Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) được kỳ vọng là lối ra cho doanh nghiệp sản xuất trước áp lực xanh hóa chuỗi cung ứng, nhưng tại nhiều khu công nghiệp, giấc mơ "điện sạch giá rẻ" vẫn mắc kẹt ngay trên chính lưới điện nội bộ.
Khi hạ tầng tư nhân trở thành rào cản của điện sạch, xung đột lợi ích giữa chủ đầu tư hạ tầng, đơn vị phát điện tái tạo và khách hàng lớn đang khiến hàng trăm nghìn doanh nghiệp khó tiếp cận nguồn năng lượng mà lẽ ra họ có quyền lựa chọn.
Kể từ khi Nghị định số 80/2024/NĐ-CP ngày 30/7/2024 mở đường cho cơ chế mua bán điện trực tiếp (đến nay được điều chỉnh bởi Nghị định 243/2026/NĐ-CP ngày 26/6/2026), không ít doanh nghiệp sản xuất kỳ vọng sẽ sớm chủ động được nguồn cung năng lượng tái tạo, vừa tiết giảm chi phí, vừa có trong tay tấm "giấy thông hành xanh" để giữ chân các đơn hàng xuất khẩu. Thế nhưng trên thực tế, khi bài toán mua bán điện đi qua chính lưới điện nội bộ của khu công nghiệp (KCN), nút thắt lại nằm ở chỗ ít ai ngờ tới, đó là sự xung đột lợi ích giữa ba bên cùng dùng "chung hạ tầng lưới phân phối điện".
Ba đơn vị dùng chung một hệ thống lưới điện
Nhu cầu mua điện sạch trực tiếp hiện chia làm hai nhóm. Nhóm khách hàng lớn, tiêu thụ từ 200.000 kWh/tháng trở lên, có thể mua DPPA qua đường dây của hệ thống lưới điện quốc gia, nhóm còn lại, tiêu thụ từ 20.000 kWh/tháng, mua qua đường dây riêng, có thể từ nguồn bên ngoài hoặc ngay trong nội bộ KCN, tận dụng mái nhà xưởng của chính mình hoặc của doanh nghiệp lân cận. Đây là con đường ngắn nhất để những doanh nghiệp không có đủ diện tích mái vẫn tiếp cận được điện mặt trời giá rẻ ngay tại chỗ, trong khi những doanh nghiệp có mái trống lại tối ưu hóa được nguồn thu từ hạ tầng sẵn có. Đặc biệt, khi tích hợp thêm hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS), sạc vào giờ thấp điểm, xả vào khung giờ cao điểm 17h30-22h30, bài toán sản xuất và chứng chỉ carbon thấp cho xuất khẩu càng trở nên khả thi.
Nhưng phía sau lợi ích của khách hàng là một chủ thể khác đang phải gánh chi phí không nhỏ: chủ đầu tư hạ tầng KCN. Để xây dựng trạm biến áp và đường dây phân phối nội bộ, họ phải bỏ ra khoản đầu tư ban đầu rất lớn. Trạm 110 kV thường tốn 150–200 tỷ đồng; trạm 220 kV có thể lên tới 300–500 tỷ đồng, chưa kể chi phí vận hành, thí nghiệm định kỳ và hao hụt truyền tải nội bộ. Khoản đầu tư này được thu hồi qua phần chênh lệch giá bán điện cho doanh nghiệp trong KCN, dao động khoảng 3% ở cấp trung thế và 8% ở cấp hạ thế. Khi doanh nghiệp chuyển sang mua điện trực tiếp từ đơn vị phát điện tái tạo, chủ đầu tư hạ tầng đứng trước nguy cơ mất nguồn thu ổn định, trong khi lưới điện của họ vẫn bị sử dụng mà chưa có cơ chế rõ ràng về quyền lợi.
Nút thắt vì vậy không chỉ nằm ở ý chí chính sách mà ở chính bản chất sở hữu: lưới điện phân phối trong KCN là tài sản tư nhân, không thuộc quyền quản lý trực tiếp của EVN, nên Nhà nước khó có thể buộc chủ đầu tư phải cho thuê hạ tầng vô điều kiện. Do chưa có khung giá thuê lưới điện nội bộ KCN mang tính đồng bộ, chủ đầu tư có thể đẩy giá thuê lên cao hoặc từ chối đấu nối, khiến bài toán kinh tế của DPPA không còn hấp dẫn. Thêm vào đó, khi sự cố lưới điện xảy ra, việc phân định trách nhiệm đền bù giữa ba bên là đơn vị phát điện, doanh nghiệp mua điện và chủ hạ tầng cũng chưa có tiền lệ rõ ràng, khiến các bên đều dè dặt khi bước vào đàm phán.
Kinh nghiệm từ quốc tế
Không phải quốc gia nào cũng để nút thắt này tồn tại kéo dài. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy vai trò của cơ quan điều tiết trong việc "phân xử" giữa các bên sở hữu hạ tầng và bên mua bán điện là yếu tố quyết định.
Tại Ấn Độ, nơi mô hình mua bán điện trực tiếp trong khối công nghiệp phát triển mạnh, Ủy ban Điều tiết Điện lực các bang đã chủ động bóc tách rõ ràng giá phân phối điện theo cấp điện áp, khống chế mức phí ở ngưỡng rất thấp, đồng thời buộc các đơn vị quản lý lưới phải giảm 50-75% phí truyền tải nội bộ cho dòng điện có nguồn gốc từ năng lượng mặt trời hay điện gió. Đáng chú ý hơn, chủ sở hữu lưới điện không có quyền từ chối đấu nối nếu doanh nghiệp đáp ứng đủ tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn. Lý do thương mại không còn là cái cớ để chặn cửa doanh nghiệp muốn mua điện sạch.
