Đây là một bước tiến quan trọng trong việc thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh và phát triển năng lượng sạch tại Việt Nam.

Tuy nhiên, để chính sách này thực sự hiệu quả, vẫn còn nhiều vấn đề cần được làm rõ và giải quyết.

Kỳ vọng từ doanh nghiệp

Nghị định đưa ra hai hình thức DPPA chính: mua bán qua đường dây riêng và mua bán điện qua hệ thống điện quốc gia.

Đối với hình thức mua bán qua đường dây riêng, các bên tự thỏa thuận về công suất, sản lượng và giá điện. Hình thức này không giới hạn công suất và áp dụng cho các nguồn điện như năng lượng mặt trời, gió, thủy điện nhỏ, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu và điện mặt trời mái nhà.

Tuy nhiên, việc triển khai gặp khó khăn do khoảng cách xa giữa nhà máy điện và khách hàng.

Với hình thức mua bán qua lưới điện quốc gia, nghị định giới hạn công suất các nhà máy năng lượng tái tạo phải từ 10 MW trở lên. Khách hàng sử dụng điện lớn phải đấu nối cấp điện áp từ 22kV trở lên và có sản lượng tiêu thụ bình quân từ 200.000 kWh/tháng.

Hình thức này tuy thuận lợi hơn nhưng vẫn còn nhiều vướng mắc cần giải quyết.

Ông Phạm Minh Tuấn - phó chủ tịch Tập đoàn Bamboo Capital - cho biết cộng đồng các nhà đầu tư phát triển năng lượng tái tạo và doanh nghiệp tiêu thụ điện lớn đặt nhiều kỳ vọng vào chính sách mới này.

Đối với nhà đầu tư, việc ký kết DPPA dài hạn giúp thu xếp vốn hiệu quả hơn với chi phí thấp từ các tổ chức tài chính, đặc biệt là quốc tế. Điều này khác biệt so với hình thức bán điện theo hợp đồng mua bán điện hiện nay, giúp doanh nghiệp tăng hiệu quả đầu tư và cung cấp điện với giá cạnh tranh hơn.

Đối với khách hàng sử dụng điện lớn, việc ổn định chi phí mua điện dài hạn giúp xác định chi phí đầu vào, từ đó giảm chi phí hoạt động. Bên cạnh đó, sử dụng điện sạch còn giúp doanh nghiệp chứng minh việc giảm khí phát thải, hướng tới mục tiêu net zero.

Ông Phạm Đăng An - phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group - nhận định nghị định sẽ tạo ra sự cạnh tranh công bằng, minh bạch trong ngành năng lượng. Các bên có thể tự thỏa thuận giá mua bán điện dựa trên cung cầu thực tế. Việc đàm phán bán điện dư cho EVN cũng giúp tối ưu hóa sản lượng và hiệu quả kinh tế.

Thách thức trong triển khai

Tuy có nhiều kỳ vọng, các doanh nghiệp cũng chỉ ra một số thách thức khi triển khai chính sách này.

Ông Tuấn cho rằng việc phát triển và đầu tư nguồn, đặc biệt là đường dây đấu nối (trong trường hợp bán điện qua đường dây riêng), vẫn cần các thủ tục về quy hoạch phức tạp và tốn thời gian. Ngoài ra, nghị định chưa làm rõ cơ chế cho các nguồn điện đang vận hành theo giá FIT hoặc thuộc dạng chuyển tiếp khi tham gia DPPA.

Một rủi ro khác là khách hàng sử dụng điện lớn phải đảm bảo sản lượng tiêu thụ điện bình quân trên 200.000 kWh/tháng để tiếp tục tham gia chương trình. "Khách hàng sử dụng điện lớn cần đảm bảo sản lượng tiêu thụ điện bình quân trong 12 tháng lớn hơn 200.000 kWh/tháng để tiếp tục tham gia chương trình này. 

Đây cũng là rủi ro cho bên mua, nếu trong vòng đời của hợp đồng mà doanh nghiệp sử dụng điện ít hơn mức tối thiểu này thì họ có khả năng bị phạt hợp đồng rất lớn", ông Tuấn nói.

Ông An cũng lưu ý rằng quá trình điều chỉnh và ban hành các quy định bổ sung để đảm bảo vận hành trơn tru thị trường mua bán điện trực tiếp có thể mất thời gian. Trong giai đoạn chuyển đổi có thể xảy ra những bất cập và khó khăn khi áp dụng quy định mới.

Trao đổi với Tuổi Trẻ, đại diện một doanh nghiệp đầu tư điện mặt trời và điện gió tại Bình Thuận chỉ ra thực tế là các khách hàng lớn cần mua điện sạch chủ yếu ở phía Bắc hoặc Nam, trong khi nguồn điện tái tạo quy mô lớn nằm rải rác ở miền Trung. Điều này gây khó khăn cho việc bán điện trực tiếp qua đường dây riêng do chi phí quá lớn.

"Nhà máy điện của chúng tôi tại Bình Thuận không thể đầu tư đường dây riêng để bán điện cho khách hàng tại TP.HCM do chi phí quá lớn. Nếu bán qua hệ thống điện quốc gia mới có thể phát huy được, nhưng cần có hướng dẫn rất cụ thể về việc các dự án năng lượng tái tạo tham gia thị trường điện cạnh tranh và các cơ chế tính giá, sản lượng khi tham gia thị trường" - doanh nghiệp này nói.

Cần hướng dẫn cụ thể

Đại diện Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho rằng các cơ chế mới sẽ tăng thêm sự lựa chọn cho khách hàng, đặc biệt là những đơn vị cần mua điện sạch.

Tuy nhiên, để mua bán qua đường dây riêng hiệu quả, cả bên mua và bán điện phải "gặp được nhau", tức là có các điều kiện thuận lợi như nhà máy phát điện và nhà máy sản xuất đặt gần nhau.

Đối với nguồn điện năng lượng tái tạo được mua bán qua hệ thống điện quốc gia, mặc dù nghị định có thể thực thi ngay nhưng trên thực tế vẫn có những quy định chưa rõ ràng, có thể phát sinh vướng mắc khi thực hiện.

Ví dụ như việc phân bổ sản lượng thanh toán khi một nhà máy điện sạch bán cho nhiều khách hàng hoặc ngược lại.

EVN cũng lưu ý rằng nhiều dự án năng lượng tái tạo hiện nay vừa được hưởng cơ chế giá ưu đãi FIT1 và FIT2, vừa áp dụng cơ chế giá chuyển tiếp nên cơ chế thanh toán sẽ rất phức tạp và cần hướng dẫn cụ thể hơn.

Một vấn đề khác là nghị định yêu cầu các nhà máy tham gia thị trường điện cạnh tranh, trong khi hiện chưa có quy định cho các nhà máy năng lượng tái tạo tham gia thị trường này. Do đó, cần có cơ chế cụ thể để xác định sản lượng điện mua bán và chi phí tính toán giá điện làm căn cứ thanh toán.

Lãnh đạo Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) khẳng định sẽ tổ chức các hoạt động hướng dẫn, phổ biến quy định cũng như đào tạo chuyên sâu cho các đơn vị quan tâm để triển khai nghị định hiệu quả.

Cơ chế mua bán điện qua đường dây riêng sẽ không tránh khỏi lúng túng

Bộ Công Thương khẳng định trong tình huống khẩn cấp, bộ thành lập tổ công tác theo dõi và phản ứng nhanh để thực hiện việc triển khai mua bán điện trực tiếp, tháo gỡ các vướng mắc.