Có tạo cuộc chạy đua mới?
Bộ Công Thương đang lấy ý kiến dự thảo Thông tư sửa đổi, bổ sung Thông tư 09/2025/TT-BCT về phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện, trong đó đáng chú ý là cách xác định giá đối với điện mặt trời.
Theo đó, bộ này đưa ra hai phương án: xác định khung giá điện mặt trời theo các vùng kinh tế - xã hội trong quy hoạch tổng thể quốc gia từng thời kỳ hoặc tính tới từng tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương. Với điện gió trên đất liền và gần bờ, phương án được đề xuất là tính theo các vùng kinh tế - xã hội.
Hiện, khung giá điện mặt trời, điện gió được áp dụng theo ba miền Bắc - Trung - Nam. Năm 2025, giá trần điện mặt trời mặt đất tại ba miền lần lượt là 1.383 đồng/kWh, 1.107 đồng/kWh và 1.012 đồng/kWh; điện mặt trời nổi tương ứng 1.686 đồng/kWh, 1.336 đồng/kWh và 1.228 đồng/kWh.
Theo Bộ Công Thương, cách chia ba miền Bắc - Trung - Nam hiện không còn phù hợp khi địa giới hành chính thay đổi, trong khi bức xạ mặt trời và tốc độ gió khác biệt lớn giữa các địa phương. Phân vùng chi tiết hơn được kỳ vọng phản ánh sát hơn điều kiện và chi phí đầu tư.
Trao đổi với PV Tiền Phong, chuyên gia năng lượng Nguyễn Huy Hoạch cho rằng việc tính giá theo từng tỉnh là có cơ sở, nhất là sau quá trình sắp xếp, sáp nhập địa phương. Một tỉnh mới có thể bao gồm những khu vực có điều kiện bức xạ khác nhau, khiến cách chia vùng cũ không còn hoàn toàn phù hợp.
Ông Hoạch dẫn ví dụ, Quảng Bình và Quảng Trị trước đây có điều kiện bức xạ khác nhau, kéo theo hiệu quả phát điện khác nhau. Nơi bức xạ tốt hơn có thể đạt sản lượng cao hơn với cùng một công suất, trong khi khu vực bức xạ thấp hơn có thể cần mức giá cao hơn để bảo đảm hiệu quả đầu tư.
“Xét riêng về kỹ thuật tính giá, chia theo tỉnh có thể phản ánh sát hơn điều kiện bức xạ và hiệu quả đầu tư. Nhưng đây mới chỉ là một phần của bài toán”, ông Hoạch nói.
Ông Nguyễn Hữu Khoa - Giảng viên Trường Cao đẳng Điện lực TPHCM, cho rằng phương án tính giá theo tỉnh hợp lý hơn so với theo vùng kinh tế - xã hội. Theo ông Khoa, bức xạ mặt trời giữa các tỉnh trong cùng một miền chênh lệch lớn, trong khi chi phí thiết bị, vật tư không khác biệt tương ứng. Nếu áp chung một khung giá sẽ khó phản ánh đúng hiệu quả đầu tư. Điện mặt trời hiện đã có hệ số bức xạ cho 34 tỉnh, thành, có thể làm cơ sở xây dựng giá chi tiết hơn theo địa phương.
Không để tái diễn cảnh nghẽn lưới điện
Theo các chuyên gia, sau bài học phát triển nóng thời giá FIT (giá điện hỗ trợ) khiến hàng loạt dự án bị ách tắc, lãng phí, điều đáng quan tâm nhất hiện nay với điện mặt trời không chỉ là mức giá có đủ hấp dẫn hay không, mà nguồn điện mới có phù hợp với khả năng tiếp nhận của hệ thống không?
Chuyên gia Nguyễn Huy Hoạch phân tích, thực tế tại khu vực Ninh Thuận (nay là Khánh Hoà), Bình Thuận trước đây cho thấy, bức xạ tốt không đồng nghĩa nguồn điện có thể phát triển không giới hạn. Khi lưới truyền tải không theo kịp, có thời điểm miền Trung dư nguồn trong khi miền Bắc thiếu điện nhưng khả năng truyền tải bị giới hạn.
“Cơ chế giá hấp dẫn từng kéo theo làn sóng đầu tư điện mặt trời rất nhanh, trong khi lưới truyền tải không kịp mở rộng, khiến nhiều dự án phải cắt giảm công suất. Bài học từ giá FIT cho thấy, không thể chỉ nhìn vào nguồn điện. Nhà đầu tư bỏ hàng nghìn tỷ, thậm chí hàng chục nghìn tỷ đồng, nhưng khi hoàn thành lại không phát hết được, vì lưới quá tải thì thiệt hại thuộc về cả nhà đầu tư và hệ thống”, ông Hoạch nói.
Vì vậy, theo ông Hoạch cùng với cách xây dựng khung giá mới, ngành điện cần phải công khai khả năng tiếp nhận của từng khu vực: hiện tại còn có thể hấp thụ thêm bao nhiêu MW và dư địa sẽ tăng thế nào sau khi các công trình lưới được đầu tư.
Khi đó, nhà đầu tư sẽ nhìn thấy đồng thời hai yếu tố: giá mua điện và dư địa đấu nối. Nếu một khu vực chỉ còn khả năng tiếp nhận một lượng công suất nhất định, việc đăng ký đầu tư cũng cần dừng ở giới hạn đó; khi lưới được nâng cấp mới tiếp tục mở rộng nguồn.
“Phải nói rõ khu vực này được thêm bao nhiêu MW, khu vực kia bao nhiêu. Đăng ký đủ thì dừng, không thể để nhà đầu tư bỏ vốn xong mới thông báo lưới không hấp thụ được và phải cắt giảm”, ông Hoạch nhấn mạnh, đồng thời cho rằng, tư duy phát triển điện mặt trời vì thế cần chuyển từ “có tiềm năng thì khuyến khích đầu tư” sang “đầu tư trong giới hạn hệ thống có thể tiếp nhận”.
Lãnh đạo một doanh nghiệp thuộc Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận cũng cho rằng, việc xác định khung giá tới từng tỉnh có cơ sở về kinh tế, bởi điều kiện bức xạ, sản lượng và chi phí phát điện giữa các địa phương khác nhau. Tuy nhiên, một dự án hiệu quả về tài chính chưa chắc tối ưu cho toàn hệ thống.
Khu vực bức xạ tốt nhưng xa phụ tải hoặc hạn chế đấu nối, có thể làm tăng chi phí hạ tầng, trong khi nơi bức xạ thấp hơn nhưng gần trung tâm tiêu thụ điện thì có thể đem lại hiệu quả tổng thể cao hơn.
Do đó, khung giá tính theo tỉnh không nên chỉ dựa vào bức xạ, suất đầu tư và hiệu quả tài chính của nhà máy, mà cần tính cả nhu cầu phụ tải và điều kiện đấu nối.
Đặc biệt, sau giai đoạn giá FIT bất ổn khiến nhiều nhà đầu tư mất niềm tin, điều doanh nghiệp quan tâm hiện nay là độ ổn định và khả năng dự báo của cơ chế giá.
"Với một dự án điện mặt trời, doanh nghiệp mất nhiều thời gian từ chuẩn bị đầu tư, thu xếp vốn đến vận hành. Nếu phương pháp tính hoặc mức giá thay đổi quá nhanh, doanh nghiệp và ngân hàng sẽ khó chốt phương án tài chính. Cơ chế mới vì vậy phải đủ ổn định, có khả năng dự báo trong vài năm để nhà đầu tư biết rõ mức giá, dư địa đấu nối và rủi ro trước khi quyết định bỏ vốn”, vị này chia sẻ.
