Chờ hướng dẫn để thực thi cơ chế mua bán điện trực tiếp

Quy định mới cho phép bên phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng lớn có thể mua bán điện trực tiếp

Điện sạch chạy suốt ngày đêm: 27 UScent/kWh

Một trong hai hình thức DPPA được quy định là mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng. Theo đó, bên phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng lớn dùng điện sẽ ký hợp đồng mua bán điện và giao nhận điện năng qua đường dây kết nối riêng và không kết nối với hệ thống điện quốc gia.

Nhận xét về hình thức này, các chuyên gia điện cho hay, khách hàng lớn có quy mô sản xuất dùng tới trên 200.000 kWh/tháng sẽ ít chọn hình thức này, bởi hoạt động sản xuất, kinh doanh đòi hỏi phải có điện liên tục, ổn định.

“Có thể trong các khu công nghiệp tập trung có DPPA qua đường dây riêng giữa điện mặt trời mái nhà và khách hàng trong khu công nghiệp, còn ngoài các khu công nghiệp thì tìm đâu ra hành lang để xây dựng đường dây riêng. Nếu các khách hàng dùng điện lớn như xi măng, cán thép… chạy đến chỗ đang có các nhà máy điện mặt trời hoặc điện gió ở Ninh Thuận hay Tây Nguyên để sử dụng điện, thì may ra áp dụng được với sản lượng đáng kể. Tuy nhiên, cần lưu ý là điện gió, điện mặt trời không thể đáp ứng nhu cầu mọi lúc cho khách hàng xi măng, cán thép”, một chuyên gia có hơn 30 năm hoạt động trong ngành điện cho hay.

Bên cạnh đó, Nghị định 80/2024/NĐ-CP cho phép ngoài mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng, khách hàng sử dụng điện lớn được mua bán điện với Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị bán lẻ điện không phải Tổng công ty Điện lực) theo quy định.

Tuy nhiên, các hợp đồng mua bán điện mà ngành điện đang ký bấy lâu với khách hàng lớn đều có cam kết sản lượng điện dùng cũng như công suất để ngành điện biết đường đầu tư nhằm đảm bảo cấp điện ổn định, liên tục cho khách hàng. Với tính chất không ổn định của năng lượng tái tạo khi không có lưu trữ đi kèm, chắc chắn khách hàng lớn không dám mua điện của doanh nghiệp năng lượng tái tạo với đường dây riêng, bởi sau đó sẽ gặp phải tình huống hoặc là ngành điện không cam kết cấp bù điện trong thời điểm đang dùng năng lượng tái tạo, nhưng lại bị sụt giảm công suất và sản lượng do tính chất “trời cho”, hoặc là sẽ phải chấp nhận mức giá cao hơn cho việc ngành điện túc trực sẵn sàng ở cửa để bù đắp khi năng lượng tái tạo chao đảo vì thời tiết.

“Làm gì có chuyện ngành điện đi đầu tư đường dây và trạm biến áp mà không biết lúc nào bán được và bán được bao nhiêu, bởi tất cả các chi phí này đều tính vào giá điện và giá bán điện bình quân hiện nay mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) bán ra theo quy định của Nhà nước đang gặp thách thức là giá bán không đủ bù đắp được giá thành sản xuất và mua điện”, ông Mạnh T. làm trong mảng kinh doanh điện nhận xét.

Cũng chia sẻ thực tế nghiên cứu đầu tư điện mặt trời mái nhà, chuyên gia năng lượng Lã Hồng Kỳ có một góc nhìn khác. Theo ông Kỳ, qua thu thập số liệu của vài chục hệ điện mặt trời mái nhà ở miền Bắc cho thấy, số giờ nắng ở khu vực này bình quân chưa đến 3 giờ/ngày và tính ra là chỉ hơn 1.000 giờ trong năm. Trong khi đó, 1 năm có 8.760 giờ (365 ngày x 24 giờ) đều cần điện sẵn sàng để bật lên là có. Như vậy, việc đầu tư điện mặt trời mái nhà ở miền Bắc để cấp điện theo mô hình DPPA với đường dây riêng chắc chắn là không hấp dẫn so với mua điện do EVN cấp.

