Nghiên cứu - Trao đổi

Năm nay được xem là năm bản lề triển khai các Nghị quyết mới của Quốc hội và Bộ Chính trị về phát triển ngành năng lượng, đặc biệt là năng lượng tái tạo, năng lượng mới. Chia sẻ rõ hơn về nội dung này với Diễn đàn Doanh nghiệp, TS Nguyễn Anh Tuấn – Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) cho biết: Kỳ vọng lớn nhất của ông là sự hình thành thực chất của Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) được vận hành trong năm nay.

Thưa ông, có thể nói chính sách tác động rất lớn tới ngành năng lượng trong giai đoạn mới, với các dự án điện lớn, theo ông, đâu là những điểm đột phá chính sách quan trọng nhất có thể tạo cú hích cho điện gió, điện mặt trời và các mô hình năng lượng sạch trong năm 2026?

Đúng là chúng ta đang đứng trước một giai đoạn bản lề. Nếu xem Quy hoạch điện VIII là "bản thiết kế", thì năm 2026 chính là lúc chúng ta phải đặt những viên gạch nền móng thực tế nhất. Theo tôi, để tạo cú hích thực sự, chúng ta cần hai đột phá chính sách cốt lõi:

Thứ nhất là hoàn thiện khung pháp lý cụ thể cho cơ chế đấu thầu/đấu giá. Kỷ nguyên của giá FIT (giá ưu đãi cố định) đã qua. Nhà đầu tư hiện nay không sợ cạnh tranh, họ chỉ sợ sự "không rõ ràng". Chúng ta cần một quy trình đấu thầu chọn nhà đầu tư minh bạch, nơi giá điện được xác định bởi thị trường nhưng vẫn đảm bảo khả năng thu hồi vốn (bankability) cho dự án.

Thứ hai là cơ chế thí điểm cho Điện gió ngoài khơi. Đây là lĩnh vực giàu tiềm năng nhưng rủi ro cao và vốn lớn. Điểm đột phá cần làm ngay là quy định rõ ràng về việc giao khu vực biển và cơ chế chia sẻ rủi ro (như bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ hoặc cam kết bao tiêu tối thiểu).

Ví dụ như hãy nhìn vào thực tế của dự án Điện gió ngoài khơi La Gàn (Bình Thuận) hay Thăng Long Wind. Đến năm 2026, nếu chúng ta vẫn chưa có quy định rõ ràng về việc "chồng lấn vùng biển" giữa hoạt động dầu khí, hàng hải và điện gió, thì không ngân hàng quốc tế nào dám giải ngân. Một ví dụ cụ thể về đột phá cần có: Chính phủ ban hành cơ chế thí điểm cho phép một dự án được "bao tiêu sản lượng tối thiểu" (Take-or-pay) ở mức thấp (ví dụ 40-50%) trong giai đoạn đầu. Điều này giống như "vốn mồi" về mặt tín dụng, giúp chủ đầu tư chứng minh dòng tiền với ngân hàng nước ngoài, thay vì để họ "tự bơi" trên thị trường phát điện cạnh tranh hoàn toàn đầy rủi ro.

Bên cạnh cơ hội, điện tái tạo vẫn đối mặt với những “điểm nghẽn” về hạ tầng lưới điện, cơ chế giá và thủ tục đầu tư. Theo ông, trong năm 2026 cần ưu tiên tháo gỡ những nút thắt nào để các chủ trương lớn của Đảng và Quốc hội thực sự đi vào cuộc sống?

Đây là câu chuyện "con gà và quả trứng" mà chúng ta đã nói nhiều năm nay: Nguồn điện làm xong nhưng lưới điện chưa sẵn sàng. Năm 2026, ưu tiên số một phải là xã hội hóa đầu tư lưới điện truyền tải.

Nhà nước không thể và không nên gánh toàn bộ chi phí đầu tư hạ tầng lưới điện trong khi nguồn lực có hạn. Chúng ta cần cơ chế cho phép tư nhân tự bỏ vốn xây dựng các đường dây đấu nối (220kV, thậm chí 500kV) để giải tỏa công suất cho chính họ, kèm theo cơ chế bàn giao hoặc quản lý vận hành rõ ràng.

Bên cạnh đó, nút thắt về giải phóng mặt bằng và Quy hoạch đất đai cũng cần sự vào cuộc quyết liệt của các địa phương.

Chúng ta có thể nhìn vào bài học từ cụm dự án điện gió tại Hướng Hóa (Quảng Trị). Hàng loạt dự án ở đây từng bị tắc nghẽn vì chờ đường dây 220kV. Năm 2026, đột phá không chỉ là cho tư nhân xây đường dây, mà là cơ chế "phí truyền tải nội bộ". Ví dụ như cho phép một liên danh 3 nhà đầu tư tư nhân cùng góp vốn xây trạm biến áp 500kV chung, sau đó EVN sẽ thuê lại hạ tầng này để vận hành (mô hình Build - Lease - Transfer), hoặc khấu trừ dần vào tiền mua điện hàng tháng. Như vậy, EVN không mất vốn đầu tư ban đầu, còn doanh nghiệp thì giải tỏa được công suất ngay lập tức mà không lo vi phạm Luật Quản lý, sử dụng tài sản công.

Ông đánh giá như thế nào về vai trò của doanh nghiệp tư nhân trong phát triển điện tái tạo thời gian tới, đặc biệt khi các cơ chế như mua bán điện trực tiếp, lưu trữ năng lượng đang được hoàn thiện?

Tôi cho rằng vai trò của doanh nghiệp tư nhân sẽ chuyển dịch mạnh mẽ từ "người bán điện thuần túy" sang "nhà cung cấp giải pháp năng lượng".

Trước đây, tư nhân chỉ việc phát điện và bán hết cho EVN. Nhưng với cơ chế mới, đặc biệt là khi hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS) được khuyến khích, tư nhân sẽ đóng vai trò điều tiết sự ổn định của hệ thống. Họ sẽ là những người đi đầu trong việc áp dụng công nghệ để biến nguồn điện gió, mặt trời (vốn không ổn định) thành nguồn điện tin cậy hơn.

Thay vì chỉ đầu tư nhà máy điện mặt trời, một tập đoàn tư nhân lớn (như Xuân Thiện hay Gelex) trong năm 2026 có thể triển khai mô hình Nhà máy điện ảo (Virtual Power Plant). Cụ thể: Họ đầu tư hệ thống pin lưu trữ (BESS) công suất lớn tại Ninh Thuận. Khi lưới điện quốc gia bị sụt giảm tần số (do mây che phủ các farm mặt trời khác), hệ thống BESS này sẽ tự động phát điện trong tích tắc để ổn định tần số (Frequency Regulation). Lúc này, họ thu tiền từ "Dịch vụ phụ trợ hệ thống điện" (một loại phí dịch vụ mới) với biên lợi nhuận cao hơn nhiều so với việc bán điện thương phẩm thông thường. Đây là sân chơi đẳng cấp mới của tư nhân.

Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) đang được kỳ vọng mở ra “không gian mới” cho các khu công nghiệp phát triển điện mặt trời, điện gió phục vụ sản xuất. Theo ông, năm 2026 cần ưu tiên tháo gỡ những rào cản nào để DPPA thực sự trở thành kênh phát triển điện tái tạo hiệu quả?

DPPA là một cánh cửa mới mở cho các doanh nghiệp FDI muốn xanh hóa sản xuất, nhưng hiện tại cánh cửa này vẫn còn nhiều vướng mắc để mở ra hoàn toàn.

