NLTT Việt Nam tuần 35/2026: BESS lần đầu có khung giá riêng, DPPA mở rộng, bỏ giá theo 3 miền

Ngày: 30/08/2026.

Trong vòng ba tháng trở lại đây, khung chính sách năng lượng tái tạo của Việt Nam đang được viết lại với mật độ văn bản hiếm thấy: khung giá phát điện năm 2026 lần đầu đặt ra mức giá riêng cho điện mặt trời tích hợp lưu trữ BESS, cơ chế mua bán điện trực tiếp DPPA được mở rộng đối tượng tham gia, khung pháp lý trung hạn cho quy hoạch và điện gió ngoài khơi được chuẩn hóa, và cách tính giá theo ba miền Bắc – Trung – Nam dự kiến bị thay thế. Đây là bài đầu tiên trong loạt bài hằng tuần của MPSE theo dõi tình hình năng lượng tái tạo tại Việt Nam — từ chính sách, giá cả thị trường đến tiến độ dự án. Kỳ này tổng hợp các cập nhật chính sách đáng chú ý nhất và phân tích ý nghĩa của chúng đối với nhà đầu tư cũng như người dùng điện.

1. Khung giá phát điện 2026: BESS lần đầu có "giá riêng"

Trong bộ hồ sơ lấy ý kiến khung giá phát điện năm 2026 do Cục Điện lực (Bộ Công Thương) gửi 14 tỉnh, thành phố và các đơn vị tư vấn vào giữa tháng 7, nội dung đáng chú ý nhất là lần đầu tiên khung giá phát điện cho các nhà máy điện mặt trời tích hợp hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) được xây dựng. Theo đề xuất của EVN, khung giá điện mặt trời mặt đất kết hợp BESS dao động 1.104,43 – 1.549,7 đồng/kWh tùy vùng, trong đó miền Bắc 1.512,28 – 1.549,7 đồng/kWh, miền Trung 1.208,29 – 1.237,88 đồng/kWh và miền Nam 1.104,43 – 1.131,63 đồng/kWh. Với điện mặt trời nổi kết hợp BESS, khoảng giá cao hơn: 1.228,22 – 1.726,13 đồng/kWh do suất đầu tư của dạng nổi lớn hơn.

Vì sao con số này quan trọng? Trước đây, phần công suất lưu trữ không có khung giá riêng, nghĩa là nhà đầu tư gắn BESS vào dự án điện mặt trời không có cơ sở dự toán doanh thu cho chính phần pin lưu trữ — một khoản vốn đầu tư không nhỏ. Trong khi Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã yêu cầu dự án điện mặt trời tập trung mới bố trí tối thiểu 10% công suất kèm 2 giờ lưu trữ, việc thiếu khung giá khiến yêu cầu này trở thành chi phí treo lơ lửng trên bảng cân đối tài chính của chủ đầu tư. Khung giá riêng cho cấu hình "điện mặt trời + BESS" là điều kiện tiên quyết để thương mại hóa mô hình này, vì nó biến nghĩa vụ lưu trữ từ gánh nặng thành nguồn doanh thu có thể định giá.

Cách xây dựng khung giá cũng đáng để ý: EVN đưa ra 4 phương án suất đầu tư BESS — theo kết quả đấu thầu của Tổng công ty Điện lực Hà Nội (EVNHANOI), theo suất đầu tư tham khảo thị trường Trung Quốc, theo mức bình quân toàn cầu do tư vấn tổng hợp, và theo kết quả đấu thầu của Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC). Sự chênh lệch giữa các phương án chính là biên độ 1.104 – 1.549,7 đồng/kWh nói trên. Điều này phản ánh một thực tế: thị trường BESS trong nước chưa đủ dữ liệu giao dịch nội địa chuẩn hóa, nên bộ phận tính giá phải tham chiếu chéo nhiều nguồn. Khi các gói thầu BESS trong nước dày thêm, biên độ bất định này sẽ thu hẹp dần.

2. DPPA mở rộng: trung tâm dữ liệu, trạm sạc và ngưỡng 50% của điện mái nhà

Ngày 26/6/2026, Chính phủ ban hành Nghị định 243/2026/NĐ-CP sửa đổi, bổ sung Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và Nghị định 58/2025/NĐ-CP về phát triển năng lượng tái tạo. Sau hơn một năm thực thi, số hợp đồng DPPA thực tế ký kết còn hạn chế do rào cản thủ tục cấp phép và cách hiểu chưa thống nhất giữa các địa phương — Nghị định 243 được kỳ vọng tháo gỡ điều đó bằng cách mở rộng cả phía mua lẫn phía bán.

Về phía mua, ba nhóm đối tượng mới được tham gia DPPA: trung tâm dữ liệu (data center) — lần đầu tiên xuất hiện trong cơ chế này; trạm sạc và cơ sở đổi pin xe điện; và đơn vị bán lẻ điện tại các khu công nghiệp, khu kinh tế, khu chế xuất, cụm công nghiệp, nông nghiệp công nghệ cao. Logic của mở rộng này nằm ở cấu trúc cầu điện xanh: trung tâm dữ liệu và hạ tầng sạc xe điện là hai nhóm tải tăng trưởng nhanh nhất và đồng thời chịu áp lực lớn nhất từ các cam kết giảm phát thải chuỗi cung ứng toàn cầu (RE100, SBTi), nên mở cửa cho họ mua điện tái tạo trực tiếp là mở van cho dòng vốn đầu tư NLTT mới.

Về phía bán, thay đổi được quan tâm nhất là cơ chế điện mặt trời mái nhà: hệ thống tự sản xuất tự tiêu thụ có đấu nối lưới quốc gia được bán phần điện dư cho EVN với tỷ lệ tối đa 50% sản lượng thực tế — mức trần nâng từ 20% trước đây. Nghị định còn cho phép vượt 50% trong trường hợp hệ thống đảm bảo an toàn vận hành (ngoại lệ áp dụng đến 31/12/2030), và không giới hạn tỷ lệ tại các khu vực miền núi, biên giới, hải đảo chưa có điện lưới. Giá mua điện dư được tính trên cơ sở giá điện năng thị trường bình quân năm trước liền kề và không vượt khung giá phát điện điện mặt trời. Với chủ hệ thống mái nhà, nâng trần bán từ 20% lên 50% thay đổi căn bản bài toán kinh tế: quy mô lắp không còn bị "khóa" bằng mức tiêu thụ ban ngày của chính mình, giúp rút ngắn thời gian hoàn vốn đáng kể.

3. Nghị định 272/2026: khung thi hành cho giai đoạn 2026–2030 và điện gió ngoài khơi

Ngày 4/7/2026, Nghị định 272/2026/NĐ-CP quy định chi tiết một số điều của Nghị quyết 253/2025/QH15 về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026–2030, có hiệu lực đến hết 31/12/2030. Nghị định chuẩn hóa ba nhóm thủ tục: (1) hồ sơ, trình tự điều chỉnh cập nhật quy hoạch phát triển điện lực và mạng lưới cấp điện trong quy hoạch tỉnh; (2) quy trình đối với dự án điện gió ngoài khơi — từ điều kiện của đơn vị khảo sát, hồ sơ chấp thuận chủ trương đầu tư, đến cơ chế phối hợp giữa các cơ quan tiếp nhận hồ sơ; (3) thủ tục chấp thuận nhà đầu tư dự án đầu tư lưới điện.

Vài con số cho thấy độ "chặt" được thiết kế vào cửa vào của điện gió ngoài khơi: đơn vị đề nghị giao khu vực biển để khảo sát phải có vốn chủ sở hữu tối thiểu 1 tỷ đồng cho mỗi MW đề nghị — nếu khảo sát nhiều dự án thì nhân theo tổng số MW. Mức sàng lọc này nhằm tránh hiện tượng "chiếm chỗ" khu vực biển bằng hồ sơ ảo, vốn từng làm chậm tiến độ phân bổ vùng biển cho các nhà đầu tư nghiêm túc. Đồng thời, quy trình xử lý chi phí khảo sát và chi phí lập hồ sơ khi doanh nghiệp nhà nước 100% vốn đã khảo sát để đấu thầu chọn nhà đầu tư (kiểm toán trước khi chuyển đổi) bảo đảm không xảy ra khúc mắc về giá trị chi phí chuyển nhượng — một bài học từ các chương trình đấu thầu hạ tầng trước đây.

4. Dự thảo bỏ giá theo 3 miền: sắp hết thời "Bắc – Trung – Nam"?

Ngày 25/8, Bộ Công Thương lấy ý kiến dự thảo Thông tư sửa đổi Thông tư 09/2025/TT-BCT về xác định, phê duyệt khung giá phát điện và khung giá nhập khẩu điện. Thay đổi lớn nhất về phương pháp: bỏ cách phân vùng giá theo 3 miền Bắc – Trung – Nam. Với điện mặt trời, dự thảo đưa ra hai phương án — tính theo phân vùng kinh tế – xã hội của Quy hoạch tổng thể quốc gia, hoặc theo địa bàn từng tỉnh, thành phố; điện gió trên đất liền và gần bờ được tính theo phân vùng kinh tế – xã hội. Lý do nêu ra rất thực tế: sau đợt sáp nhập và điều chỉnh địa giới hành chính, ranh giới 3 miền cũ không còn khớp với đơn vị hành chính, trong khi tiềm năng bức xạ và tốc độ gió vốn khác nhau giữa từng địa phương — tính theo tỉnh hoặc vùng kinh tế – xã hội sẽ phản ánh sát hơn điều kiện đầu tư thật.

Dự thảo còn mang lại nhiều quy định kỹ thuật khác: điện mặt trời nổi được định nghĩa là nhà máy có tấm quang điện lắp trên cấu trúc nổi trên mặt nước (không gồm hệ thống lắp trên mặt kênh thủy lợi); giá tối đa của thủy điện và thủy điện mở rộng chuyển sang cơ chế "biểu giá chi phí tránh được" do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính hằng năm; điện rác có hai phương án xử lý khoản trợ giá thu gom – vận chuyển – xử lý rác; giá nhập khẩu điện được xác định là mức giá trần. Đáng chú ý về thể chế: trách nhiệm tính toán, trình khung giá phát điện hằng năm chuyển từ EVN sang Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện — tách người tính giá khỏi bên mua điện để tăng tính khách quan, một chỉnh sửa đúng hướng cho giai đoạn chuyển đổi thị trường.

Một chi tiết phản ánh tính chuyển tiếp: chính bộ khung giá 2026 đang lấy ý kiến vẫn phân 3 khu vực Bắc (18 tỉnh, thành), Trung (11) và Nam (8) — theo phụ lục của hồ sơ EVN. Nghĩa là trong thời gian còn lại của năm 2026, cơ chế 3 miền và hướng đi mới "theo vùng kinh tế – xã hội" sẽ song song tồn tại, và các dự án cần theo dõi văn bản nào có hiệu lực tại thời điểm ký hợp đồng mua bán điện.

Vì sao chuỗi cập nhật này quan trọng

Xếp cạnh nhau, các văn bản trên tạo thành một kiến thức ba tầng khá trọn vẹn: tầng giá (khung giá phát điện 2026, khung giá BESS riêng, giá mua điện dư mái nhà) trả lời câu hỏi doanh thu; tầng thị trường (DPPA mở rộng, Thông tư 29/2026/TT-BCT vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh) trả lời câu hỏi bán cho ai; tầng quy hoạch – đầu tư (Nghị định 272, quy trình điện gió ngoài khơi) trả lời câu hỏi dự án mới đến từ đâu. Trước đây nhà đầu tư NLTT ở Việt Nam thường kẹt ở tầng một — không chắc về doanh thu — khiến hai tầng sau dù mở cũng khó khởi động. Việc BESS được định giá riêng là tín hiệu cho thấy bộ máy chính sách đã bắt đầu xử lý chính những nút thắt tài chính cụ thể, thay vì chỉ đưa ra định hướng định tính.

Đối với doanh nghiệp sử dụng điện và hộ gia đình, cộng hưởng của ba thay đổi gần nhau — trần bán điện dư mái nhà 50%, giá điện hai thành phần được thí điểm, và DPPA cho khu công nghiệp — đang làm nghiêng bài toán kinh tế về phía "tự sản + lưu trữ": lắp điện mặt trời để cắt chi phí điện giờ cao điểm, gắn BESS để dịch chuyển sản lượng sang khung giờ đắt hơn, và bán phần dư thay vì để thất thoát. Đây cũng là lĩnh vực MPSE đang theo dõi sát nhất để tư vấn giải pháp phù hợp cho từng nhóm khách hàng.

Tuần tới theo dõi gì

Các mốc cần chú ý trong tuần 36: kết quả lấy ý kiến khung giá phát điện 2026 và khả năng ban hành chính thức; phản hồi của các địa phương với dự thảo bỏ phân vùng giá 3 miền; tiến độ triển khai Thông tư 29/2026/TT-BCT về thị trường bán buôn điện cạnh tranh; và các hợp đồng DPPA đầu tiên của trung tâm dữ liệu hoặc trạm sạc xe điện sau Nghị định 243. Mọi cập nhật sẽ có trong kỳ báo cáo tuần tới.

Nguồn

Thanh Niên/Vietnam.vn (17/7/2026); PcGroup — phân tích Nghị định 243/2026/NĐ-CP (27/6/2026); Luật Việt Nam — toàn văn Nghị định 272/2026/NĐ-CP; Dân Trí (25/8/2026); EVN, Tuổi Trẻ, Thư viện pháp luật. Bài viết do MPSE tổng hợp và phân tích.

Xem tiếp

• Quy mô và quỹ đạo tăng trưởng của hệ thống lưu trữ năng lượng BESS đến 2030
• Natri-ion tuần 35/2026: CATL giao lô lưu trữ đầu tiên, giá chuẩn bị ngang LFP