Từ khung giá 3 miền đến cơ chế định giá tỉnh: bước ngoặt trong thiết kế thị trường
Đề xuất định giá điện mặt trời và điện gió theo từng tỉnh hoặc vùng kinh tế – xã hội là việc Bộ Công Thương thay đổi cách xây dựng khung giá năng lượng, chuyển từ chia ba miền Bắc – Trung – Nam sang phản ánh chi tiết hơn điều kiện tự nhiên và chi phí đầu tư ở từng địa phương, với mục tiêu thu hút vốn hiệu quả hơn và hạn chế méo mó thị trường. Đây là một bước ngoặt mang tính thiết kế lại cơ chế, chứ không chỉ là điều chỉnh kỹ thuật. Bộ Công Thương đang lấy ý kiến dự thảo Thông tư sửa đổi Thông tư 09/2025 về phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và khung giá nhập khẩu điện. Hiện giá điện mặt trời và điện gió được tính theo 3 miền, với giá trần điện mặt trời mặt đất lần lượt là 1.383 đồng/kWh (miền Bắc), 1.107 đồng/kWh (miền Trung) và 1.012 đồng/kWh (miền Nam); điện mặt trời nổi tương ứng 1.686, 1.336 và 1.228 đồng/kWh. Cơ chế này bị đánh giá là không còn phù hợp khi địa giới hành chính thay đổi và điều kiện bức xạ, gió khác nhau rõ rệt giữa các địa phương. Về bản chất, đây là nỗ lực đưa giá gần hơn với dữ liệu thực tế, thay vì chỉ dựa vào đường kẻ trên bản đồ.
Hai phương án mới: giá theo tỉnh hay theo vùng kinh tế – xã hội?
Đề xuất lần này không chỉ bỏ khung giá 3 miền mà đưa ra hai cơ chế định giá mới cho giá điện mặt trời. Phương án 1 là xác định khung giá năng lượng theo các vùng kinh tế – xã hội trong Quy hoạch tổng thể quốc gia từng thời kỳ; phương án 2 là xây dựng khung giá chi tiết tới từng tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương. Với điện gió Việt Nam trên đất liền và gần bờ, Bộ Công Thương nghiêng về phương án theo vùng kinh tế – xã hội. Về mặt lý thuyết, định giá theo tỉnh là bước đi tham vọng hơn, hướng tới mức độ chính xác cao hơn về bức xạ mặt trời, tốc độ gió và hiệu quả đầu tư ở từng địa bàn. Chuyên gia chỉ ra rằng cùng một công suất, khu vực có bức xạ tốt hơn sẽ cho sản lượng cao hơn, trong khi nơi bức xạ thấp cần giá mua điện cao hơn để đảm bảo hoàn vốn. Đã có hệ số bức xạ cho 34 tỉnh, thành, hoàn toàn có thể dùng làm cơ sở cho cơ chế định giá tỉnh chi tiết hơn. Nếu chỉ dừng ở chia vùng, độ tinh vi của chính sách sẽ giảm, nhưng quy trình quản lý và thương thảo lại dễ kiểm soát hơn.
Tác động đến nhà đầu tư: lợi thế địa phương, rủi ro dòng vốn và bài toán lưới điện
Điểm quan trọng là khung giá phát điện và khung giá nhập khẩu điện chỉ là mức giá tối đa để các bên đàm phán, chứ không phải giá bán lẻ điện người tiêu dùng phải trả. Nhưng với nhà đầu tư, đây vẫn là thông số định hình khả năng sinh lời của mỗi dự án. Nếu cơ chế định giá tỉnh được thông qua, các địa phương có bức xạ tốt, chi phí đất đai và đấu nối hợp lý sẽ có lợi thế cạnh tranh về giá điện mặt trời, dễ thu hút dòng vốn mới. Ngược lại, tỉnh có điều kiện tự nhiên kém hơn nhưng nhu cầu phụ tải cao có thể được mức giá cao hơn, bù đắp rủi ro, mở ra cơ hội cân bằng vùng. Tuy nhiên, cơ chế giá hấp dẫn luôn đi kèm nguy cơ dòng vốn đổ dồn về nơi có giá điện mặt trời và điện gió cao nhất, bất kể lưới điện có đủ sức tiếp nhận hay không. Giai đoạn giá FIT ưu đãi là ví dụ điển hình: nhiều dự án bị buộc cắt giảm công suất vì lưới truyền tải không theo kịp, tạo ra “vết xe đổ” đầu tư dàn hàng ngang, công trình hoàn thành nhưng không phát hết được điện. Nếu lặp lại mô hình đó trên nền tảng cơ chế mới, bất kỳ lợi thế giá nào cũng sẽ bị nuốt trọn bởi chi phí cơ hội và rủi ro cắt giảm công suất.
