Cơ chế mua bán điện trực tiếp của Việt Nam, kinh nghiệm quốc tế và các khuyến nghị

Hội thảo của các bên thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) ở Việt Nam “Hội thảo của các bên thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp ở Việt Nam” vừa được các cơ quan quản lý nhà nước, doanh nghiệp liên quan tổ chức tại Hà Nội. Tham luận chính được trình bày bởi: Cục Điều tiết Điện lực (ERAV), Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO), Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Công ty Cổ phần Xây dựng Công trình IPC E&C, SP Group Việt Nam, Heineken Việt Nam... Phần thảo luận diễn ra sôi nổi giữa doanh nghiệp (bên bán điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện có nhu cầu cấp Chứng chỉ Năng lượng tái tạo - REC), các chuyên gia, nhà khoa học với ERAV, NSMO, EVN... Ngoài ra, còn có nhiều vấn đề được giải đáp (bổ sung) như: Tiêu chí cho đơn vị phát điện; phát triển mới dự án điện mặt trời để tham gia cơ chế DPPA; mua bán điện thông qua thị trường điện giao ngay; thời hạn hợp đồng với thị trường giao ngay; chấm dứt DPPA; chấm dứt cơ chế FIT chuyển tiếp và tham gia DPPA; 1 dự án tham gia 2 cơ chế (vừa tham gia cơ chế FIT chuyển tiếp vừa tham gia DPPA); thuộc tính môi trường; doanh thu thị trường điện; phân bổ sản lượng hợp đồng Qc... Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam tường thuật đầy đủ, chi tiết nội dung nêu trên trong bài viết dưới đây.

I. Bối cảnh và mục tiêu:

Việt Nam đang đối mặt với sự gia tăng mạnh mẽ về nhu cầu tiêu thụ điện năng, trong khi việc phát triển các nguồn phát điện truyền thống đang bị hạn chế do các nguyên nhân khác nhau. Trong bối cảnh đó, các nguồn điện năng lượng tái tạo (NLTT) như điện mặt trời và điện gió được coi là giải pháp thiết yếu để giảm thiểu sự phụ thuộc vào các nguồn năng lượng hóa thạch, đồng thời đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế bền vững.

Nhằm thúc đẩy phát triển NLTT, Chính phủ Việt Nam đã ban hành Nghị định 80/2024/NĐ-CP, đặt nền tảng cho cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép các doanh nghiệp lớn có thể ký kết hợp đồng trực tiếp với các nhà sản xuất điện NLTT, hướng đến việc triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh tại Việt Nam. Cơ chế này không chỉ tạo ra cơ hội cho các nhà sản xuất NLTT tiếp cận thị trường một cách minh bạch và công bằng, mà còn giúp các doanh nghiệp lớn tiếp cận nguồn điện sạch với chi phí hợp lý.

II. Các mô hình DPPA:

Nghị định 80/2024/NĐ-CP quy định hai mô hình cho DPPA giữa các nhà sản xuất điện NLTT và các doanh nghiệp lớn như sau:

Mô hình 1: Mua bán điện qua đường dây kết nối riêng.

Trong mô hình này, đơn vị phát điện NLTT có thể ký hợp đồng trực tiếp với khách hàng sử dụng điện lớn và sử dụng đường dây kết nối riêng để truyền tải điện. Khách hàng sử dụng điện lớn (sau đây gọi là khách hàng lớn) có sản lượng tiêu thụ bình quân 200.000 kWh/tháng trở lên (tính trung bình 12 tháng gần nhất), hoặc có sản lượng đăng ký từ 200.000 kWh/tháng trở lên (thời gian sử dụng điện dưới 12 tháng). Nghị định không yêu cầu cụ thể về cấp điện áp của đường dây kết nối riêng, cho phép các bên linh hoạt trong việc thiết kế và xây dựng hạ tầng phù hợp với nhu cầu thực tế.

Hình 1: Minh họa kết nối vật lý của mô hình DPPA qua đường dây kết nối riêng.

Hình 2: Minh họa các dòng thanh toán của mô hình DPPA qua đường dây kết nối riêng.

