Bộ Công Thương vừa ban hành Thông tư số 29/2026/TT-BCT quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh, có hiệu lực từ ngày 20/7/2026. Thông tư này thay thế toàn bộ Thông tư 16/2025 và Thông tư 36/2025, đồng thời thiết lập khung pháp lý mới cho hoạt động vận hành thị trường điện trong giai đoạn phát triển tiếp theo.
Động thái hoàn thiện hành lang pháp lý diễn ra trong bối cảnh cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) bắt đầu đi vào thực tiễn. Từ ngày 1/6/2026, Công ty Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO) đã ghi nhận giao dịch DPPA đầu tiên giữa Nhà máy điện mặt trời TTC Đức Huệ 2 và Samsung Electronics Việt Nam Thái Nguyên (SEVT). Theo NSMO, đây là bước khởi đầu quan trọng để sản lượng điện tái tạo được đo đếm, xác nhận và thanh toán thông qua thị trường một cách minh bạch.
Mở rộng đối tượng tham gia, đưa pin lưu trữ vào thị trường điện
Một trong những điểm mới đáng chú ý của Thông tư 29 là việc mở rộng phạm vi đối tượng tham gia thị trường. Lần đầu tiên, hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) được đưa vào mô hình mô phỏng và vận hành thị trường điện.
Cùng với đó, cơ chế DPPA được quy định rõ hơn, xác lập vai trò của nhóm khách hàng sử dụng điện lớn - các đơn vị tiêu thụ từ 200.000 kWh/tháng trở lên thông qua lưới điện quốc gia. Nhóm khách hàng này được trao quyền và nghĩa vụ tương tự đơn vị mua buôn điện trong quá trình đối soát số liệu và thanh toán.
Đối với các nhà máy nhiệt điện, Thông tư phân loại theo mức độ huy động gồm nhóm chạy nền với hệ số tải trên 60%, nhóm chạy lưng từ 25-60% và nhóm chạy đỉnh dưới 25%. Việc phân loại này là cơ sở để xác định giá trần bản chào trên thị trường.
Theo quy định mới, mỗi ngày giao dịch được chia thành 48 chu kỳ, tương ứng các khoảng thời gian 30 phút từ 0h đến 24h.
Quy trình lập lịch huy động nguồn điện được triển khai theo nhiều cấp độ, từ kế hoạch năm, tháng, tuần đến lịch ngày tới (D-1) và điều chỉnh trong ngày vận hành. NSMO cũng được trao quyền can thiệp thị trường trong một số trường hợp đặc biệt như hệ thống vận hành khẩn cấp, thiếu công suất dự phòng hoặc quá tải lưới điện nhằm bảo đảm an ninh cung ứng điện.
Một điểm đáng chú ý khác là cơ chế xác định giá thị trường toàn phần (FMP). Theo Thông tư, FMP được tính bằng tổng của Giá điện năng thị trường (SMP) và Giá công suất thị trường (CAN). Cơ chế này được thiết kế nhằm giúp các nhà máy điện có khả năng thu hồi cả chi phí vận hành và chi phí đầu tư, qua đó tạo động lực phát triển nguồn điện mới trong dài hạn.
Siết chặt đo đếm và thanh toán
Thông tư 29 cũng đặt ra các yêu cầu chi tiết về hệ thống đo đếm và quy trình đối soát dữ liệu - yếu tố được xem là nền tảng của hoạt động thanh toán trên thị trường điện.
Theo đó, NSMO phải cung cấp số liệu sơ bộ từ ngày D+2 sau giao dịch. Quy trình kiểm tra, đối chiếu và xử lý sai lệch tiếp tục được thực hiện trước khi bảng kê thanh toán chính thức được phát hành vào ngày làm việc thứ 14 của tháng M+1.
Đáng chú ý, lần đầu tiên yêu cầu kiểm toán phần mềm được quy định rõ trong văn bản pháp lý. Các hệ thống phần mềm phục vụ tính toán giá điện và lập lịch huy động phải được kiểm toán định kỳ hoặc sau mỗi lần nâng cấp nhằm bảo đảm tính chính xác, minh bạch và hạn chế rủi ro can thiệp vào kết quả thị trường.
Việc hoàn thiện khung vận hành mới được kỳ vọng sẽ tạo nền tảng cho sự phát triển của thị trường điện cạnh tranh, đồng thời hỗ trợ quá trình mở rộng các cơ chế mua bán điện trực tiếp và thu hút đầu tư vào các nguồn năng lượng mới trong thời gian tới.
