Chúng tôi đến Quảng Trị vào một ngày đầu tháng 12/2023, khi địa phương đang náo nức, phấn khởi chuẩn bị khởi công xây dựng dự án Cảng hàng không Quảng Trị có quy mô gần 6.000 tỷ đồng và Khu công nghiệp Quảng Trị hơn 2.000 tỷ đồng (ngày 15/12). Đây được coi là động thái “dọn tổ đón đại bàng” của mảnh đất trước đây vốn không có gì ngoài nắng, gió nhưng nay đã là thủ phủ điện gió và đang đặt những viên gạch đầu tiên để trở thành trung tâm năng lượng của miền Trung vào năm 2030.

Chiếc xe ô tô chạy dọc Quốc lộ số 9 đưa chúng tôi từ TP. Đông Hà xuôi về phía cửa khẩu Lao Bảo để đến huyện Hướng Hoá, huyện miền núi phía Tây có nhiều dự án điện gió nhất tỉnh (31 dự án). Nếu như năm 2018, toàn tỉnh Quảng Trị mới chỉ có một dự án điện gió Hướng Linh 2 với công suất 30 megawat (MW) đi vào hoạt động, thì đến nay đã có 84 dự án điện gió, trong đó 31 dự án đã hoàn thiện với tổng công suất trên 1.177 MW, 21 dự án đã vận hành thương mại và 10 dự án đang trong quá trình đầu tư xây dựng.

Nhiều tiềm năng để phát triển điện gió, song thực tế Quảng Trị vẫn có những trở ngại đáng kể trong việc thu hút đầu tư vào lĩnh vực này. Ông Nguyễn Trung Thành, Tổng giám đốc Nhà máy Điện gió Hướng Hiệp 1 cho biết, Nhà máy đã chạy thử nghiệm, được nghiệm thu và công nhận vận hành thương mại (COD), nhưng đến nay vẫn chưa được phê duyệt giá bán điện chính thức do không kịp tiến độ hưởng giá FIT trước ngày 01/11/2021.

“Mới đây, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã phê duyệt giá chuyển tiếp (giá tạm tính) cho 60 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp, trong đó có Hướng Hiệp 1, bằng 50% giá trần của khung giá FIT (theo Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 của Bộ Công thương)”, ông Thành nói và cho biết, việc đàm phán giá chính thức vẫn đang phải chờ.

Trước đó, ngày 10/9/2018, Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định 39/2018/QĐ-TTg điều chỉnh biểu giá FIT (Feed-in Tariff, được hiểu là biểu giá điện hỗ trợ để khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo) áp dụng 20 năm, cho các dự án điện gió có ngày vận hành thương mại trước 01/11/2021. Theo đó, điện gió đất liền được mua với giá tương đương 8,5 UScents/kWh (khoảng 1.928 đồng/kWh); các dự án điện gió trên biển được mua với giá tương đương 9,8 UScent/kWh (khoảng 2.223 đồng/kWh).

Biểu giá FIT này cao hơn mức giá FIT được quy định tại Quyết định 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/20211 (tương đương 7,8 UScents/kWh - khoảng 1.770 đồng/kWh), sau này được Thanh tra Chính phủ kết luận là “thiếu căn cứ”, nên đã tạo ra một “cuộc đua” đầu tư điện gió của các doanh nghiệp để kịp hưởng giá FIT mới trước ngày 01/11/2021.

Sự phát triển ồ ạt này đã dẫn tới tình trạng quá tải hệ thống lưới điện, phá vỡ quy hoạch…, buộc các nhà máy điện gió phải giảm công suất và Bộ Công thương phải ban hành Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 phê duyệt giá mua điện chuyển tiếp (thấp hơn khoảng 23% giá FIT). Cho đến giờ, đã hơn một năm, nhưng Bộ Công thương và các nhà đầu tư vẫn chưa đàm phán về giá mua bán điện gió chính thức.

