Cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của EU không chấp nhận Chứng chỉ I-REC, mà chỉ công nhận Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Trong khi đó, hiện nay cả chủ đầu tư nhà máy điện lẫn khách hàng tiêu thụ lớn chưa tìm thấy nhau trên thị trường mua bán điện...

Tại Diễn đàn “Mua bán điện trực tiếp và lưu trữ năng lượng tái tạo: Đòn bẩy cho chuyển dịch xanh và phát triển bền vững” do Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) phối hợp với Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh tổ chức mới đây, các ý kiến cho rằng Việt Nam vẫn thiếu một sàn giao dịch điện để kết nối cung cầu, thiếu lưới truyền tải ở các vùng giàu tài nguyên tái tạo. 

VIỆT NAM CẦN XÂY DỰNG SÀN GIAO DỊCH ĐIỆN

Với kinh nghiệm môi giới I-REC (Chứng chỉ năng lượng tái tạo quốc tế) khá lớn với nhiều hợp đồng cho các doanh nghiệp FDI, ông Nguyễn Võ Trường An, Tổng Giám đốc Công ty cổ phần Sàn giao dịch tín chỉ Carbon ASEAN đã chia sẻ góc nhìn về DPPA trong bối cảnh áp lực chuyển đổi xanh toàn cầu.

Hiện nay, các tiêu chuẩn đang thay đổi nhanh, I-REC chỉ chứng minh được việc doanh nghiệp sử dụng năng lượng tái tạo ở Phạm vi 2 (Scope 2), trong khi CBAM của EU sẽ không chấp nhận I-REC, nhưng lại cho phép DPPA. Điều này tạo ra sức ép cụ thể: doanh nghiệp xuất khẩu sang EU cần DPPA, không phải I-REC, nhưng thị trường DPPA chưa có công cụ để vận hành.

"Nếu xem điện là hàng hóa đặc biệt, thì phải có thị trường. Chúng ta đã có đơn vị vận hành và điều độ hệ thống điện quốc gia, nhưng lại thiếu thị trường, thiếu sàn giao dịch" .

 Ông Nguyễn Võ Trường An , Tổng Giám đốc Sàn giao dịch tín chỉ Carbon ASEAN

"Toàn bộ vấn đề từ cơ chế định giá, loại hình hợp đồng đến việc định giá điện sao cho vừa có lợi cho khách hàng, vừa có lợi cho nhà đầu tư nhà máy điện đều đang thiếu một nền tảng để vận hành", ông An nêu thực tế; đồng thời đề, ông An xuất Nhà nước và các đơn vị liên quan như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nên phát triển sàn giao dịch điện, tiến tới là sàn giao dịch năng lượng.

Sàn này sẽ điều tiết hoạt động kết nối bên mua và bên bán, giá trần, giá sàn, cung cầu và đa dạng loại hình hợp đồng gồm: hợp đồng giao ngay, hợp đồng tương lai, hợp đồng chi phí xanh thay thế cho I-REC và hợp đồng RMS (Hệ thống quản lý doanh thu). Toàn bộ dữ liệu như công suất phát điện theo thời gian thực, sản lượng điện phát ra và điện năng tiêu thụ của từng khách hàng sẽ được kết nối trên nền tảng số để thị trường vận hành minh bạch và hiệu quả hơn.

Ông Bùi Trung Kiên, Phó Tổng Giám đốc EVNHCMC, chia sẻ băn khoăn hiện chưa rõ mô hình sàn giao dịch được đề xuất có điểm gì khác so với lộ trình thị trường điện cạnh tranh mà Bộ Công Thương đang xây dựng. Trong thị trường điện cạnh tranh, việc mua bán năng lượng và công suất chắc chắn sẽ có quy chuẩn áp dụng, từ đó hình thành các giá trị và mức giá cho từng nguồn công suất.

4 RÀO CẢN VÀ BÀI TOÁN ĐIỆN DƯ CHƯA CÓ ĐÁP ÁN

Chia sẻ tại diễn đàn, ông Nguyễn Xuân Quy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam, cho biết Nghị định số 243/2026/NĐ-CP của Chính phủ là bước tiến đột phá với ba điểm nổi bật: mở rộng đối tượng tham gia DPPA bao gồm cả các đơn vị bán lẻ điện trong khu, cụm công nghiệp; nâng tỷ lệ bán điện dư từ 20% lên 50%; và cho phép các đơn vị mua bán điện trực tiếp thông qua lưới điện quốc gia với khung công bố các loại phí cho 5 năm.

Tuy nhiên, ông Quy cũng chỉ ra bốn rào cản đang cản trở triển khai DPPA trong thực tế.

Thứ nhất, mô hình giao dịch qua lưới điện quốc gia còn rất mới với cả bên bán và bên mua, năng lực dự báo của các bên còn hạn chế, chưa có đơn vị trung gian chuyên nghiệp, đến nay mới chỉ có Samsung là đơn vị đầu tiên đăng ký, còn đa số doanh nghiệp khác đang ở thế chờ đợi và quan sát.

Thứ hai, tính minh bạch và ổn định của các loại phí liên quan đến truyền tải, phân phối, điều độ, tổn thất và thanh toán bù trừ.

