Đầu tư vào Năng lượng Tái tạo: Nghị định 57 Tái định hình Khuôn khổ pháp lý của Việt Nam như thế nào
-
Clients:
Mike Hardson
-
Category:
-
Services:
Mutual Funds
-
Share:
Đầu tư vào Năng lượng Tái tạo: Nghị định 57 Tái định hình Khuôn khổ pháp lý của Việt Nam như thế nào
Sudhanshu Singh
1 Tháng, 2025
Nghị định 57/2025/ND-CP (“Nghị định 57”) đã đưa ra các quy định về giá trần, giới hạn cho điện mặt trời áp mái và việc tích hợp vào thị trường bán buôn cho ngành năng lượng tái tạo của Việt Nam. Chúng ta hãy cùng tìm hiểu những thách thức mới về tuân thủ, giá cả và cơ sở hạ tầng mà nghị định này mang lại.
Việt Nam đã sửa đổi khuôn khổ pháp lý về năng lượng tái tạo bằng Nghị định 57, thay thế Nghị định 80/2024/NĐ-CP (“Nghị định 80”) chỉ sau tám tháng triển khai. Hệ thống mới này thiết lập một cơ chế hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép các nhà sản xuất năng lượng tái tạo bán điện trực tiếp cho các khách hàng tiêu thụ lớn thay vì thông qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Sự phát triển từ Nghị định 80 đến Nghị định 57
Nghị định 80, ban hành vào tháng 7 năm 2024, là nỗ lực đầu tiên của Việt Nam trong việc chính thức hóa cơ chế DPPA. Tuy nhiên, nghị định này đã áp đặt các tiêu chí cứng nhắc, gây cản trở cho việc áp dụng. Các khách hàng sử dụng điện lớn phải duy trì mức tiêu thụ trung bình hàng tháng chính xác là 200.000 kWh và kết nối ở cấp điện áp 22 kV trở lên, điều này đã loại trừ nhiều đối tượng tiềm năng. Điều kiện tham gia cũng bị giới hạn ở các nhà máy điện mặt trời và điện gió có công suất từ 10 MW trở lên, làm mất đi cơ hội của các dự án năng lượng tái tạo nhỏ hơn và đa dạng hơn.
Nghị định này cũng thiếu sự rõ ràng về quy tắc định giá cho các kết nối lưới điện tư nhân và cung cấp các mẫu hợp đồng mang tính áp đặt. Điều này đã tạo ra sự không chắc chắn cho các nhà đầu tư và do đó, đã làm chậm quá trình triển khai.
Những cải tiến theo Nghị định 57
Nghị định 57 giải quyết các vấn đề này với những cải tiến sau:
Điều kiện tham gia linh hoạt: Thay vì một ngưỡng tiêu thụ cố định, điều kiện tham gia giờ đây tuân theo các quy định của Thị trường Bán buôn Điện cạnh tranh Việt Nam (VWEM), cho phép Bộ Công Thương (MOIT) điều chỉnh các ngưỡng này dựa trên điều kiện lưới điện;
Mở rộng các nguồn năng lượng: Các nhà máy điện sinh khối có công suất từ 10 MW trở lên hiện đã đủ điều kiện tham gia, bên cạnh điện mặt trời và điện gió, ghi nhận tiềm năng từ chất thải nông nghiệp và lâm nghiệp của Việt Nam;
Sự tham gia của điện mặt trời áp mái: Lượng điện mặt trời dư thừa có thể được bán cho EVN với mức giá tương đương với giá thị trường trung bình của năm trước;
Cải cách về giá: Giá trần đã được áp dụng cho các giao dịch lưới điện tư nhân, nhưng các bên có sự linh hoạt để đàm phán trong giới hạn này; và
Rõ ràng về hợp đồng: Nghị định loại bỏ các mẫu hợp đồng mang tính áp đặt và mang lại cho các nhà phát triển cũng như người mua nhiều tự do thương mại hơn.
Các mô hình DPPA: Lưới điện tư nhân và kết nối lưới
Nghị định mới có hai mô hình DPPA để phù hợp với các đối tượng sử dụng và khu vực địa lý khác nhau.
Mô hình lưới điện tư nhân (ngoài lưới)
Mô hình lưới điện tư nhân cho phép các nhà sản xuất năng lượng tái tạo xây dựng và vận hành hạ tầng truyền tải chuyên dụng, kết nối trực tiếp với các khách hàng tiêu thụ lớn mà không liên quan đến hệ thống lưới điện quốc gia. Các nhà phát triển năng lượng tái tạo hiện có thể xây dựng và vận hành đường dây trên không, cáp ngầm, máy biến áp và các hạ tầng khác để kết nối trực tiếp với người tiêu dùng. Các nhà sản xuất điện mặt trời áp mái được phép tham gia một cách rõ ràng, trừ khi bị hạn chế bởi hợp đồng.
Giá cả được xác định thông qua đàm phán giữa các bên, nhưng chỉ phải tuân theo mức giá trần của Bộ Công Thương. Mô hình này không yêu cầu đăng ký chính thức, nhưng người tiêu dùng phải báo cáo việc thực hiện DPPA cho các ủy ban nhân dân tỉnh, công ty điện lực và đơn vị vận hành hệ thống. Mô hình này có thể đặc biệt hấp dẫn đối với các khu công nghiệp, trung tâm dữ liệu và nhà máy sản xuất nằm gần các địa điểm phát điện tái tạo.
Mô hình kết nối lưới (tổng hợp)
Mô hình DPPA kết nối lưới hoạt động như một công cụ tài chính thay vì cung cấp điện vật lý. Các nhà sản xuất năng lượng tái tạo ký hợp đồng mua bán điện với EVN để bán điện vào Thị trường Bán buôn Điện cạnh tranh Việt Nam (VWEM) theo giá giao ngay. Đồng thời, người tiêu dùng ký hợp đồng mua bán điện bán lẻ với EVN hoặc các công ty con để nhận điện từ lưới điện quốc gia. Mối quan hệ thương mại giữa nhà sản xuất và người tiêu dùng hoạt động thông qua các hợp đồng kỳ hạn (Hợp đồng Chênh lệch) nhằm phòng ngừa rủi ro biến động giá trên thị trường bán buôn.
Mô hình kết nối lưới yêu cầu các nhà sản xuất phải duy trì công suất tối thiểu 10 MW và tham gia trực tiếp vào các hoạt động của VWEM. Các khách hàng đủ điều kiện phải kết nối ở các cấp điện áp phù hợp và duy trì mô hình tiêu thụ đáp ứng các ngưỡng do Bộ Công Thương xác định. Nhờ đó, các khách hàng công nghiệp lớn có thể tiếp cận điện tái tạo ngay cả khi họ không nằm gần các nguồn phát điện.
Các công nghệ năng lượng tái tạo và đối tượng tham gia đủ điều kiện
Nghị định 57 có cơ cấu năng lượng tái tạo rộng hơn và cơ sở người tham gia lớn hơn, bao gồm:
Các nhà máy điện sinh khối hiện có thể tham gia vào các hợp đồng DPPA kết nối lưới. Việt Nam hiện có 9 nhà máy trên 10 MW với tổng công suất 332 MW, và 14 dự án khác (300 MW) dự kiến sẽ hoàn thành vào năm 2030. Sinh khối góp phần vào quản lý chất thải, phát triển nông thôn và tạo việc làm thông qua việc thu gom và chế biến nguyên liệu;
Các hệ thống điện mặt trời áp mái có thể bán tới 20% sản lượng cho EVN và tạo ra nguồn thu nhập mới cho các hộ gia đình và doanh nghiệp; và
Các nhà cung cấp dịch vụ sạc xe điện hiện được công nhận là khách hàng sử dụng điện lớn, phù hợp với mục tiêu điện khí hóa của Việt Nam.
Điều kiện tham gia của người tiêu dùng linh hoạt theo các giai đoạn lịch sử tiêu thụ khác nhau. Người tiêu dùng có ít nhất 12 tháng tiêu thụ phải chứng minh việc tuân thủ ngưỡng tại thời điểm đăng ký, và những người mới tham gia phải cam kết đáp ứng các ngưỡng này trong năm đầu tiên.
