Điện mặt trời Việt Nam – Kỳ 8: Đường về đích 2030

Quy hoạch điện VIII ban hành theo Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 đặt mục tiêu phát triển khoảng 12.836 MW điện mặt trời vào năm 2030, chiếm khoảng 8,5% tổng công suất nguồn điện. Chưa đầy 2 năm sau, Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 điều chỉnh Quy hoạch đã nâng mục tiêu lên 46.459 - 73.416 MW, tương đương 25,3 - 31,1% tổng công suất hệ thống. Đáng chú ý, cùng với việc mở rộng quy mô điện mặt trời, quy hoạch lần đầu tiên xác lập mục tiêu quốc gia về hệ thống lưu trữ năng lượng, với quy mô 10.000 MW - 16.300 MW vào năm 2030. Điều này phản ánh bước chuyển từ phát triển nguồn điện đơn thuần sang xây dựng hệ thống điện linh hoạt, có khả năng hấp thụ tỷ trọng lớn năng lượng tái tạo.

Điều thay đổi không chỉ là quy mô, mà là tư duy phát triển hệ thống điện. Khi điện mặt trời còn chiếm tỷ trọng nhỏ, hệ thống có thể hấp thụ như một nguồn bổ sung. Nhưng khi tỷ trọng này tăng lên khoảng một phần ba tổng công suất nguồn, điện mặt trời trở thành một trụ cột của an ninh năng lượng. Đồng thời, với đặc tính phát mạnh vào buổi trưa và suy giảm nhanh sau khi mặt trời lặn cũng trở thành bài toán của toàn hệ thống. Vì vậy, lưu trữ năng lượng không còn là hạng mục hỗ trợ, mà là điều kiện tiên quyết để biến nguồn điện phụ thuộc thời tiết thành nguồn điện linh hoạt, có thể điều độ và khai thác hiệu quả.

Đích đến ấy là kết quả của một quá trình hoạch định chính sách nhất quán, nếu Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị ban hành ngày 11/2/2020 lần đầu xác định phát triển nhanh năng lượng tái tạo là định hướng chiến lược, thì Nghị quyết số 70-NQ/TW của Bộ Chính trị ban hành ngày 20/8/2025 đã đưa an ninh năng lượng trở thành một trụ cột của an ninh quốc gia. Nghị quyết đặt mục tiêu năng lượng tái tạo chiếm khoảng 25-30% tổng cung năng lượng sơ cấp vào năm 2030, đồng thời mở rộng không gian phát triển cho điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu khi không giới hạn quy mô nguồn điện phân tán phục vụ nhu cầu sử dụng tại chỗ.

Cần phân biệt rõ hai chỉ tiêu này, cụ thể mục tiêu 25-30% nêu trong Nghị quyết số 70-NQ/TW là tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp của nền kinh tế, một thước đo bao quát hơn và khác với tỷ trọng điện mặt trời trong cơ cấu công suất nguồn điện được xác định tại Quyết định số 768/QĐ-TTg.

Chủ trương của Đảng nhanh chóng được Quốc hội thể chế hóa bằng Nghị quyết số 253/2025/QH15, thông qua ngày 11/12/2025, có hiệu lực từ ngày 1/3/2026, về cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026 - 2030. Đây là khung pháp lý nền tảng để hiện thực hóa các mục tiêu chuyển dịch năng lượng trong giai đoạn mới.

Từ đó hình thành một mạch chính sách thống nhất và xuyên suốt đó là Đảng định hướng bằng Nghị quyết số 55-NQ/TW và Nghị quyết số 70-NQ/TW, Quốc hội cụ thể hóa bằng Nghị quyết số 253/2025/QH15 và Chính phủ triển khai thông qua Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cùng các nghị định hướng dẫn và Chỉ thị số 10/CT-TTg. Khi an ninh năng lượng được xác định là một trụ cột của an ninh quốc gia, Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt dải mục tiêu phát triển điện mặt trời đạt từ 46.459 MW - 73.416 MW và 10.000 MW - 16.300 MW nguồn lưu trữ vào năm 2030 đã trở thành một cấu phần của chiến lược bảo đảm an ninh năng lượng và phát triển bền vững đất nước. Đây cũng là khung định hướng để các chiến lược và quy hoạch ngành tiếp tục cụ thể hóa trong giai đoạn tới.

