Theo chuyên gia, hiện nay, việc xác định giá điện tái tạo là một bài toán phức tạp, đòi hỏi cân bằng lợi ích giữa chính phủ, nhà đầu tư điện từ năng lượng tái tạo, nhà đầu tư điện truyền thống, doanh nghiệp tiêu thụ điện và người dân.
TS. Nguyễn Xuân Quang - Viện Công nghệ Năng Lượng (Đại học Bách Khoa Hà Nội) - cho rằng, quyết định giá điện tái tạo ở Việt Nam đòi hỏi cân bằng lợi ích giữa chính phủ, nhà đầu tư NLTT, nhà đầu tư điện truyền thống, doanh nghiệp tiêu thụ và người dân. Ảnh: Nhân vật cung cấp
Báo Lao Động xin trích phần tham luận của TS. Nguyễn Xuân Quang - Viện Công nghệ Năng Lượng (Đại học Bách Khoa Hà Nội), tại Hội thảo “Giải pháp chuyển đổi năng lượng hướng tới Net Zero” do Báo Lao Động phối hợp với Bộ Công Thương tổ chức ngày 29.5.2025.
Năng lượng tái tạo (NLTT) là trụ cột trong chiến lược phát triển bền vững của Việt Nam, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng 0 (Net-zero) vào năm 2050. Tuy nhiên, việc xác định giá điện tái tạo là một bài toán phức tạp, đòi hỏi cân bằng lợi ích giữa chính phủ, nhà đầu tư điện từ NLTT, nhà đầu tư điện truyền thống, doanh nghiệp tiêu thụ điện và người dân. Những thách thức liên quan đến chính sách, tài chính, hạ tầng, và đặc biệt là áp lực giảm phát thải cũng như sự biến động của NLTT ảnh hưởng đến các nguồn điện truyền thống, đang cản trở quá trình này. Bài luận này phân tích các khó khăn và đề xuất giải pháp để giải quyết.
1. Khó khăn về chính sách và khung pháp lý
Khung pháp lý thiếu đồng bộ và minh bạch là rào cản lớn. Chính phủ đã ban hành các chính sách như Quyết định 39/2018/QĐ-TTg (giá điện gió: 8,5 UScent/kWh trên đất liền, 9,8 UScent/kWh ngoài khơi) và Quyết định 08/2020/QĐ-TTg (giá điện sinh khối), nhưng các cơ chế này thường ngắn hạn. Cơ chế giá FIT đã thúc đẩy NLTT, nhưng khi hết hiệu lực vào cuối 2021, nhiều dự án chuyển tiếp (4.736,16 MW, gồm 8 dự án điện mặt trời và 77 dự án điện gió) không đáp ứng điều kiện, gây đình trệ đầu tư. Chuyển sang cơ chế đấu thầu giá điện đòi hỏi quy định minh bạch, nhưng hiện tại, các quy định này chưa hoàn thiện, làm khó nhà đầu tư NLTT trong việc lập kế hoạch tài chính. Chồng chéo giữa Luật Đất đai, Luật Biển, và Luật Quy hoạch cũng làm tăng chi phí dự án, ảnh hưởng đến giá điện.
Chính phủ phải đối mặt với áp lực vừa thúc đẩy NLTT vừa giữ giá điện thấp để hỗ trợ an sinh xã hội và thu hút đầu tư công nghiệp. Điều này gây khó khăn trong việc thiết kế cơ chế giá phù hợp, đặc biệt khi cân nhắc lợi ích của nhà đầu tư điện truyền thống, vốn lo ngại mất thị phần trước sự phát triển của NLTT.
2. Thách thức về tài chính và chi phí đầu tư
Chi phí đầu tư ban đầu cho NLTT, đặc biệt điện gió ngoài khơi và điện sinh khối, cao gấp 2-3 lần điện than hoặc khí. Nhà đầu tư NLTT trong nước gặp khó khăn trong huy động vốn do yêu cầu tài sản đảm bảo lớn từ ngân hàng, trong khi vay vốn nước ngoài (kể cả ODA) phải đối mặt với thủ tục phức tạp. Giá thiết bị NLTT như turbine gió hay pin lưu trữ vẫn đắt đỏ, và chính sách ưu đãi thuế nhập khẩu chưa hiệu quả do thiếu biểu thuế riêng cho thiết bị hiệu suất cao, đẩy chi phí đầu tư và giá điện lên cao.
Nhà đầu tư điện truyền thống cũng chịu áp lực tài chính khi phải nâng cấp nhà máy để đáp ứng yêu cầu vận hành linh hoạt, bù đắp biến động từ NLTT. Ví dụ, các nhà máy nhiệt điện than như Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng phải đầu tư thêm vào hệ thống điều chỉnh công suất, làm tăng chi phí vận hành.
3. Thách thức về cơ sở hạ tầng và vận hành hệ thống điện
Hệ thống truyền tải điện của Việt Nam chưa theo kịp tốc độ phát triển NLTT. Sự phát triển “nóng” của điện mặt trời và điện gió ở miền Trung và miền Nam (chiếm 24,3% tổng công suất, 44% công suất tiêu thụ) gây quá tải lưới điện, dẫn đến cắt giảm công suất. Đặc tính không ổn định của NLTT (điện mặt trời phụ thuộc ánh sáng, điện gió phụ thuộc tốc độ gió) đòi hỏi đầu tư vào pin lưu trữ hoặc thủy điện tích năng, nhưng Việt Nam gần như chưa có hạ tầng này, làm tăng giá điện.
Đơn vị vận hành hệ thống điện đối mặt với thách thức kỹ thuật và tài chính khi NLTT gia tăng.
- Tính không ổn định và khó điều độ thời gian thực.
- Tăng chi phí tích trữ và dự phòng.
- Không đồng bộ giữa nguồn phát và hạ tầng lưới.
- Rủi ro tài chính nếu giá mua điện cao hơn giá bán lẻ bình quân.
4. Tác động của biến động NLTT đến nguồn điện truyền thống
Sự không ổn định của NLTT buộc nhà đầu tư điện truyền thống phải điều chỉnh công suất đột ngột để bù đắp biến động nguồn cung từ NLTT và nhu cầu tiêu thụ theo thời tiết. Các nhà máy nhiệt điện than hoặc khí được thiết kế để vận hành ổn định, nhưng khi điện mặt trời giảm (ví dụ, vào buổi tối hoặc ngày nhiều mây) hoặc điện gió ngừng do gió yếu, các nhà máy này phải tăng/giảm công suất nhanh chóng, gây ra:
- Tăng chi phí vận hành: Khởi động/tắt máy thường xuyên làm giảm tuổi thọ thiết bị và tăng chi phí bảo trì. Ví dụ, Nhà máy Nhiệt điện Vũng Áng (Hà Tĩnh) báo cáo chi phí bảo trì tăng 15% năm 2023 do điều chỉnh công suất liên tục để bù đắp sụt giảm điện mặt trời trong mùa mưa. Các nhà máy nhiệt điện khí đã phải tăng số lần bật/tắt hệ thống phát điện của nhà máy từ 21 lần/năm lên đến 450 lần/năm.
- Hiệu suất thấp: Vận hành không tối ưu làm tăng tiêu thụ nhiên liệu và phát thải, đi ngược mục tiêu giảm phát thải.
- Rủi ro mất ổn định hệ thống: Sự thay đổi đột ngột có thể gây mất cân bằng lưới điện. Ví dụ, tháng 7.2023, một số khu vực miền Trung cắt giảm 30% công suất điện mặt trời do lưới điện quá tải, buộc Thủy điện Hòa Bình tăng công suất đột ngột, gây áp lực lên turbin và đập.
- Mất ưu thế cạnh tranh: NLTT có chi phí biên thấp, được ưu tiên huy động trước trong hệ thống điện, khiến các nhà máy điện truyền thống bị giảm sản lượng, ảnh hưởng doanh thu.
- Phải vận hành linh hoạt hơn: Để bù đắp cho sự biến động của nguồn NLTT, các nhà máy điện truyền thống buộc phải thay đổi chế độ vận hành từ liên tục sang linh hoạt, gây hao mòn thiết bị và tăng chi phí bảo trì.
- Gánh chi phí dự phòng hệ thống: Khi hệ thống NLTT không ổn định, các nguồn điện truyền thống phải duy trì công suất dự phòng mà không được huy động đầy đủ, làm tăng áp lực tài chính.
- Thiếu cơ chế công bằng về giá điện: Nhiều nhà sản xuất điện truyền thống cho rằng giá điện NLTT chưa phản ánh đầy đủ chi phí ẩn mà họ phải gánh, như tích trữ, ổn định tần số, điều độ hệ thống.
Những yếu tố này làm tăng chi phí sản xuất điện truyền thống, ảnh hưởng gián tiếp đến giá điện tái tạo, vì hệ thống điện quốc gia phải duy trì giá tổng hợp đủ để bù đắp chi phí toàn hệ thống. Sự phát triển nhanh chóng của năng lượng tái tạo đặt ra nhiều thách thức đối với các nhà máy điện truyền thống như nhiệt điện than, thủy điện lớn, hoặc điện khí hóa lỏng.
5. Nhu cầu giảm phát thải và khó khăn của doanh nghiệp
Doanh nghiệp tiêu thụ điện, đặc biệt trong ngành dệt may, điện tử, và chế biến xuất khẩu, chịu áp lực giảm phát thải từ thị trường quốc tế (ví dụ, quy định CBAM của EU về thuế carbon biên giới). Điều này thúc đẩy nhu cầu mua điện tái tạo, nhưng họ gặp khó khăn:
- Cơ chế DPPA hạn chế: Quyết định 2355/QĐ-BCT (12.2023) cho phép thí điểm mua bán điện trực tiếp (DPPA) với quy mô 500 MW, nhưng thủ tục phức tạp khiến doanh nghiệp vừa và nhỏ khó tham gia.
- Chi phí cao: Giá điện tái tạo cao hơn điện truyền thống do chi phí đầu tư lớn, gây khó khăn cho doanh nghiệp xuất khẩu cạnh tranh về giá.
- Thiếu nguồn cung: Sự đình trệ của các dự án NLTT sau khi giá FIT hết hiệu lực và quá tải lưới điện khiến nguồn cung không đáp ứng nhu cầu. Ví dụ, một số doanh nghiệp dệt may ở Bình Dương sẵn sàng trả giá cao hơn cho điện xanh nhưng không tìm được nhà cung cấp phù hợp.
6. Cân bằng lợi ích giữa các bên liên quan
Giá điện tái tạo phải cân bằng lợi ích các bên:
- Chính phủ: Muốn giữ giá điện thấp để hỗ trợ an sinh xã hội và thu hút đầu tư công nghiệp, gây áp lực tài chính lên EVN, vốn lỗ nặng do giá bán điện thấp hơn chi phí sản xuất.
- Nhà đầu tư NLTT: Mong muốn giá điện đủ cao để bù đắp chi phí và đảm bảo lợi nhuận. Cơ chế đấu thầu giảm giá điện nhưng tăng rủi ro cho nhà đầu tư trong nước.
- Nhà đầu tư điện truyền thống: Lo ngại chi phí vận hành tăng và mất thị phần do sự phát triển của NLTT, đặc biệt khi phải điều chỉnh công suất linh hoạt.
- Doanh nghiệp tiêu thụ: Ưu tiên nguồn điện ổn định và giá hợp lý. Gián đoạn nguồn điện hoặc giá cao làm giảm sức cạnh tranh.
- Người dân: Nhạy cảm với tăng giá điện, đặc biệt nhóm thu nhập thấp. Chính sách giá điện nhiều bậc thang chưa tách bạch giữa an sinh xã hội và cơ chế thị trường.
7. Thách thức về môi trường và xã hội
Các dự án NLTT đòi hỏi diện tích đất lớn, gây xung đột về sử dụng đất ở khu vực nông thôn. Giải phóng mặt bằng và bồi thường làm tăng chi phí dự án. Xử lý chất thải từ tấm pin mặt trời hoặc turbine gió sau khi hết vòng đời đòi hỏi quy định và công nghệ tái chế phù hợp.
8. Giải pháp đề xuất
- Hoàn thiện khung pháp lý: Xây dựng cơ chế đấu thầu minh bạch và mở rộng DPPA để doanh nghiệp dễ tiếp cận điện tái tạo.
- Đầu tư hạ tầng: Nâng cấp lưới điện, phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng và thủy điện tích năng để giảm áp lực lên nguồn điện truyền thống.
- Hỗ trợ tài chính: Tăng ưu đãi tín dụng và giảm thuế cho nhà đầu tư NLTT và doanh nghiệp tiêu thụ, hỗ trợ kỹ thuật đáp ứng tiêu chuẩn “xanh”.
- Tách bạch giá điện: Thị trường hóa giá điện, có chính sách hỗ trợ riêng cho người dân thu nhập thấp.
- Hợp tác quốc tế: Học hỏi kinh nghiệm từ Trung Quốc, Na Uy và thu hút vốn, công nghệ nước ngoài.
9. Kết luận
Quyết định giá điện tái tạo ở Việt Nam đòi hỏi cân bằng lợi ích giữa chính phủ, nhà đầu tư NLTT, nhà đầu tư điện truyền thống, doanh nghiệp tiêu thụ, và người dân. Sự biến động của NLTT gây áp lực lên nguồn điện truyền thống, làm tăng chi phí vận hành, trong khi doanh nghiệp khó tiếp cận điện xanh để đáp ứng yêu cầu quốc tế. Với tiềm năng NLTT lớn và quyết tâm chính trị, Việt Nam có thể vượt qua thách thức thông qua các giải pháp đồng bộ, đảm bảo phát triển bền vững và đáp ứng nhu cầu “xanh hóa” từ thị trường quốc tế.
TS. Nguyễn Xuân Quang - Viện Công nghệ Năng Lượng (Đại học Bách Khoa Hà Nội)
