Chuyên gia dự đoán dự án mua bán điện trực tiếp sẽ hoạt động vào cuối năm 2025

- Chuyên gia dự báo cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) sẽ có thể vận hành sớm nhất vào cuối năm 2025 do cần thời gian đồng bộ pháp lý.

- DPPA có tiềm năng thúc đẩy đầu tư vào năng lượng tái tạo, nhưng đối mặt nhiều thách thức về hướng dẫn chi tiết và quy trình thực hiện.

- Các bên tham gia DPPA cần thỏa thuận giá trên cơ sở hợp đồng mẫu và đối mặt với khó khăn trong đàm phán và chi phí đầu tư cơ sở hạ tầng.

Chuyên gia dự báo rằng cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) sẽ chỉ có thể vận hành sớm nhất vào cuối năm 2025 do cần thời gian đồng bộ pháp lý và hướng dẫn chi tiết. Đầu tháng 7, Chính phủ đã ban hành Nghị định 80 về cơ chế DPPA, cho phép các đơn vị phát năng lượng tái tạo (mặt trời, gió...) bán điện trực tiếp cho các khách hàng sử dụng điện lớn. Điều kiện tham gia là khách hàng phải đấu nối cấp điện áp từ 22kV trở lên và tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh mỗi tháng. Theo số liệu của các công ty điện lực, có khoảng 7.700 khách hàng đủ điều kiện, chiếm khoảng 40% tổng điện năng tiêu thụ cả nước.

Nhóm phân tích của Công ty chứng khoán Rồng Việt (VDSC) cho rằng DPPA sẽ thúc đẩy các chủ đầu tư khởi động dự án điện tái tạo kể từ khi giá ưu đãi cố định FIT 2 hết hiệu lực vào cuối năm 2020. Các chủ đầu tư dự án chuyển tiếp đang chờ cơ chế giá mới sẽ được hưởng lợi, vì không phụ thuộc vào đàm phán với EVN. Chẳng hạn, dự án điện gió Tân Phú Đông 1 (100 MW) có thể tham gia DPPA và đàm phán giá bán điện tốt hơn so với mức giá hiện tại là 908 đồng/kWh.

Tuy nhiên, giới chuyên môn cảnh báo nhiều thách thức cần gỡ để thực hiện DPPA. Bên mua và bên bán sẽ đàm phán giá dựa trên hợp đồng mua bán điện mẫu (PPA) của Bộ Công Thương. Phương thức mua có thể qua đường dây riêng hoặc lưới điện quốc gia, nhưng cả hai trường hợp đều thiếu hướng dẫn chi tiết từ cơ quan quản lý. Thứ trưởng Công Thương Nguyễn Sinh Nhật Tân thừa nhận sẽ có lúng túng trong thực hiện, đặc biệt là trong đàm phán giá giữa các bên tham gia.

Nhóm phân tích của VDSC dự báo cần nhiều thời gian để các dự án có thể triển khai theo cơ chế DPPA. Các văn bản pháp lý cần được sửa đổi và ban hành đồng bộ, bao gồm Thông tư hướng dẫn DPPA và Nghị định về điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu. Một số quy định về giá và chi phí các khâu vận hành, truyền tải, phân phối cũng cần được sửa đổi trong Luật Điện lực.

Đối với các dự án mua bán qua đường dây riêng, các bên sẽ tự thỏa thuận công suất, sản lượng và giá, nhưng phải đầu tư chi phí cho đường dây. Chuyên gia của Chứng khoán SSI cho rằng người mua và bán có thể gặp khó khăn trong đàm phán hợp đồng do thiếu hướng dẫn chi tiết. Việc bổ sung lưới điện vào quy hoạch tỉnh và vùng cũng phức tạp và tốn thời gian, theo ông Phạm Đăng An, Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group.

Một thách thức khác là chi phí đầu tư hệ thống pin lưu trữ (BESS) để hỗ trợ ổn định lưới điện và giảm thất thoát điện năng. Giá bán lẻ điện hiện tại là khoảng 2.006,79 đồng/kWh, thấp hơn chi phí sản xuất điện từ khí LNG hay công nghệ BESS. Trong trung và dài hạn, mô hình giá điện hai thành phần có thể giúp giải quyết tình trạng này, theo chuyên gia của SSI.

Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh, cho rằng chính sách DPPA cần có giai đoạn thử nghiệm và điều chỉnh dần dần để đảm bảo hiệu quả và an toàn cho chính sách. Các cơ chế cần được thử nghiệm và điều chỉnh để tạo vùng đệm an toàn cho chính sách, tránh những rủi ro không mong muốn.

DPPA hứa hẹn mang lại nhiều lợi ích cho các doanh nghiệp quốc tế và trong nước trong việc cắt giảm carbon và chuyển đổi năng lượng sạch, đồng thời thu hút thêm dòng vốn ngoại vào năng lượng tái tạo ở Việt Nam. Tuy nhiên, các thách thức về pháp lý, đàm phán giá và chi phí đầu tư cơ sở hạ tầng cần được giải quyết để đảm bảo hiệu quả và bền vững cho cơ chế này.