Cơ chế mua bán điện trực tiếp: Lợi ích và thách thức

Bộ Công Thương vừa báo cáo Thủ tướng Chính phủ về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa nhà sản xuất năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA).

Hiện tại, chỉ có thể thực hiện việc mua - bán thông qua mạng lưới quốc gia thống nhất.

Cơ chế mới sẽ mang lại những cơ hội và gây ra những thách thức gì?

Phóng viên Sputnik đã có cuộc phỏng vấn ông Nguyễn Hồng Long, chuyên gia về những vấn đề đối nội của Việt Nam về đề tài đang nóng này.

Điện năng là hàng hóa đặc biệt ở chỗ “sản xuất ra đến đâu thì tiêu thụ hết đến đó”, trừ một khối lượng không đáng kể được nạp vào các loại thiết bị lưu trữ như accu, pin xạc… các chủng loại và kích cỡ làm nguồn dự phòng khi có sự cố từ mạng lưới cấp điện hoặc nguồn dã chiến như máy phát điện lưu động, cố định… Để hình thành chuỗi cung ứng này cần ít nhất 4 hệ thống hoạt động kết nối với nhau chặt chẽ. Một là nguồn phát điện. Hai là hệ thống truyền tải cao áp gồm đường dây truyền tải cao áp và các trạm biến áp phân cấp hiệu điện thế. Ba là hệ thống điều độ từ cấp quốc gia (EVN) tới các Công ty điện lực cơ sở để bảo đảm cho toàn mạng lưới hoạt động đồng bộ, chính xác, liên tục. Bốn là hệ thống phân phối điện hạ thế (220V) tới các hộ tiêu dùng bao gồm trạm biến áp cuối, đường dây, máy đo. v.v…

Trước đây, các doanh nghiệp sản xuất điện của Nhà nước và tư nhân muốn bán điện cho khách hàng đều phải thông qua một hệ thống truyền tải điện quốc gia duy nhất do EVN quản lý. Các nhà sản xuất điện tư nhân muốn bán điện cho các hộ tiêu dùng cũng phải thông qua mạng lưới truyền tải này. Họ sẽ phải lắp đặt các thiết bị đồng bộ hóa như đối với các doanh nghiệp sản xuất điện của Nhà nước mới có thể hòa mạng vào hệ thống điện lực quốc gia.

Hiện tại, Bộ Công thương mới đề xuất 2 trường hợp khả thi. Trường hợp doanh nghiệp sản xuất điện bán sản phẩm thông qua đường dây và trạm riêng của họ thì đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện việc đầu tư xây dựng dự án điện phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực; phải thực hiện quy định về cấp phép hoạt động điện lực. Đơn vị phát điện và khách hàng có trách nhiệm thực hiện các quy định về mua bán điện, giá bán điện theo quy định. Trường hợp doanh nghiệp bán điện thông qua hệ thống lưới điện quốc gia thì đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện gió hoặc mặt trời phải đấu nối vào hệ thống điện quốc gia và có công suất đặt từ 10MW 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 22kV trở lên.

Nếu theo phương án thứ nhất của cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa nhà sản xuất điện với khách hàng tiêu thụ lớn thì ngoài việc xây dựng nhà máy điện, doanh nghiệp sản xuất điện tư nhân buộc phải xây dựng hệ thống truyền tải của riêng mình, hệ thống điều độ của riêng mình và hệ thống phân phối của riêng mình để đưa điện của họ tới các hộ khách hàng dùng điện.

Điều này đặt ra những thách thức không nhỏ đối với doanh nghiệp sản xuất điện tư nhân. Lý do là vì đầu tư vào việc xây dựng hệ thống truyền tải là rất lớn, thậm chí lớn hơn nhiều lần so với việc xây dựng các trạm nguồn. Hệ thống đó cũng phải bao gồm mạng đường dây truyền tải và các trạm biến áp (thường gọi là thiết bị đầu cuối), các trạm điều độ để bảo đảm cân đối tức thì giữa công suất phát điện và công suất tiêu thụ điện cũng như mạng lưới hạ áp để phân phối tới các khách hàng.

Bên cạnh đó, các doanh nghiệp sản xuất điện tư nhân còn phải xây dựng các trạm nguồn dự bị để ứng cứu cho hệ thống của họ khi các trạm nguồn chính gặp sự cố. Chẳng hạn như xây dựng các trạm thủy điện để ứng cứu và bổ trợ cho các trạm nguồn dùng sức gió hoặc ánh sáng mặt trời. Ngoài ra, mạng truyền tải và điều độ của doanh nghiệp sản xuất điện tư nhân vẫn cần phải có sự kết nối nhất định với mạng lưới truyền tải quốc gia để có thể huy động công suất khi cần bù tải hoặc ngắt kết nối khi quá tải.

Theo phương án thứ hai thì các doanh nghiệp phát điện ngoài EVN sẽ vẫn phải kết nối với mạng lưới truyền tải điện quốc gia để đưa điện của mình tới khách hàng sau khi Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia được tách khỏi EVN để trực thuộc Bộ Công thương.