Khung giá và giá trần
Thay vì tự do định giá không giới hạn theo Nghị định 80 trước đây, các hợp đồng DPPA lưới điện tư nhân hiện hoạt động theo giá trần do Bộ Công Thương quy định. Các mức giá trần này phản ánh chi phí sản xuất, bao gồm các thành phần chi phí đầu tư cố định, vận hành, bảo trì và các biến số khác.
Đối với các dự án điện mặt trời, khung giá được phê duyệt thay đổi theo công nghệ và khu vực (Bắc, Trung, Nam). Mức giá tối đa cho điện mặt trời (chưa bao gồm VAT):
Trên mặt đất (không lưu trữ): 1.012 – 1.382,7 VNĐ/kWh (0,038 – 0,052 USD/kWh);
Trên mặt nước (không lưu trữ): 1.228,2 – 1.685,8 VNĐ/kWh (0,046 – 0,064 USD/kWh);
Trên mặt đất có pin lưu trữ: 1.149,86 – 1.571,98 VNĐ/kWh (0,044 – 0,059 USD/kWh); và
Trên mặt nước có pin lưu trữ: 1.367,13 – 1.876,57 VNĐ/kWh (0,052 – 0,071 USD/kWh).
Hệ thống Lưu trữ Năng lượng bằng Pin (BESS) được hưởng các ưu đãi bổ sung, với điều kiện chúng đáp ứng các ngưỡng kỹ thuật sau: dung lượng lưu trữ ít nhất 10% công suất nhà máy, thời gian lưu trữ hai giờ, và cung cấp ít nhất 5% sản lượng điện từ nguồn lưu trữ. Thiết kế giá cho phép sự linh hoạt trong đàm phán, nhưng không được vượt quá mức giá trần của Bộ Công Thương.
Giới hạn về việc bán điện dư thừa và điện mặt trời áp mái
Nghị định cũng đặt ra các giới hạn về việc bán điện dư thừa cho các hệ thống áp mái. Nó giới hạn lượng điện dư thừa bán vào lưới điện quốc gia ở mức 20% tổng sản lượng phát điện để đảm bảo các dự án này phục vụ cho tiêu thụ tại chỗ thay vì trở thành các nhà sản xuất thương mại. Công ty điện lực nhà nước EVN có độc quyền mua lượng điện dư thừa này và sẽ trả theo giá thị trường trung bình của năm trước hoặc một mức giá thỏa thuận chung.
Tích hợp với thị trường bán buôn điện
Các nhà sản xuất năng lượng tái tạo tham gia vào các hợp đồng DPPA kết nối lưới phải có chứng chỉ tham gia VWEM. Họ cũng cần tuân thủ các chỉ thị điều độ và duy trì các ngưỡng công suất tối thiểu.
Điện được bán trên thị trường giao ngay với giá cạnh tranh, và doanh thu được điều chỉnh thông qua các hợp đồng kỳ hạn ký với các khách hàng doanh nghiệp. Điều này tạo ra một dòng thu nhập kép khi việc tiếp xúc với thị trường giao ngay được kết hợp với việc phòng ngừa rủi ro thông qua các thỏa thuận dài hạn.
Các hoạt động thanh toán và bù trừ giờ đây đòi hỏi một số kỹ năng quản lý tài chính. Các nhà sản xuất phải quản lý doanh thu giao ngay cùng với các khoản thanh toán từ Hợp đồng Chênh lệch (CfD). EVN được yêu cầu công bố các cập nhật hàng năm về phí sử dụng dịch vụ hệ thống, phí thanh toán bù trừ, và các hệ số quy đổi tổn thất năng lượng trên lưới phân phối, điều này sẽ cải thiện việc lập mô hình của nhà đầu tư nhưng cũng làm tăng gánh nặng hành chính.