Mô hình 2: Mua bán điện qua lưới điện quốc gia.

Mô hình này cho phép các khách hàng lớn, hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm công nghiệp (sau đây gọi là đơn vị bán lẻ điện được ủy quyền) được mua điện từ các đơn vị phát điện NLTT thông qua lưới điện quốc gia. Khách hàng lớn cần đấu nối vào cấp điện áp 22 kV trở lên. Đơn vị bán lẻ điện được ủy quyền cần có sản lượng mua điện từ 200.000 kWh/tháng trở lên và đấu nối lưới điện quốc gia từ cấp điện áp 22 kV trở lên.

Theo Nghị định, chỉ các đơn vị phát điện NLTT từ gió, hoặc mặt trời với công suất từ 10 MW trở lên mới đủ điều kiện tham gia mô hình này. Điện năng sản xuất được hòa vào lưới điện quốc gia và bán trên thị trường điện giao ngay. Việc mua bán điện giữa đơn vị phát điện NLTT và bên mua điện trực tiếp được thực hiện thông qua hợp đồng kỳ hạn (hợp đồng tài chính) với mức sai khác giữa giá thỏa thuận và giá thị trường điện giao ngay được áp dụng cho sản lượng điện năng cam kết.

Bên cạnh đó, đối với sản lượng điện năng tiêu thụ hiệu chỉnh, được quy định bằng giá trị nhỏ nhất giữa điện năng tiêu thụ của bên mua và sản lượng thực phát của đơn vị phát điện NLTT đã quy đổi theo hệ số tổn thất, bên mua cần phải trả thêm cho EVN chi phí điện năng theo giá thị trường điện, chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện và chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch. Phần điện năng còn thiếu mà đơn vị phát điện không đáp ứng được sẽ được bên mua mua từ tổng công ty điện lực với giá bán lẻ điện áp dụng cho nhóm khách hàng tương ứng theo quy định hiện hành.

Hình 3: Minh họa kết nối vật lý của mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia - Trường hợp bên mua là khách hàng tiêu thụ điện lớn.

Hình 4: Minh họa kết nối vật lý của mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia - Trường hợp bên mua là đơn vị bán điện lẻ được ủy quyền.

Hình 5: Minh họa các dòng thanh toán của mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia trong một chu kỳ giao dịch.

III. Kinh nghiệm quốc tế:

Quốc tế thường không gọi DPPA, mà chỉ gọi là PPA doanh nghiệp - tức là một dạng hợp đồng mua bán điện tương tự như hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa công ty phát điện, hoặc công ty mua điện với công ty điện lực. Dưới đây là bảng tóm tắt hiện trạng hợp đồng (D)PPA ở một số khu vực trên thế giới.

Thế giới gọi hình thức kết nối qua lưới điện quốc gia là PPA ảo, kết nối bằng đường dây riêng là PPA vật lý. Tỷ lệ kết nối ảo cao hơn kết nối vật lý.

1. Công ty Martin & Servera kinh doanh nhà hàng ở Thụy Điển mua 50% nhu cầu điện từ hợp đồng PPA (DPPA) ảo với công ty Alight. Điện được cấp từ một nhà máy điện mặt trời ở Skurup của Công ty Alight. Hợp đồng có thời hạn 15 năm, mỗi năm Alight cung cấp 19 triệu kWh cho Martin & Servera.

2. Công ty Kingspan sản xuất tấm cách nhiệt ở Thụy Điển mua điện của công ty khác lắp trên mái nhà xưởng của mình, đáp ứng 20% nhu cầu điện, qua hợp đồng (D)PPA kết nối trực tiếp. Hợp đồng có thời hạn 25 năm, công suất điện mặt trời 1,3 MWp.

3. Công ty DPO ở Hoa Kỳ ký (D)PPA với nhà máy điện gió 150 MW và một số nhà máy khác ở Texas để cấp cho trung tâm dữ liệu có công suất 100 MW. Hợp đồng kết nối trực tiếp. Giá điện dài hạn ở mức $40/MWh (do bang Texas đất rộng người thưa, nên giá đất rẻ).