Rào cản lớn nhất cần tháo gỡ ngay trong năm 2026 là chi phí truyền tải và phân phối (Wheeling fee). Khi doanh nghiệp A mua điện từ nhà máy B nhưng dòng điện đó chạy qua lưới của EVN, thì phí "quá cảnh" này là bao nhiêu? Nếu phí quá cao, giá điện cuối cùng sẽ không còn hấp dẫn; nếu quá thấp, nhà nước thiệt thòi. Chúng ta cần một công thức tính toán minh bạch, hài hòa lợi ích.

Thứ hai là vấn đề kỹ thuật vận hành. Việc tách bóc dòng điện nào là "trực tiếp", dòng điện nào là từ lưới quốc gia trong cùng một thời điểm cần hệ thống đo đếm và quy trình điều độ rất chính xác.

Giả sử tập đoàn LEGO tại Bình Dương ký DPPA mua điện từ trang trại gió ở Tây Nguyên. Giá bán buôn điện gió là 7 cts/kWh. Tuy nhiên, khi cộng thêm phí truyền tải, phí phân phối và phí điều độ hệ thống của EVN, giá cuối cùng đội lên thành 11 cts/kWh – cao hơn cả giá điện bán lẻ của EVN hiện hành. Nếu không có cơ chế "trần chi phí quá cảnh" hoặc ưu đãi miễn giảm phí này trong giai đoạn thí điểm 2026, thì bản hợp đồng DPPA đó sẽ đổ bể vì không hiệu quả về kinh tế. Tháo gỡ ở đây là cần một con số cụ thể, chấp nhận được cho phí quá cảnh để các bên "gặp nhau" được.

Trong không khí Xuân mới, hướng tới giai đoạn 2026–2030, ông kỳ vọng điều gì ở về sự phát triển một thị trường bán lẻ điện cạnh tranh trong bối cảnh mới?

Mùa Xuân tượng trưng cho sự khởi đầu mới, và tôi kỳ vọng giai đoạn 2026–2030 sẽ là "mùa Xuân" của giai đoạn được phép lựa chọn trong một VREM cạnh tranh.

Kỳ vọng lớn nhất của tôi là sự hình thành thực chất của Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM). Tôi mong muốn hiện thực hóa người dân và doanh nghiệp được quyền chọn đơn vị bán điện cho mình, tương tự như chọn mạng viễn thông hay internet vậy. Tuy nhiên còn quá nhiều vấn đề phức tạp và rủi ro cần phải chuẩn bị để đạt được mức độ này và mong muốn này mới chỉ là “kỳ vọng”.

Khi đó, sự độc quyền mua-bán sẽ bị xóa bỏ. Các đơn vị bán lẻ sẽ phải cạnh tranh nhau bằng chất lượng dịch vụ, bằng các gói cước linh hoạt và bằng cam kết tỷ lệ năng lượng xanh. Điều này không chỉ có lợi cho người tiêu dùng mà còn tạo động lực để toàn ngành điện đổi mới sáng tạo, minh bạch hóa chi phí và hoạt động hiệu quả hơn.

Hãy hình dung tại các Khu Công nghiệp (KCN) lớn như VSIP hay Khu Công nghệ cao Hòa Lạc, khi các nhà máy tại đây không bắt buộc phải mua điện từ Công ty Điện lực địa phương nữa khi VREM hình thành. Họ có thể đấu thầu và chọn một Đơn vị bán lẻ điện độc lập (Retailer). Đơn vị này chào một gói cước đặc biệt: "Gói cước theo thời gian thực". Cụ thể: Nếu nhà máy chấp nhận chạy máy vào khung giờ 12h đêm đến 4h sáng, giá điện sẽ rẻ rất nhiều (do dư thừa công suất). Ngược lại, giờ cao điểm giá sẽ rất cao do thiếu công suất. Điều này buộc các nhà máy phải đổi mới dây chuyền sản xuất, nhưng đổi lại họ tiết kiệm được hàng tỷ đồng tiền điện mỗi tháng nhờ cơ chế thị trường cạnh tranh này.

Trân trọng cảm ơn ông!

Phương Thanh thực hiện