Warten auf Anweisungen zur Implementierung des Mechanismus für den direkten Stromhandel

Der Mechanismus für den direkten Kauf und Verkauf von Strom zwischen Erzeugern erneuerbarer Energien und großen Stromverbrauchern (DPPA) ist im Dekret 80/2024/ND-CP festgelegt. Viele Experten der Strombranche sind jedoch bei der Einschätzung der praktischen Umsetzbarkeit zurückhaltend.

Neue Regelungen ermöglichen Erzeugern erneuerbarer Energien und Großkunden den direkten Kauf und Verkauf von Strom

Sauberer Strom rund um die Uhr: 27 UScent/kWh

Eine der beiden vorgeschriebenen Formen des DPPA ist der direkte Kauf und Verkauf von Strom über private Verbindungsleitungen. Dementsprechend werden Erzeuger erneuerbarer Energien und große Stromkunden Stromkauf- und -verkaufsverträge abschließen und den Strom über separate Anschlussleitungen liefern, die nicht an das nationale Stromnetz angeschlossen sind.

Stromexperten kommentierten diese Form mit der Bemerkung, dass Großkunden mit einem Produktionsumfang von bis zu 200.000 kWh/Monat diese Form nur selten wählen würden, da für ihre Produktions- und Geschäftstätigkeiten eine kontinuierliche und stabile Stromversorgung erforderlich sei.

„In konzentrierten Industriegebieten ist eine DPPA über eine separate Leitung zwischen Solarstrom vom Dach und den Kunden im Industriegebiet möglich. Wo lässt sich außerhalb von Industriegebieten jedoch ein Korridor für eine solche Leitung finden? Wenn große Stromkunden wie Zement- und Stahlwerke in Ninh Thuan oder im zentralen Hochland Strom mit Solar- oder Windkraftanlagen beziehen, könnte eine erhebliche Leistung möglich sein. Allerdings ist zu beachten, dass Wind- und Solarenergie den Bedarf von Zement- und Stahlwerken nicht immer decken können“, so ein Experte mit über 30 Jahren Erfahrung in der Strombranche.

Darüber hinaus gestattet das Dekret 80/2024/ND-CP großen Stromkunden, Strom gemäß den Vorschriften bei der Electricity Corporation (oder anderen Stromhändlern als der Electricity Corporation) zu kaufen und zu verkaufen, zusätzlich zum direkten Kauf und Verkauf von Strom über private Anschlussleitungen.

Allerdings enthalten die Stromabnahmeverträge, die die Elektrizitätswirtschaft mit Großkunden abgeschlossen hat, allesamt Verpflichtungen hinsichtlich Stromverbrauch und -kapazität, sodass die Elektrizitätswirtschaft weiß, wie sie investieren muss, um eine stabile und kontinuierliche Stromversorgung der Kunden sicherzustellen. Angesichts der instabilen Natur erneuerbarer Energien ohne Speicherung werden sich Großkunden sicherlich nicht trauen, Strom von Unternehmen für erneuerbare Energien mit eigenen Leitungen zu kaufen, denn dann geraten sie in eine Situation, in der sich die Stromindustrie entweder nicht dazu verpflichtet, während der Zeit, in der erneuerbare Energien genutzt werden, Stromausgleich zu leisten, die Kapazität und Leistung aber aufgrund der „natürlichen“ Natur reduziert sind, oder sie müssen einen höheren Preis akzeptieren, damit die Stromindustrie bereitsteht, um Ausgleichszahlungen zu leisten, wenn die erneuerbare Energie aufgrund des Wetters schwankt.

„Die Elektrizitätsindustrie kann unmöglich in Stromleitungen und Umspannwerke investieren, ohne zu wissen, wann und wie viel sie verkaufen kann, denn all diese Kosten sind im Strompreis enthalten und der aktuelle durchschnittliche Strompreis, den die Vietnam Electricity Group (EVN) gemäß den staatlichen Vorschriften verkauft, steht vor der Herausforderung, die Kosten für die Produktion und den Einkauf von Strom nicht decken zu können“, kommentierte Herr Manh T., der in der Elektrizitätsbranche tätig ist.