Trong định hướng phát triển, điện mặt trời mái nhà được kỳ vọng đóng vai trò chủ lực nhằm hiện thực hóa mục tiêu đến năm 2030 có 50% trụ sở công và 50% hộ gia đình lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu. Mặc dù, Quyết định số 768/QĐ-TTg không phân bổ chỉ tiêu công suất theo từng loại hình điện mặt trời,  tuy nhiên, tại tọa đàm "Tiết kiệm điện và điện mặt trời áp mái: Giải pháp giảm áp lực cung ứng điện giai đoạn 2026-2030" do Báo Công Thương tổ chức ngày 21/4/2026 tại TP. Hồ Chí Minh, ông Trịnh Quốc Vũ, Phó Cục trưởng Cục Điện lực, cho biết ở kịch bản cơ sở khoảng 46.000 MW điện mặt trời vào năm 2030, định hướng phát triển gồm khoảng 26.000 MW điện mặt trời mái nhà và hơn 20.000 MW điện mặt trời tập trung. Đây là cách phân tích cơ cấu phát triển của kịch bản cơ sở, không phải chỉ tiêu được quy định trực tiếp trong Quyết định số 768/QĐ-TTg.

Một yêu cầu kỹ thuật mang tính bước ngoặt cũng được xác lập trong Quyết định số 768/QĐ-TTg, theo đó các dự án điện mặt trời tập trung phải tích hợp hệ thống pin lưu trữ có công suất tối thiểu 10% công suất lắp đặt và thời gian lưu trữ ít nhất 2 giờ. Đây là lần đầu tiên lưu trữ năng lượng được cụ thể hóa bằng một yêu cầu định lượng, thay vì chỉ dừng ở chủ trương khuyến khích. Tuy nhiên, quy định hiện mới áp dụng đối với điện mặt trời tập trung. Để thu hút dòng vốn đầu tư, điều quan trọng tiếp theo là sớm hoàn thiện cơ chế huy động, vận hành và thanh toán cho hệ thống lưu trữ.

Thách thức của điện mặt trời được thể hiện rõ qua "đường cong con vịt", giữa trưa, khi hàng chục nghìn MW điện mặt trời cùng phát lên lưới, nhu cầu huy động các nguồn điện khác giảm mạnh. Nhưng chỉ vài giờ sau, mặt trời lặn trong khi nhu cầu tiêu thụ vẫn ở mức cao, buộc hệ thống phải tăng công suất từ các nguồn khác trong thời gian rất ngắn. Đường phụ tải ròng vì thế võng sâu vào buổi trưa rồi dựng đứng vào buổi tối, tạo nên hình dáng giống một con vịt. Điện mặt trời càng phát triển, "bụng vịt" càng sâu và "cổ vịt" càng dốc, đòi hỏi hệ thống phải có nguồn điện linh hoạt hoặc pin lưu trữ để chuyển phần điện dư ban ngày sang phục vụ giờ cao điểm tối.

Ông Nguyễn Quốc Trung, Phó Tổng Giám đốc Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO), chỉ ra hai khung giờ căng nhất trong ngày: "Khung giờ thứ nhất là từ 12h30 đến 14h30; khung giờ thứ hai là từ 21h đến 23h... Ở khung giờ thứ nhất, dù nhu cầu phụ tải có thể vượt 52.000 MW, hệ thống vẫn còn sự hỗ trợ của nguồn điện mặt trời với quy mô gần 17.000 MW. Nhưng đến khoảng 21h - 23h, nguồn điện mặt trời không còn nữa, trong khi nhu cầu sử dụng điện vẫn ở mức rất cao". Gần 17.000 MW biến mất khỏi hệ thống đúng vào lúc người dân về nhà bật điều hòa, đó là dáng dốc lên của con vịt vẽ bằng số liệu thật của Việt Nam.

Khi thiếu hệ thống lưu trữ, bài toán vận hành chỉ còn hai phương án, cả hai đều gây tổn thất. Một là, cắt giảm công suất điện mặt trời vào giữa trưa, đồng nghĩa với việc bỏ phí nguồn điện sạch đã được tạo ra. Hai là, duy trì các nguồn điện truyền thống ở trạng thái sẵn sàng để đáp ứng nhu cầu tăng cao vào buổi tối, khiến hệ thống phải gánh thêm chi phí công suất dự phòng. Thực tế, hệ quả của giai đoạn phát triển nóng đã bộc lộ từ năm 2021. Theo EVN, năm 2021 hệ thống phải tiết giảm khoảng 1,68 tỷ kWh điện năng lượng tái tạo, trong đó điện mặt trời chiếm khoảng 1,25 tỷ kWh. Đây không chỉ là lượng điện sạch không được khai thác mà còn đồng nghĩa với doanh thu bị mất của các dự án, trong khi chi phí đầu tư và nghĩa vụ tài chính hầu như không thay đổi.

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy cái giá phải trả khi công suất phát triển nhanh hơn lưới điện và hệ thống lưu trữ. Tại Chile, quốc gia có bức xạ mặt trời thuộc nhóm cao nhất thế giới, khoảng 5,9 TWh điện gió và điện mặt trời đã phải cắt giảm trong năm 2024, tương đương gần 20% sản lượng từ hai nguồn này, chủ yếu do quá tải lưới truyền tải và thiếu năng lực lưu trữ. Báo cáo của Ember cũng ước tính tổng doanh thu bị mất do cắt giảm điện tái tạo tại Chile trong giai đoạn 2022 đến tháng 5/2025 lên tới khoảng 562 triệu USD. Năm 2025, khi các hệ thống pin lưu trữ quy mô lớn bắt đầu đi vào vận hành, khoảng 2 TWh điện tái tạo đã được hấp thụ thay vì phải cắt giảm, qua đó giảm đáng kể áp lực lên hệ thống điện.

Tin tích cực là hiệu quả kinh tế của lưu trữ năng lượng đang thay đổi theo hướng ngày càng cạnh tranh. Chi phí pin lưu trữ quy mô lớn liên tục giảm, trong khi điện mặt trời kết hợp lưu trữ đã tiến gần đến khả năng cạnh tranh với nhiều nguồn điện truyền thống ở các thị trường có điều kiện bức xạ thuận lợi. Vì vậy, rào cản lớn nhất của Việt Nam không còn nằm ở công nghệ hay chi phí đầu tư, mà ở việc sớm hoàn thiện cơ chế huy động, vận hành và thanh toán để hệ thống lưu trữ được trả công xứng đáng với những dịch vụ mà nó cung cấp cho hệ thống điện, từ dịch chuyển phụ tải, giảm tiết giảm nguồn đến hỗ trợ ổn định lưới.

Bản chất của lưu trữ năng lượng là kinh doanh chênh lệch giá theo thời gian. Pin chỉ có giá trị khi điện dư vào giữa trưa có thể được tích trữ và bán vào giờ cao điểm với mức giá cao hơn. Nếu giá điện không phản ánh sự khác biệt giữa các khung giờ, động lực đầu tư vào lưu trữ sẽ rất hạn chế. Vì vậy, chìa khóa không phải là mệnh lệnh hành chính yêu cầu lắp đặt pin, mà là một cơ chế giá đủ minh bạch và hấp dẫn để thị trường tự lựa chọn lưu trữ như một giải pháp kinh tế.