Như vậy, các nhà sản xuất điện tư nhân có hai lựa chọn. Một là đầu tư toàn bộ cho hệ thống của mình từ đầu nguồn đến cuối nguồn. Hai là được phép thuê lại để sử dụng một phần hệ thống điều độ điện lực quốc gia để truyền tải điện đến khách hàng.

Theo một số phương án khả thi khác được nêu ra gần đây thì các nhà đầu tư không cần thiết phải có một hệ thống hoàn chỉnh từ nguồn phát đến truyền tải, điều độ và phân phối mà chỉ cần đầu tư vào một trong các phân đoạn: Nguồn phát, truyền tải và điều độ, phân phối. Đây là những vấn đề rất mới đã được quy định tại các mục 1 và 2 của Luật Điện lực Việt Nam mới nhất (số 06/VPHN-VPQH ngày 25/1/2022 hợp nhất các Luật Điện lực số 28/2004/QH11, số 24/2012/QH13, số 28/2018/QH14 và số 03/2022/QH15) nhưng chưa có Nghị định hướng dẫn thi hành của Chính phủ (Nghị định mới nhất hiện nay là Nghị định 17/2020/NĐ-CP ban hành ngày 22/3/2020 đến nay đã lạc hậu so với Luật điện lực 2022.

Do đó, đây là một vấn đề hết sức phức tạp, đòi hỏi đầu tư rất lớn cả về trí tuệ, tài chính và vật chất và phải mất nhiều thời gian để tích hợp cơ chế DPPA vào Quy hoạch tổng thể điện lực quốc gia. Kể cả các vấn đề về xây dựng chính sách và các quy phạm pháp luật cụ thể.

Trung tuần tháng 6/2023, Thủ tướng Chính phủ có công văn yêu cầu chuyển Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) từ Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) sang trực thuộc Bộ Công thương. Ngày 6/7/2023, Bộ này đề xuất mô hình kinh doanh của A0 là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên có 100% vốn Nhà nước, quản lý toàn bộ hệ thống truyền tải siêu cao thế, cao thế và trung thế.

Đây là bước khởi đầu cho quá trình hình thành cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa nhà sản xuất năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA). Với sự chuyển đổi này, EVN chỉ phụ trách các nguồn phát điện chiến lược thuộc sở hữu Nhà nước. Các nguồn phát điện của EVN sẽ bình đẳng với các nguồn phát điện khác, bao gồm cả các nguồn năng lượng điện tái tạo. Mạng lưới phân phối sẽ do các công ty điện lực địa phương phụ trách theo Luật Điện lực 2023.

Phương án này sẽ chấm dứt việc EVN mua điện từ các nguồn ngoài EVN rồi truyền tải và bán cho các khách hàng, chấm dứt sự tranh cãi về việc đưa giá điện về gần hơn với các biến động giá năng lượng trên thị trường và cũng chấm dứt độc quyền của EVN trên thị trường điện năng nội địa. Xét về động lực phát triển của ngành năng lượng Việt Nam thì việc mua bán điện trực tiếp giữa doanh nghiệp phát điện với khách hàng là một bước tiến bộ, thúc đẩy thị trường năng lượng Việt Nam phát triển. Đặc biệt là khi năng lượng gió và năng lượng mặt trời được Chính phủ Việt Nam khuyến khích khai thác, sử dụng.

Đúng vậy! Đây là lĩnh vực an ninh phi truyền thống có tính chiến lược đặc biệt quan trọng, ngang hàng với an ninh lương thực và an ninh tài chính-tiền tệ. Hầu hết các quốc gia trên thế giới, nhất là các cường quốc như Mỹ, Nga, Trung Quốc, Ấn Độ, EU, Brazil.v.v… đều sử dụng mô hình “nguồn phát phân tán, điều độ tập trung”. Với việc chuyển đổi A0 từ tay EVN sang Bộ Công thương với mô hình Công ty TNHH một thành viên, hoạt động theo Luật Điện lực và Luật Doanh nghiệp, Nhà nước sẽ thực hiện được sự “điều độ tập trung” của mình nhằm duy trì sự ổn định của thị trường điện lực nội địa, đảm bảo an ninh năng lượng trên toàn quốc.

Ngược lại, nếu để cho hệ thống điện quốc gia bị phân mảnh thì không những sẽ ảnh hưởng xấu đến quản lý kinh tế do giá điện năng là đầu vào của hầu hết các hàng hóa trên thị trường mà con đe dọa nghiêm trọng đến sự ổn định của an ninh năng lượng quốc gia. Đây là điều quan trọng bậc nhất mà các nhà hoạch định chính sách phải tính đến khi chuyển hóa ngành năng lượng điện sang cơ chế thị trường. Các chính sách phải đảm bảo sự ràng buộc chặt chẽ bằng pháp lý đối với các doanh nghiệp phát điện tư nhân, công ty cổ phần và các nguồn khác để bảo đảm an ninh năng lượng tối đa.