Mở rộng điện xanh nhờ cơ chế mua bán điện trực tiếp
Chính phủ đã ban hành Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 nhằm tháo gỡ khó khăn và thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh.
Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 sửa đổi, bổ sung một số quy định của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP về phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ.
Khung pháp lý cho cơ chế DPPA đã liên tục được điều chỉnh và hoàn thiện trong hơn hai năm qua, đi từ Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 3/7/2024 đến Nghị định số 57/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025 và mới nhất là Nghị định số 243/2026/NĐ-CP. Mặc dù chính sách đã có nhiều thay đổi, song hoạt động mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia vẫn chưa thực sự tạo được sức hút dòng vốn đầu tư như kỳ vọng.
Nguyên nhân xuất phát từ việc giao dịch DPPA qua lưới điện quốc gia được thiết kế theo mô hình hợp đồng kỳ hạn dạng chênh lệch giá gắn với thị trường điện giao ngay, đòi hỏi các bên tham gia phải có năng lực dự báo giá điện và quản trị rủi ro tài chính dài hạn. Trong khi đó, đội ngũ tư vấn chuyên nghiệp trong lĩnh vực này còn chưa hình thành rộng rãi, quy định về đấu nối và xác nhận sản lượng điện tái tạo chưa rõ ràng, đồng thời các tiêu chuẩn kỹ thuật cùng lộ trình xác định phí truyền tải, dịch vụ hệ thống vẫn chưa được công bố cụ thể.
Theo Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam, nhu cầu chuyển dịch sang sử dụng điện sạch của doanh nghiệp hiện nay là rất lớn do áp lực từ cam kết RE100 của các tập đoàn toàn cầu. Cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của Liên minh châu Âu cùng các tiêu chuẩn xanh trong chuỗi cung ứng. Nguồn điện xanh đang trở thành điều kiện tiên quyết giúp các doanh nghiệp xuất khẩu và khu công nghiệp giữ chân đơn hàng, thu hút dòng vốn FDI và nâng cao năng lực cạnh tranh.
Tuy nhiên, sức hấp dẫn của cơ chế mới vẫn dừng lại ở mức lý thuyết bởi doanh nghiệp phải đối mặt với ba câu hỏi thực tiễn chưa có lời giải đáp rõ ràng, bao gồm: mức độ cạnh tranh của tổng chi phí mua điện sau khi cộng gộp các loại phí, tính ổn định của hợp đồng trong thời hạn 10 đến 20 năm trước sự thay đổi chính sách, và sự thuận tiện trong thủ tục đấu nối.
Bên cạnh đó, việc chưa công bố đầy đủ phương án và lộ trình áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần cũng khiến nhà đầu tư chưa thể tính toán hiệu quả kinh tế để triển khai các dự án điện mặt trời kết hợp lưu trữ, dẫn đến tâm lý tiếp tục quan sát và tạm chững các kế hoạch đầu tư.
Đánh giá về hệ thống hạ tầng năng lượng, Hiệp hội Năng lượng Tái tạo thành phố Hồ Chí Minh (HCMREA) nhận định hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) chính là mảnh ghép nền tảng còn thiếu để vận hành đồng bộ các chính sách về năng lượng tái tạo, điện tự sản tự tiêu, cơ chế giá điện theo thời gian và thị trường điện cạnh tranh.
Mặc dù Nghị định số 243/2026/NĐ-CP đã phát đi tín hiệu chính sách tích cực, thị trường vẫn cần bổ sung các cơ chế ghi nhận đầy đủ giá trị của BESS trong việc tối ưu hóa vận hành, giảm cắt giảm công suất và hỗ trợ ổn định lưới điện, đi kèm các ưu đãi về tài chính, tín dụng và hệ thống quy chuẩn kỹ thuật an toàn đồng bộ.
Thực tế cho thấy sự quan tâm đến giải pháp BESS đang tập trung vào 5 nhóm khách hàng cốt lõi bao gồm: các cơ sở đã lắp điện mặt trời mái nhà bị thừa điện ban ngày nhưng thiếu điện chiều tối; các ngành công nghiệp thâm dụng điện vận hành liên tục như thép, xi măng, dệt nhuộm, điện tử; các chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp phát triển BESS làm hạ tầng dùng chung; các cơ sở đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao như trung tâm dữ liệu, bán dẫn, dược phẩm; và các doanh nghiệp xuất khẩu sang các thị trường kiểm soát khắt khe về phát thải carbon.