Các nước quản lý điện mặt trời tự dùng như thế nào?

Mô hình điện mặt trời tự sản, tự tiêu đang ngày càng đóng vai trò quan trọng trong quá trình chuyển dịch năng lượng.

Theo báo cáo của Chương trình Hợp tác Công nghệ Quang điện Quốc tế (IEA-PVPS) cho thấy, các nước đang quản lý điện mặt trời tự sản, tự tiêu theo một khung chung gồm ba lớp: cách bù trừ điện năng, các tham số kỹ thuật – thương mại đi kèm và những cơ chế mở rộng cho cộng đồng, ảo hóa và lưu trữ.

Cốt lõi của mọi mô hình là điện mặt trời sản xuất tại chỗ được ưu tiên dùng tại chỗ; phần dư mới đưa lên lưới và được thanh toán theo một quy tắc xác định trước.

Dựa trên khung này, có ba nhóm cơ chế chính. Thứ nhất là bù trừ theo sản lượng trong cùng khung thời gian, thường gọi là net-metering, cho phép cộng trừ điện mua – bán theo tháng hoặc năm; đây là mô hình khởi đầu ở nhiều thị trường, nhưng đang dần được thay thế ở các nước có tỷ trọng điện mặt trời cao vì không phản ánh đúng chi phí hệ thống theo thời gian. Thứ hai là net-billing, khi điện dư được định giá theo biểu giá bán buôn, đấu nối hoặc giá FIT/Premium, còn điện mua từ lưới vẫn trả theo biểu giá bán lẻ; cách làm này tách bạch giá trị điện tại các thời điểm khác nhau và khuyến khích tiêu thụ đồng thời. Thứ ba là tự tiêu “thời gian thực” với công tơ hai chiều và biểu giá theo thời gian sử dụng, trong đó điện dư được trả theo giá tức thời hoặc giá cố định ngắn hạn; mô hình này được nhiều cơ quan điều tiết coi là phù hợp khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng nhanh vì tạo tín hiệu đúng cho đầu tư lưu trữ và điều chỉnh phụ tải.

Bên cạnh cách bù trừ, IEA-PVPS đề xuất một bộ tham số chuẩn để so sánh chính sách giữa các nước. Tham số đầu tiên là giới hạn công suất hệ thống và đối tượng được tham gia: nhiều nơi chỉ cho phép hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ tới một ngưỡng nhất định, trong khi một số bang/quốc gia mở rộng lên hàng trăm kW tới vài MW tùy lưới khu vực. Tiếp theo là cơ chế định giá điện dư: có nơi áp dụng giá bán buôn theo giờ, có nơi trả theo biểu giá cố định, cũng có nơi duy trì FIT/Premium cho phần điện lên lưới nhằm giữ động lực đầu tư trong giai đoạn đầu. Một tham số quan trọng khác là cấu trúc phí lưới và phụ phí: nhiều cơ quan điều tiết bổ sung phí cố định hoặc phí công suất để bảo đảm người tự tiêu vẫn đóng góp chi phí hạ tầng, tránh chuyển gánh nặng sang khách hàng khác. Ngoài ra, yêu cầu đo đếm – từ công tơ hai chiều cơ bản đến công tơ thông minh đọc dữ liệu theo chu kỳ ngắn – quyết định khả năng áp dụng bù trừ theo thời gian thực, cũng như các kiểm soát kỹ thuật như giới hạn công suất phát ngược, điều chỉnh hệ số công suất hoặc cắt giảm trong tình huống quá tải cục bộ.

Khi quy mô tự tiêu tăng, nhiều nước bổ sung các cơ chế “mở rộng biên” để hài hòa lợi ích hệ thống. Cộng đồng năng lượng và tự tiêu tập thể cho phép nhiều điểm tiêu thụ cùng chia sẻ một nguồn điện mặt trời qua cơ chế phân bổ ảo, thường cần nền tảng đo đếm theo thời gian và quy tắc bù trừ minh bạch. Mô hình bù trừ ảo giữa nhiều địa điểm của cùng một chủ thể được sử dụng để tối ưu hóa khi cơ sở sản xuất – văn phòng nằm rải rác. Lưu trữ năng lượng, đặc biệt là pin, được khuyến khích qua thưởng đầu tư hoặc qua biểu giá dịch chuyển phụ tải, giúp nâng tỷ lệ tự tiêu và giảm công suất đỉnh trên lưới hạ áp. Ở những nơi tỷ trọng điện mặt trời đã cao, cơ quan điều tiết còn gắn chính sách tự tiêu với các dịch vụ phụ trợ như cắt đỉnh, điều tần, hoặc yêu cầu lắp đặt hạ tầng điều khiển đáp ứng lưới.

Bức tranh quốc tế vài năm gần đây cho thấy xu hướng chuyển dịch rõ rệt từ net-metering sang net-billing và thanh toán gần thời gian thực. Nhiều thị trường từng dựa vào bù trừ toàn phần theo tháng/năm đã, đang hoặc sẽ chuyển sang định giá điện dư theo giá bán buôn hoặc theo tín hiệu giờ cao – thấp điểm, nhằm phản ánh chi phí lưới và tạo khuyến khích đúng cho lưu trữ, quản lý phụ tải. Với cách thiết kế này, hộ và doanh nghiệp có động lực tiêu thụ điện mặt trời đúng lúc phát, hoặc lắp thêm pin để gia tăng tự dùng; trong khi hệ thống điện giảm áp lực giờ trưa và hạn chế “điện thừa” cục bộ. Những điều chỉnh đó cũng đi kèm yêu cầu đo đếm chi tiết hơn, chuẩn dữ liệu và nâng cấp lưới phân phối để giám sát dòng hai chiều.

Tại Tây Ban Nha, từ năm 2019, Chính phủ ban hành cơ chế cho phép hộ gia đình và doanh nghiệp bán phần điện dư thừa lên lưới. Chính sách này có ưu điểm vừa cải thiện hiệu quả kinh tế của các dự án, vừa thúc đẩy mạnh mẽ thị trường lắp đặt điện mặt trời trên mái nhà, nhất là khi kết hợp với hệ thống lưu trữ tại chỗ.

Ở Đức, điện mặt trời hộ gia đình từng phát triển mạnh nhờ cơ chế mua điện với giá ưu đãi cao trong giai đoạn đầu. Nhưng khi chi phí công nghệ giảm và tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng, chính phủ dần chuyển sang khuyến khích người dân tự sử dụng. Các hộ gia đình được hỗ trợ lắp pin lưu trữ để tận dụng tối đa lượng điện sản xuất tại chỗ, đồng thời giảm áp lực cho lưới điện vào giờ cao điểm.

Australia, quốc gia có tỷ lệ hộ gia đình lắp đặt điện mặt trời cao nhất thế giới, chiếm hơn 30% tổng số hộ. Theo báo cáo Snapshot of Global PV Markets 2025 của IEA-PVPS, thành công này đến từ việc ban đầu áp dụng cơ chế ưu đãi mua điện với giá cao, sau đó chuyển sang cơ chế thanh toán phần điện dư với giá thấp hơn nhiều so với giá bán lẻ. Chính sách này đã thúc đẩy hộ gia đình ưu tiên dùng điện tại chỗ thay vì chỉ dựa vào việc bán lại cho lưới.

Kinh nghiệm triển khai cho thấy ba bài học chính. Thứ nhất, lựa chọn phương thức bù trừ phải đi kèm lộ trình và truyền thông rõ ràng để bảo đảm tính dự đoán cho nhà đầu tư nhỏ lẻ; nhiều cơ quan điều tiết áp dụng thời kỳ quá độ, ví dụ “đóng băng” quyền lợi của các hệ thống đã lắp trong một số năm trước khi chuyển sang cơ chế mới. Thứ hai, cấu trúc phí lưới cần minh bạch và cân bằng: nếu phí biến đổi quá thấp, người tự tiêu ít động lực dùng điện đúng giờ; nếu phí cố định quá cao, hiệu quả đầu tư giảm mạnh. Phương án đang được áp dụng rộng rãi là kết hợp phí cố định hợp lý với biểu giá theo thời gian sử dụng, thậm chí theo giá thời gian thực ở những nơi đã có công tơ thông minh. Thứ ba, tự tiêu sẽ tạo giá trị lớn nhất khi gắn với số hóa và phản ứng phụ tải: hộ gia đình, thương mại và khu công nghiệp có thể dùng bộ điều khiển, phần mềm quản lý năng lượng và lưu trữ để “đồng bộ” sản xuất – tiêu thụ, từ đó giảm mua điện đắt giờ cao điểm, tăng hệ số tự dùng mà không gây quá tải cục bộ.

Với các nước đang thiết kế chính sách, tài liệu phương pháp của IEA-PVPS gợi ý quy trình đánh giá theo từng tham số để điều chỉnh phù hợp điều kiện lưới và mục tiêu quốc gia. Bước đầu là phân khúc người tham gia theo công suất, loại phụ tải và đặc tính tiêu thụ; bước tiếp là chọn cơ chế bù trừ phù hợp với mức độ thâm nhập điện mặt trời, dự kiến lộ trình chuyển đổi khi tỷ trọng tăng; sau đó là định hình cấu trúc phí lưới và phụ phí để thu hồi chi phí hạ tầng công bằng; cuối cùng là chuẩn hóa đo đếm, dữ liệu và các yêu cầu kỹ thuật tối thiểu. Việc lồng ghép mục tiêu trung hòa carbon, an ninh cung ứng và bảo vệ người tiêu dùng cũng được coi là điều kiện tiên quyết: các ưu đãi trực tiếp (thưởng đầu tư, tín dụng thuế) nên có mục tiêu rõ ràng, thời hạn và mức trần; còn ưu đãi gián tiếp qua bù trừ cần cập nhật định kỳ theo chi phí hệ thống và tiến bộ công nghệ.

Việt Nam đã ghi nhận bước chuyển quan trọng trong Luật Điện lực sửa đổi 2024 và các nghị định hướng dẫn, trong đó có quy định về mua bán điện trực tiếp giữa nhà sản xuất và khách hàng lớn. Với quy mô hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ, cơ chế đang hướng tới cho phép tự tiêu tại chỗ và bán phần dư cho lưới theo biểu giá xác định. Một số phương án giá tham chiếu đã được đề xuất ở mức thấp, phản ánh xu hướng net-billing thay vì bù trừ toàn phần. Đồng thời, các dự thảo chính sách nhấn mạnh yêu cầu công tơ hai chiều, xác định công suất tối đa phù hợp lưới phân phối, cũng như khả năng tính đến phí dịch vụ lưới để bảo đảm công bằng cho toàn hệ thống.

Bộ Công Thương cũng đang xây dựng cơ chế khuyến khích lắp đặt kèm hệ thống lưu trữ, nhằm tăng tỷ lệ tự tiêu và giảm áp lực phát ngược giờ cao điểm trưa. Hướng đi này tương thích với khuyến nghị của IEA-PVPS về quản lý TSTT trong bối cảnh tỷ trọng điện mặt trời ngày càng lớn.

So với các quốc gia kể trên, Việt Nam đang ở giai đoạn quá độ giữa khuyến khích lắp đặt ban đầu và xây dựng cơ chế bền vững. Việc hướng tới định giá điện dư thay vì bù trừ toàn phần là phù hợp với xu thế quốc tế. Các nước tiên phong như Tây Ban Nha hay California đều cho thấy net-billing kết hợp biểu giá theo giờ giúp giảm áp lực cho lưới và khuyến khích đầu tư lưu trữ. Đức, Nhật Bản và Úc cũng đang tiến hành điều chỉnh phí lưới và hỗ trợ công nghệ đi kèm để duy trì cân bằng lợi ích.

Điều cần thiết trong thời gian tới là ban hành lộ trình minh bạch, xác lập biểu giá hợp lý và có cơ chế hỗ trợ lưu trữ cũng như cộng đồng năng lượng. Khi làm được điều đó, Việt Nam không chỉ duy trì sức hút đầu tư cho điện mặt trời mái nhà mà còn bảo đảm sự ổn định, công bằng và bền vững cho hệ thống điện quốc gia.

Duy Khánh