Hình 6: Hình minh họa cho sự ổn định của giá vPPA so với giá thị trường giao ngay, mang tính điển hình, không phải theo thời gian thực.

Như minh họa trong đồ thị, các hợp đồng PPA ảo có hợp đồng CfD về chênh lệch giá. Khi giá điện trên thị trường giao ngay vượt giá ký kết trong PPA, bên bán sẽ trả tiền cho người mua. Khi giá trên thị trường giao ngay thấp hơn giá ký kết, bên mua sẽ trả tiền cho bên bán.

IV. Một số vấn đề cần được làm rõ và hướng dẫn để thực thi Nghị định 80:

Nghị định 80/2024/NĐ-CP đã tạo ra khung pháp lý cơ bản cho cơ chế DPPA. Để thực thi hiệu quả cơ chế DPPA, chúng tôi cho rằng, sau Nghị định cần làm rõ và có hướng dẫn cụ thể cho một số vấn đề sau:

1. Tổng chỉ tiêu phát triển của các nguồn điện mặt trời theo DPPA:

Nghị định 80/2024/NĐ-CP nêu rõ việc đảm bảo an ninh năng lượng điện quốc gia, an toàn hệ thống điện theo Quy hoạch điện được phê duyệt. Theo Quy hoạch điện VIII, tổng công suất các nguồn điện mặt trời dự kiến phát triển thêm từ thời điểm ban hành Quy hoạch đến năm 2030 là 4.100 MW. Còn theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia được ban hành theo Quyết định 262/QĐ-TTg ngày 1/4/2024, tổng công suất điện mặt trời mái nhà (tự sản, tự tiêu) tăng thêm đến 2030 là 2.600 MW.

Như vậy, tổng chỉ tiêu phát triển mới các nguồn điện mặt trời theo DPPA đến 2030 đang được hiểu là giới hạn ở mức 1.500 MW. Giới hạn này cần được nêu rõ trong các văn bản hướng dẫn để tạo thuận lợi cho các nhà phát triển điện NLTT và các bên mua tương ứng theo DPPA. Các văn bản cần nêu rõ chỉ tiêu ít ỏi đó được chia cho các địa phương và doanh nghiệp phát điện năng lượng mặt trời theo quy trình nào nhằm đảo bảo minh bạch, tránh “xin - cho”.

2. Hoàn thiện hướng dẫn thực hiện theo cơ chế DPPA:

Nghị định 80/2024/NĐ-CP đã quy định các mô hình DPPA, cơ chế giá của mỗi mô hình, trách nhiệm của các bên tham gia DPPA, cũng như của EVN, đơn vị vận hành hệ thống điện, thị trường điện và trình tự thủ tục tham gia DPPA. Tuy vậy, còn nhiều chi tiết cần được hướng dẫn thêm, đặc biệt liên quan đến các trình tự, thủ tục giữa bên mua và tổng công ty điện lực, các hướng dẫn liên quan đến đầu tư, quản lý hệ thống đo đếm, thủ tục liên quan đến thanh toán…

3. Các vấn đề khác liên quan đến quyết định đầu tư tham gia DPPA:

- Công suất, sản lượng, giá đối với sản lượng điện dư trong mô hình DPPA qua đường dây kết nối riêng: Nghị định không giới hạn công suất lắp đặt của một nguồn NLTT khi tham gia mô hình DPPA qua đường dây kết nối riêng. Như vậy, việc phát sinh sản lượng điện thừa phát ngược lên lưới từ vị trí đấu nối của bên mua hoàn toàn có thể xảy ra. Các điều kiện ràng buộc, giới hạn công suất, sản lượng và khung giá mua từ phía EVN đối với việc phát điện thừa này cần được làm rõ để tạo điều kiện thuận lợi cho quyết định đầu tư của đơn vị sản xuất điện NLTT tham gia DPPA.

- Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch: Trong mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia, bên mua cần trả thêm chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch liên quan đến việc huy động các nguồn điện BOT, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu, các nguồn điện tham gia gián tiếp thị trường điện, chi phí dịch vụ phụ trợ, và các chênh lệch chi phí khác được phép tính trong giá bán điện lẻ hiện hành. Chẳng hạn như chênh lệch tỷ giá và chênh lệch do việc điều chỉnh giá bán điện lẻ bình quân. Chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch này thay đổi theo mỗi tháng, phụ thuộc vào nhu cầu điện và tình hình huy động các nhà máy điện, do đó có thể gia tăng rủi ro cho việc tham gia DPPA. Vì vậy, chi phí này cần được công bố chi tiết sớm để bên mua có cơ sở thông tin nhằm cân nhắc mức giá hợp đồng kỳ hạn với đơn vị phát điện NLTT một cách phù hợp.

- Thành phần pin tích trữ trong khái niệm đơn vị phát điện NLTT: Trong Nghị định, đơn vị phát điện NLTT được giải thích là “Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo là đơn vị điện lực sở hữu nhà máy điện từ năng lượng mặt trời, gió, thủy điện nhỏ, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu, các dạng năng lượng tái tạo khác và hệ thống điện mặt trời mái nhà được cấp giấy phép hoạt động điện lực hoặc được miễn trừ giấy phép đối với lĩnh vực phát điện theo quy định”. Giải thích này không đề cập đến hệ thống pin tích trữ năng lượng, trong khi việc kết hợp pin tích trữ trong đơn vị sản xuất NLTT có thể giúp tăng khả năng cung cấp điện ổn định từ phía đơn vị phát NLTT và qua đó góp phần giảm rủi ro của giao dịch theo cơ chế DPPA. Do đó, cần làm rõ việc có cho phép, hoặc bắt buộc tích hợp pin tích trữ trong đơn vị phát điện NLTT hay không, nhằm tạo thuận lợi cho các quyết định đầu tư, cũng như tham gia DPPA của cả đơn vị phát điện NLTT và bên mua.

V. Một số khuyến nghị thúc đẩy cơ chế DPPA:

1. Đẩy mạnh việc hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh: Cơ chế DPPA được xây dựng trên nền tảng thị trường điện cạnh tranh của Việt Nam, trong đó có việc áp giá thị trường giao ngay cho phần sản lượng điện dư của mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia và giá điện bán lẻ (theo quy định) cho phần sản lượng điện khách hàng lớn mua thêm ngoài sản lượng do đơn vị phát điện NLTT cung cấp. Việc hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh, bao gồm thị trường điện bán buôn (trong đó có thị trường điện giao ngay) và thị trường điện bán lẻ sẽ tạo ra tín hiệu giá phản ánh đúng nhu cầu của thị trường, tạo ra tác dụng tích cực cho việc thực thi cơ chế DPPA.

2. Hoàn thiện khung pháp lý về DPPA: Như đã phân tích ở trên, có các vấn đề cần làm rõ thêm, bên cạnh các hướng dẫn triển khai chi tiết thực hiện cơ chế DPPA. Việc hoàn thiện khung pháp lý DPPA, trong đó bao gồm việc ban hành các hướng dẫn triển khai chi tiết là hết sức cần thiết để thực thi cơ chế DPPA thời gian sắp tới.

3. Thúc đẩy hiểu biết và hợp tác của các bên tham gia DPPA: Cần tổ chức các hội thảo, các khóa đào tạo để nâng cao nhận thức của các đơn vị phát điện NLTT và các bên mua về lợi ích của DPPA, đồng thời nâng cao khả năng tiếp cận các hỗ trợ tài chính cho các dự án năng lượng tái tạo theo cơ chế DPPA.

Tham khảo chuyên sâu về những vấn đề liên quan đến DPPA:

Nếu bạn đọc có nhu cầu nghiên cứu sâu hơn về những vấn đề liên quan đến DPPA, có thể tham khảo thêm nội dung trao đổi giữa doanh nghiệp (bên bán điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện có nhu cầu cấp Chứng chỉ Năng lượng tái tạo - REC) với cơ quan quản lý nhà nước, đơn vị vận hành hệ thống điện, thị trường điện và EVN trong “Hội thảo của các bên thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp ở Việt Nam”.

