Thị trường điện cạnh tranh hướng tới bền vững: Khi nào trở thành hiện thực ở Việt Nam?

Báo cáo nhận diện rủi ro, thách thức và gợi ý chính sách phát triển các phân ngành điện Việt Nam

Tiến trình cải cách thị trường điện Việt Nam - Những bước đã thực hiện:

Việt Nam bắt đầu cải cách thị trường điện từ đầu những năm 2000, với định hướng tách bạch các chức năng phát điện - truyền tải - điều độ - phân phối, thúc đẩy đầu tư tư nhân, hoàn thiện hạ tầng vận hành và hình thành cơ chế thị trường. Một số kết quả nổi bật:

1. Số lượng nhà máy tham gia chào giá tăng mạnh. Đến giữa 2025, có trên 100 nhà máy đăng ký chào giá, tổng công suất tăng đáng kể.

2. Các bước chuẩn bị cho VWEM (thị trường bán buôn điện cạnh tranh) và VREM (thị trường bán lẻ điện cạnh tranh) đã được công bố lộ trình chính thức, trong đó VWEM toàn diện dự kiến vận hành từ 1/7/2026, VREM dự kiến bắt đầu từ 1/1/2027.

3. Một số cơ chế hỗ trợ quá trình chuyển đổi đang được nghiên cứu và thử nghiệm, như giá điện hai thành phần, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho năng lượng tái tạo (NLTT), tối ưu chu kỳ giao dịch từ 60 xuống 30 phút, thử nghiệm phản hồi nhu cầu.

Những bước trên là tiến bộ rõ rệt so với trạng thái mấy năm trước đây, nhưng chúng chưa phản ánh đầy đủ chuyển dịch từ “cạnh tranh hình thức” sang “cạnh tranh thực chất và bền vững”.

Thế nào là “thị trường điện cạnh tranh và bền vững”?

Một thị trường điện được coi là cạnh tranh và bền vững khi đáp ứng đồng thời:

1. Giá điện phản ánh đúng chi phí kinh tế - kỹ thuật (phát điện, truyền tải, phân phối, phụ trợ, lưu trữ, dự phòng).

2. Kênh đầu tư tư nhân phát triển mạnh, không chỉ ở phát điện mà cả truyền tải, lưu trữ, phân phối và bán lẻ.

3. Hệ thống vận hành linh hoạt khi tỷ lệ NLTT cao, dựa trên thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh, lưu trữ và phản hồi nhu cầu.

4. Thể chế ổn định, minh bạch, giảm can thiệp hành chính, bảo vệ nhóm tiêu dùng dễ bị tổn thương.

5. Cơ quan điều tiết độc lập, đảm bảo công bằng giữa các chủ thể, giám sát thị trường hiệu quả.

6. Thị trường có thanh khoản và công cụ phòng ngừa rủi ro, giúp nhà đầu tư giảm phụ thuộc vào các hợp đồng dài hạn bảo đảm (PPA).

Đây là những tiêu chí mà nhiều quốc gia có thị trường điện trưởng thành đã đạt, là chuẩn tham chiếu phù hợp cho Việt Nam.

Những điểm nghẽn chính được nêu tại hội thảo và trên báo chí:

1. Tỷ lệ nguồn tham gia và cơ cấu hợp đồng:

Mặc dù số lượng nguồn tham gia chào giá tăng, tỷ lệ công suất thực tế tham gia vào cơ chế đấu giá cạnh tranh vẫn còn thấp (báo chí ghi nhận khoảng 30-40% nguồn tham gia thực chất). Nhiều hợp đồng song phương (PPA, quyền sở hữu) còn chiếm ưu thế làm giảm thanh khoản thị trường. Hệ quả là thị trường khó tạo được “giá thị trường” đáng tin cậy, làm giảm lợi ích cho cả người tiêu dùng lẫn nhà đầu tư.

2. Thị trường dịch vụ phụ trợ chưa cạnh tranh:

Dịch vụ phụ trợ (điều độ tần số, dự phòng, điều khiển điện áp, v.v...) phần lớn vẫn được cung cấp theo cơ chế hành chính, hoặc gián tiếp thông qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Thiếu thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh làm giảm khả năng vận hành hệ thống an toàn khi tích hợp nhiều NLTT.

3. Minh bạch chi phí và thông tin:

Thông tin về chi phí sản xuất, chi phí truyền tải/phân phối, chi phí dự phòng chưa được công khai đầy đủ. Việc thiếu dữ liệu chi phí làm giảm khả năng các nhà đầu tư đưa ra quyết định kinh tế chính xác.

4. Công cụ quản trị rủi ro yếu:

Thiếu thị trường thứ cấp, công cụ phòng ngừa rủi ro, bảo hiểm giá, hoặc công cụ tài chính thích hợp khiến đầu tư tư nhân - đặc biệt vào truyền tải, lưu trữ và bán lẻ - gặp rủi ro cao. Nhà đầu tư chỉ tham gia mạnh vào phát điện (vì có PPA bảo đảm) hơn là các khâu khác.

5. Thể chế và trách nhiệm giữa các thực thể chưa rõ ràng:

Mối quan hệ giữa EVN, Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO), cơ quan điều tiết và Bộ Công Thương vẫn trong giai đoạn điều chỉnh. Sự giao thoa lợi ích, trách nhiệm vận hành và điều tiết... nếu không được làm rõ sẽ cản trở phát triển thị trường độc lập và minh bạch.

6. Bảo vệ người tiêu dùng:

Việc chuyển sang giá thị trường có nguy cơ tác động xã hội, nếu các chính sách bảo vệ nhóm dễ bị tổn thương không được chuẩn bị đầy đủ (mạng lưới trợ giúp, miễn giảm, v.v...).

Bước tiến đã có và các công cụ đang được đề xuất/áp dụng:

1. Lộ trình rõ ràng cho VWEM và VREM vào năm 2026-2027 là tín hiệu chính trị quan trọng.

2. Giá điện hai thành phần đang được EVN thí điểm (thực hiện tính toán mô phỏng và ghi nhận trên hóa đơn, chưa thu tiền theo cơ chế mới, nhằm mục tiêu phân tích mức độ biến động chi phí và phản ứng của người tiêu dùng) - được xem như bước đệm để chuyển sang giá bán lẻ thị trường.

3. Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và các mô hình hợp đồng linh hoạt được ban hành và tiếp tục thảo luận chỉnh sửa nhằm tăng lựa chọn cho người mua và tạo kênh trực tiếp cho năng lượng tái tạo.

4. Một số đề xuất kỹ thuật: Rút ngắn chu kỳ giao dịch (đã có xu hướng từ 60 phút xuống 30 phút trong thử nghiệm), thử nghiệm thị trường phụ trợ, thí điểm cho nhu cầu phản hồi và lưu trữ.

Những công cụ này cải thiện “hệ sinh thái” cần có để thị trường vận hành, nhưng từng công cụ phải được hiện thực hóa kèm theo pháp lý và cơ chế tài chính rõ ràng.

Bao giờ thị trường điện cạnh tranh hướng tới bền vững sẽ trở thành hiện thực?

Dựa trên lộ trình công bố, thực trạng kỹ thuật và khó khăn chính sách, có thể phân tích, dự báo theo ba giai đoạn thời gian như sau:

1. Giai đoạn 2026-2027 - “Thị trường vận hành, nhưng chưa bền vững”:

VWEM toàn diện hoạt động từ 1/7/2026 và VREM bắt đầu từ 1/1/2027. Điều này có nghĩa là các cấu phần kỹ thuật để vận hành giao dịch cạnh tranh ở cấp độ bán buôn và bán lẻ sẽ chính thức được đưa vào vận hành. Đây là mốc quan trọng về “khung”, nhưng chưa đảm bảo thị trường đạt tính bền vững: Nhiều nguồn chưa tham gia, thị trường phụ trợ chưa hoàn chỉnh, minh bạch chi phí chưa đạt mức cần thiết.

2. Giai đoạn 2028-2030 - “Chuyển đổi để cạnh tranh thực chất”:

Trong giai đoạn này cần hoàn thiện thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh, phát triển thị trường thứ cấp, thúc đẩy minh bạch chi phí, thiết lập công cụ tài chính để quản trị rủi ro và xây dựng cơ chế bảo vệ người tiêu dùng. Nếu các cải cách được thực hiện quyết liệt, cùng với sự hỗ trợ kỹ thuật của đối tác quốc tế và tham gia mạnh mẽ của nhà đầu tư tư nhân, thị trường có thể đạt mức “cạnh tranh thực chất” ở một số phân đoạn. (Ví dụ như thị trường bán buôn có thanh khoản tốt, dịch vụ phụ trợ bắt đầu cạnh tranh). Đây là giai đoạn quyết định. Nếu trì hoãn, hoặc không xử lý các điểm nghẽn, quá trình chuyển đổi sẽ kéo dài.

3. Giai đoạn sau 2030 - “Hướng tới bền vững”:

Sau năm 2030, khi thị trường phụ trợ, lưu trữ, phản hồi nhu cầu, thị trường thứ cấp hoạt động ổn định; khi dữ liệu chi phí được công khai và các công cụ tài chính hoạt động và khi vai trò/trách nhiệm của các thực thể (Bộ Công Thương, NSMO, EVN, cơ quan điều tiết) minh bạch, thì lúc đó thị trường có thể được coi là cạnh tranh và bền vững. Đây là mốc thực tế và thận trọng - đạt được hay không phụ thuộc vào quyết tâm cải cách thể chế, tốc độ ban hành quy định chi tiết và khả năng thu hút vốn tư nhân vào các khâu ngoài phát điện.

Nhóm biện pháp then chốt để rút ngắn thời gian đến “bền vững”:

Để đưa thị trường điện cạnh tranh hướng tới bền vững sớm hơn (rút ngắn khoảng thời gian tới 2030), cần tập trung vào các chính sách và hành động sau:

1. Minh bạch hóa chi phí toàn chuỗi điện:

Yêu cầu báo cáo, công khai chi phí sản xuất, truyền tải, phân phối và chi phí dịch vụ phụ trợ. Thông tin minh bạch giúp giá thị trường có ý nghĩa và tạo niềm tin cho nhà đầu tư.

2. Xây dựng thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh:

Thiết kế cơ chế đấu thầu cho dịch vụ phụ trợ; cho phép nhà cung cấp mới (lưu trữ, phản hồi nhu cầu) tham gia. Đảm bảo giá dịch vụ phản ánh giá trị thực của tính linh hoạt.

3. Phát triển công cụ quản trị rủi ro và thị trường thứ cấp:

Hỗ trợ xây dựng cơ sở hạ tầng tài chính (phòng ngừa rủi ro, hợp đồng tương lai, hợp đồng phái sinh năng lượng, thị trường thứ cấp) để giảm rủi ro cho nhà đầu tư, đặc biệt nhà đầu tư vào truyền tải và phân phối.

4. Cải cách thể chế - Rõ ràng vai trò và trách nhiệm:

Tách biệt rõ vai trò của EVN (nếu còn là chủ thể kinh doanh), NSMO và cơ quan điều tiết để tránh xung đột lợi ích; củng cố năng lực điều tiết, giám sát thị trường.

5. Bảo vệ xã hội và chính sách chuyển đổi:

Thiết kế chính sách trợ giúp xã hội cho nhóm dễ tổn thương, lộ trình chuyển đổi đối với hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ khi giá bán lẻ chuyển sang cơ chế thị trường làm giá điện tăng.

6. Đầu tư vào hạ tầng số, mô hình dự báo và điều khiển:

Ứng dụng công nghệ (AI, dữ liệu lớn) cho dự báo NLTT, tối ưu điều độ, giảm rủi ro vận hành và tăng hiệu quả thị trường.

