Việt Nam cần giải quyết bốn thách thức để có thể triển khai năng lượng tái tạo theo quy mô mà các nhà hoạch định hệ thống dự định - báo cáo nghiên cứu mới đây của Dự án Năng lượng sạch, chi phí hợp lý và an ninh năng lượng cho các quốc gia Đông Nam Á (CASE) cho biết.

Báo cáo "Electricity market designs in Southeast Asia". Ảnh: Dự án CASE
Báo cáo của Dự án CASE được xuất bản vào tháng 10/2024. Nguồn: Báo cáo Dự án CASE

Trong báo cáo "Electricity market designs in Southeast Asia: Harnessing opportunities for renewable energy growth in Indonesia, Thailand, Viet Nam, and the Philippine" xuất bản gần đây, các nhà nghiên cứu của Dự án CASE nhận xét rằng, việc triển khai các nguồn năng lượng tái tạo ở Đông Nam Á đã tụt hậu so với những khu vực khác trên thế giới và vẫn ở mức dưới tiềm năng của khu vực, mặc dù các hệ thống điện đã được mở rộng thành công. Trong đó, điện gió và điện mặt trời đóng góp chưa đến 5% tổng sản lượng điện tại hầu hết các quốc gia Đông Nam Á – trừ Việt Nam, nơi tỷ lệ này đã vượt qua 13% vào năm 2023.

Theo Báo cáo, ngành điện ở mỗi nước có thể có cấu hình khác nhau, từ các mô hình độc quyền đến các thị trường được tái cấu trúc cạnh tranh, nhưng đều có khả năng đối mặt với năm thách thức trong quá trình phát triển thị trường năng lượng tái tạo: (i) đảm bảo đầu tư dài hạn cho các nguồn năng lượng tái tạo; (ii) tăng tính linh hoạt của hệ thống để cho phép hấp thụ nhiều năng lượng tái tạo hơn với chi phí thấp; (iii) đảm bảo đủ điện cho nhu cầu khử carbon của nền kinh tế; (iv) quản lý hiệu quả việc vận hành hoặc ngừng các nhà máy điện than và dầu khí truyền thống; và (v) cân bằng giữa việc cung cấp điện giá rẻ cho người tiêu dùng và đảm bảo rằng các công ty trong ngành điện có đủ doanh thu để duy trì và mở rộng hoạt động.

Trong trường hợp Việt Nam, Báo cáo đã cụ thể hóa các thách thức nêu trên thành những vấn đề thị trường và quy định, đó là:
  • Cách tiếp cận "dừng-rồi-đi" (stop-and-go) trong các chính sách hỗ trợ năng lượng tái tạo của Việt Nam đã kìm hãm đầu tư. Khi chế độ giá mua điện cố định FIT chấm dứt vào năm 2021, các nhà đầu tư trong và ngoài nước đều bối rối không biết tiếp theo sẽ đi về đâu. Việc không có một chính sách dài hạn và ổn định khiến nhà đầu tư không dám bỏ tiền vào các dự án năng lượng tái tạo mới, gây ảnh hưởng tới sự phát triển của năng lượng tái tạo. Việc giới thiệu cơ chế cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) vào tháng 7/2024 đã giải quyết phần nào sự không chắc chắn về chính sách. Tuy nhiên, Việt Nam nên đưa ra một cơ chế đấu thầu công khai mới bên cạnh các hợp đồng DPPA để tăng tỷ lệ triển khai năng lượng tái tạo và thu hút đủ đầu tư.
  • Về chủ trương, năng lượng tái tạo được ưu tiên phân phối nhưng trên thực tế, hoạt động này chưa được chính thức hóa thành một cơ chế. Chính vì thế, các dự án điện gió và điện mặt trời phải đối mặt với rủi ro cắt giảm ngày càng tăng do sự hạn chế của lưới điện. Các dự án năng lượng tái tạo này không được đền bù cho những giờ bị cắt giảm, làm tăng rủi ro cho các dự án và làm suy yếu khả năng đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo.
  • Việt Nam vẫn đang trợ cấp đầu vào cho than trong nước, làm chi phí vận hành của các nhà máy điện than ở mức thấp hơn so với thực tế, khuyến khích các nhà máy điện than tiếp tục hoạt động và được triển khai nhiều hơn trong hệ thống điện quốc gia.
  • Mạng lưới truyền tải điện hiện nay không đủ khả năng để đưa điện từ các tỉnh phía Nam, nơi có nhiều nguồn năng lượng tái tạo, đến các khu vực tiêu thụ điện ở phía Bắc. Để đáp ứng nhu cầu sử dụng năng lượng tái tạo ngày càng cao, các đường dây truyền tải điện cần được mở rộng. Tuy nhiên, Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN khó có thể tự mình đầu tư hết các đường dây, và cần phải có sự tham gia của các bên thứ ba. Điều này cho thấy cần phải cải cách chính sách về giá cước truyền tải điện để khuyến khích các khoản đầu tư cần thiết từ khu vực tư nhân.
Dựa trên các phân tích, Báo cáo đưa ra 12 biện pháp khuyến nghị để Việt Nam cải thiện thị trường điện và đẩy nhanh quá trình chuyển đổi sang năng lượng sạch.

Một vài trong số đó là: áp dụng các cuộc đấu giá cạnh tranh cho năng lượng tái tạo; triển khai cơ chế DPPA trên thực tiễn; chính thức hóa việc thành lập thị trường dịch vụ phụ trợ để có được sự linh hoạt của hệ thống trong ngắn hạn; chính thức hóa việc phân phối ưu tiên cho năng lượng tái tạo và các cơ chế bồi thường khi cắt giảm (nếu có); thành lập một thị trường lưu trữ năng lượng chuyển tiếp để làm bước đệm cho các nhà máy điện tái tạo; đưa vào hệ thống giao dịch tín chỉ carbon; đưa đủ chi phí vào giá điện, đồng thời có chính sách hỗ trợ cho nhóm người tiêu dùng bị tổn thương v.v.

Xem đầy đủ báo cáo "Electricity market designs in Southeast Asia: Harnessing opportunities for renewable energy growth in Indonesia, Thailand, Viet Nam, and the Philippine" (tạm dịch: Thiết kế thị trường điện ở Đông Nam Á: Khai thác cơ hội tăng trưởng năng lượng tái tạo tại các nước Indonesia, Thái Lan, Việt Nam và Philippines) tại đây.


Thị trường một người mua bắt đầu có sự cạnh tranh

Việt Nam áp dụng hệ thống người mua duy nhất nhưng đã được tách biệt (an unbundled single-buyer system), tức đã thành lập các công ty con riêng biệt về mặt pháp lý để đảm nhiệm các chức năng khác nhau giữa các khâu, với dấu hiệu bắt đầu có cạnh tranh ở cấp độ bán buôn.
Thị trường ngành điện của Việt Nam áp dụng hệ thống người mua duy nhất nhưng đã được tách biệt (an unbundled single-buyer system), tức đã thành lập các công ty con riêng biệt về mặt pháp lý để đảm nhiệm các chức năng khác nhau giữa các khâu, với dấu hiệu bắt đầu có cạnh tranh ở cấp độ bán buôn. Nguồn: Báo cáo của Dự án CASE, 10/2024.

Theo báo cáo của CASE, mặc dù vẫn là hệ thống thị trường điện người mua duy nhất được tách biệt (an unbundled single-buyer system), nhưng thời gian qua, Việt Nam đã có những bước tiến quan trọng trong việc cải cách thị trường.

Luật Điện lực năm 2004 đã bao gồm các điều khoản mới về cạnh tranh, quy định việc tách Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) thành các công ty nhỏ, và thành lập một cơ quan quản lý chung về điện lực là ERAV (thuộc Bộ Công Thương)

Trong suốt giai đoạn 2003-2024, về mặt pháp lý, Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN) đã lần lượt được tách thành các thực thể riêng biệt hoạt động dọc theo chuỗi giá trị ngành điện, bao gồm cả các hoạt động liên quan đến thị trường.

Điều này giúp hệ thống điện của Việt Nam vận hành khách quan hơn bởi EVN sẽ không còn mang tiếng "vừa đá bóng vừa thổi còi". Hơn nữa, các thực thể riêng biệt sẽ phải cạnh tranh để giành thị phần, do đó họ phải nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, thúc đẩy đầu tư vào công nghệ mới để cải thiện năng suất và chất lượng dịch vụ. Đồng thời, việc EVN giảm vị thế độc quyền sẽ tạo điều kiện cho các bên độc lập mới tham gia thị trường, làm tăng tính minh bạch về giá thành sản xuất, giá bán điện cho thị trường, tạo điều kiện cho bên mua so sánh và lựa chọn.

Từ năm 2012, Việt Nam đã vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM), tức thị trường dành cho các nhà phát điện với giá tham chiếu dựa trên chi phí một chiều. Các công ty sản xuất điện trên thị trường, bao gồm cả công và tư, bắt đầu tích cực cạnh tranh để bán điện của mình cho EPTC, đơn vị mua điện duy nhất. Trong vòng sáu năm, tính đến năm 2018, thị trường VCGM đã đạt khối lượng giao dịch 4,6 tỷ USD và 51% công suất lắp đặt điện của cả hệ thống.

Tính đến năm 2024, quá trình chuyển đổi từ VCGM sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) tiếp tục diễn ra, mặc dù VWEM đã bắt đầu hoạt động thử nghiệm vào năm 2016. Trong thị trường này, các bên bán điện sẽ đặt giá và đấu thầu để bán điện cho bên mua là EPTC (chủ yếu) và khách hàng sử dụng điện lớn (hiện chưa có, nhưng nhiều khả năng sẽ xuất hiện từ vào năm 2025 khi quy định mua bán điện trực tiếp được triển khai).

Thị trường bán buôn điện được vận hành bởi một đơn vị độc lập là Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia NLDC (hay còn gọi là A0). Trung tâm này trước đây trực thuộc EVN, nhưng từ tháng 8/2024 đã được chuyển về Bộ Công Thương.

Việc chuyển đổi từ thị trường phát điện cạnh tranh sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã góp phần tạo ra tính linh hoạt và hiệu quả cao hơn trong việc điều độ hệ thống, nhất là khi tỷ trọng năng lượng tái tạo được đưa vào hệ thống ngày càng tăng từ năm 2020.

Hơn nữa, chính phủ đã giới thiệu cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép các nhà sản xuất năng lượng tái tạo bán trực tiếp sản lượng điện của họ cho những khách hàng sử dụng điện lớn. Họ có thể thực hiện điều này thông qua các hợp đồng song phương với người tiêu dùng hoặc qua các hợp đồng kỳ hạn trên sàn giao dịch. Cơ chế DPPA hứa hẹn sẽ cải thiện môi trường đầu tư cho năng lượng tái tạo.


* Dự án CASE do Bộ Kinh tế và Bảo vệ Khí hậu CHLB Đức tài trợ, thực hiện từ năm 2020 đến năm 2027.