Theo báo cáo của Cơ quan Thông tin Năng lượng Mỹ (EIA), trong khoảng ba thập kỷ tới, tiêu thụ năng lượng trên thế giới dự kiến sẽ tăng trên 50%, trong đó nguyên nhân chủ yếu do sự tăng trưởng của các nước đang phát triển (The International Energy Agency, 10/2021). Trong bối cảnh các nguồn năng lượng sơ cấp ngày càng cạn kiệt trái ngược với nhu cầu tiêu thụ năng lượng và an ninh năng lượng ngày càng tăng cao, yêu cầu về bảo vệ môi trường đặc biệt sau Hội nghị COP26 diễn ra vào cuối năm 2021 thì các quốc gia sẽ ngày càng quan tâm, chú trọng đến việc nghiên cứu và triển khai các công nghệ hiện đại, chương trình, giải pháp để phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng, đặc biệt là các chương trình, giải pháp tập trung về phía phụ tải điện (khách hàng sử dụng điện).

Chương trình DR đã được triển khai tại nhiều quốc gia trên thế giới trong những năm gần đây. Tuy nhiên, khái niệm về Chương trình DR có nhiều cách tiếp cận khác nhau, trong đó có một số cách diễn đạt như sau:

DR là nguồn điện ảo: Chương trình DR coi các phụ tải điện của khách hàng là các nguồn điện ảo bằng cách chủ động điều chỉnh nhu cầu tiêu thụ điện của họ trong những thời điểm cụ thể để giảm phụ tải đỉnh của hệ thống điện thay vì phải huy động công suất từ các nhà máy điện giá thành cao để đáp ứng nhu cầu phụ tải. Thông qua Chương trình DR, các khách hàng có thể tham gia vào quá trình cân bằng cung cầu điện, qua đó góp phần vận hành ổn định, tối ưu hệ thống điện cùng với các đơn vị điều độ, đơn vị quản lý vận hành lưới điện và sẽ nhận được những khoản thanh toán khuyến khích cho việc điều chỉnh giảm nhu cầu sử dụng điện của chính khách hàng (McAuley, 2017).
DR là điều chỉnh thói quen sử dụng điện một cách thông minh, hiệu quả hơn: DR có thể được hiểu sử dụng điện một cách thông minh hơn chứ không chỉ đơn giản là cung cấp đủ điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải đỉnh của hệ thống điện trong một khoảng thời gian ngắn. Thực hiện Chương trình DR không có nghĩa là cắt điện, tiết giảm điện bị động mà là trì hoãn hoặc điều chỉnh quá trình sử dụng điện từ một thời điểm này (thông thường là cao điểm, tương ứng với giá cao) sang một thời điểm khác (bình thường, thấp điểm, tương ứng với giá phù hợp) (Heinzelman, 2016).

DR là thay đổi nhu cầu, thói quen sử dụng điện để đáp ứng lại các tín hiệu về giá điện hoặc nhận các khoản thanh toán khuyến khích trực tiếp qua đó giảm nhu cầu sử dụng điện trong thời điểm giá điện trên thị trường điện cao hoặc theo yêu cầu của Đơn vị điều độ trong trường hợp hệ thống điện có nguy cơ quá tải hoặc sự cố (Federal Energy Regulatory Commission, 2012). 
Mặc dù, có rất nhiều cách diễn đạt khác nhau về khái niệm Chương trình DR, nhưng phần lớn cách tiếp cận đều giống nhau về bản chất. Ở Việt Nam, cũng có cách tiếp cận tương tự khi định nghĩa các Chương trình DR là một trong những chương trình quản lý nhu cầu điện (DSM) nhằm khuyến khích khách hàng chủ động điều chỉnh giảm nhu cầu sử dụng điện theo các tín hiệu về giá điện hoặc các cơ chế khuyến khích khi được yêu cầu góp phần giảm công suất cực đại vào giờ cao điểm của hệ thống điện, giảm tình trạng lưới điện bị quá tải hoặc cần nâng cao hiệu quả kinh tế của hệ thống điện (Thông tư số 23/2017/TT-BCT).

Theo kinh nghiệm quốc tế, các chương trình DR thông thường được phân loại theo 2 cơ chế bao gồm các Chương trình DR có thể điều độ được (Incentive-based, dựa vào cơ chế khuyến khích/cơ chế tài chính trực tiếp) và Chương trình DR không điều độ (Time-based rates dựa vào các cơ chế giá điện theo thời gian). Các Chương trình DR dựa vào cơ chế khuyến khích/cơ chế tài chính thường áp dụng đối với các khách hàng sử dụng điện lớn (khách hàng công nghiệp, thương mại) có khả năng linh hoạt điều chỉnh nhu cầu tiêu thụ điện trong một khoảng thời gian ngắn khi nhận được yêu cầu từ đơn vị điều độ, vận hành hệ thống điện hay đơn vị cung cấp điện; trong đó, khách hàng tham gia sẽ nhận được một khoản thanh toán khuyến khích tùy thuộc vào điện năng tiết giảm trong các sự kiện DR. Trong khi đó, các Chương trình DR dựa vào các cơ chế giá điện phù hợp với các khách hàng sử dụng điện nhỏ (khách hàng sinh hoạt, tòa nhà…) hoặc các khách hàng có thể điều chỉnh thói quen sử dụng điện theo tín hiệu về giá điện để giảm chi phí tiêu thụ điện.

Việc triển khai Chương trình DR mang lại nhiều lợi ích tổng thể, cụ thể như sau:

Đối với xã hội: Góp phần giảm áp lực đầu tư các công trình nguồn, lưới điện và tăng khả năng sử dụng các nguồn lực hiện có; Góp phần giảm áp lực tăng giá điện; Nâng cao nhận thức xã hội về việc sử dụng các nguồn tài nguyên thiên nhiên, sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả; Giảm ô nhiễm môi trường – phát triển bền vững;…
Đối với khách hàng sử dụng điện: Nhận được các khoản thanh toán khuyến khích đồng thời tiết kiệm chi phí sử dụng điện; Giảm số lần mất điện hoặc bị cắt điện đột ngột không có trong kế hoạch; Tăng tính chủ động trong việc quản lý và nâng cao hiệu quả sản xuất, kinh doanh.
Đối với các Công ty điện lực: Chủ động đáp ứng nhu cầu sử dụng điện của khách hàng; Phối hợp, tương tác chặt chẽ hơn với khách hàng trong việc cung cấp điện; Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện; Giãn tiến độ, giảm áp lực đầu tư cải tạo, nâng cấp hệ thống điện thuộc phạm vi quản lý; Nâng cao chất lượng dịch vụ, nâng cao hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh.
Đối với công tác vận hành hệ thống điện: Giảm quá tải/nghẽn mạch trong những thời điểm cao điểm của hệ thống điện (trong ngắn hạn) và góp phần nâng cao độ tin cậy cung cấp điện; Tối ưu cân bằng cung – cầu điện; Là một giải pháp để nâng cao hiệu quả vận hành các nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là nguồn điện phân tán và khai thác hiệu quả các chức năng của lưới điện thông minh.
Đối với thị trường điện: Góp phần hạn chế những biến động về giá điện trên thị trường điện cạnh tranh trong khoảng thời gian cao điểm của hệ thống và giảm chi phí truyền tải và phân phối điện.

Về cơ chế chính sách và tổ chức thực hiện:

+ Chi phí để thực hiện các Chương trình DR được hỗ trợ từ ngân sách nhà nước hoặc được tính toán và thu hồi trực tiếp qua chi phí và giá thành sản xuất kinh doanh điện của các Công ty điện lực. Bên cạnh đó, một số nước đã thành lập các Quỹ hạ tầng cơ sở ngành điện để thực hiện các Chương trình DR (Ví dụ như tại Hàn Quốc, Quỹ cơ sở hạ tầng ngành điện được lấy từ khoản phí 3,7% giá điện).

+ Tích hợp Chương trình DR trong thị trường điện: Một số quốc gia như Hàn Quốc, Australia, Singapore đã thí điểm hoặc thực hiện chính thức tích hợp Chương trình DR trong thị trường điện. Đây cũng là một mô hình rất đáng quan tâm đối với Việt Nam trong thời gian sắp tới khi vận hành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.   

+ Đơn vị Aggregator: Để triển khai thực hiện Chương trình DSM/DR, các nước đã cho phép thành lập các đơn vị cung cấp dịch vụ DSM/DR (DSM Aggregator hay DR Aggregator). Đây là đơn vị trung gian giữa khách hàng sử dụng điện và các đơn vị bán điện trong quá trình thực hiện Chương trình DSM/DSR. Nhiều quốc gia đã áp dụng thành công mô hình này như Anh, Úc, Singapore, Thái Lan, Nhật ... Đơn vị này có trách nhiệm ký hợp đồng với các bên để thực hiện các Chương trình DR khi nhận được các yêu cầu từ đơn vị bán điện hoặc đơn vị vận hành hệ thống điện và thực hiện các thanh toán khuyến khích cho khách hàng khi tham gia. Một số nước, mô hình DSM/DR Aggregator có thể kết hợp với mô hình các Công ty dịch vụ năng lượng (ESCO) thành một đơn vị cung cấp dịch vụ chung trong hoạt động Quản lý nhu cầu điện và Tiết kiệm năng lượng.

Về phát triển cơ sở hạ tầng kỹ thuật:

Để triển khai Chương trình DR, hai ứng dụng quan trọng nhất và không thể thiếu là hệ thống đo đếm (có khả năng đo đếm và thu thập số liệu đo đếm từ xa) và hệ thống SCADA/EMS/DMS, trong đó hệ thống SCADA/EMS/DMS đóng vai trò vô cùng quan trọng trong công tác dự báo phụ tải, nghiên cứu phụ tải để có thể xác định tiềm năng DR (công suất, khu vực, thời gian), đối tượng khách hàng tham gia, lập kế hoạch, phối hợp thực hiện giữa các đơn vị điều độ, các đơn vị cung cấp điện và khách hàng tham gia. Ngoài ra, cần phải trang bị các hệ thống quản lý thông tin khách hàng (CMIS, CIS), hệ thống thông tin truyền thông để thu thập số liệu đo đếm của khách hàng về hệ thống lưu trữ và xử lý số liệu đo đếm (MDMS). 

Trên thế giới, đặc biệt tại Hoa Kỳ, Nhật, Singapore và một số quốc gia Châu Âu, Hệ thống DR tự động (Automated DR – ADR) đã được áp dụng khá phổ biến trên cơ sở nền tảng hệ thống hạ tầng đo đếm tiên tiến (Advanced Metering Infrastructure – AMI) và phần mềm như hệ thống DR Automation System (DRAS) ở Hoa Kỳ, hệ thống DRMS (DR Management System) ở Singapore, hệ thống ADRS (Automated DR System) ở Hàn Quốc để quản lý, giám sát và thực hiện Chương trình DR.

Các khó khăn, vướng mắc

Trong giai đoạn đầu triển khai Chương trình DR, các nước cũng gặp một số khó khăn vướng mắc, tập trung vào một số vấn đề sau:

