Venter på veiledning om implementering av mekanismen for direkte strømhandel.

Mekanismen for direkte kjøp og salg av elektrisitet mellom fornybare kraftproduksjonsenheter og store strømforbrukere (DPPA) er fastsatt i dekret 80/2024/ND-CP. Mange eksperter i elektrisitetssektoren er imidlertid forsiktige når de vurderer gjennomførbarheten av den praktiske implementeringen.

De nye forskriftene tillater fornybare energiprodusenter og store kunder å kjøpe og selge strøm direkte.

Ren strøm går døgnet rundt: 27 amerikanske cent/kWh

En av de to formene for DPPA (Dedicated Power Purchase Agreement) er direkte kraftkjøp via en dedikert overføringslinje. Følgelig vil fornybare kraftprodusenter og store strømforbrukere signere en kraftkjøpsavtale og motta strøm via en dedikert overføringslinje, som ikke er koblet til det nasjonale strømnettet.

I en kommentar til dette alternativet sier strømeksperter at store kunder med produksjonsskalaer som bruker over 200 000 kWh/måned er mindre tilbøyelige til å velge dette alternativet, fordi produksjon og forretningsaktiviteter krever kontinuerlig og stabil strømforsyning.

«Det er mulig at det i konsentrerte industrisoner finnes dedikerte strømdistribusjonspakker (DPPA-er) gjennom separate linjer mellom solenergi på taket og kunder innenfor industrisonen. Hvor ville vi finne korridorer for å bygge separate linjer utenfor industrisoner? Hvis store strømforbrukere som sement- og stålverk skulle reise til områder med sol- eller vindkraftverk i Ninh Thuan eller det sentrale høylandet for å bruke strømmen sin, kunne kanskje en betydelig mengde strøm leveres. Det er imidlertid viktig å merke seg at vind- og solenergi ikke kan dekke behovene til sement- og stålverkskunder til enhver tid», sa en ekspert med over 30 års erfaring i strømbransjen.

I tillegg tillater dekret 80/2024/ND-CP store strømforbrukere, i tillegg til å kjøpe og selge strøm direkte gjennom dedikerte tilkoblingslinjer, å kjøpe og selge strøm med Vietnam Electricity Corporation (eller andre strømforhandlere som ikke er tilknyttet Vietnam Electricity Corporation) i samsvar med forskriftene.

Kraftkjøpsavtalene som kraftsektoren har inngått med store kunder i lang tid inkluderer imidlertid alle forpliktelser til strømforbruk og kapasitet, slik at sektoren vet hvordan den skal investere for å sikre stabil og kontinuerlig strømforsyning til kundene. Gitt den ustabile naturen til fornybar energi uten tilhørende lagring, er store kunder utvilsomt nølende med å kjøpe strøm fra fornybare energiselskaper med egne linjer. De ville da stå overfor situasjoner der enten kraftsektoren ikke klarer å gi kompensasjon i perioder med fornybar energibruk, noe som resulterer i et fall i kapasitet og produksjon på grunn av værforhold, eller de ville måtte akseptere høyere priser fordi kraftsektoren alltid er i beredskap for å kompensere når fornybar energi svinger på grunn av vær.

«Det er umulig for strømsektoren å investere i kraftledninger og transformatorstasjoner uten å vite når og hvor mye de vil kunne selge dem for, fordi alle disse kostnadene er tatt med i strømprisen. Den nåværende gjennomsnittlige salgsprisen på strøm som Vietnam Electricity Group (EVN) selger i henhold til statlige forskrifter står overfor utfordringen med å ikke være nok til å dekke produksjons- og kjøpskostnadene», kommenterte Manh T., som jobber i strømbransjen.

Energiekspert La Hong Ky deler sitt perspektiv på investeringsforskning i solenergi på tak, og tilbyr et annet synspunkt. Ifølge ham viser data samlet fra flere dusin solenergisystemer på tak i Nord-Vietnam at gjennomsnittlig antall soltimer i denne regionen er mindre enn 3 timer per dag, totalt litt over 1000 timer per år. Samtidig er det 8760 timer i året (365 dager x 24 timer) når elektrisitet er lett tilgjengelig. Derfor er det absolutt mindre attraktivt å investere i solenergi på tak i Nord-Vietnam for å levere strøm via en DPPA-modell med en dedikert overføringslinje enn å kjøpe strøm levert av et EVN.

For bedrifter som ønsker å velge solenergi for stabil produksjon, er kostnaden også svært høy.

«Vi har beregnet at hvis vi kjører utelukkende på solenergi for å generere strøm dag og natt uavhengig uten nettforbindelse, må vi investere i 4 MW og et tilsvarende lagringssystem for å ha 1 MW stabil, kontinuerlig strøm. Derfor må strømprisen være rundt 27 amerikanske cent/kWh», sa Dang Q., fra et selskap som utvikler solenergisystemer.

Naturligvis er en salgspris på 27 amerikanske cent/kWh usammenlignbar med å kjøpe strøm fra et EVN gjennom distribusjonsselskaper eller krafthandelsselskaper, hvor den høyeste rushtidsprisen som reguleres av staten bare er litt over 3000 VND/kWh (22 kV og 3-fase).

Direkte handling er nødvendig, men EVN må fortsatt fungere som mellomledd.

I DPPA-modellen, men gjennom det nasjonale strømnettet, vil den fornybare kraftproduksjonsenheten signere en kraftkjøpsavtale på spotmarkedet med EVN og vil bli betalt av EVN i henhold til den signerte kontrakten.

Store strømforbrukere vil også signere kjøps- og salgskontrakter for strøm med strømselskaper under EVN og foreta betalinger til EVN.

