18/05/2026
Thị trường điện Việt Nam đang bước vào một giai đoạn chuyển đổi mang tính cấu trúc — và Circular 36/2025/TT-BCT có thể là một trong những thay đổi quan trọng nhất của ngành điện trong nhiều năm qua.
Điều đáng chú ý là:
⚡ Đây không đơn thuần là sửa đổi kỹ thuật của thị trường bán buôn điện cạnh tranh.
Mà là sự thay đổi trong chính “logic vận hành” của thị trường điện.
Trước đây, cơ chế điều độ điện của Việt Nam về cơ bản vẫn vận hành theo nguyên tắc:
➡️ nguồn điện có chi phí thấp hơn sẽ được huy động trước (merit-order dispatch), trong giới hạn kỹ thuật của hệ thống.
Nhưng dưới Circular 36, điều đó không còn đúng hoàn toàn nữa.
Giờ đây, việc huy động điện được quyết định không chỉ bởi giá thành, mà còn bởi:
• nghĩa vụ “bao tiêu”
• ưu tiên sử dụng khí nội địa
• yêu cầu an ninh hệ thống
• thứ tự cắt giảm công suất được luật hóa
• các ràng buộc chính sách được tích hợp trực tiếp vào mô hình vận hành
Nói cách khác:
📌 Việt Nam đang chuyển từ “thị trường tối ưu chi phí” sang “thị trường tích hợp mục tiêu chính sách”.
Một trong những thay đổi lớn nhất là sự tái định nghĩa của “bao tiêu”.
Trước đây:
“Bao tiêu” chủ yếu là cơ chế bảo đảm doanh thu trong hợp đồng mua bán điện (PPA).
Hiện nay:
➡️ “Bao tiêu” trở thành tham số vận hành thực tế, ảnh hưởng trực tiếp đến ưu tiên huy động điện.
Điều này làm mờ ranh giới giữa:
• quyền hợp đồng
và
• vận hành hệ thống điện.
Song song với đó, Circular 36 cũng chính thức luật hóa thứ tự cắt giảm công suất giữa các loại nguồn điện khi hệ thống gặp giới hạn vận hành.
Điều này cực kỳ quan trọng vì:
🔍 Curtailment (cắt giảm công suất) không còn chỉ là vấn đề kỹ thuật — mà đã trở thành cơ chế phân bổ rủi ro theo chính sách.
Hệ quả là:
• Các dự án điện khí gắn với khí nội địa được hưởng mức độ chắc chắn cao hơn về huy động
• Năng lượng tái tạo đối mặt với rủi ro cắt giảm công suất mang tính cấu trúc
• Pin lưu trữ và mô hình hybrid sẽ ngày càng quan trọng để giảm thiểu rủi ro curtailment
• Tính “bankable” của dự án giờ đây phụ thuộc nhiều hơn vào vị trí trong hệ thống ưu tiên điều độ
Đối với nhà đầu tư và bên cho vay, đây là thay đổi rất lớn.
Trước đây, bài toán tài chính chủ yếu dựa trên:
• chi phí sản xuất
• giá bán điện
• dự báo huy động theo merit-order
Hiện nay, cần thêm:
• phân tích vị trí của dự án trong dispatch hierarchy
• đánh giá mức độ phù hợp với định hướng chính sách
• khả năng chịu curtailment
• mức độ bảo vệ hợp đồng trước rủi ro điều độ
Điều đáng chú ý là:
Việt Nam không từ bỏ cơ chế thị trường.
Nhưng thị trường điện đang được tái thiết kế để phục vụ các mục tiêu chiến lược:
• an ninh năng lượng
• phát triển chuỗi khí nội địa
• ổn định hệ thống
• kiểm soát rủi ro trong quá trình chuyển dịch năng lượng
Và điều này có thể sẽ không chỉ diễn ra ở Việt Nam.
Circular 36 có thể là tín hiệu cho xu hướng mới của nhiều thị trường điện mới nổi:
⚡ thị trường vẫn tồn tại, nhưng ngày càng được vận hành trong khuôn khổ các ưu tiên chính sách quốc gia.
Vietnam’s electricity market is entering a structurally transformative phase — and Circular 36/2025/TT-BCT may prove to be one of the most consequential regulatory developments in the sector in recent years.
What is particularly significant is that:
⚡ this is not merely a technical amendment to the competitive wholesale electricity market framework.
Rather, it represents a fundamental shift in the underlying logic through which the electricity market operates.
Historically, Vietnam’s dispatch framework has largely followed the principle of merit-order dispatch:
➡️ generation sources with lower marginal costs were prioritised for dispatch, subject to technical system constraints.
Under Circular 36, however, this principle no longer operates in isolation.
Dispatch outcomes will now be determined not only by economics, but increasingly by:
• “bao tiêu” obligations
• domestic gas utilisation priorities
• system security requirements
• legally codified curtailment sequencing
• policy constraints embedded directly into operational modelling
In other words:
📌 Vietnam is transitioning from a “cost-optimisation market” toward a “policy-integrated market framework”.
One of the most significant developments is the doctrinal transformation of “bao tiêu”.
Traditionally:
“bao tiêu” functioned primarily as a revenue protection mechanism within power purchase agreements (PPAs).
Under Circular 36:
➡️ “bao tiêu” evolves into an operational dispatch parameter that directly affects dispatch priority.
This fundamentally blurs the distinction between:
• contractual rights
and
• system operation.
At the same time, Circular 36 formally codifies a curtailment hierarchy among different categories of generation during system constraints.
This is particularly important because:
🔍 curtailment is no longer treated merely as a technical outcome — it has become a policy-driven mechanism for risk allocation.
The implications are substantial:
• Gas-fired projects linked to domestic gas supply benefit from enhanced dispatch certainty
• Renewable energy projects face structurally embedded curtailment risk
• Battery storage and hybrid configurations will become increasingly important in mitigating curtailment exposure
• Project bankability will depend not only on economic competitiveness, but also on positioning within the dispatch hierarchy
For investors and lenders, this marks a significant shift.
Historically, financial modelling focused primarily on:
• generation cost assumptions
• tariff structures
• merit-order dispatch forecasts
Going forward, however, market participants will also need to assess:
• the project’s position within the dispatch hierarchy
• alignment with broader policy objectives
• exposure to curtailment risk
• contractual protection against dispatch-related constraints
Importantly, Vietnam is not abandoning market mechanisms.
Rather, the electricity market is being redesigned to advance broader strategic objectives, including:
• energy security
• development of the domestic gas value chain
• system reliability
• risk management throughout the energy transition process
And this trend is unlikely to be unique to Vietnam.
Circular 36 may well signal the direction of travel for many emerging electricity markets:
⚡ markets will continue to exist, but market outcomes will increasingly operate within frameworks shaped by national policy priorities.