Thị trường điện lực bền vững ở Việt Nam ?

Cơ chế mua điện trực tiếp đang được trông đợi có thể đem lại một thị trường điện bền vững cho Việt Nam?

Tháng 3/2022 vừa qua, Tập đoàn đồ chơi LEGO (Đan Mạch) đã tuyên bố một tin vui đối với Việt Nam sau bầu không khí u ám của đại dịch COVID-19 vừa đi qua: họ sẽ khởi công xây dựng một nhà máy trị giá 1,3 tỉ USD tại Bình Dương và đây cũng là dự án có số vốn lớn nhất của nhà đầu tư Đan Mạch tại Việt Nam. Điều đặc biệt, Phó Chủ tịch LEGO Preben Elnef nói rằng đây là nhà máy bền vững nhất của tập đoàn này trên thế giới và hoàn toàn trung hòa về mặt carbon.

Nhưng mong ước đó sẽ không thể thực hiện được nếu nhà máy này không sử dụng 100% năng lượng tái tạo. Sau tuyên bố trên không lâu, đại diện LEGO đã gặp Bộ trưởng Bộ Công thương để đề xuất có cơ chế mua điện trực tiếp từ các nhà sản xuất điện năng lượng tái tạo – gọi tắt là DPPA.

Đó không phải là lần đầu tiên các doanh nghiệp FDI thúc giục Chính phủ Việt Nam phê duyệt cơ chế này. Trước đó, theo Tuổi Trẻ, Samsung cũng đã có đề xuất tương tự với Bộ Công thương vào đầu năm 2021, một phần do chịu sức ép mạnh mẽ từ phía các tổ chức bảo vệ môi trường từ Hàn Quốc phải sử dụng 100% năng lượng tái tạo ở toàn bộ nhà máy trên khắp thế giới. Còn vào năm 2020, theo Nikkei Asia, 29 tập đoàn, trong đó phần lớn là các nhãn hàng may mặc nổi tiếng thế giới như H&M hay Nike… đã gửi đơn kiến nghị lên Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc giục Việt Nam triển khai DPPA càng sớm càng tốt. Theo Cục Điều tiết Điện lực (ERAV)², cơ chế này có thể thu hút nguồn FDI từ các tập đoàn, các tổ chức quốc tế như Apple, Google, v.v. có tham gia các cam kết quốc tế về môi trường và phát triển bền vững ở Việt Nam.

DPPA là một sản phẩm của Thị trường hợp đồng tương lai và hoạt động trên Thị trường giao ngay nhưng hai thị trường điện này vẫn chưa hoạt động hiệu quả ở Việt Nam.

Nhưng không chỉ những tập đoàn chịu sức ép phải thực thi trách nhiệm xã hội mới trông chờ DPPA. Những nhà phát triển điện tái tạo của Việt Nam cũng có thể hưởng lợi từ cơ chế này. Các nhà máy điện, đặc biệt là điện mặt trời hiện nay đang phải chịu hoặc là một giá mua điện vào thấp hoặc hạ bớt công suất nối lưới. Lí do là bởi sự phát triển điện mặt trời bùng nổ trong thời gian vừa qua khiến loại năng lượng này trở nên dư thừa, vượt quá sức chịu tải của lưới điện vào một số thời điểm ban ngày. Khi tham gia đấu giá để bán điện cho EVN, họ chỉ có thể bán với giá rẻ. DPPA mở ra cho họ nhiều khách hàng hơn, có thể bán điện với giá hợp lí hơn, đảm bảo doanh thu hơn.

DPPA cũng là một hướng đi để Việt Nam thực hiện cam kết của mình ở Hội nghị thượng đỉnh Khí hậu COP26 tại Glasgow, Scotland, rằng sẽ xây dựng và triển khai các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính, đồng thời phối hợp với các nước để đạt mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Trước đó, Bộ chính trị cũng đề ra Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, khẳng định sử dụng năng lượng tiết kiệm, hiệu quả và bảo vệ môi trường là quốc sách quan trọng và trách nhiệm của toàn xã hội.

DPPA là gì? 

Để hiểu về cơ chế này, trước tiên chúng ta hãy làm quen với hai loại cơ chế trong thị trường điện, đó là Thị trường giao ngay và Thị trường hợp đồng tương lai.

