Điện mặt trời phân tán: Không thiếu tiềm năng, vướng ở thực thi

Điện mặt trời phân tán có thể giảm áp lực truyền tải, tăng tự chủ năng lượng - Ảnh minh họa

Điểm nghẽn từ thủ tục đến cách hiểu chính sách

Theo bà Bùi Cẩm Hà, Giám đốc điều hành Nami Energy Consulting, điện mặt trời phân tán có thể góp phần giải quyết nhiều vấn đề kỹ thuật của hệ thống điện, từ giảm áp lực truyền tải, giảm nhu cầu đầu tư nguồn điện nền đến tăng khả năng tự chủ năng lượng cho doanh nghiệp.

Đây cũng là mô hình ngày càng phổ biến trên thế giới, nhất là trong bối cảnh doanh nghiệp phải đáp ứng đồng thời yêu cầu về an ninh năng lượng, tối ưu chi phí và chuyển đổi xanh.

Tại Việt Nam, Nghị định 57 đã tạo hành lang pháp lý tương đối rõ ràng cho cơ chế mua bán điện trực tiếp và phát triển điện mặt trời mái nhà. Tuy nhiên, sau hơn một năm triển khai, số lượng hợp đồng được ký kết trên thực tế vẫn còn rất hạn chế. Bà Hà cho rằng rào cản lớn nhất hiện nay là câu chuyện cấp giấy phép hoạt động điện lực.

Theo bà Hà, mặc dù quy định trong nghị định đã khá rõ nhưng cách hiểu và áp dụng tại các địa phương vẫn có sự khác biệt. Trong quá trình xin giấy phép hoạt động điện lực, nhiều doanh nghiệp vẫn được yêu cầu bổ sung giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

Trong khi đó, theo quy định của Luật Đầu tư năm 2025, doanh nghiệp trong nước đầu tư vào hoạt động sản xuất điện không thuộc diện bắt buộc phải xin giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

Sự khác biệt giữa quy định và cách thực thi đang tạo thêm chi phí thời gian cho doanh nghiệp. “Dù quy định đã có nhưng khi làm việc thực tế, doanh nghiệp vẫn được yêu cầu phải đi xin thêm các loại giấy tờ hoặc làm việc với nhiều cơ quan khác nhau để hoàn thiện hồ sơ. Đây là điểm nghẽn hành chính khiến quá trình triển khai dự án bị kéo dài”, bà Hà cho biết.

Một vấn đề khác nằm ở chính nhu cầu và vai trò của các chủ thể tham gia thị trường. Theo bà Hà, nhiều doanh nghiệp sản xuất có nhu cầu sử dụng điện mặt trời nhưng không muốn trở thành chủ đầu tư một dự án năng lượng. Họ muốn tập trung vào hoạt động sản xuất, kinh doanh cốt lõi.

Ở chiều ngược lại, các doanh nghiệp năng lượng có chuyên môn và nguồn lực đầu tư lại chưa thể triển khai mô hình một cách rõ ràng do cách hiểu khác nhau về khái niệm tự sản, tự tiêu.

Khoảng trống này khiến một mô hình vốn có khả năng tạo thêm nguồn cung điện tại chỗ, giảm áp lực cho lưới điện và hỗ trợ doanh nghiệp chuyển đổi xanh chưa phát huy đầy đủ hiệu quả.

Từ góc độ doanh nghiệp, bà Trần Thủy Tiên, Giám đốc Phát triển thị trường và Đối ngoại Công ty Constant Energy cho biết, trong quá trình triển khai các dự án từ năm 2019 đến nay, doanh nghiệp cũng gặp không ít vướng mắc.

Theo bà Tiên, dù Nhà nước đã ban hành nhiều chủ trương và cơ chế khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo, khi triển khai tại địa phương, cách hiểu và áp dụng quy định ở mỗi nơi vẫn khác nhau. Điều này khiến thời gian thực hiện dự án kéo dài hơn dự kiến.

Những vướng mắc trên cho thấy bài toán phát triển điện mặt trời phân tán không chỉ nằm ở việc có chính sách hay không, mà quan trọng hơn là chính sách được hiểu và thực thi thống nhất như thế nào.

Cần thị trường điện có khả năng dự báo

Theo TS. Nguyễn Quốc Việt, Trường Đại học Kinh tế (Đại học Quốc gia Hà Nội), cơ quan quản lý hiện chịu áp lực lớn khi phải đồng thời bảo đảm nguồn cung điện, duy trì giá điện hợp lý và đáp ứng yêu cầu chuyển đổi xanh.

Tuy nhiên, khi bàn về thể chế thị trường điện, vấn đề không chỉ nằm ở việc giá điện tăng hay giảm bao nhiêu. Với doanh nghiệp, đặc biệt là các nhà đầu tư năng lượng tái tạo, điều quan trọng hơn là khả năng dự báo chính sách và mức độ rủi ro thể chế.

Theo TS. Nguyễn Quốc Việt, một vấn đề cần được nhìn nhận là cách thức phân bổ và chia sẻ rủi ro trong thị trường điện. Nếu rủi ro được chuyển quá nhiều sang phía doanh nghiệp, đặc biệt là các doanh nghiệp phát triển năng lượng tái tạo, động lực đầu tư và khả năng huy động vốn của khu vực tư nhân sẽ bị ảnh hưởng.

Qua tiếp xúc với doanh nghiệp trong khu công nghiệp, các quỹ đầu tư và nhà phát triển dự án năng lượng tái tạo, ông Việt cho biết tính ổn định và khả năng dự báo của chính sách là vấn đề được nhắc tới nhiều nhất.

Những thay đổi liên quan đến cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), quy định về hợp đồng mua bán điện hay nguy cơ cắt giảm công suất phát điện đều tác động trực tiếp đến quyết định đầu tư.

Đặc biệt, hiện tượng cắt giảm công suất phát điện trong một số thời điểm khiến nhà đầu tư lo ngại về khả năng thu hồi vốn. Điều này tác động trực tiếp đến khả năng huy động vốn của các dự án năng lượng tái tạo, nhất là nguồn vốn từ các tổ chức tài chính quốc tế.

Trong lĩnh vực năng lượng tái tạo, khả năng tiếp cận nguồn vốn phụ thuộc lớn vào các cam kết trong hợp đồng mua bán điện và khả năng dự báo dòng tiền trong dài hạn. Khi rủi ro chính sách hoặc vận hành chưa được xử lý rõ ràng, các tổ chức tài chính sẽ thận trọng hơn khi cấp vốn cho dự án.

Từ góc độ điều hành thị trường, TS. Nguyễn Quốc Việt cho rằng, giá điện không phải công cụ duy nhất để điều chỉnh hành vi của các chủ thể. Ông Việt dẫn đề xuất điều chỉnh khung giờ cao điểm sử dụng điện làm ví dụ.

Theo ông Việt, thay đổi khung giờ cao điểm không làm thay đổi giá điện sinh hoạt của người dân nhưng có thể giúp chia sẻ rủi ro với doanh nghiệp sản xuất, đồng thời tạo động lực tối ưu hóa phụ tải và thúc đẩy đầu tư vào hệ thống lưu trữ năng lượng.

Trong bối cảnh chưa thể triển khai đầy đủ cơ chế giá điện hai thành phần, điều chỉnh cách thức sử dụng điện theo thời gian cũng là một công cụ chính sách quan trọng để nâng cao hiệu quả vận hành hệ thống điện.

Dù vậy, theo TS. Nguyễn Quốc Việt, quá trình thực thi chính sách năng lượng hiện vẫn đối mặt với nhiều hạn chế về kỹ thuật và hạ tầng truyền tải điện. Đây là một trong những nguyên nhân khiến nhiều chính sách về năng lượng tái tạo, điện mặt trời và phát triển nguồn điện mới chưa đạt hiệu quả như kỳ vọng.

Nhu cầu đầu tư năng lượng tại miền Bắc hiện rất lớn, song năng lượng tái tạo vẫn gặp nhiều khó khăn trong quá trình phát triển. Một nguyên nhân quan trọng là thị trường điện cạnh tranh chưa hoàn thiện, cơ chế giá điện hai thành phần chưa đầy đủ và thị trường hiện vẫn vận hành theo mô hình một người mua duy nhất.

Theo ông Việt, đây là điểm nghẽn lớn, kéo theo những xung đột lợi ích trong quá trình triển khai các hợp đồng mua bán điện trực tiếp.

Bởi vậy, bài toán cần được giải quyết theo hướng tổng thể. Giá điện chỉ là một phần; lời giải phải kết hợp đồng bộ giữa giải pháp kỹ thuật, cơ chế kinh tế và thể chế chính sách.

TS. Nguyễn Quốc Việt đánh giá, Nghị quyết 70 đã thể hiện nhiều tư duy đổi mới và sáng tạo. Tuy nhiên, để chính sách đi vào cuộc sống, cần bảo đảm sự thống nhất giữa hạ tầng kỹ thuật, cơ chế vận hành và khuôn khổ chính sách.

Cùng với đó, thị trường điện cạnh tranh cần từng bước được hoàn thiện theo hướng minh bạch, vận hành theo cơ chế thị trường. Đây là nền tảng để nâng cao hiệu quả thực thi chính sách, giảm rủi ro cho nhà đầu tư và tạo thêm động lực cho dòng vốn tư nhân tham gia quá trình chuyển dịch năng lượng.