Cơ chế giá điện cho nguồn năng lượng tái tạo nhỏ – Bước chuyển tiếp tích cực và giới hạn cải cách

Điều chỉnh khung giờ sử dụng điện không chỉ là quy định, mà là ‘luật chơi mới’ buộc người dùng phải thích nghi Quyết định 963/QĐ-BCT, ngày 22/4/2026, quy định khung giờ cao điểm, thấp điểm và giờ bình thường của hệ thống điện quốc gia không chỉ là một thay đổi mang tính kỹ thuật. Đây là bước chuyển quan trọng trong cách điều tiết tiêu dùng điện theo tín hiệu thị trường, trong bối cảnh phụ tải biến động mạnh, năng lượng tái tạo gia tăng và áp lực chi phí hệ thống ngày càng lớn. Với người sử dụng điện, “giờ điện” giờ đây không còn là khái niệm hành chính, mà trở thành một biến số tài chính cần được tính toán mỗi ngày. Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Từ kỳ vọng tháo gỡ, đến yêu cầu cải cách sâu hơn:

Thông tư số 20, sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư 10/2025/TT-BCT ngày 1/2/2025, quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; đồng thời điều chỉnh nội dung hợp đồng mua bán điện (PPA) được Bộ Công Thương ban hành trong bối cảnh các dự án năng lượng tái tạo quy mô nhỏ, đặc biệt là thủy điện nhỏ và nguồn điện phân tán đang gặp nhiều khó khăn trong tiếp cận cơ chế giá điện.

Cơ chế biểu giá chi phí tránh được (avoided cost) vốn được thiết kế để phản ánh chi phí biên của hệ thống, nhưng trong thực tế đã bộc lộ nhiều hạn chế. Việc thiếu rõ ràng trong cách xác định mùa, vùng, cũng như các yếu tố đầu vào dẫn đến giá điện chưa phản ánh đúng giá trị đóng góp của các nguồn điện này.

Trong bối cảnh đó, Thông tư 20/2026/TT-BCT có thể được xem là một bước đi nhằm “chuẩn hóa”, làm rõ “phương pháp tính toán”, qua đó giảm bớt các tranh chấp và bất định trong thực thi.

Điểm tích cực – Chuẩn hóa và minh bạch hóa cơ chế giá:

Một trong những điểm đáng chú ý nhất của Thông tư 20 là việc xác định lại mùa mưa, mùa khô theo từng miền, dựa trên đặc điểm vận hành hệ thống điện thay vì địa giới hành chính. Đây là thay đổi mang tính kỹ thuật, nhưng có ý nghĩa lớn, bởi nó ảnh hưởng trực tiếp đến cách tính giá điện.

Việc phân định Bắc, Trung, Nam theo ranh giới điều độ hệ thống cũng là một bước tiến quan trọng, giúp đồng bộ hóa giữa vận hành hệ thống và cơ chế giá.

Bên cạnh đó, việc chuẩn hóa khái niệm “nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ” và xác định rõ vai trò của cơ quan xây dựng biểu giá giúp tăng tính minh bạch và giảm khoảng trống pháp lý.

Một điểm đáng ghi nhận khác là quy định thời hạn hợp đồng mua bán điện (PPA) tối đa 20 năm, phù hợp với vòng đời kinh tế của dự án. Điều này tạo ra một khung ổn định hơn cho nhà đầu tư trong việc tính toán dòng tiền.

Như vậy, Thông tư 20 không phải tạo ra một cơ chế giá mới, nhưng giúp làm rõ “luật chơi” và trong thị trường điện, sự rõ ràng đôi khi quan trọng không kém mức giá.

Cải tiến phương pháp tính giá – Tiệm cận hơn với thực tế vận hành:

Thông tư 20 đã cụ thể hóa phương pháp tính biểu giá chi phí tránh được với ba cấu phần chính: Giá điện năng, tổn thất truyền tải và giá công suất.

Đáng chú ý, giá điện năng được gắn với chi phí nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện có chi phí biến đổi cao nhất. Cách tiếp cận này giúp phản ánh đúng chi phí biên của hệ thống, thay vì mang tính “hành chính” như trước.

Việc đưa vào cơ chế “thưởng – phạt” đối với tổn thất truyền tải cũng là một bước tiến, bởi nó khuyến khích các dự án lựa chọn vị trí kết nối hợp lý và góp phần tối ưu vận hành hệ thống.

Trong khi đó, giá công suất tránh được được xây dựng trên cơ sở nhà máy nhiệt điện chu trình hỗn hợp (CCGT), với các tham số tài chính rõ ràng. Điều này giúp tăng tính minh bạch và khả năng dự báo của cơ chế giá.

Những điểm còn bỏ ngỏ – Khi “gỡ kỹ thuật” chưa đủ để tạo động lực:

Dù có nhiều cải tiến, Thông tư 20 vẫn chủ yếu tập trung vào hoàn thiện phương pháp tính, mà chưa giải quyết triệt để các vấn đề mang tính cấu trúc. Cụ thể:

Thứ nhất: Biểu giá chi phí tránh được vẫn là một cơ chế mang tính “hành chính hóa”, chưa phản ánh đầy đủ tín hiệu thị trường. Giá điện vẫn được xác định theo mô hình tính toán, thay vì hình thành từ cạnh tranh thực sự.

Thứ hai: Mức giá điện năng dư (chỉ bằng 50% giá thấp điểm mùa mưa) có thể làm giảm động lực đầu tư đối với các dự án có sản lượng biến động, đặc biệt trong bối cảnh năng lượng tái tạo ngày càng phụ thuộc vào thời tiết khi biến đổi khí hậu ngày càng cực đoan.

Thứ ba: Việc cho phép lựa chọn giữa cơ chế biểu giá và thị trường điện là một bước tiến, nhưng cũng đặt ra rủi ro: Khi đã tham gia thị trường, nhà đầu tư không thể quay lại cơ chế giá ổn định.

Gỡ vướng về cách tính giá là cần thiết, nhưng nếu không thay đổi cách hình thành giá, thị trường điện vẫn khó tạo ra động lực đầu tư dài hạn.

Tác động đối với năng lượng tái tạo nhỏ – Cải thiện, nhưng chưa tạo “cú hích”:

Đối với thủy điện nhỏ và các nguồn phân tán, Thông tư 20 giúp giảm bớt sự bất định trong cơ chế giá và hợp đồng. Tuy nhiên, để tạo ra một “cú hích” thực sự, cần nhiều hơn thế. Các nhà đầu tư không chỉ quan tâm đến cách tính giá, mà quan tâm đến:

1. Mức giá có đủ hấp dẫn hay không?

2. Rủi ro có được chia sẻ hay không?

3. Thị trường có đủ ổn định hay không?

Trong bối cảnh đó, Thông tư 20 mới chỉ giải quyết được phần “kỹ thuật”, mà chưa chạm đến “bài toán kinh tế” của đầu tư năng lượng tái tạo nhỏ.

Bước chuyển tiếp, hay giới hạn của cải cách?

Nhìn rộng hơn, Thông tư 20 phản ánh một giai đoạn chuyển tiếp của thị trường điện Việt Nam.

Một mặt, cơ quan quản lý đang cố gắng hoàn thiện các cơ chế hiện hành để phù hợp hơn với thực tế vận hành. Mặt khác, hệ thống điện đang chuyển dần sang mô hình thị trường cạnh tranh – nơi giá điện cần phản ánh đúng cung – cầu.

Trong bối cảnh đó, các cơ chế như biểu giá chi phí tránh được có thể chỉ mang tính tạm thời. Vấn đề đặt ra là: Việt Nam sẽ tiếp tục “tinh chỉnh cơ chế cũ”, hay chuyển sang một mô hình thị trường điện thực sự?

Kết luận: Thông tư 20/2026/TT-BCT là bước tiến cần thiết, nhưng chưa phải điểm đột phá.

Thông tư 20 là một bước tiến đáng ghi nhận trong việc hoàn thiện cơ chế giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo nhỏ: Giúp tăng tính minh bạch, giảm bất định và tạo ra một khung pháp lý rõ ràng hơn. Tuy nhiên, để tạo ra động lực phát triển thực sự, cần những cải cách sâu hơn, đặc biệt là trong việc:

1. Hình thành giá điện theo cơ chế thị trường.

2. Chia sẻ rủi ro giữa các bên.

3. Xây dựng môi trường đầu tư ổn định và dự báo được.

Trong một hệ thống điện đang chuyển đổi nhanh, những điều chỉnh mang tính kỹ thuật sẽ chỉ có ý nghĩa khi đi kèm với cải cách thể chế mang tính cấu trúc. Thông tư 20 có thể giúp tháo gỡ một phần vướng mắc, nhưng chưa đủ để tạo ra động lực phát triển mạnh mẽ.

Nói cách khác, câu hỏi không còn là “cơ chế giá đã hợp lý hay chưa”, mà là liệu Việt Nam đã sẵn sàng chuyển sang một thị trường điện – nơi giá điện thực sự phản ánh giá trị của năng lượng hay chưa?

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH – HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. Bộ Công Thương (2026): Thông tư 20/2026/TT-BCT ban hành ngày 17-04-2026.

2. Luật Điện lực sửa đổi 2024.

3. Các quy định về thị trường điện Việt Nam.