se desplazaran a zonas con plantas de energía solar o eólica en Ninh Thuan o las Tierras Altas Centrales para utilizar su electricidad, entonces tal vez se podría suministrar una cantidad significativa de electricidad. Sin embargo, es importante tener en cuenta que la energía eólica y solar no puede satisfacer las necesidades de los clientes de las fábricas de cemento y acero en todo momento”, afirmó un experto con más de 30 años de experiencia en el sector eléctrico.

Además, el Decreto 80/2024/ND-CP permite a los grandes consumidores de electricidad, además de comprar y vender electricidad directamente a través de líneas de conexión dedicadas, comprar y vender electricidad con la Corporación de Electricidad de Vietnam (u otros comercializadores de electricidad no afiliados a la Corporación de Electricidad de Vietnam) de conformidad con la normativa vigente.

Sin embargo, los contratos de compra de energía que el sector eléctrico lleva firmando con los grandes clientes incluyen compromisos sobre el consumo y la capacidad eléctrica, lo que permite al sector invertir para garantizar un suministro eléctrico estable y continuo. Dada la inestabilidad de las energías renovables sin almacenamiento, los grandes clientes se muestran reacios a comprar electricidad a empresas de energías renovables con sus propias líneas de transmisión. En ese caso, se enfrentarían a situaciones en las que el sector eléctrico no compensaría la demanda durante los periodos de uso de energías renovables, lo que provocaría una caída de la capacidad y la producción debido a las condiciones meteorológicas, o bien tendrían que aceptar precios más altos, ya que el sector eléctrico está siempre disponible para compensar las fluctuaciones de la energía renovable causadas por el clima.

"Es imposible que el sector eléctrico invierta en líneas eléctricas y subestaciones sin saber cuándo y a qué precio podrá venderlas, ya que todos estos costos están incluidos en el precio de la electricidad. El precio promedio actual de venta de electricidad que Vietnam Electricity Group (EVN) vende, de acuerdo con las regulaciones estatales, se enfrenta al desafío de no ser suficiente para cubrir los costos de producción y compra", comentó el Sr. Manh T., quien trabaja en el sector eléctrico.

Al compartir su perspectiva sobre la investigación de inversiones en energía solar en tejados, el experto en energía La Hong Ky ofrece un punto de vista diferente. Según él, los datos recopilados de varias docenas de sistemas solares en tejados en el norte de Vietnam muestran que el número promedio de horas de sol en esta región es inferior a 3 horas por día, lo que suma poco más de 1000 horas al año. Mientras tanto, hay 8760 horas al año (365 días x 24 horas) en las que la electricidad está fácilmente disponible. Por lo tanto, invertir en energía solar en tejados en el norte de Vietnam para suministrar electricidad a través de un modelo DPPA con una línea de transmisión dedicada es sin duda menos atractivo que comprar electricidad suministrada por EVN.

Para las empresas que desean optar por la energía solar para una producción estable, el coste también es muy elevado.

"Hemos calculado que si dependemos exclusivamente de la energía solar para generar electricidad día y noche de forma independiente, sin conexión a la red eléctrica, para obtener 1 MW de potencia estable y continua, necesitaríamos invertir en 4 MW y un sistema de almacenamiento correspondiente. Por lo tanto, el precio de la electricidad tendría que rondar los 27 centavos de dólar estadounidense por kWh", declaró el Sr. Dang Q., de una empresa desarrolladora de sistemas de energía solar.

Naturalmente, un precio de venta de 27 centavos de dólar estadounidense por kWh es incomparable con la compra de electricidad de EVN a través de empresas distribuidoras o comercializadoras de electricidad, donde el precio máximo en hora punta regulado por el Estado es de poco más de 3000 VND/kWh (22 kV y trifásico).

Es necesaria la acción directa, pero EVN aún debe actuar como intermediario.

En el modelo DPPA, pero a través de la red nacional, la unidad de generación de energía renovable firmará un contrato de compra de energía en el mercado eléctrico spot con EVN y recibirá el pago de EVN de acuerdo con el contrato firmado.

Los grandes consumidores de electricidad también firmarán contratos de compraventa de electricidad con empresas eléctricas que forman parte de EVN y realizarán pagos a EVN.

"Muchos creen que EVN tiene el monopolio, por lo que piensan que si existiera un Acuerdo de Asociación para la Distribución de Energía (DPPA), las empresas de energías renovables y los grandes consumidores podrían firmar contratos de compraventa de energía directamente entre sí, sin pasar por EVN. Sin embargo, según la normativa del Decreto 80/2024/ND-CP, EVN sigue siendo necesaria para gestionar la relación con los vendedores de energías renovables y con los grandes consumidores. Por lo tanto, ¿qué sentido tendría un contrato firmado directamente entre las empresas de energías renovables y los grandes consumidores?", cuestionó un experto en distribución de energía.

En lo que respecta al coste de uso del sistema eléctrico por unidad de electricidad al año (VND/kWh), tal como se estipula en el artículo 16 del Decreto 80/2024/ND-CP, el proceso de pago entre los grandes clientes y las empresas eléctricas en el marco de EVN también presenta varios puntos que requieren mayor aclaración.

