Bức tranh năng lượng tái tạo của Việt Nam đang bước vào giai đoạn cải cách mới với việc ban hành Nghị định 57/2025/NĐ-CP (Nghị định 57), văn bản định hình lại khung pháp lý thông qua cơ chế áp trần giá điện, giới hạn quy mô tham gia điện mặt trời mái nhà, và kết nối với thị trường bán buôn điện. Những biện pháp này hướng tới mục tiêu cân bằng giữa tự do hóa thị trường và kiểm soát chính sách, đồng thời mở ra cơ hội mới cũng như thách thức về tuân thủ cho các nhà đầu tư và phát triển dự án. Thay thế Nghị định 80/2024/NĐ-CP (Nghị định 80) chỉ sau tám tháng, Nghị định 57 thiết lập một cơ chế định hướng thị trường hơn khi cho phép thực hiện hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) - tạo điều kiện để các nhà sản xuất điện tái tạo bán điện trực tiếp cho khách hàng tiêu thụ lớn, thay vì chỉ thông qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) như trước đây.

Từ Nghị định 80 đến Nghị định 57: Hướng tới tính Linh hoạt

Ban hành vào tháng 7 năm 2024, Nghị định 80 là nỗ lực đầu tiên của Việt Nam nhằm chính thức hóa cơ chế hợp đồng mua bán điện trực tiếp (Direct Power Purchase Agreement – DPPA), song lại tỏ ra quá ràng buộc. Nghị định yêu cầu các khách hàng tiêu thụ lớn phải duy trì mức sử dụng điện cố định 200.000 kWh/tháng và có điện áp đấu nối từ 22 kV trở lên, khiến nhiều doanh nghiệp công nghiệp không đủ điều kiện tham gia. Bên cạnh đó, đối tượng được phép tham gia chỉ giới hạn ở các dự án điện mặt trời và điện gió có công suất tối thiểu 10 MW, loại bỏ các mô hình năng lượng tái tạo nhỏ và đa dạng hơn như điện sinh khối hay điện mặt trời mái nhà. Sự thiếu rõ ràng về cơ chế giá điện trong lưới tư nhân cùng các mẫu hợp đồng cứng nhắc càng làm giảm sức hấp dẫn, gây bất định và làm chậm đà đầu tư.Nghị định 57 khắc phục những hạn chế đó bằng các cải tiến có trọng tâm. Nghị định đưa ra tiêu chí linh hoạt hơn phù hợp với Thị trường bán buôn điện Việt Nam (Vietnam Wholesale Electricity Market - VWEM), cho phép Bộ Công Thương (MOIT) điều chỉnh ngưỡng tiêu thụ dựa trên tình hình lưới điện thực tế. Đồng thời, phạm vi năng lượng đủ điều kiện được mở rộng để bao gồm nhà máy điện sinh khối có công suất từ 10 MW trở lên, tận dụng nguồn phụ phẩm nông – lâm nghiệp dồi dào của Việt Nam. Nghị định cũng cho phép hệ thống điện mặt trời mái nhà bán phần điện dư cho EVN theo mức giá phản ánh thị trường, áp dụng trần giá cho giao dịch trong lưới điện tư nhân nhằm đảm bảo kỷ luật giá điện, và bãi bỏ các mẫu hợp đồng bắt buộc, trao cho nhà đầu tư và bên mua điện quyền tự do thương mại lớn hơn.