Energieexperte La Hong Ky berichtet ebenfalls über die Realität der Forschung zu Investitionen in Solarstromanlagen auf Hausdächern und hat eine andere Perspektive. Laut Herrn Ky geht aus der Datenerfassung von Dutzenden von Solarstromanlagen auf Hausdächern im Norden hervor, dass die durchschnittliche Anzahl der Sonnenstunden in dieser Gegend weniger als drei Stunden pro Tag beträgt und auf knapp über 1.000 Stunden pro Jahr geschätzt wird. Mittlerweile gibt es 8.760 Stunden im Jahr (365 Tage x 24 Stunden), in denen Strom einsatzbereit sein muss. Daher ist die Investition in Solarstrom auf Hausdächern im Norden zur Stromversorgung nach dem DPPA-Modell mit separaten Leitungen im Vergleich zum Kauf von Strom aus der EVN sicherlich nicht attraktiv.

Für Unternehmen, die sich für eine stabile Produktion für Solarenergie entscheiden, sind die Kosten ebenfalls sehr hoch.

„Wir haben berechnet, dass wir, wenn wir vollständig auf Solarenergie setzen und Tag und Nacht unabhängig Strom erzeugen wollen, ohne an das Stromnetz angeschlossen zu sein, für eine stabile und kontinuierliche Stromerzeugung von einem Megawatt vier Megawatt und das entsprechende Speichersystem investieren müssen. Der Strompreis müsste daher bei etwa 27 US-Cent/kWh liegen“, erklärt Herr Dang Q. von einem Unternehmen, das Solarstromanlagen entwickelt.

Natürlich ist der Verkaufspreis für Strom von bis zu 27 US-Cent/kWh noch schwieriger mit dem Kauf von Strom von EVN über Verteilungsunternehmen oder Stromhandelsunternehmen zu vergleichen, wobei die Preise in der Spitzenstunde gemäß den staatlichen Vorschriften höchstens bei über 3.000 VND/kWh liegen (Spannungsebene 22 kV und dreiphasig).

Direkt, aber EVN muss trotzdem in der Mitte sein

Im DPPA-Modell, jedoch über das nationale Stromnetz, schließt der Erzeuger erneuerbarer Energien einen Stromabnahmevertrag auf dem Spotmarkt für Strom mit EVN ab und wird von EVN gemäß dem unterzeichneten Vertrag bezahlt.

Auch große Stromkunden werden Stromabnahmeverträge mit den Energieversorgungsunternehmen der EVN abschließen und Zahlungen an die EVN leisten.

„Viele glauben, dass EVN eine Monopolstellung hat und glauben daher, dass Unternehmen für erneuerbare Energien und Großkunden im Rahmen eines DPPA Stromabnahmeverträge direkt untereinander abschließen können und nicht über EVN abgewickelt werden müssen. Gemäß den Bestimmungen des Dekrets 80/2024/ND-CP ist EVN jedoch weiterhin verpflichtet, eine Geschäftsbeziehung zum Anbieter erneuerbarer Energien und zum Großkunden zu unterhalten. Was bedeutet also ein direkt zwischen dem Unternehmen für erneuerbare Energien und dem Großkunden abgeschlossener Vertrag?“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

Auch hinsichtlich der Kosten für die Nutzung des Stromnetzes, berechnet pro Stromeinheit pro Jahr (VND/kWh), wie in Artikel 16 der Verordnung 80/2024/ND-CP vorgeschrieben, gibt es hinsichtlich der Zahlung zwischen Großkunden und Energieversorgungsunternehmen im Rahmen von EVN viele Punkte, die geklärt werden müssen.

Expertenprognosen zufolge wird sich auch die Prüfung und Genehmigung der DPPA-Kosten gemäß Artikel 16.4 und der Entschädigungskosten gemäß Anhang IV als kompliziert und langwierig erweisen, da EVN hohe Kosten anstrebt, während Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und Großkunden diese sicherlich niedrig halten wollen.

„Derzeit überprüft das Interdisziplinäre Inspektionsteam jährlich die Stromproduktions- und -betriebskosten der EVN für das Vorjahr und veröffentlicht diese. Dennoch gibt es in der Öffentlichkeit viele Zweifel an der Genauigkeit, Richtigkeit und Vollständigkeit der Preise. Werden Großkunden die von der EVN berechneten Einheitspreise akzeptieren? Würde das Ministerium, wenn sie eine Genehmigung dieses Einheitspreises durch das Industrie- und Handelsministerium wünschen, diesen genehmigen? Insbesondere wenn der jährliche Betrieb des Stromnetzes aufgrund der Wasserversorgung der Wasserkraftwerke (die derzeit etwa 20 % der gesamten installierten Netzkapazität ausmachen) unterschiedlich berechnet wird“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

Herr Ky erklärte außerdem, dass die Stabilität der Stromversorgung durch erneuerbare Energien geklärt werden müsse. Er kommentierte, dass die erneuerbaren Energien je nach Wetterlage schwanken und große Kunden beim Stromkauf Stabilität benötigen. Wenn es jedoch keine Speicher zur Stabilisierung gebe, würden sich die 10 MW Strom, die erneuerbare Energien ins Netz einspeisen, von den 10 MW Strom unterscheiden, die große Kunden mit hoher Stabilität aus dem nationalen Stromnetz kaufen.

