Comercio directo de electricidad: una buena política, pero difícil de implementar de inmediato

Los proyectos de energía solar y eólica conectados a la red nacional deben tener una capacidad de 10 MW o más - Foto: NAM TRAN

Este es un paso importante en la promoción de un mercado eléctrico competitivo y el desarrollo de la energía limpia en Vietnam.

Sin embargo, para que esta política sea verdaderamente efectiva, todavía quedan muchas cuestiones por aclarar y resolver.

Expectativas de las empresas

El Decreto prevé dos formas principales de DPPA: compra de energía de línea privada y compra de energía de red.

En el modelo de comercialización de líneas privadas, las partes acuerdan la capacidad, la producción y el precio de la electricidad. Este modelo no tiene límite de capacidad y se aplica a fuentes de energía como la solar, la eólica, la minicentral hidroeléctrica, la biomasa, la geotérmica, la undimotriz, la mareomotriz, la corriente oceánica y la energía solar en tejados.

Sin embargo, la implementación es difícil debido a la gran distancia entre la central y el cliente.

Con la modalidad de compraventa a través de la red nacional, el decreto limita la capacidad de las plantas de energía renovable a 10 MW o más. Los grandes clientes de electricidad deben conectarse a una tensión de 22 kV o superior y tener un consumo promedio de 200.000 kWh/mes.

Aunque esta forma es más conveniente, todavía quedan muchos problemas por resolver.

El Sr. Pham Minh Tuan, vicepresidente de Bamboo Capital Group, dijo que la comunidad de inversores que desarrollan energías renovables y las grandes empresas consumidoras de electricidad tienen grandes expectativas en esta nueva política.

Para los inversores, la firma de un contrato de compraventa de energía (PDPA) a largo plazo facilita la gestión del capital de forma más eficaz y a bajo coste por parte de instituciones financieras, especialmente internacionales. Esto difiere de la forma actual de vender electricidad mediante un contrato de compraventa de energía (PPA), lo que ayuda a las empresas a aumentar la eficiencia de sus inversiones y a ofrecer electricidad a precios más competitivos.

Para los grandes consumidores de electricidad, estabilizar los costos de la electricidad a largo plazo ayuda a determinar los costos de insumos, reduciendo así los costos operativos. Además, el uso de electricidad limpia también ayuda a las empresas a demostrar la reducción de emisiones, con miras al objetivo de cero emisiones netas.

El Sr. Pham Dang An, subdirector general de Vu Phong Energy Group, comentó que el decreto creará una competencia justa y transparente en el sector energético. Las partes podrán negociar los precios de compra y venta de electricidad en función de la oferta y la demanda reales. Negociar la venta del excedente de electricidad a EVN también contribuye a optimizar la producción y la eficiencia económica .

Desafíos en la implementación

A pesar de las altas expectativas, las empresas también señalaron algunos desafíos en la implementación de esta política.

El Sr. Tuan afirmó que el desarrollo y la inversión en fuentes de energía, especialmente las líneas de conexión (en caso de venta de electricidad a través de líneas separadas), aún requieren procedimientos de planificación complejos y laboriosos. Además, el decreto no ha aclarado el mecanismo para las fuentes de energía que operan con precios de tarifa regulada (FIT) o en régimen de transición al participar en el DPPA.

Otro riesgo es que los grandes clientes de electricidad deben garantizar que su consumo eléctrico promedio sea superior a 200.000 kWh/mes para seguir participando en el programa.

Esto también supone un riesgo para el comprador. Si durante la vigencia del contrato, la empresa consume menos electricidad que este nivel mínimo, es probable que se le aplique una penalización contractual muy elevada", afirmó el Sr. Tuan.

El Sr. An también señaló que el proceso de ajuste y promulgación de regulaciones adicionales para garantizar el buen funcionamiento del mercado de comercio directo de electricidad podría llevar tiempo. Durante el período de transición, podrían presentarse deficiencias y dificultades en la aplicación de las nuevas regulaciones.

En declaraciones a Tuoi Tre, un representante de una empresa de inversión en energía solar y eólica de Binh Thuan señaló que los grandes clientes que necesitan comprar electricidad limpia se encuentran principalmente en el norte o el sur, mientras que las fuentes de energía renovable a gran escala se encuentran dispersas en la región central. Esto dificulta la venta directa de electricidad a través de líneas privadas debido a su alto costo.

Nuestra central eléctrica en Binh Thuan no puede invertir en una línea independiente para vender electricidad a los clientes de Ciudad Ho Chi Minh debido a su alto costo. Solo mediante la venta a través del sistema eléctrico nacional podremos desarrollarla, pero necesitamos instrucciones muy específicas sobre cómo los proyectos de energía renovable pueden participar en el competitivo mercado eléctrico y sobre los mecanismos de fijación de precios y producción para participar en él, declaró la empresa.

Necesita instrucciones específicas

Representantes de Vietnam Electricity Group (EVN) dijeron que los nuevos mecanismos aumentarán las opciones para los clientes, especialmente aquellos que necesitan comprar electricidad limpia.

Sin embargo, para que el comercio de líneas privadas sea efectivo, tanto el comprador como el vendedor de electricidad deben "encontrarse entre sí", es decir, tener condiciones favorables como que la planta generadora y la planta de fabricación estén ubicadas cerca una de la otra.

Respecto de las energías renovables comercializadas a través del sistema eléctrico nacional, si bien el decreto puede implementarse de inmediato, en la realidad aún existe una normativa poco clara que puede generar problemas durante su implementación.

Por ejemplo, la asignación de pagos cuando una planta de energía limpia vende a múltiples clientes o viceversa.

EVN también señaló que muchos proyectos de energía renovable actualmente disfrutan de los mecanismos de precios preferenciales FIT1 y FIT2 y del mecanismo de precios de transición, por lo que el mecanismo de pago será muy complicado y necesitará una orientación más específica.

Otro problema es que el decreto exige que las plantas participen en el mercado eléctrico competitivo, mientras que actualmente no existe una normativa que regule la participación de las plantas de energía renovable en dicho mercado. Por lo tanto, es necesario un mecanismo específico para determinar la producción de electricidad comprada y vendida, así como el costo de calcular el precio de la electricidad como base de pago.

El líder de la Autoridad Reguladora de Electricidad ( Ministerio de Industria y Comercio ) afirmó que organizará actividades para orientar y difundir la normativa, así como brindar capacitación especializada a las unidades interesadas para implementar efectivamente el decreto.

Oportunidades para la energía solar en azoteas

Una novedad destacable del decreto es que los sistemas de energía solar en azotea podrán participar en el mecanismo DPPA a través de compra y venta directa mediante líneas privadas.

Esto abre oportunidades para los inversores en energía solar en tejados que estén dispuestos a invertir en sistemas para fábricas y parques industriales que los necesiten.

Con esta fuente de energía, la implementación técnica no es demasiado compleja cuando la red de tejado se vende al usuario, que es la fábrica ubicada debajo. El mecanismo de precios acordado entre ambas partes generará iniciativa en la compraventa, contribuyendo así al desarrollo de la energía solar en tejados.

Fuente: https://tuoitre.vn/mua-ban-dien-truc-tiep-chinh-sach-hay-nhung-kho-lam-ngay-20240706232009815.htm