Năng lượng tái tạo giá rẻ chưa giúp giảm hóa đơn tiền điện: Bài học từ Hy Lạp

Ảnh minh họa

Sự phát triển nhanh chóng của năng lượng tái tạo tại Hy Lạp và châu Âu vẫn chưa mang lại mức giá điện thấp và ổn định cho ngành công nghiệp. Năng lực lưu trữ hạn chế, tiến độ phát triển lưới điện chậm, biến động mạnh của giá điện bán buôn và các khoản phí liên quan đến thị trường cân bằng điện tiếp tục tạo áp lực lên doanh nghiệp và người tiêu dùng.

Chi phí năng lượng hiện là một trong những trở ngại lớn nhất đối với năng lực cạnh tranh của ngành công nghiệp Hy Lạp. Khoảng 72% doanh nghiệp nước này coi đây là rào cản lớn đối với hoạt động sản xuất, kinh doanh, trong khi tỷ lệ trung bình của Liên minh châu Âu (EU) chỉ là 37%.

Các số liệu do bà Vicky Loizou, Tổng giám đốc Liên đoàn Doanh nghiệp Hy Lạp (SBE), công bố tại hội nghị do Viện Năng lượng Đông Nam Âu (IENE) tổ chức, nằm trong nghiên cứu về ngành công nghiệp Hy Lạp dự kiến được giới thiệu tại Athens.

Điện tái tạo tăng nhanh nhưng chi phí vẫn ở mức cao

Theo ông Andreas Petropouleas, Giám đốc quản lý năng lượng tại ENERWAVE và Chủ tịch Ủy ban Điện lực của IENE, năng lượng tái tạo đáp ứng 49,9% tổng mức tiêu thụ điện của EU trong năm 2025. Tuy nhiên, giá điện công nghiệp ở châu Âu vẫn cao hơn đáng kể so với nhiều nền kinh tế lớn.

Giá điện trung bình đối với các ngành công nghiệp tiêu thụ nhiều năng lượng tại EU đạt 94,7 euro/MWh, so với 60,2 euro/MWh tại Trung Quốc và 44,2 euro/MWh tại Texas.

Tại Hy Lạp, các doanh nghiệp công nghiệp lớn có mức tiêu thụ từ 150 GWh/năm trở lên phải trả trung bình 113 euro/MWh trong nửa đầu năm 2026, nhỉnh hơn mức bình quân 112,8 euro/MWh của EU.

Quá trình giảm phụ thuộc vào khí đốt Nga cũng khiến châu Âu chịu ảnh hưởng lớn hơn từ biến động giá khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) trên thị trường quốc tế. Lượng khí đốt Nga nhập khẩu vào EU giảm từ 152 tỷ m³ năm 2021 xuống còn 36 tỷ m³ năm 2025. Trong cùng giai đoạn, nhập khẩu LNG đạt mức kỷ lục 146 tỷ m³, trong đó 58% đến từ Mỹ.

Việc đa dạng hóa nguồn cung giúp tăng cường an ninh năng lượng nhưng không loại bỏ được rủi ro biến động giá LNG trên thị trường quốc tế.

Một thách thức khác là tốc độ phát triển của nguồn điện tái tạo vượt xa tiến độ mở rộng lưới điện. Các dự án năng lượng tái tạo có thể hoàn thành trong vòng 1–5 năm, trong khi việc xây dựng hạ tầng lưới điện mới thường mất 5–15 năm.

Sự chênh lệch này khiến hệ thống điện gặp khó khăn khi sản lượng điện tái tạo không trùng với thời điểm nhu cầu tiêu thụ cao nhất.

Chẳng hạn, một trang trại điện mặt trời công suất 100 MW có thể sản xuất 600 MWh trong 24 giờ, tương đương với nhu cầu điện hằng ngày của một cơ sở có công suất sử dụng liên tục 25 MW. Tuy nhiên, do thời điểm phát điện và tiêu thụ không trùng nhau, điện mặt trời chỉ trực tiếp đáp ứng được 42,5% nhu cầu của cơ sở này. Phần còn lại phải được cung cấp từ các nguồn khác do không có khả năng lưu trữ.

Từ tháng 1 đến tháng 8/2026, sản lượng điện tái tạo bị cắt giảm tại Hy Lạp ước đạt 1.905 GWh. Trong khi đó, giá trị tương đối của điện mặt trời giảm mạnh, với giá điện mặt trời từ mức tương đương 71,9% giá thị trường trung bình trong nửa đầu năm 2024 xuống còn 44% trong cùng kỳ năm 2026.

Thị trường cũng ghi nhận 788 giờ có giá điện dưới 0,05 euro/MWh trong 6 tháng đầu năm 2026, so với 168 giờ cùng kỳ năm trước.

Hệ thống pin lưu trữ đã bắt đầu góp phần giảm lượng điện tái tạo phải cắt giảm, nhưng quy mô vẫn còn hạn chế. Tổng công suất pin lưu trữ kết nối với hệ thống điện chỉ khoảng 0,8 GW, trong khi công suất điện mặt trời đã lắp đặt đạt khoảng 12 GW.

Sự mất cân đối giữa sản xuất và tiêu thụ cũng khiến giá điện bán buôn biến động mạnh. Ngày 29/10/2026, giá điện trung bình trên thị trường giao ngay ngày tới của Hy Lạp vào khoảng 106 euro/MWh trong khung giờ từ 9h đến 15h. Tuy nhiên, từ 17h đến 22h, mức giá trung bình tăng lên 409 euro/MWh và đạt đỉnh 450 euro/MWh lúc 18h.

Để giảm áp lực cho ngành công nghiệp, ông Petropouleas đề xuất giảm các khoản phí đối với khách hàng sử dụng điện trung và cao áp, hỗ trợ có mục tiêu cho các ngành đủ điều kiện và xây dựng hợp đồng cung cấp điện phù hợp với đặc điểm tiêu thụ của từng doanh nghiệp.

Về trung hạn, cần đẩy nhanh đầu tư vào lưới điện, các tuyến kết nối, hệ thống lưu trữ và nâng cao khả năng điều chỉnh linh hoạt nhu cầu sử dụng điện.

Chi phí cân bằng điện tạo thêm gánh nặng cho người tiêu dùng

Ông Antonis Kontoleon, Chủ tịch Hiệp hội Người tiêu dùng Năng lượng Công nghiệp Hy Lạp (EBIKEN), cho rằng cơ chế hình thành giá và thanh toán chênh lệch trên thị trường cân bằng điện đang tạo ra những bất hợp lý và làm tăng chi phí cho người tiêu dùng.

Theo số liệu được công bố tại hội nghị IENE, hai nhóm phụ phí thuộc các tài khoản điều chỉnh LP2 và LP3 đã khiến người tiêu dùng phải trả thêm tổng cộng 756 triệu euro trong 9 tháng đầu năm 2026.

Đây là các khoản phí liên quan đến hoạt động của thị trường điện và việc duy trì cân bằng hệ thống. Trong một số tuần, chi phí trung bình của các khoản này lên tới 45 euro/MWh.

Ông Kontoleon cũng bày tỏ lo ngại về mức giá sàn âm 100 euro/MWh trên thị trường cân bằng giảm do Sàn giao dịch Năng lượng Hy Lạp vận hành.

Theo ông, cơ chế này có thể tạo động lực để một số nhà sản xuất điện điều chỉnh hành vi giao dịch khi sản lượng thực tế thấp hơn mức đã đăng ký. Trong một số trường hợp, nhà sản xuất có thể vừa nhận tiền bán điện trên thị trường ngày hôm sau, vừa được thanh toán phần chênh lệch thông qua thị trường cân bằng.

Bên cạnh đó, tình trạng thiếu năng lực lưu trữ khiến ít nhất 3 TWh điện tái tạo không được sử dụng.

Nếu lượng điện này được lưu trữ và đưa lên lưới trong các giờ cao điểm buổi tối, hệ thống có thể giảm nhu cầu phát điện từ khí đốt, hạn chế phát thải carbon và hạ giá điện bán buôn. Giá trị lượng điện bị lãng phí được ước tính tương đương với chi phí ít nhất 600 triệu euro.

Những số liệu trên cho thấy việc mở rộng công suất năng lượng tái tạo chưa đủ để bảo đảm giá điện thấp hơn cho ngành công nghiệp. Khả năng truyền tải của lưới điện, năng lực lưu trữ và cơ chế vận hành thị trường điện cũng quyết định mức độ mà doanh nghiệp và người tiêu dùng có thể hưởng lợi từ năng lượng sạch.

Theo Tovima