Mới đây, Chính phủ đã ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa đơn vị sản xuất năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ mục đích sản xuất, tối thiểu 200.000kWh/tháng (đang có khoảng 7.700 khách hàng thực tế, chiếm 36,5% tổng lượng tiêu thụ điện Việt Nam).
Nghị định có hiệu lực kể từ ngày ký ban hành và được xem là cơ chế để các chủ đầu tư dự án năng lượng tái tạo bắt đầu khởi động đầu tư các dự án điện sau một thời gian dài không có cơ chế để triển khai, từ sau đợt ban hành cơ chế giá ưu đãi FiT-2 vào năm 2020.
Theo đó, cơ chế DPPA sẽ áp dụng cho các dự án nhận chứng chỉ vận hành thương mại (CoD) sau tháng 11/2021, bao gồm các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, và thay cho các cơ chế giá cố định và giá FiT áp dụng cho các dự án trước đây.
Cơ chế DPPA được áp dụng với các công ty phát điện theo hình thức năng lượng tái tạo, bao gồm điện mặt trời mái nhà, điện mặt trời nổi, điện gió, và điện sinh khối. Theo đó, có 2 hình thức để các đơn vị bán điện triển khai: theo phương thức vật lý (theo đường dây riêng), và theo phương thức tài chính/ảo (thông qua đường dây EVN).
Theo mô hình DPPA vật lý, các công ty phát điện năng lượng tái tạo sẽ xây dựng đường phát điện dây riêng và ký kết hợp đồng DPPA trực tiếp với các khách hàng tiêu thụ điện lớn. Mô hình 1 tương đối dễ vận hành do không bị giới hạn công suất tối thiểu và không phải ký kết hợp đồng với EVN.
Đối với mô hình 2, các công ty phát điện năng lượng tái tạo sẽ phát điện cho các khách hàng thông qua đường dây của EVN. Các công ty phát điện bị giới hạn công suất tối thiểu 10MW, đăng ký hợp đồng mua bán điện với EVN và trung tâm điều độ hệ thống điện (NLDC) và ký hợp đồng kỳ hạn (cfD) với các khách hàng tiêu thụ điện lớn, hoặc các công ty bán lẻ được ủy quyền bởi các khách hàng tiêu thụ điện lớn (các khu công nghiệp).
Đối với phần công suất không bán hết cho các khách hàng thì công ty phát điện sẽ bán điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM).
Với cơ chế trên, Công ty Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) nhận định, DPPA là bước thí điểm cho thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) và là bước tiến tiếp theo trong lộ trình tự do hóa ngành điện của Việt Nam.
Theo đó, ở phía người mua trung gian, cơ chế DPPA sẽ mở ra cơ hội thông thoáng để các chủ đầu tư KCN được tham gia với tư cách đơn vị mua sỉ - bán lẻ điện khi các khu công nghiệp có các khách hàng sử dụng điện với tổng lượng tiêu thụ điện trên 200.000 kWh/tháng.
Ở phía người bán, VDSC cho rằng các chủ đầu tư có dự án chuyển tiếp đang chờ cơ chế giá như Công ty cổ phần Điện Gia Lai (mã chứng khoán: GEG), hay các doanh nghiệp có danh mục dự án năng lượng tái tạo chờ triển khai như Công ty cổ phần Cơ điện lạnh (mã chứng khoán: REE) sẽ là các công ty hưởng lợi từ cơ chế trên.
Cụ thể, đối với GEG, nhóm phân tích VDSC kỳ vọng cơ chế DPPA sẽ tạo điều kiện về giá cho dự án chuyển tiếp Tân Phú Đông 1 của GEG (100MW, hiện vẫn đàm phán với EVN ở mức 908 đồng/kWh), cũng như các dự án mới như điện mặt trời Đức Huệ 2 (49MW) và điện gió VPL2 (30MW).
Đối với REE, VDSC cho rằng cơ chế DPPA là điều kiện để công ty tiếp tục thực hiện công tác đầu tư các dự án điện gió mới sau 2025 như Trà Vinh V1-3 giai đoạn 2 (80MW) và Trà Vinh V1-5 và V1-6 (48MW).
Tuy nhiên, theo quan điểm đánh giá của VDSC, để Nghị định 80 có thể triển khai sẽ cần thêm nhiều thời gian để có thể đồng bộ được các quy trình pháp lý, bao gồm: Thông tư hướng dẫn thực hiện Nghị định, Luật Điện lực mới và Nghị định về điện mặt trời tự sản tự tiêu.
“Do đó, chúng tôi cho rằng sớm nhất nhất đến cuối 2025 mới có thể thấy các dự án vận hành theo cơ chế DPPA”, VDSC nhấn mạnh.
