Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) đã có khung pháp lý được mở rộng đáng kể qua Nghị định số 243/2026/NĐ-CP, nhưng trên toàn quốc mới chỉ có một khách hàng đăng ký mua điện qua lưới điện quốc gia...

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 (EVNHCMC) tổ chức mới đây tại TP. Hồ Chí Minh, nhiều chuyên gia cho rằng thước đo thành công của DPPA không phải số hợp đồng ký, mà là số giao dịch vận hành ổn định và có thể tái đầu tư. Tuy nhiên, đây là tiêu chí mà thị trường chưa đạt được.

KHUNG PHÁP LÝ MỞ RỘNG, NHƯNG BẰNG CHỨNG VẬN HÀNH MỚI Ở TRÊN GIẤY

Nghị định 243/2026/NĐ-CP đã bổ sung đáng kể không gian phát triển cho cơ chế DPPA so với Nghị định 80/2024/NĐ-CP trước đó, gồm: bổ sung đơn vị phát điện trong khu công nghiệp vào cả vai bán lẫn vai mua; mở rộng đối tượng khách hàng lớn; gỡ giá trần đàm phán DPPA qua mô hình đường dây riêng.

Trên thực địa, cơ chế thương mại cho mua bán điện DPPA từ nhà máy điện đã có được bằng chứng đầu tiên về khả năng nhân rộng. Tuy nhiên, TS Trần Huỳnh Ngọc, Chuyên gia cao cấp về thị trường và hệ thống điện tại AMPERES thuộc Alluvium Group, cho biết bằng chứng này vẫn đang là dự án nằm trên giấy tờ, chưa thực sự vận hành. Thước đo thành công của mô hình DPPA không chỉ dừng ở số lượng hợp đồng được ký mà phải được thể hiện ở số giao dịch vận hành ổn định và có thể tái đầu tư.

Thông tin về thực trạng triển khai DPPA, ông Bùi Trung Kiên, Phó Tổng Giám đốc EVNHCMC xác nhận, trên toàn quốc hiện mới chỉ có một khách hàng tham gia DPPA qua lưới điện quốc gia. Trong khi đó, qua đường dây kết nối riêng, đến nay đã có 14 hệ thống kết nối với tổng công suất khoảng 600 MW và không gặp cản trở.

Song song với DPPA, nhóm khách hàng phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu có 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.

Nhận định một trong những điểm nghẽn kỹ thuật tài chính quan trọng nhất của mô hình DPPA qua lưới điện quốc gia là cấu trúc dòng tiền phức tạp hơn nhiều so với hợp đồng bán điện trực tiếp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), TS Trần Huỳnh Ngọc cho biết hiện có ba dòng tiền đồng thời vận hành trong mô hình này. Đó là dòng tiền từ nhà máy năng lượng tái tạo bán lên thị trường giao ngay; dòng tiền của hợp đồng CFD (Hợp đồng chênh lệch) và dòng tiền mà khách hàng tiêu thụ điện lớn mua điện từ EVN.

"Trong mô hình DPPA, việc tính toán doanh thu và chi phí phức tạp hơn, có nhiều yếu tố biến động khó kiểm soát hơn so với các hợp đồng bán điện trực tiếp cho EVN", TS Ngọc nhấn mạnh; đồng thời đề xuất cả phía khách hàng lẫn phía chủ đầu tư dự án nên xem xét các mô hình dự án chi tiết đến từng giờ trong năm để có thể có đánh giá chính xác hơn đối với cả phía tài trợ vốn của dự án.

Các rủi ro cụ thể trong phát triển dự án DPPA được TS Ngọc phân loại thành ba nhóm.

Về giá và phí: Giá thị trường giao ngay thay đổi theo từng nửa giờ; giá bán lẻ thay đổi theo từng năm hoặc từng quý; phí dịch vụ hệ thống điện và phí bù giao dịch thay đổi theo từng năm.

Về sản lượng: Phụ thuộc vào thời tiết, sai lệch đo đếm và cắt giảm công suất.

Về hợp đồng: Rủi ro thay đổi pháp lý, đàm phán trên thị trường, khả năng chi trả và khả năng chấm dứt hợp đồng.

Thay vì chỉ có một giá PPA (Hợp đồng mua bán điện) duy nhất, chúng tôi đề xuất xem xét cơ chế dải giá với khung sàn - trần giữa bên bán và bên mua. Như vậy có thể sẽ thỏa mãn được kỳ vọng của hai bên.

TS Trần Huỳnh Ngọc, Chuyên gia cao cấp AMPERES/Alluvium Group

Về cơ chế hợp đồng, TS Ngọc đề xuất xem xét cơ chế dải giá thay vì một giá CFD duy nhất cho từng nửa giờ, do một mức giá duy nhất trong nhiều trường hợp không thỏa mãn cả hai bên. Bên cạnh đó, các điều khoản về tái đàm phán hoặc cơ chế bảo lãnh cũng được đề xuất như các công cụ bổ sung để giảm thiểu rủi ro hợp đồng DPPA.

DPPA CẦN THỰC SỰ CÓ TÍNH KINH TẾ ĐỂ DỰ ÁN CÓ KHẢ NĂNG HUY ĐỘNG VỐN

Theo lộ trình dự kiến, thời gian tới giá điện bán lẻ cho khách hàng công nghiệp, thương mại có thể được áp dụng theo Quyết định số 963/QĐ-BCT của Bộ Công Thương theo khung giờ mới. Trong tương lai xa hơn, giá điện hai thành phần có thể được áp dụng.

TS Ngọc nhận định trong tương lai, nếu 2 chính sách này được đưa vào quy định, sẽ xảy ra 2 tình huống:

Thứ nhất, trong kịch bản áp dụng Quyết định 963 với giả định giá điện không đổi theo mức hiện tại, biên độ thương lượng cho hợp đồng CFD giảm từ 1.600 đồng/kWh xuống còn 1.200 đồng/kWh. Lý do của đề xuất này là giờ cao điểm không còn trùng với giờ có điện mặt trời, khiến giá điện bán lẻ trung bình trong ngày ứng với thời gian có điện mặt trời giảm đi, tức là lợi thế cạnh tranh của điện mặt trời bị giảm đi. Dẫn đến biên độ thương lượng giữa nhà phát triển và khách hàng lớn giảm khoảng 25%.

Thứ hain trong kịch bản áp dụng giá hai thành phần, biên độ thương lượng có thể giảm sâu đến 860 đồng/kWh nếu chi phí dịch vụ hệ thống điện giữ như hiện nay; hoặc giảm về khoảng 1.200 nếu chi phí dịch vụ hệ thống điện giảm khoảng 10% so với hiện nay.

“Khi biên độ thương lượng CFD giảm, dòng tiền DPPA của nhà phát triển dự án sẽ bị giảm và không còn tính cạnh tranh cao so với các dự án bán điện thẳng cho EVN”., TS Ngọc phân tích.

Mặc dù đây là hai kịch bản chưa hiện thực về mặt pháp lý, nhưng đặt ra câu hỏi quan trọng về biên độ lợi nhuận và khả năng tài trợ vốn của dự án trong giai đoạn hiện tại, đặc biệt khi các hợp đồng DPPA thường kéo dài 20 năm.

Từ phân tích trên, TS Ngọc đưa ra 2 đề xuất từ góc độ thị trường và chính sách.

Về phía chính sách, có ba vấn đề cần ưu tiên.

Một là, tăng khả năng dự báo cho chủ đầu tư và khách hàng lớn, đặc biệt là khu công nghiệp, thông qua việc công bố rõ hơn lộ trình giá điện và dữ liệu lịch sử.

Hai là, hoàn thiện cơ chế kinh tế cho các dự án điện tái tạo kết hợp hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) và khu công nghiệp, trong đó cần làm rõ cách tính công suất cực đại (Pmax) khi áp dụng giá điện hai thành phần. Đây là yếu tố quan trọng đối với mô hình tài chính của các dự án có thời hạn hợp đồng 20 năm.

Ba là, cần bảo đảm phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện, để hạ tầng lưới theo kịp tốc độ phát triển nguồn.

Về phía thị trường, các chủ đầu tư và khách hàng tiêu thụ điện lớn cần nâng cao năng lực mô hình hóa tài chính dự án theo từng giờ, phản ánh được biến động của thị trường giao ngay và các yếu tố rủi ro. Đồng thời, cần xây dựng cấu trúc hợp đồng có cơ chế phân bổ rủi ro hợp lý và biên độ lợi nhuận phù hợp.

Bên cạnh DPPA, doanh nghiệp cũng nên kết hợp các giải pháp như sử dụng năng lượng hiệu quả, lắp đặt BESS để giảm Pmax tại chỗ, qua đó tạo điều kiện thuận lợi hơn khi tham gia DPPA.

Nhìn tổng thể, khung pháp lý cho DPPA đã được mở rộng, tính minh bạch được cải thiện và vai trò của các bên được làm rõ hơn. Tuy nhiên, bài toán quan trọng tiếp theo là làm thế nào để DPPA thực sự có tính kinh tế và các dự án có khả năng huy động vốn hợp lý. Đây là vấn đề cơ quan quản lý sẽ cần tiếp tục theo dõi và hoàn thiện trong thời gian tới.