Hiện chưa có lộ trình điều chỉnh được công bố trước, dẫn đến doanh nghiệp và ngân hàng không tính toán được dòng tiền trong vòng đời dự án từ 15 đến 20 năm, điều này khiến việc vay vốn, đặc biệt là vốn quốc tế, gặp rất nhiều khó khăn. Mặc dù đã có quy định công bố phí 5 năm nhưng vẫn chưa giải quyết triệt để được vấn đề.

Thứ ba, hạ tầng lưới điện truyền tải còn hạn chế: các vùng giàu tiềm năng nắng và gió như Nam Trung Bộ hay Tây Nguyên thì lưới truyền tải bị nghẽn, trong khi những nơi có nhu cầu tiêu thụ cao như miền Bắc hay Đông Nam Bộ thì nguồn cung lại thiếu.

Thứ tư, sự thiếu đồng bộ về quy hoạch và thủ tục pháp lý. Một dự án năng lượng tái tạo mất từ 3 đến 5 năm để phát triển, trong khi nhu cầu sử dụng năng lượng sạch của các doanh nghiệp FDI phục vụ xuất khẩu lại đang rất gấp.

"Thực tế qua nhiều năm áp dụng cơ chế bán điện dư 20%, đến nay vẫn chưa có đơn vị nào bán được điện dư lên lưới. Vì vậy, việc mở rộng lên 50% nếu không có hướng dẫn cụ thể thì cũng chỉ dừng lại ở mặt chính sách."

Ông Nguyễn Xuân Quy — Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam

Về thực trạng triển khai DPPA qua lưới điện quốc gia, ông Kiên xác nhận trên toàn quốc mới chỉ có một khách hàng tham gia cơ chế này. Trong khi đó, qua đường dây riêng, đến nay đã có 14 hệ thống được kết nối với tổng công suất khoảng 600 MW và không gặp cản trở gì. Đáng chú ý, nhóm khách hàng phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu ghi nhận tín hiệu tích cực hơn. Cụ thể, EVNHCMC đã tiếp nhận đăng ký và thông báo từ hơn 5.000 khách hàng với tổng công suất đạt khoảng 500 MW, và các khách hàng đều đánh giá việc tiếp nhận và thực hiện diễn ra thuận lợi.

Về tính minh bạch trong chi phí truyền tải và phân phối - một điểm nhiều doanh nghiệp và nhà đầu tư phản ánh là chưa rõ ràng, ông Kiên cho biết hiện nay ngành điện đang áp dụng các khoản phí này để phục vụ việc truyền tải nội bộ, từ các nguồn phát thông qua lưới truyền tải đến các công ty phân phối. Các chi phí này đều đã được hạch toán và đánh giá thường xuyên hàng năm.

Liên quan đến đề xuất xây dựng sàn giao dịch điện của chuyên gia, ông Kiên cho biết Bộ Công Thương đang xây dựng lộ trình thị trường điện cạnh tranh, trong đó việc mua bán năng lượng và công suất chắc chắn sẽ có quy chuẩn áp dụng, từ đó hình thành các giá trị và mức giá cho từng nguồn công suất.

Đối với tình hình bán điện dư lên hệ thống điện, ông Kiên nêu con số chi tiết: "Trước đây quy định cho phép bán 20% điện dư nhưng chưa có trường hợp nào thực hiện được. Nguyên nhân là do khi lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu, mục tiêu chính của người dân và doanh nghiệp là tự phục vụ nhu cầu sử dụng của mình, chỉ vào những thời điểm không sử dụng hết mới phát sinh nhu cầu bán lượng điện dư lên lưới. Đây không phải mô hình đầu tư nhằm mục đích kinh doanh bán điện, chính vì vậy nhu cầu bán điện dư thực tế chưa nhiều".

Sau khi Nghị định 243 cho phép bán tối đa 50% lượng điện dư, EVNHCMC đã nhận được một số đề nghị, đồng thời xây dựng quy trình rõ ràng hơn để khách hàng không bị bối rối khi làm thủ tục.

“Chúng tôi đang tiếp nhận và sẽ làm thí điểm cùng khách hàng để rà soát quy trình còn vướng mắc hay khó khăn ở đâu, từ đó hoàn thiện và áp dụng đại trà, dự kiến trong tháng 8/2026 sẽ hoàn chỉnh một số trường hợp mẫu, sau đó thông tin rộng rãi đến những khách hàng có nhu cầu”, ông Kiên chia sẻ.

Từ thực tiễn vận hành hệ thống điện của Thành phố, ông Kiên cho biết một tình huống thực tế đang phát sinh hiện nay, đó là một số hệ thống tự sản tự tiêu vào ngày thứ Bảy và Chủ nhật không vận hành sản xuất. Nếu tiết giảm công suất thì rất lãng phí, do đó họ đề nghị ngành điện ghi nhận lượng điện phát lên lưới. Tuy nhiên, cơ chế thanh toán cho lượng điện này như thế nào vẫn là vấn đề chưa có lời giải. Hiện tại do chưa có tiền lệ, nên quá trình triển khai ban đầu còn vướng mắc. Chúng tôi cũng hy vọng trong thời gian tới, quy trình này sẽ được áp dụng đơn giản và nhanh chóng hơn.