Warten auf Anweisungen zur Umsetzung des Mechanismus für den direkten Stromkauf

Der Mechanismus für den direkten Stromhandel zwischen Erzeugern erneuerbarer Energien und großen Stromverbrauchern (DPPA) ist im Dekret 80/2024/ND-CP festgelegt. Viele Experten der Strombranche sind jedoch vorsichtig, wenn es um die Möglichkeit einer praktischen Umsetzung geht.

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 erhalten und liefern 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 über 200.000 kWh/Monat diese Form nur selten wählen würden, da die Produktion und die Geschäftstätigkeit eine kontinuierliche und stabile Stromversorgung erforderten.

„In konzentrierten Industriegebieten ist es möglich, dass eine separate Leitung zwischen Solarstrom vom Dach und den Kunden im Industriegebiet eine DPPA-Vereinbarung vorsieht. Aber wo finden wir außerhalb von Industriegebieten einen Korridor für den Bau einer separaten Leitung? Wenn große Stromkunden wie Zement- und Stahlwalzwerke in Ninh Thuan oder im zentralen Hochland Strom mit Solar- oder Windkraftanlagen beziehen, ist eine Anwendung mit erheblicher Leistung möglich. Allerdings ist zu beachten, dass Wind- und Solarenergie den Bedarf von Zement- und Stahlwalzwerken nicht jederzeit 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 über die Electricity Corporation (oder andere Stromhändler als die Electricity Corporation) zu kaufen und zu verkaufen, zusätzlich zum direkten Stromhandel über private Anschlussleitungen gemäß den Vorschriften.

Die Stromabnahmeverträge, die die Stromwirtschaft seit langem mit Großkunden abschließt, enthalten jedoch alle Verpflichtungen hinsichtlich der verbrauchten Strommenge und der Kapazität, sodass die Stromwirtschaft weiß, welche Investitionen erforderlich sind, um eine stabile und kontinuierliche Stromversorgung der Kunden sicherzustellen. Angesichts der instabilen Natur 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 verpflichtet, während der Nutzung erneuerbarer Energien einen Stromausgleich bereitzustellen, die Kapazität und Leistung aber aufgrund der „natürlichen“ Natur sinken, oder sie müssen einen höheren Preis akzeptieren, damit die Stromwirtschaft bereitsteht, um bei wetterbedingten Schwankungen der erneuerbaren Energien einen Ausgleich zu leisten.

„Die Elektrizitätswirtschaft würde auf keinen Fall in Stromleitungen und Umspannwerke investieren, ohne zu wissen, wann und wie viel sie verkaufen wird, 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 Stromerzeugung und den Stromeinkauf nicht decken zu können“, kommentierte Herr Manh T., der in der Elektrizitätswirtschaft tätig ist.

Energieexperte La Hong Ky teilt ebenfalls die Fakten zur Investitionsforschung in Solarstromanlagen auf Hausdächern und vertritt eine andere Perspektive. Laut Herrn Ky hat er Daten von Dutzenden Solarstromanlagen auf Hausdächern im Norden gesammelt und festgestellt, dass die durchschnittliche Anzahl der Sonnenstunden in dieser Region weniger als 3 Stunden pro Tag beträgt und auf etwas über 1.000 Stunden pro Jahr geschätzt wird. Gleichzeitig gibt es im Jahr 8.760 Stunden (365 Tage x 24 Stunden), an denen ständig Strom zur Verfügung stehen muss. 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 ein entsprechendes Speichersystem investieren müssen. Der Strompreis müsste dann bei etwa 27 US-Cent/kWh liegen“, sagt Herr Dang Q. von einem Unternehmen, das Solarstromsysteme entwickelt.

Natürlich ist der Verkaufspreis von 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 nur über 3.000 VND/kWh liegen (Spannungsebene 22 kV und 3 Phasen).

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

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

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

„Derzeit überprüft das Interdisziplinäre Inspektionsteam jährlich die Stromerzeugungs- und -betriebskosten der EVN für das Vorjahr und gibt sie öffentlich bekannt. In der Öffentlichkeit gibt es jedoch weiterhin viele Zweifel hinsichtlich der Genauigkeit, Richtigkeit und Vollständigkeit der Berechnung. Werden Großkunden den von der EVN berechneten Einheitspreis akzeptieren? Wenn sie möchten, dass dieser Einheitspreis vom Ministerium für Industrie und Handel genehmigt wird, wird das Ministerium es wagen, ihn zu genehmigen? Insbesondere wenn der jährliche Betrieb des Stromnetzes unterschiedlichen Berechnungen unterliegt, weil er von der Wasserquelle der Wasserkraftwerke beeinflusst wird (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 merkte an, dass die erneuerbaren Energien je nach Wetterlage schwanken und große Kunden, die Strom kaufen, Stabilität benötigen. Wenn es jedoch keine Speicher zur Stabilisierung gebe, würden sich die 10 MW Strom, die aus erneuerbaren Energien ins Netz verkauft werden, von den 10 MW Strom unterscheiden, die große Kunden mit hoher Stabilität aus dem nationalen Netz 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 „unklar“

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

Dementsprechend ist noch unklar, welche Erzeuger erneuerbarer Energien am DPPA teilnehmen dürfen und welche nicht. Es ist naheliegend, dass Erzeuger erneuerbarer Energien, die Strom zu hohen Einspeisetarifen an EVN verkaufen, nicht am wettbewerbsorientierten Stromgroßhandelsmarkt und am DPPA mit Großkunden teilnehmen möchten. Unternehmen mit Übergangsprojekten im Bereich erneuerbare Energien oder solche, die Investitionen vorbereiten, könnten hingegen an einer Teilnahme interessiert sein.

Dieser Analyse zufolge wird EVN gewisse Verluste erleiden, wenn sich Erzeuger erneuerbarer Energien mit niedrigen Preisen vom Strommarkt und von 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 Stromeinkaufskosten zu senken und nur dann einen Teil der Stromrechnung entsprechend dem aktuellen Einzelhandelspreis des Ministeriums für Industrie und Handel an den Stromversorger zahlen, wenn sie mehr als die im Laufzeitvertrag mit der Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energien angegebene Leistung verbrauchen.

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

In Bezug auf die Kontrolle ist diese Person außerdem der Ansicht, dass es unsinnig erscheint, das National Power System Control Center (A0) mit der Kontrolle der Anzahl der Projekte/Kapazitäten der am DPPA gemäß Artikel 20.1 teilnehmenden erneuerbaren Energieeinheiten zu beauftragen, um den Kapazitätsspielraum gemäß dem Plan nicht zu überschreiten. Der Grund hierfür ist: Wenn die Gefahr einer Überschreitung des Spielraums besteht, welche Kriterien werden dann verwendet, um auszuwählen, welche erneuerbaren Energieeinheiten teilnehmen dürfen?

Wie wird A0 außerdem 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, wenn es wegen Kapazitätsreduzierung verklagt wird?

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