NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO: Cần sớm hoàn thiện chính sách về DPPA
Cơ chế DPPA đem lại nhiều lợi ích cho phát triển năng lượng tái tạo. Tuy nhiên cũng có một số thách thức chung mà tất cả các bên tham gia đều phải đối mặt.
Chiều nay (25/9), dưới sự chỉ đạo của Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI), Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam Văn phòng đại diện tại TP HCM, Viện Nghiên cứu ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR) và Tổng Công ty Điện lực TP HCM tổ chức Diễn đàn “Thúc đẩy điện tái tạo cho doanh nghiệp: Vấn đề đặt ra trong thực tiễn và giải pháp thực hiện”, tại TP HCM.
Tham dự Diễn đàn có ông Võ Tân Thành – Phó Chủ tịch VCCI; ông Trần Ngọc Liêm – Giám đốc VCCI chi nhánh khu vực TP HCM (VCCI-HCM) ông Trần Minh Hóa - Phó TP, Phòng Quản lý năng lượng Sở Công Thương TP HCM; ông Nguyễn Trung Hậu - Phó Trưởng phòng, Phòng Quản lý năng lượng, Sở Công thương tỉnh Đồng Nai; ông Phan Công Tiến - Giám đốc Viện nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR); ông Trần Huỳnh Ngọc – Phó Giám đốc Trung tâm Đào tạo và Nghiên cứu phát triển, PECC2 (Công ty CP Tư vấn XD Điện 2); ông Tiêu Văn Đạt - Tổng Giám đốc, Công ty Cổ phần Tập đoàn DAT; ông Nguyễn Quang Tú - Trưởng phòng giải pháp Công ty TNHH Hoa Nam.
Về phía đơn vị tổ chức có sự tham dự của ông Bùi Trung Kiên – Phó Tổng Giám đốc Tổng Công ty Điện lực TP HCM; Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng – Phó Tổng biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; Nhà báo Phạm Hùng - Phó Tổng biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; ông Nguyễn Xuân Quy – Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam, kiêm Trưởng Đại diện VP Hiệp hội tại TP HCM. Cùng sự tham dự của các chuyên gia từ các viện, trường, cơ quan nghiên cứu, lãnh đạo các Hiệp hội doanh nghiệp các địa phương, lãnh đạo các doanh nghiệp…
Phát biểu tham luận tại Diễn đàn về cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA), ông Trần Huỳnh Ngọc - Phó Giám đốc Trung tâm Đào tạo và Nghiên cứu phát triển, PECC2 (Công ty CP Tư vấn XD Điện 2) cho biết, hiện tại, tất cả các nhà máy điện đang bán điện cho một đơn vị mua buôn duy nhất là EVN, hoặc qua thị trường bán buôn cạnh tranh (dù thị trường này vẫn đang ở giai đoạn "một người mua, nhiều người bán"). Đối với khách hàng, chúng ta chỉ có thể mua điện từ một công ty điện lực hoặc một nhà bán lẻ trên phạm vi địa bàn cấp điện của mình. Các công ty điện lực hoặc nhà bán lẻ ở đây đóng vai trò kép: vừa là nhà phân phối vừa là nhà cung cấp.
Theo ông Ngọc, khi cơ chế DPPA ra đời, mô hình này được cải thiện: khách hàng sử dụng điện lớn có thể mua điện trực tiếp từ nguồn năng lượng tái tạo qua đường dây riêng mà không cần thông qua các lớp thị trường ở trên. Hoặc khách hàng có thể mua điện từ các nguồn điện ở rất xa thông qua lưới điện quốc gia, nhưng lúc này phải tuân thủ theo các quy định của thị trường điện quốc gia, cần thêm các cơ chế hoạt động liên quan đến thị trường bán buôn cạnh tranh và công ty điện lực.
“Cơ chế DPPA đem lại nhiều lợi ích cho phát triển năng lượng tái tạo: Phát triển nguồn năng lượng tái tạo cho quốc gia; hướng tới một thị trường có tính cạnh tranh; giúp doanh nghiệp đáp ứng xu hướng phát triển xanh; giúp doanh nghiệp tiết kiệm chi phí”, ông Ngọc chia sẻ.
Ông cũng cho rằng, khi triển khai cơ chế DPPA, các bên phải quan tâm đến quy trình thủ tục phát triển dự án, thỏa thuận nguyên tắc và ký kết hợp đồng giữa các bên, quy trình thủ tục DPPA cho đến khi vận hành chính thức, và cơ chế tham gia thị trường nếu hợp đồng DPPA bị dừng.
Về lợi ích tài chính, cần quan tâm đến: sản lượng điện của nguồn tái tạo, dự báo phụ tải của khách hàng lớn, đánh giá các thành phần giá khó kiểm soát, và bài toán tối ưu hóa rủi ro trong dài hạn.
Từ đó, có một số thách thức chung mà tất cả các bên tham gia đều phải đối mặt: hướng dẫn thực hiện cho cơ chế DPPA còn thiếu; đối với các nguồn điện mặt trời trang trại, yêu cầu tích hợp thêm hệ thống pin lưu trữ (BESS) với công suất 10% tổng công suất nguồn điện, làm tăng tổng chi phí đầu tư và tăng giá điện DPPA.
Theo ông Ngọc, các thành phần giá trong mô hình DPPA rất khó dự báo do thị trường điện Việt Nam chưa hoàn toàn ổn định và đang trong giai đoạn phát triển, bao gồm: giá bán lẻ, giá dịch vụ EVN, giá chi phí bù trên nền, và giá điện thị trường giao ngay.
Theo Nghị định 57, các hợp đồng mua bán điện DPPA (hợp đồng giữa bên bán và bên mua, hợp đồng giữa bên bán và EVN, hợp đồng giữa bên mua và công ty điện lực) chỉ có các thành phần cơ bản mà không có mẫu chuẩn, dễ phát sinh tình trạng không đồng bộ giữa các địa phương/dự án và gây khó khăn trong thẩm định ngân hàng.
“Vấn đề thương thảo hợp đồng giữa các bên thường kéo dài và khó khăn do đây là loại hình cơ chế mới, tiềm ẩn nhiều rủi ro và mâu thuẫn. Đồng thời, bên mua phải đồng bộ hợp đồng với cả ba bên (bên bán, điện lực, và khu công nghiệp nếu có), dẫn đến việc kéo dài về thời gian”, ông Ngọc nhấn mạnh.
Đồng thời, ông cũng chỉ ra thách thức cụ thể đối với từng chủ thể tham gia: một là, đối với chủ đầu tư nguồn điện, thách thức thứ nhất là trong phát triển dự án và tiếp cận khách hàng. Thách thức thứ hai là cạnh tranh trong đấu thầu. Chủ đầu tư DPPA (chưa tìm được khách hàng cụ thể) phải cạnh tranh với các chủ đầu tư theo phương án PPA (bán điện cho EVN với khung giá đã xác định). Rất khó để đưa ra hiệu quả kinh tế của dự án ở giai đoạn đấu thầu.
Thách thức thứ ba là tiêu chí so sánh: nếu hai mô hình (PPA và DPPA) cùng cạnh tranh trong một dự án đấu thầu, việc xác định tiêu chí so sánh hiệu quả kinh tế để đảm bảo sự công bằng là một vấn đề.
Thách thức thứ tư là giới hạn giá: đối với dự án DPPA qua đường dây riêng, giá thỏa thuận giữa hai bên bị giới hạn bởi khung giá điện mặt trời mái nhà. Điều này làm giảm cơ hội tiếp cận khách hàng sẵn sàng trả giá cao hơn để có chứng chỉ xanh.
Hai là, thách thức trong ước lượng dòng tiền dự án: việc tích hợp BESS yêu cầu mô hình tính toán động và xác suất, phải tính toán đến từng giờ trong vài chục năm, phụ thuộc vào hiệu suất BESS hàng ngày, giá thị trường giao ngay và tương ứng với nhu cầu phụ tải. Chủ đầu tư cần hiểu biết về mô hình tính toán động xác suất này để giải bài toán tối ưu hóa (Best Value).
Rủi ro biến động giá giao ngay: thành phần thu nhập của chủ đầu tư bao gồm giá thỏa thuận với khách hàng và giá thị trường giao ngay cho phần sản lượng dư khi khách hàng sử dụng ít (ví dụ: ngày Chủ nhật). Nếu khách hàng không bao tiêu phần này, nó sẽ được bán với giá thị trường giao ngay (có thể bằng 0 sau 9 giờ sáng ngày Chủ nhật, theo ví dụ). Rủi ro này dẫn đến mâu thuẫn và kéo dài thương thảo hợp đồng.
Ba là, thách thức khi dừng hợp đồng DPPA: Khi hợp đồng DPPA dừng vì bất khả kháng, chủ đầu tư phải chuyển đổi mô hình kinh doanh sang mô hình khác phù hợp. Đối với khách hàng sử dụng điện lớn, khách hàng sử dụng điện lớn phải đối mặt với bốn loại thách thức: ước lượng chi phí sử dụng điện; chuyển đổi hợp đồng khu công nghiệp; duy trì hợp đồng DPPA; và rủi ro từ thành phần giá thị trường giao ngay.
Với những thách thức trên, ông Ngọc đưa ra một số đề xuất nhằm hy vọng quá trình triển khai DPPA được thuận lợi hơn: làm rõ hơn cơ chế đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư để công bằng hơn giữa hình thức DPPA và hình thức PPA; xem xét bỏ qua giá trần trong cơ chế DPPA qua đường dây riêng; chuẩn hóa các hợp đồng và chuẩn hóa phương pháp tính dịch vụ lưới điện trong KCN; cho phép đơn vị bán lẻ được ủy quyền (tức đơn vị bán lẻ trong KCN) được tham gia như một đơn vị mua điện trực tiếp chứ không phải là ủy quyền nữa; xem xét quy trình chuyển đổi hợp đồng của các khách hàng sử dụng điện lớn bên trong KCN.