Thị trường giao ngay (spot market for energy) có nhiệm vụ kết nối nhu cầu bán và mua điện trong thời gian ngắn (dưới một tiếng). Thị trường này phải đảm bảo vận hành hiệu quả kinh tế bằng cách dự báo, tính toán cung – cầu điện năng sát với giao nhận thực tế trong mỗi chu kì 1 giờ, 30 phút hoặc thậm chí là 5 phút diễn ra liên tục và liên tiếp nhau. Thị trường giao ngay Việt Nam hiện nay cho phép chu kì giao dịch 30 phút.

Thị trường hợp đồng tương lai (forward/futures contract market for energy) cho phép người sử dụng điện có thể “đặt mua” một sản lượng điện nhất định của một kỳ hạn xác định trong tương lai. Thị trường này giúp các đơn vị tham gia thị trường điện quản lý rủi to tài chính do biến động giá điện giao ngay thông qua việc mua bán các hợp đồng điện năng với các kỳ hạn khác nhau như năm, quý, tháng, v.v..

DPPA với nhiều sản phẩm khác nhau^3,4 là một cơ chế của Thị trường hợp đồng tương lai và hoạt động cùng với Thị trường giao ngay. Khi đó, khách hàng sử dụng điện hoặc đơn vị được họ ủy quyền sẽ ký hợp đồng trực tiếp với các đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện, vận hành hệ thống điện, v.v.. Với DPPA, Khách hàng sử dụng điện lớn được tự do lựa chọn nhà cung cấp và dạng điện năng thay vì mua điện hoàn toàn từ năm Tổng công ty Điện lực đang thực hiện chức năng phân phối và bán lẻ điện. Điện năng mua từ các đơn vị bán lẻ này là từ lưới điện và không xác định cụ thể là từ dạng năng lượng nào.

Theo dự thảo quy định thí điểm gần đây về cơ chế này của Bộ Công thương², khách hàng sử dụng điện lớn có công suất trên 30 MW và có cấp điện áp 22 kV trở lên được ký hợp đồng song phương trực tiếp với các đơn vị phát điện sử dụng năng lượng tái tạo như điện gió, mặt trời. Hợp đồng này là hợp đồng tài chính có kỳ hạn dạng chênh lệch/sai khác (Contract for Difference, CFD). Theo đó, khi ký hợp đồng, người mua sẽ đảm bảo trả cho người bán điện chi phí của toàn bộ sản lượng điện cam kết trong suốt kỳ hạn hợp đồng. Chi phí này là do hai bên dựa trên một giá điện hợp đồng tự thỏa thuận. Khi triển khai trên thực tế, nếu giá điện trên thị trường điện giao ngay tại một thời điểm giao dịch cao hơn giá quy ước trên hợp đồng, đơn vị phát điện (người bán) sẽ “trả lại” cho người mua điện số tiền chênh lệch đó. Còn trong trường hợp ngược lại, người mua điện sẽ trả tiền chênh lệch cho người bán. Hợp đồng CFD cung cấp một khoản thu hồi vốn đầu tư ổn định, nhờ vậy mà làm giảm bớt rủi ro tài chính trong việc xây dựng và vận hành các nhà máy điện tái tạo. Nhờ vậy càng khuyến khích tư nhân đầu tư vào loại năng lượng này.

Ngoài ra, mặc dù mua điện trực tiếp từ một nhà phát điện, người mua cũng vẫn phải trả một khoản chi phí nữa cho đơn vị bán lẻ điện, là một trong năm Tổng công ty Điện lực của Việt Nam. Bởi điện từ nhà phát điện tái tạo vẫn phải nối lưới để truyền tải và phân phối sao cho khớp với nhu cầu như đã nói ở trên về thị trường giao ngay, nên chi phí này sẽ bao gồm dịch vụ truyền tải, phân phối, dịch vụ phụ trợ, dịch vụ vận hành hệ thống điện, thị trường điện.

Có gì khó cho DPPA ở Việt Nam?

Trên thực tế thị trường giao ngay và thị trường hợp đồng tương lai – hai thị trường ảnh hưởng trực tiếp tới cơ chế DPPA vẫn chưa thực sự vận hành hiệu quả và hoàn chỉnh như mong muốn thiết kế ở Việt Nam.

Trong thị trường giao ngay, các đơn vị phát điện (người bán) cùng tham gia đấu giá, và cơ chế thị trường chọn mức giá tối ưu nhất cho cả người bán và người mua. Tuy nhiên, thị trường này ở Việt Nam chỉ thực hiện “chào giá theo chi phí”, nghĩa là đơn vị phát điện chỉ được đưa ra mức giá trong khoảng định trước.

