กำลังรอคำแนะนำเกี่ยวกับการนำกลไกการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงไปใช้

กลไกการซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างหน่วยผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและผู้บริโภคไฟฟ้ารายใหญ่ (DPPA) ได้ถูกกำหนดไว้ในพระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP อย่างไรก็ตาม ผู้เชี่ยวชาญหลายคนในภาคไฟฟ้ามีความระมัดระวังในการประเมินความเป็นไปได้ของการนำไปปฏิบัติจริง

กฎระเบียบใหม่นี้อนุญาตให้ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่สามารถซื้อและขายไฟฟ้าได้โดยตรง

ไฟฟ้าสะอาดใช้งานได้ตลอด 24 ชั่วโมง 7 วันต่อสัปดาห์: 27 เซนต์สหรัฐ/กิโลวัตต์ชั่วโมง

หนึ่งในสองรูปแบบของ DPPA (Dedicated Power Purchase Agreement) คือการซื้อไฟฟ้าโดยตรงผ่านสายส่งเฉพาะ ดังนั้น ผู้ผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนและผู้บริโภคไฟฟ้าขนาดใหญ่จะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าและรับไฟฟ้าผ่านสายส่งเฉพาะที่ไม่เชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้าแห่งชาติ

ผู้เชี่ยวชาญด้านไฟฟ้าให้ความเห็นเกี่ยวกับตัวเลือกนี้ว่า ลูกค้ารายใหญ่ที่มีขนาดการผลิตและใช้ไฟฟ้ามากกว่า 200,000 กิโลวัตต์ชั่วโมงต่อเดือน มีแนวโน้มที่จะเลือกตัวเลือกนี้น้อยลง เนื่องจากกิจกรรมการผลิตและธุรกิจต้องการการจ่ายไฟฟ้าที่ต่อเนื่องและเสถียร

“เป็นไปได้ว่าในเขตอุตสาหกรรมที่มีความหนาแน่นสูง จะมีการจัดระบบจำหน่ายไฟฟ้าเฉพาะ (DPPA) ผ่านสายส่งแยกต่างหากระหว่างพลังงานแสงอาทิตย์บนหลังคาและลูกค้าภายในเขตอุตสาหกรรมนั้น นอกเขตอุตสาหกรรม เราจะหาเส้นทางใดในการสร้างสายส่งแยกต่างหากได้? หากผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ เช่น โรงงานปูนซีเมนต์และเหล็กกล้า เดินทางไปยังพื้นที่ที่มีโรงไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์หรือพลังงานลมในนิงถวนหรือที่ราบสูงตอนกลางเพื่อใช้ไฟฟ้า ก็อาจสามารถจัดหาไฟฟ้าได้ในปริมาณมาก อย่างไรก็ตาม สิ่งสำคัญคือต้องทราบว่าพลังงานลมและพลังงานแสงอาทิตย์ไม่สามารถตอบสนองความต้องการของลูกค้าโรงงานปูนซีเมนต์และเหล็กกล้าได้ตลอดเวลา” ผู้เชี่ยวชาญที่มีประสบการณ์ในอุตสาหกรรมไฟฟ้ากว่า 30 ปีกล่าว

นอกจากนี้ พระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP ยังอนุญาตให้ผู้บริโภคไฟฟ้าขนาดใหญ่ นอกเหนือจากการซื้อและขายไฟฟ้าโดยตรงผ่านสายส่งเฉพาะแล้ว ยังสามารถซื้อและขายไฟฟ้ากับบริษัทการไฟฟ้าเวียดนาม (หรือผู้ค้าปลีกไฟฟ้าอื่นๆ ที่ไม่ได้สังกัดบริษัทการไฟฟ้าเวียดนาม) ได้ตามระเบียบข้อบังคับ

อย่างไรก็ตาม สัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่ภาคไฟฟ้าได้ลงนามกับลูกค้ารายใหญ่มาเป็นเวลานานนั้น ล้วนมีข้อผูกพันเกี่ยวกับการใช้ไฟฟ้าและกำลังการผลิต เพื่อให้ภาคไฟฟ้าทราบว่าจะลงทุนอย่างไรเพื่อให้มั่นใจได้ว่าลูกค้าจะได้รับไฟฟ้าอย่างมีเสถียรภาพและต่อเนื่อง เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนมีความไม่แน่นอนหากไม่มีระบบจัดเก็บพลังงาน ลูกค้ารายใหญ่จึงลังเลที่จะซื้อไฟฟ้าจากบริษัทพลังงานหมุนเวียนโดยใช้สายส่งของตนเอง พวกเขาจะต้องเผชิญกับสถานการณ์ที่ภาคไฟฟ้าไม่สามารถชดเชยค่าใช้จ่ายในช่วงที่มีการใช้พลังงานหมุนเวียน ส่งผลให้กำลังการผลิตและผลผลิตลดลงเนื่องจากสภาพอากาศ หรือพวกเขาจะต้องยอมรับราคาที่สูงขึ้นเพราะภาคไฟฟ้าต้องเตรียมพร้อมเสมอเพื่อชดเชยเมื่อพลังงานหมุนเวียนผันผวนเนื่องจากสภาพอากาศ

“ภาคไฟฟ้าไม่มีทางลงทุนในสายส่งไฟฟ้าและสถานีไฟฟ้าย่อยโดยไม่รู้ว่าจะขายได้เมื่อไหร่และในราคาเท่าไหร่ เพราะต้นทุนเหล่านี้รวมอยู่ในราคาไฟฟ้าแล้ว ราคาขายเฉลี่ยปัจจุบันของไฟฟ้าที่การไฟฟ้าเวียดนาม (EVN) ขายตามระเบียบของรัฐนั้นกำลังเผชิญกับความท้าทายที่ไม่เพียงพอที่จะครอบคลุมต้นทุนการผลิตและการซื้อ” นายมานห์ ที. ผู้ทำงานในธุรกิจไฟฟ้ากล่าว

ลา ฮง กี ผู้เชี่ยวชาญด้านพลังงาน ได้นำเสนอมุมมองที่แตกต่างออกไปเกี่ยวกับการวิจัยการลงทุนในพลังงานแสงอาทิตย์บนดาดฟ้า โดยข้อมูลที่รวบรวมจากระบบพลังงานแสงอาทิตย์บนดาดฟ้าหลายสิบระบบในภาคเหนือของเวียดนามแสดงให้เห็นว่า จำนวนชั่วโมงแสงแดดเฉลี่ยในภูมิภาคนี้มีน้อยกว่า 3 ชั่วโมงต่อวัน รวมแล้วเพียงกว่า 1,000 ชั่วโมงต่อปี ในขณะเดียวกัน มีช่วงเวลา 8,760 ชั่วโมงต่อปี (365 วัน x 24 ชั่วโมง) ที่มีไฟฟ้าพร้อมใช้งาน ดังนั้น การลงทุนในพลังงานแสงอาทิตย์บนดาดฟ้าในภาคเหนือของเวียดนามเพื่อจัดหาไฟฟ้าผ่านรูปแบบ DPPA ด้วยสายส่งเฉพาะ จึงน่าสนใจน้อยกว่าการซื้อไฟฟ้าจาก EVN อย่างแน่นอน

สำหรับธุรกิจที่ต้องการเลือกใช้พลังงานแสงอาทิตย์เพื่อการผลิตที่ยั่งยืน ต้นทุนก็สูงมากเช่นกัน

“เราคำนวณแล้วว่า หากเราใช้พลังงานแสงอาทิตย์ทั้งหมดในการผลิตไฟฟ้าทั้งกลางวันและกลางคืนอย่างอิสระโดยไม่ต้องเชื่อมต่อกับโครงข่ายไฟฟ้า เพื่อให้ได้กำลังไฟฟ้าที่เสถียรและต่อเนื่อง 1 เมกะวัตต์ เราจะต้องลงทุนในระบบผลิตไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 4 เมกะวัตต์ และระบบจัดเก็บพลังงานที่เหมาะสม ดังนั้น ราคาไฟฟ้าจะต้องอยู่ที่ประมาณ 27 เซนต์สหรัฐต่อกิโลวัตต์ชั่วโมง” นายดัง คิว จากบริษัทพัฒนาพลังงานแสงอาทิตย์กล่าว

แน่นอนว่า ราคาขาย 27 เซนต์สหรัฐ/กิโลวัตต์ชั่วโมงนั้น ไม่สามารถเปรียบเทียบได้กับการซื้อไฟฟ้าจาก EVN ผ่านบริษัทจำหน่ายไฟฟ้าหรือบริษัทซื้อขายไฟฟ้า ซึ่งราคาสูงสุดในช่วงเวลาที่มีการใช้ไฟฟ้าสูงสุดที่รัฐกำหนดไว้นั้นอยู่ที่เพียงเล็กน้อยกว่า 3,000 ดอง/กิโลวัตต์ชั่วโมง (22 กิโลโวลต์ และ 3 เฟส)

การดำเนินการโดยตรงเป็นสิ่งจำเป็น แต่ EVN ยังคงต้องทำหน้าที่เป็นตัวกลาง

ในรูปแบบ DPPA แต่ผ่านทางโครงข่ายไฟฟ้าแห่งชาติ หน่วยผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนจะลงนามในข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้าในตลาดซื้อขายไฟฟ้าแบบทันทีกับ EVN และจะได้รับการชำระเงินจาก EVN ตามสัญญาที่ลงนามไว้

ผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่จะลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับบริษัทไฟฟ้าภายใต้ EVN และชำระเงินให้กับ EVN ด้วยเช่นกัน

“หลายคนเชื่อว่า EVN มีอำนาจผูกขาด ดังนั้นพวกเขาจึงคิดว่าหากมีข้อตกลงความร่วมมือด้านการจำหน่ายไฟฟ้า (DPPA) ธุรกิจพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่จะสามารถลงนามในสัญญาซื้อขายไฟฟ้าโดยตรงระหว่างกันได้โดยไม่ต้องผ่าน EVN อย่างไรก็ตาม ตามระเบียบในพระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP EVN ยังคงมีความจำเป็นในการบริหารจัดการความสัมพันธ์กับผู้ขายพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่ ดังนั้น สัญญาที่ลงนามโดยตรงระหว่างธุรกิจพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่จะมีประโยชน์อะไร?” ผู้เชี่ยวชาญด้านการจำหน่ายไฟฟ้าตั้งคำถาม

ในส่วนของค่าใช้จ่ายในการใช้ระบบไฟฟ้าต่อหน่วยไฟฟ้าต่อปี (VND/kWh) ตามที่ระบุไว้ในมาตรา 16 ของพระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP กระบวนการชำระเงินระหว่างลูกค้ารายใหญ่และบริษัทการไฟฟ้าภายใต้ EVN ก็มีหลายประเด็นที่ต้องชี้แจงเพิ่มเติม

จากการคาดการณ์ของผู้เชี่ยวชาญ กระบวนการตรวจสอบและอนุมัติค่าใช้จ่าย DPPA ภายใต้มาตรา 16.4 และค่าใช้จ่ายชดเชยภายใต้ภาคผนวก IV จะมีความซับซ้อนและใช้เวลานาน เนื่องจาก EVN ต้องการให้ค่าใช้จ่ายเหล่านี้สูง ในขณะที่หน่วยงานพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่ต้องการให้ค่าใช้จ่ายเหล่านี้ต่ำอย่างแน่นอน

“ปัจจุบัน ทีมตรวจสอบระหว่างหน่วยงานดำเนินการตรวจสอบการผลิตไฟฟ้าและต้นทุนทางธุรกิจของ EVN ประจำปี และเผยแพร่ผลการตรวจสอบต่อสาธารณะ อย่างไรก็ตาม ความคิดเห็นของประชาชนยังคงตั้งคำถามมากมายเกี่ยวกับความถูกต้อง ความแม่นยำ และความครบถ้วนของตัวเลขเหล่านี้ ดังนั้น ลูกค้ารายใหญ่จะยอมรับราคาต่อหน่วยที่ EVN คำนวณหรือไม่? หากพวกเขาต้องการให้ กระทรวงอุตสาหกรรมและการค้า อนุมัติราคาเหล่านี้ กระทรวงจะกล้าอนุมัติหรือไม่? โดยเฉพาะอย่างยิ่งเนื่องจากการดำเนินงานประจำปีของระบบไฟฟ้าเกี่ยวข้องกับการคำนวณที่แตกต่างกันเนื่องจากอิทธิพลของปริมาณน้ำที่ไหลเข้าจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำ (ปัจจุบันคิดเป็นประมาณ 20% ของกำลังการผลิตติดตั้งทั้งหมดของระบบ)” ผู้เชี่ยวชาญด้านการจำหน่ายไฟฟ้าตั้งคำถาม

นายคีเน้นย้ำถึงความจำเป็นในการชี้แจงเสถียรภาพของการจัดหาพลังงานหมุนเวียน โดยกล่าวว่า เนื่องจากพลังงานหมุนเวียนผันผวนตามสภาพอากาศ ในขณะที่ผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ต้องการความเสถียร หากไม่มีระบบจัดเก็บพลังงานเพื่อช่วยรักษาเสถียรภาพการจ่ายไฟ ไฟฟ้า 10 เมกะวัตต์ที่ขายจากพลังงานหมุนเวียนเข้าสู่ระบบสายส่งจะแตกต่างอย่างมากจากไฟฟ้า 10 เมกะวัตต์ที่ผู้ใช้ไฟฟ้าขนาดใหญ่ซื้อจากระบบสายส่งแห่งชาติที่มีความเสถียรสูง

นายคายกล่าวว่า "เรื่องนี้จำเป็นต้องมีการชี้แจงให้ชัดเจน เพราะจะส่งผลกระทบต่อราคาไฟฟ้า การที่แหล่งพลังงานหมุนเวียนผลิตไฟฟ้า ส่งเข้าสู่ระบบสายส่ง และเก็บเงินค่าไฟฟ้า ในขณะเดียวกันก็เสริมสร้างระบบและนำต้นทุนเหล่านี้ไปรวมอยู่ในราคาผลิตไฟฟ้าสำหรับลูกค้ารายอื่นนั้น เป็นสิ่งที่ยอมรับไม่ได้"

หลายสิ่งหลายอย่างยังคง "ไม่ได้รับการแก้ไข"

ผู้เชี่ยวชาญที่มีความรู้ด้านการดำเนินงานและการจำหน่ายไฟฟ้าได้แบ่งปันข้อมูลกับผู้สื่อข่าวจากหนังสือพิมพ์ด้านการลงทุนเกี่ยวกับประเด็นที่เกิดขึ้นใหม่หรือประเด็นที่ไม่ชัดเจนในพระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP โดยเชื่อว่าประเด็นเหล่านี้จะต้องได้รับการชี้แจงให้ชัดเจนโดยเร็ว เพื่อให้สามารถนำ DPPA ไปใช้ในทางปฏิบัติได้อย่างรวดเร็ว

ดังนั้น จึงยังไม่ชัดเจนว่าหน่วยผลิตไฟฟ้าจากพลังงานหมุนเวียนใดบ้างที่จะได้รับอนุญาตให้เข้าร่วมหรือถูกกีดกันออกจากข้อตกลงซื้อขายไฟฟ้าแบบกระจายศูนย์ (DPPA) เป็นที่ชัดเจนว่าผู้ผลิตพลังงานหมุนเวียนที่ปัจจุบันขายไฟฟ้าให้กับ EVN ในราคา FIT ที่สูง อาจไม่เต็มใจที่จะเข้าร่วมในตลาดค้าส่งไฟฟ้าที่มีการแข่งขันและข้อตกลง DPPA กับลูกค้ารายใหญ่ ในขณะเดียวกัน ธุรกิจที่มีโครงการพลังงานหมุนเวียนที่กำลังดำเนินการอยู่หรือวางแผนไว้ อาจสนใจที่จะเข้าร่วม

