Gửi bình luận
DPPA mở ra cánh cửa mua bán điện bền vững, nhưng các yếu tố như sự phức tạp về giá và quản trị rủi ro đang là rào cản lớn nhất cho nhà đầu tư và khách hàng.
Điện là một mặt hàng rất đặc biệt. Việc sản xuất và tiêu thụ đòi hỏi cách ứng xử cũng phải đặc biệt. Theo ông Nguyễn Quang Minh - Trưởng phòng Thị trường điện & Hệ thống điện, Cục Điện lực, Bộ Công thương – phát biểu tại hội thảo “Hiệu quả năng lượng và Cơ chế thị trường điện lực: Thúc đẩy tương lai năng lượng bền vững Việt Nam” tại TP HCM, thì điện là yếu tố tác động đến mọi thành phần kinh tế, xã hội và cần có các quy định kỹ thuật cụ thể trước khi bàn đến vấn đề kinh tế. Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) đang được kỳ vọng là giải pháp bền vững thúc đẩy năng lượng tái tạo.
Ông Nguyễn Quang Minh cho biết, DPPA là một thỏa thuận mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện và khách hàng sử dụng điện cuối cùng, trong đó giá cả, sản lượng và các nội dung khác do hai bên tự thỏa thuận và chủ động. Cơ chế này mang lại lợi ích cho cả ba đối tượng chính: khách hàng có nhiều lựa chọn hơn, đơn vị đầu tư năng lượng tái tạo có thêm đối tác thay vì chỉ đàm phán với EVN, và chính phủ có thể thu hút đầu tư, đồng thời tháo gỡ áp lực đảm bảo an ninh cung cấp điện.
Tuy nhiên, khi đi vào thực tế triển khai, đặc biệt là với mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia (Virtual DPPA) thì các bên đang gặp rất nhiều khó khăn vì có nhiều thành phần rất khó tính toán.
Đối với mô hình Virtual DPPA, ông Nguyễn Tuấn Phát – Giám đốc Pháp lý, Tuân thủ và Quan hệ chính phủ, Asia Clean Capital Vietnam – cho biết giá điện sẽ bao gồm ba cấu phần. Cấu phần thứ nhất là giá vật lý (physical), tức là giá trên thị trường bán buôn điện. Cấu phần thứ hai là giá tài chính (financial), bao gồm sản lượng hợp đồng (QC) và giá hợp đồng (PC), được các bên ấn định và không phải là giá thị trường. Cấu phần thứ ba là giá truyền tải.
Điều khiến các nhà đầu tư gặp khó khăn là cả ba cấu phần này đều biến thiên. Ông Nguyễn Tuấn Phát nhấn mạnh, các hợp đồng DPPA thường kéo dài ít nhất 20 năm mới có lợi, và việc dự đoán giá thị trường, giá truyền tải trong suốt 20 năm là cực kỳ khó khăn.
Để quản lý rủi ro giá này, cơ chế hợp đồng chênh lệch tài chính (CFD - Contract for Difference) được áp dụng. Ông Nguyễn Quang Minh giải thích, hợp đồng CFD là cam kết về mặt tài chính chứ không phải cam kết về mặt vật lý. Hợp đồng này giúp quản lý rủi ro cho cả bên bán và bên mua. Cụ thể, nếu giá thị trường điện thấp hơn giá hợp đồng, bên mua sẽ phải thanh toán cho bên bán. Ngược lại, nếu giá thị trường điện cao hơn giá hợp đồng, bên bán lại thanh toán cho bên mua.
Sự phức tạp không chỉ dừng lại ở cấu trúc giá. Việc tham gia thị trường điện cạnh tranh yêu cầu các bên phải chuẩn bị một cách kỹ thuật và pháp lý rất kỹ lưỡng.
Về mặt vận hành, thị trường điện đang chuyển chu kỳ giao dịch từ 60 phút xuống 30 phút, và trong tương lai có thể là 15 phút, thậm chí 5 phút. Ông Nguyễn Tuấn Phát lưu ý rằng nếu chu kỳ giao dịch chuyển sang 15 phút, sẽ có tới 96 chu kỳ chào giá (bidding) trong một ngày, đòi hỏi các doanh nghiệp phải có đội ngũ chuyên trách để liên tục chào giá, điều mà không phải đơn vị nào cũng có thể đáp ứng.
