1. Từ nhu cầu điện xanh đến yêu cầu về một cấu trúc năng lượng có thể triển khai

Trong vài năm gần đây, nhu cầu sử dụng điện xanh của khối khách hàng công nghiệp và thương mại (C&I) tại Việt Nam đã chuyển rất nhanh từ mức “nên có” sang “phải có”. Áp lực này không chỉ đến từ mục tiêu ESG, Net Zero hay RE100, mà còn đến từ yêu cầu ngày càng cụ thể của chuỗi cung ứng toàn cầu, nơi doanh nghiệp phải chứng minh được lộ trình giảm phát thải bằng dữ liệu, bằng vận hành thực tế và bằng các giải pháp có thể kiểm chứng.

Tuy nhiên, khi bước từ “nhu cầu” sang “quyết định đầu tư”, câu hỏi mà doanh nghiệp đặt ra không dừng ở việc điện có “xanh” hay không. Điều họ cần là một cấu trúc năng lượng đủ rõ để có thể đưa vào kế hoạch sản xuất, kế hoạch tài chính và kế hoạch vận hành dài hạn. 

Chính vì vậy, chủ đề “Khách hàng C&I đòi hỏi gì ở DPPA có kèm BESS” không còn là một câu hỏi công nghệ, đây là câu hỏi của thị trường. Tại phiên thảo luận chuyên đề về DPPA và BESS trong khuôn khổ sự kiện Solar & Storage Live Vietnam 2026 diễn ra vào ngày 8&9/7/2026 tại thành phố Hồ Chí Minh vừa qua, các góc nhìn từ nhà đầu tư, nhà phát triển dự án, đơn vị kỹ thuật, đơn vị phát triển bền vững và đơn vị thi công đều cho thấy một điểm chung rất rõ: Khách hàng C&I không mua công nghệ trước, họ mua “Sự chắc chắn”. Sự chắc chắn ở đây là chi phí có nhìn được không, vận hành có ổn định không, trách nhiệm và rủi ro giữa các bên có được phân bổ minh bạch hay không. 

Mrs Lê Ngân Hà, CEO Công ty CP Đầu tư Đổi mới xanh NSN - nhánh sáng tạo và đầu tư xanh trực thuộc NSN, đã tham gia phiên tọa đàm "Khách hàng C&I đòi hỏi gì từ DPPA có kèm BESS?" ngày 8/7/2026 thuộc khuôn khổ triển lãm Solar & Storage Live Vietnam 2026

2. BESS và DPPA chỉ có giá trị khi giải được bài toán vận hành và chi phí thực tế

Nếu nhìn từ thực tế triển khai, đây là một thay đổi rất quan trọng trong cách doanh nghiệp đánh giá các dự án năng lượng. Trước đây, nhiều nhà máy tiếp cận điện mặt trời hoặc BESS chủ yếu từ góc độ “tiết kiệm được bao nhiêu tiền điện”. Nhưng ở giai đoạn hiện nay, bài toán đó đã phức tạp hơn nhiều.

Doanh nghiệp không chỉ cần giảm chi phí điện năng (kWh). Họ cần kiểm soát áp lực chi phí ở những khung giờ nhạy cảm, giảm rủi ro gián đoạn sản xuất, bảo vệ chất lượng điện cho dây chuyền, và đồng thời chứng minh được phần điện xanh đưa vào báo cáo phát thải hoặc báo cáo bền vững. Vì vậy, từ việc mua một hệ thống kỹ thuật, khách hàng đang chuyển sang mua một giải pháp năng lượng có thể lượng hóa bằng hiệu quả thương mại và độ ổn định vận hành.

Ở góc độ này, BESS  - Battery Energy Storage System (Hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin) không còn là “phần cộng thêm” của điện mặt trời. BESS chỉ tạo ra giá trị khi nó giải quyết được rủi ro có thật cho nhà máy. Đó có thể là cắt đỉnh phụ tải (Pmax), làm phẳng biểu đồ tải, giảm áp lực chi phí ở giờ cao điểm, tăng tỷ lệ tự dùng của điện mặt trời, hoặc giảm nguy cơ gián đoạn với những dây chuyền nhạy cảm. Điều quan trọng là giá trị đó phải được đặt trong đúng bối cảnh phụ tải của từng nhà máy/khách hàng. Không có một công thức cứng cho tất cả. BESS là một bài toán case by case, phụ thuộc vào mục tiêu vận hành, mức độ nhạy cảm của dây chuyền, cơ cấu biểu giá và khả năng chấp nhận rủi ro của từng doanh nghiệp. Đây cũng là điểm đồng thuận lớn giữa các diễn giả tại phiên thảo luận: Hiệu quả của BESS không thể tách rời bài toán tổng thể về năng lượng của nhà máy. 

Tương tự, DPPA - Direct Power Purchase Agreement, cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (như điện gió, điện mặt trời, sinh khối) và khách hàng tiêu thụ điện lớn, chỉ thực sự có ý nghĩa khi nó không còn được nhìn như một Hợp đồng mua bán điện thuần túy, mà như một cấu trúc thương mại giúp doanh nghiệp tiếp cận điện năng lượng tái tạo theo cách có thể ký được, triển khai được và vận hành được. Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ban hành ngày 26/6/2026, Sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP cho thấy nhiều điểm thực thi đang dần rõ hơn về cơ chế DPPA trong năm 2026, nổi bật các quy định: Vai trò của NSMO (National Power System and Market Operator - Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia) trong rà soát điều kiện tham gia và nghiệm thu kỹ thuật, cơ chế tự thực hiện COD trên cơ sở nghiệm thu kỹ thuật, quyền của khách hàng lớn trong khu công nghiệp khi tham gia DPPA riêng lẻ, khả năng gom nhiều điểm tiêu thụ vào cùng một hợp đồng nếu cùng một tổng công ty điện lực quản lý, hay xu hướng tăng tỷ lệ bán điện dư từ mức 20% hiện hành lên 50% trong tương lai...

Những điểm này cho thấy DPPA đang đi từ một cơ chế mang tính khung sang một công cụ ngày càng gần hơn với thực tiễn thương mại. 

3. Thị trường không thiếu nhu cầu, nhưng vẫn thiếu những cấu trúc đủ rõ để doanh nghiệp an tâm ký

Tuy nhiên, nếu nói rằng thị trường đã sẵn sàng hoàn toàn thì vẫn còn quá sớm. Những điểm nghẽn lớn nhất hiện nay không nằm ở chỗ doanh nghiệp có muốn điện xanh hay không, mà nằm ở chỗ tổng chi phí có đủ rõ để đưa vào bài toán sản xuất hay chưa, hợp đồng có đủ chắc để chia rủi ro dài hạn hay chưa, và các bên có đủ khả năng phối hợp với nhau trên thực địa hay không?

Tọa đàm đã mở ra nhiều cuộc thảo luận sâu hơn về bài toán mà các doanh nghiệp đang thực sự đối mặt với câu chuyện chuyển đổi xanh.

Nội dung tổng hợp từ phiên thảo luận cho thấy những vướng mắc bị nhắc đến nhiều nhất vẫn là chi phí liên quan đến lưới và đấu nối (CDPPA), sự chưa rõ của một số cấu phần thanh toán, rủi ro chính sách trong các hợp đồng dài hạn, và khó khăn trong phối hợp giữa doanh nghiệp, khu công nghiệp, đơn vị phát triển dự án, bên thi công, NSMO và cơ quan địa phương. Trong đó, phải kể đến sự cần thiết của việc ban hành hướng dẫn kỹ thuật về BESS, cơ chế trợ cấp thêm giá cho phần điều tần điều áp. Nhiều dự án không dừng ở công nghệ. Chúng dừng ở chỗ bài toán thương mại và trách nhiệm giữa các bên chưa đủ rõ để khách hàng an tâm ký.  

Đó cũng là lý do vì sao, với nhóm khách hàng C&I chưa sẵn sàng bỏ CAPEX lớn, các mô hình bên thứ ba đầu tư và vận hành đang được nhìn nhận thực tế hơn trong 1–3 năm tới. Vấn đề ở đây không phải là mô hình được gọi tên là ESCO, PPA dài hạn hay Energy-as-a-Service. Điều doanh nghiệp nhìn vào vẫn là ba câu hỏi rất trực diện: Tổng chi phí cuối cùng thay đổi ra sao?, Cam kết hiệu suất có đủ tin cậy không? và Nếu hiệu quả không đạt như kỳ vọng thì ai chịu trách nhiệm?.

Một nhà máy xuất khẩu trong khu công nghiệp có thể rất muốn đi nhanh trên hành trình điện xanh, nhưng họ vẫn phải ưu tiên vốn cho hoạt động sản xuất, cho mở rộng đơn hàng, cho dây chuyền cốt lõi. Vì vậy, mô hình nào giúp họ tiếp cận lợi ích trước mà không phải gánh toàn bộ rủi ro đầu tư ngay từ đầu sẽ dễ mở cửa hơn. Nhưng để đi được, mô hình đó phải đủ rõ về chi phí, trách nhiệm và vận hành. 

Bối cảnh thị trường điện năm 2026 càng làm cho câu chuyện này cấp thiết hơn. Theo NSMO, vào lúc 13h50 ngày 24/6, công suất cực đại toàn hệ thống điện quốc gia đạt khoảng 58.456 MW. So với cùng kỳ năm 2025, phụ tải cực đại tăng 13,5%, trong đó, riêng khu vực miền Bắc đã chạm khoảng 30.300 MW -  mức cao nhất từ trước đến nay, buộc NSMO phải huy động toàn bộ các nguồn điện hiện hữu để duy trì an ninh hệ thống. Điều này cho thấy doanh nghiệp không còn chỉ đứng trước bài toán tối ưu hóa chi phí năng lượng, mà còn phải tính đến khả năng thích ứng phụ tải và an ninh vận hành trong một hệ thống điện ngày càng căng thẳng. Trong bối cảnh đó, giá trị thực của DPPA và BESS không nằm ở việc bổ sung thêm một công nghệ mới, mà ở chỗ biến nguồn điện tái tạo thành một phần sử dụng được, kiểm soát được và báo cáo được trong hoạt động sản xuất. 

Nếu phải rút lại thành một kết luận ngắn, có thể nói rằng khách hàng C&I hiện nay không đòi hỏi DPPA kèm BESS vì họ muốn đi trước xu hướng. Họ đòi hỏi vì đây đang dần trở thành một cấu phần của năng lực cạnh tranh. Nhưng để mô hình này thực sự được nhân rộng, thị trường không chỉ cần thêm chính sách. Thị trường cần những cấu trúc đủ rõ để doanh nghiệp an tâm ký, nhà đầu tư an tâm bỏ vốn và dự án có thể vận hành ổn định trong dài hạn. Khi đó, DPPA và BESS mới thực sự đi từ “cơ hội chính sách” sang “hiệu quả thực tế”.