จากการวิเคราะห์นี้ EVN จะประสบกับความสูญเสียบางประการ เมื่อหน่วยผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนต้นทุนต่ำแยกตัวออกไปเข้าร่วมในตลาดไฟฟ้าและ DPPA ในขณะที่หน่วยผลิตไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนต้นทุนสูงยังคงรักษาสัญญาซื้อขายไฟฟ้าที่มีอยู่กับ EVN ต่อไป

จากมุมมองของบริษัทจำหน่ายไฟฟ้า ผู้เชี่ยวชาญเชื่อว่า การทำสัญญาซื้อขายไฟฟ้าแบบรายงวด (DPPA) กับหน่วยผลิตพลังงานหมุนเวียนเพื่อลดต้นทุนการซื้อไฟฟ้า และจ่ายเพียงส่วนหนึ่งของราคาไฟฟ้าตามราคาขายปลีกปัจจุบันที่กระทรวงอุตสาหกรรมและการค้ากำหนด หากใช้ไฟฟ้ามากกว่าปริมาณที่ตกลงไว้กับหน่วยผลิตพลังงานหมุนเวียนนั้น จะเป็นผลเสียต่อลูกค้ารายใหญ่ที่มีราคาซื้อไฟฟ้าสูง

"ผลที่ตามมาของสองสิ่งนี้คือ ต้นทุนเฉลี่ยสำหรับ EVN/บริษัทจำหน่ายไฟฟ้าจะเพิ่มขึ้น และลูกค้ารายอื่นที่ไม่เข้าร่วมใน DPPA จะต้องจ่ายค่าไฟฟ้าในราคาที่สูงขึ้น เพราะด้วยอัตราส่วนรายได้ต่อต้นทุนที่เท่ากัน หากหน่วยพลังงานหมุนเวียนและลูกค้ารายใหญ่ได้รับประโยชน์จากการเข้าร่วมในตลาดไฟฟ้าและ DPPA ลูกค้ารายอื่นก็จะต้องจ่ายในราคาที่สูงขึ้น"

จากมุมมองด้านการควบคุม บุคคลนี้ยังโต้แย้งว่า การมอบหมายให้ศูนย์ควบคุมการจ่ายไฟฟ้าแห่งชาติ (A0) ควบคุมจำนวนโครงการ/กำลังการผลิตของหน่วยพลังงานหมุนเวียนที่เข้าร่วมใน DPPA ภายใต้มาตรา 20.1 เพื่อหลีกเลี่ยงการเกินขีดจำกัดกำลังการผลิตตามแผนนั้นดูไม่สมเหตุสมผล เหตุผลก็คือ หากมีความเสี่ยงที่จะเกินขีดจำกัด จะใช้เกณฑ์ใดในการคัดเลือกหน่วยพลังงานหมุนเวียนที่จะได้รับอนุญาตให้เข้าร่วม?

นอกจากนี้ ภายใต้หลักการใดที่ A0 จะดำเนินการโรงไฟฟ้าพลังงานหมุนเวียนที่มีราคา FIT และหน่วยพลังงานหมุนเวียนตามพระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP? A0 ได้รับอนุญาตให้ปิดโรงไฟฟ้าที่มีราคา FIT สูงกว่าเพื่อจัดลำดับความสำคัญของหน่วยพลังงานหมุนเวียนที่เข้าร่วมในตลาดไฟฟ้าและ DPPA ภายใต้พระราชกฤษฎีกา 80/2024/ND-CP หรือไม่? หากถูกฟ้องร้องเรื่องการลดกำลังการผลิตไฟฟ้า A0 จะต้องรับผิดชอบหรือไม่?

ที่มา: https://baodautu.vn/cho-huong-dan-de-thuc-thi-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-d219608.html