(Công Thương) - 15 năm chính sách điện mặt trời là hành trình từ định hướng chiến lược đến cơ chế giá. Những con số về khung giá và công suất cho thấy cách chính sách đã định hình thị trường.
Điện mặt trời Việt Nam không khởi đầu từ một cơ chế giá, mà từ một định hướng chiến lược về an ninh năng lượng và phát triển bền vững. Ngày 11/2/2020, Bộ Chính trị ban hành Nghị quyết số 55-NQ/TW (Nghị quyết 55) về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Nghị quyết đặt mục tiêu nâng tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp lên khoảng 15 - 20% vào năm 2030 và 25 - 30% vào năm 2045, nhấn mạnh yêu cầu ưu tiên khai thác, sử dụng hiệu quả các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mới và năng lượng sạch. Đồng thời, Nghị quyết đã nói rõ tinh thần "xoá bỏ mọi độc quyền, rào cản bất hợp lý" và "thực hiện xã hội hoá tối đa" trong đầu tư hạ tầng năng lượng.
Đây được xem là dấu mốc quan trọng, tạo nền tảng chính trị và định hướng dài hạn cho quá trình phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam, trong đó điện mặt trời là một trong những lĩnh vực được thúc đẩy mạnh mẽ nhất. Từ chủ trương này, hàng loạt cơ chế, chính sách khuyến khích đầu tư đã được ban hành, góp phần đưa điện mặt trời trở thành một trong những nguồn điện có tốc độ tăng trưởng nhanh nhất trong hệ thống điện quốc gia.
Năm năm sau, định hướng ấy tiếp tục được cụ thể hóa và cập nhật phù hợp với bối cảnh mới. Ngày 20/8/2025, Bộ Chính trị ban hành Nghị quyết số 70-NQ/TW về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Nghị quyết 70). Nếu Nghị quyết 55 đặt nền móng cho quá trình chuyển dịch năng lượng và phát triển mạnh các nguồn năng lượng tái tạo thì Nghị quyết 70 nhấn mạnh hơn yêu cầu bảo đảm an ninh năng lượng trong điều kiện hệ thống điện ngày càng phụ thuộc vào các nguồn năng lượng biến đổi.
Điểm đáng chú ý là Nghị quyết 70 không chỉ đặt mục tiêu phát triển nguồn điện tái tạo mà còn yêu cầu bảo đảm vận hành an toàn, ổn định, cung ứng đủ điện cho nền kinh tế và nâng cao tính tự chủ của hệ thống năng lượng quốc gia. Đây cũng chính là bài toán lớn mà ngành điện phải giải quyết sau giai đoạn bùng nổ điện mặt trời nhờ cơ chế FIT.
Hai nghị quyết tạo thành một mạch xuyên suốt về tư duy phát triển năng lượng của Việt Nam: Nghị quyết 55 mở đường cho tăng trưởng xanh và chuyển dịch năng lượng, còn Nghị quyết 70 bổ sung yêu cầu cân bằng giữa phát triển và an ninh hệ thống. Với vai trò là định hướng mới nhất của Đảng trong lĩnh vực năng lượng, Nghị quyết 70 trở thành điểm tựa chính trị quan trọng cho việc hoàn thiện các cơ chế, chính sách và mô hình thị trường điện trong giai đoạn tiếp theo.
Chủ trương của Đảng sau đó được thể chế hóa ở cấp cao nhất của hệ thống pháp luật. Ngày 11/12/2025, Quốc hội khóa XV thông qua Nghị quyết số 253/2025/QH15 (Nghị quyết 253) về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030, có hiệu lực từ ngày 1/3/2026.
Nghị quyết 253 là cầu nối giữa chủ trương và thực thi, cụ thể hóa các định hướng tại Nghị quyết 55 và Nghị quyết 70 thành các cơ chế, chính sách để Chính phủ và Bộ Công Thương triển khai bằng nghị định, quyết định và các văn bản điều hành. Từ đó hình thành một trục chính sách xuyên suốt: Đảng định hướng, Quốc hội thể chế hóa, Chính phủ tổ chức thực hiện. Những cơ chế giá và chính sách phát triển điện mặt trời được ban hành sau này chính là mắt xích cuối cùng của chuỗi chính sách đó.
