Giải đáp một số vấn đề nhà đầu tư và khách hàng sử dụng điện gió, mặt trời quan tâm trong Cơ chế DPPA

Tính toán, dự báo tác động của giá nhiên liệu than, khí, LNG đến cơ cấu giá điện Việt Nam Trong bài báo này, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cung cấp thông tin cập nhật gần đây về giá nhiên liệu (than, khí, LNG) cho phát điện (bao gồm giá trong nước và thị trường quốc tế); đồng thời sử dụng phương pháp tính thông dụng hiện nay để xác định ước tính giá thành bình quân cho các nguồn nhiệt điện truyền thống tại Việt Nam. Đó là phương pháp tính “chi phí quy dẫn” (Levelised Cost of Electricity - LCOE). Các tính toán LCOE với điện than, chúng tôi chỉ xét tới công nghệ phổ biến hiện nay - lò hơi siêu tới hạn (SC), với giá nhiên liệu than khai thác trong nước và nhập khẩu. Còn với điện khí, là công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp đang chiếm tỷ trọng lớn trong công suất các nhà máy hiện hữu, cũng như đang xây dựng và sẽ đầu tư phát triển ở Việt Nam. Về giá nhiên liệu khí, được tính toán từ các mỏ: Nam Côn Sơn, Cửu Long, Sao Vàng Đại Nguyệt, PM3-CAA, Cái Nước 46 (khu vực chồng lấn với Malaysia), Lô B, Cá Voi Xanh... và các dự báo về giá LNG nhập khẩu.

Chính phủ đã ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP vào ngày 3/7/2024: “Quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn” - gọi tắt là Cơ chế DPPA.

Theo Cục Điều tiết Điện lực: Nghị định số 80/2024/NĐ-CP là nỗ lực lớn suốt 5 năm vừa qua, đúc rút từ kinh nghiệm quốc tế, từ bối cảnh cung - cầu.

Cơ chế DPPA sẽ tạo thêm cơ hội với các quy định mới cho ‘người mua’ và ‘người bán’ trong thị trường điện, đa dạng hóa thị trường mua bán điện, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp phát điện năng lượng tái tạo (NLTT) có điều kiện vay vốn đầu tư dự án, giảm rủi ro. Đồng thời, doanh nghiệp khách hàng lớn có thể đạt được Chứng chỉ năng lượng tái tạo, giảm phát thải khí nhà kính hỗ trợ cho doanh nghiệp trên con đường phát triển bền vững.

Nghị định 80 là một nghị định mới hoàn toàn, không có điều khoản chuyển tiếp. Dù theo hình thức mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng, hay mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia, các đơn vị phải tuân thủ các quy định của pháp luật về quy hoạch, đầu tư, giấy phép… Các đơn vị muốn tham gia cơ chế sẽ phải báo cáo với UBND tỉnh, công ty điện lực có trách nhiệm tại địa phương và Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO). (NSMO không quản lý đơn vị tham gia DPPA, nhưng họ phải biết số lượng tham gia DPPA và theo dõi).

Để triển khai nhiệm vụ được giao tại Nghị định 80, Bộ Công Thương đã hoàn thành ba nhóm công việc chính: (1) Tổ chức hội nghị triển khai Nghị định số 80/2024/NĐ-CP; (2) Ban hành nhiều văn bản và tổ chức các cuộc họp đôn đốc, hướng dẫn; (3) Tổ chức các chương trình đào tạo, phổ biến nội dung Nghị định và cơ chế DPPA kết hợp với Thông tư số 21/2024/TT-BCT quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Dưới đây là những vấn đề đang được các nhà đầu tư năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện có nhu cầu cấp Chứng chỉ Năng lượng Tái tạo (REC) được Cục Điều tiết Điện lực (ERAV), Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) giải đáp:

Câu hỏi:

NSMO công bố sản lượng 30 phút một lần. Có công bố đường phụ tải của khách hàng không? Nếu hai đường sản lượng phát và phụ tải khách hàng không trùng nhau thì bên mua phải trả theo giá nào?

Trả lời:

NSMO huy động nhà máy điện theo thị trường điện. Bên bán tham gia thị trường, điều độ tập trung theo chi phí. Không thể vì tôi có khách hàng nên NSMO phải mua điện của tôi. NSMO không làm được điều đó cho hàng nghìn đơn vị phát điện nhỏ lẻ. Tuy nhiên, các bên phát điện phải công bố lịch phát điện phù hợp với cam kết với khách hàng.

Câu hỏi:

Có phải hủy hợp đồng PPA cũ để tham gia DPPA?

Trả lời: Có. Sẽ có hướng dẫn với trường hợp cụ thể.

Câu hỏi:

Chi phí hệ thống có thể dự báo dài hạn được không? Để nhà đầu tư và bên mua làm dự toán cho hợp đồng dài hạn?

Trả lời:

Chi phí CDPPA do cơ quan quản lý Nhà nước công bố hàng năm vào năm n-1 dựa trên báo cáo chi phí kiểm toán đã được cơ quan quản lý thông qua. Chưa thể ra chi phí dự tính cho 3-5 năm nếu luật chưa cho phép. Mỗi lần EVN trình tăng giá điện còn không biết có được duyệt hay không, nên cũng không dự tính được biểu chi phí dài hạn.

Câu hỏi:

Tại sao không yêu cầu nhà máy tham gia DPPA phải lắp pin lưu trữ (BESS)?

Trả lời:

Các dự thảo về NLTT sắp tới sẽ khuyến khích có lắp BESS. Có thể có chi phí ưu đãi cho NLTT lắp BESS.

Câu hỏi:

Yêu cầu về hạ tầng thông tin như thế nào với bên bán và khách hàng tham gia DPPA?

Trả lời:

Khi tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh, thì bên phát điện và bên mua điện phải đầu tư vào hạ tầng thông tin đảm bảo các quy định như các doanh nghiệp tham gia thị trường giao ngay khác. Vấn đề đo đếm được NSMO thu thập và đối soát. Các đơn vị phải xác nhận dữ liệu đó.

Câu hỏi:

Hiện tại một số doanh nghiệp nằm trong khu công nghiệp (KCN). Nhà máy phải ủy quyền cho KCN thực hiện DPPA. Nếu KCN đang bán điện có lợi thì họ không tham gia cơ chế DPPA. Vậy khách hàng có thể tham gia DPPA không qua KCN không?

Trả lời:

KCN bán điện cho doanh nghiệp thì họ mong muốn bán tiếp. Chưa có quy định cho việc này, còn tùy hợp đồng giữa doanh nghiệp và KCN. Khách hàng và KCN tự thỏa thuận với nhau theo hợp đồng dân sự. Cơ quan quản lý không thể ra lệnh cho KCN.

Câu hỏi:

Mỗi đơn vị NLTT tham gia phải có 10 MW trở lên trong khi quy hoạch đến 2030 cho điện mặt trời đã mất 2.600 MW tự sản tự tiêu, chỉ còn 1.500 MW cho cả nước. Điện gió thì khá hơn, khoảng 14 GW. Vậy, có nới room quy hoạch để có thêm cho điện mặt trời không?

Trả lời:

Tổng công suất NLTT có trước, rồi sau đó mới có cơ chế để đạt được. Cơ chế DPPA là một trong các giải pháp Quy hoạch điện VIII đề ra để đạt NLTT. Phải thực hiện theo quy hoạch từ nay đến 2030. Nếu cơ chế DPPA chạy tốt thì mới hết được room điện mặt trời và điện gió hiện tại. Nếu hết, thì có thể mở room. Bộ Công Thương sẽ rà soát và có thể điều chỉnh Quy hoạch điện VIII trong thời gian sắp tới.

Câu hỏi:

Chúng tôi dự tính có 700 MWp điện mặt trời trên hệ thống thủy lợi, nhưng tỉnh đang vướng mắc vì không biết theo cơ chế nào mà chỉ chấp thuận cho làm 1 MWp. Vậy, 1 MWp với kế hoạch 700 MWp đó có được tham gia DPPA không? Giới hạn dưới là 10 MW liệu có giới hạn trên không? Vì có thể xảy ra chỉ vài nhà đầu tư chiếm hết quy hoạch điện mặt trời.

Trả lời:

1 MWp không được tham gia DPPA. Giới hạn trên đã được cân nhắc, bố trí trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII.

Một số câu hỏi của doanh nghiệp gửi tới cơ quan liên quan giải đáp, cũng như tham khảo trong quá trình xây dựng chính sách và chia sẻ của chuyên gia Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA), Tạp chí Năng lượng Việt Nam (VER):

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

Câu hỏi:

a. 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?

b. 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?

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

d. 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?

e. 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.

f. 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?

Chia sẻ của chuyên gia Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA), Tạp chí Năng lượng Việt Nam (VER):

a. Có thể hiểu: Đơn vị phát điện NLTT (RE GENCO) là 01 pháp nhân thực hiện DPPA. Công ty mẹ sở hữu nhiều RE GENCO cũng có thể là 01 pháp nhân tham gia DPPA, nếu không ủy quyền cho từng RE GENCO. Như vậy, theo tinh thần của Nghị định thì công ty mẹ được phép tham gia.

b. Đúng là 01 khách hàng lớn có thể mua từ nhiều RE GENCO, và ngược lại 01 RE GNECO có thể bán cho nhiều khách hàng lớn. Với DPPA sử dụng đường dây riêng cũng theo cách tương tự. Tuy nhiên, có các ràng buộc khác mà khách hàng lớn, hoặc RE GENCO cần phải tuân thủ như chủ thể hợp đồng PPA, tách biệt việc đo đếm sản lượng tiêu thụ hoặc bán lên, công suất, thanh toán…

c. Đối với đường dây riêng cũng không có điều khoản nào cấm.

d. Theo Khoản c Điều 2 Nghị định 80 quy định một trong các đối tượng áp dụng DPPA là: Đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích sản xuất ủy quyền mua điện từ tổng công ty điện lực, ký kết hợp đồng kỳ hạn với đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền).

e. Không được phép tự do thiết lập giá bán lẻ.

f. Theo đánh giá của các chuyên gia thì có thể tiếp tục phát triển dự án điện mới. Tuy nhiên, phải tuân thủ quy hoạch và có đầy đủ giấy phép theo quy định.

Về phát triển mới dự án điện mặt trời để tham gia cơ chế DPPA:

Câu hỏi:

a. 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?

b. 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?

c. 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?

Chia sẻ của VEA, VER:

a. Dự án điện mặt trời mới phải nằm trong danh sách trong của QHĐ VIII, Kế hoạch thực hiện QHĐ VIII.

b. Dự án phải đợi được phê duyệt lại, hoặc xin đề xuất hiệu chỉnh, bổ sung Quy hoạch.

c. Dự án phải có tên trong Kế hoạch thực hiện của QHĐ VIII.

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

Câu hỏi:

a. 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?

b. 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?

c. 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?

Chia sẻ của VEA, VER:

a. Đúng vậy. Sẽ không ảnh hưởng, nếu đường dây riêng đó không kết nối với đường dây cung cấp từ đơn vị của EVN… Đơn vị bán lẻ điện có thể thực hiện DPPA với RE GENCO qua đường dây riêng.

b. Đúng vậy.

c. Theo các chuyên gia đánh giá thì điều này không bị cấm.

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

Câu hỏi:

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?

Chia sẻ của VEA, VER:

Không có cơ chế ưu tiên từ NSMO cho các đối tượng thực hiện DPPA. Vì vậy, không có cơ chế bồi thường. NSMO chỉ huy động nguồn phát theo tiêu chí có lợi cho hệ thống điện và có giá hợp lý, đảm bảo tiêu chí huy động giá từ thấp tới cao. Mọi cơ chế đều phải tuân thủ theo cơ chế tham gia huy động thị trường điện.

