Lần đầu tiên một doanh nghiệp sản xuất mua điện trực tiếp từ nhà cung ứng năng lượng tái tạo dù cách xa tới gần… 1.800km. Hợp đồng mua bán điện trực tiếp đầu tiên được kỳ vọng mở ra nhiều cơ hội cho các doanh nghiệp được mua điện sạch mà không phải qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Trao đổi với Tuổi Trẻ, ông Nguyễn Quốc Trung – Phó tổng giám đốc Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO) – cho rằng việc Samsung Thái Nguyên ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) với Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 tại Tây Ninh có ý nghĩa rất quan trọng.
Ông Trung nói: Đây không chỉ là giao dịch DPPA đầu tiên được đưa vào vận hành thực tế qua lưới điện quốc gia, mà còn cho thấy cơ chế mua bán điện trực tiếp đã chuyển từ giai đoạn xây dựng chính sách sang giai đoạn triển khai thương mại thực tế.
* Thưa ông, vì sao cơ chế DPPA đã được ban hành từ lâu nhưng đến nay mới có hợp đồng đầu tiên?
– DPPA là cơ chế mới, có tính phức tạp vì liên quan đồng thời đến pháp lý, hợp đồng, vận hành hệ thống điện, thị trường điện, đo đếm, thanh toán, hóa đơn – thuế và quản trị rủi ro giá. Với cơ chế này, các bên có thể mua bán điện trực tiếp qua lưới điện kết nối riêng hoặc lưới điện quốc gia.
Do đó, để có một giao dịch DPPA vận hành được, các bên không chỉ ký một hợp đồng thương mại song phương mà còn phải đáp ứng nhiều điều kiện. Như việc nhà máy cần đủ điều kiện tham gia thị trường điện. Hệ thống đo đếm điện năng, hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (SCADA), dữ liệu vận hành và thanh toán cần sẵn sàng.
Khách hàng sử dụng điện là khách hàng lớn. Cả bên bán và bên mua cũng cần thống nhất cơ chế giá, sản lượng, xử lý chênh lệch, rủi ro biến động giá thị trường và nghĩa vụ thanh toán. Khó khăn lớn nhất là DPPA qua lưới điện quốc gia không phải là mô hình “truyền điện vật lý” từ nhà máy này đến khách hàng, mà là mô hình giao dịch thị trường kết hợp hợp đồng tài chính/kỳ hạn giữa bên mua và bên bán.
Vì vậy, các bên cần hiểu rõ thị trường cũng như các quy định về hóa đơn, thuế và chứng nhận điện xanh. Đây là lý do quá trình chuẩn bị mất nhiều thời gian.
* Vậy để đáp ứng được các điều kiện, NSMO đánh giá, thẩm định thế nào nhằm đảm bảo kỹ thuật và an toàn hệ thống?
– NSMO sẽ kiểm tra các điều kiện kỹ thuật tham gia thị trường điện và DPPA trên cơ sở hồ sơ, tài liệu, dữ liệu do đơn vị cung cấp. Đồng thời thông báo thời điểm chính thức vận hành cơ chế DPPA khi các điều kiện theo quy định được đáp ứng.
Như với trường hợp TTC Đức Huệ 2 – Samsung Thái Nguyên, thông tin công bố cho thấy NSMO đã kiểm tra, thẩm định hồ sơ và các điều kiện tham gia thị trường điện/DPPA trước khi thông báo nhà máy chính thức tham gia thị trường điện và vận hành DPPA từ ngày 1-6.
Tôi lưu ý rằng, yêu cầu kỹ thuật không phải là “ưu tiên đặc biệt” cho DPPA, mà là tuân thủ đầy đủ các quy định về vận hành thị trường điện. Như việc đo đếm, SCADA, dự báo, khả dụng, công bố thông tin, điều độ và thanh toán.