Trước năm 2017, điện mặt trời Việt Nam gần như xuất phát từ con số không. Ngoài một vài dự án thí điểm quy mô nhỏ, thị trường chưa có cơ chế giá mua điện riêng, khiến nhà đầu tư thiếu cơ sở để tính toán hiệu quả tài chính. Trên thực tế, điện mặt trời khi đó vẫn là một khoảng trống trên bản đồ nguồn điện quốc gia.
Bước ngoặt của ngành điện mặt trời Việt Nam xuất hiện cùng với Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ có hiệu lực từ ngày 1/6/2017, quyết định này lần đầu tiên thiết lập cơ chế giá điện hỗ trợ (Feed-in Tariff - FIT) cho điện mặt trời với mức 9,35 UScent/kWh, tương đương khoảng 2.086 đồng/kWh.
Điểm quan trọng của cơ chế FIT giai đoạn đầu nằm ở tính ổn định và khả năng dự báo. Nhà đầu tư được bảo đảm đầu ra thông qua hợp đồng mua bán điện kéo dài 20 năm, với toàn bộ sản lượng điện phát lên lưới được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thu mua theo mức giá cố định. Đồng thời, cơ chế áp dụng một mức giá thống nhất cho các dự án điện mặt trời nối lưới, giúp đơn giản hóa việc tính toán hiệu quả đầu tư và rút ngắn thời gian ra quyết định của doanh nghiệp.
Để được hưởng mức giá ưu đãi này, các dự án phải đưa vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019. Chính sách đã tạo ra tín hiệu thị trường đủ mạnh, mở đường cho làn sóng đầu tư điện mặt trời đầu tiên tại Việt Nam sau nhiều năm lĩnh vực này gần như chưa phát triển.
Ông Trịnh Quốc Vũ, Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương), nhắc lại tại một toạ đàm của Báo Công Thương diễn ra tại TP Hồ Chí Minh vào tháng 5/2026:"Vào thời điểm năm 2017, khi cơ chế FIT đầu tiên được ban hành, giá bán lẻ điện bình quân của Việt Nam mới ở mức 1.732 đồng/kWh. Thế nhưng, khi đó chúng ta đã sẵn sàng mua điện mặt trời với mức giá 9,35 US cent/kWh, tương đương hơn 2.000 đồng/kWh. Điều đó cho thấy quyết tâm chính trị khi ấy rất lớn". Nhà nước chấp nhận mua vào cao hơn bán ra, lấy phần chênh ấy đổi lấy một thị trường từ con số không.
Cú hích phát huy tác dụng đúng như thiết kế, và còn hơn thế. Dòng vốn tư nhân lập tức đổ về vành đai nắng Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Ninh, Long An, Gia Lai, Đắk Lắk. Làn sóng thứ nhất hình thành ngay trước hạn 30/6/2019. Khi Quyết định 13/2020/QĐ-TTg ban hành ngày 6/4/2020, hiệu lực 22/5/2020, mở tiếp giá FIT lần hai cho các dự án vận hành đến hết 31/12/2020, làn sóng thứ hai bùng lên dữ dội hơn. Đến cuối năm 2020, tổng công suất điện mặt trời đạt khoảng 16.500 MW, riêng điện mặt trời mái nhà vượt 100.000 hệ thống với gần 9.300 MWp. Riêng ba ngày cuối cùng từ 29 đến 31/12/2020, để kịp chốt công tơ hưởng giá, hơn 3.000 MW được lắp thêm. Một quốc gia gần như bằng không trong vòng chưa đầy bốn năm vọt lên dẫn đầu Đông Nam Á và lọt nhóm hai mươi hệ thống điện lớn nhất thế giới.
Cơ chế FIT lần thứ hai cũng cho thấy sự điều chỉnh đáng kể trong tư duy xây dựng chính sách giá. Nếu cơ chế FIT giai đoạn đầu áp dụng một mức giá thống nhất cho mọi dự án điện mặt trời nối lưới thì Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg đã chuyển sang cơ chế phân loại theo đặc tính kỹ thuật và mô hình phát triển của từng loại hình dự án.
Theo đó, điện mặt trời mái nhà được áp dụng mức giá 8,38 UScent/kWh (tương đương khoảng 1.943 đồng/kWh), điện mặt trời nổi 7,69 UScent/kWh (khoảng 1.783 đồng/kWh) và điện mặt trời mặt đất 7,09 UScent/kWh (khoảng 1.644 đồng/kWh). Mặc dù thấp hơn mức 9,35 UScent/kWh của giai đoạn FIT đầu tiên, các mức giá này vẫn tạo động lực đủ lớn để thu hút đầu tư và duy trì đà phát triển của thị trường.
Đáng chú ý, Quyết định 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam vẫn dành cơ chế chuyển tiếp cho một số dự án tại Ninh Thuận (nay là tỉnh Khánh Hòa). Theo đó, các dự án đã được bổ sung quy hoạch, đưa vào vận hành thương mại trước ngày 1/1/2021 và nằm trong tổng quy mô công suất tích lũy không quá 2.000 MW tiếp tục được hưởng mức giá 9,35 UScent/kWh theo cơ chế trước đó.
Sự điều chỉnh này cho thấy chính sách giá điện mặt trời đã bước sang giai đoạn hoàn thiện hơn, không chỉ hướng tới mục tiêu khuyến khích đầu tư mà còn bắt đầu tính đến đặc điểm vùng miền, loại hình công nghệ, tiến độ thực hiện và quy mô phát triển của từng nhóm dự án.
Sau giai đoạn tăng trưởng bùng nổ, thị trường điện mặt trời bất ngờ chững lại. Khi cơ chế FIT lần hai hết hiệu lực vào ngày 31/12/2020 mà chưa có chính sách giá thay thế được ban hành kịp thời, giai đoạn phát triển dựa trên giá mua điện cố định chính thức khép lại.
Trong hơn hai năm tiếp theo, từ 2021 đến 2023, hoạt động đầu tư điện mặt trời gần như đình trệ do thiếu cơ sở xác định giá bán điện. Nhiều dự án đã hoàn thành đầu tư hoặc đang triển khai nhưng không kịp hưởng cơ chế FIT rơi vào tình trạng "chuyển tiếp", không thể đưa vào vận hành thương mại, tạo nên một khoảng lặng đáng kể trong quá trình phát triển của ngành điện mặt trời Việt Nam.
Phải đến đầu năm 2023, khung giá tạm mới xuất hiện, Quyết định 21/QĐ-BCT của Bộ Công Thương ngày 7/1/2023 ban hành khung giá phát điện cho nhà máy chuyển tiếp, đặt giá trần để EVN và chủ đầu tư đàm phán: điện mặt đất giá tối đa 1.184,90 đồng/kWh, điện mặt trời nổi giá 1.508,27 đồng/kWh. Đây là mức giá trần để đàm phán, trong khi giá thực tế có thể thấp hơn đáng kể. So với các cơ chế trước, xu hướng giảm của giá điện mặt trời thể hiện khá rõ, từ 2.086 đồng/kWh ở FIT lần một, xuống 1.644 - 1.943 đồng/kWh ở FIT lần hai và còn khoảng 1.185 đồng/kWh trong khung giá chuyển tiếp. Sự điều chỉnh này không chỉ phản ánh xu hướng giảm chi phí công nghệ, mà còn cho thấy sự thay đổi căn bản trong cách thức phát triển thị trường điện mặt trời, từ cơ chế hỗ trợ cố định sang cơ chế đàm phán và cạnh tranh hơn.
Khoảng lặng kéo dài hơn ba năm của thị trường điện mặt trời để lại nhiều bài học đáng suy ngẫm. Thực tế cho thấy, khi cơ chế giá hỗ trợ kết thúc nhưng chưa có công cụ thị trường thay thế đủ rõ ràng và kịp thời, dòng vốn đầu tư có thể chững lại gần như ngay lập tức.
Đây không phải là câu chuyện riêng của Việt Nam, kinh nghiệm quốc tế cho thấy thiết kế chính sách giá có vai trò quyết định đối với tốc độ phát triển năng lượng tái tạo. Tại Đức, cơ chế giá hỗ trợ theo Đạo luật Năng lượng tái tạo (EEG) đã tạo động lực mạnh mẽ cho sự bùng nổ của điện mặt trời trong giai đoạn đầu. Tuy nhiên, khi chi phí hỗ trợ gia tăng và công nghệ dần trưởng thành, nước này từng bước điều chỉnh mức hỗ trợ, chuyển sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh và khuyến khích tiêu thụ tại chỗ theo tín hiệu thị trường. Hà Lan cũng lựa chọn lộ trình giảm dần các cơ chế hỗ trợ thay vì cắt bỏ đột ngột nhằm hạn chế những cú sốc đối với thị trường.
Điểm chung trong các kinh nghiệm này là quá trình chuyển đổi từ cơ chế giá hỗ trợ cố định sang cơ chế cạnh tranh cần được thực hiện theo lộ trình rõ ràng, nhất quán và có tính dự báo cao. Nếu khoảng trống chính sách xuất hiện quá lâu, niềm tin của nhà đầu tư sẽ bị ảnh hưởng, kéo theo sự chững lại của thị trường. Đồng thời, việc bảo đảm tính ổn định của các cam kết đã được xác lập cũng là yếu tố quan trọng để duy trì môi trường đầu tư minh bạch và bền vững.
Sau giai đoạn trầm lắng của thị trường, chính sách phát triển điện mặt trời không quay trở lại mô hình hỗ trợ bằng một mức giá cố định như trước. Thay vào đó, một khuôn khổ pháp lý mới được xây dựng từ cấp luật nhằm tạo nền tảng cho giai đoạn phát triển dựa trên cạnh tranh và tín hiệu thị trường.
Luật Điện lực số 61/2024/QH15, được Quốc hội thông qua ngày 30/11/2024 và có hiệu lực từ ngày 1/2/2025, đánh dấu bước chuyển quan trọng trong tư duy quản lý ngành điện. Lần đầu tiên, điện tự sản xuất, tự tiêu thụ từ nguồn năng lượng tái tạo được luật hóa. Theo Điều 22, các hệ thống điện mặt trời mái nhà được đấu nối lưới điện, được bán phần điện dư và được hưởng các chính sách hỗ trợ phù hợp của Nhà nước. Đồng thời, Luật cũng lần đầu bổ sung cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư các dự án nguồn điện, tạo cơ sở để chuyển dần từ cơ chế giá hỗ trợ cố định sang cạnh tranh thị trường. Điều 20 của Luật tiếp tục khuyến khích phát triển điện gió, điện mặt trời gắn với hệ thống lưu trữ năng lượng và hydrogen xanh.
Trên cơ sở Luật Điện lực, Chính phủ ban hành Nghị định số 58/2025/NĐ-CP về phát triển năng lượng tái tạo và năng lượng mới. Nghị định này thay thế Nghị định số 135/2024/NĐ-CP, đồng thời hoàn thiện khung pháp lý cho điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Theo quy định hiện hành, phần điện dư phát lên lưới được phép bán nhưng không vượt quá 20% sản lượng điện thực phát hằng năm; giá mua điện dư được xác định theo giá điện năng thị trường bình quân năm trước và không vượt khung giá điện mặt trời mặt đất do cơ quan có thẩm quyền ban hành. Đối với hệ thống dưới 100 kW, thủ tục được đơn giản hóa theo hướng chỉ cần thông báo với đơn vị điện lực thay vì thực hiện các thủ tục cấp phép phức tạp.
Song song với đó, Nghị định số 57/2025/NĐ-CP thiết lập cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép các đơn vị phát điện từ nguồn năng lượng tái tạo giao dịch trực tiếp với khách hàng sử dụng điện lớn thông qua đường dây riêng hoặc thông qua lưới điện quốc gia. Đây được xem là bước tiến quan trọng trong quá trình hình thành thị trường điện cạnh tranh, đồng thời đáp ứng nhu cầu sử dụng điện sạch ngày càng tăng của các doanh nghiệp, đặc biệt là khu vực FDI và các doanh nghiệp tham gia chuỗi cung ứng toàn cầu.