Về thời hạn hợp đồng với thị trường giao ngay:

Câu hỏi:

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?

Chia sẻ của VEA, VER:

Thông thường, với hợp đồng của RE GENCO trong thị trường giao ngay không có thời hạn. RE GENCO luôn có thể ở lại thị trường giao ngay.

Về chấm dứt DPPA:

Câu hỏi:

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?

Chia sẻ của VEA, VER:

Khi chấm dứt DPPA, RE GENCO sẽ đàm phán và ký kết PPA theo quy định hiện hành - nghĩa là không có điều kiện ưu đãi gì.

7. Về thuộc tính môi trường:

Câu hỏi:

a. 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?

b. 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?

Chia sẻ của VEA, VER:

a. Điều khoản này sẽ do hai bên thỏa thuận và được quy định trong hợp đồng giữa các bên trên cơ sở thương thảo.

b. Có nhiều công ty cấp chứng nhận REC, hoặc Carbon credits (bao gồm cả trong nước và quốc tế) hiện đang cấp chứng chỉ.

Về chấm dứt cơ chế FIT chuyển tiếp và tham gia Cơ chế DPPA:

Câu hỏi:

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:

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

b. 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?

Chia sẻ của VEA, VER:

a. Về tính hợp lý, các nhà máy đang phải nhận giá 50% theo Quyết định 21 thì có thể đề nghị chấm dứt cơ chế “chuyển tiếp”. EVN chẳng có lý do gì để phạt thanh lý hợp đồng, vì hợp đồng đó đã là thiệt hại với bên RE GENCO rồi. Tuy nhiên, có thể tùy từng trường hợp cụ thể quy định trong hợp đồng PPA hiện hữu.

b. Theo nhận định sơ bộ của các chuyên gia, thì tạm thời không có điều khoản nào cấm quay lại. Tuy nhiên, cơ chế FIT chuyển tiếp có thể hết hiệu lực thi hành vào thời điểm muốn quay lại.

Về 1 dự án tham gia 2 cơ chế:

Câu hỏi:

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?

Chia sẻ của VEA, VER:

Nghị định 80 không có điều nào cấm việc thực hiện theo cách này. Tuy nhiên, trong trường hợp này, nhà máy cần được tách thành 2 chủ thể thì hoàn toàn có thể.

Về làm rõ vấn đề doanh thu thị trường điện:

Câu hỏi:

a. 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?

b. 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)?

c. 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?

d. 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?

Chia sẻ của VEA, VER:

a. RE GENCO hoàn toàn có thể cứ ở lại thị trường giao ngay nếu chấm dứt CfD vì bất kỳ lý do nào.

b. Nếu một nhà máy đã tham gia thị trường giao ngay, họ có thể tham gia hay không tham gia DPPA. Các nghĩa vụ và quyền lợi của RE GENCO sẽ chỉ tuân thủ quy định thị trường giao ngay.

c. Doanh thu bình thường của RE GENCO với thị trường giao ngay là không phụ thuộc vào hành vi hàng tháng của khách hàng tiêu thụ. Vấn đề nằm ở thỏa thuận trong CfD, cam kết sản lượng mua theo tháng, hay theo năm (thông thường là theo năm, nhiều năm).

d. Việc bảo trì thường niên của khách hàng luôn phải tính đến. Trường hợp sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng trong chu kỳ giao dịch thấp hơn sản lượng của đơn vị phát điện NLTT trong chu kỳ giao dịch đó, toàn bộ sản lượng tiêu thụ điện của khách hàng được thanh toán theo chi phí mua điện của tổng công ty điện lực trên thị trường điện, chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống và chi phí thanh toán bù trừ chênh lệch.

Về phân bổ sản lượng hợp đồng Qc:

Câu hỏi:

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?

Chia sẻ của VEA, VER:

Trong quy định DPPA có quy định về Qc do hai bên thỏa thuận thống nhất. Việc phân bổ Qc giữa RE GENCO và khách hàng lớn là do hai bên thỏa thuận trong CfD, không cần NSMO phê duyệt và cũng không cần phải cố định theo chu kỳ 30 phút.

Về đơn vị bán lẻ được ủy quyền và khách hàng lớn:

a. 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.

b. 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?

c. 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?

Về nội dung này, các doanh nghiệp cần tham khảo và làm rõ thêm với EVN và ERAV.

Thay lời kết:

Những vấn đề nêu trên đang được Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam báo cáo kiến nghị cấp có thẩm quyền xem xét trong quá trình hoàn thiện chính sách, góp phần thúc đẩy thực hiện DPPA với hợp đồng đầu tiên sớm nhất, với các nội dung chính sau:

1. Đề nghị các cấp có thẩm quyền và có chức năng liên quan cần hoàn thiện các quy định pháp lý, kỹ thuật về DPPA. Trong đó, Bộ Công Thương khẩn trương ban hành các hướng dẫn cụ thể thực hiện cơ chế DPPA, giao nhiệm vụ cụ thể, có xác định mốc thời gian để các cơ quan chức năng hoàn thiện các phương pháp tính toán các chi phí, quy trình, nội dung giải quyết các tồn tại, thách thức cần làm rõ trong Nghị định 80 về DPPA đã nêu trên. Kể cả, những nội dung về dự án NLTT “chuyển tiếp” tham gia trong DPPA, giải quyết các hợp đồng tạm tính giá đã ký với EVN, cũng như có hướng dẫn cụ thể về việc chấm dứt hợp đồng mua bán điện với EVN để chuyển sang cơ chế mua bán điện trực tiếp DPPA.

2. Xem xét cho phép thực hiện kết hợp hai mô hình DPPA và mô hình “tự sản xuất, tự tiêu thụ” trong các khu, cụm công nghiệp.

3. Đề nghị cấp thẩm quyền cho phép nới tăng khung công suất NLTT được tham gia DPPA. Trong đó, cần quy định cho phép bổ sung vào Quy hoạch điện các dự án NLTT (kể cả đường dây kết nối) tham gia DPPA theo quy trình rút gọn.

4. Khẩn trương cập nhật, sửa đổi, bổ sung cơ chế DPPA khi xuất hiện các nội dung thay đổi về giá điện 2 thành phần (công suất và điện năng), về điều kiện thực hiện thị trường điện bán lẻ cạnh tranh, hoặc các chủ trương mới nhằm tăng cường phát triển NLTT theo hướng bền vững.

5. Tổ chức đào tạo, trao đổi huấn luyện thực hiện DPPA cho các đơn vị phát điện NLTT và khách hàng tham gia DPPA. Trên cơ sở đó thúc đẩy hiểu biết, cùng như hợp tác của các bên tham gia DPPA (cơ quan quản lý, bên thừa hành DPPA, bên đơn vị phát điện và bên khách hàng DPPA).

6. Đề nghị cấp có thẩm quyền cần ban hành quy định thống nhất rõ thẩm quyền, phân cấp, tiêu chí, nội dung, quy trình cấp Chứng chỉ Năng lượng tái tạo (REC) cho sản phẩm hàng hóa để các nhà sản xuất NLTT, các doanh nghiệp tạo lợi thế khi xuất khẩu hàng hóa ra các thị trường quốc tế áp dụng REC và thúc đẩy phát triển nguồn NLTT phù hợp xu hướng thế giới.

Việc triển khai cơ chế DPPA tuy còn cả quá trình, nhưng việc khẩn trương cần có một hợp đồng đầu tiên theo cơ chế này là hết sức cấp bách, đáp ứng mong mỏi của các nhà đầu tư, cũng như tháo gỡ các bế tắc để đúc rút hoàn thiện chính sách và thu hút FDI, tín dụng xanh, trái phiếu xanh, triển khai có hiệu quả đảm bảo chất lượng, tiến độ các dự án Quy hoạch điện VIII, hướng tới Net zezo vào năm 2050./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM