Văn phòng Chính phủ đề nghị xem xét kiến nghị về chính sách điện tái tạo và lưu trữ

Văn bản 1667/PC-VPCP nêu rõ, Văn phòng Chính phủ nhận được văn bản số số 120/2026/DĐDN-BC ngày 14 tháng 5 năm 2026 của Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp” gửi Phó Thủ tướng Thường trực Chính phủ Phạm Gia Túc về nội dung Diễn đàn với chủ đề “Hoàn thiện chính sách điện tái tạo và lưu trữ, nền tảng năng lượng xanh, ổn định cho doanh nghiệp”.

Góp ý về DPPA và lưu trữ

Thực hiện quy chế làm việc của Chính phủ ban hành kèm theo Nghị định số 39/2022/NĐ-CP ngày 18 tháng 6 năm 2022, Văn phòng Chính phủ chuyển văn bản nêu trên của Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp đến Bộ Công Thương để nghiên cứu, xem xét theo chức năng, nhiệm vụ thẩm quyền và đúng quy định pháp luật.

Trước đó ngày 21/4/2026, dưới sự chỉ đạo của Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI), Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR), tổ chức Diễn đàn với chủ đề: “Hoàn thiện chính sách điện tái tạo và lưu trữ, nền tảng năng lượng xanh ổn định cho doanh nghiệp”.

Tại sự kiện, Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp đã tổng hợp lại các ý kiến góp ý, đề xuất của đại diện các cơ quan ban ngành, Hiệp hội doanh nghiệp, chủ đầu tư khu công nghiệp, khu chế xuất, doanh nghiệp FDI để tiếp tục tham mưu hoàn thiện cho cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện với doanh nghiệp tiêu thụ điện lớn (DPPA), theo Nghị định 57/2025/NĐ-CP, được triển khai thuận lợi và hiệu quả trong thực tiễn. Đồng thời, chương trình cũng ghi nhận về vai trò và đề xuất các chính sách để phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS). BESS mang lại nhiều lợi ích trong việc hỗ trợ điều tần, ổn định điện áp và nâng cao độ an toàn vận hành khi hệ thống điện xảy ra biến động. Đặc biệt trong các tình huống khẩn cấp, BESS còn có thể đóng vai trò như nguồn dự phòng, duy trì cấp điện cho phụ tải quan trọng hoặc hỗ trợ “khởi động đen” để phục hồi hệ thống sau sự cố mất điện diện rộng.

Góp ý cho cơ chế DPPA qua lưới điện quốc gia

Các chuyên gia cho biết, cơ chế DPPA qua lưới EVN hiện nay vẫn chưa thực sự đi vào cuộc sống do chưa hình thành được quyền lựa chọn thực chất của khách hàng. Về bản chất, DPPA phải cho phép bên mua và bên bán tự do thỏa thuận các điều khoản thương mại, đặc biệt là giá điện hợp đồng dài hạn, nhằm phòng ngừa rủi ro biến động của thị trường giao ngay.

Tuy nhiên, theo quy định tại Nghị định 57 và dự thảo sửa đổi, các nhà máy điện tham gia DPPA lại phải chào giá theo cơ chế thị trường giao ngay hoặc tham chiếu cứng theo giá thị trường, làm mất vai trò phòng ngừa rủi ro (hedging) của hợp đồng PPA và khiến DPPA không khác biệt đáng kể so với mua điện qua thị trường bán buôn. Trong khi đó, điện mặt trời và điện gió có cấu trúc chi phí chủ yếu phụ thuộc vào chi phí đầu tư ban đầu (Capex), không phụ thuộc nhiên liệu nên giá điện hoàn toàn có thể ổn định và dễ đàm phán dài hạn.

Việc gắn giá DPPA vào thị trường giao ngay vốn biến động theo chi phí biên của nguồn điện khớp lệnh cao nhất càng làm khó bài toán tài chính của doanh nghiệp. Đặc biệt, chi phí dịch vụ lưới điện (truyền tải, phân phối) hiện chưa được quy định rõ ràng, minh bạch và ổn định dài hạn, tạo thêm rào cản lớn. Vì vậy, với cơ chế hiện tại, các bên khó xây dựng mô hình tài chính khả thi, rủi ro cao và động lực tham gia DPPA qua lưới chung bị suy giảm đáng kể. Do đó chuyên gia đề xuất cần thiết phải sửa đổi DPPA theo hướng cho phép các bên tự đàm phán giá mua, bán điện và Nhà nước cần tính giá lưới điện riêng để thống nhất quy định truyền tải, đáp ứng được lợi ích của Nhà nước và doanh nghiệp.

DPPA qua đường dây riêng

TS. Nguyễn Anh Tuấn – Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) cho biết cơ chế mua bán điện trực tiếp là bước tiến quan trọng. Tuy nhiên, để DPPA thực sự trở thành nền tảng cung cấp điện xanh ổn định cho doanh nghiệp, cần sớm tháo gỡ các điểm nghẽn, đặc biệt là mô hình DPPA nội khu khu công nghiệp và cơ chế tính phí dịch vụ đối với khách hàng tiêu thụ điện lớn.

Hiện nay, khuôn khổ pháp lý cho các mô hình “sau công tơ” trong khu công nghiệp còn hạn chế. Việc chia sẻ điện tự sản, tự tiêu giữa các nhà máy trong cùng hàng rào khu công nghiệp chưa được hướng dẫn rõ ràng. Trong thực tế, có trường hợp nhà máy có mái kho lớn lắp đặt điện mặt trời nhưng không sử dụng hết, trong khi nhà máy lân cận lại có nhu cầu cao nhưng không thể mua trực tiếp. Điều này gây lãng phí nguồn lực và làm giảm hiệu quả khai thác điện tái tạo.

Do đó đại diện Hiệp hội Năng lượng Việt Nam kiến nghị sớm hoàn thiện hướng dẫn thực hiện DPPA nội khu qua đường dây riêng, cho phép hình thành các hệ thống điện lưới nhỏ (Microgrid), trong đó, chủ đầu tư hạ tầng khu công nghiệp đóng vai trò là “một đầu mối” điều phối và bán lẻ điện nội khu; đề xuất tích hợp, hợp đồng thông minh (smart contracts) trên nền tảng công nghệ chuỗi khối (blockchain) để mã hóa dữ liệu đo đếm. Hệ thống sẽ giúp tự động hóa quá trình đối soát chứng chỉ năng lượng (RECs), thanh toán bù trừ theo thời gian thực và minh bạch hóa các bài toán tính toán tỷ suất hoàn vốn (ROI) cho các giao dịch mua bán điện ngang hàng (P2P). “Điều này trực tiếp giúp giải quyết vướng mắc “sau công tơ” mà Nghị định 57 vẫn còn đang “bỏ ngỏ””- TS Nguyễn Anh Tuấn chia sẻ.

Với hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS)

Hiện nay, mô hình kết hợp Solar + BESS có chi phí sản xuất điện (LCOE) khoảng 2.000-2.500 đồng/kWh, mức này đã tiệm cận ngưỡng khả thi về kinh tế.

Tuy nhiên, BESS vẫn chưa phổ biến rộng do nhiều rào cản. Trên cơ sở tổng hợp ý kiến của cộng đồng doanh nghiệp và ông Phan Công Tiến – Giám đốc Viện nghiên cứu ứng dụng Năng lượng thông minh kiến nghị: Chính phủ và các Bộ, ngành liên quan, quan tâm chỉ đạo, rà soát các điểm nghẽn hiện hữu và xem xét nghiên cứu, hoàn thiện các nội dung sau:

Một là, với vai trò bổ sung công suất nguồn điện, Việt Nam nên triển khai cơ chế đấu thầu theo hướng trung tính công nghệ. Nghĩa là cơ quan quản lý xác định rõ nhu cầu công suất và yêu cầu kỹ thuật cần bổ sung, sau đó để mở các giải pháp về công nghệ nhằm khuyến khích các công nghệ khác nhau được quyền tham gia cạnh tranh bình đẳng, trong đó có mô hình năng lượng tái tạo kết hợp BESS sẽ có cơ hội phát triển hơn.

Hai là, đối với vai trò hỗ trợ ổn định lưới điện như điều tần và ổn định điện áp, cần có đánh giá nhu cầu theo từng giai đoạn, xác định rõ quy mô và vị trí đầu tư.

