CHÍNH SÁCH CHO ĐIỆN TÁI TẠO: Doanh nghiệp buộc phải thay đổi cách tiếp cận năng lượng

Phát biểu tại “Diễn đàn Hoàn thiện chính sách điện tái tạo & lưu trữ BESS: Nền tảng năng lượng xanh ổn định cho doanh nghiệp” do Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) chỉ đạo, Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp tổ chức chiều 21/4/2026, TS Trần Huỳnh Ngọc – Chuyên gia cao cấp năng lượng tái tạo, Amperes (Alluvium Group) cho rằng hệ thống điện Việt Nam đang đứng trước áp lực lớn trong giai đoạn tới.

TS Trần Huỳnh Ngọc phân tích, nhu cầu điện năng được dự báo tiếp tục tăng nhanh nhằm đáp ứng mục tiêu tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2026 - 2030. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cho thấy tổng nhu cầu điện có thể đạt khoảng 560 - 600 TWh vào năm 2030. Đồng thời, cam kết phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050 đặt ra yêu cầu chuyển dịch năng lượng theo hướng bền vững, gia tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo và giảm phụ thuộc vào các nguồn phát thải cao.

Trên nền tảng đó, khung pháp lý ngành điện giai đoạn 2024 - 2025 đã có nhiều thay đổi quan trọng. Luật Điện lực 2024 mở đường cho việc phát triển thị trường điện theo hướng cạnh tranh, minh bạch hơn. Các nghị quyết của Đảng và Chính phủ tiếp tục nhấn mạnh việc phát triển thị trường năng lượng, khuyến khích khu vực tư nhân tham gia và ưu tiên năng lượng tái tạo. Đáng chú ý, Nghị định 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và Nghị định 58/2025/NĐ-CP về điện mặt trời tự sản tự tiêu đã tạo hành lang pháp lý cho các mô hình này đi vào thực tiễn.

Song song với quá trình hoàn thiện thể chế, cơ chế giá điện bán lẻ hai thành phần đang được nghiên cứu và triển khai, với mục tiêu tách bạch chi phí và phân bổ hợp lý giữa các đối tượng sử dụng điện.

Theo đó, giá điện bao gồm giá công suất và giá điện năng. Giá công suất phản ánh chi phí cố định của hệ thống điện, được tính theo mức công suất cực đại mà khách hàng sử dụng, trong khi giá điện năng phản ánh chi phí biến đổi theo sản lượng tiêu thụ thực tế.

Theo TS Trần Huỳnh Ngọc, cách tiếp cận này không chỉ giúp minh bạch hóa chi phí mà còn tạo động lực điều chỉnh hành vi sử dụng điện, đặc biệt là giảm phụ tải giờ cao điểm. Tuy nhiên, chính sự thay đổi này cũng đang tác động trực tiếp đến hiệu quả của các mô hình năng lượng tái tạo phân tán.

Cụ thể, đối với cơ chế DPPA, doanh nghiệp vẫn phải trả chi phí công suất cho đơn vị vận hành hệ thống điện, kể cả khi đã mua điện từ nguồn tái tạo. Điều này làm thu hẹp đáng kể biên độ lợi ích tài chính của các hợp đồng DPPA, nhất là trong trường hợp doanh nghiệp không giảm được mức công suất đỉnh sử dụng từ lưới.

Trong khi đó, đối với điện mặt trời tự sản tự tiêu, hiệu quả đầu tư không còn phụ thuộc đơn thuần vào sản lượng điện tạo ra. Nếu phụ tải đỉnh không trùng với thời điểm phát điện, hệ thống điện mặt trời sẽ không giúp giảm chi phí công suất. Khi đó, lợi ích chủ yếu chỉ đến từ phần chi phí điện năng, khiến tổng mức tiết kiệm bị suy giảm.

Theo ông Ngọc, trong bối cảnh áp dụng giá điện hai thành phần, mức tiết kiệm từ điện mặt trời tự sản tự tiêu có thể giảm khoảng 21 - 25% so với cơ chế giá điện một thành phần trước đây. Điều này cho thấy hiệu quả đầu tư không còn mang tính mặc định, mà phụ thuộc ngày càng lớn vào đặc tính phụ tải và cách doanh nghiệp tổ chức vận hành.

Từ đó, bài toán năng lượng đối với doanh nghiệp đang có sự dịch chuyển rõ rệt. Trọng tâm không còn là đầu tư nguồn điện riêng lẻ, mà là quản trị năng lượng một cách tổng thể. Doanh nghiệp cần đồng thời triển khai nhiều giải pháp, từ điều chỉnh lịch sản xuất, phân bổ phụ tải theo thời gian, nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng đến tích hợp các hệ thống lưu trữ năng lượng.

Đặc biệt, việc ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) được xem là giải pháp quan trọng, cho phép lưu trữ điện vào thời điểm chi phí thấp hoặc khi có nguồn năng lượng tái tạo dư thừa, sau đó sử dụng vào giờ cao điểm để giảm chi phí công suất và tối ưu chi phí điện năng.

Ở góc độ chính sách, TS Trần Huỳnh Ngọc cho rằng việc triển khai giá điện hai thành phần cần có lộ trình rõ ràng, ổn định và minh bạch để doanh nghiệp có cơ sở xây dựng kế hoạch đầu tư dài hạn. Đồng thời, cơ chế phí dịch vụ trong các mô hình DPPA cũng cần được điều chỉnh phù hợp với cấu trúc giá mới, nhằm bảo đảm tính hấp dẫn của thị trường.

Bên cạnh đó, các chính sách hỗ trợ tài chính như tín dụng xanh, ưu đãi đầu tư và các chương trình khuyến khích tiết kiệm năng lượng cần được thúc đẩy mạnh mẽ hơn, đặc biệt đối với các mô hình tích hợp năng lượng tái tạo và hệ thống lưu trữ.

Về dài hạn, chuyên gia nhận định giá điện hai thành phần là xu hướng tất yếu nhằm phản ánh đúng chi phí đầu tư và vận hành của hệ thống điện. Trong bối cảnh giá điện bán lẻ có xu hướng tăng trong trung hạn, năng lượng tái tạo kết hợp với hệ thống lưu trữ vẫn duy trì lợi thế cạnh tranh nếu được hỗ trợ bởi cơ chế chính sách phù hợp.

“Việc áp dụng giá điện hai thành phần không làm mất đi vai trò của DPPA và điện mặt trời tự sản tự tiêu, nhưng đặt ra yêu cầu phải đánh giá lại hiệu quả theo cách tiếp cận toàn diện hơn. Trọng tâm chuyển từ đầu tư riêng lẻ sang tối ưu hóa tổng thể hệ thống năng lượng, trên cơ sở kết hợp giữa công nghệ, vận hành và chính sách”, TS Trần Huỳnh Ngọc nói.