Trong tường thuật chi tiết của bài viết còn có thêm nội dung hỏi - đáp để làm rõ hơn về:

1. Điều 3 Khoản 8 (tiêu chí cho đơn vị phát điện):

- Đơn vị phát điện được định nghĩa là “sở hữu một, hoặc nhiều nhà máy điện gió, hoặc mặt trời”. Công ty mẹ sở hữu một, hoặc nhiều công ty sở hữu các dự án điện gió, mặt trời có được phép tham gia không?

- Với câu hỏi tương tự, bằng cách xem xét Điều 16 liên quan đến thành phần Qm(i). Chúng tôi hiểu rằng, việc sử dụng lưới quốc gia cho DPPA được cho phép: Một (01) khách hàng lớn có thể có Hợp đồng chênh lệch (kỳ hạn) với nhiều RE GENCO và một RE GENCO có thể có Hợp đồng chênh lệch với nhiều khách hàng lớn. Xin xác nhận liệu chúng tôi có hiểu đúng không?

- Ngoài ra, chúng tôi cũng xin xác nhận hợp đồng nhiều bên cũng được cho phép đối với DPPA sử dụng đường dây riêng?

- Một công ty không sở hữu, nhưng có hợp đồng mua và thanh toán tiền điện cho đơn vị phát điện sở hữu dự án điện gió, mặt trời có được tham gia cơ chế DPPA thay mặt cho một số đơn vị phát điện để ký hợp đồng kỳ hạn với khách hàng sử dụng điện lớn không?

- Xin làm rõ, liệu nhà bán lẻ điện của khu công nghiệp được ủy quyền có thể mua điện từ cả RE GENCO và EVN theo cơ chế DPPA bằng cách sử dụng đường dây riêng, hoặc qua lưới quốc gia thay mặt cho tất cả các doanh nghiệp trong khu công nghiệp, bất kể lĩnh vực kinh doanh của từng doanh nghiệp, và có thể tự do thiết lập giá bán lẻ cho họ trừ trường hợp được đề cập trong Điều 6.3 - nơi đơn vị điện lực thực hiện cả chức năng sản xuất, bán lẻ điện trong khu công nghiệp và đồng thời mua điện từ EVN.

- Liên quan đến Điều 6.3, miễn là đơn vị điện lực đáp ứng được yêu cầu về quy hoạch, liệu có thể tiếp tục phát triển dự án điện mới và bán điện cho các doanh nghiệp trong khu công nghiệp với giá bán lẻ được quy định không?

2. Phát triển mới dự án điện mặt trời để tham gia cơ chế DPPA:

- Dự án điện mặt trời mới mong muốn tham gia cơ chế DPPA có phải nằm trong danh sách các dự án có tổng công suất 2.300 MW cho phép COD (ngày vận hành thương mại) trước năm 2030 trong QHĐ VIII không?

- Hoặc, liệu dự án được quy hoạch sau năm 2030 trong QHĐ VIII có thể được phát triển sớm hơn trước năm 2030 không, hay là phải đợi đến khi phê duyệt lại QHĐ VIII?

- Tình trạng của dự án năng lượng mặt trời đã có IRC (Giấy chứng nhận đầu tư), nhưng không có tên trong giai đoạn 2 của Kế hoạch thực hiện QHĐ VIII như thế nào?

3. Điều 6 - Cơ chế DPPA thông qua đường dây riêng:

- Nếu một khách hàng lớn mua điện từ đơn vị phát điện qua đường dây riêng và họ vẫn còn Hợp đồng mua bán điện (PPA) hiện hữu với đơn vị phát điện của EVN (hoặc nhà bán lẻ phân phối trong khu công nghiệp). Vậy, giá nào sẽ được áp dụng cho PPA hiện hữu đó với EVN (hoặc khu công nghiệp)? Chúng tôi hiểu rằng, việc khách hàng lớn tham gia chương trình DPPA qua đường dây riêng sẽ không ảnh hưởng đến PPA hiện hữu với EVN (hoặc công ty điện lực, hoặc nhà bán lẻ trong khu công nghiệp). Chúng tôi hiểu như vậy liệu có đúng không?

