Mã số N3041: CƠ CHẾ MUA BÁN ĐIỆN TRỰC TUYẾN DPPA: GIẢI NGHẼN CHO ĐIỆN SẠCH

Với cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và các đơn vị tiêu thụ điện lớn vừa được thông qua, doanh nghiệp Việt Nam đang nắm trong tay cơ hội đạt những chứng chỉ năng lượng tái tạo, chứng chỉ giảm phát thải carbon để tăng sức cạnh tranh khi xuất khẩu hàng hóa ra thị trường quốc tế.

Nhà máy điện gió và điện mặt trời ở Ninh Thuận. Ảnh: Trung Nam Group

Ngày 3/7/2024, Chính phủ ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và các đơn vị tiêu thụ điện lớn. Nghị định có hiệu lực ngay từ ngày ký này đánh dấu cột mốc quan trọng trong lĩnh vực năng lượng tái tạo và thể hiện cam kết của Việt Nam trong việc khử carbon nền kinh tế và đạt mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

DPPA là một cơ chế cho phép các bên mua-bán điện ký các hợp đồng theo giá thị trường giao ngay (kết nối điện trong thời gian ngắn, thường dưới một tiếng) hoặc các hợp đồng kỳ hạn (đặt mua một sản lượng nhất định trong tương lai, ví dụ theo tháng, quý, năm v.v). Với cơ chế như vậy, các bên tham gia có thể dự đoán nhu cầu hoặc năng lực sản xuất của mình để tìm kiếm những nhà cung ứng điện với chi phí phù hợp.

Theo quy định của DPPA, các bên quan tâm đến việc lắp đặt đường dây kết nối riêng được cho phép tự do giải quyết các điều khoản tài chính và kỹ thuật của riêng họ. Những người thích giao dịch qua lưới điện quốc gia sẽ cần tuân thủ nhiều quy tắc hơn - chẳng hạn như các đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (GENCO) phải có công suất ít nhất 10MW và đặt ở một số vùng quy hoạch nhất định.

Tuy nhiên đối với người mua, dù thông qua đường dây dẫn riêng hay qua lưới điện quốc gia, thì cũng phải đảm bảo là những khách hàng sử dụng điện lớn - tức có mức sản lượng tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh/tháng trở lên (tương đương với mức tiêu thụ điện của khoảng 300 hộ gia đình).

Cơ hội cho những doanh nghiệp tìm kiếm chứng chỉ xanh

Cơ chế DPPA của Việt Nam đã trải qua nhiều lần sửa đổi kể từ khi dự thảo đầu tiên được đưa ra vào tháng 6/2019, trong đó chỉ hình dung việc kinh doanh năng lượng xanh thông qua lưới điện quốc gia, mà không có lựa chọn cho các đường dây điện tư nhân mới. Tuy nhiên, cơ chế DPPA được phê duyệt tuần trước đã đưa ra cả hai mô hình*.

Thực tế, DPPA đã không có nhiều động lực phát triển cho đến khi Việt Nam thực hiện cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 vào năm 2021, và sau đó giải quyết được sơ bộ vấn đề ổn định lưới điện khi công suất năng lượng tái tạo vào lưới tăng nhanh trong những năm tiếp theo.

Giờ đây các điều kiện cho DPPA đã chín muồi: Quy hoạch điện VIII đã đặt ra khuôn khổ cho sản xuất và phân phối năng lượng tái tạo, và các bên tư nhân đã sẵn sàng tham gia thị trường năng lượng xanh.

Điện mặt trời áp mái trong khu công nghiệp có thể cung cấp năng lượng cho một vài xưởng sản xuất xung quanh. Ảnh: Green Yellow Việt Nam

Theo Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), nhu cầu tham gia hình thức mua bán điện trực tiếp rất lớn. Một số tập đoàn lớn như Samsung, Nike, Google, Apple, Heineken đã gửi thư bày tỏ sự ủng hộ với cơ chế DPPA.

Trước khi ban hành Nghị định về DPPA, một cuộc khảo sát của Bộ Công Thương cho thấy, ở bên mua, 50% doanh nghiệp tại Việt Nam mong muốn tham gia DPPA với tổng nhu cầu ước tính 996 MW. Trong khi đó, ở bên bán, có khoảng 24 dự án năng lượng tái tạo án (với công suất đặt 1.773MW) muốn tham gia cơ chế DPPA và 17 dự án (với công suất khoảng 2.836MW) cho biết sẽ cân nhắc về điều kiện tham gia.

Việc hạ mức yêu cầu sản lượng điện tiêu thụ bình quân từ trên 500.000 kWh/tháng xuống còn 200.000 kWh/tháng trong cơ chế DPPA có thể mở rộng hơn lượng người tiêu dùng điện lớn tiếp cận năng lượng tái tạo. Điều này đồng nghĩa với việc sẽ có khoảng 7.700 khách hàng, chiếm hơn 36% tổng số khách hàng dùng điện của năm tổng công ty điện lực trên cả nước, có khả năng tiếp cận "điện sạch".

Với sự vận hành của DPPA, nền kinh tế của Việt Nam sẽ có xu thế phát triển xanh hơn và các doanh nghiệp sớm có cơ hội đạt những chứng chỉ năng lượng tái tạo, chứng chỉ giảm phát thải carbon để tăng sức cạnh tranh khi xuất khẩu hàng hóa ra thị trường quốc tế.

Những cơ chế thị trường như DPPA cũng được kỳ vọng sẽ thu hút dòng đầu tư lớn hơn vào lĩnh vực năng lượng tái tạo.

Vấn đề của lưới điện

Mặc dù Việt Nam có tham vọng tăng cường năng lượng tái tạo, nhưng nhiều chuyên gia vẫn lo ngại về lưới điện có đủ khả năng xử lý lượng điện không ổn định từ các nguồn này hay không. Trong những năm qua, sự thay đổi đột ngột của phụ tải điện đã buộc các nhà điều hành hệ thống phải “ngắt” các trang trại điện gió và điện mặt trời ngay cả khi trời nắng to gió lớn, dẫn đến tổn thất tài chính.

Nhìn chung, các nhà quản lý thị trường muốn khuyến khích sự phát triển và tăng số lượng người tham gia, trong khi những nhà quản lý kỹ thuật tỏ ra hoài nghi về tính khả thi của nó.

Chẳng hạn, trước khi cơ chế DPPA có hiệu lực, đã có một số tranh luận chỉ ra rằng, mô hình tính toán của Bộ Công Thương và USAID cho thấy giới hạn khách hàng tiêu thụ từ 500.000kWh/tháng sẽ hợp lý với hệ thống điện hiện có của Việt Nam hơn, không gây rủi ro cho điều độ điện. Khi cho phép các khách hàng tiêu thụ 200.000kWh/tháng tham gia, lưới điện sẽ phải đối mặt với rủi ro cao, do tỷ lệ năng lượng tái tạo dự kiến tham gia tăng mạnh, khó có thể điều độ.

Trong bài viết hôm thứ hai, Tạp chí Năng lượng Việt Nam cũng chỉ ra một loạt vấn đề cần phải lưu ý trong ngắn hạn khi triển khai DPPA. Theo nhóm tác giả, dù bằng cách này hay cách khác, các hợp đồng mua bán điện trực tiếp chắc chắn sẽ tạo thêm áp lực cân bằng cho lưới điện, do vậy cần phải có những biện pháp điều độ thích hợp với khả năng chịu tải của lưới.

Thêm vào đó, để DPPA vận hành ổn thỏa, cần có những chi phí “đệm”. Chẳng hạn, khi yêu cầu của các doanh nghiệp muốn DPPA tăng lên quá nhanh, EVN sẽ phải huy động các nguồn khẩn cấp - thường là điện khí hoặc hệ thống pin lưu trữ - để chống lại sự bất ổn của điện tái tạo. Những nguồn chữa cháy này đang có giá cao gấp rưỡi giá bán lẻ điện của EVN, do vậy hầu như không doanh nghiệp nào (ngoài EVN) muốn đầu tư. Nếu EVN tự đầu tư sẽ gây thua lỗ. Nhưng nếu không ai đầu tư vào, việc mở rộng DPPA sẽ trở nên bất khả thi.

Ngoài ra, việc chuẩn bị và duy trì sẵn sàng cho khoảng công suất đăng ký của các khách hàng DPPA là cực kỳ tốn kém. Vì Việt Nam chưa áp dụng giá điện hai thành phần (tiền phải trả = tiền điện tiêu thụ + phí duy trì công suất), nên câu hỏi là ai sẽ phải chịu khoản chi phí đắt đỏ đó?

Hai mô hình của DPPA*

1. Mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng

Theo quy định của DPPA, các bên quan tâm đến việc lắp đặt đường dây kết nối riêng được cho phép tự do giải quyết các điều khoản tài chính và kỹ thuật của riêng họ. Tuy nhiên, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (gọi tắt là GENCO) vẫn có thể đàm phán và ký hợp đồng với EVN hoặc các đơn vị được ủy quyền để bán lượng điện dư lên lưới. Khách hàng mua điện tái tạo theo cách này vẫn có thể mua điện lưới từ EVN để sử dụng.

2. Mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia

Khách hàng sử dụng điện lớn (hoặc các đơn vị bán lẻ điện được ủy quyền để mua điện cho cả cụm dân cư, cụm công nghiệp v.v) sẽ ký hợp đồng kỳ hạn với GENCO để thỏa thuận giá và sản lượng điện tái tạo mua bán trong tương lai; đồng thời ký hợp đồng mua bán điện với EVN để đảm bảo được cấp phát điện đầy đủ theo nhu cầu.

Với hợp đồng kỳ hạn, khách hàng và đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có thể thỏa thuận một mức giá (Pstrike) giá để bù đắp cho bất kỳ sự chênh lệch nào so với giá giao ngay (Pspot). Nghị định 80 cung cấp công thức tính tổng doanh thu của đơn vị phát điện năng lượng tái tạo trong một chu kỳ giao dịch theo hợp đồng kỳ hạn, với nguyên tắc:

+ Nếu giá theo hợp đồng thấp hơn giá giao ngay ( Pstrike < Pspot), đơn vị phát điện năng lượng tái tạo phải bù lỗ cho khách hàng.

+ Nếu giá theo hợp đồng cao hơn giá giao ngay ( Pstrike < Pspot), khách hàng phải bù lỗ cho đơn vị phát điện năng lượng tái tạo.

Với hợp đồng mua bán điện giữa khách hàng và EVN, có hai kịch bản xảy ra:

+ Nếu mức tiêu thụ của khách hàng thấp hơn mức sản xuất điện tái tạo của GENCO, chi phí khách hàng phải trả cho EVN sẽ gồm ba phần: (i) chi phí điện theo giá giao ngay của thị trường, (ii) chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống (dịch vụ truyền tải, phân phối, điều độ, điều hành giao dịch...), và (iii) chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch sản lượng.

(Pcustomer = Pspot+ PDPPA+ Pdifferences)

+Nếu mức tiêu thụ của khách hàng cao hơn mức sản xuất điện tái tạo của GENCO, chi phí khách hàng phải trả cho EVN sẽ gồm hai phần (i) chi phí phần sản lượng tương ứng với sản lượng của Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (Pspot+ PDPPA )và (ii) chi phí phần sản lượng điện tăng thêm tính theo giá bán lẻ hiện hành (Pretail), tương đương với công thức:

(Pcustomer= Pspot+ PDPPA+ Pretail)

Tác giả: Ngô Hà

Đơn vị: Báo Khoa học và Phát triển