Phân tích chuyên sâu Thông tư 29/2026/TT-BCT: Tái cấu trúc thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam
Ngày 07 tháng 7 năm 2026 - Annie Nguyễn
Ngày 02 tháng 6 năm 2026, Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư số 29/2026/TT-BCT, có hiệu lực từ ngày 20 tháng 7 năm 2026, thay thế Thông tư 16/2025/TT-BCT và Thông tư 36/2025/TT-BCT. Văn bản này không chỉ đơn thuần là một bản sửa đổi kỹ thuật mà thể hiện một cuộc cải cách toàn diện, đưa thị trường điện Việt Nam bước vào một giai đoạn vận hành mới với sự tham gia đa dạng của các nguồn lực và công nghệ.
1. Phân loại và trách nhiệm tham gia thị trường
Thông tư quy định rõ ba nhóm đơn vị phát điện với các nghĩa vụ khác nhau:
-
Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch: Bao gồm các nhà máy điện có công suất đặt trên 30 MW đấu nối vào hệ thống điện quốc gia; các nhà máy thủy điện và năng lượng tái tạo từ 10 MW trở lên hết thời hạn hợp đồng mua bán điện theo cơ chế khuyến khích; và các dự án năng lượng tái tạo tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) qua lưới quốc gia. Các đơn vị này có nghĩa vụ hoàn thành thủ tục đăng ký và tham gia đầy đủ vào thị trường.
-
Đơn vị phát điện gián tiếp giao dịch: Bao gồm các nhà máy BOT còn hiệu lực hợp đồng; các nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí trong nước; các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu; các nguồn điện nhập khẩu; các nhà máy năng lượng tái tạo tham gia DPPA qua đường dây riêng; các nhà máy thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần hoặc không bán điện lên hệ thống quốc gia; các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ phải phát hoặc khởi động nhanh; và các hệ thống pin lưu trữ năng lượng độc lập phục vụ hệ thống điện quốc gia.
-
Đơn vị phát điện chưa tham gia hoặc chưa đăng ký: Các nhà máy này sẽ không được huy động phát điện lên hệ thống trừ các trường hợp đặc biệt như mất cân bằng cung cầu, cấp nước hạ du hoặc chống xả tràn đối với thủy điện.
Điểm mới quan trọng là Thông tư đã chính thức đưa các hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) độc lập vào danh sách các đơn vị gián tiếp tham gia thị trường, tạo tiền đề pháp lý cho sự phát triển của công nghệ lưu trữ năng lượng, một yếu tố then chốt để tích hợp năng lượng tái tạo với tỷ trọng cao.
2. Tín hiệu quan trọng về vai trò của điện khí trong nước
Một trong những điểm nổi bật nhất của Thông tư là định nghĩa và cơ chế ưu tiên cho "Nhà máy nhiệt điện khí có ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí". Điều này thể hiện rõ mục tiêu chiến lược của Nhà nước trong việc sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên khí thiên nhiên trong nước, gắn với an ninh năng lượng quốc gia. Các nhà máy này thuộc nhóm gián tiếp giao dịch, không chào giá trực tiếp trên thị trường và được hưởng cơ chế bảo đảm sản lượng đầu ra thông qua khái niệm "sản lượng điện năng bao tiêu" tại khoản 78 Điều 3. Điều này có tác động lớn đến dòng tiền và rủi ro tài chính của các dự án nhiệt điện khí, khiến chúng trở nên hấp dẫn hơn đối với các nhà đầu tư và tổ chức tài chính.
3. Khung giá và cơ chế tài chính phức tạp
Thông tư xây dựng một hệ thống giá thị trường hai thành phần bao gồm giá điện năng thị trường (SMP) và giá công suất thị trường (CAN). Giá công suất thị trường được tính toán hằng năm dựa trên khái niệm "Nhà máy điện mới tốt nhất" (Điều 26), nhằm bảo đảm cho một nhà máy nhiệt điện tiêu biểu mới thu hồi đủ chi phí cố định và biến đổi. Cách tiếp cận này giúp khuyến khích đầu tư vào các nhà máy điện mới, đặc biệt trong bối cảnh giá nguyên liệu biến động.
