Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) trường hợp nào sẽ bền vững hơn?

Mới đây Bộ Công Thương có báo cáo trình Thủ tướng Chính phủ việc nghiên cứu xây dựng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa các đơn vị phát điện tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn qua 2 trường hợp cụ thể.

Trong đó cơ chế DPPA sẽ giúp khách hàng cần dùng điện cho sản xuất công nghiệp có thể đàm phán, thoả thuận mua điện trực tiếp từ các nhà máy phát điện từ năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời thông qua hợp đồng kỳ hạn. Giao dịch mua bán điện sẽ được thực hiện trực tiếp và được vận hành chung theo quy định thị trường bán buôn điện cạnh tranh của Bộ Công Thương.

Cụ thể với trường hợp 1, bên phát điện và bên mua điện thông qua đường dây riêng do tư nhân đầu tư. Với phương án này đơn vị phát điện và khách hàng sử dụng điện lớn khi mua bán điện không bị giới hạn về các điều kiện như công suất, sản lượng...

Tuy nhiên, góp ý kiến về dự thảo này, các doanh nghiệp sử dụng điện lớn trong nước cho biết, phương án này sẽ ít được phổ biến và khó có kết quả cao, bởi đầu tư đường dây truyền tải và phân phối riêng khá tốn kém. Chưa kể trong bối cảnh các lĩnh vực kinh tế đang bị ảnh hưởng do lạm phát, tiêu thụ chậm nên doanh nghiệp không thể cân đối thêm khoản chi phí và nhân lực để quản lý, bảo hành, bảo trì cho hạ tầng đường dây truyền tải. Ngoài ra qui hoạch không gian rất khó tính toán cho vị trí để đi đường dây riêng.

Do đó theo các chuyên gia và doanh nghiệp cơ chế DPPA áp dụng với trường hợp 1 cũng tốt và dễ thực hiện nhưng nó chỉ rơi vào một số trường hợp cụ thể, không thể áp dụng phát triển một cách phổ biến hơn, còn trường hợp thứ 2 thì có thể thực hiện đa dạng và bền vững hơn. Đó là cơ chế mua bán điện trực tiếp thông qua hệ thống lưới điện quốc gia giữa đơn vị phát điện và khách hàng. Cụ thể là bên phát điện và bên mua điện vẫn phải thông qua đơn vị bán lẻ điện và theo dự thảo, điều kiện với người mua và người bán trong trường hợp này là đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện gió, hoặc điện mặt trời phải đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, có công suất đặt từ 10 MW trở lên. Còn khách hàng sử dụng điện lớn là các tổ chức, cá nhân đang mua điện phục vụ cho mục đích sản xuất từ cấp điện áp từ 22 kV trở lên.

Tuy vậy với trường hợp này, ở thời điểm hiện tại, Luật Giá và các văn bản hướng dẫn cũng như các loại giá và thuế, phí liên quan chưa có hiệu lực thì cơ chế DPPA cũng vướng trở ngại và khó có thể ban hành trong năm nay.

Nhận định về dự thảo này, một chuyên gia năng lượng cho biết nếu doanh nghiệp mua điện từ bên phát điện thông qua lưới điện quốc gia, thì doanh nghiệp chỉ còn liên quan đến EVN từ 15 đến 20% tổng giá thành điện mua điện và một ít chi phí cho dịch vụ phụ trợ (trước đây là 100%). Như vậy cơ chế này sẽ là lợi ích giúp người sử dụng điện có nhiều sự lựa chọn hơn và họ được tự quyết định được gần 80% giá trị mua điện. Các nhà phát triển nguồn cũng có nhiều sự lựa chọn hơn khi được bán cho nhiều người mua hơn trước đây (so với 1 đơn vị EVN độc quyền mua).

Mặt khác so với dự thảo trước đó mà Bộ Công Thương dự kiến thí điểm cơ chế này trong giai đoạn 2021-2023 với tổng công suất khoảng 1.000 MW thì điều kiện khách hàng dùng điện tham gia thí điểm phải có hồ sơ đăng ký đáp ứng các tiêu chí, như cam kết sử dụng năng lượng tái tạo; tỉ lệ sản lượng điện hợp đồng mua trong 3 năm đầu tham gia thí điểm từ 80% trở lên. Ở chiều ngược lại, về phía nhà đầu tư, đơn vị phát điện, theo DPPA, muốn tham gia thí điểm cơ chế này, dự án điện gió, mặt trời phải có trong quy hoạch, công suất lắp đặt trên 30 MW.

Như vậy so với dự thảo trước đó, thì dự thảo DPPA lần này đã có nhiều điểm tiến bộ hơn khi hạ điều kiện của công suất lắp đặt từ trên 30 MW xuống còn 10MW, ưu điểm này sẽ tận dụng được các nguồn năng lượng phân tán một các hiệu quả nhất và áp dụng cho nhiều địa điểm trên toàn quốc.

Tuy nhiên, việc phân thành hai trường hợp này cũng được các chuyên gia đánh giá là hợp lý và mong Bộ Công thương sớm đẩy nhanh cơ chế này.