Chuyên gia cho rằng mua bán điện trực tiếp khá phức tạp, cần chờ hướng dẫn và thời gian đồng bộ pháp lý nên "sớm nhất cuối 2025 mới có dự án vận hành theo cơ chế này".
Đầu tháng 7, Chính phủ ban hành Nghị định 80 về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát năng lượng tái tạo (mặt trời, gió...) với khách hàng sử dụng điện lớn. Điều kiện tham gia là 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. Tương ứng, 7.700 khách hàng đủ điều kiện mua bán trực tiếp, theo số liệu của các công ty điện lực. Số này chiếm khoảng 40% tổng điện năng tiêu thụ cả nước.
Tại báo cáo cập nhật ngành năng lượng, nhóm phân tích Công ty chứng khoán Rồng Việt (VDSC) cho rằng DPPA sẽ thúc đẩy các chủ đầu tư khởi động dự án điện tái tạo kể từ sau khi giá ưu đãi cố định FIT 2 hết hiệu lực vào cuối 2020. Theo đó, các chủ đầu tư dự án chuyển tiếp đang chờ cơ chế giá hay chuẩn bị triển khai được hưởng lợi, khi họ không phụ thuộc vào đàm phán với EVN.
Chẳng hạn, điện gió Tân Phú Đông 1 (công suất 100 MW) - dự án thuộc diện chuyển tiếp - giá đàm phán với EVN ở mức 908 đồng một kWh. Tới đây, nếu tham gia cơ chế DPPA, chủ đầu tư đàm phán bán điện cho đơn vị có nhu cầu (ngoài EVN) với giá có thể tốt hơn ngành điện mua từ họ, tùy thỏa thuận hai bên.
Hay với Công ty cổ phần Cơ điện lạnh, cơ chế DPPA là điều kiện để họ tiếp tục đầu tư loạt dự án điện gió sau 2025, gồm Trà Vinh 2 (80MW) và Trà Vinh V1-5 và V1 6 (48MW). Ở phía người mua trung gian, VDSC cho rằng cơ chế này mở ra cơ hội để các chủ đầu tư khu công nghiệp tham gia với tư cách đơn vị mua sỉ - bán lẻ điện.
Đại sứ Mỹ tại Việt Nam Marc E.Knapper cho rằng DPPA giúp các doanh nghiệp quốc tế, trong nước cắt giảm carbon và chuyển đổi năng lượng sạch. Mặt khác, cơ chế này cũng giúp thu hút thêm dòng vốn ngoại vào năng lượng tái tạo ở Việt Nam, theo ông Stuart Livesey, đại diện Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam (VBF).
Song, theo giới chuyên môn, nhiều thách thức cần gỡ để thực hiện DPPA. Bên mua và bán đàm phán giá trên cơ sở hợp đồng mua bán điện mẫu (PPA) của Bộ Công Thương. Phương thức mua có thể qua đường dây riêng (tức không qua EVN) hoặc lưới điện quốc gia. Tuy nhiên, hai trường hợp này đều đang thiếu các hướng dẫn chi tiết từ cơ quan quản lý.
Tại họp báo đầu tháng này, Thứ trưởng Công Thương Nguyễn Sinh Nhật Tân thừa nhận "chắc chắn sẽ có lúng túng" khi thực hiện, gồm đàm phán "bán với giá nào" giữa các bên tham gia. Bởi, hợp đồng PPA mẫu của Bộ Công Thương mang tính định hướng, còn nội dung cụ thể là do hai bên thỏa thuận.
Nhóm phân tích của VDSC cho rằng cần nhiều thời gian để các dự án có thể triển khai theo cơ chế DPPA. Bởi, các cách thức, quy trình thực hiện chưa được nhà chức trách hướng dẫn chi tiết. Văn bản pháp lý thực hiện cơ chế này cũng cần sửa, ban hành đồng bộ, 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. Hay một số quy định về giá, chi phí các khâu vận hành, truyền tải, phân phối... tại Luật Điện lực cũng cần sửa đổi.
"Sớm nhất đến cuối năm 2025 mới có dự án vận hành theo cơ chế này", chuyên gia phân tích tại VDSC dự báo.
Nhà máy điện mặt trời đã đưa vào hoạt động ở TP Phan Thiết, tỉnh Bình Thuận. Ảnh: Việt Quốc
Với các dự án mua bán qua đường dây riêng, các bên tự thỏa thuận công suất, sản lượng và giá nhưng họ phải bỏ chi phí đầu tư đường dây. 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.
Cụ thể hơn, 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 - một đơn vị phát triển các dự án điện mặt trời - nhìn nhận quy trình bổ sung này sẽ "phức tạp, tốn thời gian và nguồn lực". Bởi, 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.
"Những thách thức này có thể ảnh hưởng đến hiệu quả đầu tư do chi phí tăng cao", ông nói. Tuy nhiên, nếu thực hiện đúng cách và tuân thủ các quy định, doanh nghiệp có thể tận dụng lợi thế của việc bán điện trực tiếp, hiệu quả đầu tư về dài hạn.
Ở góc nhìn khác, 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.
Trường hợp mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia (tức vẫn qua EVN) cũng không dễ. Theo Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group, 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.
Thực tế, ngoài chi phí của nhà máy phát điện, phí truyền tải và phân phối trả cho các công ty điện lực là những thành phần để tính giá bán giữa các bên. Với mua bán trực tiếp qua lưới, bên phát điện sẽ đầu tư nhà máy năng lượng tái tạo nhưng sử dụng hệ thống truyền tải, phân phối hiện hữu của ngành điện.
Tuy nhiên, Việt Nam đang áp dụng giá điện một thành phần, tức là các chi phí này được tính gộp trong giá bán. Thực tế, chi phí khâu truyền tải hiện quá thấp, tới cuối 2023 là hơn 79 đồng một kWh (chưa gồm thuế VAT). Mức này được tính trên mỗi kWh vận chuyển, chưa tính đúng, đủ chi phí và khoảng cách xa hay gần. Trong khi, chi phí đầu tư của ngành điện (trạm biến áp, đường dây) có thể khác nhau giữa các khách hàng, tùy nhu cầu sử dụng, vị trí.
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. Với cơ chế này, ngành điện sẽ tách giá và phí truyền tải ra khỏi giá thành điện năng. Việc này tạo công bằng giữa bên mua - bán trong đó có EVN, nhà sản xuất và đơn vị sử dụng điện, theo Bộ trưởng Công Thương Nguyễn Hồng Diên tại cuộc họp đầu tháng 7.
Ngoài ra, thách thức nữa khi thực hiện DPPA, theo VDSC, 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 (chu trình giao dịch 48 phiên một ngày, mỗi phiên 30 phút). Tuy nhiên, tới giờ chưa rõ cơ chế để nhà máy điện tái tạo chào giá trên thị trường này.
Chưa kể, 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. Tức là 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.
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. Theo ông Phạm Đăng An, 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. Bộ phận nghiên cứu 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. Theo ông, khó có cơ chế nào hoàn hảo từ khi ban hành, bởi "mỗi doanh nghiệp yêu cầu một kiểu". Nhà chức trách có thể cũng chưa tính toán được hết hạ tầng, cơ chế, quy mô thị trường thực tế.
"Các cơ chế vẫn phải thử, sau đó điều chỉnh dần dần",
tHEOvnEXPRESS
0 nhận xét:
Đăng nhận xét