7. Hợp tác quốc tế và thử nghiệm thí điểm:

Mở rộng quan hệ hợp tác. Chẳng hạn như chương trình P4I với Australia để học hỏi mô hình, tổ chức thí điểm (phản hồi nhu cầu, thị trường phụ trợ, DPPA) trước khi nhân rộng.

8. Rủi ro, nếu không thực hiện cải cách quyết liệt:

Nếu Việt Nam chỉ dừng lại ở việc “vận hành thị trường” trên giấy tờ mà không giải quyết các điểm nghẽn, có thể xuất hiện những hệ lụy sau:

Thứ nhất: Thiếu thanh khoản, giá biến động lớn, nhà đầu tư không tham gia, hoặc chỉ tham gia ở những mảng được bảo đảm, còn đầu tư vào truyền tải/lưu trữ vẫn thiếu.

Thứ hai: Rủi ro an toàn hệ thống khi NLTT tăng mà thị trường phụ trợ yếu, dẫn đến tăng tần suất sự cố, chi phí điều chỉnh cao.

Thứ ba: Bất ổn xã hội, nếu giá bán lẻ theo thị trường tăng đột ngột mà không có chính sách hỗ trợ.

Thứ tư: Mất cơ hội đầu tư xanh. Nhà đầu tư quốc tế có thể chuyển vốn sang các thị trường có cơ chế giá và quản trị rủi ro tốt hơn.

Kiến nghị:

Cần công khai, minh bạch chi phí toàn chuỗi điện ngay trong năm 2026-2027. Cụ thể là:

1. Thiết lập thị trường dịch vụ phụ trợ cạnh tranh và cho phép lưu trữ, phản hồi nhu cầu tham gia chính thức.

2. Xây dựng thị trường thứ cấp và công cụ phòng ngừa rủi ro để giảm rủi ro cho nhà đầu tư.

3. Rà soát và phân định rõ trách nhiệm giữa Bộ Công Thương, EVN, NSMO và cơ quan điều tiết.

4. Lập khung bảo vệ xã hội cho các hộ dễ tổn thương song song với mở cửa thị trường bán lẻ.

5. Tăng cường hợp tác quốc tế để triển khai thí điểm và đào tạo.

Kết luận:

Với lộ trình công bố, có thể vận hành VWEM (thị trường bán buôn điện cạnh tranh) và VREM (thị trường bán buôn và bán lẻ) vào năm 2026-2027. Đây là mốc có thể tin cậy về mặt hành chính, nếu mọi thứ diễn ra theo kế hoạch. Tuy nhiên, mốc để gọi là “cạnh tranh thực chất”, nếu trong giai đoạn 2028-2030, các biện pháp về minh bạch chi phí, thị trường dịch vụ phụ trợ, công cụ tài chính và cơ chế bảo vệ người tiêu dùng được hiện thực hoá.

Để đạt tính bền vững đầy đủ (bao gồm thanh khoản, an toàn hệ thống khi tỷ lệ năng lượng tái tạo lớn, sự tham gia đa dạng của tư nhân và cơ chế bảo vệ xã hội đầy đủ), nhiều khả năng cần tới sau 2030 (trừ khi có sự thúc đẩy cải cách mạnh mẽ, đồng bộ và minh bạch ngay từ bây giờ)./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

- Bộ Công Thương (2024-2025): Các báo cáo lộ trình thị trường điện và cải cách bán buôn điện cạnh tranh.

- Báo Công Thương (2025): Hội thảo “Phát triển thị trường điện cạnh tranh hướng tới bền vững”, tháng 11/2025.

- Bnews.vn (2025): “Thị trường điện cạnh tranh: yêu cầu minh bạch và cải cách thể chế”, tháng 11/2025.

- Báo Nhân Dân (2025): Phân tích tiến trình và thách thức thị trường điện Việt Nam.

- OECD (2023): Electricity Market Design for Renewable Integration.

- AEMO & AER (2019-2023): Australian Electricity Market Reports and Market Reforms.