Menunggu instruksi untuk menerapkan mekanisme pembelian listrik langsung

Mekanisme perdagangan listrik langsung antara pembangkit energi terbarukan dan pengguna listrik besar (DPPA) diatur dalam Keputusan 80/2024/ND-CP. Namun, banyak pakar industri ketenagalistrikan berhati-hati dalam menilai kemungkinan penerapannya dalam praktik.

Peraturan baru memungkinkan pembangkit energi terbarukan dan pelanggan besar untuk membeli dan menjual listrik secara langsung

Listrik bersih yang beroperasi sepanjang waktu: 27 sen AS/kWh

Salah satu dari dua bentuk DPPA adalah pembelian dan penjualan tenaga listrik secara langsung melalui jaringan interkoneksi swasta. Dengan demikian, pembangkit energi terbarukan dan konsumen listrik besar akan menandatangani kontrak pembelian dan penjualan tenaga listrik serta menerima dan menyalurkan listrik melalui jaringan interkoneksi swasta dan tidak terhubung ke sistem kelistrikan nasional.

Mengomentari bentuk ini, para ahli kelistrikan mengatakan bahwa pelanggan besar dengan skala produksi yang menggunakan lebih dari 200.000 kWh/bulan jarang memilih bentuk ini, karena kegiatan produksi dan bisnis membutuhkan listrik yang terus-menerus dan stabil.

"Di kawasan industri yang terkonsentrasi, mungkin saja terdapat DPPA melalui jalur terpisah antara pembangkit listrik tenaga surya atap dan pelanggan di kawasan industri tersebut. Namun, di luar kawasan industri, di mana kita bisa menemukan koridor untuk membangun jalur terpisah? Jika pelanggan listrik besar seperti semen, baja giling... pergi ke lokasi yang terdapat pembangkit listrik tenaga surya atau angin di Ninh Thuan atau Dataran Tinggi Tengah untuk menggunakan listrik, maka penerapannya mungkin dapat menghasilkan output yang signifikan. Namun, perlu dicatat bahwa tenaga angin dan surya tidak dapat memenuhi kebutuhan pelanggan semen dan baja giling setiap saat," ujar seorang pakar dengan pengalaman lebih dari 30 tahun di industri kelistrikan.

Selain itu, Keputusan 80/2024/ND-CP memungkinkan pelanggan listrik dalam jumlah besar untuk membeli dan menjual listrik dengan Perusahaan Listrik (atau pengecer listrik selain Perusahaan Listrik) selain perdagangan listrik langsung melalui jalur sambungan swasta sesuai peraturan.

Namun, kontrak pembelian listrik yang telah lama ditandatangani industri ketenagalistrikan dengan pelanggan besar semuanya memiliki komitmen terkait jumlah listrik yang digunakan serta kapasitasnya, sehingga industri ketenagalistrikan tahu cara berinvestasi untuk memastikan pasokan listrik yang stabil dan berkelanjutan bagi pelanggan. Dengan sifat energi terbarukan yang tidak stabil tanpa disertai penyimpanan, pelanggan besar tentu tidak berani membeli listrik dari perusahaan energi terbarukan yang memiliki jaringan sendiri, karena mereka akan menghadapi situasi di mana industri ketenagalistrikan tidak berkomitmen untuk memberikan kompensasi listrik selama penggunaan energi terbarukan, tetapi kapasitas dan output akan menurun karena sifat "alami", atau mereka harus menerima harga yang lebih tinggi agar industri ketenagalistrikan siap sedia memberikan kompensasi ketika energi terbarukan berfluktuasi akibat cuaca.

"Industri kelistrikan tidak mungkin berinvestasi pada jaringan listrik dan gardu induk tanpa mengetahui kapan dan berapa banyak listrik yang akan dijual. Semua biaya ini sudah termasuk dalam harga listrik, dan harga rata-rata listrik yang dijual oleh Vietnam Electricity Group (EVN) saat ini sesuai peraturan negara menghadapi tantangan karena tidak mampu menutupi biaya produksi dan pembelian listrik," ujar Bapak Manh T., yang berkecimpung di bisnis kelistrikan.

Pakar energi La Hong Ky juga berbagi realitas riset investasi tenaga surya atap, dan memiliki perspektif berbeda. Menurut Bapak Ky, melalui pengumpulan data dari puluhan sistem tenaga surya atap di Korea Utara, data tersebut menunjukkan bahwa rata-rata jam sinar matahari di wilayah ini kurang dari 3 jam/hari dan diperkirakan hanya lebih dari 1.000 jam per tahun. Sementara itu, dalam satu tahun terdapat 8.760 jam (365 hari x 24 jam) yang semuanya membutuhkan listrik siap pakai. Dengan demikian, berinvestasi dalam tenaga surya atap di Korea Utara untuk memasok listrik sesuai model DPPA dengan saluran terpisah tentu kurang menarik dibandingkan dengan membeli listrik yang dipasok oleh EVN.

Bagi bisnis yang ingin memilih tenaga surya untuk produksi yang stabil, biayanya juga sangat tinggi.

"Kami telah menghitung bahwa jika kami sepenuhnya mengandalkan tenaga surya untuk menghasilkan listrik siang dan malam secara mandiri tanpa perlu terhubung ke jaringan listrik, maka untuk menghasilkan 1 MW pembangkit listrik yang stabil dan berkelanjutan, kami perlu berinvestasi 4 MW dan sistem penyimpanan yang sesuai. Dengan demikian, harga listriknya harus sekitar 27 sen AS/kWh," kata Bapak Dang Q., dari sebuah perusahaan yang mengembangkan sistem tenaga surya.

Tentu saja, harga jual listrik sampai dengan 27 sen dolar AS/kWh lebih sulit lagi dibandingkan dengan pembelian listrik yang berasal dari EVN melalui perusahaan distribusi atau perusahaan perdagangan listrik dengan harga jam puncak sesuai ketentuan Negara, paling tinggi hanya di atas 3.000 VND/kWh (tegangan 22 kV dan 3 fasa).

Langsung, tapi masih butuh EVN di tengah

Dalam model DPPA tetapi melalui jaringan nasional, pembangkit energi terbarukan akan menandatangani kontrak pembelian listrik di pasar listrik spot dengan EVN dan akan dibayar oleh EVN sesuai dengan kontrak yang ditandatangani.

Pelanggan listrik besar juga akan menandatangani kontrak pembelian listrik dengan perusahaan listrik EVN dan melakukan pembayaran kepada EVN.

"Banyak orang berpikir bahwa EVN memiliki monopoli, sehingga mereka berpikir bahwa jika ada DPPA, perusahaan energi terbarukan dan pelanggan besar dapat menandatangani kontrak pembelian listrik secara langsung satu sama lain dan tidak perlu melalui EVN. Namun, jika menurut peraturan dalam Keputusan 80/2024/ND-CP, EVN tetap diwajibkan memiliki hubungan dengan penjual energi terbarukan dan EVN memiliki hubungan dengan pelanggan besar. Lalu, apa arti kontrak yang ditandatangani langsung antara perusahaan energi terbarukan dan pelanggan besar?" tanya seorang pakar distribusi listrik.

Mengenai biaya penggunaan sistem kelistrikan yang dihitung per unit listrik per tahun (VND/kWh) sebagaimana ditentukan dalam Pasal 16, Keputusan 80/2024/ND-CP, mengenai pembayaran antara pelanggan besar dan perusahaan listrik di bawah EVN, ada juga banyak poin yang perlu diperjelas.

Menurut prediksi para ahli, waktu untuk meninjau dan menyetujui biaya DPPA berdasarkan Pasal 16.4 dan biaya kompensasi perbedaan Lampiran IV juga akan rumit dan panjang, karena EVN menginginkan biaya ini menjadi tinggi, sementara unit energi terbarukan dan pelanggan besar tentu menginginkannya rendah.

Saat ini, Tim Inspeksi Interdisipliner setiap tahun memeriksa biaya produksi dan biaya operasional listrik EVN tahun sebelumnya dan mengumumkannya kepada publik, tetapi opini publik masih menimbulkan banyak pertanyaan tentang keakuratan, kebenaran, dan kelengkapan perhitungan tersebut. Lantas, apakah pelanggan besar akan menerima harga satuan yang dihitung oleh EVN? Jika mereka ingin harga satuan ini disetujui oleh Kementerian Perindustrian dan Perdagangan , beranikah Kementerian tersebut menyetujuinya? Terutama ketika operasi tahunan sistem tenaga listrik memiliki perhitungan yang berbeda karena dipengaruhi oleh sumber air pembangkit listrik tenaga air (saat ini mencakup sekitar 20% dari total kapasitas terpasang sistem),” tanya seorang pakar distribusi listrik.

Turut menyatakan perlu diperjelas masalah kestabilan pasokan listrik energi terbarukan, Bapak Ky mengemukakan karena energi terbarukan bersifat fluktuatif tergantung cuaca, sedangkan pelanggan besar yang membeli listrik membutuhkan kestabilan. Namun jika tidak ada tempat penyimpanan yang membantu kestabilan, maka 10 MW listrik yang dijual energi terbarukan ke jaringan listrik akan berbeda dengan 10 MW listrik yang dibeli pelanggan besar dari jaringan listrik nasional yang stabilitasnya tinggi.

"Hal ini perlu diperjelas karena akan memengaruhi harga listrik. Energi terbarukan tidak bisa begitu saja dikirim ke jaringan listrik lalu dibayar. Sistem harus diperkuat dan biaya-biaya ini harus dimasukkan ke dalam biaya produksi listrik untuk pelanggan lain," ujar Bapak Ky.

Banyak hal yang masih “tidak jelas”

Berbagi dengan wartawan Surat Kabar Investasi tentang beberapa masalah yang timbul atau tidak jelas dalam Keputusan 80/2024/ND-CP, para ahli yang berpengetahuan dalam operasi dan distribusi listrik mengatakan bahwa masalah-masalah ini harus segera diklarifikasi sehingga DPPA dapat segera dilaksanakan.

Oleh karena itu, masih belum jelas pembangkit energi terbarukan mana yang diizinkan untuk berpartisipasi atau menolak berpartisipasi dalam DPPA. Yang paling jelas, pembangkit energi terbarukan yang menjual listrik ke EVN dengan harga FIT tinggi tidak akan mau berpartisipasi dalam pasar listrik grosir yang kompetitif dan DPPA dengan pelanggan besar. Sementara itu, perusahaan dengan proyek energi terbarukan yang masih dalam tahap transisi atau yang sedang mempersiapkan investasi mungkin ingin berpartisipasi.

Menurut analisis ini, EVN akan menderita kerugian tertentu ketika pembangkit energi terbarukan berharga rendah memisahkan diri untuk berpartisipasi dalam pasar listrik dan DPPA, sementara pembangkit energi terbarukan berharga tinggi tetap mempertahankan kontrak pembelian listrik yang ada dengan EVN.

Dari sisi badan usaha penyalur, para ahli juga berpendapat akan terjadi kerugian apabila pelanggan besar dengan harga beli listrik yang tinggi menandatangani DPPA dengan unit energi terbarukan untuk mengurangi biaya pembelian listrik dan hanya membayar sebagian tagihan listrik sesuai harga eceran terkini dari Kementerian Perindustrian dan Perdagangan kepada badan usaha penyalur hanya apabila pemakaiannya melebihi output jangka waktu kontrak dengan unit energi terbarukan.

Konsekuensi dari kedua hal ini adalah biaya rata-rata EVN/perusahaan distribusi akan lebih tinggi, dan pelanggan lain yang tidak berpartisipasi dalam DPPA harus membayar harga listrik yang lebih tinggi. Sebab, dengan kue pendapatan/biaya yang sama, jika unit energi terbarukan dan pelanggan besar mendapatkan keuntungan dari partisipasi dalam pasar listrik dan DPPA, pelanggan lain harus membayar harga yang lebih tinggi.

Terkait pengendalian, orang ini juga berpendapat bahwa penugasan Pusat Pengendalian Sistem Tenaga Listrik Nasional (A0) untuk mengendalikan jumlah proyek/kapasitas unit energi terbarukan yang berpartisipasi dalam DPPA sesuai Pasal 20.1 agar tidak melebihi kapasitas yang ditetapkan dalam Rencana tersebut tampaknya tidak masuk akal. Alasannya, jika terdapat risiko melebihi kapasitas, kriteria apa yang akan digunakan untuk memilih unit energi terbarukan mana yang diizinkan untuk berpartisipasi?

Selain itu, bagaimana A0 akan mengoperasikan pembangkit listrik dan unit energi terbarukan dengan harga FIT berdasarkan Keputusan 80/2024/ND-CP? Apakah A0 diperbolehkan memangkas pembangkit listrik dengan harga FIT yang lebih mahal untuk memprioritaskan unit energi terbarukan yang berpartisipasi dalam pasar listrik dan DPPA berdasarkan Keputusan 80/2024/ND-CP? Jika dituntut atas pengurangan kapasitas, apakah A0 akan bertanggung jawab?

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