Về mặt thủ tục đăng ký tham gia DPPA qua lưới điện quốc gia, ông Nguyễn Thái Minh – Phó phòng Thị trường điện, Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (A0/NSMO) - thừa nhận quy trình hiện tại là "khá là phức tạp" với 13 bước. Các bước bao gồm việc thành lập pháp nhân, có giấy phép hoạt động điện lực, chuẩn bị hạ tầng kỹ thuật (đo đếm, SCADA), và quan trọng nhất là tìm được đối tác phù hợp.
Một rủi ro lớn nữa nằm ở tính ổn định của hợp đồng. Ông Nguyễn Thái Minh cho biết, để tham gia DPPA qua lưới điện quốc gia, cần có ba hợp đồng: hợp đồng giữa đơn vị phát điện và EVN (thị trường giao ngay), hợp đồng CFD giữa đơn vị phát điện và khách hàng, và hợp đồng giữa khách hàng với công ty điện lực. Nếu một trong ba hợp đồng này bị vô hiệu hoặc hết hiệu lực, cơ chế DPPA cho cặp đôi đó sẽ bị dừng lại. Thậm chí, nếu khách hàng lớn chuyển xuống mức tiêu thụ không đủ điều kiện, họ sẽ bị loại (disqualify), buộc đơn vị phát điện phải tìm khách hàng mới.
Mặc dù đối mặt với nhiều rào cản, đặc biệt là việc dự đoán giá trong dài hạn, các chuyên gia đều khẳng định DPPA là con đường không thể không đi để đạt được các mục tiêu phát triển bền vững và cam kết Net Zero 2050.
Ông Nguyễn Tuấn Phát đề xuất giải pháp là phải có các biện pháp quản trị rủi ro cụ thể, hay còn gọi là "hacking", trong hợp đồng. Hợp đồng DPPA cần phải trải qua ít nhất bảy phương án định giá (pricing) để dự phòng cho các biến động giá trên thị trường. Các bên, bao gồm nhà đầu tư, khách hàng lớn và ngân hàng, cần ngồi lại để xác định mức giá nào là phù hợp, và mức giảm giá tối đa mà các bên có thể chịu đựng được. Việc này giúp đảm bảo rằng khi giá thị trường giảm xuống nhưng không đảm bảo được cho nhà đầu tư, thì sẽ có cơ chế ứng phó rõ ràng.
Bên cạnh đó, việc tìm ra đối tác phù hợp là yếu tố then chốt. Ông Nguyễn Quang Minh gợi ý rằng việc lựa chọn đối tác phải dựa trên nhu cầu sử dụng thực tế: nếu khách hàng chỉ dùng điện ban ngày thì tìm đối tác mặt trời, nếu cần điện 24/7 thì phải tìm đối tác gió, mặc dù giá có thể cao hơn nhưng đáp ứng mục tiêu sử dụng.
Về mặt thủ tục, ông Nguyễn Thái Minh cho biết, đơn vị đang đề xuất Bộ và Chính phủ rút ngắn 13 bước đăng ký DPPA xuống chỉ còn bốn bước, và hy vọng sẽ được thông qua trong nghị định sửa đổi sắp tới, nhằm rút ngắn đáng kể thời gian tham gia. Đối với các trường hợp hợp đồng bị đình chỉ, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia - A0 dự kiến đề xuất cho phép bên bán vẫn được tiếp tục bán điện theo giá thị trường trong vòng ít nhất sáu tháng, để đảm bảo không bị gián đoạn vận hành.
Ông Nguyễn Tuấn Phát nhấn mạnh rằng không nên chần chừ mà cần đồng hành với các cơ quan quản lý. “Khi có nhiều bên cùng tham gia, Việt Nam sẽ dần tạo ra được một "khung giá chuẩn" (benchmark), từ đó việc dự đoán tài chính sẽ dễ dàng hơn”, ông Phát nói.