Các đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch được quyền chào giá trong khoảng từ 0 đồng/kWh (giá sàn) đến giá trần được tính toán dựa trên chi phí nhiên liệu và hệ số phân loại nhà máy (chạy nền, chạy lưng hay chạy đỉnh). Các nhà máy thủy điện có giá trần được căn cứ vào giá trị nước và chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện chạy dầu. Cơ chế giá này phản ánh nỗ lực của cơ quan quản lý trong việc tạo ra một thị trường cạnh tranh nhưng có kiểm soát.
4. Quản lý rủi ro và phân bổ sản lượng
Thông tư quy định chi tiết về sản lượng điện hợp đồng (Qc), với tỷ lệ điện năng thanh toán theo giá hợp đồng từ 60% đến 100%. Cơ chế này đóng vai trò như một "hợp đồng kỳ hạn" được Nhà nước giám sát, giúp các bên tham gia giảm bớt rủi ro biến động giá trên thị trường giao ngay. Việc xác định sản lượng hợp đồng tối thiểu hằng năm, tháng và chu kỳ được thực hiện thông qua các mô hình mô phỏng và có sự tham gia, thỏa thuận của các bên.
Đặc biệt, Thông tư đưa ra các quy định nghiêm ngặt để xử lý các sai lệch so với lệnh điều độ (Qdu) và sản lượng phát tăng thêm (Qcon), kèm theo các công thức tính toán và mức sai số cho phép. Điều này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc tuân thủ lệnh điều độ, đảm bảo tính ổn định và an toàn của hệ thống điện, đồng thời tạo ra các tín hiệu tài chính để điều chỉnh hành vi của các nhà máy.
5. Điều độ và ưu tiên huy động trong các tình huống đặc biệt
Thông tư dành hẳn một điều (Điều 18) để quy định thứ tự ưu tiên huy động trong các trường hợp quá tải, thừa nguồn. Thứ tự này phản ánh rõ ràng các ưu tiên của hệ thống: đầu tiên là BESS; sau đó giảm các tổ máy nhiệt điện có chi phí biến đổi cao; các nhà máy thủy điện chưa xả; và cuối cùng là các nhà máy năng lượng tái tạo. Việc các nhà máy nhiệt điện khí sử dụng nguồn khí trong nước và các nhà máy có ràng buộc bao tiêu được ưu tiên thấp hơn trong thứ tự cắt giảm càng khẳng định vai trò chiến lược của họ. Điều này cũng đồng nghĩa với việc các nhà máy năng lượng tái tạo, với chi phí biến đổi thấp, có thể đối mặt với rủi ro cắt giảm cao hơn khi hệ thống thừa công suất, đặc biệt vào các giờ cao điểm nắng gió.
6. Đo đếm và thanh toán: một hệ thống minh bạch, nhiều lớp
Quy trình đo đếm được thiết kế với hai phương thức song song và độc lập, với sự tham gia của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các nhà máy điện, và các đơn vị mua điện. Thời gian biểu được quy định chặt chẽ (ngày D+1 đến D+6) cho từng bước thu thập, kiểm tra, xác nhận và công bố dữ liệu. Việc áp dụng chữ ký số trong xác nhận các số liệu then chốt như tổng sản lượng đầu nguồn, sản lượng mua trên thị trường và sản lượng chênh lệch là một bước tiến lớn trong việc hiện đại hóa và đảm bảo tính minh bạch.
Kết luận:
Thông tư 29/2026/TT-BCT là một văn bản pháp lý có tầm nhìn, chuyển thị trường bán buôn điện Việt Nam từ một mô hình đơn giản sang một hệ thống phức tạp, đa thành phần và vận hành theo cơ chế thị trường có kiểm soát. Sự hiện diện của BESS, cơ chế ưu tiên cho điện khí trong nước, khung giá hai thành phần và các quy định chi tiết về điều độ, đo đếm đã tạo ra một khuôn khổ pháp lý hoàn chỉnh để thu hút đầu tư, đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo. Đối với các nhà đầu tư, bên cho vay và chủ đầu tư dự án, việc hiểu rõ các quy định và cơ chế tài chính trong Thông tư này là yếu tố sống còn để tham gia thành công vào thị trường điện đang trưởng thành của Việt Nam.
Nguồn / Source: Toàn văn Thông tư số 29/2026/TT-BCT ngày 02 tháng 6 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh. / Full text of Circular No. 29/2026/TT-BCT dated June 2, 2026, of the Minister of Industry and Trade regulating the operation of the Competitive Wholesale Electricity Market.
