Nghị định 80 về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA): Tiềm năng và thách thức
Đầu tháng 7, Chính phủ ban hành Nghị định 80 về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa các đơn vị phát năng lượng tái tạo (mặt trời, gió…) với khách hàng sử dụng điện lớn. Nghị định này cho phép khách hàng sử dụng điện lớn đấu nối cấp điện áp từ 22kV trở lên và tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh một tháng tham gia vào cơ chế mua bán trực tiếp. Theo số liệu của các công ty điện lực, có khoảng 7.700 khách hàng đủ điều kiện, chiếm khoảng 40% tổng điện năng tiêu thụ cả nước.
Tác động của DPPA đến ngành năng lượng tái tạo
Nhóm phân tích của Công ty chứng khoán Rồng Việt (VDSC) cho rằng DPPA sẽ thúc đẩy các chủ đầu tư khởi động dự án điện tái tạo, đặc biệt là các dự án chuyển tiếp đang chờ cơ chế giá hoặc chuẩn bị triển khai. Cơ chế này cho phép các chủ đầu tư tự do đàm phán giá bán điện với khách hàng mà không phụ thuộc vào EVN. Ví dụ, dự án điện gió Tân Phú Đông 1 (công suất 100 MW) có thể đàm phán bán điện cho các đơn vị có nhu cầu với giá tốt hơn so với giá EVN mua từ họ. Công ty cổ phần Cơ điện lạnh cũng coi cơ chế DPPA là điều kiện để họ tiếp tục đầu tư loạt dự án điện gió sau 2025.
Cơ hội cho các chủ đầu tư khu công nghiệp
VDSC cho rằng DPPA mở ra cơ hội cho các chủ đầu tư khu công nghiệp tham gia với tư cách đơn vị mua sỉ – bán lẻ điện. Cơ chế này giúp các doanh nghiệp quốc tế và trong nước cắt giảm carbon và chuyển đổi năng lượng sạch (theo Đại sứ Mỹ tại Việt Nam Marc E. Knapper), đồng thời thu hút thêm dòng vốn ngoại vào năng lượng tái tạo ở Việt Nam (theo đại diện Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam (VBF)).
Thách thức trong việc triển khai DPPA
Bên mua và bán đàm phán giá trên cơ sở hợp đồng mua bán điện mẫu (PPA) của Bộ Công Thương. Tuy nhiên, việc thiếu hướng dẫn chi tiết từ cơ quan quản lý về phương thức mua điện qua đường dây riêng hoặc lưới điện quốc gia đang gây khó khăn. Thứ trưởng Công Thương Nguyễn Sinh Nhật Tân thừa nhận “chắc chắn sẽ có lúng túng” khi thực hiện, đặc biệt là trong việc đàm phán giá bán giữa các bên tham gia.
Thiếu hụt về quy định và hướng dẫn
VDSC cho rằng cần nhiều thời gian để các dự án có thể triển khai theo cơ chế DPPA do các cách thức, quy trình thực hiện chưa được nhà chức trách hướng dẫn chi tiết. Các văn bản pháp lý thực hiện cơ chế này cũng cần sửa, ban hành đồng bộ, bao gồm Thông tư hướng dẫn DPPA, Nghị định về điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu, trong đó quy định về bán phần điện dư. Một số quy định về giá, chi phí vận hành, truyền tải, phân phối… tại Luật Điện lực cũng cần sửa đổi. Chuyên gia phân tích tại VDSC dự báo sớm nhất đến cuối năm 2025 mới có dự án vận hành theo cơ chế này.
Khó khăn trong đàm phán hợp đồng và quy hoạch lưới điện
Nhóm phân tích của Chứng khoán SSI cho rằng người mua và bán có thể gặp khó khăn trong đàm phán hợp đồng do thiếu hướng dẫn. Chuyên gia từ VDSC chỉ ra các chủ đầu tư sẽ gặp vướng khi bổ sung lưới điện vào quy hoạch tỉnh, vùng. Ông Phạm Đăng An, Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group, nhìn nhận quy trình bổ sung này sẽ “phức tạp, tốn thời gian và nguồn lực”, do doanh nghiệp phải đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật về an toàn, bảo trì và kiểm tra định kỳ hệ thống truyền tải điện. Điều này có thể ảnh hưởng đến hiệu quả đầu tư do chi phí tăng cao.
Vấn đề về vị trí địa lý và chi phí đường dây riêng
Đại diện một doanh nghiệp tại Bình Thuận lo ngại các khách hàng lớn cần mua điện sạch chủ yếu ở phía Bắc và Nam, nhưng nguồn cung năng lượng tái tạo quy mô lớn nằm rải rác ở miền Trung. Điều này gây khó khăn cho việc bán điện trực tiếp do chi phí đầu tư đường dây riêng quá lớn.
Cần áp dụng cơ chế tính giá hai thành phần
Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group cho rằng nhà chức trách cần hướng dẫn phương pháp tính giá bán, chi phí trả cho khâu vận hành lưới điện, cũng như tiêu chuẩn kỹ thuật, điều kiện khi hợp tác, thực hiện dự án. Hiện tại, Việt Nam đang áp dụng giá điện một thành phần, tức là các chi phí như truyền tải và phân phối được tính gộp trong giá bán. Chi phí khâu truyền tải hiện quá thấp, chưa tính đúng, đủ chi phí và khoảng cách xa hay gần. Để khắc phục tồn tại này, Chính phủ yêu cầu Bộ Công Thương nghiên cứu, sớm áp dụng cơ chế tính giá hai thành phần. Cơ chế này sẽ tách giá và phí truyền tải ra khỏi giá thành điện năng, tạo công bằng giữa bên mua – bán.
Thách thức trong việc tối ưu hóa sản lượng và giá
VDSC cho rằng thách thức nữa khi thực hiện DPPA là tối ưu hiệu quả đàm phán sản lượng và giá theo hợp đồng mua bán điện. Các công ty phát điện phải “chốt” giá cố định cả năm, hay điều chỉnh theo thời điểm trong ngày hoặc mùa. Việc tìm ra điểm cân bằng cung – cầu cũng là vấn đề, bởi giá cao có lợi cho bên bán, nhưng lại khó thương lượng với khách hàng. Cùng với đó, phần điện dư không phát hết, các chủ đầu tư phải tự chào giá trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
Vấn đề về tính ổn định của điện mặt trời
DPPA áp dụng cho nguồn năng lượng tái tạo, trong đó điện mặt trời là loại nguồn điện thiếu tính ổn định, phụ thuộc nhiều vào yếu tố thời tiết. Nguồn điện này có thể sụt giảm công suất đột ngột khi gặp mây, mưa. Dù mua bán qua đường dây nhánh, doanh nghiệp vẫn phải đấu nối vào hệ thống điện quốc gia. Như vậy, lưới điện quốc gia luôn phải “chờ sẵn” để kịp thời cung ứng. Ước tính của giới chuyên môn, 1 MW điện mặt trời mái nhà cần 4 MW từ các nguồn điện nền (than, khí, thủy điện) dự phòng để vận hành ổn định.
Vai trò của hệ thống pin lưu trữ (BESS)
Phương án sử dụng hệ thống pin lưu trữ (BESS) được tính tới như một giải pháp hỗ trợ ổn định lưới điện, giảm thất thoát điện năng trong bối cảnh năng lượng tái tạo không ổn định. Ông Phạm Đăng An cho rằng việc tích hợp hệ thống lưu trữ cần được xem như một điều kiện khi triển khai các dự án. “Việc này góp phần giảm rủi ro gián đoạn cung cấp điện, phát huy tiềm năng nguồn năng lượng tái tạo”, ông An nói. Song tiền đầu tư hệ thống BESS vẫn cao, nên phương án này chưa phải tối ưu.
Cần có chính sách điều độ hợp lý và giai đoạn thử nghiệm
Nhóm phân tích của Công ty chứng khoán SSI dẫn đánh giá của EVN cho biết giá bán lẻ điện khoảng 2.006,79 đồng một kWh (tương đương 7,88 cent một kWh) thấp hơn chi phí sản xuất điện khí LNG hay từ công nghệ BESS. Chuyên gia từ SSI kỳ vọng trong trung, dài hạn, mô hình giá điện hai thành phần sẽ giúp giải quyết tình trạng này. Ngoài ra, nhóm phân tích cũng lưu ý việc triển khai DPPA phải đi kèm chính sách điều độ hợp lý hơn để đảm bảo khả năng chịu tải của lưới điện. Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh, cho rằng chính sách mua bán điện trực tiếp lần đầu được đưa ra nên cần có giai đoạn thử nghiệm. “Các cơ chế vẫn phải thử, sau đó điều chỉnh dần dần”, ông nói, cho rằng việc này sẽ tạo vùng đệm an toàn cho chính sách.
Nguồn: https://vnexpress.net
Xem bài viết gốc tại đây