Ждем инструкций по внедрению механизма прямой торговли электроэнергией

Механизм прямой купли-продажи электроэнергии между производителями возобновляемой энергии и крупными потребителями электроэнергии (DPPA) предусмотрен в Постановлении 80/2024/ND-CP. Однако многие эксперты электроэнергетической отрасли с осторожностью оценивают возможность практической реализации.

Новые правила позволяют производителям возобновляемой энергии и крупным потребителям покупать и продавать электроэнергию напрямую

Чистое электричество круглосуточно: 27 центов США/кВт·ч

Одной из двух предписанных форм DPPA является прямая купля-продажа электроэнергии через частные соединительные линии. Соответственно, производители возобновляемой энергии и крупные потребители электроэнергии будут заключать договоры купли-продажи электроэнергии и поставлять электроэнергию по отдельным линиям связи, не подключенным к национальной электроэнергетической системе.

Комментируя данную форму, эксперты по электроэнергетике отметили, что крупные клиенты с масштабами производства, потребляющие до 200 000 кВтч/месяц, редко будут выбирать эту форму, поскольку производственная и коммерческая деятельность требует бесперебойной и стабильной подачи электроэнергии.

«В концентрированных промышленных парках возможна реализация DPPA через отдельную линию между солнечной электростанцией на крыше и потребителями в промышленном парке, но за пределами промышленных парков, где мы можем найти коридор для строительства отдельной линии? Если крупные потребители электроэнергии, такие как цементная, сталепрокатная промышленность… переедут в места с солнечными или ветряными электростанциями в Ниньтхуане или Центральном нагорье, чтобы использовать электроэнергию, то ее можно будет применять со значительной выработкой. «Однако следует отметить, что ветровая и солнечная энергия не могут удовлетворить потребности потребителей цемента и стали в любое время», — заявил эксперт с более чем 30-летним опытом работы в электроэнергетической отрасли.

Кроме того, Декрет 80/2024/ND-CP позволяет крупным потребителям электроэнергии покупать и продавать электроэнергию у Электроэнергетической корпорации (или розничных продавцов электроэнергии, не являющихся Электроэнергетической корпорацией) в соответствии с нормативными актами, в дополнение к покупке и продаже электроэнергии напрямую через частные линии связи.

Однако все контракты на закупку электроэнергии, которые электроэнергетическая отрасль заключила с крупными потребителями, содержат обязательства по потреблению электроэнергии и мощности, чтобы электроэнергетическая отрасль знала, куда инвестировать, чтобы обеспечить стабильное и непрерывное электроснабжение потребителей. Учитывая нестабильный характер возобновляемой энергии без накопления, крупные потребители, безусловно, не решатся покупать электроэнергию у предприятий возобновляемой энергии с собственными линиями, поскольку в таком случае они столкнутся с ситуацией, когда либо электроэнергетическая отрасль не обязуется предоставлять компенсацию за электроэнергию в то время, когда используется возобновляемая энергия, но мощность и выработка снижаются из-за «естественной» природы, либо им придется принять более высокую цену, чтобы электроэнергетическая отрасль была готова компенсировать колебания возобновляемой энергии из-за погодных условий.

«Электроэнергетическая отрасль не может инвестировать в линии электропередач и трансформаторные станции, не зная, когда и сколько она может продать, поскольку все эти расходы включены в цену электроэнергии, а текущая средняя цена на электроэнергию, которую Vietnam Electricity Group (EVN) продает в соответствии с государственными нормами, сталкивается с проблемой неспособности покрыть затраты на производство и закупку электроэнергии», — прокомментировал г-н Мань Т., работающий в сфере электроэнергетики.

Эксперт по энергетике Ла Хонг Ки, также делящийся реалиями исследований инвестиций в солнечную энергетику на крышах, имеет иную точку зрения. По словам г-на Кая, сбор данных с десятков солнечных энергосистем, установленных на крышах домов на Севере, показал, что среднее количество солнечных часов в этом районе составляет менее 3 часов в день и, по расчетам, составляет чуть более 1000 часов в год. Между тем, в году есть 8760 часов (365 дней x 24 часа), в течение которых электричество должно быть готово к включению. Таким образом, инвестиции в солнечные электростанции на крышах зданий на Севере для поставок электроэнергии по модели DPPA с отдельными линиями, безусловно, не являются привлекательными по сравнению с покупкой электроэнергии, поставляемой EVN.

Для предприятий, которые хотят выбрать солнечную энергию для стабильного производства, стоимость также очень высока.

«Мы подсчитали, что если мы будем работать исключительно на солнечной энергии, чтобы генерировать электроэнергию днем ​​и ночью независимо, без необходимости подключения к сети, то для того, чтобы иметь 1 МВт стабильной и непрерывной генерации электроэнергии, нам необходимо инвестировать 4 МВт и соответствующую систему хранения. «Таким образом, цена на электроэнергию должна составлять около 27 центов США/кВт⋅ч», — сказал г-н Данг Кью из компании, занимающейся разработкой солнечных энергетических систем.

Конечно, цену продажи электроэнергии до 27 центов США/кВт·ч еще сложнее сравнивать с покупкой электроэнергии, поступающей от EVN через распределительные корпорации или компании по торговле электроэнергией с пиковыми ценами в соответствии с государственными нормами, самая высокая из которых составляет всего лишь более 3000 донгов/кВт·ч (уровень напряжения 22 кВ и 3 фазы).

Прямой, но все равно нужен EVN посередине

В модели DPPA, но через национальную сеть, производитель возобновляемой энергии подписывает договор купли-продажи электроэнергии на спотовом рынке электроэнергии с EVN и получает оплату от EVN в соответствии с подписанным договором.

Крупные потребители электроэнергии также будут заключать контракты на покупку электроэнергии с энергетическими корпорациями EVN и производить платежи в пользу EVN.

«Многие считают, что у EVN монополия, поэтому они думают, что если будет соглашение о сотрудничестве в области возобновляемых источников энергии, то компании, работающие в сфере возобновляемых источников энергии, и крупные потребители смогут напрямую подписывать контракты на закупку электроэнергии друг с другом и им не нужно будет проходить через EVN. Но если в соответствии с положениями Декрета 80/2024/ND-CP все равно должна быть EVN для работы с продавцами возобновляемой энергии и EVN для работы с крупными клиентами. Так в чем же будет смысл контракта, подписанного напрямую между компанией, занимающейся возобновляемой энергией, и крупным потребителем?» — задался вопросом эксперт по распределению электроэнергии.

Что касается стоимости использования электроэнергетической системы, рассчитанной за единицу электроэнергии в год (VND/кВт·ч), как предписано в статье 16 Постановления 80/2024/ND-CP, касающейся расчетов между крупными потребителями и энергетическими корпорациями в рамках EVN, также существует множество моментов, которые необходимо прояснить.

По прогнозам экспертов, время рассмотрения и утверждения расходов DPPA в соответствии со статьей 16.4 и компенсационных расходов Приложения IV также будет сложным и длительным, поскольку EVN захочет, чтобы эти расходы были высокими, в то время как подразделения возобновляемой энергетики и крупные потребители наверняка захотят, чтобы они были низкими.

«В настоящее время Междисциплинарная инспекционная группа ежегодно проверяет расходы на производство электроэнергии и ведение бизнеса EVN за предыдущий год и публично объявляет их, но общественное мнение по-прежнему вызывает много вопросов относительно их точности, правильности и полноты. Итак, примут ли крупные клиенты цену за единицу, рассчитанную EVN? Если они хотят, чтобы эту цену за единицу товара утвердило Министерство промышленности и торговли, осмелится ли Министерство ее утвердить? «Особенно когда годовая работа энергосистемы имеет разные расчеты, поскольку на нее влияет источник воды гидроэлектростанций (в настоящее время на них приходится около 20% от общей установленной мощности системы)», — задается вопросом эксперт по распределению электроэнергии.

Также заявив о необходимости прояснить вопрос стабильности электроснабжения от возобновляемых источников энергии, г-н Ки прокомментировал, что поскольку возобновляемые источники энергии колеблются в зависимости от погоды, а крупным потребителям, покупающим электроэнергию, нужна стабильность, то если нет хранилища, помогающего стабилизировать ситуацию, 10 МВт электроэнергии, которые возобновляемые источники энергии продают в сеть, будут отличаться от 10 МВт электроэнергии, которые крупные потребители покупают у национальной сети с высокой стабильностью.

«Это необходимо прояснить, поскольку это повлияет на цену электроэнергии. «Возобновляемую энергию нельзя просто отправить в сеть и затем оплатить. Система должна быть усилена, и эти расходы должны быть включены в стоимость производства электроэнергии для других потребителей», — сказал г-н Ки.

Многое еще «не решено»

Эксперты, разбирающиеся в эксплуатации и распределении электроэнергии, рассказали журналистам «Инвестиционной газеты» о некоторых возникающих или неясных вопросах в Декрете 80/2024/ND-CP и заявили, что эти вопросы необходимо прояснить в ближайшее время, чтобы можно было быстро внедрить DPPA в практику.

Соответственно, до сих пор неясно, каким производителям возобновляемой энергии разрешено участвовать или отказано в участии в DPPA. Совершенно очевидно, что производители возобновляемой энергии, продающие электроэнергию EVN по высоким льготным ценам, не захотят участвовать в конкурентном оптовом рынке электроэнергии и DPPA с крупными клиентами. В то же время компании, реализующие переходные проекты в области возобновляемых источников энергии или готовящиеся к инвестициям, могут захотеть принять участие.

Согласно этому анализу, EVN понесет определенные убытки, когда производители дешевой возобновляемой энергии отделятся для участия в рынке электроэнергии и DPPA, в то время как производители дорогой возобновляемой энергии продолжат сохранять свои существующие контракты на закупку электроэнергии с EVN.

С точки зрения распределительной корпорации, эксперты также полагают, что убытки возникнут, когда крупные потребители с высокими закупочными ценами на электроэнергию подпишут DPPA с объектами возобновляемой энергии, чтобы сократить расходы на закупку электроэнергии, и будут платить распределительной корпорации только часть электроэнергии по текущей розничной цене Министерства промышленности и торговли, только когда они потребляют больше, чем предусмотрено в срочном договоре с объектом возобновляемой энергии.

«Следствием этих двух факторов является то, что средняя стоимость EVN/распределительных корпораций увеличится, а другие клиенты, которые не участвуют в DPPA, будут платить более высокие цены на электроэнергию, поскольку при том же соотношении доходов и затрат, если подразделения возобновляемой энергетики и крупные клиенты получают выгоду от участия на рынке электроэнергии и DPPA, другие клиенты будут платить более высокие цены.

Что касается контроля, то этот человек также считает, что поручение Национальному центру управления энергосистемой (А0) контролировать количество проектов/мощность объектов возобновляемой энергии, участвующих в DPPA в соответствии со статьей 20.1, с тем, чтобы они не превышали установленный Планом запас мощности, представляется нецелесообразным. Причина в том, что если существует риск превышения допустимого уровня, какие критерии используются для отбора установок возобновляемой энергии, которым разрешено участвовать?

Кроме того, как A0 будет эксплуатировать электростанции и установки возобновляемой энергии с тарифами FIT в соответствии с Декретом 80/2024/ND-CP? Разрешено ли A0 сокращать мощности заводов с более высокими тарифами FIT, чтобы отдать приоритет установкам возобновляемой энергии, участвующим в рынке электроэнергии и DPPA в соответствии с Указом 80/2024/ND-CP? Если подать в суд за сокращение мощностей, будет ли A0 нести ответственность?

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