Một điểm đáng chú ý khác là việc phân cấp mạnh thẩm quyền quản lý và cấp phép cho địa phương. Theo Nghị định số 61/2025/NĐ-CP, các dự án điện mặt trời dưới 50 MW thuộc thẩm quyền giải quyết của địa phương, trong khi điện mặt trời mái nhà được tạo điều kiện thuận lợi hơn về thủ tục đầu tư. Đây là tiền đề quan trọng để mở rộng phát triển điện mặt trời phân tán, đưa mục tiêu phổ cập điện mặt trời mái nhà từ chủ trương thành hiện thực.
Cơ chế giá điện mặt trời hiện nay đã khác căn bản so với giai đoạn FIT. Nếu trước đây thị trường vận hành dựa trên một mức giá mua điện cố định áp dụng trên phạm vi cả nước, thì nay khung giá được xây dựng theo khu vực địa lý và đặc tính công nghệ của dự án.
Theo Quyết định số 988/QĐ-BCT ngày 10/4/2025, khung giá phát điện áp dụng cho các nhà máy điện mặt trời mới được phân chia theo ba miền và theo việc có hay không tích hợp hệ thống lưu trữ năng lượng. Đối với điện mặt trời mặt đất không lưu trữ, giá trần tại miền Bắc là 1.382,7 đồng/kWh, miền Trung 1.107,1 đồng/kWh và miền Nam 1.012 đồng/kWh. Với các dự án có tích hợp pin lưu trữ, mức giá tương ứng được nâng lên 1.571,98 đồng/kWh tại miền Bắc, 1.257,05 đồng/kWh tại miền Trung và 1.149,86 đồng/kWh tại miền Nam.
Cách tiếp cận này phản ánh rõ định hướng điều tiết của chính sách. Mức giá cao hơn tại miền Bắc nhằm bù đắp điều kiện bức xạ thấp hơn, qua đó khuyến khích phân bổ nguồn điện hợp lý hơn giữa các vùng. Trong khi đó, việc dành mức giá cao hơn cho các dự án có lưu trữ thể hiện chủ trương thúc đẩy các nguồn điện có khả năng hỗ trợ vận hành hệ thống, thay vì chỉ gia tăng công suất phát điện đơn thuần.
Sự thay đổi của cơ chế giá cũng phản ánh quá trình trưởng thành của thị trường. Theo ông Trịnh Quốc Vũ – Cục Điện lực (Bộ Công Thương), nếu giai đoạn đầu điện mặt trời cần mức giá FIT 9,35 UScent/kWh để thu hút đầu tư thì hiện nay khung giá điện mặt trời tập trung tại khu vực miền Nam chỉ còn khoảng 1.012 đồng/kWh. So với giai đoạn khởi đầu, mức giá này chỉ tương đương khoảng một nửa, cho thấy chi phí công nghệ đã giảm đáng kể và thị trường không còn phụ thuộc vào các cơ chế hỗ trợ cao như trước.
Đáng chú ý, xu hướng giảm của giá phát điện diễn ra trong bối cảnh giá bán lẻ điện ngày càng phản ánh sát hơn chi phí cung ứng điện. Theo ông Trịnh Quốc Vũ, giá bán lẻ điện bình quân hiện đã ở mức khoảng 2.204 đồng/kWh, cao hơn đáng kể so với khung giá phát điện của các dự án điện mặt trời mới. Sự chênh lệch này đang tạo ra động lực kinh tế mới cho mô hình điện mặt trời tự sản, tự tiêu, khi lợi ích không còn nằm chủ yếu ở việc bán điện lên lưới mà ở khả năng giảm lượng điện phải mua từ hệ thống điện quốc gia.
Đối với các hộ gia đình, hiệu quả đầu tư ngày càng gắn với việc tối ưu chi phí sử dụng điện hơn là doanh thu từ bán điện dư. Cơ cấu biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt theo Quyết định số 14/2025/QĐ-TTg tiếp tục duy trì nguyên tắc lũy tiến, trong đó mức tiêu thụ càng cao thì đơn giá điện càng tăng. Điều này khiến điện mặt trời mái nhà trở thành công cụ hiệu quả để giảm lượng điện tiêu thụ ở các bậc giá cao.
Theo ông Nguyễn Thượng Quân, Tổng Giám đốc Công ty CP Công nghệ Tích hợp Sao Nam, với một hộ gia đình có hóa đơn tiền điện khoảng 2,4 triệu đồng mỗi tháng, hệ thống điện mặt trời 6 kWp kết hợp bộ lưu trữ 16 kWh có tổng chi phí đầu tư khoảng 100 triệu đồng và thời gian hoàn vốn vào khoảng 3,5 năm. Như vậy, hiệu quả kinh tế không nhất thiết đến từ việc đáp ứng toàn bộ nhu cầu điện mà nằm ở khả năng thay thế phần điện có đơn giá cao nhất trong biểu giá sinh hoạt. Đây cũng là logic đang thúc đẩy sự phát triển của mô hình điện mặt trời mái nhà trong giai đoạn hiện nay.
Một thay đổi đáng chú ý khác xuất hiện trong năm 2026 là việc điều chỉnh khung giờ cao điểm. Theo Quyết định số 963/QĐ-BCT ngày 22/4/2026, giờ cao điểm được chuyển hoàn toàn sang buổi tối, từ 17h30 đến 22h30 các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy, đồng thời bỏ khung giờ cao điểm ban ngày và không áp dụng giờ cao điểm vào Chủ nhật.
Sự điều chỉnh này có tác động trực tiếp đến hiệu quả kinh tế của điện mặt trời. Trong khi phần lớn sản lượng điện mặt trời phát mạnh vào ban ngày, nhu cầu điện có giá trị cao nhất của hệ thống lại được dịch chuyển sang buổi tối. Điều đó đồng nghĩa với việc các hệ thống điện mặt trời đơn thuần sẽ khó tận dụng được lợi thế của khung giờ cao điểm như trước, trong khi vai trò của các giải pháp lưu trữ năng lượng ngày càng trở nên quan trọng.
Việc điều chỉnh khung giờ cao điểm đã làm thay đổi đáng kể hiệu quả kinh tế của điện mặt trời. Nếu trước đây sản lượng điện phát vào ban ngày còn có thể trùng với một phần thời gian có giá trị sử dụng cao, thì nay khoảng thời gian phát điện mạnh nhất của hệ thống điện mặt trời, thường vào giữa trưa, không còn nằm trong khung giờ cao điểm. Điều này làm giảm đáng kể giá trị kinh tế của mỗi kWh điện được tạo ra từ nguồn năng lượng mặt trời nếu không có giải pháp lưu trữ đi kèm.
Trong bối cảnh đó, hệ thống lưu trữ năng lượng không còn đơn thuần là một hạng mục bổ trợ về kỹ thuật mà đang trở thành yếu tố quyết định hiệu quả đầu tư. Khả năng tích trữ điện năng vào ban ngày và sử dụng hoặc phát điện vào buổi tối giúp tối ưu hóa giá trị của nguồn điện mặt trời, đồng thời phù hợp hơn với nhu cầu phụ tải của hệ thống.
Xu hướng này cũng tương đồng với kinh nghiệm quốc tế. Tại bang California (Hoa Kỳ), khi các cơ chế bù trừ điện năng được điều chỉnh theo hướng giảm giá trị điện dư phát lên lưới và áp dụng biểu giá theo thời gian sử dụng điện, nhu cầu lắp đặt hệ thống điện mặt trời kết hợp pin lưu trữ đã tăng mạnh. Trong điều kiện đó, pin lưu trữ không còn được xem là một khoản đầu tư bổ sung mà trở thành giải pháp mang lại hiệu quả kinh tế rõ rệt cho người sử dụng.
Quy hoạch Điện VIII ban hành kèm theo Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 đặt mục tiêu đến năm 2030 phát triển khoảng 12.836 MW điện mặt trời, chiếm khoảng 8,5% tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống. So với tốc độ tăng trưởng bùng nổ của giai đoạn trước, mục tiêu này cho thấy cách tiếp cận thận trọng hơn, ưu tiên cân bằng giữa phát triển nguồn điện, hạ tầng lưới truyền tải và khả năng vận hành an toàn của hệ thống. Trong đó, Quy hoạch Điện VIII lần đầu xác lập mục tiêu cụ thể đối với điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu, phấn đấu đến năm 2030 có 50% trụ sở công sở và 50% hộ gia đình sử dụng điện mặt trời mái nhà.
Chưa đầy hai năm sau, Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh theo Quyết định 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 đã nâng mục tiêu công suất lên dải 46.459 đến 73.416 MW, chiếm 25,3 đến 31,1% tổng công suất. Mục tiêu nhân lên khoảng 3,6 đến 5,7 lần chỉ trong hai năm, đưa điện mặt trời từ vị trí thứ yếu lên hàng nguồn chủ lực của hệ thống. Tầm nhìn 2050 cũng được nâng từ khoảng 168.594 đến 189.294 MW lên 293.088 đến 295.646 MW.
Điểm khác biệt căn bản của bản điều chỉnh là nguồn phải đi cùng lưu trữ. Quyết định 768/QĐ-TTg đặt mục tiêu pin lưu trữ đạt 10.000 MW đến 16.300 MW vào năm 2030 và ràng buộc điện mặt trời tập trung phải kết hợp lắp đặt pin lưu trữ với tỷ lệ tối thiểu 10% công suất và tích trong hai giờ. Đây là câu trả lời trực tiếp cho di sản nặng nề của giai đoạn bùng nổ, khi nguồn chạy trước lưới, dồn cục vào vài tỉnh và buộc phải cắt giảm công suất. Quy hoạch điều chỉnh cũng giữ mục tiêu 50% công sở và 50% nhà dân dùng điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu đến năm 2030.
Nhìn sang các nước chúng ta thấy còn có những khoảng trống, đặc biệt là cơ chế giá. Tại nhiều nước như vùng Vịnh, Ấn Độ, Chile tới các nước Đông Nam Á như Malaysia và Philippines, đã chuyển sang đấu thầu cạnh tranh để phát hiện giá thật và phân bổ theo vùng, gắn nguồn với lưới, thì Việt Nam dựa vào giá cố định suốt giai đoạn quyết định 2017 đến 2020. Cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư mới được luật hóa ở Luật Điện lực 2024, còn quy trình, hướng dẫn và các vòng đấu thầu thực tế vẫn ở phía trước. Lưu trữ trước công tơ đã có định hướng và mục tiêu công suất, nhưng chưa có khung giá dịch vụ phụ trợ đủ rõ để dự án pin chạy được như một mắt xích thị trường. Thị trường bán buôn cạnh tranh chưa vận hành đầy đủ, bán lẻ cạnh tranh còn ở phía trước, nên tín hiệu giá thật cho đầu tư tái tạo vẫn mờ. Cơ chế bán điện dư cho điện mái nhà mới ở mức trần 20% sản lượng với giá tham chiếu thị trường, chưa phải một cơ chế thanh toán bù trừ minh bạch và ổn định nhiều năm như nhiều nước đã làm. Tài chính xanh, từ chứng chỉ năng lượng tái tạo đến tín chỉ carbon mới đang được xây. Quy định tái chế tấm pin gần như còn bỏ ngỏ, trong khi khối lượng tấm pin hết hạn sẽ tích lũy dần sau năm 2035.
Nhìn lại gần 15 năm phát triển, chính sách điện mặt trời Việt Nam đã đi qua ba giai đoạn rõ nét: bùng nổ nhờ cơ chế giá FIT, chững lại khi khoảng trống chính sách xuất hiện và hiện nay bước sang giai đoạn phát triển dựa trên luật pháp, thị trường và cạnh tranh.
Nếu như thách thức của giai đoạn trước là tạo động lực đầu tư thì thách thức của giai đoạn tới là hiện thực hóa các mục tiêu đã được đặt ra trong quy hoạch. Điều đó đòi hỏi một hệ sinh thái chính sách đồng bộ, từ cơ chế đấu thầu, phát triển lưới điện, lưu trữ năng lượng đến thị trường điện cạnh tranh và minh bạch.
Còn nữa...
