Warten auf Anweisungen zur Umsetzung des Mechanismus für den direkten Stromhandel

Der Mechanismus für den direkten Kauf und Verkauf von Strom zwischen Erzeugern erneuerbarer Energie und großen Stromverbrauchern (DPPA) ist im Dekret 80/2024/ND-CP festgelegt. Viele Experten der Strombranche sind allerdings 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 DPPA-Formen ist der direkte Kauf und Verkauf von Strom über private Verbindungsleitungen. Dementsprechend werden Erzeuger erneuerbarer Energien und große Stromkunden Stromkaufverträge 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 Geschäftstätigkeit eine kontinuierliche und stabile Stromversorgung erforderlich sei.

„In konzentrierten Industrieparks kann es DPPA durch eine separate Leitung zwischen Solarstrom auf dem Dach und Kunden im Industriepark geben, aber wo können wir außerhalb von Industrieparks einen Korridor finden, um eine separate Leitung zu bauen? Wenn große Stromverbraucher wie Zement- und Stahlwerke usw. an Orte mit Solar- oder Windkraftanlagen in Ninh Thuan oder im zentralen Hochland gehen würden, um Strom zu verbrauchen, dann könnte es möglich sein, eine signifikante Leistung zu erzielen. Dabei ist allerdings zu beachten, dass Wind- und Solarenergie den Bedarf der Zement- und Stahlkunden nicht jederzeit decken können“, sagt 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 sind in den Stromabnahmeverträgen, die die Elektrizitätswirtschaft mit Großkunden abgeschlossen hat, allesamt Verpflichtungen hinsichtlich Stromverbrauch und -kapazität enthalten, 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 Großkunden es sicherlich nicht wagen, Strom von Unternehmen für erneuerbare Energien mit eigenen Leitungen zu kaufen, denn dann werden sie in eine Situation geraten, in der sich entweder die Stromindustrie nicht dazu verpflichtet, während der Zeit, in der erneuerbare Energien genutzt werden, Stromausgleich bereitzustellen, die Kapazität und Leistung jedoch aufgrund der „natürlichen“ Natur reduziert sind, oder sie werden einen höheren Preis akzeptieren müssen, damit die Stromindustrie an der Tür steht, um Ausgleichsleistungen zu erbringen, wenn erneuerbare Energien aufgrund des Wetters schwanken.

„Die Elektrizitätsindustrie kann auf keinen Fall 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 derzeitige durchschnittliche Strompreis, zu dem die Vietnam Electricity Group (EVN) gemäß den staatlichen Bestimmungen verkauft, steht vor der Herausforderung, die Kosten für Produktion und Stromeinkauf nicht decken zu können“, kommentiert Herr Manh T., der in der Elektrizitätsbranche tätig ist.

Energieexperte La Hong Ky berichtet ebenfalls über die Realität der Forschungsarbeiten zu Investitionen in Solarstromanlagen auf Hausdächern und hat eine andere Perspektive. Laut Herrn Ky hat die Datenerfassung von Dutzenden von Solarstromanlagen auf Hausdächern im Norden ergeben, dass die durchschnittliche Anzahl der Sonnenstunden in dieser Gegend weniger als drei Stunden pro Tag beträgt. Im Jahr liegt sie schätzungsweise bei knapp über 1.000 Stunden. Mittlerweile gibt es im Jahr 8.760 Stunden (365 Tage x 24 Stunden), in denen Strom einsatzbereit sein muss. Somit 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 Solarenergie zur stabilen Produktion 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, 4 MW und das entsprechende Speichersystem investieren müssen, um eine stabile und kontinuierliche Stromerzeugung von 1 MW zu erreichen. Somit müsste der Strompreis bei rund 27 US-Cent/kWh liegen“, sagt Herr Dang Q. von einem Unternehmen, das Solarstromanlagen entwickelt.

Natürlich ist der Verkaufspreis von Strom von bis zu 27 US-Cent/kWh noch schwieriger mit dem Kauf von Strom zu vergleichen, der von EVN über Verteilungsgesellschaften oder Stromhandelsunternehmen mit Spitzenstundenpreisen gemäß den staatlichen Bestimmungen stammt. Der höchste Preis liegt bei nur über 3.000 VND/kWh (Spannungsebene 22 kV und dreiphasig).

Direkt, aber EVN ist trotzdem in der Mitte nötig

Im DPPA-Modell, allerdings über das nationale Stromnetz, unterzeichnet der Erzeuger erneuerbarer Energien mit EVN einen Stromabnahmevertrag auf dem Spotmarkt für Strom und erhält von EVN die Vergütung auf Grundlage des unterzeichneten Vertrags.