- Liệu chúng tôi có thể hiểu rằng, nếu khách hàng lớn nằm trong khu công nghiệp mà lưới điện được vận hành bởi chủ sở hữu khu công nghiệp và chủ sở hữu đó không phải là nhà đầu tư của GENCO, khách hàng lớn có thể có DPPA qua đường dây riêng với GENCO với giá cả/điều kiện được thương lượng tự do trong khi chủ sở hữu khu công nghiệp (đơn vị bán lẻ) sẽ tiếp tục cung cấp giá bán lẻ được quy định cho khách hàng lớn theo quy định?

- Điều 4.1 quy định khách hàng lớn có thể thực hiện DPPA với RE GENCO qua đường dây riêng, trong khi Điều 4.2 quy định khách hàng lớn, hoặc nhà bán lẻ điện được ủy quyền có thể làm điều đó. Chúng ta có thể hiểu rằng, nhà bán lẻ điện được ủy quyền trong khu công nghiệp không thể thực hiện DPPA với RE GENCO qua đường dây riêng?

4. Mua bán điện thông qua thị trường điện giao ngay - Điều 11 (thanh toán trên thị trường giao ngay):

Chúng tôi nhận thấy rằng, các dự án theo cơ chế DPPA sẽ được ưu tiên huy động khi NSMO lập lịch. Tuy nhiên, chúng tôi xin được làm rõ về cơ chế bồi thường nếu việc giảm tải xảy ra do các lý do không lường trước được?

5. Thời hạn hợp đồng với thị trường giao ngay:

Thời hạn của hợp đồng cho RE GENCO trong Thị trường giao ngay (Spot Market) sẽ là bao lâu? Liệu nó có cần phải có cùng thời hạn với Hợp đồng chênh lệch, hay có thể có thời hạn khác để RE GENCO có thể tiếp tục ở lại thị trường giao ngay ngay cả sau khi kết thúc sự tham gia trong cơ chế DPPA?

6. Chấm dứt DPPA:

Trong trường hợp chấm dứt, được quy định rằng, các bên tham gia vào cơ chế DPPA sẽ chịu trách nhiệm đàm phán và ký kết PPA theo quy định hiện hành. Quy định và điều kiện áp dụng nào cho RE GENCO để ký kết PPA mới?

7. Thuộc tính môi trường:

- Chúng tôi muốn làm rõ các thuộc tính sở hữu môi trường trong nội dung chính của Quyết định, liệu nó vẫn thuộc về đơn vị phát điện tái tạo, hay EVN, hay khách hàng sử dụng điện lớn?

- Cơ quan nào và làm thế nào để chứng nhận người tiêu dùng sử dụng năng lượng sạch trong sản xuất nếu họ tham gia cơ chế DPPA?

8. Chấm dứt cơ chế FIT chuyển tiếp và tham gia Cơ chế DPPA:

Đối với các dự án năng lượng tái tạo (năng lượng mặt trời/gió) đã ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN/EPTC theo cơ chế FIT chuyển tiếp và đang cân nhắc chuyển sang cơ chế DPPA, các câu hỏi sau được đặt ra là:

- Họ có phải trả tiền phạt thanh lý hợp đồng để chấm dứt thỏa thuận hiện tại không?

- Nếu họ chuyển sang cơ chế DPPA và sau đó thấy không hiệu quả, hoặc do một lý do nào đó, họ có thể quay lại cơ chế FIT chuyển tiếp không?

9. Một dự án tham gia hai cơ chế:

Trong trường hợp một nhà máy năng lượng tái tạo đã vận hành 50% công suất của mình theo cơ chế FIT và 50% còn lại theo cơ chế FIT chuyển tiếp. Câu hỏi đặt ra là liệu nhà đầu tư có thể áp dụng 50% công suất theo cơ chế FIT chuyển tiếp vào cơ chế DPPA hay không - tức là, có một dự án tham gia vào cả hai cơ chế FIT và DPPA?