Según las predicciones de los expertos, el proceso de revisión y aprobación de los costos del DPPA según el Artículo 16.4 y los costos de compensación según el Apéndice IV también será complejo y prolongado, porque EVN querrá que estos costos sean altos, mientras que las unidades de energía renovable y los grandes clientes sin duda los querrán bajos.

Actualmente, el equipo de inspección interinstitucional realiza auditorías anuales de la producción de electricidad y los costos operativos de EVN correspondientes al año anterior, y publica los resultados. Sin embargo, la opinión pública sigue planteando muchas dudas sobre la exactitud, la veracidad y la exhaustividad de estas cifras. Por lo tanto, ¿aceptarán los grandes consumidores los precios unitarios calculados por EVN? Si desean que estos precios sean aprobados por el Ministerio de Industria y Comercio , ¿se atreverá el Ministerio a aprobarlos? Sobre todo teniendo en cuenta que el funcionamiento anual del sistema eléctrico implica cálculos diferentes debido a la influencia del caudal de agua procedente de las centrales hidroeléctricas (que actualmente representa alrededor del 20 % de la capacidad instalada total del sistema)”, cuestionó un experto en distribución de energía.

Asimismo, haciendo hincapié en la necesidad de aclarar la estabilidad del suministro de energía renovable, el Sr. Ky comentó que, dado que la energía renovable fluctúa con las condiciones climáticas, mientras que los grandes consumidores de electricidad requieren estabilidad, sin almacenamiento que ayude a estabilizar el suministro, 10 MW de electricidad vendidos a la red por energía renovable serían significativamente diferentes de 10 MW de electricidad comprados por grandes consumidores a la red nacional, que es altamente estable.

"Esto requiere aclaración porque afectará el precio de la electricidad. Es inaceptable que las fuentes de energía renovable simplemente generen electricidad, la inyecten a la red y cobren por ella, al tiempo que refuerzan el sistema e incluyen estos costos en el precio de producción de electricidad para otros clientes", dijo el Sr. Ky.

Muchas cosas siguen sin resolverse.

En declaraciones a los periodistas del periódico Investment Newspaper, expertos en operación y distribución de electricidad comparten algunas cuestiones emergentes o poco claras del Decreto 80/2024/ND-CP y consideran que estas cuestiones deben aclararse pronto para que la DPPA pueda implementarse rápidamente en la práctica.

Por consiguiente, aún no está claro qué unidades de generación de energía renovable podrán participar en el DPPA o quedarán excluidas. Es evidente que los generadores de energía renovable que actualmente venden electricidad a EVN a precios FIT elevados probablemente se mostrarán reacios a participar en el competitivo mercado mayorista de electricidad y en el DPPA con grandes clientes. Mientras tanto, las empresas con proyectos de energía renovable en curso o planificados podrían estar interesadas en participar.

Según este análisis, EVN sufrirá ciertas pérdidas cuando las unidades de generación de energía renovable de bajo costo se separen para participar en el mercado eléctrico y en el DPPA, mientras que las unidades de energía renovable de alto costo continúen manteniendo sus acuerdos de compra de energía existentes con EVN.

Desde la perspectiva de la empresa distribuidora, los expertos también creen que sería perjudicial para los grandes clientes con altos precios de compra de electricidad firmar acuerdos DPPA con unidades de energía renovable para reducir los costos de compra de electricidad y pagar solo una parte del precio de la electricidad al precio minorista actual fijado por el Ministerio de Industria y Comercio a la empresa distribuidora si utilizan más de la producción contratada con la unidad de energía renovable.

La consecuencia de estas dos situaciones es que el coste medio para EVN/la empresa distribuidora aumentará, y los demás clientes que no participen en el DPPA tendrán que pagar precios de electricidad más elevados. Porque, con la misma relación ingresos/costes, si las unidades de energía renovable y los grandes consumidores se benefician de participar en el mercado eléctrico y en el DPPA, entonces los demás clientes tendrán que pagar precios más altos.

Desde una perspectiva de control, esta persona también argumentó que asignar al Centro Nacional de Despacho del Sistema Eléctrico (A0) el control del número de proyectos/capacidad de las unidades de energía renovable que participan en el DPPA, según el Artículo 20.1, para evitar exceder el límite de capacidad establecido en el Plan, parece irrazonable. La razón es que, si existe el riesgo de exceder el límite, ¿qué criterios se utilizarán para seleccionar las unidades de energía renovable autorizadas a participar?

Además, ¿bajo qué principios operará A0 las plantas de energía renovable con precios FIT y unidades de energía renovable según el Decreto 80/2024/ND-CP? ¿Está A0 autorizado a cerrar plantas con precios FIT más altos para priorizar las unidades de energía renovable que participan en el mercado eléctrico y el DPPA según el Decreto 80/2024/ND-CP? Si se le demanda por reducción de potencia, ¿será A0 responsable?

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