Các dự án điện gió tại Việt Nam đang gia tăng

Hai Mô hình DPPA: Lưới điện Kết nốiRiêng và Kết nối Thông qua Lưới Quốc gia

Nhằm đáp ứng nhu cầu của các nhóm thị trường và điều kiện địa lý khác nhau, Nghị định 57 thiết lập hai mô hình hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA): mô hình lưới điện riêng (off-grid) và mô hình kết nối lưới điện quốc gia (grid-connected).Ở mô hình lưới điện riêng, các nhà phát điện năng lượng tái tạo có thể xây dựng và vận hành hệ thống truyền tải của riêng mình - bao gồm đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp - để cung cấp điện trực tiếp cho khách hàng tiêu thụ lớn mà không cần sử dụng lưới điện quốc gia. Giá bán điện được thương lượng song phương trong khung trần giá do Bộ Công Thương (MOIT) quy định. Dù không bắt buộc đăng ký chính thức, các bên tham gia vẫn phải thông báo cho chính quyền địa phương và đơn vị điện lực tỉnh. Mô hình này đặc biệt phù hợp với khu công nghiệp, trung tâm dữ liệu và các nhà sản xuất nằm gần nguồn phát điện tái tạo.Trong khi đó, mô hình kết nối lưới điện quốc gia vận hành dưới dạng giao dịch tài chính thay vì trao đổi điện vật lý. Theo đó, nhà phát điện tái tạo bán điện cho EVN thông qua Thị trường bán buôn điện Việt Nam (VWEM) theo giá thị trường giao ngay(spot market prices), còn khách hàng tiêu thụ mua điện từ EVN thông qua hợp đồng mua bán điện bán lẻ (PPA). Giữa hai bên - nhà phát điện và khách hàng tiêu thụ - tồn tại một hợp đồng chênh lệch (Contract for Differences - CfD) nhằm ổn định giá điện trước biến động của thị trường.Việc tham gia mô hình này yêu cầu nhà phát điện có công suất tối thiểu 10 MW và khách hàng tiêu thụ đáp ứng ngưỡng điện áp, sản lượng do MOIT quy định. Cấu trúc này cho phép các doanh nghiệp công nghiệp quy mô lớn tiếp cận nguồn năng lượng tái tạo, ngay cả khi khoảng cách địa lý giữa nơi sản xuất và nơi tiêu thụ còn xa.

Mở rộng Nền tảng Năng lượng Tái tạo

Nghị định 57 mở rộng danh mục nguồn năng lượng tái tạo (renewable energy) và tăng cường khả năng tham gia trong khuôn khổ hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA). Theo đó, các nhà máy điện sinh khối nay đã có thể tham gia mô hình DPPA kết nối lưới điện quốc gia - một bước tiến quan trọng hướng tới đa dạng hóa cơ cấu năng lượng. Hiện Việt Nam có khoảng 9 nhà máy điện sinh khối có công suất trên 10 MW, với tổng công suất 332 MW, cùng 14 dự án khác (khoảng 300 MW) dự kiến hoàn thành vào năm 2030. Các dự án này không chỉ sản xuất năng lượng sạch, mà còn góp phần xử lý chất thải, phát triển nông thôn và tạo việc làm tại địa phương.Các hệ thống điện mặt trời mái nhà (Rooftop solar)được phép bán tối đa 20% sản lượng điện cho EVN, mở ra nguồn thu mới cho hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ, đồng thời thúc đẩy mô hình phát điện phân tán.Đáng chú ý, các đơn vị cung cấp dịch vụ sạc xe điện (Electric vehicle - EV) cũng được công nhận là khách hàng tiêu thụ lớn, phù hợp với lộ trình điện hóa và mục tiêu phát thải ròng bằng “0” (net-zero) của Việt Nam.Bên cạnh đó, điều kiện tham gia của khách hàng tiêu thụ cũng trở nên linh hoạt hơn: các đơn vị có dữ liệu tiêu thụ trong 12 tháng cần chứng minh đáp ứng tiêu chí tại thời điểm đăng ký, trong khi doanh nghiệp mới phải đạt ngưỡng quy định trong năm vận hành đầu tiên.

Nhà máy điện rác Sóc Sơn tại Hà Nội. Ảnh: Cổng thông tin điện tử của Chính phủ.

Khung giá và Biểu giá Điện

Theo Nghị định 57, các hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) trong lưới điện riêng được áp dụng mức trần giá điện do Bộ Công Thương (MOIT) quy định, thay thế cơ chế giá tự do trước đây của Nghị định 80. Các mức trần này được xây dựng nhằm phản ánh đúng chi phí phát điện thực tế, bao gồm đầu tư, vận hành, bảo dưỡng và các chi phí biến đổi khác, đồng thời vẫn cho phép thương lượng thương mại linh hoạt trong giới hạn cho phép. Đối với các dự án điện mặt trời, mức giá trần tối đa (chưa bao gồm VAT) dao động từ 1.012-1.382,7 đồng/kWh (0,038–0,052 USD/kWh) đối với điện mặt trời mặt đất không lưu trữ, 1.228,2-1.685,8 đồng/kWh (0,046-0,064 USD/kWh) cho điện mặt trời nổi không lưu trữ, 1.149,86-1.571,98 đồng/kWh (0,044-0,059 USD/kWh) cho điện mặt trời mặt đất có lưu trữ, và 1.367,13 - 1.876,57 đồng/kWh (0,052-0,071 USD/kWh) cho điện mặt trời nổi có lưu trữ. Các hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) được hưởng ưu đãi bổ sung nếu đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật, như dung lượng lưu trữ tối thiểu 10%, thời gian lưu trữ ít nhất 2 giờ, và đảm bảo ít nhất 5% sản lượng điện cung cấp từ nguồn lưu trữ. Nhìn chung, khung giá điện mới của Nghị định 57 hướng tới biểu giá phản ánh chi phí thực tế, tăng tính ổn định của lưới điện, đồng thời khuyến khích đầu tư vào nguồn năng lượng tái tạo và hạ tầng lưu trữ năng lượng.

Tích hợp với Thị trường Bán buôn Điện

Các nhà phát điện tham gia mô hình DPPA kết nối lưới điện quốc gia phải đăng ký tư cách thành viên Thị trường bán buôn điện Việt Nam (VWEM), tuân thủ lệnh điều độ hệ thống, và duy trì công suất tối thiểu theo quy định. Điện được bán trên thị trường giao ngay với mức giá cạnh tranh, và doanh thu được điều chỉnh thông qua các hợp đồng kỳ hạn (forward contracts) ký với khách hàng doanh nghiệp. Cơ chế này giúp tạo ra hai dòng doanh thu song song, kết hợp lợi ích từ thị trường giao ngay với hiệu quả phòng ngừa rủi ro giá (hedging) trong dài hạn.Các nhà phát điện vì vậy cần có năng lực tài chính và vận hành cao hơn để quản lý đồng thời doanh thu từ thị trường giao ngay và thanh toán hợp đồng chênh lệch (CfD), góp phần nâng tầm chuyên nghiệp hóa trong tham gia thị trường điện. Bên cạnh đó, EVN sẽ phải công bố hằng năm các thông tin về phí dịch vụ, chi phí thanh toán và hệ số tổn thất điện năng phân phối, một bước tiến hướng tới minh bạch hóa thị trường và hỗ trợ nhà đầu tư trong mô hình tài chính, dù đi kèm với yêu cầu hành chính phức tạp hơn.

Thách thức trong Triển khai và Quản trị

Bộ Công Thương (MOIT) tiếp tục giữ vai trò giám sát phê duyệt dự án, tuân thủ và báo cáo, trong khi chính quyền địa phương chịu trách nhiệm theo dõi các thông báo liên quan đến lưới điện riêng. Dù khung quy định đã rõ ràng hơn, các bên liên quan vẫn chỉ ra một số khoảng trống cần được hoàn thiện, như: thiếu minh bạch về cơ chế giá điện trong lưới tư nhân, chưa rõ ràng về chi phí thanh toán đối với giao dịch kết nối lưới, và chưa thống nhất trong quy trình chứng nhận hệ thống điện mặt trời mái nhà. Song song đó, quá trình tái cơ cấu hành chính của Việt Nam - chuyển đổi từ mô hình ba cấp sang hai cấp (tỉnh và cơ sở) - đang tạo ra những chồng chéo thẩm quyền và độ trễ trong xử lý hồ sơ cấp phép, làm phức tạp tiến độ dự án và ảnh hưởng đến niềm tin của nhà đầu tư.