«Mange tror at EVN har monopol, så de tenker at hvis det fantes en kraftdistribusjonspartnerskapsavtale (DPPA), kunne fornybare energiselskaper og store kunder signere kraftkjøpsavtaler direkte med hverandre uten å gå gjennom EVN. I henhold til forskriftene i dekret 80/2024/ND-CP er imidlertid EVN fortsatt nødvendig for å håndtere forholdet til selgere av fornybar energi og med store kunder. Hva ville derfor betydningen av en kontrakt signert direkte mellom fornybare energiselskaper og store kunder være?» spurte en ekspert på kraftdistribusjon.

Når det gjelder kostnaden ved å bruke strømnettet per enhet elektrisitet per år (VND/kWh) som fastsatt i artikkel 16 i dekret 80/2024/ND-CP, anses betalingsprosessen mellom store kunder og strømselskaper under EVN også å ha flere punkter som trenger ytterligere avklaring.

Ifølge ekspertenes spådommer vil gjennomgangs- og godkjenningsprosessen for DPPA-kostnader i henhold til artikkel 16.4 og motregningskostnadene i henhold til tillegg IV også være kompleks og langvarig, fordi EVN vil ønske at disse kostnadene skal være høye, mens fornybare energienheter og store kunder absolutt vil ønske dem lave.

«For tiden gjennomfører det tverretatlige inspeksjonsteamet årlige revisjoner av EVNs strømproduksjon og forretningskostnader for det foregående året og publiserer resultatene offentlig. Den offentlige opinionen reiser imidlertid fortsatt mange spørsmål om nøyaktigheten, korrektheten og fullstendigheten av disse tallene. Vil derfor store kunder godta enhetsprisene beregnet av EVN? Hvis de ønsker at disse prisene skal godkjennes av Industri- og handelsdepartementet , vil departementet våge å godkjenne dem? Spesielt siden den årlige driften av kraftsystemet innebærer forskjellige beregninger på grunn av påvirkningen av vanntilstrømning fra vannkraftverk (som for tiden står for omtrent 20 % av systemets totale installerte kapasitet),» spurte en kraftdistribusjonsekspert.

Ky understreket også behovet for å avklare stabiliteten i strømforsyningen til fornybar energi, og kommenterte at fordi fornybar energi svinger med været, mens store strømkunder trenger stabilitet, ville 10 MW strøm solgt av fornybar energi til nettet være betydelig forskjellig fra 10 MW strøm kjøpt av store kunder fra det svært stabile nasjonale nettet, uten lagring for å stabilisere forsyningen.

«Dette trenger avklaring fordi det vil påvirke strømprisen. Det er uakseptabelt at fornybare energikilder bare produserer strøm, mater den inn i nettet og krever betaling, samtidig som de forsterker systemet og tar hensyn til disse kostnadene i strømproduksjonsprisen for andre kunder», sa Ky.

Mye er fortsatt «uløst».

Eksperter med kunnskap om strømdrift og -distribusjon mener at disse problemstillingene må avklares snart, slik at DPPA raskt kan implementeres i praksis, og deler noen nye eller uklare problemstillinger i dekret 80/2024/ND-CP med reportere fra Investment Newspaper.

Følgelig er det fortsatt uklart hvilke kraftproduksjonsenheter for fornybar energi som vil få lov til å delta i eller bli ekskludert fra DPPA. Det er tydeligst at fornybare energiprodusenter som for tiden selger strøm til EVN til høye FIT-priser, sannsynligvis vil være motvillige til å delta i det konkurransepregede engrosmarkedet for strøm og DPPA med store kunder. I mellomtiden kan bedrifter med pågående eller planlagte fornybare energiprosjekter være interessert i å delta.

I følge denne analysen vil EVN lide visse tap når lavkostenheter for fornybar energi separeres for å delta i strømmarkedet og DPPA, mens høykostenheter for fornybar energi fortsetter å opprettholde sine eksisterende kraftkjøpsavtaler med EVN.

Fra distribusjonsselskapets perspektiv mener eksperter også at det ville være skadelig for store kunder med høye strømkjøpspriser å inngå DPPA-avtaler med fornybare energienheter for å redusere strømkjøpskostnadene og bare betale en del av strømprisen til gjeldende utsalgspris fastsatt av Industri- og handelsdepartementet til distribusjonsselskapet dersom de bruker mer enn den avtalte produksjonen med den fornybare energienheten.

«Konsekvensen av disse to tingene er at den gjennomsnittlige kostnaden for EVN/distribusjonsselskapet vil øke, og andre kunder som ikke deltar i DPPA vil måtte betale høyere strømpriser. For med samme inntekts-/kostnadsforhold, hvis fornybare energienheter og store kunder drar nytte av å delta i strømmarkedet og DPPA, vil andre kunder måtte betale høyere priser.»

Fra et kontrollperspektiv argumenterte denne personen også for at det virker urimelig å gi National Power System Dispatch Center (A0) ansvaret for å kontrollere antall prosjekter/kapasitet for fornybare energienheter som deltar i DPPA i henhold til artikkel 20.1 for å unngå å overskride kapasitetsgrensen i henhold til planen. Årsaken er at hvis det er risiko for å overskride grensen, hvilke kriterier vil bli brukt for å velge hvilke fornybare energienheter som får delta?

Videre, under hvilke prinsipper vil A0 drive fornybare energianlegg med FIT-priser og fornybare energienheter i henhold til dekret 80/2024/ND-CP? Har A0 lov til å stenge ned anlegg med høyere FIT-priser for å prioritere fornybare energienheter som deltar i strømmarkedet og DPPA i henhold til dekret 80/2024/ND-CP? Vil A0 bli holdt ansvarlig hvis de blir saksøkt for effektreduksjon?

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