Ông Hoàng Anh Sơn, Giám đốc Ban quản lý dự án điện gió Hướng Linh 3 và Hướng Linh 4 cho biết, Nhà máy Hướng Linh 3 đã hoà lưới điện của EVN hôm 22/8, nhưng chưa được công nhận vận hành thương mại nên không được áp dụng giá tạm tính, còn Nhà máy Hướng Linh 4 thì xây dựng xong đành “đắp chiếu” vì quá tải hệ thống.

“Chúng tôi không cố tình vượt ra ngoài quy hoạch, nhưng gam máy của dây chuyền công nghệ khi nhập về nó vậy. Một số chuyên viên cơ quan nhà nước hướng dẫn chúng tôi thì nói rằng không sai quy hoạch, nhưng đó là nói miệng, còn thực tế không có thông tư, nghị định nào quy định rõ ràng vấn đề đó cả”, ông Sơn nói và cho biết, hiện các bên đều bối rối chưa biết xử lý ra sao với những dự án như Hướng Linh 3 và 4.

Ông Hoàng Anh Sơn, Giám đốc Ban quản lý dự án điện gió Hướng Linh 3 và Hướng Linh 4, xã Hướng Linh, huyện Hướng Hoá, tỉnh Quảng Trị (Ảnh: M.Minh)

Nói về cơ chế giá, ông Sơn chia sẻ, theo quy định giá FIT tại Quyết định 39, một kW điện gió trên bờ được mua với giá 8,5 UScent (khoảng 2.000 đồng). Lúc đó nhà đầu tư tính toán giá thành sẽ rơi vào khoảng 1.500 đồng nên mới đầu tư và cố chạy đuổi theo giá FIT.

Tuy nhiên, thực tế khi triển khai, nhiều nhà đầu tư như doanh nghiệp ông Sơn gặp phải khó khăn do khâu giải phóng mặt bằng phức tạp, người dân tăng giá đất khiến giá thành sản xuất điện gió bị đội lên cao hơn dự đoán. So với mức giá mua điện chuyển tiếp của EVN thì giá thành cao hơn nhiều.

“Giải phóng mặt bằng, đền bù đất đai ‘cực lắm’, mà giá chính thức đến giờ chưa biết ra sao. Hiện nay, tất cả nhà đầu tư năng lượng tái tạo đều trông chờ văn bản hướng dẫn để được tháo gỡ vướng mắc cho dự án”, ông Sơn nói.

Chia sẻ với Người Đưa Tin, ông Hà Sỹ Đồng, Phó chủ tịch thường trực UBND tỉnh Quảng Trị cho biết, Quảng Trị có đầy đủ cơ sở khoa học cũng như thực tiễn để trở thành trung tâm năng lượng của miền Trung vào năm 2030 như Thủ tướng Chính phủ đã cho phép.

Theo ông Đồng, trong thời gian tới, tỉnh phấn đấu hoàn thành và phát điện thương mại khoảng 1.500 - 3.000 MW giai đoạn đến năm 2025 và khoảng 6.000 - 10.000 MW giai đoạn đến năm 2030 nhằm góp phần đạt được mục tiêu của Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị (về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045) và các Nghị quyết, chương trình hành động của tỉnh.

Tuy nhiên, Phó chủ tịch UBND tỉnh Quảng Trị thừa nhận, hiện nay doanh nghiệp và địa phương còn lúng túng, nhất là về cơ chế giá.

“Trước đây có giá FIT áp dụng đến 31/10/2021, các doanh nghiệp chạy đua để kịp hưởng giá FIT, trong đó có hơn 10 dự án không kịp tiến độ, hiện thi công dở dang và đang rất khó khăn”, ông Đồng nói và cho biết, tỉnh đang đề xuất tháo gỡ cho doanh nghiệp tiếp tục đầu tư nhằm đảm bảo an ninh năng lượng.

