Tăng minh bạch, củng cố niềm tin thị trường bán buôn điện cạnh tranh

Hoàn thiện cơ chế, từng bước mở rộng quy mô thị trường

Góp ý tại hội thảo kỹ thuật về phát triển thị trường điện cạnh tranh tại Việt Nam trong khuôn khổ hợp tác giữa Cục Điện lực (Bộ Công Thương) và Đại sứ quán Úc tại Việt Nam, ông Nguyễn Thái Minh, Phó trưởng phòng Điều hành thị trường điện - Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) cho biết, thị trường điện cạnh tranh của Việt Nam được hình thành trên cơ sở Quyết định số 8266/QĐ-BCT ngày 10/8/2015 của Bộ Công Thương, phê duyệt Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam (VWEM).

Ông Nguyễn Thái Minh, Phó trưởng phòng Điều hành thị trường điện - NSMO. Ảnh: P.C

Lộ trình phát triển thị trường điện được triển khai qua ba giai đoạn VCGM (thị trường phát điện cạnh tranh), VWEM (thị trường bán buôn điện cạnh tranh) và VREM (thị trường bán lẻ điện cạnh tranh). Mỗi giai đoạn đều được chia làm hai bước là thử nghiệm và vận hành chính thức, để đảm bảo quá trình chuyển đổi có kiểm soát, phù hợp với đặc thù hệ thống điện Việt Nam.

Trong mô hình VWEM, bên bán điện bao gồm các tổng công ty phát điện (GENCO 1, GENCO 2, GENCO 3), các nhà máy điện độc lập (IPP), nhà máy BOT và thủy điện đa mục tiêu. Bên cung cấp dịch vụ là các đơn vị như NSMO (vận hành hệ thống, quản lý số liệu đo đếm), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (NPT) và 5 tổng công ty điện lực khu vực chịu trách nhiệm phân phối điện đến người tiêu dùng. Bên mua điện gồm 5 tổng công ty điện lực (Hà Nội, miền Bắc, miền Trung, TP. Hồ Chí Minh, miền Nam) và Công ty Mua bán điện (EPTC) - đơn vị mua điện từ các nguồn không tham gia thị trường hoặc đặc thù.

Thị trường điện Việt Nam vận hành theo cơ chế thị trường toàn phần, trong đó các nhà máy bán toàn bộ sản lượng điện lên thị trường và giá được xác định theo cơ chế giá biên, tức giá của tổ máy có chi phí cao nhất cần huy động để đáp ứng thêm 1 kWh phụ tải. Việt Nam hiện vẫn áp dụng mô hình chào giá theo chi phí, tức các nhà máy chào giá dựa trên chi phí biến đổi, chưa bao gồm chi phí cố định.

Thị trường giao ngay vận hành với chu kỳ giao dịch và điều độ là 30 phút, thay vì 60 phút như trước năm 2020. Giá điện năng thị trường cộng với giá công suất tạo thành giá toàn phần, thanh toán theo chu kỳ tháng. Các dịch vụ phụ trợ như điều tần, điều áp, khởi động đen được huy động và thanh toán theo hợp đồng do Bộ Công Thương ban hành.

Tính đến tháng 6/2025, 118 nhà máy điện đã tham gia trực tiếp chào giá trên thị trường, với tổng công suất đặt 34.080 MW, chiếm 38,4% tổng công suất toàn hệ thống (89.920 MW). Trong đó, các nhà máy trực tiếp chiếm 38%, gián tiếp 39%, thủy điện chiến lược 10%, BOT 10% và nhập khẩu 3%.

Giá trần thị trường điện cũng phản ánh biến động cung - cầu và chi phí nhiên liệu. Năm 2013, giá trần là 1.015 VND/kWh, đến năm 2024 tăng lên 1.510 VND/kWh. Giá toàn phần trung bình và giá công suất trung bình biến động theo từng tháng, thể hiện rõ quy luật thị trường và đặc điểm mùa trong hệ thống điện.

Minh bạch hóa vận hành, hướng tới thị trường điện hoàn chỉnh

Theo ông Nguyễn Thái Minh, việc vận hành VWEM đã mang lại nhiều kết quả tích cực. Cơ chế chào giá giúp tăng tính minh bạch, tạo điều kiện cho các nhà máy chủ động hơn trong lập kế hoạch huy động công suất, điều chỉnh sản lượng, từ đó củng cố niềm tin giữa các bên tham gia.

Hệ thống điện quốc gia được vận hành an toàn, liên tục và ổn định. Cơ chế thị trường đã tính đến các yếu tố kỹ thuật như giới hạn truyền tải, khả năng đáp ứng phụ tải, biến động năng lượng tái tạo…, giúp hệ thống vận hành hiệu quả hơn, tối ưu hóa nguồn lực và chi phí.

Số lượng các đơn vị tham gia thị trường ngày càng tăng. Nếu năm 2012 chỉ có 31 nhà máy với tổng công suất 9.212 MW, đến năm 2025 đã đạt 118 nhà máy - tăng gấp 3,8 lần về số lượng và 3,5 lần về công suất. Trung bình mỗi năm, lượng công suất trực tiếp chào giá tăng 11,6%.

Thị trường điện cạnh tranh cũng góp phần nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống, khi tạo áp lực buộc các nhà máy giảm chi phí, duy tu thiết bị tốt hơn, tăng khả năng sẵn sàng. Các nhà máy cũng tuân thủ lệnh điều độ nghiêm ngặt hơn nhờ cơ chế thanh toán điều chỉnh doanh thu tính toán theo tốc độ tăng giảm tải.

Đặc biệt, hệ thống đo đếm điện năng (MDMSP) đã được tự động hóa, giúp thu thập dữ liệu đầy đủ, chính xác 100%, là tiền đề để phát triển dịch vụ khách hàng bán lẻ điện trong tương lai.

Cơ chế giá điện theo thị trường dần được hoàn thiện, nhất là với thủy điện, giá được tính theo giá trị nước - tức giá trị kinh tế ngắn hạn của nguồn nước. Điều này giúp phản ánh đúng chi phí cơ hội, nâng cao hiệu quả khai thác và điều tiết nguồn nước.

Từ năm 2019, thị trường bán buôn điện cạnh tranh được vận hành chính thức, đánh dấu bước ngoặt quan trọng khi mở rộng từ khâu phát điện sang mua buôn. Việc rút ngắn chu kỳ giao dịch xuống 30 phút giúp tăng độ chính xác trong dự báo phụ tải, giảm áp lực điều tần, phản ứng nhanh hơn với biến động nguồn - phụ tải và tiệm cận trình độ quốc tế.

Bên cạnh đó, 5 tổng công ty điện lực cũng bắt đầu tham gia khâu mua buôn, hình thành nền tảng pháp lý, hạ tầng công nghệ và nhân lực, chuẩn bị cho giai đoạn phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM).

Tuy vậy, ông Minh cho biết, thị trường vẫn còn một số tồn tại và vướng mắc. Tỷ trọng nguồn trực tiếp tham gia mới đạt khoảng 38%, trong khi nhiều nhà máy BOT, nguồn nhập khẩu và phần lớn năng lượng tái tạo hưởng giá FIT chưa tham gia thị trường.

Thị trường dịch vụ phụ trợ chưa được triển khai, các dịch vụ như điều áp, điều tần vẫn do EVN chỉ định theo hợp đồng, thiếu cơ chế cạnh tranh giá.

Cơ chế sản lượng hợp đồng còn bất cập, chưa tách biệt hợp lý giữa yếu tố tài chính và vận hành thực tế, làm giảm vai trò cân bằng rủi ro dài hạn. Việt Nam cũng chưa có công cụ quản trị rủi ro như thị trường phái sinh điện năng; các hợp đồng dài hạn hiện chủ yếu song phương giữa EVN và nhà máy, thiếu linh hoạt.

Một số cơ chế khác như chào giá tự do, tách bạch chi phí phân phối - bán lẻ, hay cơ chế bù chéo minh bạch giữa các tổng công ty điện lực cũng chưa được triển khai đầy đủ.

Xây dựng lộ trình phát triển mới, hướng tới thị trường điện hiện đại

Từ thực tiễn vận hành, NSMO đề xuất cần đánh giá toàn diện cấu trúc thị trường điện và xây dựng lộ trình phát triển phù hợp với bối cảnh mới. Thị trường giao ngay nên được kết hợp với các thị trường kỳ hạn, dịch vụ phụ trợ để tăng tính linh hoạt và giảm rủi ro.

Các đại biểu, chuyên gia, khách mời chụp ảnh lưu niệm tại hội thảo. Ảnh: P.C

Đồng thời, cần tăng tần suất lập lịch vận hành ngày tới lên 6 giờ/lần, giúp hệ thống điện phản ứng kịp thời với biến động từ năng lượng tái tạo. Cùng với đó là việc đầu tư, trang bị các hạ tầng thiết yếu như hệ thống quản lý thị trường MMS, hệ thống điều khiển SCADA và công cụ công nghệ phục vụ vận hành hiện đại.

Ông Minh nhấn mạnh, Bộ Công Thương cần sớm hoàn thiện và trình Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định mới về lộ trình phát triển thị trường điện cạnh tranh, thay thế Quyết định 63/2013/QĐ-TTg, làm cơ sở pháp lý cao nhất để triển khai trong giai đoạn tới.

Lộ trình mới cần xác định rõ các mốc giai đoạn chính, hoàn thành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) và tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM), gắn với các điều kiện thực hiện cụ thể.

Cùng với đó, Bộ Công Thương cần xây dựng kế hoạch hành động chi tiết, phân công rõ trách nhiệm giữa các đơn vị, bảo đảm tiến độ triển khai. EVN và các tổng công ty điện lực phải chuẩn bị phương án tái cơ cấu khâu bán lẻ, chuyển giao hợp đồng mua bán điện (PPA) từ EVN sang các tổng công ty điện lực trong năm 2025.

Ngoài ra, Bộ Công Thương cần hỗ trợ cơ chế bố trí vốn cho các dự án đầu tư hạ tầng công nghệ thông tin cấp bách phục vụ vận hành hệ thống và thị trường điện như MMS, SCADA…, tạo điều kiện để thị trường điện Việt Nam tiến tới mức độ cạnh tranh toàn diện, minh bạch và hiện đại.

Phương Cúc