Hơn nữa, cơ chế định giá điện năng hiện nay của Việt Nam lại đơn giản hóa và có tính áp đặt khi dựa trên giá biên hệ thống sau vận hành, giá công suất định trước và giá được điều chỉnh theo tổn thất bình quân. Hiểu một cách nôm na, cách tính này thống nhất giá điện và chia đều chi phí tổn thất trên toàn hệ thống điện. Bởi vậy, ở điểm nối điện (nút, miền) nào, bất kể điều kiện khác nhau ra sao, đều phải “chịu chung” một mức giá. Mức giá này có thể “tiện” cho việc quản lý nhưng không tối ưu khi giá điện chưa thực sự phản ánh tín hiệu kinh tế, thể hiện khan hiếm cung-cầu tại từng nút (miền) và giới hạn các công suất truyền tải. Vậy nên, dù có thực hiện cơ chế DPPA nhưng với thị trường vẫn chịu “áp đặt” về giá như vậy, liệu các nhà đầu tư vào năng lượng tái tạo có thể đảm bảo doanh thu và lợi nhuận?

Các cơ quan hoạch định chính sách và quản trị ngành điện Việt Nam nên sớm hoàn chỉnh thị trường điện (VWEM) để tạo cơ sở vững chắc cho thị trường bán lẻ điện và phát triển bền vững về môi trường. Về lâu dài, ngành điện Việt Nam nên xem xét và lựa chọn một cơ chế thị trường công suất phù hợp, đặc biệt khi khuyến khích nhiều năng lượng tái tạo có thể gây nhiều thách thức lên an ninh cung cấp điện.

Việt Nam không chỉ cần thay đổi để giá điện tối ưu phản ánh thực sự tổn thất, chi phí và cung-cầu tại từng điểm (miền) tương ứng mà còn cần thoát ly khỏi cơ chế “chào giá theo chi phí”. “Chào giá theo chi phí” là hình thức sơ khai, được một số quốc gia sử dụng khi “làm quen” với thị trường điện. Việt Nam đã dự định sẽ chuyển sang cơ chế “chào giá tự do” trong Thiết kế Chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam VWEM từ năm 2015 (Thiết kế 2015⁵) nhưng đến nay vẫn chưa thực hiện. Cơ chế này thuận mua vừa bán, cho phép người bán được ra giá sao cho vừa có tính cạnh tranh nhưng vừa tối ưu lợi nhuận cho mình.

Còn với Thị trường hợp đồng tương lai, VWEM vẫn chưa có sàn giao dịch hợp đồng như trong Thiết kế 2015 nói trên. Điều này sẽ hạn chế khả năng quản lý rủi ro tài chính do biến động giá giao ngay của các đơn vị tham gia thị trường điện, do không có chuẩn hóa về quy mô, thời hạn, kiểm chứng uy tín của các đơn vị tham gia. Trên thực tế, dù Thiết kế 2015 cho phép mua bán hợp đồng song phương nhưng hiện nay Việt Nam vẫn ít giao dịch trực tiếp giữa người sử dụng, đơn vị bán lẻ và đơn vị phát điện.

Bền vững không chỉ về môi trường

Chúng ta kỳ vọng DPPA sẽ thúc đẩy nhiều người mua điện sạch và nhiều người đầu tư vào điện sạch. Tuy nhiên, DPPA chỉ là một trong nhiều cơ chế của thị trường điện. Hơn nữa, sự bền vững của một thị trường điện không chỉ dừng lại ở khía cạnh môi trường mà còn ở cả khía cạnh kinh tế và kỹ thuật.

Điện năng là một “hàng hóa” đặc thù. Nhu cầu của khách hàng dùng điện thay đổi theo thời gian và trong một thời điểm được cung cấp không phải bởi một công nghệ duy nhất mà bởi nhiều loại công nghệ phát điện khác nhau gồm năng lượng tái tạo và các nhà máy điện đốt khí, than, hay dầu. Thật vậy, kể cả khi tham gia DPPA, cũng có những trường hợp bên bán không thể cung cấp đủ công suất hoặc nhu cầu của người mua điện bỗng tăng đột biến ở một thời điểm nào đó. Khi đó, người mua phải mua điện từ các bên bán điện khác, thậm chí là từ dạng năng lượng khác để bù vào phần phụ tải khuyết thiếu ngay lập tức. Ngoài tiêu thụ “hàng hóa”, khách hàng sử dụng điện còn cần sử dụng nhiều loại dịch vụ điện lực khác nhau như lưới điện, phụ trợ, vận hành hệ thống điện và thị trường điện, v.v..

Bởi vậy, kể cả thị trường giao ngay và hợp đồng tương lai hoạt động theo Thiết kế 2015, mà theo ý kiến của tôi là tốt, thì vẫn không đủ để thị trường điện của Việt Nam hoạt động thực sự bền vững và DPPA cũng không thể hoạt động hiệu quả về lâu dài. Còn nhiều cơ chế khác mà Việt Nam cần quan tâm như Thị trường dịch vụ phụ trợ, Thị trường quyền truyền tải, Thị trường công suất.    

Thị trường dịch vụ phụ trợ (Ancillary service market) nhằm đảm bảo an toàn, an ninh, liên tục cung cấp điện và chất lượng điện. Thị trường này bao gồm nhiều dịch vụ kỹ thuật, chẳng hạn như: điều khiển tần số, đảm bảo dù nhu cầu sử dụng và nguồn cung điện năng tăng – giảm bất thường thì tần số điện vẫn hoạt động ổn định trong mức cho phép; và như dự phòng vận hành khi xảy ra trường hợp mất nguồn, sụp lưới điện. Các dịch vụ trong thị trường này đòi hỏi phản ứng trước tình huống trong thời gian cực ngắn, trong đó các dịch vụ điều khiển tần số thường được tổ chức tối ưu chung với chu kì ngắn nhất của thị trường giao ngay.

Thị trường quyền truyền tải giúp quản lý rủi ro tài chính do chênh lệch giá điện khi mạng lưới truyền tải điện bị tắc nghẽn. Một trong những cơ chế nổi bật của thị trường này là hợp đồng quyền truyền tải tài chính (FTR). Trong đó, các đơn vị ở các nút, miền trên hệ thống điện tham gia vào FTR sẽ chia sẻ công suất điện trên lưới để giải quyết tắc nghẽn và đổi lại sẽ được nhà vận hành thị trường điện trả một khoản tiền dựa trên lượng điện và giá điện chênh lệch giữa các nút trên lưới mà các đơn vị này “gánh hộ”. Trong Thiết kế 2015 cũng đưa ra hình thức FTR, nhưng rất tiếc, hiện nay vẫn chưa được ứng dụng ngoài thực tế.

Một số thiết kế Thị trường điện còn có thị trường công suất (capacity market) nhằm đảm bảo độ tin cậy dài hạn, đủ công suất và năng lượng cho nhiều năm tới trong tương lai. Thị trường công suất giúp hệ thống điện sớm có đủ công suất linh hoạt cần thiết từ các nguồn có thể điều khiển được như thủy điện, nhà máy điện khí, thiết bị lưu trữ năng lượng. Ở thị trường này, quản trị thị trường điện nên chỉ ở mức định hướng vĩ mô, xác định mức thiếu hụt công suất tương lai và thông tin cho thị trường nhưng để các công ty tự quyết định đầu tư hay cạnh tranh thực hiện công suất mới thông qua một cơ chế đấu giá. Nếu được thiết kế tốt thị trường giao ngay và hợp đồng tương lai có thể phản ánh tín hiệu kinh tế (giá) đủ và sớm cho các công ty thấy đầu tư có lợi và tối ưu về hiệu quả chi phí.

Cả ba thị trường trên của Việt Nam hiện nay còn mang nặng tính quy hoạch tập trung. Chẳng hạn như với dịch vụ phụ trợ, Việt Nam vẫn sử dụng cơ chế hợp đồng theo hướng chỉ định một số đơn vị nhất định xử lý khi có nhu cầu hay sự cố. Cơ chế định giá điện năng “đồng nhất”, đơn giản hiện tại không giúp quản lý hiệu quả tắc nghẽn truyền tải. Thị trường công suất cũng tương tự như vậy, chính phủ thực hiện quản lý công suất thông qua các Quy hoạch điện như quy hoạch điện VIII và chỉ định một số đơn vị trực thuộc thực hiện. Cách làm này có thể phù hợp trong thời kì trước khi các nguồn ổn định như than, khí, thủy điện chiếm chủ yếu trong cơ cấu điện nhưng khi gia tăng ngày càng lớn các nguồn điện tái tạo vào hệ thống thì sẽ càng bộc lộ sự thiếu hiệu quả kinh tế cả về mặt vận hành lẫn đầu tư. Và như vậy, sẽ khó có thể thu hút được nguồn vốn đầu tư vào năng lượng tái tạo như mong muốn.

Chúng ta biết rằng, nhược điểm chính của một số nguồn năng lượng tái tạo là không ổn định và khả năng dự báo kém. Chẳng hạn, điện mặt trời biến thiên, không ổn định và chỉ có thể sản xuất vào ban ngày khi có mặt trời (từ 6g đến 18g). Công suất phát của điện mặt trời phụ thuộc vào độ bức xạ chiếu sáng của mặt trời và những yếu tố khí tượng như đám mây bay ngang che mặt trời, hay bụi bẩn phủ tấm bảng quang điện. Những yếu tố này làm giảm khả năng dự báo vận hành điện mặt trời và luôn có sai lệch đáng kể giữa dự báo và điện năng sản xuất thực tế. Công suất phát của điện gió chủ yếu phụ thuộc vào tốc độ gió, bề mặt của cánh gió và cấu hình của trục turbine. Vì năng lượng gió không ổn định nên công suất ra của điện gió biến động và có nhiều khi sụt giảm đột ngột do mất gió. Do vậy, điện gió cũng gần như không điều khiển được và khó dự báo chính xác công suất phát ra. Những điều này sẽ tạo ra những bất ổn cho hệ thống điện nếu các cơ chế của thị trường điện chưa hoàn thiện. Trường hợp của Úc là một ví dụ, thị trường điện của nước này (NEM) được đánh giá là có thiết kế tốt và ổn định từ khi mới đưa vào hoạt động. Điểm đáng lưu ý của NEM là họ có thị trường cho dịch vụ phụ trợ trong đó có tám dịch vụ điều khiển tần số, thị trường hợp đồng song phương và sàn giao dịch hợp đồng điện tương lai rất sôi động nên cơ chế DPPA được vận hành trơn tru. Nhưng đến gần đây, khi năng lượng tái tạo của Úc nhận được một loạt ưu đãi và phát triển bùng nổ, các nhà máy điện than tham gia vận hành ít hơn, một số đồng loạt thông báo đóng cửa sớm trước thời hạn do vận hành thua lỗ khiến suy giảm an ninh và độ tin cậy của hệ thống điện. Úc đã phải xem xét thiết kế thêm thị trường công suất (trước đây không có), thị trường các dịch vụ phụ trợ mới, thị trường thúc đẩy các nguồn điện phân tán quy mô nhỏ (mặt trời,  lưu trữ năng lượng),… để đưa vào vận hành sau năm 2025. Theo đó, các thiết kế mới hướng tới tận dụng bàn tay vô hình của thị trường trong việc tối ưu vận hành và đầu tư vào thị trường điện nhằm giúp chuyển dịch năng lượng theo hướng bền vững về môi trường.

Kết luận và khuyến nghị

Từ những phân tích trên, các cơ quan hoạch định chính sách và quản trị ngành điện Việt Nam nên sớm hoàn chỉnh VWEM để tạo cơ sở vững chắc cho thị trường bán lẻ điện và phát triển bền vững về môi trường. Theo thiết kế VWEM hoàn chỉnh được phê duyệt, ngành điện cần xây dựng và thực hiện chào giá tự do, cơ chế định giá biên theo miền, quyền truyền tải tài chính (FTR), chào giá tự do và thị trường các dịch vụ phụ trợ. Thị trường bán buôn cần phát triển mạnh mẽ hơn các cơ chế thị trường hợp đồng tương lai để giúp các thành viên tham gia thị trường được chủ động mua bán điện và quản lý rủi ro tài chính gây ra do biến động về giá và lượng điện năng trên thị trường. Theo kinh nghiệm quốc tế như ở Úc, Mỹ và nhiều nơi khác, các công ty môi giới, các sàn giao dịch tư nhân đủ năng lực và uy tín có thể giúp thúc đẩy mua bán năng lượng tương lai, không nhất thiết cần phải xây dựng một sàn giao dịch hợp đồng tập trung dưới sự quản lý nhà nước.

Về lâu dài, ngành điện Việt Nam nên xem xét và lựa chọn một cơ chế thị trường công suất phù hợp, đặc biệt khi khuyến khích nhiều năng lượng tái tạo có thể gây nhiều thách thức lên an ninh cung cấp điện. Nhiều nước như Anh, Trung Quốc và các nước Nam Mỹ (Chile và Brazil) đã thực hiện cơ chế đấu thầu cạnh tranh để lựa chọn nhà đầu tư và xây dựng nguồn điện mới, đảm bảo đủ cung cấp điện dài hạn cho toàn hệ thống đáp ứng tiêu chuẩn độ tin cậy. Cơ chế này giúp đạt được giá cạnh tranh cho nguồn điện mới, đồng thời giúp các nhà đầu tư có hợp đồng dài hạn để giảm thiểu rủi ro về biến động giá thị trường. Một số nước có thiết kế thị trường điện khá ổn định như Úc gần đây cũng đã phải xem xét thiết kế lại cơ chế quản lý công suất theo hướng thị trường.

Theo quy hoạch điện VIII, trong giai đoạn 2021-2030 ngành điện Việt Nam dự toán tổng vốn đầu tư phát triển điện lực bình quân hằng năm trên 10 tỷ USD. Theo ước tính của người viết, doanh thu bán lẻ điện cho năm 2022 đạt trên 15 tỷ USD. Doanh thu này sẽ tăng trưởng hằng năm theo tốc độ tăng trưởng phụ tải rất lớn 7-10%/năm với sản lượng điện thương phẩm sẽ đạt gần 500 tỷ kWh vào năm 2030, tức hơn gấp đôi so với mức tiêu thụ hiện nay. Với quy mô lớn như vậy, cơ chế mua bán điện không phù hợp sẽ dẫn đến những rủi ro rất lớn đối với toàn xã hội. Kinh nghiệm quốc tế cũng cho thấy những thay đổi hay bất định trong chính sách năng lượng và thiết kế thị trường điện là một trong những rủi ro lớn nhất với đối với các nhà đầu tư phát triển điện lực, các công ty tham gia thị trường điện lực và cả khách hàng. Thiết nghĩ, ngành điện Việt Nam cần xem xét phân bổ các nguồn lực tương xứng để sớm hoàn chỉnh thị trường điện giúp thúc đẩy phát triển bền vững ngành điện lực, phục vụ cho phát triển kinh tế – xã hội nước nhà.□

———-

*Tác giả bài viết là Tiến sĩ, Chuyên gia thị trường năng lượng tại Sydney, Úc. Anh cũng là người viết cuốn sách: (Thị trường điện: Các vấn đề cơ bản và chuyên đề kinh tế, thương mại, quản lý chiến lược).

[1] Cầu, T. D. H. (2022). Thị trường điện: Các vấn đề cơ bản và chuyên đề kinh tế, thương mại, quản lý chiến lược. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội. Thông tin giới thiệu cuốn sách có thể xem ở đây.

[2] Cục Điều tiết Điện lực (2022). Lấy ý kiến rộng rãi về Dự thảo Thông tư quy định thực hiện thí điểm mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện. http://www.erav.vn/d4/news/Lay-y-kien-rong-rai-ve-Du-thao-Thong-tu-quy-dinh-thuc-hien-thi-diem-mua-ban-dien-truc-tiep-giua-don-vi-phat-dien-tu-nang-luong-tai-tao-voi-khach-hang-su-dung-dien-1-729.aspx.

[3] Cục Điều tiết Điện lực (2020). Cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát năng lượng tái tạo (DPPA): Xu hướng, lợi ích và các mô hình điển hình đang được áp dụng trên thế giới. http://www.erav.vn/d4/news/Co-che-mua-ban-dien-truc-tiep-giua-don-vi-phat-nang-luong-tai-tao-DPPA-Xu-huong-loi-ich-va-cac-mo-hinh-dien-hinh-dang-duoc-ap-dung-tren-the-gioi–5-742.asp.

[4] Albert, B. (2018). Buying renewable energy via a Power Purchase Agreement, Part 2, PPA options. https://100percentrenewables.com.au/buying-renewable-energy-part-2-ppa-options-infographic/.

[5] Bộ Công Thương (2015). Quyết định 8266/QĐ-BCT ngày 10/8/2015 của Bộ Công Thương phê duyệt Thiết kế Chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam.