Di recente, il Politburo del Partito comunista del Vietnam (VN) ha emesso chiare istruzioni ai dipartimenti pertinenti per "espandere le opzioni di elettricità al dettaglio" e promuovere gli accordi di acquisto di energia diretta (DPPAS) a livello nazionale al fine di stimolare la concorrenza nel mercato dell'elettricità e attirare investimenti del settore privato in energia. L'implementazione di questa politica richiede di affrontare i punti deboli fondamentali dell'attuale meccanismo di prezzo dell'elettricità. Secondo i dati dell'elettricità del Vietnam (EVN), mentre circa 7.700 clienti (che rappresentano il 40% del consumo totale di elettricità del paese) sono ammissibili per i DPPA, l'attuale sistema di prezzi di elettricità singola è diventato un ostacolo chiave e un sistema di prezzi più adattabile è urgentemente necessario.
In risposta all'attuale problema di "un singolo prezzo di elettricità che non riesce a riflettere i costi effettivi di generazione di energia", Nguyen Anh Tuan, CEO di Electricity of Vietnam (EVN), ha chiarito in una riunione del 4 settembre che la società sta promuovendo un aggiornamento al suo meccanismo di prezzo. L'approccio centrale è introdurre un sistema di prezzi elettrici a due -, la cui logica di progettazione è allineata con i requisiti del DPPA:
I due - il sistema dei prezzi parte divide la bolletta dell'elettricità in un "componente fisso" e un "componente variabile", corrispondente con precisione alla struttura dei costi della produzione e dell'alimentazione di potenza:
Costi di elettricità fissa: in base alla "capacità registrata" dell'utente, coprirà principalmente i costi di costruzione e manutenzione fissa e di manutenzione dell'infrastruttura della rete (come linee di trasmissione e sottostazioni), garantendo la garanzia fondamentale di alimentazione;
Cariche di elettricità galleggiante: in base al consumo effettivo dell'elettricità dell'utente, riflettono i costi variabili sul lato della generazione di energia (come l'approvvigionamento di carburante e il funzionamento dell'unità e i costi di manutenzione), raggiungendo il mercato di - prezzi basati su "Pay was."
Rispetto all'attuale prezzo di elettricità singola, la tariffa di parte - affronta direttamente due problemi fondamentali nell'implementazione di DPPAS:
Eliminare i sussidi incrociati -: in base a un singolo prezzo di elettricità, i costi per i clienti di diverse scale e tipi di consumo di elettricità sono miscelati, portando a incroci impliciti - sussidi tra - Energia - Enterprises e utenti ordinari, sotto il loro incendio per partecipare a DPPAS. Una tariffa parziale a due - divide con precisione i costi, assegnando costi corrispondenti a ciascun tipo di cliente, garantendo l'equità del mercato e fornendo previsioni di costi trasparenti per i partecipanti a DPPA.
Adattarsi alle esigenze dei clienti DPPA: i clienti idonei per i DPPA sono per lo più grandi - Scala le imprese industriali o gli investitori energetici, la cui domanda di elettricità è caratterizzata da "capacità stabile ma a un uso fluttuante". In una tariffa di parte -, una commissione fissa blocca i costi di capacità di base, mentre una commissione galleggiante corrisponde in modo flessibile all'utilizzo effettivo. Ciò non solo soddisfa la necessità delle aziende di controllabilità dei costi, ma le incentiva anche per ottimizzare l'efficienza dell'elettricità, allineandosi ulteriormente con il mercato - Logica di cooperazione orientata ai DPPA.
Resta inteso che il programma pilota per questa riforma del sistema di alimentazione inizierà nel 2026 e sarà implementato a livello nazionale nel 2027.