Việt Nam đã bắt đầu hình thành những nền tảng chính sách đầu tiên cho phát triển lưu trữ năng lượng. Quyết định số 963/QĐ-BCT ngày 22/4/2026 của Bộ Công Thương điều chỉnh khung giờ cao điểm, bình thường và thấp điểm, qua đó tạo cơ sở để giá điện phản ánh sát hơn trạng thái vận hành thực tế của hệ thống. Trước đó, Quyết định số 988/QĐ-BCT ngày 10/4/2025 của Bộ Công Thương ban hành khung giá phát điện đối với các dự án điện mặt trời theo từng vùng và phân biệt giữa dự án có hoặc không tích hợp hệ thống lưu trữ. Đây là bước đi đầu tiên ghi nhận giá trị khác biệt giữa nguồn điện có khả năng điều độ và nguồn điện phụ thuộc hoàn toàn vào bức xạ mặt trời. Tuy nhiên, các chính sách này mới dừng ở mức định hướng. Để tạo động lực đầu tư vào lưu trữ, cần tiếp tục hoàn thiện cơ chế giá điện theo thời gian và cơ chế thanh toán các dịch vụ mà hệ thống lưu trữ cung cấp cho lưới điện, cả ở phía nguồn phát và phía phụ tải.

Phía sau tín hiệu giá là lộ trình hoàn thiện thị trường điện cạnh tranh, nơi giá điện từng bước phản ánh quan hệ cung - cầu và giá trị thực của các nguồn điện. Luật Điện lực số 61/2024/QH15, có hiệu lực từ ngày 1/2/2025, đã luật hóa cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư các dự án nguồn điện, đồng thời tạo cơ sở pháp lý cho việc phát triển thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình. Tiếp đó, Nghị định số 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho phép các nhà máy điện từ 10 MW trở lên bán điện trực tiếp cho khách hàng sử dụng điện lớn thông qua các mô hình giao dịch theo quy định. Cơ chế này mở ra cơ hội để các doanh nghiệp, đặc biệt là khối FDI có cam kết sử dụng điện sạch, chủ động tiếp cận nguồn điện tái tạo, đồng thời tạo thêm động lực phát triển các nguồn điện linh hoạt và các giải pháp lưu trữ năng lượng.

So với nhiều quốc gia, Việt Nam vẫn ở giai đoạn đầu của quá trình phát triển thị trường điện cạnh tranh. Tại nhiều nước, thị trường bán lẻ điện cạnh tranh và cơ chế mua bán điện trực tiếp đã được triển khai trong nhiều năm, qua đó hình thành tín hiệu giá minh bạch để dẫn dắt quyết định đầu tư vào các nguồn điện linh hoạt và hệ thống lưu trữ. Việt Nam khởi động muộn hơn không phải là bất lợi nếu lộ trình cải cách được duy trì ổn định, minh bạch và từng bước hoàn thiện cơ chế giá điện theo thời gian sử dụng. Bởi nếu giá điện không phản ánh sự khác biệt giữa các khung giờ, mục tiêu phát triển 10.000 – 16.300 MW hệ thống lưu trữ vào năm 2030 sẽ khó tạo được động lực từ thị trường, buộc phải phụ thuộc nhiều hơn vào các cơ chế hỗ trợ hoặc nguồn lực ngân sách.

Thế giới đã đi trước Việt Nam một quãng trên đúng đoạn đường này, để lại bốn bài học rõ rệt.

California là một bài học đáng chú ý về cách thiết kế và truyền thông chính sách. Từ tháng 4/2023, bang này chuyển từ cơ chế đo đếm điện ròng (NEM 2.0) sang cơ chế thanh toán điện dư theo giá trị thực của lưới (NEM 3.0/Net Billing Tariff), khiến mức chi trả cho điện mặt trời phát lên lưới giảm khoảng 75 - 80%. Hệ quả là thị trường điện mặt trời dân dụng suy giảm mạnh trong năm 2024, nhiều doanh nghiệp lắp đặt phải thu hẹp hoạt động hoặc phá sản và California lần đầu sau hơn một thập kỷ đánh mất vị trí dẫn đầu về công suất điện mặt trời mái nhà lắp đặt mới.

Về bản chất, việc cải cách này có cơ sở kinh tế. Theo Văn phòng Bảo vệ Người tiêu dùng thuộc Ủy ban Tiện ích Công cộng California (CPUC), cơ chế net metering thanh toán theo giá bán lẻ đã làm gia tăng chi phí phân bổ sang nhóm khách hàng không lắp điện mặt trời, từ khoảng 3,4 tỷ USD năm 2021 lên 8,5 tỷ USD vào cuối năm 2024.

