Chọn mô hình phù hợp nhất thí điểm cơ chế mua bán điện DPPA
Vấn đề lớn của doanh nghiệp hiện nay là khi sử dụng năng lượng mặt trời không hết nhưng không thể tìm được nơi bán nguồn điện dư thừa. Bởi hiện Chính phủ Việt Nam vẫn chưa ban hành cơ chế mua - bán điện năng lượng mặt trời...
Theo các chuyên gia, tốc độ phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam rất ấn tượng. 3 năm trước Việt Nam không có tên trên bản đồ năng lượng tái tạo, nhưng đến nay Việt Nam đứng top 10 thế giới về sử dụng năng lượng tái tạo, theo Clean Energy Investment Accelerator (CEIA) đánh giá.
Tuy nhiên, vấn đề lớn của doanh nghiệp hiện nay là khi sử dụng năng lượng mặt trời không hết nhưng không thể tìm được nơi bán nguồn điện dư thừa này. Bởi hiện Chính phủ Việt Nam vẫn chưa ban hành cơ chế mua - bán điện năng lượng mặt trời.
Để đáp ứng nhu cầu này, Bộ Công Thương đang xây dựng và lấy ý kiến về Dự thảo Quyết định của Thủ tướng Chính phủ quy định thí điểm cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn (cơ chế DPPA).
Về cơ chế mua bán điện trực tiếp, Điều 5 của Dự thảo quy định giá bán điện từ EVN đến cho Khách hàng là giá bán lẻ điện quy định tại Quyết định 24/2017/QĐ-TTg và Quyết định 28/2014/QĐ-TTg.
Phụ lục II xác định Đơn vị phát điện và EVN sẽ mua bán điện với giá trên thị trường giao ngay. Phụ lục III xác định Khách hàng sẽ trả cho Đơn vị phát điện phần chênh lệch giữa giá hợp đồng và giá trên thị trường giao ngay.
Tại dự thảo trước đó (dự thảo Thông tư về cơ chế thí điểm DPPA năm 2021), cơ quan soạn thảo đề xuất một mô hình chi trả khác. EVN ở vị trí trung gian chuyển điện năng từ đơn vị phát điện đến cho khách hàng và hưởng chi phí dịch vụ mua bán điện trực tiếp (gồm chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối điện, chi phí điều độ và chi phí dịch vụ phụ trợ).
Góp ý về dự thảo, Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) cho rằng, đây là hai mô hình mua bán điện trực tiếp khác nhau, mỗi mô hình có ưu nhược điểm riêng.
Ví dụ, trong mô hình tại dự thảo trước thì hầu như không có rủi ro về biến động giá cho các bên, còn mô hình tại dự thảo này thì khách hàng phải chịu rủi ro khi giá thị trường giao ngay có biến động.
Điều này có thể khiến các khách hàng ngần ngại hơn trong việc tham gia thị trường mua bán điện trực tiếp. Thêm vào đó, việc xác định chi phí dịch vụ mua bán điện là bước tiền đề quan trọng để nâng cấp thị trường điện cạnh tranh. Nếu lựa chọn phương án tại Dự thảo này thì sẽ không có cơ hội để thí điểm tính toán chi phí dịch vụ mua bán điện trực tiếp.
Theo nghiên cứu của VCCI, trên thế giới còn tồn tại một số mô hình mua bán điện trực tiếp khác. Tuy nhiên, dự thảo tờ trình chưa làm rõ lý do vì sao chọn mô hình này mà không chọn mô hình khác, các ưu nhược điểm thế nào để cơ quan có thẩm quyền ra quyết định.
Do đó, đề nghị cơ quan soạn thảo trình bày rõ hơn các mô hình khác nhau, ưu nhược điểm của các mô hình và bối cảnh của Việt Nam để lựa chọn mô hình phù hợp nhất.
Về thủ tục đăng ký tham gia thí điểm, VCCI cũng nêu ý kiến, Điều 7 và Điều 8 của Dự thảo quy định về đăng ký tham gia, lựa chọn đối tượng tham gia mua bán điện trực tiếp chưa đáp ứng các tiêu chuẩn về một thủ tục hành chính được quy định tại Nghị định 63/2010/NĐ-CP về kiểm soát thủ tục hành chính (và các văn bản sửa đổi).
Ví dụ, dự thảo mới chỉ có quy định đăng ký mà chưa có quy định về các thủ tục điều chỉnh, thay đổi, chấm dứt việc tham gia mua bán điện trực tiếp.
Do đó, VCCI đề nghị cơ quan soạn thảo rà soát lại thủ tục này theo đúng các yêu cầu về kiểm soát thủ tục hành chính.
