Cơ chế DPPA đưa thị trường tiến gần tới cấp độ bán buôn, bán lẻ cạnh tranh
Chính phủ vừa ban hành Nghị định số 80 ngày 3.7 quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (điện mặt trời mái nhà, điện gió) với khách hàng sử dụng điện lớn. Tại Nghị định, Chính phủ cho phép mua bán trực tiếp điện theo hai phương án, gồm qua đường dây riêng và lưới quốc gia (tức qua EVN).
Theo nhận định của Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam, việc Thủ tướng Chính phủ sớm phê duyệt Nghị định 80 để cơ chế mua bán điện trực tiếp được triển khai nhanh chóng sẽ 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.
Mặt khác, DPPA sẽ 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.
Tuy nhiên, trong bối cảnh hiện tại, cũng như trong ngắn hạn cần lưu ý một số vấn đề sau: Thứ nhất, dù trực tiếp (qua đường dây kết nối riêng), hay ảo (qua lưới điện quốc gia), thì các hợp đồng mua bán điện trực tiếp cũng tạo ra áp lực lớn cho lưới điện buộc phải cân bằng với lượng điện năng lượng tái tạo đang ngày càng tăng.
Do đó, cần phải có các chính sách điều độ thích hợp với khả năng chịu tải của lưới điện.
Thứ hai, giá điện khí và lưu trữ hiện tại cao gấp rưỡi giá điện bán lẻ của EVN, nên không khuyến khích các doanh nghiệp (ngoài EVN) đầu tư vào lĩnh vực này, dù Quy hoạch điện VIII có đưa ra tham vọng lớn. Nếu EVN tự đầu tư sẽ gây thua lỗ. Nhưng không có điện khí và lưu trữ, thì không thể tăng tiếp năng lượng tái tạo theo yêu cầu của các doanh nghiệp muốn DPPA.
Thứ ba, hiện tại Việt Nam chưa áp dụng giá điện 2 thành phần, nên việc chuẩn bị và duy trì sẵn sàng công suất cung cấp cho khách hàng có DPPA với một số nhà máy năng lượng tái tạo trở nên cực kỳ tốn kém (nếu chỉ bán điện theo lượng điện năng cung cấp thực sự theo yêu cầu luôn đột xuất trong khung giá thị trường bị giới hạn).
"Không có phí công suất sẽ tạo ra kinh doanh không bình đẳng, vì EVN không có tiền để duy trì công suất trực sẵn sàng phát điện", Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam nhận định.
Cần tính toán cơ chế giá mua bán điện từ hệ thống lưu trữ
Để ngăn trục lợi khi điện mặt trời được mua bán trực tiếp, một kỹ sư trong lĩnh vực năng lượng cho biết, giải pháp tối ưu là cần tính toán cơ chế giá mua bán điện từ hệ thống lưu trữ.
Điều này sẽ đảm bảo được tính ổn định của hệ thống điện Quốc gia, do dung lượng pin lưu trữ là nguồn điện linh động tốt nhất để bù vào phần công suất thiếu hụt của hệ thống điện lúc gió giảm (đối với điện gió), lúc mây, mưa, giông bão và vào ban đêm (đối với hệ thống điện mặt trời).
Đồng thời sẽ góp phần giảm bớt đầu tư nguồn điện linh hoạt bằng vốn ngân sách. Bởi theo Quy hoạch Điện VIII được ban hành hồi tháng 5.2023, định hướng cơ cấu nguồn điện đến năm 2030 đối với pin lưu trữ là 300 MW (chiếm 0,2% tổng cơ cấu nguồn điện); nguồn điện linh hoạt khác 300 MW (chiếm 0,2% tổng cơ cấu nguồn điện), nguồn điện linh hoạt bao gồm nhiệt điện khí, thủy điện tích năng, điện nguyên tử.
Ngoài ra sẽ khuyến khích và huy động được các nguồn vốn ngoài ngân sách Nhà nước như các hộ dân, nhà máy, xí nghiệp, đặc biệt là các văn phòng công sở và văn phòng doanh nghiệp do chỉ tính riêng điện năng dư cho các ngày nghỉ lễ, Tết, thứ 7, Chủ nhật trong năm đã chiếm đến 32% nhu cầu sử dụng điện.
