Như VnEconomy đưa tin, mới đây, Chính phủ Việt Nam đã ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng tiêu thụ điện lớn.

CÁC ĐIỂM CHÍNH CỦA CƠ CHẾ DPPA

Cơ chế DPPA quy định 2 cách mua bán điện trực tiếp gồm: qua đường dây kết nối riêng giữa đơn vị phát điện và khách hàng lớn và qua Lưới điện quốc gia.

Mua bán điện trực tiếp qua đường dây kết nối riêng: cách này hình thành từ việc người mua không bao gồm đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và người bán thỏa thuận hợp đồng mua bán điện, phù hợp với quy định tại Luật Điện lực và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan.

Với hợp đồng này, hai bên thỏa thuận về giá và những điều khoản khác, tự chịu trách nhiệm đầu tư, xây dựng, quản lý vận hành đường dây kết nối riêng. Nếu đơn vị điện lực vừa là đơn vị phát điện vừa thực hiện chức năng bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm mua điện từ hệ thống điện quốc gia và các nguồn điện tại chỗ khác thì giá bán lẻ điện được thực hiện theo Quy định về thực hiện giá bán điện do Bộ Công Thương ban hành.

Ngoài ra, trường hợp có sản lượng điện dư, người bán phải đàm phán hợp đồng mua bán điện để bán cho EVN.

Mua bán điện trực tiếp qua Lưới điện quốc gia: người bán và người mua (có bao gồm đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm) có thể ký với nhau hợp đồng kỳ hạn để quản trị rủi ro về giá đối với mức sản lượng điện nhất định thực hiện thông qua việc thanh toán chênh lệch so với giá thị trường giao ngay trong tương lai.

Trong đó, người bán sẽ bán điện vào thị trường giao ngay (hiện tại được gọi là thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam) với giá điện giao ngay (hiện tại gọi là giá thị trường điện (FMP)). Ngoài ra, người mua sẽ mua điện thông qua việc ký kết hợp đồng mua bán điện với Tổng công ty Điện lực (hoặc đơn vị được ủy quyền/phân cấp).

Điều kiện để tham gia hình thức này cũng cao hơn, có thể kể đến là khách hàng sử dụng điện lớn cũng phải đấu nối cấp điện áp 22 kV trở lên như đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm và người bán là đơn vị phát điện năng lượng tái tạo từ gió và mặt trời với công suất từ 10 MW trở lên.

TIẾN TỚI THỊ TRƯỜNG BÁN LẺ ĐIỆN CẠNH TRANH

Nhận định về sự cần thiết của cơ chế DPPA, theo các chuyên gia phân tích của SSI Research, cơ chế này có thể khuyến khích đầu tư nhiều hơn vào các dự án năng lượng tái tạo trong nước, qua đó thúc đẩy sự phát triển bền  vững về môi trường và nâng cao hiệu quả của thị trường điện ở Việt Nam.

Thứ nhất, kỳ vọng giảm sự phụ thuộc vào EVN và lưới điện quốc gia, cơ chế DPPA sẽ tạo ra môi trường cạnh tranh tốt hơn cho các bên tham gia cũng như giải quyết vấn đề tài chính của EVN.

Thứ hai, quy hoạch điện (PDP) VIII đặt mục tiêu đạt mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, cũng như tiếp tục mở rộng công suất điện (đạt trên 150.000 MW vào năm 2030 và đạt gần 600.000 MW vào năm 2050), trong đó năng lượng tái tạo dự kiến sẽ đóng vai trò chính trong quá trình thực hiện lộ trình này.

Thứ ba, việc khuyến khích tăng cường năng lượng tái tạo (đặc biệt là ở miền Bắc) có thể giảm/giải quyết vấn đề thiếu điện của Việt Nam về dài hạn. Ngoài ra, cơ chế này còn cho phép phòng ngừa rủi ro thông qua việc quy định về hợp đồng kỳ hạn.

Một khảo sát do Bộ Công Thương thực hiện vào cuối năm 2023, trong số 67 dự án điện tái tạo tham gia khảo sát, 24 dự án điện tái tạo (1.773 MW) mong muốn tham gia cơ chế DPPA với tư cách là bên bán, trong khi 17 dự án điện tái tạo khác (2.836 MW) cân nhắc tham gia. Về phía người mua, 20 (996 MW) trong số 41 đại diện được khảo sát mong muốn tham gia cơ chế.

Về dài hạn, SSI Research kỳ vọng cơ chế sẽ là một trong những bước quan trọng đầu tiên nhằm khuyến khích phát triển Thị trường Bán buôn Điện Việt Nam (VWEM) sau này tiến tới Thị trường Bán lẻ Điện Cạnh tranh Việt Nam (VREM).

Tuy nhiên, việc triển khai DPPA vẫn phải đối mặt với một số thách thức trong ngắn hạn như: Cần duy trì nguồn điện ổn định hơn và phát triển nguồn điện từ Hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) để hỗ trợ ổn định lưới điện quốc gia và giảm thất thoát điện năng trong bối cảnh nguồn điện tái tạo không ổn định.

Lưu ý rằng tiềm năng tăng công suất năng lượng tái tạo trên lưới điện quốc gia trong tương lai từ việc triển khai cơ chế DPPA, phải đi kèm với các chính sách điều độ hợp lý hơn để giải quyết vấn đề với khả năng chịu tải của lưới điện, cũng như việc phát triển các nguồn điện ổn định hơn trên lưới điện như điện khí/LNG và triển khai công nghệ BESS vào sản xuất điện.

Tuy nhiên, theo đánh giá của EVN, giá bán lẻ điện hiện nay thấp hơn chi phí sản xuất điện khí/LNG (một trong những nguồn ổn định hơn) và điện từ công nghệ BESS, tạo ra rào cản cho việc phát triển các nguồn điện này.

Trong trung và dài hạn, SSI kỳ vọng những điều chỉnh tăng thêm hoặc (và) việc triển khai mô hình hai thành phần cho giá bán lẻ điện sẽ giúp giảm bớt và giải quyết tình trạng này.

Do cơ chế DPPA còn khá mới nên có thể phát sinh một số vấn đề khó tránh khỏi trong quá trình triển khai. Ví dụ như, đối với hình thức mua bán trực tiếp thông qua đường dây truyền tải riêng, người mua và người bán có thể gặp khó khăn trong việc đàm phán hợp đồng do thiếu cơ chế hướng dẫn.

CỔ PHIẾU NÀO HƯỞNG LỢI?

Các công ty hiện đang sở hữu các dự án năng lượng tái tạo sẽ được hưởng lợi chính. Về tính hiệu quả tài chính, các dự án nằm gần khu vực sản xuất như Khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất sẽ được hưởng lợi nhiều nhất.

Về triển vọng cổ phiếu, HDG được đánh giá hưởng lợi nhờ các dự án điện gió dự tính triển khai của công ty với tổng công suất khoảng 828 MW. PC1 có thể được hưởng lợi bằng cách tận dụng chuyên môn trong việc lắp đặt năng lượng tái tạo và lượng khách hàng tiềm năng tại các KCN do PC1 và các công ty liên kết phát triển.

Ngoài ra,  REE và GEG là hai cổ phiếu cũng được hưởng lợi khác. Đối với GEG, công ty đang có 2 dự án năng lượng tái tạo chờ triển khai: Đức Huệ 2 (năng lượng mặt trời, 49 MWp) và VPL Bến Tre Giai đoạn 2 (điện gió, 30 MW). Đối với REE, hiện tại công ty có V1-3 Giai đoạn 2 (điện gió), V1-5 và V1-6 (điện gió) (tổng công suất khoảng 128 MW).