Tuy nhiên, tốc độ thay đổi chính sách cùng những tranh luận kéo dài về cách thức triển khai đã tạo ra cú sốc đối với thị trường. Ở chiều ngược lại, cải cách cũng nhanh chóng thay đổi hành vi đầu tư: tỷ lệ khách hàng lắp đặt điện mặt trời kết hợp pin lưu trữ tăng từ khoảng 11% trước khi áp dụng NEM 3.0 lên trên 50%, thậm chí gần 60% trong năm 2024. Điều đó cho thấy khi tín hiệu giá phản ánh đúng giá trị của điện năng theo thời gian, thị trường sẽ tự dịch chuyển theo hướng ưu tiên lưu trữ thay vì chỉ phát điện lên lưới.

Kinh nghiệm của Đức cho thấy giá trị của một chính sách minh bạch và nhất quán. Trong hơn 20 năm thực hiện chiến lược chuyển đổi hệ thống năng lượng từ nhiên liệu hóa thạch và điện hạt nhân sang năng lượng tái tạo (Chiến lược Energiewende), Chính phủ Đức công khai mục tiêu, lộ trình cùng chi phí và lợi ích của quá trình chuyển dịch năng lượng, qua đó duy trì mức đồng thuận xã hội cao đối với năng lượng tái tạo.

Khi điện mặt trời phát triển nhanh khiến thị trường ghi nhận 457 giờ giá điện âm trong năm 2024, Đức không siết phát triển bằng mệnh lệnh hành chính mà ban hành Luật Đỉnh mặt trời (Solar Peak Act) từ năm 2025. Theo đó, các hệ thống điện mặt trời mới từ 2 kW trở lên không được hưởng thanh toán trong thời gian giá điện âm, qua đó đưa tín hiệu giá trở thành công cụ điều tiết thị trường và khuyến khích đầu tư lưu trữ.

Bài học từ Đức là chính sách cần minh bạch, ổn định và dựa trên tín hiệu thị trường. Khi người dân và doanh nghiệp hiểu rõ cả lợi ích lẫn chi phí của quá trình chuyển dịch năng lượng, sự đồng thuận sẽ trở thành nền tảng cho những cải cách dài hạn.

Kinh nghiệm từ Australia cho thấy, khi điện mặt trời mái nhà đạt mật độ cao, khả năng điều khiển trở nên quan trọng không kém việc lắp đặt thêm công suất. Đến giữa năm 2025, nước này có khoảng 4,2 triệu hệ thống điện mặt trời mái nhà, tổng công suất 26,8 GW, đóng góp 12,8% sản lượng điện toàn quốc; tại một số bang, gần một nửa số nhà riêng đã lắp đặt điện mặt trời.

Khi nguồn điện phân tán làm phụ tải tối thiểu trên lưới giảm xuống mức có thể ảnh hưởng đến an toàn vận hành, Australia yêu cầu các bộ biến tần lắp mới phải có khả năng giảm công suất hoặc ngắt từ xa, đồng thời kiểm soát lượng điện phát lên lưới theo thời gian thực. Cùng với đó, lợi ích kinh tế được truyền thông bằng thông điệp dễ hiểu: lắp pin tiết kiệm tới 1.500 đô-la Úc tiền điện mỗi năm, đã đưa doanh số pin lưu trữ nửa đầu 2025 tăng 191%.

Với mục tiêu phát triển điện mặt trời mái nhà quy mô lớn, Việt Nam cần sớm chuẩn hóa yêu cầu điều khiển từ xa, giới hạn công suất phát lên lưới và quản lý nguồn điện phân tán ngay từ đầu, thay vì chờ đến khi hệ thống chịu áp lực mới bổ sung.

