(SGTT) - Việc Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 ở Tây Ninh chính thức bán điện trực tiếp cho Samsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên ở tỉnh Thái Nguyên từ ngày 1-6-2026 có thể xem là một cột mốc đáng chú ý của ngành điện lực(1). Sau nhiều năm tranh luận, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cuối cùng đã đi từ chính sách trên giấy sang giao dịch thực tế.
- HSBC cho vay 593 tỉ đồng phát triển nhà máy điện mặt trời Vĩnh Hảo 6
- Điện gió ở Bạc Liêu bán gần 1 triệu tín chỉ carbon, thu gần 1,8 triệu euro
- Nhiều khó khăn trong triển khai dự án điện khí, điện gió ngoài khơi
Sự kiện này thoạt nhìn chỉ là một hợp đồng mua bán điện giữa doanh nghiệp phát điện và khách hàng lớn. Nhưng, ở góc độ rộng hơn, đây là tín hiệu cho thấy thị trường điện đang bắt đầu bước ra khỏi mô hình độc quyền truyền thống để tiến gần hơn tới cơ chế cạnh tranh.
Điều đáng chú ý là áp lực thúc đẩy thay đổi lần này không chỉ đến từ nhu cầu trong nước, mà còn từ chuỗi cung ứng toàn cầu. Nhiều tập đoàn đa quốc gia như Samsung, Apple, Google hay Nike đã nhiều lần đề nghị Việt Nam sớm cho phép doanh nghiệp được mua điện tái tạo trực tiếp từ các nhà cung cấp, nhằm đáp ứng các tiêu chuẩn phát triển bền vững và giảm phát thải carbon.
Trong bối cảnh đó, Nghị định 57/2025/NĐ-CP thay thế Nghị định 80 trước đây, quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn, không đơn thuần là văn bản kỹ thuật của ngành điện. Nó phản ánh sự chuyển dịch tư duy quản lý, từ cơ chế “một người mua” sang mô hình thị trường có cạnh tranh và có quyền lựa chọn nguồn điện.
Từ “một người mua” đến thị trường nhiều người mua
Trong nhiều năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) gần như là người mua điện duy nhất của thị trường phát điện Việt Nam. Mô hình này từng phù hợp khi ngành điện cần tập trung đầu tư hạ tầng và bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Nhưng khi hàng trăm dự án điện mặt trời, điện gió của nhiều thành phần kinh tế ra đời trong khoảng mười năm qua, đặc biệt sau giai đoạn bùng nổ năng lượng tái tạo 2018-2021, mô hình đó bắt đầu bộc lộ giới hạn.
Nhiều dự án điện tái tạo đầu tư hàng ngàn tỉ đồng nhưng phải cắt giảm công suất vì quá tải lưới điện hoặc thiếu cơ chế giá phù hợp. Trong khi đó, nhiều doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài (FDI) lại sẵn sàng trả giá cao hơn để mua điện xanh nhằm đạt chuẩn ESG và đáp ứng yêu cầu giảm phát thải từ khách hàng quốc tế.
Nói cách khác, bên bán muốn bán, bên mua muốn mua, nhưng giữa hai bên thiếu hành lang pháp lý đủ rõ để giao dịch trực tiếp. Cơ chế mua bán điện trực tiếp (Direct Power Purchase Agreement - DPPA) xuất hiện để giải quyết khoảng trống đó. Theo cơ chế mới, các nhà máy điện tái tạo có thể bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn thông qua đường dây riêng hoặc thông qua lưới điện quốc gia.
Các doanh nghiệp phát điện không còn phụ thuộc hoàn toàn vào một người mua là EVN. Ngược lại, doanh nghiệp sản xuất cũng có quyền lựa chọn nguồn điện phù hợp với chiến lược xanh hóa chuỗi cung ứng.
Ở góc độ kinh tế học, đây là bước chuyển từ “thị trường hành chính” sang “thị trường tín hiệu giá”.
Điện xanh không còn là lựa chọn tự nguyện
Điểm đáng chú ý hơn là câu chuyện hiện nay không chỉ dừng ở cơ chế mua bán điện trực tiếp, mà đang mở rộng sang yêu cầu bắt buộc về tỷ lệ sử dụng năng lượng tái tạo. Theo Chiến lược phát triển ngành điện lực Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 được Thủ tướng phê duyệt tại Quyết định số 1415/QĐ-TTg ngày 30-6-2025, các doanh nghiệp sử dụng điện lớn như khu công nghiệp, nhà máy xuất khẩu phải bảo đảm ít nhất 10% điện tiêu thụ đến từ năng lượng tái tạo vào năm 2030 và tăng lên 20% vào năm 2050(2) .
Điều đó đồng nghĩa điện xanh sẽ dần trở thành tiêu chuẩn bắt buộc của thị trường thay vì chỉ là lựa chọn tự nguyện.
Tại TPHCM, nơi có gần 1.000 khách hàng tiêu dùng điện lớn với tổng sản lượng điện thương phẩm khoảng 5,5 tỉ kWh mỗi năm, tương đương gần 20% điện thương phẩm toàn thành phố, yêu cầu này sẽ tạo ra nhu cầu khổng lồ về điện tái tạo. Chỉ tính riêng giai đoạn từ năm 2030, nhóm doanh nghiệp này sẽ cần tối thiểu khoảng 550 triệu kWh điện xanh mỗi năm để đáp ứng tỷ lệ bắt buộc.
Nguồn điện đó có thể đến từ nhiều hình thức như tự đầu tư điện mặt trời mái nhà, ký hợp đồng mua điện trực tiếp từ các dự án điện tái tạo hoặc mua chứng chỉ năng lượng tái tạo, còn gọi là REC (Renewable Energy Certificate). Về bản chất, REC là chứng nhận xác nhận một MWh điện được sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo.
Hiện đã có gần 500 dự án phát điện có tổng công suất hơn 8.000 MW tham gia REC. Giá trị lớn nhất của REC không nằm ở tờ chứng nhận, mà ở khả năng chứng minh doanh nghiệp đang sử dụng điện sạch.
Trong bối cảnh Liên minh châu Âu triển khai cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) và nhiều tập đoàn quốc tế siết tiêu chuẩn phát thải, REC đang thành năng lượng xanh cho các nhà xuất khẩu. Vì vậy, nhiều khu công nghiệp đang đẩy mạnh mô hình điện mặt trời mái nhà tự sản - tự tiêu không chỉ để tiết kiệm chi phí điện, mà còn để tạo thêm chứng chỉ REC phục vụ chiến lược ESG.
Muốn cạnh tranh phải có luật chơi minh bạch
Dù vậy, sẽ là quá sớm nếu cho rằng thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam đã hình thành đầy đủ. Một trong những nút thắt lớn nhất hiện nay vẫn là hạ tầng truyền tải điện. Điện tái tạo có tính phân tán cao, phụ thuộc thời tiết và thường tập trung tại những khu vực xa trung tâm phụ tải. Nếu lưới truyền tải không được đầu tư đồng bộ thì nguy cơ nghẽn công suất vẫn sẽ tiếp diễn.
Ngay cả cơ chế giá truyền tải cũng còn là bài toán phức tạp. Trong thị trường cạnh tranh, chi phí truyền tải sẽ ảnh hưởng trực tiếp tới giá điện cuối cùng và khả năng cạnh tranh giữa các nguồn điện. Nói nôm na dễ hiểu, dự án điện gió ở Khánh Hòa bán trực tiếp cho 1 khu công nghiệp ở TPHCM, đơn vị truyền tải là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO), doanh nghiệp 100% vốn nhà nước. Điểm lưu ý là hiện nay trên thị trường chỉ có duy nhất NSMO truyền tải và chi phí truyền tải do công ty đưa ra hàng năm.
Ngoài ra, thị trường điện cạnh tranh cũng đòi hỏi hệ thống điều độ hiện đại hơn rất nhiều. Khi ngày càng nhiều nhà máy điện gió, điện mặt trời tham gia chào giá theo chu kỳ giao dịch ngắn, trung tâm điều độ phải xử lý khối lượng dữ liệu rất lớn theo thời gian thực. Điều này đòi hỏi đầu tư mạnh vào lưới điện thông minh, hệ thống đo đếm số hóa và nền tảng giao dịch điện tử.
Điều thú vị là ngành điện Việt Nam đang bước vào giai đoạn mà cả bên mua lẫn bên bán đều bắt đầu phải “đi tìm nhau”. Trước đây, nhà máy điện chỉ cần bán cho EVN. Doanh nghiệp sản xuất cũng gần như không có lựa chọn nào khác ngoài mua điện từ hệ thống điện của EVN.
Nhưng hiện nay, các nhà máy điện tái tạo phải chủ động tìm khách hàng, còn doanh nghiệp xuất khẩu cũng phải săn nguồn điện xanh để bảo vệ thị phần quốc tế.
Nếu thủ tục đấu nối vẫn chậm, quy hoạch thiếu đồng bộ, cơ chế hợp đồng phức tạp hoặc thị trường REC chưa minh bạch, DPPA rất dễ rơi vào tình trạng “mở cửa nửa vời”. DPPA vì vậy không chỉ là cơ chế mua bán điện, là mà phép thử cho cải cách thị trường điện Việt Nam trong giai đoạn chuyển đổi xanh.
(*) Giảng viên Khoa Kinh tế Xã hội và Môi trường, Học viện Chính trị Khu vực II
(1) https://thesaigontimes.vn/nha-may-dien-dau-tien-tham-gia-co-che-mua-ban-dien-truc-tiep
(2) https://thesaigontimes.vn/dung-de-tieu-chuan-dien-xanh-res-chi-la-ky-vong-tren-giay
