Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) - Chính phủ sẽ quyết định phương thức nào?

Nhận định ban đầu về khung giá điện LNG (năm 2024) theo Quyết định của Bộ Công Thương Như chúng ta đều biết, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 1260/QĐ-BCT phê duyệt khung giá phát điện nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí hóa lỏng (LNG) năm 2024. Phân tích và khuyến nghị ban đầu về một số vấn đề liên quan đến Quyết định này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có bài viết dưới đây. Rất mong nhận được sự chia sẻ của các chuyên gia, nhà quản lý và bạn đọc.

Mua bán điện trực tiếp - Kinh nghiệm quốc tế, đề xuất cho trường hợp Việt Nam Theo ước tính của IEA: Lượng điện năng tiêu thụ của các trung tâm dữ liệu toàn thế giới đạt khoảng 240-340 tỷ kWh (lớn hơn điện năng tiêu thụ của cả nước Việt Nam). Phần lớn các trung tâm tuyên bố sử dụng 100% điện từ năng lượng tái tạo thông qua các hợp đồng mua bán điện trực tiếp. Họ làm như thế nào? Tổng hợp, phân tích và đề xuất của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Toàn cảnh cuộc họp (ngày 7/6/2024). Ảnh: Đào Nhật Đình - Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) gần tới đích:

Mở đầu cuộc họp, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà cho rằng: Nếu có cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) sẽ là thay đổi có tính cách mạng, tạo thêm nguồn lực cho phát triển năng lượng tái tạo. Nhưng vì thế, đây là việc không đơn giản. Phó Thủ tướng hy vọng, đây là lần cuối cùng phải tham gia với tư cách thành viên ban soạn thảo. Lần sau sẽ là ký phê duyệt.

Bộ Công thương đã cố gắng đưa ra bản Dự thảo có nhiều tiếp thu các chỉ đạo và kết luận từ cuộc họp trước. Tuy nhiên, những vấn đề còn phải chứng minh, giải thích của Dự thảo Nghị định còn khá nhiều và có những lúc tưởng như phải soạn lại từ đầu.

Dự thảo tiếp tục nêu 2 phương thức bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện với khách hàng sử dụng điện lớn qua đường dây kết nối riêng và qua lưới điện quốc gia. Đa số đồng tình với hai phương án này. Tuy nhiên, có ý kiến cho rằng: Mua bán bằng đường dây kết nối riêng không thể giúp khách hàng sử dụng điện tránh được nối lưới quốc gia do tính không ổn định của điện gió và mặt trời, nên thực chất vẫn là một phương thức nối lưới điện quốc gia.

Ngay đối tượng áp dụng cũng có những ý kiến khác nhau. Quy định bên bán điện qua lưới điện quốc gia phải là “Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với công suất từ 10 MW trở lên” gây thắc mắc và được đại diện Bộ Công Thương giải thích: Giới hạn 10 MW áp dụng cho công suất được tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Về loại hình nguồn điện được tham gia bán điện trực tiếp, Dự thảo đã mở rộng hơn, cho phép các nguồn điện khác (ngoài gió, mặt trời) như: Thủy điện nhỏ, điện sinh khối, sóng biển, thủy triều và để ngỏ cho các loại năng lượng tái tạo khác. Có ý kiến cho rằng: Thủy điện lớn với giá bán rẻ cũng phải được tham gia bán điện trực tiếp.

Bộ Công Thương chưa kịp trả lời ý kiến này. Nhưng theo quan điểm của chúng tôi (Tạp chí Năng lượng Việt Nam): Thủy điện lớn có tính chất quan trọng quốc gia trong điều độ điện, là nguồn tích trữ để hỗ trợ các nguồn năng lượng tái tạo và đặc biệt là điện bán lẻ có được giá thấp như hiện nay chính là nhờ các nhà máy thủy điện. Vì tầm quan trọng quốc gia, nên dù nhiều doanh nghiệp muốn mua thủy điện trực tiếp với giá cao hơn giá thủy điện đang cấp lên lưới hiện nay, nhưng Nhà nước không nên cho phép thủy điện lớn bán điện trực tiếp.

Một giới hạn khác là khách hàng tiêu thụ từ 500.000 kWh/tháng trở lên phục vụ mục đích sản xuất mới được coi là Khách hàng sử dụng điện lớn và được tham gia mua bán điện trực tiếp. Dự thảo lần này mở ra thêm cho đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm (công nghiệp) được Khách hàng sử dụng điện lớn ủy quyền mua điện từ các tổng công ty điện lực. Tổ soạn thảo đề xuất mở rộng hơn nữa là Đơn vị bán lẻ điện đó có thể cung cấp cho các đơn vị tiêu thụ ít hơn 500.000 kWh/tháng với điều kiện tổng tiêu thụ của các khách hàng ủy quyền cho Đơn vị bán lẻ điện phải lớn hơn 500.000 kWh/tháng.

Ngưỡng 500.000 kWh, 1 triệu kWh và 200 kWh đã được Bộ Công Thương đưa vào tính toán và thấy ngưỡng 500.000 kWh/tháng là phù hợp với năng lực cung cấp điện năng lượng tái tạo từ gió và mặt trời hiện nay. Hiện tại số khách hàng này là 3.021 hộ, chiếm 30,2% tổng tiêu thụ điện của 5 tổng công ty phân phối điện miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Hà Nội và TP. Hồ Chí Minh (PCs). Có 1.492 khách hàng, chiếm 25,7% tổng điện năng của 5 PCs tiêu thụ từ 1 triệu kWh/tháng trở lên. Có 7.723 khách hàng, chiếm 36,5% tổng điện năng của 5 PCs tiêu thụ 200.000 kWh/tháng.

Tính toán riêng của chuyên gia USAID cũng cho thấy: Mức 500.000 kWh/tháng là hợp lý với hệ thống điện hiện có của Việt Nam, không gây rủi ro cho điều độ điện. Nếu cho phép khách hàng ở mức 200 kWh/tháng tham gia sẽ gây rủi ro cho toàn lưới điện, vì tỷ lệ năng lượng tái tạo quá cao không điều độ được. Còn mức 1 triệu kWh/tháng thì sẽ có quá ít doanh nghiệp có thể tham gia mua bán điện trực tiếp.

Liên quan đến chứng chỉ xanh, hay tín chỉ carbon, Dự thảo chưa đưa nội dung này vào, vì liên quan đến những văn bản pháp quy khác (ngoài phạm vi của Bộ Công Thương). Các doanh nghiệp rất quan tâm đến chứng chỉ xanh trong DPPA và mong muốn có ngay trong Nghị định. Nhưng vấn đề có thể giải quyết sau khi đã có DPPA. Bộ Tài nguyên Môi trường có thể sẽ ra quy định về chứng chỉ xanh và tín chỉ carbon riêng.

Các bên đều đồng ý là dù mua bán trực tiếp theo kết nối vật lý, hay kết nối qua lưới điện quốc gia (qua hợp đồng thương mại dạng kỳ hạn - CfD), thì các nguồn điện năng lượng tái tạo phải tuân thủ Quy hoạch điện và các quy hoạch liên quan. Nhiệm vụ ép doanh nghiệp tuân thủ quy hoạch là của phía quản lý Nhà nước.

Nói chung không có nhiều sự khác biệt khi thảo luận hình thức mua bán điện trực tiếp giữa Đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và Khách hàng sử dụng điện lớn qua đường dây kết nối riêng (gọi là hình thức 1).

Cuộc họp nóng lên khi có hai luồng ý kiến khác nhau về (hình thức 2) của DPPA: Đơn vị bán điện và khách hàng phải giao dịch qua thị trường điện giao ngay của thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Lý do Bộ Công Thương đưa ra là qua thị trường điện giao ngay mới có giá thị trường tham chiếu và giá đó phần lớn thời gian cao hơn giá mua điện gió, mặt trời chuyển tiếp hiện nay (khoảng 1.100 đồng/kWh). Nhưng nhiều ý kiến cho rằng: Nếu như vậy thì mua bán không còn trực tiếp nữa.

Nhóm phản đối trung gian thị trường điện nêu quan điểm: EVN cùng các tổng công ty điện lực chỉ nên đứng ra thu phí truyền tải, dịch vụ hỗ trợ hệ thống, còn giá điện và thanh toán thì để hai bên sản xuất điện cùng khách hàng tự giao dịch với nhau. Và nhóm này đề ra thêm một hình thức nữa cần cân nhắc trong Dự thảo tới là: EVN, các tổng công ty điện lực chỉ thu phí dịch vụ hệ thống và truyền tải. Phí truyền tải phải theo khoảng cách truyền tải.

Còn nhóm ủng hộ cơ chế qua thị trường điện giao ngay thì cho rằng: Đề xuất của Bộ Công Thương trong Dự thảo là đúng, bởi như thế sẽ an toàn cho điều độ lưới điện. Hợp đồng giữa bên bán, bên mua vẫn cần thiết, vì họ phải giao dịch với nhau số tiền chênh lệch giữa giá hợp đồng thời hạn và giá thị trường giao ngay. Quan trọng hơn nữa là hai bên trao đổi chứng chỉ xanh để bên doanh nghiệp có thể quảng bá là sản phẩm của họ xanh, tuân thủ các quy định của thị trường nhập khẩu trong tương lai. Giá mua bán điện trực tiếp chắc chắn sẽ đắt hơn giá mua điện từ lưới điện.

Cán cân nghiêng về nhóm ủng hộ cơ chế qua thị trường điện giao ngay khi ông Ananth Chikkatur - chuyên gia năng lượng của USAID phát biểu cho rằng: Dự thảo hiện tại đã phù hợp với thực tiễn quốc tế. Việc mua bán qua trung gian thị trường giao ngay trên thế giới đang áp dụng và gọi là hợp đồng mua bán điện trực tiếp ảo (virtual). Thế giới cũng có hai loại: Mua bán kết nối vật lý và mua bán ảo.

Liên quan đến giá truyền tải theo khoảng cách, các chuyên gia kỹ thuật cho rằng: Trong tương lai có thể tính theo khoảng cách, nếu lưới điện được chia thành các khu vực nhỏ hơn (giá theo nút, theo vùng). Nhưng trước mắt, không thể tính toán được mua điện lưới thực chất là mua điện của ai, từ đâu chuyển đến, mà chỉ quan tâm đến điện áp bên mua kết nối với lưới.

Bà Virginia Foote - đại diện nhiều năm của Phòng Thương mại Hoa Kỳ tại Việt Nam cho rằng: Không nên phân biệt điện năng lượng tái tạo từ miền Nam, còn người tiêu dùng ở miền Bắc.

Theo bà Virginia: Việc thảo luận khoảng cách không quan trọng bằng việc công khai giá truyền tải và phí dịch vụ hệ thống điện.

Kết luận cuộc họp, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà về cơ bản đồng ý với Dự thảo cuối cùng, nhưng yêu cầu Bộ Công Thương giải trình rõ hơn các điểm mà cuộc họp còn có ý kiến khác nhau. Phó Thủ tướng đồng ý với hai hình thức mua bán điện đã nêu trong Dự thảo, nhưng đề nghị cân nhắc thêm phương án EVN chỉ thu phí truyền tải và dịch vụ.

Dự thảo có thể bổ sung khuyến khích bên bán và bên mua lưu trữ điện.

Tuần sau (từ ngày 10 đến ngày 14/6/2024), Bộ Công Thương phải nộp Dự thảo cuối, kèm giải trình các điểm mà cuộc họp chưa đồng thuận để có thể ký ban hành Nghị định.

Theo ý kiến của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam:

Đây là bản Dự thảo Nghị định Chính phủ về DPPA đã được Bộ Công Thương nghiên cứu, chỉnh sửa nhiều trong mấy năm qua, đã nhận được các chỉ đạo của Phó Thủ tướng, các góp ý từ nhiều bộ, ngành, các tổ chức, doanh nghiệp, chuyên gia trong và ngoài nước. Bộ Công Thương đã tiếp thu chỉnh sửa theo chỉ đạo của Chính phủ và các góp ý hợp lý khác.

Do đó, chúng tôi kiến nghị Thủ tướng Chính phủ sớm xem xét phê duyệt Nghị định để cơ chế DPPA được triển khai nhanh chóng:

Thứ nhất: Tạo thêm các “người mua” trong thị trường điện cạnh tranh, thay vì chỉ có EVN, các tổng công ty phân phối điện thuộc EVN hiện nay, đưa thị trường tiến gần tới cấp độ “bán buôn” và “bán lẻ” cạnh tranh.

Thứ hai: Tạo cơ hội cho đầu tư phát triển mạnh nguồn năng lượng tái tạo và tạo cơ hội để các doanh nghiệp sớm có được chứng chỉ năng lượng tái tạo, chứng chỉ giảm phát thải carbon để tăng sức cạnh tranh hàng hóa khi xuất khẩu ra thị trường quốc tế./.

TỔNG HỢP, ĐỀ XUẤT BỔ SUNG: CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM