Mở rộng DPPA nhưng thị trường điện chưa sẵn sàng

Dự thảo Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực đang đề xuất mở rộng Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép bổ sung đơn vị bán lẻ điện tham gia mua điện trực tiếp từ các đơn vị phát điện để bán lại cho khách hàng.

Đây được xem là bước đi nhằm đa dạng hóa chủ thể tham gia thị trường, tạo điều kiện thúc đẩy sử dụng năng lượng tái tạo và từng bước phát triển thị trường điện cạnh tranh.

Tuy nhiên, ngay trong quá trình thẩm định dự thảo luật, đề xuất này đã làm phát sinh nhiều ý kiến khác nhau.

Theo Báo cáo thẩm định của Bộ Tư pháp, tại cuộc họp Hội đồng thẩm định, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đề nghị cơ quan soạn thảo đánh giá kỹ hiệu quả và tác động của việc mở rộng đối tượng tham gia DPPA, đặc biệt là việc bổ sung đơn vị bán lẻ điện, bởi cơ chế này có thể bị lợi dụng nếu thiếu các điều kiện kiểm soát phù hợp.

Lo ngại của EVN nằm ở chỗ, nếu mở rộng cơ chế và đối tượng khi thị trường điện cạnh tranh chưa hoàn thiện, lợi ích có thể tập trung vào một nhóm doanh nghiệp, trong khi phần chi phí duy trì hệ thống điện quốc gia vẫn do EVN và các khách hàng còn lại gánh chịu.

Đây cũng là vấn đề được nhiều chuyên gia về thị trường điện quan tâm.

Trao đổi với Baodautu.vn, một chuyên gia rất am hiểu thị trường điện cho hay, DPPA là một công cụ quan trọng để thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh, nhưng không thể đồng nhất với bản thân thị trường điện cạnh tranh. Việc cho phép thêm nhiều chủ thể tham gia giao dịch điện chưa đồng nghĩa với việc thị trường đã vận hành theo cơ chế cạnh tranh đầy đủ.

“Một thị trường điện cạnh tranh thực sự không chỉ có nhiều người mua, nhiều người bán, mà còn phải có cơ chế giá minh bạch, quyền tiếp cận lưới điện bình đẳng, hệ thống thanh toán hoàn chỉnh và đặc biệt là cơ chế phân bổ đầy đủ các chi phí vận hành hệ thống điện”, chuyên gia này nhận xét.

Như vậy, khi các điều kiện này chưa hoàn thiện, việc mở rộng DPPA có thể chỉ tạo thêm một nhóm giao dịch song phương giữa một số doanh nghiệp thay vì mở rộng cạnh tranh cho toàn bộ thị trường.

Thực tế, ngay trong hồ sơ dự thảo luật, Bộ Công Thương cũng xác định DPPA là "bước đầu của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh". Cách tiếp cận này cho thấy cơ quan soạn thảo coi DPPA là một mắt xích trong lộ trình phát triển thị trường điện.

Tuy nhiên, chính điều đó lại đặt ra một câu hỏi cần được làm rõ: liệu nền tảng của thị trường điện cạnh tranh đã đủ để mở rộng cơ chế này hay chưa?

Thị trường bán buôn còn dang dở, bán lẻ đã được mở rộng?

Theo lộ trình đã được Chính phủ phê duyệt, thị trường điện được phát triển qua ba cấp độ gồm: thị trường phát điện cạnh tranh, thị trường bán buôn điện cạnh tranh và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Việc chuyển sang cấp độ tiếp theo chỉ được thực hiện khi cấp độ trước đã vận hành đầy đủ, đồng thời các điều kiện về tái cơ cấu ngành điện, cơ chế giá, tổ chức thị trường và hạ tầng giao dịch được hoàn thiện.

Điều này có nghĩa, thị trường bán lẻ điện cạnh tranh chỉ có thể phát triển bền vững khi thị trường bán buôn đã hình thành đầy đủ, có nhiều đơn vị mua điện thực sự tham gia giao dịch.

Tuy nhiên, thực tế hiện nay cho thấy nền tảng này vẫn chưa hoàn chỉnh.

Theo Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO), đến hết năm 2025, hệ thống điện quốc gia có 469 nhà máy điện đang vận hành nhưng chỉ 118 nhà máy tham gia trực tiếp thị trường điện, với tổng công suất khoảng 34.080 MW, tương đương 37,8% tổng công suất nguồn điện. Phần lớn công suất còn lại vẫn tham gia thị trường theo các cơ chế gián tiếp.

Không chỉ vậy, dù Việt Nam đã chuyển sang giai đoạn thị trường bán buôn điện cạnh tranh, việc mua bán điện hiện vẫn chủ yếu diễn ra giữa các đơn vị phát điện và các tổng công ty điện lực thuộc EVN. Mô hình nhiều đơn vị mua buôn điện độc lập - điều kiện quan trọng của thị trường bán buôn cạnh tranh - vẫn chưa được hình thành đầy đủ.

Điều đáng chú ý là trong hồ sơ dự thảo Luật sửa đổi, Bộ Công Thương cũng thừa nhận đang tiếp tục xây dựng lộ trình hoàn thiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh, từng bước xóa bỏ mô hình một người mua duy nhất (hiện EVN đang đảm nhiệm vai trò này dựa trên thực tế hoạt động của thị trường) để hình thành nhiều đơn vị mua buôn điện.

Chính vì vậy, theo các chuyên gia, nếu thị trường bán buôn vẫn đang trong quá trình hoàn thiện nhưng cơ chế DPPA lại tiếp tục được mở rộng theo hướng tiến gần hơn tới thị trường bán lẻ cạnh tranh thì cần đánh giá kỹ tác động đối với toàn bộ cấu trúc thị trường điện.

Bởi, bản chất của cạnh tranh không nằm ở việc xuất hiện thêm một cơ chế giao dịch, mà ở việc tất cả các chủ thể cùng tham gia trên một sân chơi thống nhất, với cùng quy tắc, cùng trách nhiệm và cùng phải thanh toán đầy đủ các chi phí phát sinh.

Chọn nguồn điện giá rẻ, để lại chi phí hệ thống cho số đông

Một trong những băn khoăn lớn nhất được những người quan tâm tới thị trường điện chính là khi mở rộng đối tượng của DPPA sẽ khiến các bên tham gia ưu tiên lựa chọn những nguồn điện có giá thành thấp, trong khi các nguồn điện chi phí cao và nghĩa vụ duy trì vận hành hệ thống vẫn để lại cho EVN cùng những khách hàng không tham gia cơ chế này.

Lo ngại này xuất phát từ thực tế cơ cấu nguồn điện hiện nay khi không phải tất cả các nhà máy điện đều có giá thành như nhau.

Hiện nhiều nhà máy thủy điện nhỏ đã gần hết thời gian khấu hao nên có chi phí phát điện rất thấp và đang bán với giá 400-500 đồng/kWh. Mức giá này cùng với các nguồn điện khác như điện chạy từ khí LNG lên tới cỡ 3.500 đồng/kWh sẽ tạo ra chi phí sản xuất điện chung của cả hệ thống. Nếu cho phép mở rộng đối tượng tham gia DPPA, sẽ có những khách hàng dùng điện chọn các nhà máy điện giá thấp này và sẵn sàng trả mức cao hơn giá các nhà máy điện đang bán cho hệ thống điện quốc gia.

Theo phân tích của EVN, nếu các nguồn điện giá thấp được ưu tiên ký hợp đồng DPPA với khách hàng lớn, phần điện có chi phí thấp sẽ dần rời khỏi "rổ điện" phục vụ chung. Trong khi đó, các nguồn điện giá thành cao vẫn phải được huy động để bảo đảm vận hành hệ thống. Khi đó, chi phí cung cấp điện cho phần lớn khách hàng còn lại có nguy cơ tăng lên.

Không chỉ vậy, khách hàng tham gia DPPA vẫn sử dụng chung hạ tầng truyền tải, phân phối, điều độ và các dịch vụ kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia. Đồng thời khi nguồn điện theo DPPA không đáp ứng được nhu cầu do thời tiết hoặc sự cố, hệ thống vẫn phải bố trí nguồn thay thế để bảo đảm cấp điện liên tục.

“Nếu các chi phí hệ thống chưa được xác định và thu hồi đầy đủ từ các bên tham gia DPPA thì cuối cùng sẽ phải được bù đắp từ doanh thu chung của hệ thống điện. Điều đó đồng nghĩa một bộ phận khách hàng có thể được hưởng lợi từ cơ chế mới, trong khi phần chi phí bảo đảm vận hành hệ thống lại được chia sẻ cho các khách hàng không có quyền lựa chọn”, chuyên gia về thị trường điện đánh giá.

Một khía cạnh khác cũng được đặt ra là tác động đối với hoạt động bán lẻ điện.

Hiện các đơn vị bán lẻ điện ngoài EVN có xu hướng lựa chọn khu vực có phụ tải lớn, mật độ khách hàng cao và chi phí cung cấp điện thấp để thực hiện kinh doanh. Trong khi đó, việc cấp điện cho vùng sâu, vùng xa, miền núi, hải đảo hoặc các khu vực có mật độ phụ tải thấp vẫn đòi hỏi chi phí đầu tư và vận hành rất lớn lại đặt trên vai EVN.

Khi những khách hàng mang lại doanh thu cao chuyển sang mua điện thông qua DPPA, trong khi trách nhiệm cung cấp điện công ích vẫn chủ yếu do EVN - doanh nghiệp 100% vốn Nhà nước thì có thể thấy rõ Nhà nước thiệt nhiều bề.

Thực tế triển khai DPPA cũng cho thấy, sau 2 năm thực hiện cơ chế DPPA theo Nghị định số 80/2024/NĐ-CP, sau đó được luật hóa trong Luật Điện lực năm 2024 và tiếp tục quy định tại Nghị định số 57/2025/NĐ-CP, chỉ có 1 cặp giao dịch DPPA qua lưới điện quốc gia được hình thành.  

Điều này cũng phản ánh thực tế những điều kiện nền tảng của thị trường điện cạnh tranh như cơ chế giá, phương pháp phân bổ chi phí và tính minh bạch của các khoản phí sử dụng hệ thống chưa đầy đủ. Và đây là trách nhiệm của cơ quan quản lý Nhà nước như Bộ Công thương, bởi EVN chỉ là doanh nghiệp, không thể đưa ra quy định về các cơ chế này.

Một số ý kiến cho rằng, doanh nghiệp cần DPPA để đáp ứng yêu cầu sử dụng điện xanh và có Chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC) phục vụ xuất khẩu. Tuy nhiên, nhiều chuyên gia cho rằng hai vấn đề này không hoàn toàn đồng nhất.

DPPA là một phương thức mua bán điện, còn REC là công cụ xác nhận nguồn gốc điện tái tạo. Khi thị trường REC được hình thành đầy đủ, doanh nghiệp vẫn có thể đáp ứng yêu cầu của các thị trường xuất khẩu thông qua giao dịch Chứng chỉ mà không nhất thiết phải ký hợp đồng mua điện trực tiếp với một nhà máy điện cụ thể.

Từ những phân tích trên, có thể thấy khi những điều kiện vận hành thị trường điện cạnh tranh chưa đầy đủ thì việc mở rộng DPPA dù có thể tạo thêm các giao dịch song phương, nhưng chưa chắc đã tạo ra cạnh tranh thực chất. Thậm chí, mục tiêu phát triển thị trường điện có nguy cơ bị lệch hướng trong khi lợi ích và chi phí giữa các nhóm khách hàng cũng khó được phân bổ một cách công bằng.