Trước đó, trong chuyến thực địa tác nghiệp về năng lượng tái tạo hồi tháng 9/2023, chúng tôi đã đến tham quan mô hình điện mặt trời áp mái có tích hợp hệ thống lưu trữ điện năng (BESS) của Công ty cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2) tại TP. Thủ Đức, TP.HCM. Đây là dự án điện mặt trời mái nhà đầu tiên ứng dụng công nghệ lưu trữ điện năng tại Việt Nam.

Ông Nguyễn Quốc Văn, Phó giám đốc Trung tâm Quản lý và Vận hành Nhà máy điện thuộc PECC2 chia sẻ, với mục đích tối ưu hoá điện năng, năm 2021, PECC2 đã đầu tư hệ thống này tại trụ sở Công ty với công suất 420 kWp (kilowatt peak: công suất đỉnh của một hệ thống - PV) và hệ thống pin lưu trữ công suất 750 kWp.

"Nguyên lý hoạt động của hệ thống là bám lưới điện quốc gia, hệ thống sẽ tự động ưu tiên sử dụng điện mặt trời tự sản xuất vào giờ cao điểm (thời điểm phải mua điện của EVN với khung giá cao nhất). Bằng cách này, Công ty đã tiết kiệm được gần 50% chi phí dùng điện hàng tháng", ông Văn cho biết.

Tại tỉnh Long An, chúng tôi đến thăm mô hình điện mặt trời áp mái tự sản tự tiêu được lắp đặt trên mái nhà xưởng của Công ty cổ phần Tập đoàn Kim Đức, một doanh nghiệp sản xuất bao bì ở Khu công nghiệp Vĩnh Lộc 2, huyện Bến Lức.

Hệ thống này được Công ty Kim Đức đưa vào vận hành năm 2021, có tổng công suất 2,22 MWp, sử dụng 4.937 tấm pin năng lượng mặt trời, 8 bộ inverter 110 kW và 13 bộ inverter 75 kW. Hệ thống được phát triển theo phương án hợp tác mua bán điện PPA (Power Purchase Agreement), do Quỹ đầu tư Ecoligo (Đức) làm chủ đầu tư, Công ty cổ phần Vũ Phong Energy Group cung cấp dịch vụ tổng thầu (EPC) và vận hành, bảo dưỡng (O&M).

Với công suất nói trên, năm 2022, hệ thống đã tạo ra khoảng gần 2.600 MWh (megawat giờ) điện từ năng lượng mặt trời, đóng góp khoảng 12 - 13% lượng điện tiêu thụ của nhà máy, giúp giảm phát thải khoảng 1.900 tấn CO2, tương đương gần 31.000 cây xanh được trồng trong 10 năm.

Theo ông Phạm Đăng An, Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group, hệ thống điện mặt trời trên mái nhà máy của Công ty Kim Đức là mô hình hợp tác linh hoạt, một trong những dự án mà Vũ Phong Energy Group triển khai tại Việt Nam, nhằm giúp các doanh nghiệp được sử dụng năng lượng sạch để phục vụ hoạt động sản xuất, đáp ứng các tiêu chuẩn xanh mà không cần bỏ vốn đầu tư và vận hành hệ thống.

"Để có hệ thống điện mặt trời mái nhà, doanh nghiệp chỉ cần tận dụng mái nhà máy đang có, phần còn lại do Vũ Phong Energy Group chịu trách nhiệm đầu tư và vận hành. Doanh nghiệp thụ hưởng sẽ được mua và sử dụng điện mặt trời với giá luôn thấp hơn (đến 20 - 30%) so với giá điện từ EVN trong suốt thời gian cam kết. Kết thúc hợp đồng, doanh nghiệp có thể nhận chuyển giao hệ thống miễn phí với hiệu suất cam kết trên 80 - 90%, tùy điều kiện”, ông An thông tin.