Với các doanh nghiệp mong muốn chọn điện mặt trời để dùng cho sản xuất ổn định thì chi phí cũng rất cao.

“Chúng tôi đã tính thử, nếu chạy hoàn toàn điện mặt trời để phát điện cả ngày đêm theo kiểu độc lập không cần nối lưới, thì để có 1 MW điện phát ổn định, liên tục, cần đầu tư 4 MW và hệ thống lưu trữ tương ứng. Như vậy, giá điện phải bán cỡ 27 UScent/kWh”, ông Đặng Q., đến từ một doanh nghiệp đang phát triển các hệ thống điện mặt trời cho hay.

Lẽ dĩ nhiên, giá bán điện mà lên tới 27 UScent/kWh càng khó có thể so sánh với việc đang mua điện có nguồn gốc từ EVN qua các tổng công ty phân phối hay các công ty kinh doanh điện có giá giờ cao điểm theo quy định của Nhà nước cao nhất cũng mới chỉ có hơn 3.000 đồng/kWh (cấp điện áp 22 kV và 3 pha)

Trực tiếp, nhưng vẫn cần EVN đứng giữa

Trong mô hình DPPA nhưng thông qua lưới điện quốc gia, thì đơn vị phát điện năng lượng tái tạo sẽ ký hợp hợp đồng mua bán điện trên thị trường điện giao ngay với EVN và sẽ được EVN thanh toán theo hợp đồng được ký.

Còn khách hàng dùng điện lớn cũng sẽ ký hợp đồng mua bán điện với các tổng công ty điện lực thuộc EVN và thực hiện thanh toán với EVN.

“Có nhiều người cho rằng EVN độc quyền, nên nghĩ nếu có DPPA thì doanh nghiệp năng lượng tái tạo và khách hàng lớn có thể ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp với nhau và không cần qua EVN. Nhưng nếu chiếu theo các quy định tại Nghị định 80/2024/NĐ-CP, thì vẫn phải có EVN để quan hệ với bên bán năng lượng tái tạo và EVN quan hệ với khách hàng lớn. Như vậy, hợp đồng giữa bên năng lượng tái tạo và khách hàng lớn ký trực tiếp với nhau sẽ có ý nghĩa ra sao”, chuyên gia về phân phối điện đặt câu hỏi.

Liên quan đến chi phí sử dụng hệ thống điện tính cho một đơn vị điện năng của năm (đồng/kWh) theo quy định tại Điều 16, Nghị định 80/2024/NĐ-CP, liên quan đến thanh toán giữa khách hàng lớn với các tổng công ty điện lực thuộc EVN cũng được cho là có nhiều điểm cần làm rõ hơn.

Theo dự đoán của các chuyên gia, thời gian xem xét phê duyệt chi phí DPPA theo Điều 16.4 và chi phí bù trừ chênh lệch Phụ lục IV cũng sẽ phức tạp và kéo dài, bởi EVN sẽ muốn các chi phí này cao, các đơn vị năng lượng tái tạo và khách hàng lớn chắc chắn muốn thấp.

“Hiện tại, Đoàn kiểm tra liên ngành hàng năm đều thực hiện kiểm tra giá thành sản xuất, kinh doanh điện năm trước đó của EVN và công bố công khai, nhưng dư luận xã hội vẫn luôn đặt nhiều câu hỏi về tính chính xác, tính đúng, tính đủ ra sao. Như vậy, liệu khách hàng lớn có chấp nhận đơn giá do EVN tính không. Nếu họ muốn đơn giá này phải do Bộ Công thương phê duyệt thì Bộ có dám phê duyệt không. Nhất là khi việc vận hành hệ thống điện hàng năm đều có các tính toán không giống nhau vì phải chịu ảnh hưởng từ nguồn nước về của các nhà máy thủy điện (hiện chiếm khoảng 20% tổng công suất đặt của hệ thống)”, một chuyên gia phân phối điện đặt câu hỏi.