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

„Viele Menschen glauben, dass EVN eine Monopolstellung innehat und dass Unternehmen aus dem Bereich erneuerbare Energien und Großkunden im Falle eines DPPA Stromabnahmeverträge direkt untereinander abschließen können und nicht über EVN gehen müssen. Doch gemäß den Bestimmungen im Dekret 80/2024/ND-CP muss es weiterhin EVN für den Vertrieb von Verkäufern erneuerbarer Energie und EVN für den Vertrieb von Großkunden geben. Welche Bedeutung hat also ein Vertrag, der direkt zwischen einem Unternehmen für erneuerbare Energien und einem Großkunden geschlossen wird?“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

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

Den Prognosen von Experten zufolge wird auch die Prüfung und Genehmigung der DPPA-Kosten nach Artikel 16.4 und den Entschädigungskosten gemäß Anhang IV kompliziert und langwierig sein, da EVN hohe Kosten anstrebt, während Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien und Großkunden niedrige Kosten wünschen.

„Derzeit prüft das Interdisziplinäre Inspektionsteam jährlich die Stromproduktions- und Betriebskosten der EVN des vergangenen Jahres und gibt diese öffentlich bekannt, doch in der öffentlichen Meinung gibt es immer noch viele Zweifel hinsichtlich ihrer Genauigkeit, Richtigkeit und Vollständigkeit. Werden Großkunden den von EVN kalkulierten Einheitspreis akzeptieren? Wenn sie möchten, dass dieser Preis vom Ministerium für Industrie und Handel genehmigt wird, wird das Ministerium es wagen, ihn zu genehmigen? Dies gilt insbesondere, wenn der jährliche Betrieb des Stromnetzes unterschiedlichen Berechnungen unterliegt, weil er von der Wasserquelle der Wasserkraftwerke abhängt (die derzeit etwa 20 % der gesamten installierten Kapazität des Netzes ausmachen)“, fragte ein Experte für Stromverteilung.

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

„Das muss geklärt werden, denn es wird Auswirkungen auf den Strompreis haben. Erneuerbare Energie kann nicht einfach ins Netz eingespeist und dann bezahlt werden. Das System muss gestärkt werden und diese Kosten müssen in die Stromproduktionskosten für andere Kunden 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 rasch in die Praxis umgesetzt werden könne.

Dementsprechend ist noch unklar, welche Erzeuger erneuerbarer Energien am DPPA teilnehmen dürfen und welche 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 Übergangsprojekte für erneuerbare Energien durchführen oder sich auf Investitionen vorbereiten, möchten möglicherweise teilnehmen.

Dieser Analyse zufolge wird EVN gewisse Verluste erleiden, wenn sich Erzeuger erneuerbarer Energie mit niedrigen Preisen vom Markt abspalten, um am Strommarkt und am DPPA teilzunehmen, während Erzeuger erneuerbarer Energie mit hohen Preisen weiterhin an ihren bestehenden Stromabnahmeverträgen mit EVN festhalten.

Aus Sicht des Stromverteilungsunternehmens gehen Experten zudem davon aus, dass es zu Verlusten kommt, wenn Großkunden mit hohen Stromeinkaufspreisen DPPAs mit Erneuerbare-Energien-Anlagen abschließen, um die Stromeinkaufskosten zu senken und nur dann einen Teil des Stroms entsprechend dem aktuellen Einzelhandelspreis des Industrie- und Handelsministeriums an das Stromverteilungsunternehmen zahlen, wenn sie mehr als die Leistung des Laufzeitvertrags mit der Erneuerbare-Energien-Anlage verbrauchen.

„Die Konsequenz dieser beiden Dinge ist, dass die durchschnittlichen Kosten der EVN/Verteilungsunternehmen steigen und andere Kunden, die nicht am DPPA teilnehmen, höhere Strompreise zahlen werden, denn bei gleichem Erlös-/Kostenkuchen werden andere Kunden höhere Preise zahlen, wenn erneuerbare Energieanlagen und Großkunden von der Teilnahme am Strommarkt und am DPPA profitieren.

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 gemäß Artikel 20.1 am DPPA teilnehmenden Einheiten zur Nutzung erneuerbarer Energien zu übertragen, damit der Kapazitätsspielraum gemäß dem Plan nicht überschritten wird. Die Frage ist: Wenn die Gefahr einer Überschreitung des Grenzwertes besteht, nach welchen Kriterien wird dann ausgewählt, welche erneuerbaren Energieanlagen teilnehmen können?

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

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