Sản lượng điện mặt trời trên toàn EU đang đạt các mức cao mới, nhưng kinh tế học của nguồn phát đó đang trở nên kém đơn giản hơn. (European Commission)Trong quý đầu năm 2026, tổng số giờ giá âm trên các thị trường day-ahead EU-27 đạt 1,223, tăng từ 593 một năm trước. Tây Ban Nha ghi nhận 347 giờ trong số đó, trong khi một số thị trường Bắc Âu có ít giờ giá âm hơn trước. (pv magazine)
Tiêu đề rất dễ được đọc như một câu chuyện khác về dư cung năng lượng tái tạo. Đó chỉ là một phần. Giá âm thường xuất hiện khi nhiều yếu tố trùng nhau: sản lượng mạnh, nhu cầu yếu, khả năng chuyển điện qua biên giới hoặc qua lưới bị hạn chế, và không đủ linh hoạt ở phần khác của hệ thống. Điện mặt trời thường có liên quan vì sản lượng tập trung vào giữa ngày, nhưng hiếm khi là lý do duy nhất khiến giá xuống dưới 0.
Với các dự án điện mặt trời, vấn đề quan trọng hơn bắt đầu trước khi giá thực sự chuyển sang âm.
Khi nhiều điện mặt trời hơn đồng nghĩa với giá trị thu được thấp hơn
Giá bán buôn trung bình không nhất thiết phản ánh giá trị thị trường của sản lượng một nhà máy điện mặt trời. Sản lượng điện mặt trời tập trung vào giờ ban ngày, và đó ngày càng cũng là những giờ mà lượng lớn điện PV cùng đi vào thị trường. Khi nguồn cung giữa trưa tăng, giá trong các giờ đó có thể giảm ngay cả khi trung bình thị trường rộng hơn vẫn tương đối mạnh.
Đó là điều capture price muốn thể hiện. Giá thu được của điện mặt trời là giá bán buôn gia quyền theo sản lượng trong những giờ điện mặt trời đang phát. Capture rate so sánh con số đó với giá thị trường trung bình trong cùng giai đoạn.
Khác biệt này ngày càng khó bỏ qua. Dữ liệu LSEG được Reuters trích dẫn cho thấy giá thu được trung bình của điện mặt trời tại Đức, Pháp, Hà Lan, Bỉ, Italy và Tây Ban Nha trong nửa đầu năm 2026 thấp hơn khoảng 42% so với cùng kỳ năm 2023. (Reuters)
Kpler cũng báo cáo capture rate điện mặt trời yếu bất thường tại một số thị trường châu Âu trong mùa xuân 2026, với khác biệt lớn giữa các quốc gia và mùa. (Kpler)
Điều này tác động trực tiếp nhất đến các dự án merchant, vốn phơi nhiễm trực tiếp với giá bán buôn. PPA, CfD và các cơ chế hỗ trợ khác có thể làm mềm hoặc định hình lại phơi nhiễm đó, nhưng không làm tín hiệu thị trường nền biến mất. Giá trị thu được thấp hơn vẫn có thể ảnh hưởng đến cách định giá hợp đồng tương lai và cách tài trợ dự án mới.
Pháp cho thấy điều này có thể chuyển từ giá thị trường sang vận hành nhà máy nhanh đến đâu.
Đến cuối năm 2025, Pháp đại lục có 30.4 GW công suất điện mặt trời lắp đặt, sau khi bổ sung 5.9 GW trong năm. RTE báo cáo khoảng 1.6 TWh điều tiết sản lượng điện mặt trời trong năm 2025, xấp xỉ hai lần rưỡi mức ghi nhận năm 2024. (RTE)
Riêng trong các giai đoạn giá âm, RTE ước tính khoảng 3 TWh sản lượng gió và mặt trời đã không được sản xuất trong năm 2025. Khoảng 1.6 TWh đến từ điện mặt trời và khoảng 1.3 TWh từ gió trên bờ. RTE liên hệ mức tăng này với tần suất giá âm cao hơn, sản lượng mặt trời tăng ở Pháp và các thị trường lân cận, cùng tỷ trọng công suất tái tạo có khả năng giảm sản lượng để phản hồi điều kiện thị trường tăng lên. (RTE)
Chính sách cũng đang đi theo cùng hướng. Một sắc lệnh của Pháp ngày July 20, 2026 hạ ngưỡng quy mô đối với các nhà máy thuộc các quy định ngừng phát này từ 10 MW xuống 1 MW. Các dự án trên 5 MW, hoặc 5 MWp đối với lắp đặt PV, được áp dụng từ December 1, 2026. Các dự án từ 1 MW đến 5 MW, hoặc 1 MWp đến 5 MWp đối với PV, áp dụng từ March 1, 2027. (Légifrance)
Pin nằm ở đâu
Khi các nhà máy tái tạo được yêu cầu phản hồi chủ động hơn với giá thấp hoặc giá âm, câu hỏi tự nhiên chuyển sang lưu trữ.
Nếu một phần vấn đề là điện đến sai thời điểm, pin có thể dịch chuyển một phần điện đó.
Dự án điện mặt trời + lưu trữ có thể sạc khi giá giữa trưa yếu và xả muộn hơn, thay vì xuất mọi MWh khả dụng ngay khi nó được tạo ra. IEA xác định dịch chuyển năng lượng là một trong những vai trò chính mà pin có thể đảm nhiệm trong hệ thống có tỷ trọng gió và mặt trời cao, đặc biệt khi sản lượng tái tạo mạnh và nhu cầu thấp. (IEA)
Cập nhật điện lực giữa năm 2026 của IEA cũng chỉ ra chênh lệch giá trong ngày rộng hơn tại một số thị trường châu Âu và giá trị mà các chênh lệch đó có thể tạo ra cho nguồn linh hoạt như pin và phản hồi nhu cầu. (IEA)
Đối với một nhà máy điện mặt trời, điều đó có thể cải thiện thời điểm bán điện. Điện vốn sẽ được xuất trong giai đoạn giá yếu có thể được giữ lại để bán sau. Một phần năng lượng có thể bị cắt giảm vì lý do kinh tế có thể được lưu trữ. Dự án không tạo ra nhiều điện mặt trời hơn; nó thay đổi thời điểm một phần điện đó tiếp xúc với thị trường.
Có những giới hạn rõ ràng đối với việc này.
Một pin 1 MW/2 MWh có thể xả ở toàn công suất định mức trong khoảng hai giờ. Nếu dư thừa điện mặt trời kéo dài năm hoặc sáu giờ, pin không thể hấp thụ toàn bộ. Nếu nó bước vào giai đoạn giá thấp khi đã sạc một phần, dư địa khả dụng lại nhỏ hơn.
Phép tính thương mại cũng phức tạp hơn việc mua điện ở giá thấp nhất và bán ở giá cao nhất. Tổn thất khứ hồi, suy giảm, chiến lược chu kỳ, ràng buộc lưới và mức khả dụng của pin đều làm cho chênh lệch đó bớt gọn gàng. Pin cũng có thể kiếm doanh thu từ dịch vụ phụ trợ hoặc thị trường khác, nghĩa là dùng nó cho một cơ hội có thể mang theo chi phí cơ hội ở nơi khác.
Đó là lý do doanh thu arbitrage mô hình hóa cần được xử lý cẩn thận. Giá âm giữa trưa theo sau bởi giá tối cao có thể cho thấy tồn tại một chênh lệch có giá trị. Nó không nói mọi dự án pin sẽ thực sự kiếm được gì.
Giá giữa trưa thấp có thể làm giảm chi phí cơ hội của việc sạc, trong khi giá cao hơn muộn trong ngày có thể hỗ trợ doanh thu xả.
Lưu trữ chỉ là một phần của bài toán linh hoạt
Giới hạn tương tự xuất hiện ở cấp hệ thống. Pin hữu ích khi vấn đề có thể được dịch chuyển trong vài giờ, nhưng chúng không thể tự loại bỏ điểm nghẽn truyền tải. Việc lưu trữ có thể giảm nghẽn hay không phụ thuộc vào nơi nó được đấu nối, khi nào nó sạc và xả, cùng ràng buộc cụ thể trên mạng.
Một số vấn đề linh hoạt cũng kéo dài lâu hơn vài giờ, là khoảng thời gian pin lithium-ion thường phù hợp nhất. Những vấn đề khác phát sinh từ nhu cầu kém linh hoạt, ràng buộc nguồn phát hoặc thiết kế thị trường, chứ không phải đơn giản do thiếu lưu trữ thời lượng ngắn.
Khung của chính IEA phản ánh điều đó. Lưu trữ nằm cạnh phản hồi nhu cầu, nguồn phát linh hoạt hơn, điện mặt trời phân tán có thể điều khiển, tín hiệu giá mạnh hơn, mở rộng lưới và liên kết liên vùng. (IEA)
Phần Lan và Thụy Điển thú vị ở điểm này. Cả hai ghi nhận ít giờ giá âm hơn trong năm 2025, và IEA chỉ ra một số yếu tố có thể đóng góp, gồm thay đổi trong ghép nối thị trường xuyên biên giới, lưu trữ bổ sung và sản xuất cũng như tiêu thụ phản hồi giá tốt hơn. (IEA)
Giá trị điện mặt trời ngày càng phụ thuộc vào thời điểm
Điều đang thay đổi là cách cần hiểu giá trị điện mặt trời. Sản xuất nhiều điện hơn vẫn quan trọng, nhưng MWh hằng năm kể ít câu chuyện hơn khi lượng lớn sản lượng đến trong cùng một cửa sổ hẹp.
Giá gắn với những MWh đó ngày càng phụ thuộc vào thời điểm.
Lưu trữ bằng pin cho dự án điện mặt trời một số khả năng thay đổi thời điểm đó, vì vậy giá trị của nó tăng khi giá giữa trưa yếu đi và chênh lệch trong ngày mở rộng. Nhưng pin chỉ có thể dịch chuyển lượng điện vừa trong nó, và chỉ trong khoảng thời gian mà nó được thiết kế để phục vụ.
Thị trường điện mặt trời châu Âu vì vậy đang bước vào giai đoạn mà chỉ riêng nguồn phát chi phí thấp không còn đủ để mô tả giá trị dự án. Điều ngày càng quan trọng là nguồn phát đó đến hệ thống khi nào, thị trường sẵn sàng trả bao nhiêu cho nó, và có bao nhiêu linh hoạt để dịch chuyển nó sang thời điểm khác.
