Mô hình mua bán điện trực tiếp đang đứng trước cơ hội mở rộng lớn, song rủi ro tài chính từ các kịch bản giá mới đòi hỏi sự tính toán chi tiết.
Chiều ngày 13/8, dưới sự chỉ đạo của Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI), Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR) cùng các cơ quan, đơn vị liên quan tổ chức Diễn đàn "Mua bán điện trực tiếp và phát triển lưu trữ năng lượng: Đòn bẩy cho chuyển dịch xanh và phát triển bền vững".
Tham dự diễn đàn có ông Hoàng Quang Phòng – Phó Chủ tịch Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI); Ông Trần Ngọc Liêm – Phó Tổng thư ký VCCI, Giám đốc Chi nhánh VCCI TP HCM; Ông Nguyễn Văn Hoàng – Phó Chủ tịch Hiệp hội Dệt may Việt Nam; TS Trần Huỳnh Ngọc - Chuyên gia cao cấp về thị trường & hệ thống điện (AMPERE thuộc Alluvium Group); Ông Phan Công Tiến - Giám đốc Viện nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR)...
Về phía ban tổ chức có sự tham dự của ông Bùi Trung Kiên – Phó Tổng Giám đốc Tổng Công ty Điện lực TP HCM; Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng – Phó Tổng biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; Nhà báo Phạm Hùng - Phó Tổng biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; cùng sự tham gia của lãnh đạo, đại diện các sở ngành, các tổ chức, hiệp hội doanh nghiệp trong nước, hiệp hội ngành nghề, hiệp hội doanh nghiệp các địa phương, các doanh nghiệp, các nhà đầu tư, các chuyên gia, nhà khoa học.
Phát biểu tại diễn đàn, TS Trần Huỳnh Ngọc - Chuyên gia cao cấp về thị trường & hệ thống điện AMPERES (thuộc Alluvium Group) cho biết, Nghị định 243/2026/NĐ-CP ban hành gần đây đã mở rộng khung pháp lý cho cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), đồng thời ghi nhận những bằng chứng vận hành đầu tiên qua lưới điện quốc gia. Đây là bước tiến nhằm tạo tính minh bạch cho mô hình này. Dù vậy, TS Trần Huỳnh Ngọc cho rằng, thước đo sự thành công của DPPA cần vượt qua giới hạn về số lượng hợp đồng ký kết. Chuyên gia này nhấn mạnh, mục tiêu phải nằm ở số lượng giao dịch bảo đảm tính ổn định và khả năng tài trợ vốn cho các dự án.
Khung pháp lý hiện tại mang lại không gian phát triển cho DPPA qua nhiều cải cách cụ thể. Quy định mới bổ sung đơn vị bán lẻ điện trong khu công nghiệp ở cả vai trò mua và bán, mở rộng đối tượng khách hàng sử dụng điện lớn, đồng thời gỡ bỏ mức giá trần đàm phán đối với mô hình mua bán qua đường dây riêng.
Đối với lượng điện dư từ hệ thống điện mặt trời mái nhà trong khu công nghiệp, cơ chế thương mại cũng được mở rộng. Các quy định đã làm rõ vai trò của đơn vị bán lẻ điện khu công nghiệp, đưa ra định nghĩa cụ thể về đấu nối và phân bổ sản lượng nội bộ. Tính minh bạch cũng được củng cố khi cơ quan quản lý yêu cầu công bố chi phí sử dụng dịch vụ hệ thống điện và chi phí bù chênh lệch trong lịch sử cho các đơn vị phát triển năng lượng, kèm theo thời gian xử lý hồ sơ rõ ràng.
Trong không gian khu công nghiệp, mô hình giao dịch hiện được định hình qua ba cấu trúc. Cấu trúc thứ nhất là đơn vị phát triển nguồn điện bán trực tiếp cho khách hàng nội bộ. Cấu trúc thứ hai là nguồn điện bán cho khu công nghiệp để đơn vị này phân phối lại cho các khách hàng bên trong. Cấu trúc thứ ba là đơn vị bán lẻ tự đầu tư nguồn điện và bán lại cho khách hàng. Vai trò của bên bán lẻ trong việc ký kết, chỉnh sửa hợp đồng và đo đếm cũng được quy định cụ thể.
Tuy nhiên, TS Trần Huỳnh Ngọc chỉ ra một số điểm pháp lý chưa rõ ràng cần tiếp tục hoàn thiện. Các vấn đề này gồm phương án xử lý tổn thất điện năng nội bộ, việc xác định sai lệch đo đếm giữa bên bán và bên mua, cùng cơ chế phân bổ chi phí nâng cấp hệ thống hoặc chi phí SCADA. Đặc biệt, thị trường hiện chưa có quy định về cơ chế giải quyết tranh chấp khi phân bổ sản lượng năng lượng tái tạo trong nội bộ khu công nghiệp.
Thực tế triển khai DPPA tại Việt Nam đã ghi nhận các chuyển động từ năm ngoái với các dự án qua đường dây riêng được công bố. Đến giữa năm nay, dự án DPPA qua lưới điện quốc gia đầu tiên giữa Samsung Electronics Thái Nguyên và dự án điện mặt trời TTC Đức Hội 2 đã chính thức vận hành từ ngày 01/6. TS Trần Huỳnh Ngọc nhận định đây là cột mốc tham chiếu để các doanh nghiệp FDI xây dựng hồ sơ mẫu. Tuy nhiên, ông lưu ý thị trường cần thêm thời gian để chứng minh tính bền vững về mặt kinh tế của mô hình này.
Một dự án khác là hệ thống điện mặt trời có tính năng lưu trữ đã khởi công vào tháng 8 năm nay. Chủ đầu tư dự án này cho biết đã đạt được thỏa thuận DPPA với khách hàng FDI. Dù vậy, theo đánh giá của ông Ngọc, dự án này vẫn đang nằm trong chuỗi chuẩn bị vận hành và chưa đi vào hoạt động thực tế.
Theo TS Trần Huỳnh Ngọc, sự xuất hiện của hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) trong Nghị định 243/2026/NĐ-CP mở ra hướng đi mới. Quy định hiện hành cho phép sử dụng năng lượng phát từ hệ thống lưu trữ để cung cấp dịch vụ. Việc tích hợp này không gây phức tạp cho công tác đo đếm do sản lượng được xác định ngay tại điểm đấu nối. Đồng thời, Thông tư 29/2026/TT-BCT của Bộ Công Thương về vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã quy định việc dự báo, chào giá và vận hành đối với các nguồn điện có tích hợp lưu trữ.
Trở ngại hiện nay là việc chuyển hóa giá trị kỹ thuật của BESS thành dòng tiền tài chính. TS Trần Huỳnh Ngọc cho biết các chủ đầu tư đang đối mặt với bài toán bù đắp chi phí đầu tư và tổn thất điện năng khi vận hành BESS. Ngoài ra, việc tận dụng BESS để thiết kế hợp đồng dạng khác (CfD) phù hợp và phân bổ rủi ro sản lượng vẫn là thách thức.
"Logic kỹ thuật cho thấy đầu tư BESS có thể giúp nhà máy giảm công suất tính giá trong cơ chế giá hai thành phần, tuy nhiên, hiện chưa có quy định pháp lý cho vấn đề này", TS Trần Huỳnh Ngọc nhận định.
Tình hình tài chính của các dự án DPPA sẽ chịu ảnh hưởng lớn từ các chính sách giá trong tương lai. Khi áp dụng khung giờ mới theo Quyết định 963/QĐ-BCT của Bộ Công Thương, biểu giá điện bán lẻ cho khách hàng công nghiệp và thương mại sẽ thay đổi. Đồng thời, cơ chế giá hai thành phần cũng đang được đưa vào thử nghiệm.
Các tính toán giả định của TS Trần Huỳnh Ngọc cho thấy áp lực tài chính đối với chủ đầu tư. Trong kịch bản áp dụng Quyết định 963 với mức giá điện hiện tại, biên độ thương lượng cho hợp đồng CfD sẽ giảm từ mức 1.600 đồng xuống còn 1.200 đồng. Nguyên nhân là do khung giờ cao điểm được dịch chuyển về ban đêm, làm giảm giá bán lẻ trung bình vào các giờ có điện mặt trời. Lợi thế cạnh tranh của điện mặt trời bị suy giảm, dẫn đến biên độ thương lượng giữa nhà phát triển và khách hàng giảm khoảng 25%.
Đối với kịch bản áp dụng giá hai thành phần, biên độ thương lượng có thể giảm về mức 860 đồng nếu giữ nguyên chi phí dịch vụ hệ thống điện. Trong trường hợp chi phí dịch vụ hệ thống điện giảm còn 10% so với hiện nay, biên độ thương lượng cũng chỉ đạt khoảng 1.240 đồng. Sự sụt giảm này khiến dòng tiền DPPA của nhà phát triển kém cạnh tranh hơn so với phương án bán điện truyền thống. Do đó, ông Ngọc nhấn mạnh khả năng tài trợ vốn của dự án trong giai đoạn này là yếu tố quyết định.
Nhằm thúc đẩy cơ chế DPPA phát triển ổn định, TS Trần Huỳnh Ngọc đưa ra các khuyến nghị cho cả cơ quan quản lý và các chủ thể thị trường.
Về phía chính sách, ông Ngọc đề xuất cơ quan nhà nước cần tăng tính dự báo bằng cách công bố lộ trình giá điện và dữ liệu lịch sử vận hành rõ ràng. Chính phủ cần sớm xây dựng cơ chế kinh tế cho các dự án năng lượng tái tạo kết hợp BESS trong khu công nghiệp, đặc biệt là quy định rõ cách tính công suất cực đại (Pmax) khi áp dụng giá hai thành phần. Đồng bộ hóa tiến độ lưới điện truyền tải với sự phát triển của các nguồn điện cũng là yêu cầu cấp thiết.
Về phía thị trường, TS Trần Huỳnh Ngọc khuyến nghị các chủ đầu tư và khách hàng lớn cần nâng cao năng lực mô hình hóa tài chính chi tiết theo từng giờ nhằm thích ứng với biến động của thị trường giao ngay. Khi đàm phán hợp đồng, các bên nên chuyển sang sử dụng cơ chế dải giá (giá sàn và giá trần) thay vì một mức giá CfD cố định duy nhất. Cách tiếp cận này giúp dung hòa kỳ vọng và phân bổ rủi ro hiệu quả.
Cuối cùng, doanh nghiệp cần kết hợp DPPA với các giải pháp hiệu quả năng lượng và lưu trữ tại chỗ để tối ưu hóa chi phí công suất.
