Der Mechanismus für den direkten Stromkauf und -verkauf zwischen Erzeugern erneuerbarer Energien und großen Stromverbrauchern (DPPA) ist im Dekret 80/2024/ND-CP festgelegt. Viele Experten der Strombranche sind jedoch vorsichtig, was die Möglichkeit einer praktischen Umsetzung angeht.
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| 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 Formen von DPPA ist der direkte Stromkauf und -verkauf über eine private Verbindungsleitung. Dabei schließen der Erzeuger erneuerbarer Energien und der große Stromverbraucher einen Stromkauf- und -verkaufsvertrag ab und liefern den Strom über eine private Verbindungsleitung, die nicht an das nationale Stromnetz angeschlossen ist.
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.
Die Stromabnahmeverträge, die die Stromwirtschaft mit Großkunden abgeschlossen hat, enthalten jedoch alle Verpflichtungen hinsichtlich der verbrauchten Strommenge und der Kapazität, sodass die Stromwirtschaft weiß, welche Investitionen erforderlich sind, um den Kunden eine stabile und kontinuierliche Stromversorgung zu gewährleisten. Angesichts der Instabilität erneuerbarer Energien ohne entsprechende Speicherung trauen sich Großkunden sicherlich nicht, Strom von Unternehmen für erneuerbare Energien mit eigenen Leitungen zu kaufen, da sie dann in die Situation geraten, dass sich die Stromwirtschaft entweder nicht zur Bereitstellung eines Stromausgleichs für die Zeit verpflichtet, in der erneuerbare Energien genutzt werden, sondern Kapazität und Leistung aufgrund der „natürlichen“ Natur reduziert sind, oder sie müssen einen höheren Preis akzeptieren, damit die Stromwirtschaft bereitsteht, um bei wetterbedingten Schwankungen der erneuerbaren Energien einen Ausgleich zu leisten.
„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 schildert die Realität der Forschung zu Investitionen in Solarstromanlagen auf Hausdächern und vertritt eine andere Perspektive. Laut Herrn Ky zeigt die Datensammlung von Dutzenden von Solarstromanlagen auf Hausdächern im Norden, dass die durchschnittliche Anzahl der Sonnenstunden in dieser Region weniger als drei Stunden pro Tag beträgt und auf etwas über 1.000 Stunden pro Jahr geschätzt wird. Gleichzeitig benötigt ein Jahr 8.760 Stunden (365 Tage x 24 Stunden), an denen ständig Strom zur Verfügung steht. Daher ist eine Investition in Solarstromanlagen auf Hausdächern im Norden zur Stromversorgung nach dem DPPA-Modell mit einer separaten Leitung im Vergleich zum Kauf von Strom von 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. In der Öffentlichkeit bestehen jedoch weiterhin viele Zweifel hinsichtlich der Genauigkeit, Richtigkeit und Vollständigkeit der Preise. Werden Großkunden die von der EVN berechneten Einheitspreise akzeptieren? Wenn sie eine Genehmigung dieses Einheitspreises durch das Ministerium für Industrie und Handel wünschen, wird das Ministerium es wagen, ihn zu genehmigen? Insbesondere wenn der jährliche Betrieb des Stromnetzes unterschiedlichen Berechnungen unterliegt, da er von der Wasserquelle der Wasserkraftwerke abhängt (die derzeit etwa 20 % der gesamten installierten Leistung 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 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 ist offensichtlich, dass Erzeuger erneuerbarer Energien, die Strom zu hohen Einspeisetarifen an EVN verkaufen, nicht am wettbewerbsintensiven Stromgroßhandelsmarkt und am DPPA mit Großkunden teilnehmen möchten. Unternehmen mit Übergangsprojekten im Bereich erneuerbarer Energien oder solche, die Investitionen vorbereiten, könnten hingegen teilnehmen wollen.
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 hält diese Person es außerdem für unzumutbar, das National Power System Control Center (A0) mit der Kontrolle der Anzahl der Projekte/Kapazitäten der am DPPA teilnehmenden erneuerbaren Energieanlagen gemäß Artikel 20.1 zu beauftragen, um den Kapazitätsspielraum gemäß Plan nicht zu überschreiten. Der Grund hierfür ist: Wenn die Gefahr einer Überschreitung besteht, welche Kriterien werden dann für die Auswahl der teilnehmenden erneuerbaren Energieanlagen herangezogen?
Wie wird A0 gemäß Dekret 80/2024/ND-CP Anlagen und Einheiten für erneuerbare Energien mit Einspeisevergütung betreiben? Darf A0 Anlagen mit höheren Einspeisevergütungen streichen, um Einheiten für erneuerbare Energien, die am Strommarkt und am DPPA teilnehmen, gemäß Dekret 80/2024/ND-CP Vorrang zu geben? Trägt A0 die Verantwortung, falls es wegen Kapazitätsverkürzung verklagt wird?
Quelle: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html
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