Phạm Hồng Lam; ThS. Phan Thế Quyết

Viện Nghiên cứu Chiến lược, Chính sách Công Thương

1.Đặc điểm và cơ chế vận hành của thị trường điện Việt Nam

1.1. Đặc điểm

Thị trường điện cạnh tranh Việt Nam đang trong quá trình chuyển đổi từ độc quyền nhà nước sang mô hình nhiều người bán, nhiều người mua. Quá trình này được phát triển theo 3 cấp độ: Thị trường phát điện cạnh tranh (vận hành từ năm 2012), thị trường bán buôn cạnh tranh và hướng tới thị trường bán lẻ cạnh tranh toàn diện trong tương lai. Thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam có một số đặc điểm cơ bản sau:

(1) Mô hình vận hành: Áp dụng mô hình thị trường điện tập trung, vận hành theo cơ chế chào giá ngày tới, trong đó giá điện được xác định dựa trên nguyên tắc chi phí biến đổi.

(2) Vai trò chủ đạo của EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn đóng vai trò là doanh nghiệp nhà nước cốt lõi, hiện đang giữ thế độc quyền tự nhiên trong khâu truyền tải và chiếm phần lớn thị phần trong khâu phân phối/bán lẻ.

(3) Sự tham gia của các chủ thể vào thị trường điện còn hạn chế ở cả đầu ra/đầu vào: Dù các nhà máy điện độc lập đã được tham gia chào giá, nhưng ở phía mua, EVN (thông qua Công ty Mua bán điện) vẫn là đơn vị mua buôn chủ yếu. Nhiều dự án năng lượng tái tạo và BOT vẫn nằm ngoài cơ chế chào giá cạnh tranh.

(4) Định hướng mở cửa thị trường: Thông qua các cơ chế như mua bán điện trực tiếp (DPPA) và điện mặt trời mái nhà, thị trường đang dần tạo điều kiện cho các doanh nghiệp lớn được quyền lựa chọn đơn vị cung cấp điện với giá thỏa thuận.

(5) Mục tiêu quản lý nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia: Nhà nước vẫn thực hiện kiểm soát và điều tiết giá điện để đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, bảo vệ quyền lợi của người tiêu dùng và thực hiện các mục tiêu phát triển sản xuất - kinh doanh, phát triển kinh tế - xã hội bền vững.

1.1.1. Đặc điểm thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM)

Theo định hướng chuyển từ mô hình tập trung Nhà nước đến tự do hóa dần dần sang thị trường điện cạnh tranh, Việt Nam hiện đang vận hành thị trường chính thức bắt đầu từ năm 2019. VWEM vẫn chưa hoàn chỉnh như thiết kế ban đầu năm 2015 và có các đặc điểm sau đây:

- Áp lực cung cấp điện và độc quyền tự nhiên trong khâu truyền tải điện: (i) Nhu cầu điện tăng mạnh 9 - 11% giai đoạn 2012 - 2019 và 2023 - 2025. Dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2026 - 2030 tương ứng với mục tiêu phát triển GDP “hai con số” của Đảng và Nhà nước; (ii) Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn sở hữu và kiểm soát hệ thống truyền tải - phân phối điện.

- Thiết kế thị trường có tính tập trung cao: (i) Giai đoạn đầu của VWEM, EVN vẫn sở hữu đa số các nguồn điện lớn, và trên thực tế vẫn đóng vai trò “người mua duy nhất” của VWEM trên thị trường; (ii) VWEM là thị trường điện tập trung dựa trên chi phí, với cơ chế định giá biên hệ thống  và khoản thanh toán công suất được tích hợp vào giá thị trường giao ngay, nhưng phạm vi còn hạn chế; dịch vụ phụ trợ được điều tiết; có hợp đồng phân bổ; cơ chế hợp đồng kỳ hạn tập trung còn đang trong giai đoạn hoàn thiện khung pháp lý, quy hoạch chi tiết và thử nghiệm, chưa triển khai thực tế; (iii) Hệ thống nguồn điện, lưới điện được quy hoạch và định hướng quyết định đầu tư bởi Nhà nước; (iv) Giá bán lẻ điện đươc điều tiết chưa phản ánh đầy đủ biến động của thị trường bán buôn.

- Đặc điểm thiết kế thị trường phụ thuộc bối cảnh: (i) Tiến trình cải cách thị trường còn chậm, do: Vấn đề ưu tiên đồng thuận của xã hội, thể chế chính trị, các thể chế Nhà nước Trung ương và địa phương có vai trò chủ chốt, và các chính sách đảm bảo khả năng chi trả thông qua cơ chế bù chéo giá điện; (ii) Thiết kế thị trường điện cạnh tranh hiện nay cho thấy, các điều kiện đặc thù và bối cảnh thay đổi thể chế của Việt Nam trong quá trình cải cách thị trường điện đang dần được đưa vào các yếu tố cạnh tranh, nhưng vẫn đảm bảo giữ được khả năng kiểm soát thị trường tập trung ở các khâu cần thiết.

1.1.2. Đặc điểm thị trường bán lẻ điện

Thị trường bán lẻ điện Việt Nam hiện là thị trường độc quyền cạnh tranh có sự quản lý của Nhà nước, với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là đơn vị chi phối chính từ khâu sản xuất, truyền tải đến phân phối cuối cùng. Tuy nhiên, ngành điện hiện nay đang trong lộ trình cải cách một cách toàn diện, có hệ thống, có lộ trình rõ ràng để hướng tới việc mở cửa hoàn toàn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Nhìn chung, thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hiện nay có những đặc điểm cơ bản sau:

(1) Độc quyền tự nhiên ở khâu phân phối, trong đó: (i) EVN vẫn đang đóng vai trò trung tâm của thị trường: EVN hiện là đơn vị duy nhất mua buôn điện từ các nhà máy phát điện và bán lẻ trực tiếp tới tay người tiêu dùng cuối cùng (hộ gia đình, doanh nghiệp); (ii) Hạ tầng lưới điện: Hệ thống truyền tải và phân phối điện quốc gia vẫn chủ yếu do Nhà nước đầu tư và quản lý và vận hành.

(2) Giá điện do Nhà nước quản lý và điều tiết: (i) Giá bán lẻ bình quân: Giá điện không hoàn toàn vận hành theo đúng quy luật cung - cầu của thị trường mà hiện vẫn do Nhà nước quy định và kiểm soát chặt chẽ. (ii) Bù chéo: Giá bán lẻ điện hiện nay vẫn thường được thiết kế với cơ chế bù chéo (giá điện sinh hoạt bậc thang, giá điện kinh doanh thường cao hơn giá điện sản xuất) nhằm đảm bảo ổn định cho hoạt động sản xuất - kinh doanh và an sinh xã hội.

