Tái cơ cấu EVN gắn với thị trường điện cạnh tranh và đề xuất thứ tự ưu tiên trong lộ trình

Đề xuất kết hợp thế mạnh của EVN và PetroVietnam trong phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam Ngày 23/9/2025, Tạp chí Năng lượng Việt Nam có Báo cáo gửi Thủ tướng Chính phủ [1] về việc thúc đẩy hoàn thiện các yếu tố quan trọng đối với phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam, trong đó có đề xuất nghiên cứu cơ chế phối hợp giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PetroVietnam) nhằm tận dụng tối đa lợi thế riêng có của từng đơn vị trong quá trình triển khai Chương trình điện hạt nhân quốc gia. Ngày 30/9/2025, Chính phủ có Văn bản phúc đáp Báo cáo [2] gửi các bộ, ngành, địa phương, doanh nghiệp liên quan. Qua nghiên cứu, xem xét các mô hình thành công trên thế giới, cũng như khuyến nghị của Cơ quan Năng lượng Nguyên tử Quốc tế (IAEA), chúng tôi tiếp tục phân tích làm rõ thêm lý do đề xuất kết hợp thế mạnh của EVN, PetroVietnam trong phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam trong thời gian tới.

1. Phương án tái cơ cấu EVN:

Đại diện Bộ Công Thương cho rằng: Kinh nghiệm các nước có thị trường điện cạnh tranh là phải tách bạch phát điện, truyền tải, phân phối, bán buôn và bán lẻ. Bộ Tài chính nhìn từ rủi ro tài chính và an ninh cung ứng: Nếu tách Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) khỏi Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), thì đơn vị này cần bổ sung khoảng 42.500 tỷ đồng vốn chủ sở hữu và việc tái cơ cấu EVN có thể bị coi là một sự kiện vi phạm theo một số hợp đồng BOT - nghĩa là phải có sự chấp thuận của chủ đầu tư và bên cho vay.

Cả hai lo ngại đều có cơ sở. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy tách bạch là xu hướng chung, nhưng cách làm rất khác nhau. Nếu tách hệ thống truyền tải khỏi phát điện ngay từ khi tư nhân hóa ngành điện đầu thập niên 1990 và đến nay vẫn được xem là mô hình tham chiếu về lưới điện độc lập.

Philippines chọn cách khác: Nhượng quyền vận hành lưới truyền tải cho một liên danh tư nhân từ cuối thập niên 2000, nhưng bài học là nhà nước vẫn phải giữ vai trò quy hoạch và giám sát chặt, vì lưới bị chậm đầu tư sẽ kéo theo cả hệ thống. Nhật Bản thực hiện tách pháp lý khâu truyền tải khỏi các công ty điện lực vào năm 2020, sau khi đã mở cửa bán lẻ từ 2016 - tức là đi theo từng bước, mỗi bước có thời gian để thị trường thích nghi. Ngược lại, Hàn Quốc vẫn giữ KEPCO là doanh nghiệp tích hợp dọc và đã trả giá khi giá nhiên liệu tăng mạnh, nhưng giá bán lẻ bị kiểm soát.

Từ đó chúng ta có thể đề xuất 3 nguyên tắc:

Thứ nhất: Nên chốt sớm mốc thời gian và điều kiện tách EVNNPT, chứ không để ngỏ, vì nhà đầu tư cần sự chắc chắn về luật chơi hơn là cần tách sớm hay muộn.

Thứ hai: Trước khi tách phải giải xong các điều kiện cần và đủ: Phương án bổ sung vốn cho truyền tải (có thể gồm vốn nhà nước, phát hành trái phiếu hạ tầng, hoặc cơ chế giá truyền tải hợp lý), đàm phán với các bên liên quan trong hợp đồng BOT và hợp đồng nhập khẩu điện, vì đây là các cam kết dài hạn đang gắn với tín nhiệm của cả ngành.

Thứ ba: Trong thời gian chưa tách, phải có cơ chế ràng buộc để truyền tải đối xử bình đẳng với các nhà máy (ví dụ hạch toán độc lập, công bố công khai điều kiện đấu nối và công suất còn trống); đồng thời để một cơ quan độc lập giám sát. Điều độ vận hành hệ thống và thị trường đã được tách khỏi EVN, giao cho Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) trực thuộc Bộ Công Thương, nên về tính độc lập vận hành chúng ta đã có một nền tảng tốt.

Tái cơ cấu không phải mục tiêu tự thân. Giai đoạn 2027-2030 cung ứng điện được dự báo rất căng thẳng, nên mỗi bước đi phải được thử bằng câu hỏi: Có làm chậm tiến độ nguồn và lưới hay không? Có làm chúng ta bị phân tán nguồn nhân lực và thời gian cho các việc cấp bách khác hay không? Nếu một phương án làm tăng rủi ro thiếu điện trong 3-4 năm tới, thì phải điều chỉnh nhịp độ (kể cả khi phương án đó đúng về mặt nguyên tắc). Thời gian thích hợp có thể là từ nay tới 2028 nên dành thời gian đánh giá kỹ lưỡng thời điểm và điều kiện tách truyền tải, lên kế hoạch thực hiện (nếu đủ điều kiện).

2. Để thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh vốn đang thực hiện rất chậm, cần đáp ứng các yếu tố nào?

Chúng ta đã có thị trường phát điện cạnh tranh từ lâu, nhưng nếu nhìn thẳng thì thị trường bán buôn và bán lẻ vẫn chưa thực chất. Chính cơ quan quản lý cũng nhận xét “thị trường bán buôn đã vận hành, nhưng cạnh tranh còn hạn chế”, vì cơ bản vẫn là mô hình “một người mua duy nhất” và cơ chế hợp đồng song phương giữa nhà máy với các bên mua ngoài EVN chưa hình thành rõ nét. Lộ trình đã được hoạch định từ năm 2006, nhưng thực tế mỗi giai đoạn đều lùi so với kế hoạch. Mục tiêu hiện nay là vận hành chính thức thị trường bán lẻ chậm nhất vào năm 2030, song song với tái cơ cấu EVN.

Để thị trường vận hành thực chất cần ít nhất 5 điều kiện:

Thứ nhất: Khung pháp lý đồng bộ: Sửa Luật Điện lực, quyết định về thị trường điện cạnh tranh và các quy định thanh toán, xử lý vi phạm.

Thứ hai: Có đủ số lượng đơn vị mua buôn mạnh về tài chính. Nếu chỉ có vài đơn vị cùng thuộc một chủ sở hữu thì cạnh tranh chỉ là hình thức.

Thứ ba: Hạ tầng đo đếm thông minh, dữ liệu và hệ thống thanh toán, vì khách hàng chỉ chọn được nhà cung cấp khi công tơ và hệ thống dữ liệu cho phép tính tiền theo giờ, theo thời điểm.

Thứ tư: Cơ chế quản trị rủi ro giá, gồm hợp đồng kỳ hạn, hợp đồng song phương, yêu cầu phòng ngừa rủi ro với các đơn vị bán lẻ.

Thứ năm: Giá bán lẻ phải tiệm cận chi phí thực, nếu không tín hiệu giá bị méo và không ai muốn gia nhập thị trường.

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy tốc độ không quan trọng bằng thứ tự và độ chắc chắn. Singapore mở cửa dần từ năm 2001 cho khách hàng lớn, rồi mở toàn quốc cho hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ từ năm 2018. Nhật Bản mở bán lẻ hoàn toàn năm 2016 sau nhiều năm chuẩn bị. Ngược lại, California đầu những năm 2000 là bài học về cải cách vội vàng: Tự do hóa giá bán buôn, nhưng vẫn đóng băng giá bán lẻ, nên khi giá nguồn tăng các công ty bán lẻ bị kẹt, dẫn tới khủng hoảng điện và phá sản của các công ty điện lực lớn.

Điểm chung của các trường hợp thành công là có giai đoạn thí điểm, có “lưới an toàn” cho khách hàng và có cơ quan giám sát thị trường đủ mạnh.