Vì sao phải thay đổi ngay lúc này: địa giới mới, dữ liệu mới, yêu cầu minh bạch mới
Cơ sở kỹ thuật cho đề xuất rất rõ: việc tính khung giá điện mặt trời và điện gió theo 3 miền được cho là không còn phù hợp sau khi sáp nhập tỉnh, điều chỉnh địa giới hành chính, trong khi các yếu tố bức xạ và tốc độ gió khác biệt rất lớn theo địa điểm từng địa phương. Khung giá cũ đang đối xử giống nhau với các khu vực có hiệu quả đầu tư rất khác nhau, khiến vùng tốt không phát huy hết tiềm năng và vùng khó không được bù đắp đủ rủi ro. Đặt trên nền tảng quy hoạch tổng thể quốc gia mới, việc thiết kế lại khung giá năng lượng gần như là yêu cầu bắt buộc nếu Việt Nam muốn tăng tỷ trọng năng lượng tái tạo mà vẫn giữ được cân bằng hệ thống. Song thay đổi công thức tính giá không phải là điều chỉnh duy nhất. Các chuyên gia nhấn mạnh: cùng với khung giá mới, ngành điện phải công bố công khai khả năng tiếp nhận của từng khu vực – hiện còn hấp thụ được bao nhiêu MW, và dư địa sẽ tăng thế nào khi lưới mới được đầu tư. Nếu không, nhà đầu tư lại chỉ nhìn thấy “giá đẹp” mà bỏ qua “cửa lưới hẹp”, và bài học nghẽn lưới ở Ninh Thuận, Bình Thuận sẽ lặp lại.
Kết luận: khung giá tinh vi hơn phải đi kèm kỷ luật quy hoạch
Nhìn tổng thể, việc Bộ Công Thương đề xuất bỏ cách tính khung giá theo 3 miền Bắc – Trung – Nam, chuyển sang cơ chế định giá tỉnh hoặc vùng kinh tế – xã hội là bước tiến hợp lý để giá điện mặt trời và điện gió Việt Nam phản ánh sát hơn điều kiện đầu tư và chi phí thực tế ở từng địa phương. Về kỹ thuật, đây là hướng đi đúng: dữ liệu bức xạ, tốc độ gió và cấu trúc địa giới mới không cho phép tiếp tục giữ khung giá thô như trước. Tuy nhiên, khung giá năng lượng tinh vi hơn chỉ phát huy tác dụng khi đi cùng kỷ luật quy hoạch nguồn – lưới và mức độ minh bạch cao hơn về dư địa đấu nối. Cần nói rõ khu vực nào còn bao nhiêu công suất có thể tiếp nhận, và dừng đăng ký đầu tư khi chạm ngưỡng, chứ không để thị trường chạy theo tín hiệu giá một chiều rồi lại cắt giảm công suất. Nếu làm được điều đó, cơ chế mới không chỉ tránh “vết xe đổ” thời FIT mà còn tạo nền tảng cho một thị trường năng lượng tái tạo bền vững hơn, nơi nhà đầu tư đọc được cả giá lẫn rủi ro, và quyết định dự án trên một mặt phẳng thông tin đầy đủ.
