Ngày 1/6/2025, Nghị định về mua bán điện trực tiếp (DPPA) chính thức có hiệu lực tại Việt Nam. Văn bản này cho phép các doanh nghiệp sản xuất và tiêu thụ lớn được thỏa thuận giá điện trực tiếp với nhà máy năng lượng tái tạo, không qua EVN.
Đây được xem là ‘cú hích’ quan trọng cho thị trường năng lượng tái tạo. Nó giải quyết bài toán đầu ra cho các dự án điện gió, điện mặt trời đang gặp khó khăn do cơ chế giá FIT trước đây.
Hiện tượng thực tế và những mảnh ghép thông tin
Theo thông tin từ báo VnExpress (dẫn lại từ nguồn NLĐ), Nghị định này áp dụng cho hai hình thức chính. Thứ nhất, doanh nghiệp mua điện từ nhà máy năng lượng tái tạo qua đường dây riêng. Thứ hai, mua qua lưới điện quốc gia nhưng có hợp đồng riêng biệt.
Các đối tượng tham gia được quy định cụ thể:
- Bên bán: các nhà máy điện gió, điện mặt trời, thủy điện nhỏ có công suất từ 10 MW trở lên.
- Bên mua: khách hàng sử dụng điện lớn, với mức tiêu thụ từ 200.000 kWh/tháng trở lên.
Thông số kỹ thuật và quy định chính:
| Tiêu chí | Quy định |
|---|---|
| Công suất tối thiểu bên bán | ≥ 10 MW |
| Tiêu thụ tối thiểu bên mua | ≥ 200.000 kWh/tháng |
| Hiệu lực | Từ 1/6/2025 |
| Hình thức giao dịch | Qua đường dây riêng hoặc qua lưới điện quốc gia |
Nguồn tin cũng đề cập đến các rào cản hiện hữu. Hạ tầng lưới điện chưa được nâng cấp đồng bộ có thể gây quá tải. Giá điện thỏa thuận kỳ vọng sẽ cạnh tranh hơn so với giá bán lẻ của EVN, nhưng vẫn phụ thuộc vào chi phí đầu tư hệ thống truyền tải riêng.
Bản chất dòng tiền đang vận hành ra sao
Về bản chất, Nghị định DPPA tạo ra một kênh tài chính mới. Dòng tiền từ các doanh nghiệp sản xuất lớn (như Samsung, Formosa) sẽ được chuyển trực tiếp đến các chủ đầu tư năng lượng tái tạo, thay vì chảy qua EVN.
Điều này làm thay đổi cấu trúc chi phí vốn. Các nhà đầu tư có thể dựa vào hợp đồng mua bán điện (PPA) dài hạn để huy động vốn vay ngân hàng. Rủi ro thanh khoản của các dự án năng lượng tái tạo giảm đi đáng kể, vì có đầu ra cam kết trước.
Xét từ góc độ vĩ mô, chính sách này phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng toàn cầu. Nó giúp giảm áp lực đầu tư hạ tầng lưới điện cho EVN, đồng thời thúc đẩy mục tiêu net-zero của Việt Nam vào năm 2050. Tuy nhiên, do độ trễ chính sách, tác động có thể chỉ rõ rệt sau 12 - 24 tháng.
Bối cảnh và các dữ kiện cần theo dõi
Tính đến thời điểm hiện tại, Việt Nam đã có hơn 100.000 MW điện mặt trời và điện gió đã ký hợp đồng. Phần lớn các dự án này đang hoạt động dưới cơ chế giá FIT đã hết hạn. DPPA là cơ chế thay thế duy nhất cho các dự án mới.
Các yếu tố cần theo dõi trong thời gian tới:
- Biểu giá điện trung bình: nếu giá PPA cao hơn giá EVN, doanh nghiệp sẽ không mặn mà.
- Khả năng nâng cấp lưới điện của EVN: sự phối hợp giữa EVN và các nhà máy điện riêng lẻ là yếu tố kỹ thuật then chốt.
- Phí truyền tải: mức phí EVN thu để vận hành lưới điện quốc gia có thể ảnh hưởng đến tổng chi phí của bên mua.
- Chính sách giá carbon: nếu Việt Nam áp thuế carbon, doanh nghiệp sử dụng năng lượng tái tạo sẽ có lợi thế chi phí lớn.
Trên thị trường chứng khoán, nhóm cổ phiếu năng lượng tái tạo (như BCG, GEG) có thể hưởng lợi ngắn hạn nhờ thông tin tích cực. Nhưng rủi ro vẫn hiện hữu từ việc chậm triển khai hạ tầng và biến động giá điện thế giới. Theo báo cáo của BloombergNEF, giá pin mặt trời toàn cầu có thể giảm thêm 15% trong năm 2025, giúp giảm chi phí đầu tư mới.
Trở lại với bối cảnh Việt Nam, đây là bước đi đầu tiên để hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Các nhà đầu tư cần theo dõi sát sao lộ trình vận hành thực tế, hạn chế kỳ vọng quá mức trước khi có dữ liệu giao dịch cụ thể.