(3) Lộ trình chuyển đổi sang thị trường cạnh tranh. Việt Nam đang từng bước hiện thực hóa lộ trình phát triển thị trường điện cạnh tranh theo 3 cấp độ: (i) Thị trường phát điện cạnh tranh (Đã vận hành); (ii) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (Đang từng bước hoàn thiện, cho phép các tổng công ty điện lực mua điện từ nhiều nguồn); (iii) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: Đang trong giai đoạn chuẩn bị cơ sở hạ tầng và thể chế.

(4) Nền tảng thay đổi định hướng tương lai. (i) Thí điểm cơ chế DPPA (Mua bán điện trực tiếp): Cho phép các doanh nghiệp lớn mua năng lượng tái tạo trực tiếp từ các nhà máy điện mặt trời/điện gió mà không thông qua EVN. Đây là bước đệm quan trọng tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. (ii) Đích đến: Lộ trình cải cách thị trường điện quốc gia hướng tới mục tiêu trao quyền cho người dân và doanh nghiệp được tự do lựa chọn đơn vị cung cấp điện.

(5) Áp lực về đảm bảo an ninh năng lượng và bảo vệ môi trường: (i) Nhu cầu phụ tải tăng cao: Nhu cầu tiêu thụ điện của nền kinh tế và dân sinh tăng trưởng mạnh mẽ, gây áp lực lớn lên việc đảm bảo công suất phát điện. (ii) Chuyển dịch năng lượng: Tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) trong hệ thống tăng nhanh, đòi hỏi phải nâng cấp hạ tầng công nghệ và lưới điện thông minh để quản lý.

1.2. Cơ chế vận hành thị trường điện

Thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam vận hành theo lộ trình chuyển đổi từ độc quyền Nhà nước sang mô hình thị trường cạnh tranh đa cấp độ, cụ thể: (i) Thị trường phát điện cạnh tranh (đã vận hành), (ii) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (đang hoàn thiện và mở rộng), và hướng tới (iii) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Cơ chế này được vận hành thông qua các thành phần cốt lõi của thị trường như sau:

(1). Các cấp độ của thị trường điện: (i) Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM): Các nhà máy điện (bao gồm cả nhà máy của EVN và nhà máy độc lập) thực hiện chào giá lên sàn. Hệ thống sẽ huy động công suất phát theo nguyên tắc chọn nhà máy có giá chào từ thấp đến cao cho đến khi đáp ứng đủ nhu cầu phụ tải; (ii) Thị trường bán buôn điện cạnh tranh: Theo Thông tư số 29/2026/TT-BCT do Bộ Công Thương ban hành, các Tổng công ty Điện lực (đơn vị mua buôn) có thể trực tiếp mua điện từ các nhà máy phát điện hoặc từ thị trường giao ngay thay vì chỉ phụ thuộc vào EVN; và (iii) Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM): Cho phép các khách hàng lớn và tiến tới mọi khách hàng nhỏ được quyền tự do lựa chọn đơn vị bán lẻ điện thay vì chỉ mua từ một nhà cung cấp duy nhất.

(2). Mô hình vận hành và định giá: (i) Thị trường tập trung: Các đơn vị phát và mua buôn thực hiện giao dịch thông qua sàn giao dịch điện tập trung. Giá điện được xác lập dựa trên chi phí biên (giá của nhà máy cuối cùng được huy động để đáp ứng nhu cầu phụ tải); (ii) Hợp đồng kỳ hạn/Hợp đồng sai lệch: Để giảm thiểu rủi ro biến động giá, bên mua và bên bán thường ký các hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn với mức giá đã thỏa thuận trước. Phần điện năng vượt/thiếu so với hợp đồng sẽ được thanh toán theo giá thị trường giao ngay (Spot price) tại thời điểm đó.

(3). Các đơn vị điều hành chính thị trường điện: (i) NSMO (Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia): Đóng vai trò lập lịch huy động nguồn điện tối ưu, an toàn, đồng thời vận hành thị trường điện và tính toán thanh toán; và (ii) Cơ quan quản lý: Bộ Công Thương và Cục Điều tiết Điện lực (ERAV) ban hành quy định, khung giá và giám sát sự minh bạch của thị trường.

(4). Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA): Là bước đệm quan trọng trong thị trường điện, cơ chế DPPA cho phép các Khách hàng sử dụng điện lớn (như doanh nghiệp sản xuất, trung tâm dữ liệu) mua năng lượng tái tạo trực tiếp từ các đơn vị phát điện thông qua đường dây riêng hoặc qua lưới điện quốc gia.

Các giao dịch mua bán điện trên hệ thống được phân tách thành 02 phân khúc bán buôn điện và bán lẻ điện với phạm vi và đặc điểm chính như sau:

a) Bán buôn cạnh tranh. Về mặt vật lý, đây là các hoạt động giao nhận, mua bán điện được thực hiện thông qua lưới truyền tải điện (cấp điện áp 500 kV, 220 kV, một số đường dây 110 kV có nhà máy điện đấu nối). Cạnh tranh giữa đơn vị phát điện để bán điện cho các đơn vị bán lẻ điện thông qua thị trường điện giao ngay. Các đơn vị phát điện và đơn vị bán lẻ điện trực tiếp ký kết các hợp đồng để quản lý các rủi ro về biến động giá trên thị trường giao ngay (thường là các hợp đồng tài chính);

b) Bán lẻ điện cạnh tranh. Bao gồm các các hoạt động giao nhận, mua bán điện được thực hiện trên lưới phân phối điện (cấp điện áp từ 110 kV trở xuống). Các đơn vị bán lẻ điện sẽ mua điện tại các điểm giao nhận đầu nguồn (ranh giới giữa lưới 220 kV và 110 kV) và bán điện cho khách hàng sử dụng điện thông qua lưới phân phối điện. Cạnh tranh giữa các đơn vị bán lẻ điện để cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện cuối cùng.