Ở Liên minh châu Âu, nguyên tắc "bảo đảm tiếp cận không phân biệt đối xử" biến lưới điện, kể cả lưới điện nội bộ tư nhân hay trong KCN thành hạ tầng thiết yếu quốc gia, phải tuân thủ nghiêm ngặt luật cạnh tranh. Chủ đầu tư hạ tầng buộc phải cho bên thứ ba sử dụng lưới để truyền tải điện sạch; nếu từ chối mà không có lý do kỹ thuật chính đáng, họ có thể bị xử phạt vì hành vi lạm dụng vị thế độc quyền. Giá thuê lưới cũng không được tự ý ấn định mà phải phản ánh chi phí thực tế cộng biên lợi nhuận hợp lý, do cơ quan quản lý nhà nước phê duyệt.
Nam Phi lại chọn một hướng tiếp cận đơn giản nhưng hiệu quả: đồng nhất biểu phí truyền tải. Dù doanh nghiệp mua điện từ Tập đoàn Điện lực Quốc gia hay mua trực tiếp từ nhà phát triển năng lượng tái tạo độc lập, mức phí sử dụng hệ thống lưới vẫn giữ nguyên một mặt bằng giá công khai, triệt tiêu khả năng bên nắm hạ tầng dùng giá để gây sức ép.
Điểm chung của cả ba mô hình là: cơ quan điều tiết đứng ra làm trọng tài, tách bạch rõ giá dịch vụ hạ tầng khỏi giá điện năng, để cuộc chơi giữa các bên diễn ra trên một sân chơi minh bạch thay vì phụ thuộc vào thiện chí đàm phán song phương.
Sự phối hợp chặt chẽ của ba bên
Trong nước, các cơ quan quản lý cũng đã có những điều chỉnh theo hướng tiệm cận xu hướng quốc tế, khi dần loại bỏ các hạn chế về khung giá đối với giao dịch DPPA qua lưới điện riêng hoặc nội bộ, trao quyền quyết định giá mua bán điện và giá thuê hạ tầng cho các bên tự thỏa thuận trên tinh thần tự chủ thương mại. Việc mở rộng đối tượng được tham gia bán lẻ điện trong KCN cũng được kỳ vọng tạo thêm cạnh tranh, hạn chế tình trạng một chủ đầu tư hạ tầng nắm quyền chi phối tuyệt đối việc đấu nối.
Song, chính sách chỉ là điều kiện cần; điều kiện đủ nằm ở việc các bên tìm được mô hình hợp tác thực chất, thay vì tiếp tục nhìn nhau như đối thủ tranh giành một miếng bánh cố định. Một hướng đi được nhiều chuyên gia gợi ý là ưu tiên phát triển điện mặt trời mái nhà tại chỗ: thay vì kéo điện từ ngoài vào, đơn vị phát điện thuê lại chính mái nhà xưởng trong KCN để lắp đặt và bán điện trực tiếp cho doanh nghiệp sử dụng mái, giảm đáng kể sự phụ thuộc vào trục truyền tải chính của cả khu công nghiệp. Kết hợp thêm hệ thống lưu trữ năng lượng để dịch chuyển phụ tải giữa giờ thấp điểm và cao điểm sẽ giúp bài toán vận hành trở nên linh hoạt hơn.
Song song đó, mô hình hợp tác ba bên đang được xem là lối thoát khả dĩ nhất cho phần lớn các trường hợp còn lại, khi doanh nghiệp sản xuất và đơn vị phát điện trích lại một phần lợi ích cho chủ đầu tư hạ tầng KCN thay vì để họ đứng ngoài cuộc chơi. Có hai phương án đang được tính đến: Một là, trích tỷ lệ chia sẻ lợi ích theo phần trăm sản lượng tiêu thụ hoặc số tiền tiết kiệm được, giúp phân bổ rủi ro đồng đều nhưng dòng tiền của chủ hạ tầng sẽ biến động theo mùa vụ sản xuất; Hai là, trả một mức phí vận hành cố định hằng tháng hoặc hằng năm tính trên mỗi MWp công suất lắp đặt hoặc mỗi mét vuông hạ tầng sử dụng, tạo sự minh bạch và giúp chủ đầu tư KCN chủ động hoạch định dòng tiền để tái đầu tư, bảo dưỡng hệ thống.
Dù chọn phương án nào, bản chất vấn đề vẫn quay về một điểm: DPPA trong khu công nghiệp không thể vận hành trơn tru nếu thiếu một cơ chế phân định rõ ràng về giá thuê hạ tầng, trách nhiệm kỹ thuật và quyền lợi các bên được xây dựng dựa trên nguyên tắc minh bạch, công bằng và có sự giám sát của cơ quan quản lý, thay vì phó mặc hoàn toàn cho đàm phán thương mại giữa các bên có vị thế không cân xứng. Khi nút thắt hạ tầng được tháo gỡ, dòng điện sạch mới thực sự chảy được đến nơi cần đến, và mục tiêu xanh hóa sản xuất của hàng trăm nghìn doanh nghiệp mới không còn dừng lại trên giấy.
