Điểm nghẽn ngành điện

Thực trạng phân hóa tại 85 dự án điện tái tạo chuyển tiếp

Thị trường điện năng lượng tái tạo tại Việt Nam đang ghi nhận độ vênh đáng kể giữa kế hoạch vận hành quy hoạch và khả năng hoàn tất các điều kiện thương mại thực tế.

Phần công suất 172MW của dự án điện mặt trời Trung Nam - Thuận Nam đã được huy động theo khung giá điện chuyển tiếp. Ảnh: Hoàng Anh.

Theo báo cáo của Công ty Mua bán điện (EPTC) gửi Cục Điện lực ngày 24/9/2026, cả nước có 85 dự án hoặc phần dự án điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp với tổng công suất khoảng 4.735 MW đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nhưng không thuộc diện áp dụng cơ chế giá mua điện ưu đãi (FIT) do không kịp thời hạn vận hành thương mại (giá FIT điện mặt trời kết thúc từ ngày 1/1/2021, điện gió từ ngày 1/11/2021).

Tiến trình đàm phán mức giá phát điện mới cho nhóm dự án này đang phân hóa thành nhiều trạng thái khác nhau. Số liệu ghi nhận 39 dự án đã hoàn tất việc thống nhất giá chính thức và ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung với EVN.

Ở chiều ngược lại, 46 dự án còn lại chưa thể hoàn tất quá trình này, bao gồm 32 dự án chưa gửi hồ sơ đàm phán và 7 dự án đã tiến hành đàm phán nhưng chủ đầu tư đề nghị tạm dừng để rà soát thông số, với tổng công suất của riêng hai nhóm này lên tới khoảng 2.197 MW.

Về trạng thái vận hành thực tế, dữ liệu cho thấy đã có 46 dự án đạt mốc vận hành thương mại (COD) với tổng công suất khoảng 2.390 MW. Tuy nhiên, khác biệt giữa chỉ tiêu vận hành và tiến độ đàm phán giá điện cho thấy việc nhà máy đã hòa lưới phát điện không đồng nghĩa với vướng mắc về hợp đồng thương mại và cơ chế giá bán điện đã được giải quyết triệt để.

Theo quy định hiện hành, giá đàm phán của nhóm dự án chuyển tiếp bị khống chế không vượt quá khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành tại Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023.

Quá trình đàm phán giá kéo dài xuất phát từ những thay đổi căn bản trong cấu trúc chi phí đầu tư của dự án so với thời điểm lập hồ sơ ban đầu. Các nhà đầu tư cho biết việc thị trường trải qua giai đoạn gián đoạn pháp lý, tác động của đại dịch Covid-19 cùng quá trình rà soát theo Kết luận số 1027/KL-TTCP (tháng 4/2023) đã kéo dài đáng kể thời gian hoàn thiện thủ tục trước khi Chính phủ ban hành Nghị quyết số 233/NQ-CP vào cuối năm 2024 nhằm tháo gỡ.

Trong giai đoạn này, các yếu tố đầu vào đã thiết lập mặt bằng giá mới. Việc thực thi Luật Đất đai 2024 làm thay đổi phương pháp tính chi phí bồi thường, giải phóng mặt bằng theo giá đất cụ thể tại thời điểm phê duyệt phương án, với xu hướng tăng chi phí thực tế so với dự toán cũ đối với các dự án kéo dài nhiều năm.

Đồng thời, dữ liệu từ Bộ Xây dựng cho thấy chỉ số giá xây dựng quốc gia năm 2023 tăng khoảng 15% so với năm 2020, trong đó riêng chỉ số giá công trình đường dây tải điện tăng gần 21,5%.

Tuy nhiên, theo Thông tư 09/2025/TT-BCT, dữ liệu đầu vào để tính toán khung giá phát điện được thu thập từ các báo cáo nghiên cứu khả thi hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định trong 24 tháng liền trước thời điểm tính toán.

Sự lệch pha giữa chi phí phát sinh thực tế trên thị trường và giới hạn của khung giá cũ tại Quyết định số 21/QĐ-BCT tạo ra bài toán khó cho phương án tài chính.

Thống kê cho thấy có 42 dự án với tổng công suất khoảng 2.068 MW chưa hoàn thành thi công hoặc nghiệm thu, buộc phải thực hiện thủ tục điều chỉnh chủ trương đầu tư, tổng mức đầu tư hoặc thiết kế kỹ thuật.

Từ thực tế này, một số doanh nghiệp chủ đầu tư như Công ty CP Điện gió TNC Quảng Trị 1, Điện gió TNC Quảng Trị 2, Công ty CP Phong điện HBRE Hà Tĩnh, Công ty TNHH MTV Năng lượng Thạnh Phú Bến Tre, cùng các nhà đầu tư sở hữu danh mục quy mô lớn như cụm Đắk N’Drung 1, 2, 3 (Lâm Đồng), Yang Trung, Lạc Hòa 2, Hưng Hải Gia Lai, Phù Mỹ 1, Phù Mỹ 3 và Thiên Tân đã kiến nghị xem xét sửa đổi Điều 14 Thông tư 09/2025/TT-BCT, cho phép ký lại hợp đồng PPA theo khung giá trần hằng năm tại thời điểm ký lại hoặc cập nhật tổng mức đầu tư đối với nhóm chưa giao đất.

Các kiến nghị từ phía doanh nghiệp hiện vẫn chờ đánh giá cụ thể từ cơ quan quản lý.

Khung giá năm 2026 và áp lực chuẩn hóa tiến độ

Bên cạnh bài toán giá chuyển tiếp, việc xây dựng khung giá phát điện năm 2026 cho các nhà máy năng lượng tái tạo mới là một quá trình độc lập. Quá trình này không đồng nghĩa với việc tự động chuyển đổi mức giá cho nhóm dự án chuyển tiếp cũ.

Nhà máy điện gió Thuận Nhiên Phong 1 - một trong số những dự án điện tái tạo chuyển tiếp. Ảnh: Hoàng Anh.

Theo diễn biến xử lý hồ sơ, ngày 15/10/2026, Tổng giám đốc EVN đã có văn bản báo cáo Hội đồng thành viên Tập đoàn để xin phép trình Bộ Công Thương kết quả tính toán khung giá phát điện năm 2026.

Đối với các chủ đầu tư, khung giá phát điện hằng năm (ở đây là giá điện gió và điện mặt trời) là tham số tài chính bắt buộc để làm việc với các tổ chức tín dụng và nhà cung cấp thiết bị, qua đó hoàn thiện phương án vốn và chốt điều kiện hợp đồng.

Trao đổi với TheLEADER, chủ đầu tư nắm giữ 3 dự án chờ tháo gỡ hậu thanh tra đánh giá, việc chậm trễ ban hành khung giá phát điện năm 2026 hiện là một trong những yếu tố quan trọng nhất ảnh hưởng tới quyết định của các ngân hàng và các đơn vị tài chính trong việc phê duyệt tín dụng và tài trợ vốn cho các dự án điện năng lượng tái tạo.

Chưa có giá phát điện, đồng nghĩa dự án chưa đóng phương án tài chính, không nhà băng/tổng thầu nào đồng ý ký hợp đồng với chủ đầu tư. Từ đây, việc dự án không thể dự kiến mốc hoàn thành triển khai là điều không thể tránh khỏi bởi không có nguồn tài chính tài trợ.

Những vướng mắc đan xen giữa cơ chế giá, khả năng thu xếp vốn và thủ tục pháp lý đã trực tiếp ảnh hưởng đến tiến độ triển khai thực tế của các nhà máy. Nhằm làm sạch dữ liệu quy hoạch và nắm bắt chính xác thực trạng, ngày 7/10/2026, Bộ Công thương ban hành Công văn hỏa tốc số 8134/BCT-DL yêu cầu UBND các tỉnh, thành phố rà soát, xác nhận và cam kết chi tiết mốc tiến độ đối với từng dự án nguồn điện trước ngày 12/10/2026.

Yêu cầu này được đưa ra sau khi cơ quan quản lý ghi nhận tình trạng một số địa phương như Tuyên Quang, Thanh Hóa hay Lâm Đồng báo cáo tiến độ chung chung theo giai đoạn quy hoạch mà chưa làm rõ thời điểm hoàn thành thủ tục đất đai, khởi công hay đóng điện.

Các tỉnh Lạng Sơn, Huế hay Đồng Nai cũng được lưu ý làm rõ tính khả thi của mốc vận hành do phụ thuộc vào hạ tầng liên quan, trong khi Sơn La chưa hoàn thành báo cáo đúng hạn. Theo công văn của Bộ Công thương, UBND cấp tỉnh phải chịu trách nhiệm về tính chính xác, đầy đủ và khả thi của các mốc thời gian cam kết, đồng thời đưa ra phương án xử lý cụ thể đối với các dự án có nguy cơ chậm tiến độ.

Thực tiễn này cho thấy tiến độ phát triển nguồn điện chịu chi phối bởi hệ thống các điều kiện phức tạp. Đối với nhóm chuyển tiếp, việc giải quyết các kiến nghị về cơ chế giá và hoàn thiện hồ sơ đầu tư là yếu tố quyết định để khơi thông dòng vốn.

Trong khi đó, với các dự án đang triển khai, sự minh bạch trong thủ tục pháp lý và năng lực phối hợp giữa địa phương, chủ đầu tư sẽ định hình khả năng hoàn thành mục tiêu theo kế hoạch điều chỉnh của Quy hoạch điện VIII.

Thái Bình