Lộ trình giảm phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch và chuyển đổi sang năng lượng tái tạo đang chuyển từ Cơ chế giá điện hỗ trợ (FiT) sang thị trường cạnh tranh. Những tranh chấp phát sinh từ việc triển khai FiT thiếu chặt chẽ vẫn còn tồn tại, khiến các nhà đầu tư nước ngoài thận trọng; tuy nhiên, thị trường mới nổi này mang lại nhiều cơ hội gia nhập.

Những thành tựu lịch sử của hệ thống FiT

Cơ chế giá điện hỗ trợ (FiT1 và FiT2) dựa trên trợ cấp, được áp dụng trong giai đoạn 2011–2021, đã đóng vai trò trung tâm trong việc xây dựng thị trường năng lượng tái tạo. Công suất năng lượng tái tạo đã tăng từ mức gần như bằng 0 vào năm 2017 lên 20 GW vào năm 2025, đặt nền móng cho một nền kinh tế năng lượng sạch. Nhật Bản cũng được xếp khoảng thứ 10 trên toàn cầu xét về quy mô phát điện mặt trời và điện gió quy mô lớn (đang vận hành và đã được quy hoạch)[1].

Evolution of the Electricity Pricing System

Lưu ý: Giá chuyển tiếp và giá trần được quy đổi từ VND sang USD dựa trên tỷ giá trung tâm do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố tại ngày quy định có hiệu lực.

Nguồn: Phân tích của B&Company 

Top 15 Countries by Solar and Wind Power Capacity as of February 2025

 Đơn vị: 1.000 MW

Nguồn: Global Solar Power Tracker, Global Wind Power Tracker

Thành công này đã củng cố niềm tin của các nhà hoạch định chính sách trong việc tích cực thúc đẩy các chính sách năng lượng sạch, đưa năng lượng tái tạo lên khoảng 14% tổng sản lượng điện trong nửa đầu năm 2025. Trong khi đó, các nguồn điện truyền thống như than vẫn chiếm 54%.

Tuy nhiên, một cuộc kiểm toán của Chính phủ vào cuối năm 2023 đã cho thấy giá điện hỗ trợ áp dụng cho 173 dự án năng lượng tái tạo có thể bị điều chỉnh hồi tố. Nhiều dự án trong số này bắt đầu vận hành vào khoảng năm 2021, ngay trước hoặc sau khi FiT2 kết thúc, trong bối cảnh quy trình phê duyệt bị ảnh hưởng đáng kể bởi các biện pháp giãn cách xã hội được triển khai nhằm ứng phó với COVID-19. Vấn đề nằm ở việc các dự án này chưa được cấp Giấy chứng nhận hoàn thành và nghiệm thu (CCA) có hiệu lực tại thời điểm vận hành thương mại (COD). Ngoài ra, nhiều cơ quan cùng tham gia vào các dự án này, bao gồm EVN với vai trò bên mua điện, cùng Bộ Công Thương và Ủy ban Nhân dân cấp tỉnh chịu trách nhiệm về các thủ tục vận hành thương mại và hoàn thành/nghiệm thu. Sự khác biệt trong đánh giá và diễn giải quy trình giữa các cơ quan này đã dẫn đến tình trạng thiếu nhất quán và gây nhầm lẫn. Do đó, FiT1 có thể đã được áp dụng cho các dự án đáng lẽ phải được hưởng FiT2, hoặc FiT2 có thể đã được áp dụng cho các dự án thuộc diện áp dụng giá chuyển tiếp. Điều này có thể dẫn đến việc điều chỉnh giảm giá mua điện. Doanh thu của các đơn vị vận hành có thể giảm 25-50%, tiềm ẩn nguy cơ phát sinh tranh chấp pháp lý và làm suy giảm niềm tin của nhà đầu tư trong thời gian tới.

Việc bảo đảm môi trường đầu tư ổn định sẽ ngày càng trở nên quan trọng để đạt được các mục tiêu của Quy hoạch Phát triển Điện lực lần thứ 8 (PDP8): 73 GW điện mặt trời và 38 GW điện gió trên bờ vào năm 2030.

Chuyển đổi chiến lược sang thị trường cạnh tranh

Các động thái theo PDP8 và những điều chỉnh của quy hoạch này nhằm chuyển khỏi cơ chế giá điện hỗ trợ (FiT) đối với điện mặt trời và điện gió, đồng thời thiết lập mô hình thị trường cạnh tranh, phù hợp với các xu hướng toàn cầu.

Nhiều dự án năng lượng tái tạo được khởi động từ năm 2021 hiện đang đàm phán với EVN về các hợp đồng mua bán điện (PPA). Trong tháng 4 và tháng 5 năm 2025, Bộ Công Thương đã thiết lập mức giá trần theo khu vực được chờ đợi từ lâu.

Các mức giá trần này dự kiến sẽ được sử dụng làm mức tham chiếu cho các cuộc đàm phán PPA và quy trình đấu thầu cạnh tranh trong tương lai. Theo cơ chế định giá mới, các nhà đầu tư sẽ chào giá trong phạm vi mức giá trần do chính phủ quy định. Cơ chế minh bạch này nhằm kiểm soát chi phí và bảo đảm lựa chọn được các dự án hiệu quả, khả thi.

Tuy nhiên, so với giai đoạn 2017–2021, khi cơ chế Giá điện hỗ trợ (FiT) còn được áp dụng, giá trần đối với các dự án điện mặt trời đã giảm xuống còn khoảng một nửa, ở mức 4,05 cent/kWh. Tác động đến khả năng sinh lời của dự án đang thu hút sự quan tâm.

DPPA

Cơ chế Hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA), cho phép các đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo mua bán điện trực tiếp với người tiêu dùng, cũng đang thu hút sự quan tâm. DPPA cho phép cung cấp điện linh hoạt mà không phụ thuộc vào lưới truyền tải thuộc sở hữu nhà nước, đáp ứng nhu cầu đa dạng hóa nguồn cung của doanh nghiệp.

Xét trên bình diện vĩ mô, cơ chế DPPA, hướng đến các nguồn năng lượng tái tạo với quy mô khoảng 1.000 MW, có tiềm năng đóng vai trò chất xúc tác. Cơ chế này có thể làm giảm cấu trúc thị trường do EVN chi phối—đơn vị đang nắm giữ khoảng 37% công suất phát điện với vai trò là bên mua lớn duy nhất—đồng thời thúc đẩy cạnh tranh trong thị trường điện bán buôn và bán lẻ trong tương lai.

Xét trên phương diện kinh doanh, cơ chế này tạo ra cơ hội đầu tư vào cơ sở hạ tầng tư nhân như đường dây truyền tải, cũng như thâm nhập các lĩnh vực mới như công nghệ lưu trữ năng lượng. DPPA cho phép các nhà phát triển năng lượng tái tạo xây dựng nguồn doanh thu ổn định, trong khi đối với bên mua điện, cơ chế này mang lại sự ổn định giá trong dài hạn và tiềm năng nâng cao năng lực cạnh tranh quốc tế của sản phẩm thông qua việc sở hữu Chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC) và tín chỉ carbon.

Ban đầu được đề xuất vào năm 2021 dưới dạng chương trình thí điểm giới hạn cho các dự án điện gió và điện mặt trời với tổng công suất 1.000 MW (mỗi dự án trên 30 MW), DPPA đã được triển khai thành một cơ chế áp dụng cho tất cả các nguồn năng lượng tái tạo sau khi Nghị định 80/2024/NĐ-CP và Văn bản 1543/NSMO-TTD được ban hành vào cuối năm 2024. Điều này đã thiết lập khung pháp lý cho DPPA, bao gồm các hình thức giao dịch, cơ chế giá, yêu cầu đăng ký và quy trình thực hiện.

Tuy nhiên, việc bỏ qua giai đoạn thí điểm gây khó khăn cho công tác đánh giá rủi ro, trong khi mức phí truyền tải và các khoản phí khác do EVN quy định cuối cùng vẫn chưa được xác định. Hơn nữa, các điều kiện đối với người tiêu dùng đủ tiêu chuẩn tham gia DPPA và các khía cạnh kỹ thuật liên quan đến yêu cầu kết nối truyền tải vẫn chưa rõ ràng. Ngoài ra, các doanh nghiệp trong khu công nghiệp đang bị hạn chế bởi những hợp đồng dài hạn hiện có, khiến việc chuyển sang ký hợp đồng trực tiếp với các đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo trở nên khó khăn[5] .

Do đó, đối với việc tham gia DPPA, ở mỗi giai đoạn xem xét và triển khai, các bên được khuyến nghị cần phối hợp với các chuyên gia năng lượng và pháp lý am hiểu cơ chế này.

Đọc thêm 

Hợp tác năng lượng sạch Nhật Bản–Việt Nam: từ khung chính sách quốc gia đến trường hợp nổi bật của Tây Ninh

Liệu các nhà máy có thể mua điện xanh trực tiếp? Khung chính sách khuyến nghị phát triển quốc phòng (DPPA) của Việt Nam và đầu tư vào ngành sản xuất.

* Nếu bạn muốn trích dẫn bất kỳ thông tin nào trong bài viết này, vui lòng trích dẫn nguồn cùng với liên kết đến bài viết gốc để tôn trọng bản quyền.

[1]  Global Energy Monitor (2025) <Truy cập>

[2]  Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (2025) <Truy cập>

[3]  Taiyang News <Truy cập>

[4]  Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (2022) <Truy cập>

[5]  Vilasia (2025) <Truy cập>