Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và lưu trữ năng lượng (BESS) được xác định là trụ cột trong quá trình xanh hóa sản xuất. Tuy nhiên, nhiều rào cản về pháp lý, giá điện và tài chính vẫn đang cản trở thị trường điện xanh vận hành hiệu quả.
Quá trình xanh hóa vẫn thiếu cách tiếp cận hệ thống
Ngày 21/4, Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp tổ chức Diễn đàn "Hoàn thiện chính sách điện tái tạo và lưu trữ BESS: Nền tảng năng lượng xanh ổn định cho doanh nghiệp", tập trung thảo luận việc hoàn thiện khung khổ chính sách cho thị trường điện xanh.
Theo TS Nguyễn Anh Tuấn, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA), Việt Nam đang bước vào giai đoạn bản lề của quá trình chuyển dịch năng lượng. Cam kết phát thải ròng bằng "0" vào năm 2050 không còn là lựa chọn, mà đã trở thành yêu cầu bắt buộc trong thương mại quốc tế, đặc biệt tại các thị trường lớn như EU và Hoa Kỳ.
Ông Phan Công Tiến, Giám đốc Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR).
Tuy vậy, thực tiễn triển khai tại các khu công nghiệp cho thấy quá trình xanh hóa vẫn thiếu cách tiếp cận hệ thống. "Đây không chỉ là câu chuyện điện mặt trời, mà là bài toán đồng bộ giữa chính sách công nghiệp, năng lượng và hạ tầng", ông Tuấn nhấn mạnh.
Trong bối cảnh đó, cơ chế DPPA được kỳ vọng là bước tiến quan trọng, song vẫn tồn tại nhiều điểm nghẽn. Ông Phan Công Tiến, Giám đốc Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR), cho rằng hạn chế lớn nhất của DPPA qua lưới điện hiện nay là chưa tạo được quyền lựa chọn thực chất cho khách hàng.
Về nguyên tắc, DPPA phải cho phép bên mua và bên bán tự do đàm phán, đặc biệt là giá điện dài hạn nhằm phòng ngừa rủi ro biến động. Tuy nhiên, quy định hiện hành yêu cầu các nhà máy chào giá theo thị trường giao ngay hoặc tham chiếu giá thị trường, làm suy giảm vai trò "bảo hiểm giá" của hợp đồng PPA. Điều này khiến DPPA gần như không khác biệt so với mua điện qua thị trường bán buôn.
Trong khi đó, giá điện từ các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió chủ yếu phụ thuộc chi phí đầu tư ban đầu và nguồn năng lượng sơ cấp, ít biến động, hoàn toàn có thể đàm phán ổn định. Việc gắn với giá thị trường – vốn được xác định theo chi phí biên của nguồn điện cao nhất và thường xuyên biến động – lại khiến bài toán tài chính trở nên khó lường.
Một rào cản khác là chi phí dịch vụ lưới điện (truyền tải, phân phối) chưa được quy định rõ ràng, gây khó khăn cho các bên trong việc xây dựng phương án mua bán điện minh bạch và khả thi.
Do đó, theo ông Tiến, để DPPA vận hành hiệu quả cần đồng thời giải quyết ba vấn đề cốt lõi: phát triển lưu trữ năng lượng; mở rộng quyền lựa chọn nhà cung cấp cho khách hàng; và xây dựng cơ chế giá lưới điện riêng (giá điện sau công tơ).
Bà Phan Thị Thu Thủy, đại diện Cục Điện lực (Bộ Công thương).
BESS và bài toán chi phí: "Chìa khóa" còn thiếu của điện xanh
Bên cạnh DPPA, bài toán tài chính và hạ tầng đối với hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) cũng là nút thắt lớn. Theo lãnh đạo VEA, việc đầu tư hệ thống quy mô lớn đòi hỏi nguồn vốn đáng kể, trong khi các kênh tài chính xanh chưa thực sự thông suốt. Ngoài ra, tiêu chuẩn kỹ thuật, đặc biệt là quy định xử lý pin sau vòng đời, vẫn chưa hoàn thiện.
Đáng chú ý, cách tính chi phí dịch vụ hệ thống điện đang tác động trực tiếp đến hiệu quả của DPPA. Nếu áp dụng cơ chế một thành phần theo sản lượng, chi phí có thể lên tới khoảng 820 đồng/kWh. Trong khi đó, cơ chế hai thành phần – tách bạch chi phí cố định và biến đổi – có thể giảm xuống khoảng 500 đồng/kWh, mức chênh lệch đủ lớn để ảnh hưởng đến quyết định đầu tư.
Về những kiến nghị trên, bà Phan Thị Thu Thủy, đại diện Cục Điện lực (Bộ Công thương) cho biết, cơ chế DPPA đang được rà soát theo hướng mở rộng đối tượng tham gia nhưng có kiểm soát, nhằm bảo đảm vận hành an toàn hệ thống điện.
Các định hướng chính gồm: mở rộng phụ tải mới như trung tâm dữ liệu, hạ tầng giao thông điện hóa; làm rõ vai trò các chủ thể trong cung ứng điện tại khu công nghiệp; hoàn thiện cơ chế giá theo hướng thị trường; và xây dựng công cụ kiểm soát biến động chi phí trong hợp đồng dài hạn.
TS Trần Huỳnh Ngọc, Chuyên gia cao cấp năng lượng tái tạo, Amperes (Alluvium Group) (Amperes – Alluvium Group) lưu ý, việc triển khai giá điện hai thành phần (giá công suất và giá điện năng) sẽ giúp minh bạch chi phí và điều chỉnh hành vi sử dụng điện, đặc biệt trong giờ cao điểm. Tuy nhiên, cơ chế này cũng có thể làm giảm hiệu quả tài chính của các mô hình năng lượng tái tạo phân tán.
Vì thế, cần có lộ trình rõ ràng cho việc áp dụng giá điện hai thành phần, đồng thời điều chỉnh cơ chế phí trong DPPA phù hợp với cấu trúc giá mới. Cùng với đó, các chính sách hỗ trợ như tín dụng xanh, ưu đãi đầu tư và chương trình tiết kiệm năng lượng cần được thúc đẩy mạnh hơn, đặc biệt với các mô hình tích hợp năng lượng tái tạo và lưu trữ.