10. Làm rõ vấn đề doanh thu thị trường điện:

- Điều thú vị là giá thị trường giao ngay dường như cao hơn so với giá FIT chuyển tiếp, và xu hướng tăng giá được dự đoán trong tương lai. Điều này đặt ra câu hỏi: Liệu một dự án năng lượng tái tạo có thể tham gia vào cơ chế DPPA và hưởng doanh thu thị trường giao ngay nếu doanh thu từ Hợp đồng chênh lệch (CfD) với người tiêu dùng bị chấm dứt vì lý do nào đó? (Ví dụ người tiêu dùng ngừng hoạt động trong thời gian dài).

- Trong trường hợp như vậy, liệu dự án năng lượng tái tạo có thể tiếp tục bán điện trên thị trường giao ngay và hưởng lợi từ giá thị trường giao ngay (ngay cả khi thỏa thuận CfD với người tiêu dùng bị chấm dứt hay không)?

- Một trường hợp khác cần xem xét, là nếu một dự án năng lượng tái tạo tham gia vào cơ chế DPPA với chỉ một phần nhỏ Qc (10% của Qm). Trong tình huống này, liệu dự án năng lượng tái tạo có thể hưởng lợi từ 90% giá FMP thông qua doanh thu thị trường do không có hạn chế Qc trong quy định hay không?

- Trong trường hợp nhà máy tiêu thụ dừng sản xuất trong 2-3 tháng để bảo trì bảo dưỡng, hay dừng ngắn hạn, thì doanh thu của nhà máy phát điện năng lượng tái tạo sẽ được tính như thế nào?

11. Phân bổ sản lượng hợp đồng Qc:

Mặc dù năng lượng mặt trời hoạt động vào ban ngày, liệu có chấp nhận được không nếu phân bổ Qc vào ban đêm? Tương tự, đối với năng lượng gió, chúng ta có thể phân bổ Qc trong các khoảng thời gian khi các tua bin gió không hoạt động, do không thể dự đoán được sự có mặt của gió để vận hành nhà máy? Việc phân bổ Qc có cần sự phê duyệt từ NSMO (nhà điều hành thị trường điện quốc gia), và có cần phải cố định trong một năm và phân bổ theo chu kỳ 30 phút trước khi nộp đơn tham gia cơ chế không? Hay việc phân bổ Qc này là hoàn toàn theo thỏa thuận và có thể thay đổi giữa nhà máy phát điện NLTT và hộ tiêu thụ điện?

12. Đơn vị bán lẻ được ủy quyền và khách hàng lớn:

- Đối với DPPA qua lưới quốc gia, Điều 23.3 (và 24.2) đề cập đến trường hợp Khu công nghiệp (IP) được ủy quyền bởi khách hàng lớn. Trong trường hợp đó, IP được ủy quyền phải (1) ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN PC, (2) sửa đổi Hợp đồng mua bán điện hiện có với các doanh nghiệp (khách hàng lớn) và (3) thỏa thuận về chi phí bán lẻ (chi phí hệ thống phân phối trong IP) giữa IP được ủy quyền và GENCO.

- Nếu chỉ một (hoặc một phần) của các doanh nghiệp trong IP ủy quyền cho chủ sở hữu IP (đơn vị bán lẻ) tham gia DPPA, Hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa EVN và chủ sở hữu IP sẽ chỉ được sửa đổi cho phần của một (hoặc phần cụ thể) của các doanh nghiệp đó? Có nghĩa là IP được ủy quyền sẽ trả tiền cho EVN dựa trên cơ chế DPPA (đối với khối lượng điện được phân phối, chi phí sẽ phụ thuộc vào thị trường giao ngay và đối với khối lượng điện không được phân phối, nó sẽ dựa trên giá bán lẻ). Và phần còn lại sẽ được giữ nguyên như PPA bán buôn hiện tại giữa EVN và chủ sở hữu IP?

- Chi phí bán lẻ được thỏa thuận giữa RE GENCO và IP được ủy quyền sẽ được trả như một phần của chi phí liên quan đến DPPA bởi các doanh nghiệp (khách hàng lớn) cho IP?

Đọc nội dung giải đáp những vấn đề/câu hỏi nêu trên tại link: “Hội thảo của các bên thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp ở Việt Nam”./.

HUỲNH NGỌC - PECC2 VÀ CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM