Mở rộng DPPA không thể chỉ dựa vào nhu cầu mua điện xanh

Nhu cầu sử dụng điện tái tạo đang trở thành một yêu cầu ngày càng quan trọng đối với các doanh nghiệp sản xuất, đặc biệt là những doanh nghiệp tham gia chuỗi cung ứng toàn cầu. Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) được kỳ vọng mở thêm con đường để các doanh nghiệp chủ động lựa chọn nguồn điện xanh, đồng thời tạo thị trường tiêu thụ và dòng doanh thu dài hạn cho các nhà đầu tư năng lượng tái tạo.

Tuy nhiên, mở rộng quyền mua bán điện trực tiếp không đơn thuần là tăng số lượng hợp đồng giữa nhà máy điện và khách hàng.

Đây cũng là vấn đề được nhấn mạnh trong Báo cáo nghiên cứu về cơ chế DPPA tại Việt Nam của Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) vừa được Chương trình Hỗ trợ Năng lượng GIZ xuất bản.

Nhà máy điện mặt trời Đức Huệ 2 (công suất thiết kế 49 MWp/41,4 MWAc, tại tỉnh Tây Ninh). Ảnh: NLVN.

Theo nghiên cứu, DPPA chỉ tạo ra lợi ích bền vững khi những thay đổi về quan hệ hợp đồng được thực hiện đồng bộ với vận hành hệ thống điện, phân bổ chi phí lưới điện và chuyển đổi mô hình kinh doanh của các đơn vị điện lực.

Báo cáo xem xét hai hình thức DPPA đang được áp dụng theo Nghị định 57/2025/NĐ-CP, được sửa đổi bởi Nghị định 243/2026/NĐ-CP, gồm giao dịch thông qua đường dây kết nối riêng và thông qua lưới điện quốc gia.

Điểm khác biệt quan trọng là với DPPA qua lưới điện quốc gia, quan hệ mua bán điện trực tiếp chủ yếu thể hiện ở hợp đồng và thanh toán tài chính. Nhà máy năng lượng tái tạo vẫn bán điện lên thị trường điện giao ngay, trong khi khách hàng tiếp tục nhận điện vật lý từ hệ thống điện chung.

Do đó, sản lượng điện được ký kết trong hợp đồng DPPA không đồng nghĩa với việc nguồn điện đó được ưu tiên huy động, cũng không có nghĩa khách hàng đã tự cân bằng được nhu cầu điện và không còn cần hệ thống dự phòng.

Thực tế, trường hợp Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 và Samsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên bắt đầu giao dịch từ ngày 1/6/2026 được ghi nhận là một bằng chứng vận hành ban đầu của DPPA qua lưới điện quốc gia.

Tuy nhiên, sau 4 tháng triển khai DPPA đầu tiên này, các thông tin về chi phí, giá mua điện vẫn khá “bí mật” và ngay cả Báo cáo này cũng không đưa ra bất cứ dữ liệu cụ thể nào lẫn các phán đoán về thực tế  triển khai DPPA này để các bên cùng tham khảo.

Để đánh giá tác động khi nhân rộng, nhóm nghiên cứu xây dựng ba kịch bản minh họa dựa trên 142,4 tỷ kWh điện thương phẩm của nhóm công nghiệp - xây dựng năm 2024 với tỷ trọng phụ tải công nghiệp tham gia DPPA từ mức 5% (tương đương 7,1 tỷ kWh) và cao nhất là 30% (tương đương 42 tỷ kWh) để nhận diện các tác động có thể phát sinh.

Ở quy mô thấp, thách thức chủ yếu nằm ở đo đếm, dữ liệu và đối soát hợp đồng. Khi quy mô tăng lên, tác động đối với nghẽn lưới, nhu cầu dự phòng, doanh thu của các đơn vị điện lực và phân bổ chi phí bắt đầu trở nên đáng kể.

Đến kịch bản cao, DPPA không còn là một cơ chế giao dịch riêng lẻ mà trở thành một cấu phần quan trọng trong thiết kế thị trường điện, đòi hỏi đồng bộ cơ chế công suất, dịch vụ phụ trợ, doanh thu lưới điện và trách nhiệm cung cấp điện cuối cùng.

Vì vậy, Báo cáo kiến nghị, việc mở rộng DPPA phải gắn với khả năng tiếp nhận của lưới điện, chất lượng dữ liệu, năng lực dự báo và khả năng thu hồi chi phí, thay vì chỉ căn cứ vào nhu cầu đăng ký của doanh nghiệp.

Một yêu cầu khác cũng được đặt ra là các hợp đồng DPPA không được tạo ra quyền ưu tiên huy động nguồn điện. Các nhà máy vẫn phải tuân thủ điều độ, quy định kỹ thuật và trách nhiệm đối với sai lệch phát điện.

Điều này đặc biệt quan trọng khi nguồn điện gió, điện mặt trời có thể tập trung ở những khu vực xa trung tâm phụ tải, trong khi năng lực truyền tải và giải tỏa công suất còn hạn chế.

Nghĩa là nếu không đánh giá đúng khả năng tiếp nhận theo từng nút lưới, việc phát triển thêm nguồn điện theo hợp đồng DPPA có thể làm gia tăng nghẽn lưới, cắt giảm công suất và nhu cầu dự phòng, thay vì tự động nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống.

Cải cách giá điện hai thành phần để tránh bù chéo chi phí

Một trong những vấn đề đáng chú ý nhất được Báo cáo đặt ra là nguy cơ chi phí lưới điện không được thu hồi đầy đủ khi khách hàng tham gia DPPA ngày càng nhiều.

Bản chất của vấn đề nằm ở sự khác biệt giữa sản lượng điện tiêu thụ và công suất mà hệ thống phải duy trì để phục vụ khách hàng.

Đối với DPPA thông qua đường dây kết nối riêng, doanh nghiệp có thể giảm đáng kể lượng điện mua thường xuyên từ đơn vị điện lực. Tuy nhiên, khi nguồn điện tái tạo không phát hoặc phát không đủ, doanh nghiệp vẫn có thể cần lưới điện quốc gia cấp điện dự phòng.

Như vậy, sản lượng điện mua từ lưới giảm nhưng nhu cầu duy trì công suất dự phòng, đường dây, trạm biến áp và các dịch vụ hệ thống không nhất thiết giảm tương ứng.

Báo cáo đưa ra một ví dụ minh họa, khách hàng giảm 50% sản lượng điện mua từ lưới điện quốc gia, nhưng hệ thống vẫn phải duy trì năng lực đáp ứng 100% nhu cầu công suất. Nếu toàn bộ chi phí được thu theo sản lượng kWh, doanh thu thu hồi chi phí sẽ giảm một nửa, trong khi khấu hao, chi phí vốn, vận hành và phần lớn chi phí bảo dưỡng gần như không thay đổi.

Khoản thiếu hụt có thể ảnh hưởng đến năng lực đầu tư của đơn vị điện lực hoặc được phân bổ lại cho những khách hàng không tham gia DPPA.

Đây chính là nguy cơ bù chéo chi phí mà Báo cáo lưu ý khi cơ chế DPPA được triển khai rộng rãi.

Nhà máy điện mặt trời Dầu Tiếng 5 có công suất phát điện 450 MW (tương đương công suất lắp đặt 562,5 MWp) và sản lượng điện dự kiến khoảng 808 GWh/năm do Xuân Cầu Holding đầu tư cũng sẽ áp dụng bán điện theo mô hình DPPA.

Tuy nhiên, nghiên cứu cũng chỉ rõ không thể mặc nhiên kết luận mọi khách hàng DPPA đều được hưởng lợi từ bù chéo, hoặc toàn bộ khách hàng công nghiệp đang trợ giá cho những nhóm sử dụng điện khác. Việc xác định bên được lợi, bên chịu chi phí phải dựa trên chi phí phục vụ thực tế, cấp điện áp, biểu đồ phụ tải và nhu cầu công suất dự phòng.

Để giải quyết vấn đề này, Báo cáo kiến nghị từng bước áp dụng biểu giá điện hai thành phần, tách chi phí duy trì năng lực cung cấp điện khỏi chi phí điện năng thực tế.

Theo đó, thành phần công suất phản ánh năng lực lưới điện và dịch vụ dự phòng phải duy trì cho khách hàng; thành phần điện năng phản ánh những chi phí biến đổi theo sản lượng sử dụng.

Điểm quan trọng là việc bổ sung thành phần công suất không được biến thành một khoản thu mới chồng lên những chi phí đã được tính trong giá điện hoặc phí dịch vụ hiện hành.

Báo cáo cũng đề xuất nguyên tắc trung lập doanh thu: khi chuyển một phần chi phí sang giá công suất, phải giảm tương ứng khoản thu theo sản lượng điện, tránh thu trùng.

Đồng thời, biểu giá phải ghi nhận đúng giá trị mà khách hàng tạo ra cho hệ thống thông qua điều chỉnh phụ tải hoặc sử dụng hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS).

Nếu khách hàng thực sự giảm được nhu cầu công suất vào giờ cao điểm hoặc giảm nhu cầu cấp điện dự phòng, mức phí phải phản ánh được lợi ích có thể kiểm chứng đó.

Ngược lại, việc lắp đặt BESS hay có nguồn điện riêng không đương nhiên đồng nghĩa với quyền được giảm phí khi khách hàng vẫn cần hệ thống điện duy trì đầy đủ năng lực dự phòng.

Cách tiếp cận này hướng tới một nguyên tắc quan trọng của thị trường điện cạnh tranh. Đó là mỗi bên phải trả đúng chi phí dịch vụ mình sử dụng, đồng thời được hưởng lợi tương xứng với giá trị thực tế đóng góp cho hệ thống.

Yêu cầu thay đổi mô hình doanh thu của EVN

Không chỉ tác động đến giá điện, mở rộng DPPA còn làm thay đổi vai trò thương mại và cơ cấu doanh thu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Theo đánh giá của Báo cáo, khi nhà máy điện tái tạo có thể ký hợp đồng trực tiếp với khách hàng lớn, vai trò của EVN với tư cách trung gian mua điện từ nhà máy và bán lại cho khách hàng sẽ giảm tương đối.

Tuy nhiên, trách nhiệm đầu tư, quản lý và vận hành lưới điện truyền tải, phân phối cũng như bảo đảm cung cấp điện an toàn, liên tục không vì thế mà mất đi.

Điều này đòi hỏi EVN và các đơn vị thành viên chuyển dần trọng tâm từ doanh thu mua - bán điện truyền thống sang doanh thu từ hạ tầng và các dịch vụ điện.

Các dịch vụ đó bao gồm truyền tải, phân phối, duy trì công suất sẵn sàng, cung cấp điện bổ sung, đo đếm, quản lý dữ liệu và các sản phẩm linh hoạt.

Báo cáo đề xuất nghiên cứu cơ chế doanh thu cho phép đối với các đơn vị quản lý lưới điện, trên cơ sở chi phí hợp lý, giá trị tài sản phục vụ hoạt động điện lực và yêu cầu chất lượng dịch vụ.

Lúc này, vấn đề đáng lưu ý là sự thay đổi cơ cấu doanh thu có thể diễn ra nhanh hơn quá trình điều chỉnh cơ chế thu hồi chi phí.

Khi doanh thu bán điện truyền thống giảm nhưng các khoản thu từ dịch vụ lưới điện chưa được thiết lập hoặc điều chỉnh kịp thời, dòng tiền của các đơn vị điện lực có thể chịu áp lực, ảnh hưởng đến khả năng trả nợ, huy động vốn và đầu tư hạ tầng.

Dù vậy, nghiên cứu cũng lưu ý, giảm doanh thu gộp không đồng nghĩa lợi nhuận giảm tương ứng, bởi các đơn vị điện lực có thể đồng thời giảm được chi phí mua điện đầu vào.

Do đó, tác động tài chính cần được đánh giá riêng đối với Công ty mẹ EVN, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia, từng Tổng công ty Điện lực và các đơn vị phát điện, thay vì chỉ nhìn vào số liệu hợp nhất.

Một vấn đề khác là xử lý các hợp đồng và tài sản được đầu tư trong cơ chế cũ nhưng có nguy cơ sử dụng thấp hơn dự kiến khi thị trường thay đổi.

Báo cáo cho rằng, chỉ những chi phí hợp lệ, có thể kiểm chứng, được kiểm toán và phê duyệt mới có thể được xem xét thu hồi thông qua cơ chế chuyển tiếp. Không nên mặc nhiên chuyển toàn bộ chi phí quá khứ sang khách hàng sử dụng điện.

Đây cũng là yêu cầu quan trọng để bảo đảm quá trình phát triển DPPA không làm phát sinh những khoản chi phí thiếu minh bạch, đồng thời không làm suy yếu năng lực tài chính cần thiết để tiếp tục đầu tư lưới điện.

Lộ trình mở rộng DPPA phải đi cùng cải cách thị trường điện

Từ những đánh giá trên, Báo cáo kiến nghị triển khai DPPA theo lộ trình hai giai đoạn, thay vì mở rộng nhanh khi các điều kiện kỹ thuật, dữ liệu và tài chính chưa sẵn sàng.

Trong giai đoạn 2026-2027, trọng tâm là hoàn thiện hệ thống đo đếm, dữ liệu, quy trình đối soát, dự báo nguồn điện và phụ tải; đồng thời thử nghiệm biểu giá điện hai thành phần đối với khách hàng sử dụng điện lớn và khách hàng có đường dây kết nối riêng.

Việc thử nghiệm cần được thực hiện thông qua tính toán và công bố hóa đơn song song, giúp đánh giá tác động trước khi áp dụng rộng rãi.

EVN và các đơn vị thành viên cũng cần tách bạch doanh thu, chi phí theo điện năng, lưới điện, công suất, đo đếm và dịch vụ, qua đó xác định đúng tác động tài chính của DPPA.

Các khuyến nghị của Báo cáo

Giai đoạn 2028-2030, khi dữ liệu và quy trình đã ổn định, có thể mở rộng áp dụng giá điện hai thành phần, hoàn thiện cơ chế doanh thu lưới điện, phát triển thị trường dịch vụ phụ trợ và các sản phẩm công suất linh hoạt.

Cùng với đó là công bố năng lực tiếp nhận DPPA theo vùng hoặc nút lưới, quy định rõ trách nhiệm cắt giảm công suất, bảo đảm tín dụng, xử lý khi hợp đồng chấm dứt và cơ chế cung cấp điện cuối cùng.

Đặc biệt, nghiên cứu nhấn mạnh cần phân định rõ trách nhiệm giữa Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO), EVN, các đơn vị quản lý lưới điện, nhà máy phát điện và khách hàng.

NSMO chịu trách nhiệm điều độ và vận hành thị trường điện độc lập, trong khi EVN và các đơn vị thành viên thực hiện các chức năng đầu tư hạ tầng, quản lý lưới và cung cấp dịch vụ theo thẩm quyền.

Những kiến nghị này cho thấy mở rộng DPPA không thể tách rời tiến trình cải cách thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam.

Như vậy có thể thấy, DPPA mở ra cơ hội để các doanh nghiệp tiếp cận năng lượng tái tạo, đồng thời huy động thêm vốn tư nhân cho phát triển nguồn điện. Nhưng cơ hội đó chỉ thực sự chuyển thành lợi ích chung khi các giao dịch được vận hành trên nền tảng minh bạch về giá, chi phí, quyền lợi và trách nhiệm.

Nếu mở rộng quyền lựa chọn nguồn điện nhanh hơn khả năng vận hành và hoàn thiện cơ chế giá, nguy cơ thiếu thu, bù chéo và chuyển dịch chi phí sang những khách hàng không tham gia DPPA có thể gia tăng.