Gỡ nút thắt đưa điện “xanh” vào khu công nghiệp

Đường vào vẫn “nghẽn”

TS Nguyễn Anh Tuấn, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA), nhận định Việt Nam đang bước vào giai đoạn bản lề của chuyển dịch năng lượng, khi cam kết Net Zero đến năm 2050 đã trở thành yêu cầu thực tế trong thương mại quốc tế, đặc biệt tại các thị trường như EU và Hoa Kỳ đòi hỏi tiêu chuẩn sản xuất xanh rất khắt khe.

Tuy nhiên, từ thực tiễn tại các khu công nghiệp (KCN), quá trình xanh hóa vẫn chưa được tiếp cận như một bài toán hệ thống. “Đây không chỉ là câu chuyện điện mặt trời, mà là sự đồng bộ giữa chính sách công nghiệp, năng lượng và hạ tầng”, ông Tuấn nhấn mạnh.

Trong bối cảnh đó, cơ chế DPPA - với nền tảng từ Nghị định 80/2024 và 57/2025 được đánh giá là bước tiến quan trọng, song vẫn còn nhiều điểm nghẽn.

Thực tế tại các KCN như Amata, Long Đức hay mô hình DEEPC cho thấy nhu cầu điện xanh rất lớn, doanh nghiệp đã chủ động đầu tư năng lượng tái tạo. Dù vậy, khuôn khổ pháp lý cho mô hình “sau công-tơ” vẫn còn hạn chế, chưa cho phép chia sẻ điện trực tiếp giữa các doanh nghiệp trong cùng KCN.

Bổ sung góc nhìn từ thực tiễn triển khai, bà Nguyễn Như Thanh Thư, Trưởng bộ phận Năng lượng tái tạo KCN DEEP C Hải Phòng cho biết, KCN này đã đi trước một bước trong việc xây dựng mô hình năng lượng xanh tích hợp.

Theo đó, DEEP C đã phát triển hệ thống lưới điện nội bộ (microgrid) kết hợp điện gió, điện mặt trời mái nhà và hệ thống lưu trữ năng lượng. Hệ thống hiện cung cấp điện cho hơn 180 doanh nghiệp, với sản lượng tiêu thụ khoảng 65 triệu kWh mỗi tháng...

Điểm đáng chú ý là toàn bộ hệ thống được vận hành thông qua nền tảng quản lý năng lượng (EMS), giúp kiểm soát dòng điện, không phát ngược lên lưới quốc gia. Nhờ đó, không chỉ giảm áp lực cho hệ thống điện trung ương, mô hình này còn tạo ra một “vùng đệm năng lượng”, giúp doanh nghiệp chủ động hơn trước biến động giá điện và rủi ro gián đoạn nguồn cung.

Tuy nhiên, theo bà Thư, nghịch lý hiện nay nằm ở chỗ hạ tầng đã sẵn sàng nhưng cơ chế khai thác lại chưa theo kịp. Quy định hiện hành yêu cầu doanh nghiệp phải đạt ngưỡng tiêu thụ tối thiểu 200 nghìn kWh/tháng mới được công nhận là khách hàng sử dụng điện lớn và đủ điều kiện tham gia cơ chế DPPA.

Điều này dẫn tới thực tế tại DEEP C, chỉ 29 trong tổng số hơn 180 doanh nghiệp - tương đương khoảng 16% - có thể tiếp cận nguồn điện tái tạo thông qua DPPA. Phần còn lại, chủ yếu là các doanh nghiệp vừa và nhỏ trong chuỗi cung ứng, vẫn đứng ngoài cơ chế này.

Từ thực trạng trên, bà Thư cho rằng cần sớm điều chỉnh chính sách theo hướng linh hoạt hơn. Một trong những đề xuất đáng chú ý là xem xét hạ thấp hoặc miễn điều kiện về ngưỡng tiêu thụ điện đối với doanh nghiệp trong các KCN có hệ thống lưới riêng, hoặc cho phép tính gộp theo quy mô toàn khu khi tham gia DPPA.

Cùng với đó, cơ chế “sau công-tơ” (behind-the-meter) cần được thiết kế theo hướng thông thoáng hơn, cho phép doanh nghiệp trong nội khu chủ động sản xuất và chia sẻ điện mặt trời mái nhà mà không bị ràng buộc bởi quy mô tiêu thụ riêng lẻ của từng nhà máy. Ngoài ra, các quy định liên quan đến cấp phép điện lực cũng cần được đơn giản hóa để tránh chồng chéo thủ tục.