„Das muss geklärt werden, denn es wird sich auf den Strompreis auswirken. Erneuerbare Energien können nicht einfach ins Netz eingespeist und dann bezahlt werden. Das System muss gestärkt werden, und die Kosten müssen in die Stromproduktionskosten für andere Verbraucher eingerechnet werden“, sagte Ky.

Vieles ist noch „ungeklärt“

Experten mit Kenntnissen im Bereich Elektrizitätsbetrieb und -verteilung sprachen mit Reportern der Investment Newspaper über einige im Dekret 80/2024/ND-CP auftretende oder unklare Fragen und sagten, diese Fragen müssten bald geklärt werden, damit das DPPA schnell in die Praxis umgesetzt werden könne.

Dementsprechend ist noch unklar, welche Erzeuger erneuerbarer Energien am DPPA teilnehmen dürfen oder nicht. Es liegt auf der Hand, dass Erzeuger erneuerbarer Energien, die ihren Strom zu hohen Einspeisetarifen an EVN verkaufen, nicht am wettbewerbsorientierten Stromgroßhandelsmarkt und am DPPA mit Großkunden teilnehmen wollen. Unternehmen, die Projekte zur Umstellung auf erneuerbare Energien durchführen oder sich auf Investitionen vorbereiten, möchten möglicherweise teilnehmen.

Dieser Analyse zufolge wird EVN gewisse Verluste erleiden, wenn sich Erzeuger erneuerbarer Energien mit niedrigen Preisen vom Strommarkt und vom DPPA trennen, während Erzeuger erneuerbarer Energien mit hohen Preisen weiterhin ihre bestehenden Stromabnahmeverträge mit EVN aufrechterhalten.

Aus Sicht des Stromversorgers gehen Experten zudem davon aus, dass es zu Verlusten kommt, wenn Großkunden mit hohen Stromeinkaufspreisen DPPAs mit Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien abschließen, um die Kosten für den Stromeinkauf zu senken und nur dann einen Teil des Stroms entsprechend dem aktuellen Einzelhandelspreis des Ministeriums für Industrie und Handel an den Stromversorger zahlen, wenn sie mehr Strom verbrauchen als die im Laufzeitvertrag mit der Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien angegebene Leistung.

Die Konsequenz dieser beiden Dinge ist, dass die Durchschnittskosten der EVN/Verteilungsunternehmen steigen und andere Kunden, die nicht am DPPA teilnehmen, höhere Strompreise zahlen werden, denn wenn bei gleichem Erlös-/Kosten-Kuchen Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien und Großkunden von der Teilnahme am Strommarkt und am DPPA profitieren, werden andere Kunden höhere Preise zahlen.

In Bezug auf die Kontrolle ist diese Person außerdem der Ansicht, dass es unvernünftig erscheint, dem National Power System Control Center (A0) die Kontrolle über die Anzahl der Projekte/Kapazitäten der an DPPA teilnehmenden Einheiten für erneuerbare Energien gemäß Artikel 20.1 zu übertragen, damit der Kapazitätsspielraum gemäß dem Plan nicht überschritten wird. Der Grund hierfür ist: Wenn die Gefahr einer Überschreitung des Grenzwertes besteht, welche Kriterien werden dann für die Auswahl der Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien verwendet, die teilnehmen dürfen?

Und wie wird A0 gemäß Dekret 80/2024/ND-CP Anlagen und Einheiten für erneuerbare Energien mit Einspeisevergütung betreiben? Darf A0 Fabriken mit höheren Einspeisetarifen kürzen, um Anlagen für erneuerbare Energien, die am Strommarkt und am DPPA teilnehmen, gemäß Dekret 80/2024/ND-CP den Vorrang zu geben? Wenn A0 wegen Kapazitätskürzung verklagt wird, ist er dann haftbar?

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