Về cơ bản, khâu bán lẻ điện được coi là theo cơ chế thị trường khi khách hàng sử dụng điện có quyền lựa chọn, thay đổi đơn vị cung cấp điện, có thể mua điện từ thị trường bán buôn (trực tiếp tham gia hoặc tham gia thông qua 01 đơn vị bán lẻ được ủy quyền) hoặc lựa chọn mua điện từ đơn vị bán lẻ điện bất kỳ. Theo từng trường hợp cụ thể, mô hình thị trường điện được tổ chức như sau:

(1) Mô hình 1- Khách hàng lớn mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Các khách hàng lớn có quyền tham gia mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã được quy định tại Quyết định số 8266/QĐ-BCT ngày 10 tháng 8 năm 2015 của Bộ Công Thương phê duyệt thiết kế chi tiết Thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam. Khách hàng lớn có 02 phương án lựa chọn về hình thức mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh bao gồm: (i) Mua điện trực tiếp từ thị trường điện giao ngay; (ii) Mua điện thông qua một đơn vị đại diện giao dịch trên thị trường điện giao ngay.

 - Phương án khách hàng lớn mua điện trực tiếp từ thị trường điện giao ngay.

Khi tham gia trực tiếp mua điện trên thị trường, khách hàng lớn có các hình thức giao dịch sau: (i) Tham gia mua điện trực tiếp trên thị trường điện giao ngay; (ii) Ký kết hợp đồng song phương (thường là hợp đồng CfD) với đơn vị phát điện nhằm quản lý rủi ro cho cả hai bên trước biến động của giá thị trường.

Các hợp đồng sử dụng dịch vụ độc quyền trong VWEM: Hợp đồng truyền tải, hợp đồng phân phối và hợp đồng SMO.

Các khoản thanh toán: Khách hàng lớn khi mua điện trực tiếp trên thị trường giao ngay cần thanh toán các khoản sau: (i) Khoản chi phí mua trên Thị trường điện giao ngay; (ii) Khoản chi phí hợp đồng song phương (CfD); và (iii) Các khoản chi phí hợp đồng sử dụng dịch vụ độc quyền trong VWEM.

- Phương án khách hàng lớn mua điện thông qua một đơn vị đại diện giao dịch tham gia thị trường điện. Trong trường hợp này, khách hàng lớn có thể ủy quyền cho 01 đơn vị đại diện thay mặt khách hàng thực hiện các giao dịch mua điện trên thị trường điện giao ngay.

Khách hàng lớn ủy quyền cho đơn vị đại diện giao dịch và phải trả các khoản chi phí cho đơn vị đại diện giao dịch để thực hiện các giao dịch trên thị trường điện theo thỏa thuận trong hợp đồng.

Đơn vị đại diện giao dịch sẽ đại diện cho khách hàng lớn tham gia thực hiện các giao dịch trên thị trường giao ngay. Đơn vị này sẽ thực hiện các giao dịch theo quy định trong thị trường điện, cụ thể: (i) Mua điện trực tiếp trên thị trường điện giao ngay; (ii) Ký kết hợp đồng song phương với đơn vị phát điện: Khách hàng lớn (hoặc đơn vị đại diện giao dịch, tùy theo mức độ ủy quyền của khách hàng) và đơn vị phát điện tự đàm phán trực tiếp và thống nhất về giá và sản lượng cam kết thông qua hợp đồng trên cơ sở tự nguyện.

Về các khoản thanh toán, đơn vị đại diện giao dịch phải thực hiện các khoản thanh toán sau: Khoản chi phí mua trên Thị trường điện giao ngay; Khoản chi phí hợp đồng song phương (CfD); các khoản chi phí hợp đồng sử dụng dịch vụ trong VWEM (Hợp đồng truyền tải, phân phối và SMO).

Khách hàng lớn thực hiện thanh toán tất cả các chi phí phát sinh cho đơn vị đại diện giao dịch khi mua điện trên thị trường điện giao ngay ở trên và thanh toán thêm chi phí quản lý cho đơn vị đại diện giao dịch (theo thỏa thuận trong hợp đồng).

Tùy theo yêu cầu và điều kiện đặc thù, khách hàng lớn có thể lựa chọn 01 trong 02 phương án được trình bày ở trên khi tham gia mua điện trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

(2). Mô hình 2- Khách hàng lựa chọn đơn vị bán lẻ điện. Các đơn vị, tổ chức tham gia trong khâu cạnh tranh bán lẻ điện bao gồm: (i) Các đơn vị bán lẻ điện (bên bán điện); (ii) Khách hàng sử dụng điện (bên mua điện); và (iii) Các đơn vị phân phối điện (đơn vị cung cấp dịch vụ).

Trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, đơn vị bán lẻ điện thực hiện các chức năng chính sau đây: (i) Mua buôn điện: Đơn vị bán lẻ điện sẽ trực tiếp mua buôn điện từ thị trường điện giao ngay và thực hiện các công tác theo quy định thị trường. Ngoài ra, thực hiện ký kết các hợp đồng cung cấp dịch vụ truyền tải và hợp đồng dịch vụ vận hành hệ thống điện, thị trường điện (hợp đồng SMO). (ii) Bán lẻ điện: Ký kết, quản lý các hợp đồng bán điện cho khách hàng, hợp đồng dịch vụ phân phối điện (để sử dụng lưới điện phân phối), chăm sóc khách hàng (thông qua các trung tâm chăm sóc khách hàng), lập hóa đơn và thu tiền điện từ các khách hàng sử dụng điện. Trong đó, các đơn vị bán lẻ phải là đơn vị điện lực có tư cách pháp nhân, có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực bán lẻ điện và đáp ứng đủ các yêu cầu về cơ sở hạ tầng, nhân lực cho công tác vận hành thị trường bán buôn điện và bán lẻ điện.

- Các đơn vị bán lẻ điện bao gồm: (i) Các Tổng công ty Điện lực (miền Bắc, miền Trung, miền Nam, Tp. Hà Nội và Tp. Hồ Chí Minh), trong đó bộ phận bán lẻ điện cần tách bạch với bộ phân phân phối điện trong nội bộ TCTĐL. Hiện tại, các TCTĐL là đơn vị thực hiện chức năng mua buôn, bán lẻ điện, và sẽ tiếp tục đảm nhận vai trò này trong giai đoạn thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Theo đó, 05 TCTĐL sẽ đồng thời đảm nhận 02 vai trò sau: (i) Là đơn vị bán lẻ điện mặc định trong phạm vi địa bàn do TCTĐL được giao quản lý; (ii) Tham gia cạnh tranh bán lẻ điện cho khách hàng trên khu vực thuộc phạm vi quản lý của TCTĐL và các khu vực thuộc phạm vi quản lý của các TCTĐL khác. (ii) Các đơn vị bán lẻ điện hiện tại (ngoài 05 TCTĐL) và các đơn vị bán lẻ điện mới thành lập đáp ứng đủ các yêu cầu: Có thể đăng ký tham gia thị trường bán lẻ điện, cạnh tranh với 05 TCTĐL trong lĩnh vực mua buôn điện trên thị trường bán buôn điện; sau đó bán lẻ điện cho khách hàng tại tất cả các khu vực có thị trường cạnh tranh bán lẻ điện.

- Về các khách hàng sử dụng điện: Trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, các khách hàng sử dụng điện được phân thành 02 loại: (i) Khách hàng chưa tham gia thị trường điện: Mua điện từ một đơn vị bán lẻ điện mặc định; (ii) Khách hàng tham gia thị trường điện: Được lựa chọn, thay đổi đơn vị bán lẻ điện.

- Về đơn vị phân phối điện: trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, các đơn vị phân phối điện thực hiện các chức năng chính sau: (i) Quản lý, vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa, xử lý sự cố lưới phân phối điện; (ii) Đầu tư, phát triển mở rộng lưới phân phối điện; và (iii) Đấu nối khách hàng hoặc đơn vị phát điện mới vào lưới phân phối. Ngoài ra, đơn vị phân phối thực hiện chức năng thu thập và quản lý số liệu đo đếm theo phạm vi của đơn vị đó quản lý theo quy định.

- Các cơ chế giao dịch mua bán điện: Trong thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, các giao dịch mua bán điện giữa khách hàng sử dụng điện và đơn vị bán lẻ điện sẽ được thực hiện thông qua hợp đồng mua bán điện ký kết giữa 02 bên.

2. Một số đánh giá chung về thực trạng

2. 1. Những thành tựu đạt được

a) Đã xây dựng được hệ thống cơ chế, chính sách mang tính kiến tạo và đồng bộ hóa, góp phần thúc đẩy sự tham gia của các nhà bán buôn điện. Các chính sách này đã tạo động lực thu hút đầu tư vào các nguồn năng lượng mới, trong đó bao gồm các nhà đầu tư tư nhân, nước ngoài, và hiện đại hóa hệ thống sản xuất điện, đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng của nền kinh tế. Thành tựu quan trọng nhất là Việt Nam đã xây dựng được một hệ thống văn bản quy phạm pháp luật ngày càng minh bạch, chuyển từ tư duy “quản lý hành chính” sang tư duy “kiến tạo môi trường cạnh tranh”. Sự ra đời của Luật Điện lực số 61/2024/QH15, kết hợp với các định hướng chiến lược thượng tầng tại Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị và Chương trình hành động tại Nghị quyết số 328/NQ-CP của Chính phủ, đã tạo ra một hành lang pháp lý có tính kế thừa và đồng bộ cao. Hệ thống thể chế mới này không còn điều chỉnh sự vụ mà đã luật hóa các nguyên tắc quản trị năng lượng hiện đại theo chuẩn mực quốc tế như: Tách bạch cấu trúc sở hữu, quyền tiếp cận lưới điện của bên thứ ba và quyền tự do lựa chọn nhà cung cấp của người tiêu dùng, tạo nền móng vững chắc để xóa bỏ triệt để các rào cản gia nhập thị trường.

b) Minh bạch hóa kinh tế khâu phát điện thông qua cơ chế thị trường giao ngay. Các chính sách này đã từng bước tăng cường tính minh bạch, bình đẳng (không phân biệt đối xử) trong việc lập lịch, huy động các nhà máy điện, định giá góp phần tối ưu chi phí toàn hệ thống. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh vận hành chính thức từ năm 2019 đã phá vỡ hoàn toàn cơ chế mua bán điện theo giá thỏa thuận hành chính khép kín của giai đoạn trước. Việc áp dụng cơ chế chào giá 48 chu kỳ trong ngày đã buộc các đơn vị phát điện phải thay đổi căn bản tư duy quản trị. Tín hiệu giá biên hệ thống công bố công khai theo thời gian thực đã tạo ra áp lực kinh tế sòng phẳng, buộc các nhà máy phải chủ động tối ưu hóa chi phí biến đổi, nâng cao hệ số sẵn sàng của tổ máy và xây dựng chiến lược chào giá linh hoạt để tối đa hóa lợi nhuận, loại bỏ tình trạng bất đối xứng thông tin và tăng tính minh bạch trong vận hành hệ thống điện quốc gia.

c) Đột phá hạ tầng công nghệ số và rút ngắn chu kỳ điều độ vận hành. Về mặt hạ tầng kỹ thuật, một thành tựu mang tính cách mạng công nghệ là việc chuyển đổi thành công chu kỳ điều độ, định giá và thanh toán từ 60 phút xuống còn 30 phút (chính thức áp dụng từ tháng 9/2020). Dưới góc độ kinh tế năng lượng, việc rút ngắn chu kỳ vận hành xuống còn một nửa là điều kiện biên tiên quyết để hệ thống có đủ độ nhạy bén kỹ thuật nhằm tích hợp và hấp thụ hiệu quả các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (điện gió, điện mặt trời). Đây cũng là bước chuẩn bị hạ tầng công nghệ lõi (nền tảng MMS, hệ thống AMI bước đầu) vô cùng quan trọng, tạo bệ đỡ kỹ thuật để quản trị hàng triệu giao dịch thay đổi nhà cung cấp và quyết toán đa bên khi thị trường VREM chính thức vận hành.

d) Giải phóng nguồn lực xã hội và thúc đẩy đa dạng hóa cơ cấu nguồn phát xanh. Hệ thống cơ chế khuyến khích (gồm cả cơ chế giá FIT giai đoạn trước và cơ chế Đấu thầu, DPPA giai đoạn hiện nay) đã hoàn thành xuất sắc vai trò giải phóng các nguồn lực kinh tế ngoài nhà nước. Việt Nam đã chứng kiến một làn sóng đầu tư tư nhân và FDI khổng lồ dịch chuyển vào hạ tầng năng lượng, đưa tổng công suất lắp đặt nguồn năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng lớn trong hệ thống. Thành tựu này không chỉ giúp đa dạng hóa nguồn cung, giảm bớt áp lực thu xếp vốn đầu tư công cho ngân sách nhà nước, mà còn trực tiếp làm giảm sự phụ thuộc vào các nguồn năng lượng hóa thạch truyền thống (than, dầu), hỗ trợ đắc lực cho mục tiêu an ninh năng lượng gắn liền với cam kết Net-Zero của Chính phủ.

e) Tích lũy vốn tri thức và chuyên nghiệp hóa đội ngũ nhân lực quản trị năng lượng. Sau gần một thập kỷ rưỡi cọ xát với thực tiễn vận hành thị trường điện, Việt Nam đã hình thành và phát triển được một đội ngũ nhân lực lõi (tại Cục Điện lực, Trung tâm Điều độ NSMO, Tập đoàn EVN và các PCs) có trình độ chuyên môn cao và kinh nghiệm thực chứng dày dặn. Đội ngũ này đã làm chủ được các phần mềm mô phỏng thị trường, thuật toán tối ưu hóa thủy văn, điều độ hệ thống trong bối cảnh tỷ trọng nguồn biến đổi cao và xử lý các tranh chấp thương mại phức tạp. Vốn tri thức và năng lực quản trị tích lũy được trong giai đoạn này chính là nguồn tài sản vô hình vô giá, bảo đảm an toàn hệ thống cho các giai đoạn chuyển dịch phức tạp hơn của thị trường bán lẻ cạnh tranh sắp tới.