Ông Phạm Đăng An, Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group chia sẻ về cơ chế vận hành hệ thống điện mặt trời của Công ty Kim Đức (Ảnh: M.Minh)

Được biết, hiện đã có một số doanh nghiệp chủ động sản xuất điện mặt trời hoặc cho “thuê” mái nhà để nhà đầu tư lắp đặt hệ thống điện mặt trời rồi mua lại điện đó với giá thấp hơn của EVN như Công ty cổ phần Sữa Việt Nam (Vinamilk), Công ty Golden Victory Việt Nam, Công ty cổ phần Kềm Nghĩa, Công ty cổ phần An Tiến Industries...

Theo các chuyên gia, việc doanh nghiệp chủ động sản xuất điện mặt trời vừa góp phần tiết giảm chi phí sản xuất vừa giúp doanh nghiệp có chứng nhận về sử dụng năng lượng sạch (một trong những tiêu chí bắt buộc đối với nhiều doanh nghiệp xuất khẩu Việt Nam hiện nay), đồng thời làm giảm áp lực nguồn cung điện và góp phần đưa mức phát thải về 0 (net zero) vào năm 2050, như cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị lần thứ 26 Các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26) hồi tháng 11/2021.

Tuy vậy, bên cạnh một số hiệu quả ban đầu, những doanh nghiệp sản xuất điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu như PECC2 và Kim Đức cũng đang phải đối mặt với nhiều khó khăn, thách thức.

Theo ông Vũ Anh Tiến, Phó giám đốc Trung tâm Quản lý và Vận hành Nhà máy điện mặt trời mái nhà của PECC2, vào lúc mưa, bão và ban đêm thì hệ thống không thể sản xuất điện. Để đáp ứng yêu cầu sử dụng điện liên tục, doanh nghiệp phải đầu tư hệ thống pin lưu trữ (BESS) với chi phí rất lớn. Hiện nay, giá BESS cho 2,5 MWh điện lên đến hơn 1 triệu USD, đây là một rào cản lớn đối với doanh nghiệp khi muốn phát triển điện mặt trời mái nhà.

Rào cản thứ hai, theo ông Phạm Đăng An, Phó tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group, hiện nay không có quy định doanh nghiệp đầu tư điện mặt trời mái nhà để bán cho EVN (EVN đang đề xuất mua giá 0 đồng); đồng thời, việc doanh nghiệp bán điện sạch cho nhau khi thừa công suất, không thông qua lưới điện của EVN, cũng chưa có quy định cụ thể.

Trong hàng loạt chương trình hành động của Việt Nam để thể hiện quyết tâm đạt mục tiêu “net zero” vào năm 2050, chính sách phát triển điện lực quốc gia mới ban hành là một minh chứng rõ nét. Theo đó, tại Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (gọi tắt là Quy hoạch điện VIII) được Chính phủ phê duyệt ngày 15/5/2023, định hướng đến năm 2050, tỷ lệ năng lượng tái tạo chiếm 67,5 - 71,5% cơ cấu nguồn điện, tăng gần gấp ba lần con số 26,4% cuối năm 2022.

Trong đó, Quy hoạch Điện VIII xác định, điện mặt trời và điện gió (bao gồm điện gió trên bờ và ngoài khơi) sẽ là hai nguồn phát điện chính vào năm 2050, chiếm tới 63% cơ cấu nguồn điện quốc gia (điện mặt trời chiếm 34% và điện gió 29%). Đây cũng là hai nguồn năng lượng tái tạo mà Việt Nam có nhiều lợi thế. Ngược lại, nhiệt điện than sẽ giảm từ 33% năm 2022 xuống còn 22% vào năm 2030 và đến 2050 thì không còn sử dụng than để phát điện.

Bối cảnh đó đặt ra vấn đề, cần có sự đầu tư thích đáng vào lĩnh vực điện gió và điện mặt trời nhằm đạt được hiệu quả cao nhất của Quy hoạch Điện VIII và cam kết “net zero” của Chính phủ tại COP26. Đặc biệt, cần tiếp tục hỗ trợ và tháo gỡ cho các doanh nghiệp có dự án năng lượng tái tạo đang gặp khó khăn, vướng mắc.

Lĩnh vực năng lượng tái tạo yêu cầu có vốn đầu tư lớn, trong khi 90% doanh nghiệp Việt Nam có quy mô nhỏ và vừa. Để tham gia vào lĩnh vực này, đa phần doanh nghiệp đang sử dụng đòn bẩy tài chính cao. Lại thêm môi trường đầu tư thiếu ổn định, hàng loạt doanh nghiệp đang báo lỗ hàng trăm tỷ đồng.

Đơn cử, Công ty Điện gió Trung Nam Đắk Lắk 1, thành viên của Trung Nam Group (chủ đầu tư dự án Nhà máy điện gió Ea Nam có quy mô 600 ha và công suất lớn nhất cả nước) vừa báo lỗ hơn 390 tỷ đồng trong nửa đầu năm 2023 và không thể trả lãi đúng hạn 8 gói trái phiếu doanh nghiệp trị giá hơn 9.500 tỷ đồng vào ngày 30/6/2023.

Tương tự, Công ty cổ phần Phong điện Ia Pết Đak Đoa Số Một và Công ty cổ phần Phong Điện Ia Pết Đak Đoa Số Hai (chủ đầu tư hai dự án Nhà máy điện gió Ia Pết- Đak Đoa 1 và 2 có quy mô lớn nhất tỉnh Gia Lai) cũng vừa báo lỗ 6 tháng đầu năm 2023 lần lượt là 71 tỷ đồng và 75 tỷ đồng.

(Đồ hoạ: PetroTimes. Giá trị trong ngoặc đơn là lợi nhuận âm)

Theo Công ty Chứng khoán Vietcombank (VCBS), kết quả chạy thử mô hình tài chính cùng một số giả định với nhóm 34 dự án năng lượng tái tạo vào tháng 3/2023 cho thấy, tổng chi phí lãi vay và nợ gốc trong kỳ lên tới gần 10.000 tỷ đồng, trong khi EBITDA (lợi nhuận trước thuế, lãi vay và khấu hao) chỉ đạt quanh mốc 9.000 tỷ đồng. Điều này đồng nghĩa với việc, doanh nghiệp có dòng tiền âm trung bình hàng năm lên tới 1.000 tỷ đồng, chưa kể các chi phí sửa chữa, bảo dưỡng, thuế và các biến động của lạm phát, tỷ giá, lãi suất...

Trong khi đó, theo Quy hoạch Điện VIII, cần tới khoảng 135 tỷ USD vào ngành điện trong giai đoạn 2021 - 2030, chiếm khoảng 33% GDP hiện tại của Việt Nam, tương đương con số 13,5 tỷ USD cần giải ngân mỗi năm.

Ông Trương Quang Bình, Phó giám đốc phân tích, Công ty Chứng khoán Yuanta Việt Nam nhận định, hai “điểm nghẽn” lớn nhất ảnh hưởng đến hoạt động của doanh nghiệp điện tái tạo hiện nay là cơ chế giá và hệ thống truyền tải điện.

“Đây là một bài học cần rút kinh nghiệm. Thứ nhất, Nhà nước phải quy hoạch hạ tầng ngành điện đồng bộ rồi mới kêu gọi doanh nghiệp đầu tư sản xuất điện tái tạo. Thứ hai, cần có cơ chế giá thu mua điện hài hoà lợi ích giữa Nhà nước và nhà đầu tư. Hiện nay, theo phản ánh, một số doanh nghiệp buộc phải chấp nhận bán điện cho EVN thông qua giá chuyển tiếp để lấy dòng tiền, chứ thực tế họ không có lãi với giá đó”, ông Bình nói.

Dưới góc nhìn của mình, TS. Nguyễn Anh Tuấn, nguyên Giám đốc Trung tâm Năng lượng tái tạo, Viện Năng lượng, Bộ Công thương cho rằng, hiện nay một mảnh ghép quan trọng còn thiếu của khung quy định cho ngành năng lượng là Luật Năng lượng tái tạo. Trong khi đó, Luật Điện lực và các văn bản liên quan chưa đầy đủ để điều chỉnh lĩnh vực này.

Đơn cử, Luật số 03/2022/QH15 của Quốc hội (là văn bản “một luật sửa chín luật”, trong đó có Luật Điện lực) cho phép các thành phần kinh tế được đầu tư lưới điện truyền tải và tự vận hành lưới điện truyền tải do mình đầu tư. Tuy nhiên, chưa có nghị định và văn bản hướng dẫn thực hiện nên Luật đã sửa 1,5 năm nay nhưng vẫn thiếu điều kiện để triển khai.

Trong báo cáo "Putting renewable energy within reach: Vietnam's high-stakes pivot" (tạm dịch: Chủ động năng lượng tái tạo: Những vấn đề trọng tâm của Việt Nam) do Công ty tư vấn chiến lược toàn cầu McKinsey công bố hôm 2/10/2023, nhóm tác giả nhận định, tiềm năng về năng lượng tái tạo ở Việt Nam vô cùng lớn vì đây là quốc gia phù hợp nhất ở Đông Nam Á để phát triển năng lượng gió và mặt trời, với công suất tiềm năng đạt 1.000 GW (gigawat).

Tuy nhiên, theo McKinsey, hiện Việt Nam đang phải đối mặt với một vấn đề nan giải đó là các dự án năng lượng tái tạo hiện tại không phải lúc nào cũng có khả năng được cấp vốn do quy định chồng chéo.

Tại Diễn đàn “Chính sách, giải pháp công nghệ phục vụ phát triển bền vững điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam” diễn ra ngày 14/12/2023 tại Hà Nội, bà Trương Chí Bình, Phó chủ tịch Hiệp hội Công nghiệp hỗ trợ Việt Nam nhận định, hiện chỉ có 1 trong tổng số 8 doanh nghiệp hỗ trợ trong lĩnh vực điện mặt trời là công ty Việt Nam, chủ yếu làm giá, kệ, khung liên quan…, còn những công nghệ lõi như tuabin hay tấm quang năng thì doanh nghiệp Việt Nam là người đi sau. Tương tự, cũng mới có vài công ty Việt Nam làm linh kiện cho tuabin điện gió, nhưng đều phục vụ cho công ty nước ngoài và xuất khẩu.

Theo chuyên gia, rào cản chính lúc này là thiếu kinh nghiệm, thiếu lực lượng lao động trình độ cao; giá nguyên vật liệu, vận chuyển cao; và đặc biệt là thiếu các cơ chế chính sách mang tính thúc đẩy.

Trong báo cáo nói trên, McKinsey nhấn mạnh, nếu không sớm chuyển sang năng lượng tái tạo, Việt Nam có thể sẽ phải đối mặt với hàng loạt rủi ro: Mất điện liên tục, mất lợi thế trong chuỗi cung ứng (do không kịp thời đáp ứng nhu cầu sử dụng năng lượng tái tạo ngày một tăng của các doanh nghiệp nước ngoài), nền kinh tế bị ảnh hưởng nếu phải chịu thêm thuế carbon và rộng hơn là những rủi ro về biến đổi khí hậu, mất cơ hội vào tay các quốc gia láng giềng…

Để giải quyết, McKinsey cho rằng, song song với chính sách đầu tư vào lưới điện, Việt Nam cần sửa đổi và cải thiện các hợp đồng mẫu về mua bán điện (PPAs) trong việc bồi thường khi chấm dứt và cắt giảm sản lượng bao tiêu; thực hiện đấu thầu các dự án năng lượng tái tạo mới; phối hợp với khu vực công, các doanh nghiệp tư nhân có thể hành động ngay lập tức để nắm bắt cơ hội phát triển…

“Nếu giải quyết triệt để những vướng mắc trên, Việt Nam có thể đẩy nhanh cam kết net zero và trở thành quốc gia hàng đầu ở Đông Nam Á có nền kinh tế năng lượng tái tạo có giá trị cao nhất khu vực chỉ trong vòng một thập kỷ”, báo cáo của McKinsey nêu.

Đấu thầu các dự án năng lượng tái tạo cũng là quan điểm của ông Nguyễn Xuân Thành, chuyên gia chính sách công, Trường Chính sách công và Quản lý Fulbright, Đại học Fulbright Việt Nam.

Ông Thành cho rằng, cần ưu tiên chính sách củng cố lưới điện để truyền tải điện tái tạo từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ, đi kèm với dùng pin lưu trữ để cân bằng lưới điện. Lưới điện cần được đầu tư theo hướng “thông minh” để có thể phản ứng linh hoạt với những biến động của cung và cầu. Ngoài ra, cần xây dựng một hệ thống đấu thầu giá điện cho các nhà sản xuất năng lượng tái tạo.

Cho rằng cần có các cơ chế ưu đãi rõ ràng và một nền tảng chính sách, quy định vững chắc về đầu tư và phát triển năng lượng tái tạo, TS. Nguyễn Anh Tuấn đề nghị ưu tiên hàng đầu đối với việc xây dựng Luật Năng lượng tái tạo, trong đó cụ thể hóa các cơ chế chính sách hỗ trợ mạnh mẽ và ổn định trong thời gian dài để đảm bảo cho việc chuyển đổi năng lượng bền vững và hợp lý.

Cụ thể hơn, theo ông Nguyễn Hoàng Dũng, Trưởng phòng Năng lượng tái tạo, Công ty Tư vấn Điện 3 (PECC3), để đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, Bộ Công thương phải sớm hoàn chỉnh dự thảo Kế hoạch thực hiện để trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Khi có Kế hoạch thực hiện thì các cơ quan liên quan mới có thể để xuất chương trình hành động cụ thể để thực hiện, thay vì ngồi chờ quy định như hiện nay.

Bàn về những bất cập của giá FIT, GS.TS Hoàng Xuân Cơ, Tổng Thư ký Hội Kinh tế Môi trường Việt Nam đề nghị, EVN và Bộ Công thương sớm đưa ra lộ trình tăng giá bán điện cho người tiêu dùng trên cơ sở tăng mua điện gió, điện mặt trời trong giai đoạn tới, trước mắt là đến năm 2030, sau đó là xa hơn.

GS.TS Hoàng Xuân Cơ, Tổng Thư ký Hội Kinh tế Môi trường Việt Nam

"Nên có dự án tính toán giá thành điện gió và điện mặt trời ở những khu vực có tiềm năng, tìm ra khoảng giá trị, từ đó ước tính và đề xuất Chính phủ định mức hỗ trợ (qua giá mua điện) hợp lý hơn”, ông Cơ đề xuất.

Trong bối cảnh Việt Nam đang đi sau thế giới về các công nghệ lõi trong năng lượng tái tạo, bà Trương Chí Bình cho rằng, trọng tâm của giai đoạn này là tăng dần tỷ lệ nội địa hóa chuỗi cung ứng và các dịch vụ hỗ trợ đi kèm. Đồng thời, tiến tới hình thành hệ sinh thái công nghiệp năng lượng tổng thể dựa trên năng lượng tái tạo.

“Muốn vậy, cần có sự hợp tác 3 bên: Nhà nước với những chính sách quyết liệt thúc đẩy nội địa hoá sản xuất; doanh nghiệp chủ động đầu tư và tìm thị trường; các hiệp hội, tổ chức hợp tác tích cực hỗ trợ các hoạt động nghiên cứu, đánh giá chuyên sâu và kết nối nguồn lực trong nước, quốc tế”, vị chuyên gia khuyến nghị.