Về dài hạn, đại diện DEEP C nhận định, câu chuyện này không chỉ là vấn đề riêng của một KCN, mà phản ánh khoảng trống lớn giữa hạ tầng kỹ thuật và khung khổ pháp lý. Khi hạ tầng đã đi trước nhưng chính sách chưa theo kịp, dư địa phát triển của điện xanh sẽ khó được khai thác hiệu quả.

Đại diện Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cũng đề xuất sớm hoàn thiện cơ chế DPPA nội khu qua đường dây riêng, cho phép hình thành các mô hình microgrid, trong đó chủ đầu tư KCN đóng vai trò điều phối.

Song song, việc ứng dụng công nghệ như blockchain và hợp đồng thông minh được khuyến nghị để mã hóa dữ liệu đo đếm, hỗ trợ đối soát chứng chỉ năng lượng (RECs) và thanh toán, qua đó tăng tính minh bạch cho thị trường.

Ở góc độ hạ tầng, BESS được xem là mảnh ghép then chốt, nhưng đang đối mặt với hai rào cản lớn: Chi phí đầu tư cao và thiếu cơ chế tài chính xanh. Bên cạnh đó, các tiêu chuẩn kỹ thuật, đặc biệt liên quan đến xử lý pin sau vòng đời, vẫn chưa hoàn thiện.

Giá điện và “quyền lựa chọn”: Nút thắt quyết định hiệu quả

Bên cạnh thể chế và hạ tầng, vấn đề cốt lõi chi phối hiệu quả DPPA nằm ở cơ chế giá điện và mức độ vận hành theo thị trường. Theo TS Nguyễn Anh Tuấn, cách tính chi phí dịch vụ hệ thống điện hiện nay đang tạo ra khác biệt lớn về hiệu quả đầu tư. Nếu áp dụng cơ chế một thành phần, chi phí có thể lên tới khoảng 820 đồng/kWh. Trong khi đó, cơ chế giá điện hai thành phần, tách bạch chi phí cố định và biến đổi, giá có thể giảm xuống khoảng 500 đồng/kWh. “Sự chênh lệch này có ý nghĩa rất lớn về mặt tài chính”, ông nhấn mạnh.

Hiện nhà nước đang nghiên cứu cơ chế giá điện hai thành phần. Theo TS Trần Huỳnh Ngọc - Chuyên gia cao cấp năng lượng tái tạo, Amperes (Alluvium Group), việc triển khai giá điện hai thành phần cũng tạo ra những tác động hai chiều. Dù giúp minh bạch chi phí và điều chỉnh hành vi tiêu dùng điện, cơ chế này lại làm giảm lợi ích tài chính của các mô hình năng lượng tái tạo.

Cụ thể, doanh nghiệp vẫn phải trả chi phí công suất cho hệ thống điện, ngay cả khi đã mua điện từ nguồn tái tạo. Với điện mặt trời tự sản tự tiêu, nếu không giảm được phụ tải đỉnh, hiệu quả đầu tư sẽ suy giảm đáng kể.

Ở góc nhìn thị trường, ông Phan Công Tiến, Giám đốc Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR) cho rằng, hạn chế lớn nhất của DPPA qua lưới hiện nay là chưa tạo được quyền lựa chọn thực chất cho khách hàng.

Theo nguyên tắc, hợp đồng DPPA phải cho phép đàm phán giá dài hạn để phòng ngừa rủi ro. Tuy nhiên, quy định hiện hành lại yêu cầu chào giá theo thị trường giao ngay hoặc tham chiếu giá thị trường, khiến DPPA mất đi vai trò “bảo hiểm giá” và gần như không khác biệt so với mua điện truyền thống.

Trong khi đó, giá điện tái tạo vốn ít biến động do phụ thuộc chủ yếu vào chi phí đầu tư ban đầu, hoàn toàn có thể thiết kế hợp đồng ổn định dài hạn. Việc gắn với giá thị trường thường biến động theo chi phí biên lại khiến bài toán tài chính trở nên khó lường.

Một rào cản khác là chi phí dịch vụ lưới điện chưa được quy định rõ ràng, gây khó khăn cho việc xây dựng phương án mua bán điện minh bạch.

Từ thực tiễn này, các chuyên gia cho rằng để DPPA vận hành hiệu quả, cần xử lý đồng thời ba trụ cột: Phát triển lưu trữ năng lượng; mở rộng quyền lựa chọn nhà cung cấp; và xây dựng cơ chế giá lưới điện riêng.