2. 2. Những hạn chế, tồn tại

Thứ nhất, các chính sách phát triển thị trường điện cạnh tranh nói chung và khuyến khích các chủ thể tham gia thị trường nói riêng còn thiếu ổn định dài hạn, thị trường điện triển khai chậm. Thị trường bán buôn điện vẫn chưa hoàn chỉnh với mức độ tham gia thực sự vào thị trường điện còn thấp. Việc thực hiện đầu tư xây dựng các dự án thuộc Quy hoạch điện chậm tiến độ và không cân đối. Việt Nam vẫn chưa có thị trường bán buôn điện đúng nghĩa, vẫn chỉ là thị trường cạnh tranh về phát điện, vì các đơn vị mua buôn điện để cung cấp dịch vụ bán lẻ điện vẫn thuộc về Tập đoàn Điện lực Việt Nam. EVN vẫn nắm phần lớn thị phần điện năng trong bán buôn điện, còn chủ yếu độc quyền trong mua buôn và bán lẻ điện. Bên cạnh đó, cơ chế giá mua điện ưu đãi được thiết kế để kích hoạt đầu tư, nhưng trong thực tế lại trở thành nguồn gốc bất ổn lớn.

Thứ hai, cơ chế chính sách khuyến khích phát triển truyền tải chưa đáp ứng được yêu cầu phát triển nguồn năng lượng. Việt Nam chưa xây dựng và phát triển được hệ thông truyền tải thông minh, chưa theo kịp với những công nghệ truyền tải hiện đại của thế giới. Cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển truyền tải chưa phục vụ nhu cầu của khách hàng, nhất là các nhà đầu tư sản xuất điện. Hệ thống truyền tải trong một số thời điểm không giải tỏa hết công suất các dự án điện, nhất là các dự án năng lượng tái tạo. Đơn vị điều hành truyền tải chưa thực sự độc lập để điều hành hệ thống truyền tải điện quốc gia dưới sự kiểm soát của nhà nước. Cơ chế giá và chi phí truyền tải chưa tách bạch trong chi phí sử dụng điện, chưa công khai và cạnh tranh theo thị trường. Chưa có cơ chế, chính sách khuyến khích truyền tải điện cáp ngầm liên vùng và liên miền dưới đáy biển hoặc dưới dòng sông.

Thứ ba, cơ chế chính sách về khung giá điện theo giờ chưa hoàn thiện, chưa phù hợp vào các giờ cao điểm khi nhu cầu sử dụng điện nhiều, cần đảm bảo đủ công suất, hệ thống điện phải huy động tối đa công suất để đáp ứng, phải huy động nguồn từ nhiều nhà máy điện, bao gồm các nhà máy điện có giá phát điện cao. Cơ chế giá điện chưa phản ánh đúng thực tế chi phí sản xuất điện, biểu giá điện vào các giờ cao điểm, giờ bình thường, giờ thấp điểm, do vậy chưa khuyến khích đầu tư phát triển một số nhà máy điện chỉ cho vận hành cao điểm có số giờ vận hành ít nên giá rất cao. Cơ chế giá điện hiện nay còn lãng phí nguồn điện năng, chưa huy động được tối đa công suất các nhà máy điện nhăm đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ở các thời điểm khác nhau trong ngày cũng khác nhau, bao gồm thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, điện gió, điện mặt trời.

Thứ tư, chưa có chính sách về cơ chế giá bán điện hai thành phần gồm giá công suất (tính bằng kW) và giá điện năng (tính bằng kWh), hiện nay chỉ áp dụng một thành phần giá điện năng. Cơ chế, chính sách chỉ áp dụng giá điện một thành phần chưa đưa ra tín hiệu chính xác cho cả nhà sản xuất điện và người tiêu dùng điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế thông qua việc phân bổ và sử dụng hợp lý các nguồn năng lượng. Chưa hoàn thiện cơ chế, chính sách giá bán điện hai thành phần dẫn đến chưa có sự đảm bảo lưới điện luôn tin cậy kể cả vào những ngày sử dụng cao điểm, khuyến khích thị trường công suất để cung cấp đủ năng lượng cho người tiêu dùng. Việc cơ chế, chính sách về giá bán điện hai thành phần chưa thực hiện đã không khuyến khích thị trường công suất, cho phép các nhà quản lý lưới điện tài trợ cho công suất phát điện ở những khu vực có nhu cầu cao. Thực hiện một thành phần giá điện năng như hiện nay đã hạn chế sự khuyến khích thị trường công suất giúp duy trì dòng điện khi mức sử dụng điện lên đến đỉnh điểm, một nguồn cung cấp bị khai thác đến mức giới hạn, các nguồn cung cấp khác ở gần đó xử lý sự cân bằng.

Thứ năm, cơ chế chính sách cho điện khí và điện gió ngoài khơi chưa hoàn thiện, còn gặp nhiều khó khăn, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện, do vậy chưa thu hút được các chủ thể tham gia. Cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển còn chưa thống nhất với phù hợp với Luật Quy hoạch bao gồm Quy hoạch tổng thể quốc gia, Quy hoạch sử dụng đất quốc gia và Quy hoạch không gian biển quốc gia. Chưa có cơ chế, chính sách bảo vệ chủ quyền, quốc phòng, an ninh và lợi ích quốc gia hoặc an toàn hàng hải, bảo vệ tài nguyên, sinh thái biển, chống ô nhiễm, khắc phục sự cố thảm họa môi trường biên khi khuyến khích phát triển điện khí và điện gió ngoài khơi. Chưa có cơ chế, chính sách về quy định thẩm quyền chấp thuận chủ trương đầu tư, cơ quan có thẩm quyền chấp thuận về mục tiêu, địa điểm, quy mô, tiến độ, thời hạn thực hiện dự án điện khí và điện gió ngoài khơi Chưa có quy định cụ thể về cam kết bảo lãnh của Chính phủ tiêu thụ điện khí.

Thứ sáu, chưa có những quy định, cơ chế, chính sách ưu đãi cụ thể về thu hút đầu tư ngành sản xuất thiết bị kỹ thuật phục vụ ngành năng lượng mơi nên cũng chưa thu hút được các nhà đầu tư tham gia cung ứng trên thị trường. Chưa có các tiêu chí, điều kiện cơ chế cụ thể, để xác định và khuyến khích phát triển ngành sản xuất thiêt bị kỹ thuật phục vụ ngành năng lượng mới, chưa bảo đảm tập trung, trọng tâm, trọng điểm, chưa ưu tiên lựa chọn phát triển tại các vùng, địa phương đã bước đầu phát triển hoặc có lợi thế về giao thông, địa kinh tế, tài nguyên, lao động, logistics, có khả năng trở thành động lực tăng trưởng

Thứ bảy, chu kỳ thị trường giao ngay còn dài, cần chu kỳ ngắn hơn như 5 phút (như trong thị trường điện Úc), hoặc thậm chí ngắn hơn nữa để khuyến khích đầu tư và tối ưu hóa vận hành các nguồn linh hoạt, nguồn năng lượng phân tán.

Thứ tám, chưa có các cơ chế thị trường tương ứng cho dịch vụ phụ trợ nhằm thị trường hóa được như dịch vụ điều khiển tần số nhanh (1 giây như ở Úc), tốc độ thay đổi công suất linh hoạt và cơ chế quản lý hiệu quả các dịch vụ mới khác trong thị trường dịch vụ phụ trợ ngành điện.

Thứ chín, còn thiếu các cơ chế ràng buộc trong liên kết thời gian - tức quyết định tại thời điểm này ảnh hưởng đến những quyết định của những thời điểm tiếp theo trong tương lai như các quyết định lưu trữ điện, khởi động, ngừng tổ máy phát điện, tốc độ thay đổi công suất... trong lập kế hoạch vận hành thị trường tập trung hướng tới tầm nhìn dài hơn một chu kỳ điều độ tới.

Thứ mười, cơ chế giá bán lẻ điện hiện hành chưa tính đúng, tính đủ, kịp thời theo thay đổi chi phí đầu vào cùng với các thành phần khác. Thị trường bán lẻ điện vẫn chưa thực hiện thí điểm theo như lộ trình đã được duyệt.

2.3. Nguyên nhân của những hạn chế

2.3.1 Nguyên nhân chủ quan

- Tiến trình đổi mới thể chế, chính sách cho phát triển thị trường điện cạnh tranh chưa đồng bộ, thiếu vắng một lộ trình pháp lý có tính chat bắt buộc và triển khai quyết liệt về việc phân tách triệt để giữa khâu quản lý lưới điện và khâu kinh doanh thương mại tại các Tổng Công ty Điện lực thuộc EVN.

- Cơ chế, chính sách phát triển thị trường điện cạnh tranh, đặc biệt là cơ chế quản lý giá điện vẫn thiên về đảm bảo an ninh năng lượng, vấn đề án sinh xã hội, kiểm soát lạm phát vĩ mô, chưa dũng cảm giải phóng giá điện theo quy luật cung - cầu.

- Giá điện bán lẻ chưa thực sự theo cơ chế thị trường, không phản ánh kịp thời chi phí đầu vào biến động và khan hiếm cung - cầu của kinh tế học là một trong các nguyên nhân chính gây khó khăn cho việc thương thảo hợp đồng mua bán điện dài hạn, gây chậm trễ thực hiện các dự án phát triển nguồn, lưới điện theo các quy hoạch điện. Để tiến tới thực hiện thị trường bán lẻ điện VREM, trước đó cần hoàn thiện VWEM với nhiều người cạnh tranh mua buôn điện sẽ giúp nhà đầu tư dễ đạt được thỏa thuận hợp đồng PPA bán buôn điện dài hạn hơn là với chỉ một công ty mua buôn, bán lẻ điện là EVN. Cơ chế thị trường VREM cũng sẽ giúp khách hàng có động lực sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả, góp phần giảm bớt áp lực đầu tư công suất nguồn, lưới điện mới.

- Năng lực điều tiết, giám sát và tài phán thị trường của cơ quan quản lý nhà nước còn hạn chế về mặt công cụ điều hành và địa vị pháp lý, dẫn đến sự lúng túng trong việc thiết kế các luật chơi tài chính phái sinh phức tạp. Thị trường bán buôn điện hiện tại được thiết kế từ năm 2015 đã trở nên bất cập với tình hình mới có nhu cầu tăng trưởng nhanh và các mục tiêu bền vững về môi trường đầy thách thức như tỷ trọng NLTT cao và phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, đòi hỏi phải có một thiết kế mới phù hợp hơn.

- Cơ chế phát triển công suất mới thông qua quy hoạch điện cần cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư (đã được thể chế hóa trong Luật điện lực 2024) để đạt chi phí mua điện từ hợp đồng dài hạn cạnh tranh, hiệu quả. Cấu trúc hợp đồng PPA theo cơ chế bao tiêu điện năng áp dụng cho các nguồn phát điện nền trước đây đã chứng tỏ không còn phù hợp với các nhà máy điện khí có xu hướng giảm dần tỷ lệ điện năng theo thời gian do hệ thống điện tăng dần tỷ trọng NLTT, giảm phát thải.

- Giá điện biến thiên cao làm cho các thiết kế chỉ dựa vào thị trường năng lượng như các thị trường giao ngay và thị trường hợp đồng tập trung (được lên kế hoạch trong Quyết định 8266/QĐ-BCT ngày 10/9/2015, Đề án Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh của ERAV năm 2017 không kịp cung cấp tín hiệu đầu tư công suất mới ổn định, kịp thời.

2.3.2 Nguyên nhân khách quan

- Quy mô và mật độ phụ tải của hệ thống điện Việt Nam trải dài trên địa hình phức tạp, tạo ra chi phí biên truyền tải lớn. Đặc biệt, sự gia tăng thần tốc của nguồn NLTT biến đổi (đã tiệm cận ngưỡng quy hoạch của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh) tạo ra áp lực cực kỳ lớn lên công tác điều độ hệ thống theo thời gian thực của NSMO, trong khi Việt Nam hoàn toàn thiếu vắng các nguồn điện linh hoạt chạy nền và hệ thống lưu trữ năng lượng quy mô lớn để điều hòa dòng điện.

- Luật Điện lực giai đoạn trước chậm sửa đổi, dẫn đến sự thiếu hụt hành lang pháp lý tối cao cho khâu bán lẻ cạnh tranh. Việc chậm trễ thể chế hóa chức năng tài phán độc lập của Cơ quan điều tiết điện lực khiến cơ quan này thiếu quyền lực pháp lý để giám sát, xử lý các hành vi thao túng thị trường hoặc chèn ép từ phía doanh nghiệp thống lĩnh. Mô hình quản trị NSMO dù đã tách khỏi EVN nhưng vẫn đang trong giai đoạn chuyển tiếp, hệ thống luật chơi và quy trình vận hành chưa thoát ly hoàn toàn khỏi tư duy quản lý cũ.

- Do giá điện bán lẻ mang tính nhạy cảm chính trị - xã hội cao, Nhà nước thường xuyên áp dụng các biện pháp kìm giữ giá hành chính để kiểm soát lạm phát vĩ mô. Việc kìm giá này vô hình trung đẩy toàn bộ rủi ro tài chính về phía EVN, khiến tập đoàn này lỗ lũy kế nặng nề, mất năng lực tự chủ tài chính để tái đầu tư vào hạ tầng lưới truyền tải và công nghệ số. Chi phí đầu tư cho hệ thống hạ tầng thị trường (phần mềm MMS, hệ thống đo đếm AMI) cực kỳ lớn nhưng chưa có cơ chế phân bổ chi phí này vào giá thành dịch vụ hệ thống một cách hợp lý để thu hút vốn xã hội hóa.

- Tỷ trọng nguồn NLTT biến đổi tăng quá nhanh (tiệm cận 44% theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh) trong khi hệ thống hoàn toàn thiếu vắng các giải pháp lưu trữ năng lượng quy mô lớn (như pin tích năng BESS, thủy điện tích năng) và các cơ chế thương mại phụ tải linh hoạt. Sự lạc hậu về mặt hạ tầng công nghệ thông tin dùng chung khâu hạ thế khiến việc quản trị dữ liệu lớn phục vụ thị trường bán lẻ cạnh tranh gặp rào cản kỹ thuật lớn.

3. Một số Giải pháp khuyến khích sự tham gia của các đơn vị bán buôn, bán lẻ điện nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động của thị trường điện cạnh tranh ở Việt Nam đến năm 2035

3.1. Khuyến khích sự tham gia của các đơn vị bán buôn điện

Thứ nhất, khẩn trương triển khai thực hiện Thông tư 29/2026/TT-BCT ngày 02/06/2026 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh nhằm cho phép nhiều đơn vị mua buôn tham gia đàm phán trực tiếp, từng bước chuyển giao toàn bộ quyền điều tiết vận hành sang các đơn vị độc lập với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Thứ hai, hoàn thiện khung pháp lý về Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA): Triển khai đồng bộ các Nghị định hướng dẫn DPPA như Nghị định 243/2026/NĐ-CP và cơ chế giá điện hai thành phần. Việc này cho phép các nhà máy điện tái tạo tư nhân/FDI bán điện thẳng tới khách hàng công nghiệp lớn.

Thứ ba, khuyến khích, thu hút tư nhân vào hạ tầng truyền tải và lưu trữ: Mở rộng không gian đầu tư thông qua đối tác công tư (PPP) trong lĩnh vực truyền tải điện hoặc cho phép tư nhân đầu tư các hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) để ổn định lưới.

Thứ tư, minh bạch cơ chế định giá và giải quyết tranh chấp: Đơn giản hóa thủ tục hành chính, loại bỏ các giới hạn trần bất hợp lý trong đàm phán giá, đồng thời xây dựng các hợp đồng mẫu tiêu chuẩn quốc tế để tăng tính an toàn pháp lý cho nhà đầu tư FDI. Việc tách bạch khâu truyền tải và phân phối đảm bảo tính minh bạch, giúp người dân thấy rõ chi phí thực tế của từng khâu. Đồng thời tạo môi trường thuận lợi, bình đẳng, khuyến khích, thu hút tư nhân đầu tư vào các khâu dịch vụ và hạ tầng và xóa bỏ độc khâu khép kín, hướng tới các mô hình mua bán điện trực tiếp (DPPA). Áp dụng giá điện theo nút (nodal pricing) để phản ánh đúng chi phí thực tế, giúp các đơn vị bán buôn tính toán được biên độ lợi nhuận,

Thứ năm, phát triển đa dạng hợp đồng mua bán điện: Khuyến khích các hợp đồng kỳ hạn, hợp đồng chênh lệch và các cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho phép đơn vị bán buôn/khách hàng lớn thỏa thuận trực tiếp giá mua từ các nguồn năng lượng tái tạo.

Thứ sáu, thực hiện xóa bù chéo hợp lý, minh bạch:

- Công bố lộ trình rõ ràng: Bộ Công Thương và EVN cần công bố lộ trình xóa bù chéo theo từng giai đoạn (2025-2030), để các nhóm khách hàng chủ động thích ứng.

- Xây dựng biểu giá điện phản ánh chi phí: Mỗi nhóm khách hàng phải trả đúng phần chi phí liên quan đến truyền tải, phân phối và tổn thất điện năng.

- Ban hành, thực thi các chính sách hỗ trợ nhóm dễ bị tổn thương: Với hộ nghèo, cận nghèo, hoặc vùng sâu, vùng xa, hải đảo có thể duy trì chính sách trợ giá trực tiếp từ ngân sách, thay vì bù chéo gián tiếp.

- Tăng cường minh bạch dữ liệu giá: EVN nên công khai chi phí đầu tư, giá mua điện bình quân, tổn thất hệ thống và lợi nhuận để xã hội giám sát.

- Đẩy mạnh số hóa và quản lý theo giờ sử dụng: Áp dụng công tơ điện tử, biểu giá theo thời gian (TOU) sẽ giúp người tiêu dùng điều chỉnh hành vi sử dụng điện hợp lý.

3.2. Khuyến khích sự tham gia của các đơn vị bán lẻ điện

Thứ nhất, tách bạch kinh doanh bán lẻ khỏi quản lý lưới phân phối

Cần quy định rõ ràng lộ trình minh bạch hóa, tiến tới độc lập hoàn toàn giữa bộ phận quản lý hạ tầng lưới điện và bộ phận kinh doanh thương mại điện năng. Đây là tiền đề để các doanh nghiệp tiếp cận thông tin công bằng, thúc đẩy thị trường lành mạnh và nâng cao chất lượng dịch vụ. Lộ trình cụ thể đề xuất gồm hai bước: Bước một (2026-2028): tách bạch hạch toán giữa hoạt động quản lý lưới phân phối và hoạt động kinh doanh bán lẻ trong cùng tổng công ty; thiết lập tường lửa thông tin giữa hai khối; ban hành giá dịch vụ phân phối lưới độc lập với giá bán lẻ trên cơ sở Thông tư 14/2025/TT-BCT và các văn bản liên quan. Bước hai (2029-2032): tách thành hai pháp nhân độc lập, trong đó khối phân phối lưới được tổ chức như đơn vị độc quyền tự nhiên được điều tiết, còn khối bán lẻ chuyển thành đơn vị cạnh tranh.

Thứ hai, thiết lập khung cấp phép và yêu cầu năng lực đối với đơn vị bán lẻ độc lập

Trên cơ sở thẩm quyền của Luật Điện lực 2024 và mốc VREM 01/01/2027, cần khẩn trương ban hành thông tư cấp phép đơn vị bán lẻ điện độc lập trong năm 2026. Khung cấp phép cần quy định: (i) yêu cầu vốn điều lệ tối thiểu, bảo lãnh thanh toán và tỷ lệ thanh khoản tối thiểu để đảm bảo khả năng thanh toán trước biến động giá thị trường; (ii) yêu cầu kỹ thuật về hệ thống đối soát, thanh toán, dịch vụ khách hàng và xử lý khiếu nại 24/7; (iii) yêu cầu về đội ngũ nhân sự có chứng chỉ chuyên môn; (iv) nghĩa vụ báo cáo định kỳ về tài chính, thị phần, chất lượng dịch vụ. Đồng thời, quy định cơ chế đánh giá định kỳ và rút giấy phép khi đơn vị không đáp ứng tiêu chuẩn.

Thứ ba, lộ trình mở rộng diện khách hàng có quyền lựa chọn nhà cung cấp

Mốc 01/01/2027 cho VREM chỉ có ý nghĩa nếu đi kèm lộ trình mở rộng diện khách hàng có quyền lựa chọn nhà cung cấp (contestable customers). Lộ trình ba giai đoạn được đề xuất. Giai đoạn 2027-2028: áp dụng cho khách hàng sử dụng điện lớn ở cấp điện áp 22 kV trở lên với sản lượng từ một ngưỡng nhất định, tương đương ngưỡng đầu của RCOA theo kinh nghiệm từ Philippines. Giai đoạn 2029-2031: hạ ngưỡng dần xuống khoảng 1 GWh/năm và mở rộng đến tất cả khách hàng công nghiệp và thương mại.

Thứ tư, cơ chế chuyển đổi nhà cung cấp, bảo vệ người tiêu dùng và nhà cung cấp phương án cuối

Quyền lựa chọn nhà cung cấp chỉ có giá trị thực khi quy trình chuyển đổi đơn giản và an toàn. Theo đó, cần quy định: (i) thời gian chuyển đổi nhà cung cấp không quá 5 ngày làm việc; (ii) chuẩn dữ liệu khách hàng được chia sẻ qua nền tảng dữ liệu quốc gia mà khách hàng cho phép tiếp cận; (iii) cấm các điều khoản hợp đồng gây khó cho việc chuyển đổi như mức phạt cao hoặc kỳ hạn dài bất hợp lý; (iv) hợp đồng mẫu được duyệt bởi cơ quan điều tiết, với các điều khoản bắt buộc về bảo vệ người tiêu dùng.

Đồng thời, thiết lập cơ chế nhà cung cấp phương án cuối, khi một đơn vị bán lẻ ngừng hoạt động, khách hàng được tự động chuyển sang đơn vị được chỉ định, với giá dịch vụ tạm thời theo khung giá điều tiết, để không xảy ra gián đoạn cấp điện. Cơ chế này đã được Ofgem áp dụng trong khủng hoảng 2021-2022 và là cấu phần không thể thiếu của một thị trường bán lẻ trưởng thành. Bên cạnh đó, cần luật hóa quyền của người tiêu dùng yếu thế như hỗ trợ trực tiếp từ ngân sách cho hộ nghèo, hộ chính sách thay cho cơ chế bù chéo gián tiếp; quy định nghĩa vụ phục vụ tối thiểu của nhà cung cấp phương án cuối; và kênh giải quyết tranh chấp độc lập (thông qua cơ quan điều tiết hoặc trọng tài chuyên ngành).

Thứ năm, khuyến khích đa dạng loại đơn vị bán lẻ, đặc biệt bán lẻ năng lượng tái tạo và đơn vị tổng hợp

Các nguồn điện phân tán (đặc biệt là điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu) và hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) của tư nhân đang phát triển rất mạnh nhưng quy mô nhỏ lẻ, manh mún, rất khó tự tham gia trực tiếp vào thị trường điện quy mô lớn. Để giải quyết vấn đề này, tạo thuận lợi cho các đơn vị tham gia trực tiếp vào thị trường điện, cần bổ sung khung pháp lý cho phép hình thành các đơn vị trung gian gom điện và mô hình Nhà máy điện ảo (VPP) để gom bán lẻ thành bán buôn tham gia thị trường. Ngoài ra, cần thiết lập cơ chế tài chính sòng phẳng giúp hệ thống lưu trữ năng lượng có thể kiếm lợi nhuận hợp pháp từ việc mua điện giờ thấp điểm và bán ra giờ cao điểm.

Khuyến khích nhiều loại hình đơn vị bán lẻ. Một là đơn vị bán lẻ chuyên năng lượng tái tạo, mua điện trực tiếp từ nguồn năng lượng tái tạo qua DPPA và bán lại cho khách hàng có nhu cầu chứng chỉ năng lượng sạch. Hai là đơn vị tổng hợp - tập hợp nhiều khách hàng nhỏ, đại diện họ tham gia thị trường, đồng thời quản lý nguồn phân tán (điện mặt trời mái nhà, lưu trữ tại chỗ, điều chỉnh phụ tải) như một đơn vị bán buôn ảo. Ba là đơn vị bán lẻ cung cấp dịch vụ giá trị gia tăng: hợp đồng điện kết hợp dịch vụ tiết kiệm năng lượng, sạc xe điện, dịch vụ điện mặt trời cộng đồng. Kinh nghiệm Bắc Âu chỉ ra rằng đơn vị tổng hợp đang trở thành trụ cột mới của thị trường khi tỷ trọng nguồn phân tán và điều chỉnh phụ tải tăng. Khung pháp lý cần định nghĩa rõ tư cách pháp lý của các loại hình này và mở các sản phẩm thị trường tương ứng - sản phẩm điều chỉnh phụ tải, sản phẩm năng lượng tái tạo có chứng nhận.

Tài liệu tham khảo

1. Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2