Ấn Độ cho thấy trợ cấp và truyền thông mạnh mẽ chưa đủ nếu khâu thực thi không theo kịp. Chương trình PM Surya Ghar: Muft Bijli Yojana (Chương trình quốc gia phát triển điện mặt trời mái nhà cho hộ gia đình của Ấn Độ) được triển khai từ tháng 2/2024, xây dựng cổng đăng ký trực tuyến thống nhất trên toàn quốc, thu hút gần 5,8 triệu hồ sơ và bổ sung khoảng 9.567 MW điện mặt trời mái nhà đến tháng 3/2026. Tuy nhiên, chỉ khoảng 22,7% số hồ sơ được chuyển thành dự án hoàn thành do vướng mắc về tài chính hộ gia đình, năng lực nhà thầu và thủ tục đấu nối. Bài học rút ra là, truyền thông chỉ tạo ra nhu cầu, còn kết quả phụ thuộc vào năng lực thực thi. Muốn chính sách đi vào cuộc sống, khuyến khích đầu tư phải song hành với cải cách thủ tục, nguồn vốn và năng lực triển khai.

Lợi thế lớn của Việt Nam là điện mặt trời mái nhà có thể được triển khai nhanh hơn bất kỳ loại hình nguồn điện nào. Theo ông Nguyễn Quốc Trung (NSMO), nếu một nhà máy thủy điện hoặc nhiệt điện khí cần 3–5 năm để xây dựng thì một hệ thống điện mặt trời mái nhà của hộ gia đình chỉ mất khoảng một tuần để đưa vào vận hành. Trong bối cảnh phụ tải tăng nhanh, đây là nguồn điện hiếm hoi có thể bổ sung công suất cho hệ thống trong thời gian tính bằng ngày, thay vì nhiều năm.

Quyết tâm chính trị để chơi quân bài ấy đang được thể chế hóa từng bước, theo đó Chỉ thị 10/CT-TTg ngày 30/3/2026 của Thủ tướng Chính phủ đặt chỉ tiêu mỗi năm phấn đấu khoảng 10% cơ quan công sở và 10% hộ gia đình lắp điện mặt trời mái nhà, hoặc đạt 20% công suất kế hoạch 2026 đến 2030 của từng tỉnh, thành. Quyết định 1126/QĐ-BCT ngày 14/5/2026 của Bộ Công Thương cụ thể hóa chỉ thị này thành kế hoạch hành động, chốt lại chỉ tiêu 10% công sở và 10% hộ gia đình mỗi năm. Từ một câu khẩu hiệu, mục tiêu mái nhà đã có một con đường hành chính để đi. Tuy nhiên, mảnh ghép còn thiếu là cơ chế tài chính dành cho hộ gia đình và chính sách này đang được hoàn thiện.

Nhìn lại chặng đường đã qua, chúng ta có thể tin rằng mục tiêu đến năm 2030 hoàn toàn khả thi nếu có cơ chế phù hợp. Bởi Việt Nam từng chứng minh điều đó khi áp dụng cơ chế giá mua điện ưu đãi (Feed-in Tariff - FiT), tạo động lực để điện mặt trời và điện gió phát triển bứt phá. Chỉ trong vài năm, công suất điện mặt trời đã vượt 19.000 MW, đưa Việt Nam trở thành một trong những thị trường tăng trưởng nhanh nhất khu vực.

Thực tiễn cho thấy, khi chính sách đủ rõ ràng và tạo đúng động lực, thị trường có thể phản ứng rất nhanh. Đó là cơ sở để tin vào mục tiêu phát triển điện mặt trời đến năm 2030, đồng thời cũng là lời nhắc rằng chất lượng của cơ chế sẽ quyết định tốc độ và hiệu quả của quá trình chuyển dịch năng lượng.

Từ thực tiễn trong nước và kinh nghiệm quốc tế, để về đích mục tiêu năm 2030, Việt Nam cần một chương trình hành động với các nhiệm vụ và chủ thể thực hiện rõ ràng.

