PHÁT TRIỂN NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO TRONG CẢI CÁCH THỊ TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH: KINH NGHIỆM CHLB ĐỨC VÀ MỘT SỐ KIẾN NGHỊ

VIỆN NGHIÊN CỨU QUẢN LÝ KINH TẾ TRUNG ƯƠNG
TRUNG TÂM THÔNG TIN – TƯ LIỆU
------------------------------------------------------

PHÁT TRIỂN NGUỒN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO TRONG CẢI CÁCH THỊ
TRƯỜNG ĐIỆN CẠNH TRANH: KINH NGHIỆM CHLB ĐỨC VÀ MỘT SỐ
KIẾN NGHỊ
Phạm Đức Trung
Trưởng ban, Ban Nghiên cứu chính sách phát triển doanh nghiệp
Viện Nghiên cứu quản lý kinh tế Trung ương

I. Kinh nghiệm phát triển năng lượng tái tạo của CHLB Đức
1. Tình hình chung
Tính đến năm 2015, tổng công suất đặt của hệ thống điện Đức là 199,2 GW (1 GW
=1.000 MW), trong đó gồm 94 GW điện tái tạo (mặt trời 39 GW và gió 41 GW).
Tổng điện năng sản xuất năm 2015 khoảng 647,1 TWh (1 TWh = 1 tỷ kWh), trong
đó điện tái tạo khoảng 30%. Tỷ trọng điện tái tạo của Đức đã tăng gần gấp đôi trong
vòng 5 năm 2010-2015.
Đức đặt mục tiêu tỷ lệ điện năng lượng tái tạo trong đáp ứng tiêu thụ điện sẽ đạt
40%-45% vào năm 2025, 55%-60% năm 2035 và ít nhất 80% vào năm 2050 theo
quy định của Luật các nguồn năng lượng tái tạo sửa đổi năm 2014 (Luật EEG 2014).
Cơ cấu sản xuất điện của Đức giai đoạn 2010-2015
2010

2011

2012

2013

2014

2015

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

Tổng

633,1 100

613,1 100

630,2 100

632,1 100

627,8 100

647,1 100

Than non

145,9 23

150,1 24,5 160,7 25,5 160,9 25,5 155,8 24,8 155,0 24,0

Than đá

117

Hạt nhân

140,6 22,2 108

17,6 99,5

15,8 97,3

15,4 97,1

15,5 91,5

14,1

Khí

89,3

14,1 86,1

14

76,4

12,1 67,4

10,7 61,1

9,7

57,0

8,8

Dầu

8,7

1,4

7,2

1,2

7,6

1,2

7,2

1,1

5,7

1,0

5,5

0,8

Điện gió

37,8

6

48,9

8

50,7

8

51,7

8,2

57,4

9,1

86,0

13,3

Thủy điện

21

3,3

17,7

2,9

22,1

3,5

21

3,3

19,6

3,1

19,5

3,0

Sinh khối

29,6

4,7

32,8

5,3

39,7

6,3

42,2

6,7

43,3

6,9

44,3

6,8

Mặt trời

11,7

1,8

19,6

3,2

26,4

4,2

31

4,9

36,1

5,8

38,5

5,9

Rác thải

4,7

0,7

4,8

0,8

5

0,8

5,4

0,9

6,1

1,0

5,7

0,8

Nguồn điện

18,5 112,4 18,3 116,4 18,5 121,7 19,3 118,6 18,9 118,0 18,2

1


2010

2011

2012

2013

2014

2015

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

TWh %

Khác

26,8

25,6

25,7

26,2

21,2

26,1

Tái tạo

104,8 16,6 123,8 20,2 143,8 22,8 151,4 24

Nguồn điện

4,2

4,2

4,1

4

3,4

4,0

162,5 25,9 194,0 30,0

Nguồn: BMWi, 2016

2. Chính sách hỗ trợ phát triển điện tái tạo của Đức
(1) Các chương trình hỗ trợ điện gió:
Các chính sách phát triển điện tái tạo tại Đức được khởi động ở cấp liên bang vào
năm 1989 với “Chương trình 100 MW điện gió” được khởi xướng và mở rộng thành

Chương trình 250 MW năm 1991. Chương trình này cung cấp các khoản tài trợ
không hoàn lại (grant) cho các dự án lắp đặt và vận hành một số tua bin gió. Các
khoản tài trợ không hoàn lại cuối cùng được thông qua năm 1996 cho các tua-bin gió
vận hành trước giữa năm 1998.
“Chương trình đo lường và đánh giá khoa học” (WMEP) là một cấu phần của cơ chế
này. Theo đó, tất cả các tua bin gió nhận tài trợ từ cơ chế này sẽ được theo dõi trong
vòng 10 năm. Mỗi dự án được tài trợ khoảng 102 Euro/kW, nhưng chỉ tối đa 51.300
Euro/MW đối với các thiết bị có công suất lớn hơn 1 MW. Chương trình đồng thời
trợ giá khoảng 3,1 tới 4,1 Euro cent/kWh cho mỗi kWh phát lên lưới điện (áp dụng
tới 1991). Chương trình này đã khuyến khích đầu tư 1560 tua bin điện gió với tổng
công suất đặt 362 MW (IEA).
(2) Luật và chiến lược
 Luật điện tái tạo nối lưới (Stromeinspeisungsgesetz): được ban hành năm 1991,
sau đó được thay thế bằng Luật các nguồn năng lượng tái tạo năm 2000 (EEG
2000). Luật EEG 2000 sau đó tiếp tục được sửa đổi, bổ sung năm 2014 (EEG
2014) và năm 2016 (EEG 2017) có hiệu lực từ 2017.
 Luật điện tái tạo nối lưới năm 1991 áp dụng cho các nguồn điện tái tạo dưới 5
MW đảm bảo quyền nối lưới của các nguồn điện này, đồng thời bắt buộc các công
ty điện lực trả cho các nhà máy điện tái tạo với giá ưu đãi (Feed-in tariffs). Chi
phí thanh toán cho điện tái tạo được đơn vị vận hành lưới điện thu từ các đơn vị
cung cấp điện và khách hàng sử dụng theo giá điện bình quân.
 Luật các nguồn năng lượng tái tạo năm 2000 (EEG 2000): Luật EEG 2000 thay
thế Luật điện tái tạo nối lưới năm 1991 đặt ra mục tiêu tăng gấp đôi thị phần điện
năng lượng tái tạo vào năm 2010; chuyển nghĩa vụ mua điện tái tạo từ các công ty
điện lực sang các đơn vị vận hành lưới điện (grid operators). Biểu giá FiT được
xác định cho từng loại công nghệ dựa trên chi phí phát điện thực tế. Đối với mỗi
nhà máy sẽ được giữ mức giá cố định trong 20 năm, riêng điện gió được trả cho
một sản lượng điện tổng cố định, trên ngưỡng này mức giá sẽ giảm đi. Nhà máy
điện tái tạo phải trả phí đấu nối vào lưới điện. Các đơn vị cung cấp điện (bán lẻ
2

điện) phải có nghĩa vụ mua điện tái tạo với tỷ lệ như nhau. Các chi phí trả cho
điện tái tạo sẽ được phân bổ cho các đơn vị cung cấp điện tỷ lệ thuận với sản
lượng điện tái tạo phải mua của mỗi đơn vị, nghĩa là chi phí mua điện trên từng
kWh điện tái tạo của các đơn vị cung cấp điện là như nhau. Cơ chế này của Đức
không đòi hỏi phải lấy tiền ngân sách nhà nước để trợ giá, tất cả thu từ khách
hàng thông qua các đơn vị cung cấp điện.
 Luật các nguồn năng lượng tái tạo sửa đổi 2014 (EEG 2014): đặt các mục tiêu tỷ
lệ điện năng lượng tái tạo đáp ứng tiêu thụ điện sẽ đạt 40%-45% vào năm 2025,
55%-60% năm 2035 và ít nhất 80% vào năm 2050 và các hành lang (khung) phát
triển năng lượng tái tạo, cụ thể: lắp đặt mới các nguồn điện gió trên bờ khoảng
2500 MW/năm, điện gió ngoài khơi khoảng 800 MW/năm; điện pin mặt trời 2500
MW/năm, sinh khối 100 MW/năm. Việc giám sát và theo dõi mục tiêu này được
giao cho Cơ quan mạng lưới liên bang (Federal Network Agency) đảm nhiệm. Để
tích hợp tốt hơn các nguồn điện tái tạo vào thị trường, các đơn vị vận hành các
nhà máy năng lượng tái tạo có nghĩa vụ phải bán điện trực tiếp (direct marketing)
một cách độc lập hoặc thông qua một đơn vị trung gian. Luật EEG quy định hai
cách bán điện trực tiếp đối với các nguồn năng lượng tái tạo: bán trực tiếp để nhận
được giá thị trường phụ trội (market premium) (trợ giá) hoặc bán trực tiếp nhưng
không nhận trợ giá (subsidy) (bán trực tiếp khác). Cơ chế FiT tiếp tục được áp
dụng không hạn chế đối với các nguồn điện tái tạo nhỏ (dưới 500 kW). Luật cũng
đưa ra định hướng dịch chuyển sang áp dụng cơ chế đầu thầu (tendering/auction)
thay cho các cơ chế FiT nhằm phát triển năng lượng theo hướng thị trường và
hiệu quả hơn:
 Giá thị trường phụ trội (Market Premium): các nguồn điện năng lượng tái tạo
bán trực tiếp lên thị trường được đơn vị vận hành lưới điện thanh toán khoản
phụ trội trên giá thị trường. Giá thị trường phụ trội (MP) là chênh lệch giữa giá
trị áp dụng (AW) và giá thị trường hàng tháng (MW) của các loại công nghệ
điện tái tạo (MP=AW-MW, nếu hiệu âm thì MP tính bằng 0). Giá trị áp dụng

(AW) là giá cơ sở được quy định trong luật EEG 2014 cho từng loại công nghệ
và từng quy mô công suất cùng với lộ trình suy giảm cụ thể theo thời gian. Giá
trị thị trường hàng tháng (MW) của loại công nghệ năng lượng tái tạo được xác
định hàng tháng bằng cách tham chiếu đến giá thị trường hợp đồng bình quân
hàng giờ của vùng tính giá Đức/Áo trong thị trường giao ngay Châu Âu EPEX
Spot - sàn giao dịch điện năng có trụ sở tại Paris do liên doanh giữa Pháp và
Đức thành lập và sản lượng phát thực tế từng giờ trong tháng của loại công
nghệ năng lượng tái tạo, từ đó xác định giá bình quân cả tháng để có được giá
trị thị trường hàng tháng được tính toán hàng tháng và có điều chỉnh theo giá
trị thị trường (MW) hàng tháng cho từng loại công nghệ điện tái tạo. Cơ chế
này không áp dụng đối với các nguồn điện năng lượng tái tạo có công suất từ
500 kW trở xuống đi vào vận hành trước ngày 01/01/2016 và các nguồn không
lớn hơn 100 kW đi vào vận hành sau 31/12/2015.
 Cơ chế giá FiT (Feed-in Tariff): được áp dụng cho các nguồn năng lượng tái
tạo phát điện lên lưới điện có công suất đặt tối đa 500 kW vận hành trước ngày
3


01/01/2016 và các nguồn có công suất tối đa 100kW vận hành sau ngày
31/12/2015. Đơn vị vận hành lưới điện có trách nhiệm thanh toán cho các
nguồn năng lượng tái tạo này, các chi phí sẽ được phân bổ cho các đơn vị tự
cung cấp điện và khách hàng sử dụng điện cuối cùng. Giá FiT cũng được quy
định suy giảm theo thời gian, nghĩa là giá FiT cho các dự án mới sẽ giảm so
với các dự án trước đó. Sự suy giảm có chủ đích này nhằm khuyến khích cải
tiến công nghệ và đảm bảo chi phí năng lượng tái tạo ngày càng hợp lý. Các
đối tượng áp dụng cơ chế FiT có thể lựa chọn áp dụng cơ chế giá phụ trội
(market premium).
 Cơ chế đầu thầu (Tendering): Từ năm 2017, các dự án điện năng lượng tái tạo
sẽ được hỗ trợ tài chính được xác định thông qua cơ chế đầu thầu cạnh tranh
(tendering). Cơ chế đấu thầu là một cơ chế thực hiện theo một quy trình khách

quan, minh bạch, không phân biệt đối xử và cạnh tranh để xác định mức hỗ trợ
tài chính. Cơ quan mạng lưới liên bang là cơ quan chịu trách nhiệm quảng cáo,
kêu gọi và tiến hành đấu thầu cạnh tranh.
 Pháp lệnh về đấu thầu cạnh tranh các dự án điện pin mặt trời mặt đất (2015): Pháp
lệnh này được ra nhằm thí điểm cơ chế đấu thầu cạnh tranh sẽ chính thức áp dụng
từ 01/01/2017 theo quy định của Luật EEG 2014. Cơ chế đấu thầu cạnh tranh
được áp dụng thí điểm đối với các dự án điện mặt trời có công suất không lớn hơn
10 MW và không nhỏ hơn 100 kW. Trong giai đoạn 2015-2017, dự kiến mỗi năm
sẽ thực hiện 3 cuộc đấu thầu. Tổng công suất đấu thầu dự kiến là 500 MW (năm
2015), 400 MW (2016) và 300 MW (2017). Mỗi cuộc đấu thầu sẽ có trần giá chào
(được lấy bằng giá trị của biểu giá FiT áp dụng cho hệ thống điện mặt trời trên
mái nhà có công suất trên 40 kW và nhỏ hơn 1 MW). Các bản chào sẽ chào công
suất (kW) và giá điện năng (Euro cent/kWh). Các đơn vị tham gia đấu thầu phải
đặt cọc 4 EUR/kW trước khi tham gia đấu thầu, đơn vị thắng thầu sẽ phải đóng
tiếp 50 EUR/kW trong vòng 10 ngày làm việc tính từ ngày thông báo thắng thầu.
Đơn vị thắng thầu sẽ đầu tư và doanh thu được tính theo kWh phát lên lưới với
giá thanh toán đúng bằng giá thắng thầu (không tính theo công suất).
 Luật Các nguồn năng lượng tái tạo: Được sửa đổi tháng 7 năm 2016 và sẽ có hiệu
lực từ 01/01/2017, gọi tắt là EEG 2017. Từ năm 2017, Đức sẽ chuyển đổi cơ chế
giá hỗ trợ phát triển năng lượng tái tạo từ mức giá cố định do Chính phủ quy định
sang cơ chế giá được xác định thông qua đấu thầu cạnh tranh. Đấu thầu cạnh tranh
sẽ áp dụng đối với các dự án điện gió trên bờ, ngoài khơi, điện pin mặt trời và
điện sinh khối. Cơ chế đấu thầu áp dụng cho các dự án có công suất trên 750kW
(riêng điện sinh khối trên 150kW). Dự kiến cơ chế đầu thầu sẽ chiếm 80% công
suất điện năng lượng tái đầu tư xây dựng mới. Giá FiT được xác định qua cơ chế
đấu thầu sẽ áp dụng cho các đơn vị thắng thầu trong thời hạn 20 năm. Các dự án
trúng thầu có thể được phép trì hoãn tối đa 2 năm để đưa vào vận hành (BMWi,
2016a).
 Thị trường điện 2.0 (Electricity Market 2.0): Tháng 6 năm 2016, Quốc hội liên
bang Đức (Bundestag) đã thông qua Luật phát triển hơn nữa thị trường điện (the

4


Act on the Further Development of the Electricity Market) quyết định các đặc
điểm thiết kế một thị trường điện mới - thị trường điện 2.0 - thiết kế thị trường
điện phù hợp cho năng lượng tái tạo với tỷ trọng ngày càng tăng của điện gió và
điện mặt trời (các nguồn điện phụ thuộc rất nhiều vào điều kiện thời tiết). Luật thị
trường điện đặt ra quy định cho sự cạnh tranh giữa các nguồn điện có công nghệ
điều chỉnh cung, cầu và lưu trữ điện năng. Thị trường điện Đức được xác định tự
do hóa và hội nhập sâu vào thị trường điện chung Châu Âu. Với việc áp dụng cơ
chế định giá tự do trên thị trường bán buôn, giá thị trường sẽ tạo tín hiệu đảm bảo
thu hút đầu tư đủ công suất mới. Tổng công suất đặt sẽ duy trì ở mức đáp ứng nhu
cầu của khách hàng - không nhiều hơn, cũng không thấp hơn. Luật thị trường điện
mới cũng đặt mục tiêu chấm dứt hoạt động của các nhà máy điện chạy than non
hiện chiếm tỷ trọng 13% tổng công suất đặt của hệ thống.
* Tóm tắt kinh nghiệm của Đức:
 Cơ chế giá ưu đãi cố định Feed-in Tariff là cơ chế hỗ trợ chính được áp dụng
hơn 25 năm qua đã có tác dụng rất lớn trong việc khuyến khích phát triển năng
lượng tái tạo ở Đức. Cơ chế FiT của Đức được suy giảm dần theo thời gian
nhằm gia tăng áp lực cải tiến công nghệ và giảm giá thành sản xuất năng lượng
tái tạo để cung cấp điện một cách bền vững và hiệu quả cho khách hàng tiêu
thụ. Tuy nhiên, với sự trưởng thành của các công nghệ năng lượng tái tạo, giá
thành liên tục giảm, cơ chế FiT tiếp tục duy trì có thể dẫn đến chi trả quá mức
cần thiết và không hiệu quả.
 Từ năm 2015, Đức đã tiến hành thí điểm cơ chế đầu thầu cạnh tranh để đạt
được giá năng lượng tái tạo hiệu quả nhất. Cơ chế này sẽ chính thức thay thế
cơ chế FiT cố định được xác định bởi Chính phủ sang cơ chế giá FiT được xác
định thông qua đấu thầu cạnh tranh khách quan, bình đẳng và minh bạch từ
năm 2017. Dự kiến 80% tổng công suất đặt của các nguồn năng lượng tái tạo
mới trong tương lai sẽ được thực hiện thông qua cơ chế này. Với thị phần của

các nguồn năng lượng tái tạo ngày càng tăng, đặc biệt là các nguồn điện gió và
mặt trời với đặc tính phụ thuộc vào thời tiết, sản lượng biến động, không liên
tục, việc tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo vào hệ thống điện và thị trường
điện đã được xác định thông qua Luật các nguồn năng lượng tái tạo sửa đổi
năm 2014 (EEG 2014) đưa ra cơ chế giá thị trường phụ trội trên giá thị trường
bán buôn điện và ưu tiên đấu nối, nâng cấp, mở rộng lưới cho tích hợp các
nguồn điện tái tạo và Luật thị trường điện mới (thị trường điện 2.0) thay đổi
thiết kế cho phép tạo ra sự cạnh tranh giữa các loại hình công nghệ phát điện
và tiêu thụ điện linh hoạt với cơ chế định giá tự do nhằm tạo tín hiệu giá thị
trường cho đầu tư đủ nguồn và bền vững.
II. Thực tiễn Việt Nam
1. Các cơ chế chính sách hiện hành
- Luật Điện lực: được Quốc hội thông qua năm 2004 và có hiệu lực từ tháng 7 năm
2005 (được sửa đổi bổ sung năm 2012) đưa ra chính sách phát triển điện lực trong đó
xác định phát triển điện lực bền vững; xây dựng và phát triển thị trường điện lực theo
5


nguyên tắc công khai, bình đẳng, cạnh tranh lành mạnh, có sự điều tiết của Nhà nước
để nâng cao hiệu quả trong hoạt động điện lực; bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp
của các đơn vị điện lực và khách hàng sử dụng điện; thu hút mọi thành phần kinh tế
tham gia hoạt động phát điện, phân phối điện, bán buôn điện, bán lẻ điện. Đẩy mạnh
việc khai thác và sử dụng các nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo để phát điện.
Các dự án đầu tư phát triển nhà máy phát điện sử dụng các nguồn năng lượng mới và
năng lượng tái tạo được hưởng ưu đãi về đầu tư, giá điện và thuế. Chính sách giá
điện phải tạo điều kiện cho các thành phần kinh tế đầu tư phát triển điện lực có lợi
nhuận hợp lý, tiết kiệm tài nguyên năng lượng, sử dụng các dạng năng lượng mới,
năng lượng tái tạo không gây ô nhiễm môi trường trong hoạt động điện lực. Khuyến
khích tổ chức, cá nhân đầu tư xây dựng lưới điện hoặc các trạm phát điện sử dụng
năng lượng tại chỗ, năng lượng mới, năng lượng tái tạo để cung cấp điện cho vùng

nông thôn, miền núi, hải đảo.
- Luật bảo vệ môi trường: Phát triển năng lượng tái tạo được quy định tại Điều 43
của Luật này là năng lượng được khai thác từ nước, gió, ánh sáng mặt trời, địa nhiệt,
sóng biển, nhiên liệu sinh học và các nguồn tài nguyên năng lượng có khả năng tái
tạo khác. Nhà nước có chính sách khuyến khích thu hồi năng lượng từ chất thải (Điều
45). Quỹ bảo vệ môi trường là tổ chức tài chính được thành lập để hỗ trợ hoạt động
bảo vệ môi trường, trong đó có các hoạt động sản xuất năng lượng tái tạo (Điều 149).
Các hoạt động sản xuất, kinh doanh sản phẩm thân thiện với môi trường (gồm năng
lượng tái tạo) được hưởng các ưu đãi, hỗ trợ.
- Luật đầu tư 2014: quy định sản xuất năng lượng mới, năng lượng sạch, năng lượng
tái tạo (điểm b Khoản 1 Điều 16) thuộc nhóm ngành, nghề ưu đãi đầu tư.
- Chiến lược tăng trưởng xanh: Đưa ra giải pháp chung là xây dựng và thực hiện cơ
chế, chính sách tài chính, công nghệ nhằm hỗ trợ nghiên cứu áp dụng công nghệ tiên
tiến, phù hợp để khai thác và sử dụng tối đa tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo
trong và ngoài lưới điện quốc gia.
- Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo (2015): đặt ra các mục tiêu về tỷ lệ năng
lượng tái tạo trong cơ cấu năng lượng, sản lượng và tỷ lệ sản lượng từ các nguồn điện
tái tạo ưu tiên phát triển như thủy điện, điện mặt trời, điện gió và điện sinh khối đến
năm 2050. Các cơ chế chính sách phát triển năng lượng tái tạo được đưa ra trong
chiến lược này gồm: 1) hình thành thị trường về năng lượng tái tạo; 2) chính sách giá
điện và đảm bảo đầu tư; 3) nghĩa vụ phát triển và sử dụng điện tái tạo đối với các đơn
vị phát điện và đơn vị phân phối theo tiêu chuẩn tỷ lệ điện năng tái tạo (RPSRenewable Portfolio Standard); 4) cơ chế thanh toán bù trừ (net metering); 5) các ưu
đãi về tín dụng đầu tư, thuế, đất đai, nghiên cứu khoa học và công nghệ; 6) chính
sách bảo vệ môi trường: thu phí môi trường áp dụng đối với các tổ chức, cá nhân sử
dụng nhiên liệu hóa thạch, một phần phí môi trường được sử dụng cho khuyến khích
phát triển và sử dụng năng lượng tái tạo thông qua Quỹ phát triển năng lượng bền
vững được thành lập mới.
- Quy hoạch phát triển điện lực (2016): đặt mục tiêu tỷ lệ điện sản xuất từ năng
lượng tái tạo (không kể các thủy điện lớn, vừa và thủy điện tích năng) sẽ chiếm 7%
6

vào năm 2020 và 10% vào năm 2030. Công suất điện gió sẽ tăng từ 140 MW hiện
nay lên 800 MW (2020), 2000 MW (2025) và 6000 MW (2030). Điện mặt trời sẽ
tăng từ mức gần như không đáng kể lên 850 MW (2020), 4000 MW (2025) và 12000
MW (2030). Thủy điện sẽ tăng từ khoảng 17000 MW hiện nay lên 21600 MW
(2020), 24600 MW (2025) và 27800 MW (2030).
- Cơ chế giá (Feed-in Tariff, Avoided-Cost):
Cơ chế giá là cơ chế chính của Việt Nam hiện nay trong việc khuyến khích phát triển
năng lượng tái tạo. Đối với các nguồn điện tái tạo nối lưới như thủy điện nhỏ, điện
gió, điện sinh khối và mặt trời, phương pháp chủ yếu là áp dụng Feed-in Tariff (FiT)
tức là mỗi cứ mỗi kWh bơm vào lưới điện, đơn vị đầu tư điện tái tạo sẽ được nhận
một mức giá cố định hoặc được điều chỉnh theo phương pháp rõ ràng bởi cơ quan có
thẩm quyền. Đối với các dự án điện năng lượng tái tạo không nối lưới điện, chủ đầu
tư xây dựng đề án giá điện và xác định tổng mức hỗ trợ từ ngân sách nhà nước trình
Bộ Công Thương thẩm định, báo cáo Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
+ Giá Feed-in Tariff (FiT): mức giá tính trên từng kWh giờ phát vào lưới điện được
thiết kế cho từng loại công nghệ và quy mô dự án và thường được giữ cố định trong
một thời hạn nhất định (thường dài hạn). Cơ chế FiT hiện đang được áp dụng cho các
nguồn điện nối lưới như điện gió và đang được đề xuất áp dụng cho điện mặt trời nối
lưới.
Cơ chế giá FiT áp dụng cho điện gió nối lưới: được quy định tại Quyết định số
37/2011/QĐ-TTg ngày 29 tháng 06 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ. Theo đó,
giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 1.614 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị
gia tăng, tương đương 7,8 UScents/kWh). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến
động của tỷ giá đồng/USD. Ngoài ra, Nhà nước hỗ trợ giá điện cho Bên mua điện đối
với toàn bộ sản lượng điện mua từ các nhà máy điện gió là 207 đồng/kWh (tương
đương 1,0 UScents/kWh) thông qua Quỹ bảo vệ môi trường Việt Nam. Thời hạn áp
dụng giá trên đối với mỗi dự án điện gió theo quyết định này là 20 năm. Việc đề
xuất, hiệu chỉnh (nếu có) mức giá mua điện tại điểm giao nhận và mức hỗ trợ giá

điện cho các dự án điện gió mới trong tương lai phải theo nguyên tắc giảm dần, tiến
tới xóa bỏ trợ giá khi giá bán điện thực hiện theo giá thị trường.
Cơ chế giá FiT cho điện rác thải: Điện sản xuất từ các chất thải rắn từ việc đốt trực
tiếp hoặc đốt khí thu gom từ các bãi chôn lấp chất thải rắn, được khuyến khích phát
triển chủ yếu thông qua cơ chế giá FiT với biểu giá (chưa gồm thuế giá trị gia tăng)
áp dụng cho các nhà máy điện đốt trực tiếp chất thải rắn là 10,05 UScent/kWh (tương
đương 2.114 đ/kWh) và đối với các nhà máy điện đốt khí thu gom từ bãi chôn lấp
chất thải rắn là 7,28 UScent/kWh (tương đương 1.532 đ/kWh) đối với toàn bộ sản
lượng phát lên hệ thống điện quốc gia đo đếm tại điểm giao nhận với bên mua điện
(EVN hoặc đơn vị thành viên trực thuộc). Giá trên được điều chỉnh theo biến động tỷ
giá đô la Mỹ và đồng Việt Nam. Thời hạn áp dụng biểu giá đối với mỗi dự án là 20
năm tính từ ngày vận hành thương mại (theo quy định của Quyết định số
31/2014/QĐ-TTg ngày 05 tháng 5 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ
trợ phát triển các dự án phát điện sử dụng chất thải rắn tại Việt Nam).
7


+ Cơ chế biểu giá chi phí tránh được (Avoided-cost tariff - AVCT):
Giá chi phí tránh được cho thủy điện: Theo Thông tư số 32/2014/TT-BCT của Bộ
Công Thương, thủy điện nhỏ không phải tham gia thị trường điện và được hưởng ưu
đãi theo cơ chế chi phí tránh được. Tuy nhiên, nếu đấu nối vào lưới điện cấp điện áp
từ 110 kV trở lên, thủy điện nhỏ vẫn có quyền tham gia thị trường điện. Khi tham gia
thị trường điện, thì thủy điện nhỏ phải từ bỏ các quyền lợi từ cơ chế giá chi phí tránh
được và không được quay trở lại cơ chế này. Cơ chế mua bán điện được thực hiện
theo hợp đồng mẫu do Bộ Công Thương ban hành. Thời hạn của hợp đồng mua bán
điện của các nhà máy thủy điện nhỏ và bên mua điện là 20 năm từ ngày nhà máy vận
hành thương mại. Giá hợp đồng theo biểu giá chi phí tránh được cho thủy điện do Bộ
Công Thương phê duyệt, Cục Điều tiết điện lực công bố hàng năm.
- Biểu giá chi phí tránh được cho điện sinh khối: Các dự án điện sinh khối – các
dự án điện được sản xuất từ các nguồn năng lượng sinh khối như các phế phụ phẩm,

phế thải trong sản xuất nông nghiệp, chế biến nông lâm sản và loại cây trồng khác có
thể sử dụng làm nhiên liệu cho sản xuất điện – được hưởng cơ chế giá chi phí tránh
được (AVCT) được tính trên cơ sở chi phí tránh được của hệ thống điện quốc là chi
phí sản xuất một (01) kWh của tổ máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu trong hệ
thống điện quốc gia, chi phí này có thể tránh được nếu hệ thống mua điện từ một nhà
máy điện sử dụng năng lượng sinh khối thay thế. Giá bán điện của các dự án đồng
phát nhiệt-điện (CHP – Combined Heat and Power) sử dụng năng lượng sinh khối tại
điểm giao nhận là 5,8 UScent/kWh (tương đương 1.220 đ/kWh). Đối với các dự án
điện (không phải CHP), giá bán điện theo biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho
điện sinh khối do Bộ Công Thương ban hành hàng năm. Giá bán điện sinh khối được
điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ và đồng Việt Nam. Thời hạn hợp đồng là
20 năm giữa bên bán (chủ đầu tư dự án) và EVN hoặc đơn vị được ủy quyền (bên
mua) (Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 3 năm 2014) của Thủ tướng
Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam). Biểu
giá chi phí tránh được áp dụng cho điện sinh khối năm 2016 tính cho từng miền (Bắc,
Trung, Nam) lần lượt là: 1.644 đ/kWh (7,5551 UScent/kWh), 1.642 đ/kWh (7,3458
UScent/kWh) và 1.673 đ/kWh (7,4846 UScent/kWh). Biểu giá này chưa bao gồm
thuế giá trị gia tăng (Quyết định 942/QĐ-BCT ngày 11 tháng 3 năm 2016 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương).
- Cơ chế trợ giá: Ở Việt Nam, Chính phủ áp dụng cơ chế trợ giá trực tiếp lấy từ Quỹ
bảo vệ môi trường cho năng lượng sạch. Cụ thể, cơ chế này hiện chỉ áp dụng đối với
điện gió. Đối tượng được trợ giá là Bên mua điện từ các dự án điện gió, tức là Tập
đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị được ủy quyền. Mức trợ giá cho điện gió là 207
đồng/kWh. Theo Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015, dự kiến thành lập
một Quỹ phát triển năng lượng bền vững để bù đắp chi phí phát sinh của các đơn vị
điện lực do đầu tư các hệ thống điện độc lập sử dụng năng lượng tái tạo (không nối
vào hệ thống điện quốc gia) và đầu tư lưới điện để đấu nối các nguồn điện tái tạo vào
lưới điện cũng như hỗ trợ các hoạt động nghiên cứu khoa học và công nghệ trong
lĩnh vực này.
8

- Ưu đãi về đầu tư: Sản xuất năng lượng tái tạo, năng lượng sạch, năng lượng từ
việc tiêu hủy chất thải được xếp vào các ngành, nghề đặc biệt ưu đãi đầu tư theo quy
định của Nghị định số 118/2015/NĐ-CP của Chính phủ và là lĩnh vực bảo vệ môi
trường được ưu đãi, hỗ trợ theo Nghị định 19/2015/NĐ-CP. Theo đó có ưu đãi về đất
đai, vốn, tín dụng, thuế.
- Tiêu chuẩn tỷ lệ năng lượng tái tạo (RPS-Renewable Portfolio Standard): Quyết
định số 2068/QĐ-TTg quy định trách nhiệm phải đáp ứng nghĩa vụ năng lượng tái
tạo hay tỷ lệ điện sản xuất hoặc tiêu thụ năng lượng tái tạo đối với các tổ chức, cá
nhân hoạt động trong lĩnh vực điện lực (đơn vị phát điện và phân phối điện).
- Nghĩa vụ năng lượng tái tạo (RO - Renewable Obligation): quy định nghĩa vụ
bắt buộc mua hoặc sản xuất năng lượng tái tạo. Cơ chế này hiện tại đang được áp
dụng đối với hầu hết các nguồn năng lượng tái tạo đã có khung pháp lý quy định. Cụ
thể, đối với điện gió, Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị trực
thuộc được ủy quyền có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện
gió. Tương tự là thủy điện và điện sinh khối.
- Cơ chế thanh toán bù trừ (Net-metering): Cơ chế này thường chỉ áp dụng cho
các đơn vị sử dụng điện tự đầu tư, lắp đặt điện tái tạo và phát lên lưới khi dư hoặc
không sử dụng, khi điện tái tạo không sản xuất được không đáp ứng đủ nhu cầu thì
đơn vị sử dụng phải tiêu thụ điện lưới. Cơ chế thanh toán bù trừ hay sử dụng công tơ
hai chiều cho phép khấu trừ sản lượng điện tiêu thụ từ lưới và điện tự sản xuất để
thanh toán theo giá bán lẻ điện.
- Đấu nối lưới điện (Grid connection): Các quy định hiện tại của Việt Nam đều ưu
tiên đấu nối các nguồn điện tái tạo vào hệ thống điện quốc gia.
- Ưu tiên điều độ (Priority Dispatch): Các nguồn điện tái tạo đấu nối vào lưới điện
cũng được ưu tiên khai thác toàn bộ công suất và điện năng phát, nghĩa là bất kỳ khi
nào các nguồn năng lượng tái tạo sẵn sàng phát điện thì sẽ được ưu tiên điều độ và
phát lên lưới điện.
- Thị trường điện (Electricity Market):

Thị trường điện Việt Nam được phát triển qua ba cấp độ: Thị trường phát điện cạnh
tranh, Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.
Thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) được vận hành chính thức từ ngày 01 tháng
7 năm 2012 đến nay. Dự kiến Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) sẽ vận
hành chính thức từ năm 2019 sau khi thực hiện thí điểm trên giấy năm 2016 và thí
điểm thanh toán thực một phần trong năm 2017-2018.
Theo quy định hiện hành, Thị trường phát điện cạnh tranh chỉ có cạnh tranh diễn ra ở
khâu phát điện. Trong thị trường phát điện cạnh tranhVCGM, các nhà máy điện tham
gia thị trường chào giá trong giới hạn giá sàn và giá trần bản chào để cạnh tranh
trong lập lịch huy động tổ máy. Nguyên tắc lập lịch huy động tổ máy có xét đến các
ràng buộc hệ thống điện sao cho chi phí mua điện toàn hệ thống là tối thiểu, nghĩa là
các tổ máy có giá chào thấp hơn sẽ được ưu tiên huy động trước. Giá sàn bản chào
đối với thủy điện là 0 đồng/kWh và nhiệt điện là 1 đồng/kWh. Giá trần bản chào của
9


nhiệt điện xác định trên chi phí biến đổi của các tổ máy nhiệt điện (không tính đến
các thuế, phí môi trường). Giá trần bản chào của thủy điện dựa trên giá trị nước của
nhà máy thủy điện. Giá thị trường điện toàn phần (FMP – Full Market Price) gồm hai
thành phần giá thị trường điện năng (SMP - System Marginal Price) và giá công suất
thị trường (CAN-Capacity Add-on) được tính toán cho từng chu kỳ giao dịch (1 giờ).
Giá SMP được xác định trên cơ sở chào giá của các đơn vị phát điện và phụ tải hệ
thống. Giá CAN được tính toán trước hàng năm cho từng chu kỳ, được tính toán trên
nguyên tắc đảm bảo Nhà máy điện mới tốt nhất (BNE – Best New Entrant) thu hồi
đủ chi phí cố định và biến đổi. Các đơn vị tham gia thị trường điện chào bán toàn bộ
công suất lên thị trường điện giao ngay và nhận các khoản thanh toán thị trường theo
quy định (gồm doanh thu điện năng theo giá SMP và doanh thu công suất theo gán
khiá CAN và các khoản thanh toán khác). Đồng thời, để hạn chế rủi ro cho cả bên
bán (các đơn vị phát điện) và bên mua (Đơn vị mua buôn duy nhất), các bên có trách
nhiệm ký các hợp đồng dạng sai khác (CfD - Contract for Difference) theo mẫu do

Bộ Công Thương quy định.
Trong thị trường phát điện cạnh tranhVCGM, đơn vị Mua buôn duy nhất (Tập đoàn
Điện lực Việt Nam ký thông qua Công ty Mua bán điện) mua toàn bộ điện năng giao
dịch qua thị trường giao ngay và hợp đồng. Các nhà máy điện tái tạo không tham gia
thị trường điện, không phải chào giá lên thị trường và được ưu tiên huy động. Doanh
thu của các nhà máy điện tái tạo từ hợp đồng mua bán điện (PPA) theo mẫu do Bộ
Công Thương ban hành, không có doanh thu từ thị trường. Giá hợp đồng PPA của
các nhà máy điện tái tạo do Thủ tướng Chính phủ hoặc Bộ Công Thương ban hành
cho từng loại hình công nghệ.
Nói cách khác, các nhà máy điện năng lượng tái tạo (trừ thủy điện >30 MW) đang
nằm ngoài thị trường điện, chưa được hưởng lợi hay bị tác động bởi sự cạnh tranh
trong Thị trường phát điện cạnh tranh.
2. Đánh giá thực trạng chính sách phát triển nguồn năng lượng tái tạo trong
phát triển thị trường điện ở Việt Nam
a) Các mặt được
- Hệ thống các văn bản pháp lý trong lĩnh vực này đang dần được hoàn thiện.
- Cam kết mạnh mẽ và tín hiệu chính sách rõ ràng của Việt Nam về phát triển năng
lượng tái tạo.
- Các giải pháp, chiến lược hỗ trợ, phát triển năng lượng tái tạo tương đối toàn diện
và phù hợp với xu hướng, kinh nghiệm phát triển năng lượng tái tạo trên thế giới.
- Việc xếp sản xuất năng lượng tái tạo vào nhóm các ngành nghề ưu đãi đầu tư và
được hưởng nhiều ưu đãi về cơ chế giá, thuế, đất đa, vốn, tín dụng làm tăng tính hấp
dẫn trong việc thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo, đặc biệt điện tái tạo, đồng thời
cũng giúp giảm giá thành điện tái tạo.
- Cơ chế giá Feed-in Tariff (FiT): được cố định trong một thời gian dài (20 năm) và
giá được điều chỉnh theo tỷ giá đồng Việt Nam và Đô la Mỹ, giúp cho các nhà đầu tư
10


có dòng tiền ổn định và hạn chế được các rủi ro về thay đổi chính sách, cũng như tỷ

giá. Qua đó, tạo ra sự yên tâm cho nhà đầu tư.
- Cơ chế giá chi phí tránh được (Avoided-cost Tariff): áp dụng cho thủy điện nhỏ,
điện sinh khối, giúp cho việc sử dụng hiệu quả các nguồn tài nguyên tái tạo thay thế
các nguồn điện hóa thạch và nhiên liệu nhập khẩu.
- Ưu tiên đấu nối vào lưới điện: Chính sách ưu tiên đấu đối vào lưới điện đối với các
nguồn năng lượng tái tạo của Việt Nam là một chính sách tốt tạo sự yên tâm của các
nhà đầu tư trong việc tiếp cận lưới điện.
- Ưu tiên điều độ: Việc ưu tiên điều độ và huy động các nguồn năng lượng tạo ra sự
đảm bảo khai thác tối đa khả năng sẵn sàng của các nguồn năng lượng tái tạo, đồng
thời tối đa doanh thu cho các nhà máy điện tái tạo.
b) Các mặt chưa được
- Chưa có Luật Năng lượng tái tạo: Nhiều nước trên thế giới đã ban hành Luật Năng
lượng tái tạo làm cơ sở pháp lý cao nhất và vững chắc, tạo ra sự ổn định chính sách
và hiệu lực thực thi cao hơn trong việc khuyến khích, phát triển năng lượng tái tạo.
Tại Việt Nam, trong lĩnh vực năng lượng đã có các Luật Điện lực, Luật Năng lượng
nguyên tử và Luật Tiết kiệm năng lượng, tuy nhiên về lĩnh vực năng lượng tái tạo
chưa có Luật riêng biệt quy định.
- Chưa có cơ chế giá cho điện mặt trời: cơ chế giá cho hầu hết các dạng năng lượng
tái tạo khác đều đã được ban hành như thủy điện nhỏ, gió, sinh khối, đốt chất thải
rắn, đốt khí từ bãi thải, nhưng đối với điện mặt trời, dù dự thảo Quyết định của Thủ
tướng Chính phủ chưa được ban hành (lưu ý giá điện mặt trời đề xuất tương đối cao
như trình bày ở trên).
- Giá cho điện tái tạo (FiT) do Nhà nước quy định: mức giá này không được xác định
theo cơ chế thị trường, tức là qua cơ chế cạnh tranh, nên chưa phản ánh chính xác các
kỳ vọng của các nhà đầu tư, chưa cập nhật kịp thời các tiến bộ về công nghệ và giá
thành ngày cang giảm của năng lượng tái tạo. Do vậy, có thể cao hơn hoặc thấp hơn
mức cần thiết (hợp lý). Một số nhà đầu tư cho rằng giá FiT hiện tại cho điện gió là
thấp (7,8 US cent/kWh) chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, mặc dù đã được ưu đãi
về thuế, đất đai và thuế thu nhập doanh nghiệp. Lưu ý, giá này hiện vẫn cao hơn mức
giá bán lẻ điện bình quân. Những diễn biến về giá điện gió trên thế giới cũng liên tục

giảm, thậm chí thấp hơn mức giá do Việt Nam quy định.
- Chưa có cơ chế, hệ thống giao dịch các tín chỉ năng lượng tái tạo: Mặc dù, đã có ý
tưởng chính sách về cơ chế này trong Quyết định 2068/QĐ-TTg nhưng trên thực tế
các quy định cụ thể về cơ chế này chưa được ban hành. Thiếu cơ chế và hệ thống
giao dịch các tín chỉ năng lượng tái tạo sẽ không tạo ra được sự linh hoạt trong việc
thực hiện các nghĩa vụ năng lượng tái tạo hay các tiêu chuẩn năng lượng tái tạo
(RPS) của các đơn vị điện lực.
- Chưa có cơ chế đấu thầu cạnh tranh để lựa chọn nhà đầu tư và xác định giá điện
năng lượng tái tạo: đấu thầu cạnh tranh là xu hướng mới trên thế giới trong nỗ lực
11


khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo theo cơ chế thị trường, bình đẳng và minh
bạch với mức giá tối ưu, hợp lý.
- Chưa có cơ chế tích hợp và khuyến khích các nguồn điện tái tạo tham gia thị trường
điện: các nhà máy điện tái tạo được ưu tiên điều độ và không phải tham gia thị
trường điện. Các nhà đầu tư năng lượng tái tạo hiện tại chỉ có thể bán cho Tập đoàn
Điện lực Việt Nam và các đơn vị trực thuộc theo mức giá do Nhà nước quy định mà
chưa được phép bán điện trực tiếp thông qua hợp đồng với giá thỏa thuận với các đơn
vị khác.
- Cơ chế năng lượng tái tạo chưa tương thích với thị trường điện: các hợp đồng năng
lượng tái tạo hiện tại theo dạng vật lý (không theo dạng hợp đồng sai khác CfD) hay
giá năng lượng tái tạo không có sự liên hệ với giá thị trường điện, do vậy khó tương
thích với thị trường điện một cách hiệu quả.
- Chưa có hướng dẫn về đấu nối hệ thống công tơ hai chiều cho điện tái tạo nối lưới
- Chưa có cổng thông tin tổng hợp về các chính sách năng lượng tái tạo để hỗ trợ đầu
tư.
- Chưa chú trọng đào tạo nhân lực cho ngành năng lượng tái tạo.
III. Một số giải pháp chính sách khuyến khích hỗ trợ phát triển các nguồn năng
lượng tái tạo trong phát triển thị trường điện cạnh tranh trong thời gian tới ở

Việt Nam
- Cần nghiên cứu, xây dựng Luật Năng lượng tái tạo làm cơ sở pháp lý vững chắc và
ổn định để khuyến khích, hỗ trợ phát triển năng lượng tái tạo.
- Xây dựng ban hành cơ chế đầu thầu cạnh tranh lựa chọn nhà đầu tư nguồn điện tái
tạo, giá năng lượng tái tạo (FiT) là giá thấp nhất trong số các đơn vị chào thầu cho
mỗi dự án. Cơ chế này cần công khai, minh bạch và bình đẳng, thu hút số lượng đủ
lớn các đơn vị chào thầu để đảm bảo giá FiT được xác định qua cạnh tranh hợp lý,
đáp ứng các kỳ vọng về cơ hội và rủi ro của nhà đầu tư và phản ánh được kịp thời
diễn biến giá thành của năng lượng tái tạo.
- Cải tiến thiết kế thị trường điện, nghiên cứu cơ chế tích hợp và tham gia thị trường
điện của các nguồn điện tái tạo.
- Cải tiến cơ chế hợp đồng, cơ chế giá của năng lượng tái tạo theo hướng thị trường,
tương thích với thị trường điện.
- Hoàn thiện các tiêu chuẩn, kỹ thuật đấu nối lưới điện của các nguồn năng lượng tái
tạo.
- Đẩy mạnh hiện đại hóa, tự động hóa và xây dựng lưới điện thông minh theo lộ
trình.
- Xây dựng cơ chế và thiết lập hệ thống cấp chứng chỉ và giao dịch chứng chỉ năng
lượng tái tạo.
- Xây dựng cơ chế phạt nếu không đáp ứng các tiêu chuẩn năng lượng tái tạo.
12


- Xây dựng cổng thông tin cập nhật, tổng hợp các văn bản quy phạm pháp luật về
năng lượng tái tạo nhằm hỗ trợ nhà đầu tư, các đơn vị thuận lợi trong quá trình đầu
tư, thực hiện các nghĩa vụ về năng lượng tái tạo.
- Đẩy mạnh công tác đào tạo nguồn nhân lực, kỹ thuật đáp ứng yêu cầu phát triển của
thị trường năng lượng tái tạo.
- Tăng cường truyền thông, phổ biến, giáo dục về các lợi ích của năng lượng tái tạo
trong thích ứng với biến đổi khí hậu, bảo vệ môi trường và sức khỏe con người.

- Cuối cùng, về mặt tổ chức và thể chế, cần tiếp tục hoàn thiện thể chế thị trường
năng lượng cạnh tranh, nâng cao hiệu lực giám sát của nhà nước đối với độc quyền tự
nhiên theo hướng:
+ Tiếp tục tái cơ cấu toàn diện EVN theo kế hoạch, đặc biệt quan tâm đến tái cấu trúc
quản trị công ty theo thông lệ bao gồm cả vấn đề đại diện chủ sở hữu nhà nước trên
nguyên tắc tách bạch giữa chức năng đại diện chủ sở hữu nhà nước với chức năng
quản lý nhà nước đối với EVN.
Theo lĩnh vực hoạt động, về lâu dài cần chuyển các doanh nghiệp phát điện, các
doanh nghiệp phân phối điện thành các doanh nghiệp độc lập, từng bước cổ phần
hóa, chỉ giữ lại truyền tải điện và một hoặc một số doanh nghiệp quản lý và kinh
doanh truyền tải điện theo cơ chế công ích; bảo đảm tất cả các nhà sản xuất và phân
phối đều có quyền tiếp cận công bằng và như nhau đến hệ thống truyền tải điện quốc
gia.
+ Tiếp tục nâng cao tính độc lập của Cục điều tiết điện lực, Cục quản lý cạnh tranh từ
Bộ Công thương.
+ Hướng tới áp dụng triệt để theo cơ chế giá điện cạnh tranh, thỏa thuận theo cơ chế
thị trường. Đối với các nhóm xã hội yếu thế, nhà nước thực hiện trợ cấp trực tiếp
trong giới hạn tiêu dùng tối thiểu phù hợp với điều kiện thực tế.v.v.

13