Các cơ chế chính sách, cơ chế khuyến khích còn chưa đồng bộ hoặc hấp dẫn để khuyến khích và thu hút khách hàng chủ động tham gia.
Khách hàng vẫn chưa thực sự nhiệt tình tham gia: Một vấn đề tương đối quan trọng khi triển khai Chương trình DR đó là các cơ quan, đơn vị liên quan, đặc biệt là các công ty Điện lực cần xây dựng và triển khai các chương trình truyền thông cho cộng đồng, phổ biến các kiến thức, lợi ích và nội dung của các Chương trình DR để thuyết phục, thu hút khách hàng đăng ký tham gia. Bên cạnh đó, cần có những sự tương tác, hỗ trợ tối đa cho các khách hàng khi tham gia.
Tỉ lệ khách hàng sử dụng điện theo biểu giá điện theo thời gian (Time-based rate) còn thấp, điều này dẫn đến khó khăn trong việc triển khai các Chương trình DR áp dụng cơ chế giá điện theo thời gian, đặc biệt là nhóm khách hàng sinh hoạt-dân dụng, điều này phụ thuộc nhiều vào cơ chế giá điện và hạ tầng đo đếm.
Phương pháp, công nghệ kết nối tín hiệu, thông tin liên lạc trong quá trình thực hiện Chương trình DR (tín hiệu giá điện, thông tin khách hàng, tương tác, phối hợp giữa các đơn vị thực hiện Chương trình DR và khách hàng tham gia...) còn chưa đồng nhất.
Phương pháp, công cụ dự báo và tính toán, mô phỏng các Chương trình DR chưa hoàn thiện: Công tác dự báo, tính toán, mô phỏng nhu cầu điều chỉnh phụ tải điện, khả năng đáp ứng điều chỉnh phụ tải của khách hàng trong thời gian thực còn chưa thực sự chính xác.

Từ năm 2019, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã tổ chức triển khai từng bước các Chương trình DR và đã đạt được một số kết quả tích cực. Ví dụ như năm 2019 đã thực hiện được 10 sự kiện DR với tổng điện năng tiết giảm 6.373.301 kWh, trong đó sự kiện có công suất điều chỉnh giảm được lớn nhất là 514 MW (thống kê ngày 10/09/2019), tiết kiệm cho EVN khoảng 24 tỷ đồng (so với việc phải huy động các nhà máy điện chạy dầu DO). Giai đoạn 2020-2021, do ảnh hưởng của dịch bệnh Covid 19 nên không có nhu cầu thực hiện các Chương trình DR.

Mặc dù việc triển khai thực tế đã có một số kết quả tích cực và cho thấy được tiềm năng của các Chương trình DR là rất lớn, tuy nhiên để triển khai một cách hiệu quả và thực chất, cần xem xét giải quyết một số vấn đề sau:

Thứ nhất về hoàn thiện và ban hành đẩy đủ, đồng bộ cơ chế khuyến khích, cơ chế tài chính: Hiện nay, khung pháp lý (bao gồm các văn bản Luật, Nghị định Chính phủ, Quyết định của Thủ tướng Chính phủ, Quyết định và Thông tư của Bộ Công Thương) liên quan đến việc thực hiện các Chương trình DR tại Việt Nam đã được ban hành nhưng chỉ dừng lại ở mức độ tổng thể và định hướng. Các Chương trình và sự kiện DR đã thực hiện từ năm 2019 chủ yếu là phi thương mại và xuất phát từ sự hợp tác của khách hàng, các cơ chế tài chính bao gồm cơ chế khuyến khích tài chính trực tiếp và cơ chế giá điện (giá điện 2 thành phần, giá điện tới hạn CPP,…) chưa được hiện thực hóa bằng các quy định của pháp luật.
Tại Quyết định số 279/QĐ-TTg ngày 08/03/2018 đã nêu một trong các giải pháp để thực hiện Chương trình quốc gia về DSM là xây dựng và ban hành đầy đủ và đồng bộ cơ chế tài chính, cơ chế khuyến khích theo hướng các khoản chi phí khuyến khích cho khách hàng sử dụng điện tham gia thực hiện các Chương trình DSM/DR sẽ là chi phí hợp lý và được tính toán vào chi phí sản xuất kinh doanh điện của các đơn vị điện lực. Vì vậy, để làm được việc này, cần có sự phối hợp chặt chẽ giữa các Bộ, ngành như Bộ Tài chính, Bộ Công Thương, Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp trong việc rà soát và xem xét điều chỉnh, bổ sung các quy định liên quan đến Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp, Nghị định của Chính phủ về quy chế quản lý tài chính của EVN và sớm áp dụng các cơ chế giá điện hai thành phần, giá điện linh hoạt (Dynamic pricing, Real Time Pricing, Critical Peak Pricing). 

Thứ hai về tổ chức thực hiện, các Chương trình DR cần được tổ chức thực hiện đồng bộ, xuyên suốt từ các cơ quan quản lý nhà nước (xây dựng khung pháp lý và hướng dẫn thực hiện) đến chính quyền địa phương, các đơn vị điện lực (triển khai thực hiện) và các khách hàng tham gia. Cần phải xem xét, quy định rõ trách nhiệm của từng đơn vị tham gia thực hiện Chương trình DR. Ngoài ra, cần kết hợp các Chương trình DR với định hướng phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo phân tán, chương trình phát triển Lưới điện Thông minh, đảm bảo triển khai đồng bộ để khai thác tối đa hiệu quả tất cả các chương trình, dự án, ứng dụng trong hệ thống điện.
Thứ ba, về việc thực hiện các chương trình truyền thông nâng cao nhận thức cộng đồng: Kinh nghiệm quốc tế cho thấy, đối với các chương trình mang tính chất cộng đồng hoặc đòi hỏi phải có sự tham gia tự nguyện của khách hàng như Chương trình DR thì bên cạnh các cơ chế chính sách hấp dẫn, công tác thông tin tuyên truyền, đào tạo, phổ biến kiến thức sẽ có ảnh hưởng không nhỏ đến thành công của chương trình. Do đó, công tác thông tin tuyên truyền cần xây dựng, triển khai bài bản, rộng rãi, thường xuyên và liên tục. Một chương trình quảng bá và tiếp thị hấp dẫn với quy mô lớn trên các phương tiện truyền thông đại chúng là rất cần thiết để tăng cường nhận thức cho người dân, khách hàng sử dụng điện và các đơn vị thực hiện Chương trình DR.
Thứ tư, về việc xem xét thành lập các đơn vị Aggregator: Việc cho phép thành lập đơn vị Aggregator cũng là một vấn đề rất đáng lưu ý trong quá trình xây dựng và thực hiện các Chương trình DR tại Việt Nam. Đơn vị Aggregator sẽ thực hiện các chương trình truyền thông, marketing thay cho các đơn vị điện lực, trung gian – kết nối công ty điện lực với khách hàng, đầu tư, trang bị các hệ thống Hệ thống DR tự động (trong trường hợp cần thiết), phần mềm, hạ tầng công nghệ thông tin để thực hiện các Chương trình DR, tính toán và thanh toán các khoản tiền khuyến khích cho khách hàng tham gia. Ngoài ra, sự tham gia của các đơn vị Aggregator sẽ làm tăng tính khách quan, minh bạch và nâng cao hiệu quả thực hiện của các Chương trình DR.
Thứ năm, về giải pháp kỹ thuật – công nghệ
- Tiếp tục củng cổ, hoàn thiện, nâng cấp các hệ thống SCADA/DMS, mini SCADA; nâng cao tỉ lệ công tơ điện tử đo xa trang bị cho khách hàng sử dụng điện, đặc biệt là khách hàng dân dụng; chú trọng thực hiện và nâng cao hiệu quả công tác nghiên cứu phụ tải để hỗ trợ các đơn vị điện lực trong việc ước tính và xác định nhu cầu DR, xác định đối tượng khách hàng tiềm năng, khả năng tiết giảm của khách hàng và tạo bộ cơ sở dữ liệu đầu vào tin cậy để đánh giá Chi phí – Lợi ích.

- Từng bước phát triển, trang bị các ứng dụng thông minh, công nghệ hiện đại trên hệ thống điện và phụ tải của khách hàng đồng bộ với xây dựng và thực hiện các Chương trình DR: Thực tế triển khai các Chương trình DR trên thế giới cho thấy rằng, các Chương trình DR có thể thực hiện rộng rãi và đạt hiệu quả cao khi thực hiện đồng bộ với phát triển, trang bị các ứng dụng Lưới điện thông minh như Thành phố thông minh (Smart City), Ngôi nhà thông minh (Smart Home), Hệ thống lưu trữ (BESS), Phương tiên thông minh (EV) ...