Trước hết, cần biến yêu cầu phát triển lưu trữ năng lượng thành cơ chế vận hành khả thi. Điều này đòi hỏi sớm hoàn thiện khung giá và cơ chế thanh toán đối với hệ thống pin lưu trữ, bao gồm cơ chế chi trả cho các dịch vụ phụ trợ và giá trị dịch chuyển điện năng theo thời gian; đồng thời cụ thể hóa yêu cầu tối thiểu 10% công suất lưu trữ đối với các dự án điện mặt trời tập trung theo Quyết định số 768/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ thành các quy định có thể triển khai trên thực tế. Chỉ khi lưu trữ có cơ chế tạo doanh thu ổn định mới có thể thu hút đầu tư, qua đó nâng cao khả năng hấp thụ và khai thác hiệu quả nguồn điện mặt trời.

Thứ hai, phát triển các dự án điện mặt trời quy mô lớn thông qua cơ chế đấu thầu cạnh tranh thay cho cơ chế giá cố định. Trên cơ sở Luật Điện lực số 61/2024/QH15, cần sớm ban hành quy trình và triển khai đấu thầu các dự án điện mặt trời mặt đất và mặt trời nổi, xác định quy mô theo từng khu vực gắn với khả năng giải tỏa của lưới điện, công khai giá trần theo từng loại hình và tích hợp yêu cầu về hệ thống lưu trữ ngay trong hồ sơ mời thầu. Cách tiếp cận này vừa thúc đẩy cạnh tranh để giảm chi phí phát điện, vừa bảo đảm phát triển nguồn điện đồng bộ với hạ tầng lưới và yêu cầu vận hành hệ thống.

Thứ ba, tiếp tục hoàn thiện cơ chế phát triển điện mặt trời mái nhà theo hướng tự sản, tự tiêu là chính, bán điện dư có kiểm soát. Nghị định số 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 57/2025/NĐ-CP và Nghị định số 58/2025/NĐ-CP đã nâng tỷ lệ điện dư được bán lên lưới lên tối đa 50% sản lượng phát, tạo thêm động lực đầu tư cho hộ gia đình, doanh nghiệp và các cơ sở sản xuất, kinh doanh. Đây là bước tiến quan trọng để hiện thực hóa mục tiêu đến năm 2030 có 50% hộ gia đình và 50% trụ sở công sở lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh. Tuy nhiên, cần tiếp tục hoàn thiện các chính sách hỗ trợ như tín dụng xanh cho hộ gia đình, cơ chế một cửa trong giải quyết thủ tục và hướng dẫn thống nhất trên toàn quốc. Đối với các doanh nghiệp có diện tích mái lớn nhưng phụ tải ban ngày thấp, có thể nghiên cứu cơ chế linh hoạt hơn về tỷ lệ điện dư được bán lên lưới, đồng thời giữ ổn định phương thức thanh toán và từng bước bổ sung yêu cầu về khả năng điều khiển, giảm phát từ xa đối với các hệ thống mới theo kinh nghiệm của Australia.

Thứ tư, giữ ổn định và minh bạch chính sách để bảo vệ niềm tin nhà đầu tư. Bài học California và chính khoảng trống cơ chế giá hậu FIT năm 2021 đến năm 2023 của Việt Nam đều cho thấy thay đổi luật chơi sau khi dự án đã vận hành làm ảnh hưởng môi trường đầu tư dài hạn. Mọi điều chỉnh cơ chế giá hoặc bán điện dư cần truyền thông đi trước, giải thích rõ lý do, lộ trình và phương án thay thế, trên nguyên tắc bảo vệ nhà đầu tư ngay tình.

Thứ năm, đẩy nhanh lộ trình phát triển thị trường điện cạnh tranh và cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Cùng với việc vận hành hiệu quả thị trường bán buôn điện cạnh tranh, cần chuẩn bị các điều kiện để phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh; tiếp tục hoàn thiện, mở rộng và đơn giản hóa cơ chế mua bán điện trực tiếp theo Nghị định số 57/2025/NĐ-CP (đã được sửa đổi, bổ sung bởi Nghị định số 243/2026/NĐ-CP). Đồng thời, hoàn thiện cơ chế giá điện theo thời gian sử dụng trên cơ sở Quyết định số 963/QĐ-BCT để phản ánh đúng giá trị điện năng ở từng khung giờ, qua đó tạo động lực kinh tế cho đầu tư hệ thống lưu trữ.

Thứ sáu, tăng cường truyền thông chính sách trên cơ sở dữ liệu và thông tin được kiểm chứng. Theo ông Nguyễn Thượng Quân, Tổng Giám đốc Công ty Cổ phần Công nghệ Tích hợp Sao Nam, điện mặt trời kết hợp lưu trữ có thể trở thành giải pháp quan trọng để hiện thực hóa các mục tiêu phát triển điện mặt trời. Tuy nhiên, để người dân sẵn sàng đầu tư, điều quan trọng là phải truyền tải những lợi ích cụ thể, như mức tiết kiệm chi phí điện hằng tháng, thay vì chỉ dừng ở những thông điệp mang tính khái quát.

Vì vậy, cơ quan quản lý, doanh nghiệp điện lực và các cơ quan báo chí cần phối hợp cung cấp thông tin chính xác, minh bạch về cơ chế chính sách, giá điện và các chương trình hỗ trợ; đồng thời tăng cường truyền thông dựa trên dữ liệu, kịp thời giải đáp những băn khoăn và thông tin sai lệch liên quan đến điện mặt trời và lưu trữ năng lượng. Trong chuyển dịch năng lượng, truyền thông không chỉ là kênh phổ biến chính sách mà còn là một phần của quá trình thực thi chính sách.

Đường về đích năm 2030 vì thế không còn là cuộc đua về công suất, mà là bài kiểm tra năng lực xây dựng một hệ thống điện hiện đại, linh hoạt và bền vững. Việt Nam đã chứng minh có thể tăng tốc rất nhanh trong giai đoạn đầu, chặng đường còn lại đòi hỏi sự đồng bộ hơn: nguồn điện phải phát triển cùng lưới truyền tải và lưu trữ, giá điện phải phản ánh đúng giá trị theo từng khung giờ, chính sách phải ổn định để củng cố niềm tin của nhà đầu tư, còn mỗi thay đổi đều cần được công bố minh bạch với lộ trình rõ ràng.

Trong Triển vọng Năng lượng Thế giới 2020, Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) đã gọi điện mặt trời là "ông vua mới của các thị trường điện". Những năm sau, nhận định này tiếp tục được củng cố khi Ember ghi nhận điện mặt trời là nguồn điện tăng trưởng nhanh nhất thế giới nhiều năm liên tiếp, còn Wood Mackenzie dự báo điện mặt trời sẽ chiếm khoảng 59% tổng công suất nguồn điện mới được đưa vào vận hành toàn cầu trong giai đoạn 2024-2033.

Việt Nam không đứng ngoài xu thế ấy và thách thức hiện nay không còn là phát triển thêm bao nhiêu MW điện mặt trời, mà là xây dựng một hệ thống đủ linh hoạt để khai thác hiệu quả từng kWh điện sạch. Khi mỗi mái nhà, mỗi bộ pin lưu trữ và mỗi chính sách đều được đặt đúng vị trí của mình, mục tiêu năm 2030 sẽ không chỉ là một chỉ tiêu quy hoạch, mà sẽ trở thành nền tảng của an ninh năng lượng và tăng trưởng xanh trong giai đoạn phát triển mới của đất nước.

Khi những điều kiện đó được đáp ứng, mục tiêu phát triển 46.459-73.416 MW điện mặt trời đến năm 2030 sẽ không chỉ là một chỉ tiêu trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, mà sẽ trở thành một trụ cột của an ninh năng lượng quốc gia và quá trình chuyển dịch xanh. Nền tảng cho chặng đường ấy đã được định hình, từ định hướng chiến lược của Nghị quyết số 55-NQ/TW, đến việc xác lập an ninh năng lượng là một trụ cột của an ninh quốc gia trong Nghị quyết số 70-NQ/TW, và được thể chế hóa bằng Nghị quyết số 253/2025/QH15 của Quốc hội cho giai đoạn 2026-2030. Đường hướng đã rõ, thể chế đang dần hoàn thiện; điều quyết định từ nay đến năm 2030 là chất lượng thực thi và sự đồng hành của thị trường, doanh nghiệp và người dân.