Thúc đẩy điện mặt trời trong KCN: Cần tháo gỡ những "nút thắt" chính sách

Ông Phan Công Tiến – Giám đốc Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng Thông minh (iSEAR) đã chia sẻ với Diễn đàn Doanh nghiệp về những rào cản chính sách và đề xuất điều chỉnh để thúc đẩy điện mặt trời trong KCN.

Thưa ông, các Nghị định 57/2025/NĐ-CP và 58/2025/NĐ-CP được đánh giá là những bước tiến trong thúc đẩy mô hình điện năng linh hoạt. Tuy nhiên, nhiều ý kiến cho rằng vẫn cần điều chỉnh để giải phóng nguồn lực cho doanh nghiệp trong KCN. Quan điểm của ông về vấn đề này như thế nào?

Hai nghị định trên có nhiều điểm tiến bộ so với các nghị định tiền nhiệm về cơ chế mua bán điện trực tiếp và mô hình tự sản - tự tiêu. Tuy nhiên, trong bối cảnh doanh nghiệp KCN muốn triển khai điện mặt trời, vẫn còn những rào cản đáng kể.

Cụ thể, Luật Điện lực số 61/2024/QH15 cho phép các công ty bán lẻ điện trong KCN mua điện để cung cấp cho khách hàng nội khu, đồng thời không cấm doanh nghiệp tự lắp đặt hệ thống điện mặt trời để bán lại trong nội bộ. Đây là một tín hiệu tích cực cho phát triển năng lượng xanh. Tuy nhiên, Điều 2 của Nghị định 57 lại giới hạn: đơn vị bán lẻ điện trong KCN chỉ được mua điện từ dự án có công suất trên 10 MW qua lưới điện quốc gia, không cho phép mua qua đường dây riêng. Điều này không thống nhất với Luật Điện lực, gây khó khăn khi triển khai điện mặt trời mái nhà trong KCN.

Chúng tôi kiến nghị cần cho phép doanh nghiệp trong KCN được mua bán điện qua đường dây riêng hoặc đầu tư hệ thống điện mặt trời để khai thác tiềm năng mái nhà xưởng.

Về cơ chế giá trong mô hình mua bán điện trực tiếp (DPPA), ông có kiến nghị gì?

Khoản 4 Điều 6 của Nghị định 57 quy định áp giá trần cho hợp đồng mua bán điện giữa khách hàng và nhà cung cấp. Tôi cho rằng quy định này là không phù hợp với cơ chế thị trường. Trong mô hình DPPA qua đường dây riêng, nơi khách hàng có thể lựa chọn từ nhiều nhà cung cấp và đàm phán trực tiếp, việc áp giá trần là không cần thiết, thậm chí làm giảm tính linh hoạt và hạn chế quyền tự chủ của các bên.

Thêm vào đó, giá trần được công bố hằng năm khiến nhà đầu tư không thể lập kế hoạch tài chính dài hạn. Chúng tôi kiến nghị bỏ quy định này, để hai bên tự thỏa thuận giá mua bán, vì giao dịch này gần như không ảnh hưởng đến bên thứ ba.

Các doanh nghiệp trong KCN đã tận dụng chính sách tự sản – tự tiêu theo Nghị định 58 như thế nào, thưa ông?

Đối với doanh nghiệp ngoài KCN hoặc hộ gia đình, mô hình tự sản – tự tiêu triển khai tương đối thuận lợi. Nhưng trong KCN, việc lắp đặt điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) vẫn gặp khó khăn, chủ yếu do chưa đạt được sự đồng thuận với Ban quản lý KCN.

Dù Nghị định 58 đã nêu rõ việc tạo điều kiện cho khách hàng lắp đặt hệ thống ĐMT tự sản – tự tiêu, song trong thực tế, chưa có hướng dẫn cụ thể để thực hiện. Chúng tôi kiến nghị cần có quy định rõ ràng về cơ chế chia sẻ chi phí cho đơn vị đã đầu tư lưới điện, hoặc cho phép các doanh nghiệp sản xuất được ưu tiên triển khai ĐMT.

Một bất cập khác là quy định tại khoản 3 Điều 11 Nghị định 58 giới hạn công suất hệ thống ĐMT không vượt quá phụ tải cực đại (Pmax) của doanh nghiệp. Đây là điểm bất hợp lý, vì công suất ĐMT phụ thuộc vào thời tiết và biến thiên trong ngày. Việc đầu tư hệ thống có công suất lớn hơn Pmax giúp tối ưu hiệu quả khai thác, đặc biệt khi có hệ thống lưu trữ. Do đó, chúng tôi đề xuất bỏ giới hạn này.

Ngoài những vấn đề đã nêu, ông còn kiến nghị gì để các chính sách phát huy hiệu quả hơn?

Thứ nhất, theo Nghị định 57, các dự án trên 10 MW bắt buộc phải tham gia thị trường điện giao ngay. Tuy nhiên, phần lớn dự án nhỏ hơn 30 MW chỉ đấu nối lưới phân phối 110 kV, không phù hợp để đưa lên lưới truyền tải. Do đó, chúng tôi đề xuất cho phép các dự án dưới 30 MW được mua bán điện theo thỏa thuận song phương và chỉ cần chi trả các loại phí theo quy định cho EVN, không bắt buộc tham gia thị trường điện giao ngay.

Thứ hai, đề xuất không bắt buộc các dự án điện mặt trời áp dụng tỷ lệ tối thiểu 10% hệ thống lưu trữ điện (BESS) trong mô hình DPPA, vì điều này làm tăng chi phí mà không thật sự cần thiết, nhất là khi các chi phí dịch vụ ổn định lưới điện đã được tính riêng.

Thứ ba, kiến nghị Bộ Công Thương nghiên cứu kinh nghiệm quốc tế, ví dụ như Trung Quốc, trong việc tách bạch chi phí lưới điện phân phối (gồm tài sản cố định và chi phí vận hành) theo từng địa phương. Trên cơ sở đó, mỗi tỉnh có thể xây dựng cơ chế chia sẻ chi phí giữa các doanh nghiệp sản xuất năng lượng tại chỗ và ngành điện lực, qua đó hạn chế tác động tăng giá điện đối với các phụ tải dân sinh không có điều kiện đầu tư ĐMT.

Cuối cùng, về giải pháp kỹ thuật, cần quy định mỗi KCN có thể có một đơn vị đầu mối tích hợp dữ liệu các hệ thống ĐMT và kết nối với cơ quan điều độ, thay vì yêu cầu từng khách hàng kết nối riêng như hiện nay – điều này vừa tốn kém, vừa khó triển khai đồng bộ.

Trân trọng cảm ơn ông!

Phương Thanh thực hiện