Về câu hỏi: Đã đủ cơ sở chưa? Chúng ta có thể thấy rằng: Khâu bán buôn đã có nền tảng khá đầy đủ, do cơ chế mua bán điện trực tiếp đã bắt đầu mở rộng và các tổng công ty điện lực đã tham gia thị trường, nên có thể đẩy mạnh. Còn bán lẻ nên triển khai từng bước, bắt đầu với khách hàng lớn, khu công nghiệp, rồi mở rộng; đồng thời giữ một “nhà cung cấp mặc định” cho những khách hàng chưa muốn, hoặc chưa thể chọn. Cách này vừa cho thị trường thời gian trưởng thành, vừa giúp tránh cú sốc cho người dân.

3. EVN ở đâu trong thị trường điện cạnh tranh để thúc đẩy thị trường và hoạt động hiệu quả?

Chúng ta nghĩ cần nhìn EVN theo hướng “đổi vai trò”, chứ không phải “thu nhỏ vai trò”.

Hiện nay EVN vừa là bên mua điện gần như duy nhất, vừa vận hành phần lớn lưới, vừa là nhà bán lẻ chính. Trong thị trường cạnh tranh, EVN nên tập trung vào những việc mà doanh nghiệp lớn, có hạ tầng và uy tín quốc gia làm tốt nhất: Phát điện ở những nguồn then chốt, phân phối và bán lẻ, các nhiệm vụ công ích và dự phòng cho hệ thống. Ngược lại, EVN cần giảm dần vai trò mua điện tập trung và vai trò “trọng tài” đối với các nhà phát điện khác. Bởi đây chính là chỗ gây ra xung đột lợi ích.

Phương án Bộ Công Thương đề xuất là chuyển tiếp các hợp đồng mua bán điện do EVN ký, sang các đơn vị mua buôn điện khác (như các tổng công ty điện lực). Lý do được nêu là EVN còn là người mua duy nhất, nên các chủ đầu tư nhà máy rất ít lựa chọn khi đàm phán và thực hiện hợp đồng. Hướng này tương đối hợp lý, vì nhiều người mua sẽ giúp nhà đầu tư dễ đạt thỏa thuận hơn và tạo áp lực hiệu quả lên chi phí.

Tuy nhiên, để làm hiệu quả cần giải quyết 3 vấn đề:

Thứ nhất: Năng lực của bên nhận hợp đồng. Các tổng công ty điện lực phải đủ vốn, đủ xếp hạng tín nhiệm, có đội ngũ quản trị rủi ro để ký và thực hiện các hợp đồng dài hạn, nếu không bên cho vay sẽ không chấp nhận.

Thứ hai: Sự đồng thuận của bên có hợp đồng: Việc chuyển hợp đồng mua bán điện (PPA) không được làm xấu đi quyền lợi của nhà đầu tư đã ký và cần có thỏa thuận ba bên để bảo toàn tính pháp lý.

Thứ ba: Cách phân bổ các “hợp đồng khó”: Các PPA giá cao, hợp đồng nhập khẩu, các nhà máy có nghĩa vụ đặc biệt. Nếu dồn hết vào một vài đơn vị, thì các đơn vị đó sẽ không cạnh tranh nổi, nên cần cơ chế phân bổ, hoặc bù đắp minh bạch - có nghĩa là cần phải có một sự chuẩn bị xem xét rất kỹ lưỡng.

Singapore là ví dụ về việc giữ lại một nhà cung cấp mặc định. Khi mở cửa thị trường bán lẻ, họ vẫn giữ SP Group với mức giá điều tiết và khoảng một nửa số hộ gia đình vẫn mua điện từ SP Group theo giá điều tiết. Khi nhiều nhà bán lẻ độc lập rút lui năm 2021, quy định buộc đơn vị muốn rút phải tìm bên nhận khách hàng trước, nếu không thì khách hàng chuyển về SP Group, nhờ vậy người dân không bị gián đoạn cấp điện. Với Việt Nam, EVN và các tổng công ty điện lực có thể đóng vai trò tương tự ở giai đoạn chuyển tiếp - là “bên bán lẻ dự phòng” bảo đảm không ai bị bỏ lại. Trong khi đó, Anh là ví dụ về hệ quả của việc mở bán lẻ quá nhiều bên tham gia, nhưng thiếu sàng lọc (nội dung này sẽ được đề cập kỹ hơn ở phần sau).

4. Giá điện có thể tăng cao khi các nguồn điện giá cao vào thị trường nhiều hơn. Vậy cần giải quyết bài toán xây dựng cơ chế giá điện ra sao cho phù hợp?

Đây là vấn đề khó nhất, vì cạnh tranh không tự động làm giá giảm. Nếu cung thiếu và các nguồn giá cao chiếm tỷ trọng lớn, thì giá thị trường sẽ tăng và chính EVN cũng đã lo ngại thị trường bán lẻ cạnh tranh có thể đẩy giá điện tăng và tạo chênh lệch vùng miền, nếu thiếu cơ chế giám sát, điều tiết phù hợp. Nhưng ngược lại, giữ giá thấp một cách hành chính trong thời gian dài cũng có cái giá: Doanh nghiệp điện thua lỗ, thiếu vốn đầu tư và cuối cùng là thiếu điện. Trung Quốc năm 2021 từng gặp tình trạng cắt điện ở nhiều tỉnh khi giá than tăng, trong khi giá điện bán ra bị khống chế chặt, sau đó phải cho phép giá điện dao động rộng hơn.

Kinh nghiệm quốc tế về cạnh tranh bán lẻ có cả mặt sáng và mặt tối. Ở Anh, số nhà cung cấp tăng từ 12 năm 2010 lên đỉnh 70 năm 2018, nhưng khi giá bán buôn tăng vọt, giá trần bán lẻ không theo kịp, khiến 29 nhà cung cấp phá sản từ giữa năm 2021 đến tháng 5/2022, ảnh hưởng gần 4 triệu hộ. Kiểm toán Nhà nước Anh ước tính người tiêu dùng phải gánh khoảng 2,7 tỷ bảng để bù chi phí các công ty sụp đổ và cho rằng “cơ quan quản lý đã sơ hở trong cấp phép, giám sát, làm tăng rủi ro và chi phí”. Singapore cũng gặp cú sốc tương tự năm 2021 khi 5 nhà bán lẻ rút lui trong 3 tuần (chủ yếu do không phòng ngừa đủ rủi ro giá). Sau đó cơ quan quản lý yêu cầu các nhà bán lẻ phải phòng ngừa ít nhất 50% sản lượng hợp đồng không gắn với giá bán buôn.

Từ đây có thể rút ra mấy hướng cho Việt Nam:

Thứ nhất: Tách giá theo nhóm khách hàng. Khách hàng công nghiệp, dịch vụ lớn có khả năng quản trị rủi ro thì được tiếp cận giá thị trường, hợp đồng song phương dài hạn và mua điện trực tiếp. Hộ gia đình đi theo lộ trình điều chỉnh từng bước, có biểu giá bậc thang, hoặc giá hai thành phần được thiết kế để người dùng ít điện không bị bất lợi.

Thứ hai: Thay vì kìm giá cho tất cả, nên hỗ trợ trực tiếp nhóm yếu thế, đúng với định hướng cải cách giá bán lẻ theo lộ trình, đi kèm đánh giá tác động và cơ chế hỗ trợ đối tượng cần bảo vệ.

Thứ ba: Đặt yêu cầu phòng ngừa rủi ro và năng lực tài chính cho các đơn vị bán lẻ ngay từ khi cấp phép, để tránh lặp lại bài học của Anh và Singapore.

Thứ tư: Minh bạch cơ cấu giá, công bố rõ từng thành phần chi phí phát điện, truyền tải, phân phối, để người dân và doanh nghiệp hiểu vì sao giá thay đổi và có căn cứ giám sát.

Thứ năm: Phát triển các nguồn có chi phí thấp và các công cụ giảm đỉnh tải, như điện mặt trời mái nhà, lưu trữ, quản lý nhu cầu, vì đó mới là cách giữ giá ổn định về lâu dài.

5. Khi không còn vai trò độc quyền của EVN ở các khâu và EVNNPT chuyển về bộ ngành quản lý, ai sẽ chịu trách nhiệm bảo đảm cung ứng điện?

Cần nhấn mạnh một nguyên tắc: Thị trường cạnh tranh không làm biến mất trách nhiệm đảm bảo an ninh điện, mà chỉ làm thay đổi cách phân chia trách nhiệm đó. Khi còn độc quyền, thì mọi thứ đều quy về EVN. Khi thị trường được vận hành, trách nhiệm phải được phân định rõ ràng cho từng chủ thể: Nhà nước chịu trách nhiệm quy hoạch, theo dõi cân đối cung - cầu và có công cụ can thiệp khi cần; đơn vị truyền tải chịu trách nhiệm về lưới; đơn vị điều độ độc lập chịu trách nhiệm vận hành hệ thống thời gian thực; các đơn vị mua buôn và bán lẻ chịu nghĩa vụ ký đủ hợp đồng để bảo đảm điện cho khách hàng của mình.

Bài học đáng nhớ nhất đến từ Texas. Bão mùa đông Uri tháng 2/2021 liên quan tới hơn 200 ca tử vong và hơn 2/3 hộ gia đình mất điện ở một thời điểm nào đó. Thị trường Texas có cạnh tranh cao, nhưng không có cơ chế thị trường công suất đúng nghĩa, nên các nhà máy thiếu động lực đầu tư vào độ tin cậy. Hậu quả không chỉ là mất điện, mà còn là tài chính: Có hộ nhận hóa đơn hơn 16.000 USD, vì dùng gói giá theo thị trường bán buôn và một số nhà bán lẻ phải tuyên bố phá sản.

Sau sự kiện này, Texas phải tăng cường các cơ chế bảo đảm công suất và một chi phí trong số đó đã làm người dùng tốn gần 1 tỷ USD trong năm 2022.

Đáng chú ý, có bài phân tích còn nhận định “biến cố Uri đã phá vỡ sự đồng thuận chính trị về cách vận hành thị trường”.

Nói cách khác, một thị trường chỉ bền vững khi xã hội còn tin tưởng nó.

Vì vậy, với Việt Nam, chúng tôi cho rằng cần có 4 lớp bảo đảm:

Lớp thứ nhất là quy hoạch và đầu tư: Bảo đảm nguồn, lưới được xây đúng tiến độ, có cơ chế để nguồn chạy nền, nguồn linh hoạt, lưu trữ được thu hồi vốn (ví dụ thanh toán công suất, hoặc hợp đồng dài hạn).

Lớp thứ hai là dự phòng hệ thống: Dự trữ công suất, dự trữ nhiên liệu, quy định bắt buộc về khả năng chịu thời tiết cực đoan.

Lớp thứ ba là nghĩa vụ của bên bán điện: Các đơn vị mua buôn, bán lẻ phải chứng minh đủ hợp đồng và đủ năng lực tài chính, kèm cơ chế chuyển khách hàng sang “nhà cung cấp cuối cùng” khi một đơn vị gặp sự cố (như cách Singapore và Anh đã áp dụng).

Lớp thứ tư là giám sát độc lập: Một cơ quan điều tiết và đơn vị giám sát thị trường đủ năng lực, chuyên môn, độc lập về tài chính để phát hiện sớm hành vi thao túng và rủi ro hệ thống.

Về vận hành, việc đã giao điều độ và vận hành thị trường cho một đơn vị độc lập là bước đi đúng hướng. Điều cần làm tiếp là nâng cấp công nghệ vận hành, dự báo phụ tải và nguồn tái tạo, hệ thống dữ liệu, cũng như quy trình phối hợp khi có sự cố. Trong giai đoạn chuyển đổi dự kiến từ 2028-2030 (xem đề xuất nêu phía trên), khi cung ứng được dự báo còn nhiều áp lực, không được để xuất hiện bất kỳ “khoảng trống trách nhiệm” nào giữa các đơn vị.

Đón đọc kỳ tới: Định hướng tách Truyền tải điện Quốc gia ra khỏi EVN và vấn đề minh bạch thị trường, đảm bảo an ninh năng lượng khi về bộ ngành quản lý

TS. NGUYỄN ANH TUẤN (B) - PHÓ CHỦ TỊCH HIỆP HỘI NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM