Tin Khu Vực
Chiều 7/10/2026, tại họp báo Quý III của Bộ Công Thương, Phó Cục trưởng Cục Điện lực Bùi Quốc Hùng đã lý giải vì sao việc đầu tư, quản lý và vận hành lưới điện không thể phân chia cho nhiều đơn vị cùng thực hiện: "Không thể có một nhà đầu tư khác xây dựng đường dây truyền tải song song để cạnh tranh với đường dây đã được đầu tư. Đối với lưới điện phân phối cũng tương tự. Cách đầu tư như vậy vừa gây lãng phí nguồn lực, vừa làm tăng nhu cầu sử dụng đất. Vì thế, truyền tải và phân phối điện là những khâu mang tính độc quyền tự nhiên".
Theo kinh nghiệm quốc tế được ông Hùng dẫn, phát triển thị trường điện cạnh tranh đòi hỏi tách bạch các khâu phát điện, truyền tải, phân phối, bán buôn và bán lẻ, phân định rõ đâu là độc quyền tự nhiên, đâu có thể tổ chức cạnh tranh.
Logic ấy đặt ra hai yêu cầu: lưới điện phải được quản lý, vận hành thống nhất, bảo đảm tiếp cận công bằng; khâu mua bán cần mở rộng cạnh tranh và quyền lựa chọn của khách hàng. Dự thảo sửa Luật Điện lực đang mở rộng cơ chế mua bán điện trực tiếp, nhưng các nhiệm vụ tái cơ cấu khâu lưới cần được làm rõ hơn để tạo nền tảng cho cạnh tranh thực chất.
Nhà nước quản lý khâu độc quyền, thị trường cạnh tranh khâu mua bán
Luật Điện lực số 61/2024/QH15 đặt nguyên tắc tại điểm a khoản 11 Điều 5: "tách bạch các hoạt động có tính độc quyền tự nhiên, độc quyền nhà nước với các hoạt động có tính cạnh tranh trong dây chuyền sản xuất điện năng để hình thành các đơn vị cung cấp dịch vụ hoạt động độc lập, hình thành nhiều đơn vị phát điện, nhiều đơn vị bán buôn điện, bán lẻ điện". Quy định này làm rõ hai yêu cầu: tách những hoạt động nào và tách để làm gì. Đích đến là hình thành nhiều đơn vị phát điện, bán buôn và bán lẻ điện hoạt động cạnh tranh.
Yêu cầu phân định ấy cũng được thể hiện trong Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20/8/2025 của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Nghị quyết yêu cầu "thúc đẩy xã hội hoá cơ sở hạ tầng và dịch vụ năng lượng", đồng thời "xác định rõ hạ tầng năng lượng chiến lược phải do Nhà nước kiểm soát". Hai chủ trương này bổ trợ cho nhau: mở rộng sự tham gia của các nguồn vốn và chủ thể kinh doanh, đồng thời giữ quyền kiểm soát của Nhà nước đối với hạ tầng chiến lược. Lưới truyền tải 500 kV, 220 kV là trục xương sống của hệ thống điện, kết nối nguồn phát với các trung tâm tiêu thụ.
Đường dây truyền tải 500kV Sơn La - Hiệp Hoà.
Đích đến của cạnh tranh được ông Phạm Nguyên Hùng, nguyên Cục trưởng Cục Điện lực, nêu rõ ngày 1/10/2025: theo Nghị quyết 70, "người dân và doanh nghiệp có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện", vì thế "thị trường bán lẻ điện cạnh tranh là đích đến tất yếu". Để thực hiện quyền lựa chọn ấy, người mua cần có nhiều nhà cung cấp, còn các nhà cung cấp phải được tiếp cận lưới điện công bằng, theo cơ chế phí minh bạch, không phân biệt đối xử. Nếu đơn vị quản lý lưới đồng thời tham gia bán điện, phải có cơ chế bảo đảm tính độc lập của khâu lưới và ngăn ngừa lợi thế cho hoạt động kinh doanh của mình. Đó là điều kiện để quyền lựa chọn nhà cung cấp trở thành thực chất.
Phó Cục trưởng Bùi Quốc Hùng phân định rõ: truyền tải và phân phối "thuộc các khâu độc quyền tự nhiên", còn phát điện, bán buôn, bán lẻ "là những khâu có thể tham gia thị trường điện cạnh tranh". Trên cơ sở đó, Bộ Công Thương định hướng "sớm thực hiện tách Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) khỏi EVN và chuyển về bộ, ngành quản lý". Việc sắp xếp này vẫn duy trì sở hữu nhà nước đối với lưới truyền tải, đồng thời đưa EVNNPT ra khỏi tập đoàn có hoạt động phát điện và kinh doanh điện. Mục tiêu là tăng tính độc lập của khâu truyền tải, bảo đảm các đơn vị tham gia thị trường được tiếp cận lưới công bằng, minh bạch.
Phụ lục II dự thảo báo cáo tổng rà soát văn bản về an ninh năng lượng tháng 8/2026 cụ thể hóa yêu cầu này. Khi sửa Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg về lộ trình thị trường điện, báo cáo đề xuất "bổ sung quy định đơn vị truyền tải điện là đơn vị độc lập, không chung lợi ích với đơn vị khác tham gia thị trường điện", đồng thời "tách bạch bộ phận bán lẻ điện thành đơn vị bán lẻ điện hạch toán độc lập". Hai đề xuất bổ trợ cho nhau: khâu truyền tải phải trung lập, khâu bán lẻ phải được tách bạch về hạch toán. Đây là những điều kiện cần để minh bạch chi phí, bảo đảm cạnh tranh công bằng và đưa thị trường bán lẻ điện vào thực chất.
Điều 39: Bốn điều kiện, hai điểm cần làm rõ
Luật 61/2024 thiết kế thị trường điện theo ba cấp độ: phát điện, bán buôn, bán lẻ. Khoản 2 Điều 39 đặt bốn điều kiện phải xong trước khi vận hành từng cấp độ: văn bản quy phạm pháp luật; tái cơ cấu ngành điện; hạ tầng hệ thống điện và thị trường điện; cải cách cơ chế giá điện, giảm dần, tiến tới xoá bỏ bù chéo.
Năm 2027 là mốc thời gian dự kiến triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh do Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia đề xuất trong quá trình xây dựng lộ trình thay thế Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg, chưa phải thời hạn được quy định trong văn bản pháp luật hiện hành.
Đối chiếu bốn điều kiện cho thấy dự luật đã đề cập việc hoàn thiện văn bản pháp luật và lộ trình cải cách giá điện. Với tái cơ cấu ngành điện và hạ tầng, các bước triển khai mới được nêu trong đề án, báo cáo và định hướng điều hành, chưa được cụ thể hóa trong dự luật lần này. Trong khi đó, từ ngày dự kiến biểu quyết 20/11/2026 đến đầu năm 2027 chỉ còn hơn một tháng.
Mua bán điện trực tiếp: Mở rộng quyền lựa chọn nhà cung cấp
Một điểm mới đáng chú ý của dự thảo Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực là mở rộng đối tượng tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp, được quy định tại các khoản 16 đến 20 Điều 1. Theo Điều 47 Luật Điện lực số 61/2024/QH15, cơ chế này áp dụng đối với khách hàng sử dụng điện lớn mua điện trực tiếp từ đơn vị phát điện. Nghị định số 243/2026/NĐ-CP đã mở rộng đối tượng tham gia, bao gồm đơn vị bán lẻ điện tại khu công nghiệp, khu kinh tế và khách hàng sử dụng điện lớn phục vụ trạm sạc xe điện. Dự thảo luật tiếp tục hoàn thiện cơ sở pháp lý cho việc mở rộng này, bảo đảm tính thống nhất, đồng bộ giữa luật và các văn bản hướng dẫn thi hành.
Mua bán điện trực tiếp tạo thêm quyền lựa chọn nhà cung cấp, qua đó thúc đẩy cạnh tranh trong cung ứng điện. Khách hàng đủ điều kiện được lựa chọn đối tác, thỏa thuận giá và các điều khoản hợp đồng theo cơ chế áp dụng. Với giao dịch qua lưới điện quốc gia, khách hàng còn phải thanh toán các khoản chi phí sử dụng lưới và dịch vụ liên quan theo quy định. Mỗi lần mở rộng đối tượng tham gia là thêm một nhóm khách hàng có cơ hội lựa chọn nguồn cung. Tuy nhiên, để quyền lựa chọn đến được với hộ gia đình và khách hàng nhỏ, vẫn cần những bước phát triển tiếp theo của thị trường bán lẻ điện.
Việc mở rộng mua bán điện trực tiếp cũng đặt ra yêu cầu rõ hơn về tính trung lập của lưới. Khi giao dịch qua lưới điện quốc gia, các bên phải sử dụng hạ tầng truyền tải, phân phối do EVNNPT và các đơn vị điện lực quản lý. Vì vậy, điều kiện tiếp cận lưới, cách xác định chi phí và chất lượng dịch vụ phải minh bạch, không phân biệt đối xử giữa các bên có điều kiện sử dụng tương đương. Nếu chi phí hoặc thủ tục tiếp cận lưới tạo bất lợi cho khách hàng lựa chọn nhà cung cấp khác, quyền lựa chọn sẽ khó trở thành thực chất. Mở rộng đối tượng mua bán điện trực tiếp vì thế cần đi cùng cơ chế bảo đảm tiếp cận lưới công bằng.
Mở thị trường, giá điện có rẻ hơn?
Mở cửa thị trường bán lẻ điện không đồng nghĩa với giá điện sẽ giảm. Kinh nghiệm được Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) ghi nhận cho thấy người mua có thêm quyền lựa chọn nhà cung cấp, đồng thời có thể phải chịu một phần rủi ro biến động giá, tùy cơ chế và loại hợp đồng. Bảng 2 đối chiếu năm cách phân bổ chi phí và rủi ro này.
Trường hợp Úc và Nhật Bản gợi ra một bài học: dự trữ nhiên liệu và hợp đồng dài hạn có thể giúp thị trường điện giảm tác động của biến động thời tiết, giá nhiên liệu. Với Việt Nam, khi điện khí LNG ngày càng giữ vai trò quan trọng trong cơ cấu nguồn điện, mở cửa thị trường bán lẻ cần đi cùng các công cụ phòng ngừa rủi ro này. Nếu thiếu cơ chế bảo vệ phù hợp, biến động từ thị trường nhiên liệu và điện bán buôn có thể truyền vào hóa đơn của hộ gia đình.
Giá bán buôn điện bình quân năm 2024 ở Úc, Nhật Bản, Ấn Độ: thị trường mở thì giá đi theo nhiên liệu và thời tiết.
Nghị quyết 70 yêu cầu giá năng lượng do thị trường quyết định, có sự quản lý của Nhà nước; đồng thời xác định Nhà nước điều tiết thông qua các công cụ thị trường và thực hiện chính sách an sinh xã hội. Theo tinh thần đó, đưa thêm điện lên sàn giao dịch là cách tác động vào nguồn cung thông qua thị trường; tăng cung và dự trữ nhiên liệu giúp củng cố khả năng ứng phó với biến động. Phát triển thị trường bán lẻ cạnh tranh vì thế đòi hỏi Nhà nước đổi mới phương thức quản lý: bảo đảm tính trung lập của lưới, giám sát giá và cạnh tranh, củng cố an ninh cung ứng và bảo vệ người tiêu dùng.
Kinh nghiệm Liên minh châu Âu gợi ra câu hỏi thiết thực với hộ gia đình: nếu không muốn lựa chọn nhà cung cấp thì sẽ mua điện của ai? Luật Điện lực số 61/2024/QH15 đã quy định khách hàng "chưa đủ điều kiện tham gia hoặc không tham gia" thị trường điện tiếp tục mua điện theo giá bán lẻ do Nhà nước quy định. Vấn đề cần làm rõ là đơn vị nào có trách nhiệm cung cấp điện cho nhóm khách hàng này khi các đơn vị bán lẻ được tách độc lập. Đồng thời, cần xác định cơ chế bảo đảm cấp điện liên tục nếu nhà cung cấp ngừng hoạt động hoặc mất khả năng cung ứng. Cơ chế "nhà cung cấp cuối cùng" của châu Âu là một kinh nghiệm để tham khảo cho yêu cầu bảo đảm ấy.
Nguồn cung nào khi mới có 38% công suất nguồn điện tham gia thị trường?
Muốn mở rộng cạnh tranh, thị trường điện phải có đủ nguồn cung tham gia giao dịch. Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam Nguyễn Anh Tuấn nhấn mạnh: "Một thị trường điện cạnh tranh lành mạnh chỉ có thể hình thành khi có đủ hàng hóa để mua bán". Theo ông, nếu các nguồn BOT và năng lượng tái tạo hưởng giá cố định tiếp tục đứng ngoài, tỷ lệ công suất tham gia thị trường, ở mức 38% tại thời điểm được đề cập, có thể còn giảm khi tổng công suất hệ thống tăng. Vì vậy, Hiệp hội kiến nghị mọi nhà máy điện "sau thời gian ưu đãi phải tham gia thị trường điện cạnh tranh".
Sản lượng điện Việt Nam theo nguồn, 1985 tới 2025: than, thuỷ điện, khí, mặt trời, gió. Biểu đồ: Our World in Data, dữ liệu Ember (2026).
Ba con số phản ánh những khía cạnh khác nhau của thị trường điện. Theo Báo Công Thương, khu vực tư nhân chiếm gần 51% tổng số nhà máy tham gia thị trường phát điện. Trong khi đó, số liệu được Báo điện tử Chính phủ dẫn cho thấy EVN sở hữu chưa đến 40% tổng số dự án, công trình nguồn điện. Tuy nhiên, mới có khoảng 38% tổng công suất nguồn điện tham gia thị trường.
Mặc dù được tính theo những tiêu chí và phạm vi khác nhau, không thể so sánh trực tiếp, các số liệu trên cho thấy một thực tế: sự đa dạng về chủ thể sở hữu nguồn điện chưa đồng nghĩa với việc toàn bộ công suất nguồn điện được đưa vào giao dịch cạnh tranh. Đặc biệt, các nguồn điện BOT và nguồn điện hưởng cơ chế giá cố định vẫn chưa tham gia thị trường, đặt ra yêu cầu tiếp tục hoàn thiện cơ chế để mở rộng phạm vi cạnh tranh.
Từ góc độ doanh nghiệp, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực miền Nam Bùi Quốc Hoan đề nghị giá bán lẻ điện đối với khách hàng tham gia thị trường được xác định trên cơ sở đàm phán giữa đơn vị bán lẻ điện và khách hàng sử dụng điện; đối với khách hàng chưa tham gia thị trường, tiếp tục áp dụng giá điện thống nhất theo quy định của Nhà nước.
Trong khi đó, Phó Tổng giám đốc EVN Nguyễn Xuân Nam lưu ý, nếu thiết kế thị trường không phù hợp, Việt Nam “sẽ khó thu hút đầu tư mới”.
Những ý kiến trên cho thấy, để phát triển thị trường điện cạnh tranh, cần đồng thời mở rộng nguồn điện tham gia thị trường, hoàn thiện cơ chế giá và phương thức giao dịch, bảo đảm hài hòa lợi ích giữa nhà đầu tư, đơn vị kinh doanh điện và khách hàng sử dụng điện.
Khoản 2 Điều 39 Luật Điện lực đã quy định các điều kiện phải được hoàn thành trước khi chuyển sang cấp độ thị trường điện tiếp theo. Vì vậy, vấn đề đặt ra là cần cụ thể hóa trách nhiệm của từng cơ quan, đơn vị, xác định rõ lộ trình thực hiện và tiêu chí đánh giá mức độ hoàn thành, làm cơ sở triển khai thị trường bán lẻ điện cạnh tranh một cách minh bạch, khả thi và hiệu quả.
Bốn điểm cần làm rõ để vận hành thị trường bán lẻ điện
Mở rộng mua bán điện trực tiếp phù hợp với định hướng của Nghị quyết 70-NQ/TW. Để tiến tới vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh từ năm 2027, cần tiếp tục làm rõ bốn vấn đề về điều kiện thực hiện và trách nhiệm triển khai.
Thứ nhất, xác định cơ quan đánh giá, xác nhận mức độ hoàn thành các điều kiện tại Điều 39. Luật đặt yêu cầu hoàn thành các điều kiện trước khi chuyển sang cấp độ thị trường tiếp theo, nhưng cần làm rõ ai có thẩm quyền xác nhận, thời điểm đánh giá và tiêu chí xác định mức độ hoàn thành.
Có thể bổ sung quy định giao Chính phủ tổ chức đánh giá, công bố kết quả và báo cáo Quốc hội trước ngày 31/12 hằng năm về việc thực hiện bốn điều kiện tại khoản 2 Điều 39. Báo cáo cần nêu rõ điều kiện đã đạt, điều kiện chưa đạt, cơ quan chịu trách nhiệm và thời hạn khắc phục. Cơ chế này vừa bảo đảm nguyên tắc đủ điều kiện mới vận hành, vừa tăng trách nhiệm giải trình, hạn chế việc kéo dài lộ trình mà không xác định rõ trách nhiệm.
Thứ hai, cụ thể hóa yêu cầu tái cơ cấu ngành điện. Điểm b khoản 2 Điều 39 mới nêu yêu cầu "tái cơ cấu ngành điện". Cần cân nhắc làm rõ ngay trong luật những nội dung cốt lõi, trong đó có bảo đảm tính độc lập của đơn vị truyền tải điện và tách bạch hoạt động bán lẻ điện bằng hạch toán độc lập. Đây cũng là những vấn đề được đề cập trong định hướng của Bộ Công Thương và dự thảo báo cáo tổng rà soát văn bản về an ninh năng lượng.
Luật xác định nguyên tắc và yêu cầu phải đạt; đề án tái cơ cấu cụ thể hóa mô hình tổ chức, cách thực hiện và thời hạn hoàn thành. Việc sắp xếp phải đồng thời bảo đảm tính trung lập của lưới, quyền tiếp cận công bằng của các bên và yêu cầu Nhà nước kiểm soát hạ tầng năng lượng chiến lược theo Nghị quyết 70-NQ/TW.
Thứ ba, xác lập nguyên tắc đưa các nguồn điện hết thời hạn ưu đãi vào thị trường. Có thể bổ sung vào nhóm khoản 16 đến khoản 20 Điều 1 nguyên tắc: nhà máy điện hết thời hạn hưởng giá cố định hoặc kết thúc hợp đồng BOT phải tham gia thị trường điện cạnh tranh khi đáp ứng các điều kiện theo quy định. Việc chuyển đổi cần bảo đảm quyền, nghĩa vụ theo hợp đồng và phương án tiếp nhận, vận hành đối với dự án BOT. Luật xác định nguyên tắc; Chính phủ quy định lộ trình, điều kiện và cơ chế chuyển tiếp cho từng nhóm nguồn điện.
Nhà máy Nhiệt Điện BOT Nghi Sơn 2.
Thứ tư, bảo đảm tiếp cận lưới công bằng và cung cấp điện liên tục cho khách hàng. Khi mở rộng đối tượng tại Điều 47, cần làm rõ nguyên tắc áp dụng giá dịch vụ truyền tải, phân phối điện minh bạch, không phân biệt đối xử giữa các bên có điều kiện sử dụng tương đương, bất kể khách hàng lựa chọn nhà cung cấp nào.
Đồng thời, cần xác định đơn vị có nghĩa vụ cung cấp điện cho khách hàng không tham gia thị trường theo giá Nhà nước quy định; bổ sung cơ chế bảo đảm cấp điện khi nhà cung cấp ngừng hoạt động hoặc mất khả năng cung ứng. Đây là hai trách nhiệm cần được phân định rõ. Cơ chế "nhà cung cấp cuối cùng" của Liên minh châu Âu là kinh nghiệm có thể tham khảo để bảo đảm khách hàng không bị gián đoạn cấp điện khi thị trường có biến động.
Còn nữa...
Một lưới điện, nhiều người bán: Lưới điện là hạ tầng chung kết nối người bán với người mua. Nghị quyết số 70-NQ/TW yêu cầu Nhà nước kiểm soát hạ tầng năng lượng chiến lược; Luật Điện lực đặt nguyên tắc hình thành nhiều đơn vị phát điện, bán buôn và bán lẻ điện. Dự luật đã mở rộng quyền lựa chọn nhà cung cấp. Bước tiếp theo là cụ thể hóa tính độc lập của khâu truyền tải, yêu cầu hạch toán độc lập của khâu bán lẻ và trách nhiệm bảo đảm cấp điện cho khách hàng. Làm rõ những nội dung ấy trước phiên thảo luận tại hội trường trong Kỳ họp thứ 2, Quốc hội khóa XVI sẽ củng cố cơ sở pháp lý để hiện thực hóa mục tiêu thị trường bán lẻ điện cạnh tranh năm 2027.