Cũng cho rằng, cần phải làm rõ sự ổn định trong quá trình cấp điện của năng lượng tái tạo, ông Kỳ nhận xét, do năng lượng tái tạo có sự dao động lên xuống theo thời tiết, trong khi đó, khách hàng lớn mua điện lại cần sự ổn định, nên nếu không có bộ lưu trữ để giúp ổn định thì 10 MW điện mà năng lượng tái tạo bán lên lưới có sự khác biệt so với 10 MW điện mà khách hàng lớn mua từ trên lưới quốc gia có độ ổn định cao.

“Chỗ này cần làm rõ, bởi sẽ ảnh hưởng đến giá mua điện. Không thể năng lượng tái tạo cứ phát lên lưới xong thu tiền, còn hệ thống phải gia cố và tính các chi phí này vào giá thành sản xuất điện cho các khách hàng khác”, ông Kỳ nói.

Nhiều điều vẫn “lửng lơ”

Chia sẻ với phóng viên Báo Đầu tư một số vấn đề phát sinh hoặc chưa rõ trong Nghị định 80/2024/NĐ-CP, các chuyên gia am hiểu vận hành và phân phối điện cho rằng, phải sớm làm rõ các vấn đề này để DPPA nhanh chóng phát huy trong thực tế.

Theo đó, hiện vẫn chưa rõ các đơn vị phát điện năng lượng tái tạo nào được phép tham gia hoặc từ chối tham gia DPPA. Có thể thấy rõ nhất là các bên phát năng lượng tái tạo đang bán điện cho EVN theo giá FIT cao sẽ không muốn tham gia thị trường điện bán buôn cạnh tranh và DPPA với khách hàng lớn. Trong khi đó, các doanh nghiệp có dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp hay đang chuẩn bị đầu tư có thể muốn tham gia.

Theo phân tích này, EVN sẽ tổn thất nhất định khi các đơn vị phát điện năng lượng tái tạo có giá thấp tách ra tham gia thị trường điện và DPPA, còn các đơn vị năng lượng tái tạo có giá cao vẫn tiếp tục duy trì các hợp đồng mua bán điện đang có với EVN.

Từ góc độ tổng công ty phân phối, các chuyên gia cũng cho rằng, sẽ tổn thất khi các khách hàng lớn có giá mua điện cao ký DPPA với các đơn vị năng lượng tái tạo để giảm chi phí mua điện và chỉ trả một phần tiền điện theo giá bán lẻ hiện hành của Bộ Công thương cho tổng công ty phân phối chỉ khi họ sử dụng cao hơn sản lượng hợp đồng kỳ hạn với đơn vị năng lượng tái tạo.

“Hậu quả của hai điều này là giá thành bình quân của EVN/tổng công ty phân phối sẽ cao lên và các khách hàng khác không tham gia DPPA sẽ chịu giá điện cao hơn, bởi cùng miếng bánh doanh thu/chi phí, nếu các đơn vị năng lượng tái tạo và các khách hàng lớn được lợi qua tham gia thị trường điện và DPPA, thì các khách hàng khác sẽ chịu giá cao hơn.

Nhìn nhận về phía kiểm soát, vị này cũng cho rằng, việc giao Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) kiểm soát số dự án/công suất các đơn vị năng lượng tái tạo tham gia DPPA theo Điều 20.1 để không vượt room công suất theo Quy hoạch có vẻ không hợp lý. Nguyên do, nếu có nguy cơ vượt room thì tiêu chí nào để lựa chọn đơn vị năng lượng tái tạo nào được tham gia.

Ngoài ra, A0 sẽ vận hành các nhà máy năng lượng tái tạo có giá FIT và các đơn vị năng lượng tái tạo theo Nghị định 80/2024/NĐ-CP theo nguyên tắc nào? Liệu A0 có được phép cắt các nhà máy có giá FIT đắt hơn để ưu tiên các đơn vị năng lượng tái tạo tham gia thị trường điện và DPPA theo Nghị định 80/2024/NĐ-CP được không. Nếu bị kiện vì cắt giảm công suất thì A0 có chịu trách nhiệm không.