Thực thi quy định và những khoảng trống trong triển khai
Bộ Công Thương có nhiệm vụ giám sát việc phê duyệt dự án, báo cáo và tuân thủ, và các cơ quan cấp tỉnh giám sát các thông báo về lưới điện tư nhân. Các bên liên quan trong ngành đã xác định ba thách thức triển khai chính cần được quan tâm ngay lập tức: khung giá cho các kết nối lưới điện tư nhân, chi phí thanh toán cho các giao dịch kết nối lưới, và các thủ tục chứng nhận cho các dự án điện mặt trời áp mái.
Việc tái cấu trúc cấp tỉnh cũng đặt ra những thách thức. Quá trình chuyển đổi của Việt Nam từ mô hình chính quyền ba cấp sang hai cấp đã tạo ra sự không chắc chắn về thẩm quyền và làm chậm quá trình xử lý giấy phép và phê duyệt.
Thiết kế hợp đồng và thương mại
Các hợp đồng DPPA lưới điện tư nhân dựa trên các hợp đồng song phương xác định giá cả, việc cung cấp và hiệu suất. Các hợp đồng DPPA kết nối lưới bao gồm ba mối quan hệ hợp đồng riêng biệt: hợp đồng mua bán điện giữa nhà sản xuất và EVN để bán trên thị trường giao ngay, hợp đồng mua bán điện bán lẻ giữa người tiêu dùng và EVN để cung cấp điện, và các hợp đồng kỳ hạn giữa nhà sản xuất và người tiêu dùng để phòng ngừa rủi ro về giá.
Mặt khác, Nghị định 57 cũng mở ra những cơ hội mới. Các nhà phát triển năng lượng tái tạo hiện có quyền tiếp cận trực tiếp với các khách hàng doanh nghiệp và có thể giảm sự phụ thuộc vào EVN. Điều này rất có ý nghĩa trong bối cảnh có những tranh chấp ảnh hưởng đến 173 dự án giá FIT trị giá 13 tỷ USD.
Các công ty đa quốc gia, như Samsung và Intel, có cam kết 100% năng lượng tái tạo, giờ đây có thể tìm nguồn cung cấp điện thông qua DPPA và hoàn thành các yêu cầu về ESG của họ.
Rủi ro và những thách thức chưa được giải quyết
Cơ sở hạ tầng vẫn là hạn chế lớn nhất đối với các nhà đầu tư năng lượng tái tạo. Công suất truyền tải đã không theo kịp tốc độ tăng trưởng của năng lượng tái tạo, dẫn đến tình trạng cắt giảm nghiêm trọng ở các tỉnh như Ninh Thuận và Bình Thuận. EVN đang gặp khó khăn do đầu tư dưới mức vào hệ thống truyền tải vì giá bán điện dưới giá thành và sự chậm trễ trong việc cấp phép truy cập.
Cũng có những rủi ro về quy định. Các tranh chấp đang diễn ra trong các dự án FiT và khả năng điều chỉnh giá hồi tố tạo ra sự không chắc chắn về chính sách cho các nhà đầu tư mới. Nhiều doanh nghiệp vừa và nhỏ thiếu năng lực để đánh giá hoặc quản lý việc mua sắm năng lượng tái tạo. Ngưỡng tham gia 200.000 kWh/tháng hiện tại đã loại trừ nhiều công ty khỏi điều kiện tham gia DPPA.
Kết luận
Nghị định 57 của Việt Nam là một bước tiến lớn trong việc thúc đẩy năng lượng tái tạo bằng cách cho phép bán hàng trực tiếp giữa các nhà sản xuất và các khách hàng tiêu thụ lớn. Đây là một cải cách cho người dùng công nghiệp, nhà sản xuất nông nghiệp và các nhà đầu tư năng lượng sạch vì nó tích hợp các hệ thống phân tán như điện mặt trời áp mái và hạ tầng sạc xe điện vào hệ sinh thái năng lượng tái tạo thống nhất.
Nghị định 57 có thể đưa Việt Nam lên bản đồ các quốc gia dẫn đầu về năng lượng tái tạo, nếu các hạn chế về cơ sở hạ tầng và quan liêu được giải quyết tốt và kịp thời.