Nhà máy tham gia DPPA vẫn cần tuân thủ lệnh điều độ, quy định an toàn hệ thống điện, quy định về thị trường điện và các ràng buộc vận hành như các đơn vị phát điện khác. Vì thế, DPPA không làm phát sinh quyền ưu tiên huy động riêng ngoài quy định.
* Ông nhận định như thế nào về tiềm năng mở rộng DPPA và khả năng áp dụng cho điện khí/LNG?
– Tiềm năng mở rộng DPPA là rất lớn, đặc biệt đối với nhóm khách hàng sử dụng điện lớn, doanh nghiệp FDI, khu công nghiệp, doanh nghiệp xuất khẩu, các tập đoàn có cam kết ESG, Net Zero hoặc cần chứng minh tỉ lệ sử dụng năng lượng tái tạo trong chuỗi cung ứng.
Hợp đồng đầu tiên của Samsung là tín hiệu quan trọng cho thấy các khách hàng lớn có thể thực hiện giao dịch điện tái tạo thông qua cơ chế thị trường, không chỉ thông qua điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu.
Tuy nhiên, theo khung pháp lý hiện hành, DPPA được thiết kế cho đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn. Vì vậy, việc mở rộng sang điện khí hoặc LNG không nên hiểu là mở rộng cơ chế “DPPA xanh” theo đúng nghĩa hiện nay.
Điện khí/LNG có thể phù hợp hơn với các cơ chế hợp đồng dài hạn, hợp đồng kỳ hạn điện, hợp đồng chênh lệch hoặc cơ chế bảo đảm công suất/độ tin cậy trong thị trường điện, nhưng cần một khung chính sách riêng nếu muốn áp dụng mô hình mua bán trực tiếp.
* Theo ông, cần tháo gỡ những vướng mắc, khó khăn gì để mở rộng thêm khách hàng tham gia DPPA?
– Nghị định số 57 của Chính phủ về cơ chế DPPA đã tạo hành lang pháp lý chính thức cho cơ chế DPPA giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn. Đây là nền tảng rất quan trọng để DPPA có thể triển khai trên thực tế.
Song thực tiễn cho thấy DPPA phát sinh một số điểm cần tiếp tục tháo gỡ. Vấn đề này đã được Bộ Công Thương sơ kết, đánh giá, tổng hợp kiến nghị từ các đơn vị, địa phương để sửa đổi các quy định cho phù hợp thực tiễn. Theo đó, một số thay đổi đáng chú ý gồm: mở rộng đối tượng tham gia DPPA, bổ sung nhóm khách hàng như đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu/cụm, trung tâm dữ liệu, trạm/trụ sạc điện, tủ đổi pin xe điện…
Đồng thời hoàn thiện các khái niệm liên quan đến điện mặt trời mái nhà, lưới điện kết nối riêng, sản lượng điện dư… Dự thảo cũng hướng tới việc đơn giản hóa thủ tục đăng ký, cho phép các bên ủy quyền cho một đơn vị đại diện gửi hồ sơ. Đối với mô hình qua lưới điện kết nối riêng, cần điều chỉnh linh hoạt hơn, như nâng tỉ lệ sản lượng điện dư được bán lên hệ thống và bổ sung yêu cầu kỹ thuật để bảo đảm vận hành an toàn.
Tôi tin rằng khi nghị định 57 sửa đổi được ban hành, các vướng mắc sẽ được tháo gỡ đáng kể, tạo điều kiện thuận lợi hơn cho các đơn vị phát điện năng lượng tái tạo, khách hàng sử dụng điện lớn và đơn vị bán lẻ điện tham gia DPPA.
Khi chính sách được hoàn thiện, NSMO sẽ tiếp tục phối hợp với các bên liên quan để chuẩn hóa quy trình đăng ký, kiểm tra điều kiện tham gia thị trường điện, dữ liệu đo đếm, đối soát, thanh toán và vận hành thị trường điện giao ngay…
Tin Gốc: Tuổi Trẻ