Thiết kế Hợp đồng và Cơ hội Thị trường

Trên thực tế, các hợp đồng DPPA trong lưới điện riêng được xây dựng dưới dạng hợp đồng song phương, quy định cụ thể giá bán điện, phương thức giao nhận và cam kết thực hiện. Trong khi đó, mô hình DPPA kết nối lưới điện quốc gia bao gồm ba hợp đồng liên kết: hợp đồng mua bán điện giữa nhà phát điện và EVN cho phần bán điện giao ngay, hợp đồng bán lẻ giữa EVN và khách hàng tiêu thụ, cùng hợp đồng kỳ hạn (forward contract) giữa nhà phát điện và khách hàng nhằm phòng ngừa rủi ro giá điện (hedging). Vượt ra ngoài khuôn khổ hợp đồng, Nghị định 57 mở ra những cơ hội thương mại mới khi cho phép nhà phát triển năng lượng tái tạo tiếp cận trực tiếp các khách hàng doanh nghiệp, giảm phụ thuộc vào EVN - một bước thay đổi quan trọng trong bối cảnh 173 dự án điện áp dụng cơ chế giá FIT trị giá khoảng 13 tỷ USD vẫn đang vướng mắc tranh chấp. Đối với các tập đoàn đa quốc gia như Samsung và Intel, những công ty đã cam kết sử dụng 100% năng lượng tái tạo, cơ chế DPPA mang lại giải pháp thực tế để đáp ứng mục tiêu Môi trường, Xã hội và Quản trị (ESG) và phát triển bền vững tại Việt Nam.

Rủi ro về Hạ tầng và Chính sách

Dù khung pháp lý đã có những bước tiến đáng kể, tắc nghẽn hạ tầng vẫn là rào cản lớn nhất đối với sự phát triển của năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Tiến độ mở rộng hệ thống truyền tải chưa theo kịp tốc độ tăng trưởng nguồn năng lượng tái tạo, dẫn đến tình trạng cắt giảm công suất (curtailment) tại nhiều địa phương như Ninh Thuận và Bình Thuận. Việc EVN đầu tư chưa tương xứng cho lưới truyền tải, cùng với mức giá điện bán lẻ thấp hơn giá thành và quy trình phê duyệt chậm, tiếp tục cản trở việc hòa lưới ổn định của các dự án điện tái tạo. Bên cạnh đó, rủi ro chính sách vẫn tồn tại. Các tranh chấp chưa được giải quyết liên quan đến các dự án áp dụng cơ chế giá FIT, cùng với lo ngại về khả năng điều chỉnh hồi tố giá điện, đã làm giảm niềm tin của nhà đầu tư. Ngoài ra, nhiều doanh nghiệp nhỏ và vừa (SME) còn thiếu năng lực đánh giá cơ hội mua điện tái tạo, trong khi ngưỡng tiêu thụ 200.000 kWh/tháng vẫn là rào cản tiếp cận đáng kể đối với nhiều đối tượng tiềm năng.

Kết luận

Nghị định 57 đánh dấu bước ngoặt quan trọng trong tiến trình chuyển đổi năng lượng tái tạo của Việt Nam, đặt nền tảng cho một thị trường điện cạnh tranh, mở và đa dạng hơn. Việc cho phép giao dịch trực tiếp giữa nhà sản xuất và khách hàng tiêu thụ lớn giúp trao quyền cho các doanh nghiệp công nghiệp, nhà sản xuất nông nghiệp và nhà đầu tư năng lượng sạch, đồng thời kết nối các hệ thống năng lượng phân tán - từ điện mặt trời mái nhà đến hạ tầng sạc xe điện (EV) - trong một hệ sinh thái thống nhất. Nếu những hạn chế về hạ tầng và thủ tục hành chính được giải quyết kịp thời, Nghị định 57 có thể đưa Việt Nam trở thành quốc gia tiên phong về năng lượng tái tạo trong khu vực, đồng thời thúc đẩy hành trình hướng tới nền kinh tế carbon thấp và phát triển bền vững.