Welke veranderingen zijn dringend noodzakelijk nu er al jaren sprake is van stroomtekorten?

Noot van de redactie: Het recente stroomtekort tijdens de hittegolf heeft miljarden dollars aan schade veroorzaakt en zal de komende jaren een bedreiging blijven. De steeds grotere betrokkenheid van de private sector bij energie-investeringen roept belangrijke vragen op over het beleid voor het aantrekken van investeringen. Ondertussen mist het mechanisme voor het aanpassen van elektriciteitsprijzen nog steeds marktconforme kenmerken.

In de artikelenreeks "De toekomst van de elektriciteitssector" worden bestaande knelpunten geanalyseerd. Het doel is om investeringen in nieuwe energiebronnen en noodzakelijke wijzigingen in het elektriciteitsprijsbeleid verder te stimuleren.

Snelle verschuivingen in de machtsstructuur

Volgens gegevens van Vietnam Electricity Group (EVN) vertoont de verhouding van energiebronnen in 2023 op basis van eigendomsstructuur aanzienlijke verschillen vergeleken met voorgaande jaren.

EVN bezit 11% van de elektriciteitsbron, terwijl drie energiebedrijven (Genco) onder EVN 26% van de elektriciteitsbron in handen hebben. Twee andere staatsbedrijven zijn Vietnam Oil and Gas Group (PVN) met 8% en Vietnam National Coal and Mineral Industries Group (TKV) met 2%. BOT-investeerders bezitten 10% van de elektriciteitsbron, terwijl geïmporteerde bronnen en andere bronnen slechts 1% uitmaken.

Opvallend is dat de particuliere sector 42% van de totale geïnstalleerde capaciteit voor zijn rekening neemt. Het gaat hierbij vooral om hernieuwbare energie.

Dit is een duizelingwekkende verandering! Vóór 2012 was het particuliere eigendom van elektriciteitsbronnen minder dan 10%. Vanaf 2003 hadden staatsbedrijven vrijwel alle elektriciteitsbronnen in handen.

Om voldoende elektriciteit te leveren voor sociaaleconomische ontwikkeling, moet EVN, naast de elektriciteitscentrales die afhankelijk zijn van EVN (de elektriciteitsproductie is goed voor 17% van de totale elektriciteitsproductie van het gehele systeem in 2022), extra elektriciteit inkopen (83% van de totale elektriciteitsproductie van het systeem) via contracten voor de aankoop van elektriciteit met andere elektriciteitscentrales van PVN, TKV, elektriciteitscentrales in de vorm van BOT, energieopwekkingsbedrijven (Genco1, Genco2, Genco3), elektriciteitscentrales voor hernieuwbare energie en andere onafhankelijke elektriciteitscentrales.

Kijkend naar de bovenstaande energiebronstructuur, zei Dr. Nguyen Dinh Cung, voormalig directeur van het Centraal Instituut voor Economisch Management, dat de markt voor energieopwekking steeds competitiever zal worden. EVN en haar leden hebben namelijk minder dan 40% van de energiebronnen in handen; PVN en TKV hebben 10% in handen; de rest is privaat.

Investeringen in de ontwikkeling van de elektriciteitssector in het algemeen en de ontwikkeling van energiebronnen in het bijzonder moeten zeker steeds meer economische sectoren mobiliseren, met name de private sector. Het aandeel en de rol van elektrische voertuigen in de elektriciteitsopwekking zullen daarom steeds kleiner worden.

De heer Cung merkte echter ook op dat het voor EVN in deze context onmogelijk is om voldoende energie voor de economie te garanderen!

Goedkope elektriciteitsprijzen dalen

De deelname van hernieuwbare energiebronnen zoals wind- en zonne-energie vormt een significant verschil in het Vietnamese energiesysteem van 2020 tot nu. Het aandeel hernieuwbare energie neemt toe, maar goedkope bronnen nemen af.

Als we specifiek naar het type energiebron kijken, neemt het capaciteitsaandeel van het goedkoopste type waterkracht (het duurste type) dat het systeem voedt, geleidelijk af in de loop der jaren, omdat er bijna geen nieuwe grote waterkrachtbronnen meer in gebruik zijn (van een capaciteitsaandeel van 36,9% in 2019 naar slechts 28,5% in 2022).

Eind 2022 bedroeg de totale capaciteit van wind- en zonne-energiebronnen die voor commerciële exploitatie (COD) erkend waren, 20.165 MW, goed voor 25,94% van de totale capaciteit van het gehele systeem. Pas tussen 2019 en 2021 ontwikkelde deze hernieuwbare energiebron zich explosief.

Deze energiebronnen zijn echter niet alleen duur - omdat er sprake is van voorkeursprijzen die veel hoger liggen dan de gemiddelde elektriciteitsprijs - maar ook instabiel. Hun bijdrage aan het energiesysteem is dan ook niet echt effectief, vooral niet wanneer de piekuren verschuiven van 12.00 uur 's middags (eerder) naar de avond (zoals nu).

Kolengestookte thermische centrales hebben een vermogen van 25.312 MW, oftewel 32,6%; waterkrachtcentrales, inclusief kleine waterkrachtcentrales, hebben een vermogen van 22.504 MW, oftewel 28,9%; gasgestookte centrales hebben een vermogen van 7.152 MW, oftewel 9,2%.

Onstabiele elektriciteitsmarkt

Uit gegevens van EVN blijkt dat er in 2022 vier nieuwe elektriciteitscentrales op de elektriciteitsmarkt zullen verschijnen met een totaal vermogen van 2.889 MW. Momenteel zijn er 108 elektriciteitscentrales direct op de elektriciteitsmarkt actief met een totaal geïnstalleerd vermogen van 30.937 MW, goed voor 38% van het totale geïnstalleerde vermogen van de elektriciteitsbronnen in het hele land.

Het aandeel elektriciteitscentrales dat deelneemt aan de elektriciteitsmarkt blijft dus laag, omdat de meeste nieuw geëxploiteerde bronnen nog niet aan de elektriciteitsmarkt zijn onderworpen of daaraan nog niet hebben deelgenomen (hernieuwbare energie, BOT).

Het is opvallend dat het aandeel van energiebronnen dat rechtstreeks deelneemt aan de elektriciteitsmarkt de afgelopen jaren een dalende trend vertoont. De meeste nieuwe energiebronnen die in gebruik worden genomen, zijn namelijk BOT en hernieuwbare energiebronnen.

Volgens de beoordeling van het National Power System Dispatch Center (A0) heeft het lage aandeel van bronnen die rechtstreeks deelnemen aan de elektriciteitsmarkt een grote impact op de mate van concurrentie en de efficiëntie van de elektriciteitsmarkt. Naarmate het marktaandeel afneemt, zal de elektriciteitsmarktprijs de marginale kosten van elektriciteitsopwekking van het systeem niet nauwkeurig weerspiegelen. Dit bemoeilijkt de volgende stappen in de ontwikkeling van de elektriciteitsmarkt.

Volgens een vertegenwoordiger van EVN is het huidige mechanisme zo dat deze energiecentrales gegarandeerd ongeveer 80-90% van hun productie vergoed krijgen op basis van de prijs van het elektriciteitsafnamecontract, terwijl de resterende 10-20% van hun productie wordt aangepast op basis van marktprijzen. Ondertussen stijgt de gemiddelde marktprijs van elektriciteit doorgaans in de loop der jaren.

In het bijzonder is de elektriciteitsprijs in 2022 met 53,6% gestegen ten opzichte van 2021, wat heeft geleid tot een enorme winststijging voor de elektriciteitscentrales die aan de markt deelnemen (bovenop de winsten die zijn vastgelegd in de overeenkomst tot afname van elektriciteit en de elektriciteitsprijs die door de partijen is overeengekomen en is goedgekeurd door het Ministerie van Industrie en Handel ). EVN moet deze extra kosten als enige koper dragen.

Kolencentrales spelen nog steeds een belangrijke rol in het energiesysteem.

Assoc. Prof. Dr. Truong Duy Nghia, voorzitter van de Vietnamese Vereniging voor Thermische Wetenschappen , oordeelde: Alleen waterkrachtcentrales, kolencentrales en gascentrales kunnen deelnemen aan de concurrerende markt voor elektriciteitsopwekking. Volgens het marktmechanisme zullen centrales met lage elektriciteitsprijzen worden ingezet om meer elektriciteit op te wekken, terwijl centrales met hoge prijzen zullen worden ingezet wanneer het systeem dit nodig heeft of in reserve worden geplaatst.

In werkelijkheid zijn er tekortkomingen die regulering volgens marktmechanismen onmogelijk maken.

Volgens universitair hoofddocent Truong Duy Nghia hebben waterkrachtcentrales weliswaar de laagste kosten voor elektriciteitsproductie, maar kunnen ze hun maximale capaciteit alleen opwekken wanneer het reservoir vol water staat of wanneer water moet worden afgevoerd (via turbines). In veel gevallen moeten ze water van onderaf afvoeren (niet via turbines) om overstromingswater af te voeren. In andere gevallen moeten ze met mate elektriciteit opwekken om water te besparen. De maximale bedrijfstijd (Tmax-waarde) van waterkrachtcentrales in Vietnam bedraagt slechts ongeveer 4.000 uur per jaar.

Bij BOT-centrales (inclusief kolen- en gascentrales) zijn de elektriciteitsprijs en -productie gegarandeerd, waardoor ze vrijwel buiten de concurrerende elektriciteitsmarkt vallen. Ook hernieuwbare- en biomassacentrales worden niet volgens marktmechanismen gemobiliseerd. Dure elektriciteitscentrales, zoals gasgestookte centrales, zouden eigenlijk niet volgens marktprincipes gemobiliseerd moeten worden, maar om de leveringszekerheid van elektriciteit te waarborgen en te voldoen aan de eisen voor het dekken van de piek- en middenbelastingcurve, worden ze nog steeds gemobiliseerd. Volgens het Energieplan VIII worden gasgestookte centrales momenteel ook gemobiliseerd om op de bodem te draaien.

"De concurrerende elektriciteitsmarkt is dus voornamelijk gericht op kolengestookte thermische energie. De bovengenoemde tekortkomingen zorgen ervoor dat concurrerende elektriciteitsopwekking het marktmechanisme volledig niet volgt", aldus de heer Nghia.

Veranderingen in de structuur van energiebronnen, eigenaren van energiebronprojecten en de huidige onvolledigheid van de elektriciteitsmarkt vereisen fundamentele beleidswijzigingen voor de elektriciteitssector.

Dit is een dringende eis om het risico op stroomtekorten in 2024 en de daaropvolgende jaren tot een minimum te beperken, aangezien er van eind mei tot 22 juni 2023 in het noorden een stroomtekort was.

Leiders van de afdeling Bedrijfskunde van EVN verklaarden: "De vraag naar elektriciteit blijft stijgen, naar verwachting gemiddeld met 9% per jaar, wat overeenkomt met een capaciteitstoename van 4.000-4.500 MW per jaar. De energiebron die naar verwachting in 2024 in gebruik zal worden genomen, is slechts 1.950 MW en in 2025 3.770 MW, voornamelijk geconcentreerd in de centrale en zuidelijke regio's."

De reservecapaciteit van het elektriciteitsnet in het noorden is laag, maar de vraag naar elektriciteit groeit met 10% per jaar. Daarom is het waarschijnlijk dat het noorden tijdens de hittegolf in juni-juli 2024 een tekort aan piekcapaciteit zal hebben (tekort van 420-1.770 MW).

Dit roept de vraag op hoe we sneller kunnen investeren in projecten voor energiebronnen, om zo het tekort aan elektriciteit in het noorden aan te pakken.

Les 2: Wie is verantwoordelijk voor investeringen in energiebronnen: de particuliere sector of staatsbedrijven?

De regering heeft het Ministerie van Industrie en Handel en het Kapitaalbeheercomité verzocht om de verantwoordelijkheden van organisaties en personen met betrekking tot de recente stroomschaarste voor de productie, het bedrijfsleven en het dagelijks leven te verduidelijken, zodat er volgens de regelgeving passende maatregelen kunnen worden genomen.

Bron