Ba là, cần bổ sung cơ chế kết hợp BESS trong các mô hình DPPA và tự sản tự tiêu. Đặc biệt, nếu mô hình điện tự sản tự tiêu được mở rộng thêm các hình thức kinh doanh phù hợp, khu công nghiệp sẽ có điều kiện phát triển điện mặt trời làm nguồn cấp cho BESS, từ đó tối ưu chi phí năng lượng và đáp ứng nhu cầu điện xanh của doanh nghiệp FDI.

Bốn là, xây dựng cơ chế giá điện cao và thấp điểm của hệ thống điện phù hợp nhằm khuyến khích doanh nghiệp tiếp đầu tư BESS và triển khai và nhân rộng các mô hình BESS trong thực tế.

Năm là, hỗ trợ phát triển chuỗi cung ứng trong nước. Bởi năng lượng sạch là điều kiện cần, nhưng nội địa hoá và làm chủ chuỗi cung ứng năng lượng mới là điều kiện đủ để tạo ra năng lực cạnh tranh.

Sáu là, các chính sách hỗ trợ tài chính cần đóng vai trò “đòn bẩy” thực chất, bao gồm miễn hoặc giảm thuế nhập khẩu thiết bị BESS, cho phép khấu hao nhanh với dự án năng lượng sạch và tạo điều kiện tiếp cận nguồn vốn ưu đãi thông qua cơ chế tài chính xanh.

Góp ý cơ chế giá điện 2 thành phần

Chuyên gia Phan Công Tiến đề xuất góp ý, phương pháp tính giá điện 2 thành phần như sau: Giá cố định bao gồm phần lớn là giá điện cho lưới truyền tải và phân phối cần được quản lý tách biệt (unbundling) và xác định theo phương pháp điều tiết dựa trên chi phí (Cost-of-Service Regulation) của hệ thống truyền tải và phân phối (bao gồm lưới 500Kv đến 0,4KV). Cơ quan quản lý quy định tổng doanh thu mà các công ty lưới điện truyền tải và phân phối được phép thu trong một chu kỳ 3-5 năm, dựa trên chi phí tài sản lưới, chi phí vận hành (O&M), thuế và một khoản lợi nhuận hợp lý. Tổng doanh thu của lưới điện này sau đó được phân bổ cho khách hàng theo cấp điện áp và đặc điểm phụ tải.

Giá được tính theo từng cấp điện áp: Điện áp càng thấp thì giá càng cao do sử dụng nhiều hạ tầng phân phối hơn, trong khi điện áp cao có giá thấp hơn vì dòng công suất điện truyền tải qua lưới ít hơn. Như vậy các hộ sử dụng điện lớn như thương mại và công nghiệp phải trả chi phí lưới cố định này khi tham gia vào DPPA. Hộ sử dụng điện lớn đấu nối vào lưới điện cấp điện áp nào thì chi trả giá lưới điện ở cấp điện áp đó. Giá lưới điện này cũng được áp dụng tương tự trong cơ chế DPPA qua lưới chung. Thời gian phê duyệt giá lưới từ 3-5 năm, sẽ là chi phí ổn định và có thể dự báo được để các bên có cơ sở tính toán phương án tài chính trong cơ chế DPPA qua lưới chung dễ dàng hơn hiện nay.

Đồng quan điểm trên, TS. Trần Huỳnh Ngọc – Chuyên gia cao cấp NLTT – Amperes kiến nghị: Đối với cơ quan quản lý, cần sớm hoàn thiện cơ chế giá 2 thành phần với giá hợp lý cho các thành phần và công bố lộ trình triển khai ổn định, điều chỉnh chi phí sử dụng dịch vụ HTĐ (phí DPPA) cho phù hợp khi đã áp dụng giá bán lẻ hai thành phần. Bên cạnh đó, sớm có các cơ chế hỗ trợ tài chính cho phát triển điện mặt trời mái nhà theo Chỉ thị 10/CT-TTg ngày 30/3/2026, như hỗ trợ, ưu đãi vốn đầu tư, cũng như ưu đãi lãi vay và các hình thức hỗ trợ lắp điện mặt trời có gắn BESS.

Nguồn: diendandoanhnghiep.vn